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附件 99.1

Obsidian Energy Ltd.

年度资料表格

截至2025年12月31日止年度

2026年2月18日


术语汇总表	2
公约	3
缩略语	4
石油和天然气信息咨询	4
转换	5
信息的有效日期	5
关于前瞻性陈述的特别说明	5
一般和组织结构	8
我们业务的描述	9
Obsidian Energy的资本化	14
奥贝塞德能源董事及行政总裁	16
审计委员会披露	21
股息和股息政策	23
证券市场	24
行业条件	25
风险因素	32
重大合同	58
法律程序和监管行动	59
转让代理人和登记员	60
管理层和其他人对重大交易的兴趣	60
专家的兴趣	60
补充资料	61

附录A –储备数据和其他石油和天然气信息

附录A-1 –管理层和董事关于储量数据和其他信息的报告

附录A-2 –储量数据报告

附录A-3 –储量数据和其他石油和天然气信息报表

附录B –审计委员会的任务规定

术语汇总表

以下是本年度信息表中使用的某些术语的词汇表。

“ABCA”是指经修订的《商业公司法》（艾伯塔省），R.S.A. 2000，C. B-09，包括根据该法颁布的条例。

“年度信息表”是指日期为2026年2月18日的这份年度信息表。

“AER”意为艾伯塔省能源监管机构。

“董事会”或“董事会”是指黑曜石能源的董事会。

“普通股”是指黑曜石能源股本中的普通股。

“工程报告”指GLJ Ltd.于2026年1月23日编制的报告，其中他们评估了黑曜石能源 100%的石油、天然气和天然气液体储量以及截至2025年12月31日有效的归属于这些储量的未来净收益的净现值。

“40-F表格”是指我们向SEC提交的截至2025年12月31日的财政年度的40-F表格年度报告。

“GLJ”是指GLJ Ltd.，阿尔伯塔省卡尔加里的独立石油顾问公司。

“毛”或“毛”是指：

（a）就我们在生产或储备中的权益而言，我们的“公司总储备”，这是我们在扣除特许权使用费之前的工作权益（经营或非经营）份额，不包括我们的任何特许权使用费权益；

（b）就水井而言，我们拥有权益的水井总数；及

（c）就物业而言，我们拥有权益的物业总面积。

“手册”指经不时修订的《加拿大特许专业会计师手册》。

「国际财务报告准则」是指国际财务报告准则，是国际会计准则理事会发布的准则和解释，并经不时修订。适用于公开问责企业的加拿大公认会计原则参照《手册》第一部分即《国际财务报告准则》确定。

「毕马威会计师事务所」指公司的独立核数师。

“MD & A”是指管理层的讨论和分析。

“净”或“净”是指：

（a）就我们在生产或储备方面的权益而言，我们的营运权益（营运或非营运）在扣除特许权使用费义务后的份额，加上我们在生产或储备方面的特许权使用费权益；

（b）就我们对油井的权益而言，通过汇总我们对每口总油井的工作权益而获得的油井数量；及

（c）就我们对物业的权益而言，我们拥有权益的总面积乘以我们拥有的工作权益。

“NI 51-101”是指国家文书51-101 –石油和天然气活动披露标准。

「纽约证券交易所」是指纽约证券交易所。

“NYSE American”是指NYSE American交易所。

“黑曜石能源”、“公司”、“公司”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们的”各指Obsidian Energy Ltd.，该公司是一家根据美国农业银行（ABCA）存续的公司。在上下文允许或要求的情况下，这些术语还包括黑曜石能源在合并基础上的所有子公司。

“欧佩克”是指石油输出国组织。

“PCU # 11”是指Pembina Cardium Unit # 11

“SEC”是指美国证券交易委员会。

“优先无抵押票据-2022”是指我们之前未偿还的、于2027年7月27日到期的11.95%的优先无抵押票据。这些票据已于2025年12月3日全部赎回。

“优先无抵押票据-2025”系指标题“黑曜石能源资本化–债务资本–优先无抵押票据-2025”下所述的我们未偿还的优先无抵押票据。

“股东”是指我们普通股的持有人。

“子公司”具有《证券法》（安大略省）中赋予的含义，为了更大的确定性，包括黑曜石能源直接或间接拥有、控制或指导的所有公司和合伙企业。

「税务法」是指经修订的《所得税法》（加拿大），R.S.C. 1985，C.1（5th Supp.），包括根据其颁布的条例，并不时修订。

“TSX”是指多伦多证券交易所。

“未开发土地”和“未证明财产”分别指没有具体归属储备的财产或财产的一部分。

“美国”或“美国”是指美利坚合众国。

公约

此处使用的某些术语在“术语表”中定义。本文中使用但未定义的某些其他术语在NI 51-101中定义，除非上下文另有要求，否则在本文中应具有与NI 51-101中相同的含义。

除另有说明外，本文件中的所有美元金额均以加元表示。提及“$”或“CDN $”是指加元，提及“US $”是指美元。2026年2月18日，以WMR报告的中午汇率为基础的汇率为1.00加元等于0.73 12美元。

此处的所有财务信息均按照国际财务报告准则列报。

缩略语S


石油和天然气液体		天然气

英国石油公司	桶或桶	GJ	千兆焦耳
桶/天	桶/天	GJ/d	每天千兆焦耳
Mbbl	千桶	McF	千立方英尺
MMbbl	百万桶	MMF	百万立方英尺
NGLs	天然气液体	BCF	十亿立方英尺
MMBOE	百万桶油当量	McF/d	千立方英尺/天
MBOE	千桶油当量	MMcF/d	百万立方英尺/日
BOE/d	桶油当量/天	m3 MMBTU	立方米百万英热单位

其他
AECO	艾伯塔省天然气基准价格。
BOE或BOE	桶油当量，采用6mCF天然气折合一桶油的换算系数。
WTI	West Texas Intermediate，the reference price paid in US dollars at Cushing，Oklahoma for oil of standard grade。
API	美国石油学会。
API	由比重衍生的液体石油产品的密度或重力的量度。
PSI	磅/平方英寸。
毫米$	百万美元。
兆瓦	兆瓦。
兆瓦时	兆瓦时。
二氧化碳	二氧化碳。

石油和天然气信息咨询

凡本年度信息表（包括本年度的附录）中所披露的储量数据未能反映黑曜石能源的所有储量，读者应注意，由于汇总的影响，对个别物业的储量和未来净收入的估计可能无法反映与对所有物业的储量和未来净收入的估计相同的置信水平。

本年度信息表（包括本年度附录）中包含的所有产量和储量数量均按照加拿大惯例，特别是按照NI 51-101编制。这些做法不同于美国公司向SEC提交的报告和其他材料中用于报告产量和估算储量的做法。尽管如此，作为黑曜石能源向SEC提交的截至2025年12月31日止年度的40-F表格的一部分，黑曜石能源已使用SEC法规S-X中包含的标准披露探明储量，以及根据美国财务会计准则委员会“关于石油和天然气生产活动的披露”确定的与已探明石油和天然气储量相关的贴现未来净现金流的标准化计量，该标准的披露符合SEC的石油和天然气储量披露规则。

本年度资料表中提及我们持有、拥有、收购或处置的土地和财产，或我们拥有权益的土地和财产，是指我们拥有租赁或其他合同权利的土地或财产，以勘探、开发、开发和生产此类土地或财产下面的碳氢化合物。

英国央行可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。6 McF：1 bbl的BOE转换比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。鉴于基于当前石油价格与天然气相比的价值比率与6：1的能源当量转换比率有显着差异，使用6：1基础上的转换作为价值指示具有误导性。

转换

下表列出了标准帝国单位与国际单位制度（或公制单位）之间的某些转换。


转换自	到	乘以

McF	立方米	28.174
立方米	立方英尺	35.494
英国石油公司	立方米	0.159
立方米	英国石油公司	6.293
脚	米	0.305
米	脚	3.281
万里	公里	1.609
公里	英里	0.621
英亩	公顷	0.405
公顷	英亩	2.500
千兆焦（标准）	mmbtu	0.948
mmbtu（按标准）	千兆焦耳	1.055
千兆焦（标准）	McF	1.055

信息的有效日期

除另有说明外，本年度信息表中的信息截至黑曜石能源最近完成的财政年度末，即2025年12月31日。

关于前瞻性陈述的特别说明

为了向我们的证券持有人和潜在投资者提供有关黑曜石能源的信息，包括管理层对黑曜石能源未来计划和运营的评估，本文件中包含并以引用方式并入的某些陈述构成适用证券法“安全港”条款含义内的前瞻性陈述或信息（统称“前瞻性陈述”）。前瞻性陈述通常由诸如“预期”、“继续”、“估计”、“预期”、“预测”、“预算”、“可能”、“将”、“项目”、“可能”、“计划”、“打算”、“应该”、“相信”、“展望”、“目标”、“目标”、“潜在”、“目标”和暗示未来事件或未来业绩的类似词语来识别。此外，与“储量”或“资源”有关的陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量和资源以预测或估计的数量存在，并且可以在未来以盈利方式生产。特别是，本文件和以引用方式并入本文的文件包含但不限于与以下相关的前瞻性陈述：我们正在进行的收购、处置、转出和融资战略的细节；我们的股息政策；我们对我们经营所在行业2026年及以后的预期；我们的2026年展望和指导，包括我们的预期产量；我们对我们经营所在司法管辖区的气候变化法规将对我们产生的运营和财务影响的预期；我们对原住民关系的预期；我们对我们的环境项目将带来的预期，我们期望如何监督和确保遵守我们的政策；我们的管理团队拥有有效识别、评估和执行我们的业务计划的技能和经验；我们的竞争地位总体上是，与其他类似规模和处于类似发展阶段的石油和天然气生产商相当；季节性天气变化对我们业务的潜在影响；我们对退役和回收的预期；公司无法预测政府未来可能颁布哪些额外的立法或修正案，需要报告或汇出哪些内容，以及在什么时间范围内我们可能面临成本增加以遵守排放立法的可能性；我们致力于减轻我们的运营对环境的影响，并在整个勘探、开发、生产和废弃过程中让利益相关者参与进来；我们将寻求确保遵守我们的环境政策；我们将继续与政府合作，制定一种应对气候变化问题的方法，以保护行业竞争力，限制合规成本和行政负担，并支持对石油和天然气部门的持续投资；我们相信，环境立法和监管方面提高和增加标准的趋势将继续下去，我们预计，由于

扩大我们的业务并通过有关环境保护的新立法；我们对某些风险因素可能对我们产生的运营和财务影响的评估，以及如果这些风险因素成为现实，我们普通股的价值；我们的石油、天然气液体和天然气储量的数量、其可采性，以及使用预测价格和成本从我们的储量中得出的未来净收入的净现值，包括附录A-3在“储量数据和其他石油和天然气信息声明–储量数据”下的披露；我们将因生产我们的储量而产生的特许权使用费、运营成本、开发成本、废弃和回收成本以及所得税的金额；我们对石油的展望，液化天然气和天然气价格；我们对未来货币汇率和通货膨胀率的预期；我们对为我们的储量开发提供资金的预期以及如果我们未能开发这些储量将产生的影响；我们对开发我们已探明未开发储量和可能未开发储量的时间以及开发这些储量所需的未来资本支出金额的预期；我们对可能影响我们的储量数据的重大经济因素和其他重大不确定性的预期；净井眼数量，设施和管道长度，我们预计将产生废弃和复垦费用，我们预计将产生此类费用的总额及其时间；我们的勘探和开发计划的细节；我们对资本计划的期望；预期的土地除非我们以某种方式对其进行限定，否则这些将被放弃；我们对何时需要缴纳所得税的预期；我们打算继续积极识别和评估对冲机会，以减少我们在商品价格波动中的风险敞口并保护我们未来的现金流和资本计划；以及我们未来营销安排和风险管理策略的性质、有效性以及从中获得的收益。

关于本文件中包含或以引用方式纳入的前瞻性陈述，除其他外，我们做出了以下假设：目前对从加拿大出口或进口到加拿大的商品征收的关税的持续时间和影响，以及除目前有效的关税外，美国和加拿大（i）均未提高此类关税的税率或范围，重新制定目前暂停征收的关税，或对从一国进口到另一国的商品征收新的关税，包括石油和天然气，和/或（ii）对一国向另一国进口或出口产品施加任何其他形式的税收、限制或禁止，包括石油和天然气；公司不处置或获得材料生产财产或特许权使用费或其中的其他权益，但本文所述除外；艾伯塔省的责任管理法规将如何影响我们公司向前发展；区域和/或全球健康相关事件对能源需求和商品价格的影响；未来的全球能源政策，包括欧佩克成员国的持续能力，俄罗斯和其他国家将不时商定并遵守生产配额；俄罗斯和乌克兰之间以及涉及以色列、伊朗和其他国家的中东正在进行的军事行动以及对石油、NGLs的相关制裁的影响（及其持续时间），和天然气价格；我们能够通过信贷融资的各种重新确认和重新确定日期向前推进，并在到期日支付优先无抵押票据-2025；任何预期资产处置或收购的条款和时间；我们执行本文和我们其他披露文件中所述的长期计划的能力，以及成功执行该计划将对我们、我们的股东和其他利益相关者产生的影响；我们资产支出预期的经济回报；未来石油，液化天然气和天然气价格以及轻、中、重油价格与加拿大、WTI和世界石油和天然气价格之间的差异；未来的资本支出水平和资本计划；未来的石油、液化天然气和天然气产量水平；我们将被要求遵守的法律法规，包括与税收、特许权使用费制度、排放和环境保护有关的法律法规，以及这些法律法规的延续；我们将拥有所需的财务资源，以根据需要为我们的资本和运营支出和需求提供资金；钻探结果和我们储量的可回收性；我们对储量数量的估计以及与之相关的假设（包括商品价格和开发成本）在所有重大方面都是准确的；我们将因生产储量而产生的特许权使用费、运营成本、开发成本、废弃和回收成本以及所得税的金额；未来汇率，通货膨胀率和利率；未来债务水平；未来所得税率；我们可用的税池数量；扩大我们的财产持有量的成本；我们按计划执行资本计划的能力，而不会受到我们无法控制的各种因素的重大不利影响，例如天气（包括与天气相关的自然灾害，如野火、洪水和干旱），基础设施准入和在获得监管批准和第三方同意方面的延迟；本土关系及其对我们的运营和计划的影响；我们及时获得设备以开展开发活动的能力及其成本；我们向现有客户和新客户成功推销我们的石油和天然气的能力；我们通过我们的风险管理计划减少我们面临的商品价格波动和交易对手风险的能力；竞争加剧的影响；我们以可接受的条件获得融资的能力，我们的行为和运营结果将与预期一致；我们通过开发和开采活动增加产量和储量的能力；如有必要；以及我们将有能力以目前设想的方式开发我们的石油和天然气资产。此外，本文件中包含或以引用方式纳入的许多前瞻性陈述都位于特定于这些前瞻性陈述的假设附近，在阅读此类假设时应予以考虑

前瞻性陈述：具体见附录A-3中“储量数据和其他石油和天然气信息报表–储量数据”和“储量数据和其他石油和天然气信息报表–储量数据表附注”下确定的假设。

尽管黑曜石能源认为，本文件中包含或以引用方式并入的前瞻性陈述中反映的预期，以及做出此类前瞻性陈述所依据的假设是合理的，但无法保证此类预期将被证明是正确的。告诫读者不要过分依赖本文件中包含或通过引用纳入的前瞻性陈述，因为无法保证前瞻性陈述所依据的计划、意图或预期将会发生。就其性质而言，前瞻性陈述涉及众多假设、已知和未知的风险和不确定性，这些因素导致此处包含的预测、预测、预测和其他前瞻性陈述可能不正确，这可能导致我们在未来期间的实际业绩和财务结果与此类前瞻性陈述明示或暗示的对未来业绩或结果的任何估计或预测存在重大差异。这些风险和不确定因素包括（其中包括）以下风险：（i）目前对从加拿大出口或进口到加拿大的商品征收的关税在较长时间内继续有效，实施受到威胁的关税，重新启动目前暂停征收的关税，提高关税的税率或范围，或征收新的关税，包括对石油和天然气征收关税，（ii）美国和/或加拿大对从一国向另一国进口或出口产品征收任何其他形式的税收、限制或禁止，包括石油和天然气，以及（iii）美国对其他国家征收或威胁征收的关税以及其他国家对美国征收或威胁征收的报复性关税，将引发更广泛的全球贸易战，这可能对加拿大、美国和全球经济产生重大不利影响，进而对加拿大石油和天然气行业和公司产生不利影响，包括减少对石油和天然气的需求（以及价格），扰乱供应链，增加成本，造成全球金融市场波动，和限制获得融资的机会；我们无法以优惠条件或根本无法执行我们正在进行的部分或全部资产收购或处置计划的可能性，无论是由于未能获得必要的监管或其他第三方批准或满足适用的成交条件，还是由于我们无法预料的其他原因；我们在实施新技术、设施更换和建设等方面的计划发生变化，基于通过设计和实施此类计划获得的关键经验和经验进行的运营；我们将无法部分或全部成功执行我们的长期计划的可能性，以及我们预期将因成功执行此类计划而为我们、我们的股东和其他利益相关者带来的部分或全部利益的可能性没有实现；公司无法以优惠条款或根本无法完成正在进行的一项或多项潜在交易的可能性，或公司及其利益相关者没有实现任何已完成的此类交易的预期收益；区域和/或全球卫生相关事件对能源需求和商品价格的影响以及政府和公众对大流行病的反应；石油和天然气公司及其证券的估值显着下降以及对石油和天然气行业普遍信心下降的风险，除其他外，世界范围内向减少对化石燃料依赖的过渡持续存在或恶化；我们的信贷额度的循环期和/或到期期限以及我们的高级无抵押票据-2025年到期日不再延长（如有必要）的可能性，我们信贷额度下的借款基础减少，公司无法以可接受的条款更新我们的信贷额度或根本无法更新和/或为偿还我们的高级无抵押票据– 2025年到期时提供资金和/或获得新的债务和/或股权融资以替换我们的一项或全部信贷额度或高级无抵押票据-2025；我们根据与我们的贷方和我们的高级无抵押票据持有人的协议违反一项或多项财务契约的可能性-2025；天气条件对季节性需求的影响；风险如果没有我们无法控制的各种因素（包括天气）的重大不利影响，我们将无法按计划执行我们的资本计划，基础设施准入和延迟获得监管批准和第三方同意，包括适用的第一民族的同意；石油和天然气业务固有的风险；与估算储量和资源相关的不确定性；除其他外，争夺资本、收购储量、资源、未开发土地和技术人员；对收购价值的不正确评估，包括此处讨论的历史收购；地质、技术、钻探和加工问题；加拿大、美国、欧洲和全球的总体经济和政治状况，特别是这些状况对商品价格和我们获得资本的影响；行业状况，包括石油、天然气液体和天然气价格的波动、加拿大生产的石油和天然气与其他市场的价格差异以及运输限制，包括管道和铁路运力限制；就我们的石油和天然气生产应付的特许权使用费以及我们经营所在司法管辖区政府特许权使用费框架的变化以及这些变化可能对我们产生的影响；政府对石油和天然气行业监管的变化，包括环境和排放法规；外汇或利率波动；意外的运营事件或可能导致产量减少或导致生产关闭或延迟的环境事件，包括冬季月份的极端寒冷、野火、洪水和干旱；未能获得监管、行业合作伙伴和其他第三方同意和批准时

要求，包括收购、处置、合资、合伙和合并；未能实现处置、收购、合资和合伙的预期收益，包括此处讨论的历史处置、收购、合资和合伙；影响我们和我们的证券持有人的税收和其他法律法规的变化；交易对手可能无法履行其合同义务；股票市场波动和市场估值；欧佩克控制产量并在期望的价格水平上平衡全球石油供需的能力；政治不确定性，包括敌对行动的风险，在世界石油产区；如果钻井和相关设备不可用或进入钻井地点受到限制，勘探和开发活动就会延迟；管道中断和分摊以及第三方运营商的作为或不作为的影响；以及本文件中以及在加拿大www.sedarplus.ca和美国www.sec.gov上可查阅的黑曜石能源公开文件中“风险因素”项下描述的其他因素。读者请注意，这份风险因素清单不应被解释为详尽无遗。

本文件中包含并以引用方式纳入的前瞻性陈述仅在本文件发布之日发表。除适用的证券法明确要求外，黑曜石能源不承担任何义务公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。本文件中包含并以引用方式纳入的前瞻性陈述受到本警示性声明的明确限定。

此外，本文件包含面向未来的财务信息（“FOFI”）和与公司2026年预期运营、支出和生产相关的财务展望信息，这些信息受制于与上述相同的假设、风险因素、限制和资格。黑曜石能源的实际结果、业绩或成就可能与此类FOFI中表达或暗示的结果、业绩或成就存在重大差异，或者如果其中任何一方这样做，黑曜石能源将从中获得哪些收益。黑曜石能源将此FOFI包括在内是为了向读者提供关于黑曜石能源在2026年的业务的更完整的视角，而此类信息可能不适合用于其他目的。本FOFI自本文件之日起编制。

一般和组织结构

一般

黑曜石能源是一家合并于美国农业银行旗下的公司。黑曜石能源的负责人和注册办事处位于Suite 200,207 – 9th Avenue S.W.，Calgary，Alberta，T2P 1K3。

我们的组织Structure

下图列示了截止本协议签署之日黑曜石能源及我司物资子公司的组织架构。

注意：

（1）1647456 Alberta Ltd.、Penn West Reece Acquisition Ltd.、1329813 Alberta Ltd.和1295739 Alberta Ltd.各自根据艾伯塔省法律成立、持续、组建或组织（视情况而定），而Penn West Petroleum，Inc.根据美国特拉华州法律成立，Upton Resources U.S.A.，Inc.根据美国蒙大拿州法律成立。我们直接或间接拥有这些子公司各自100%的已发行和未偿还证券。

我们业务的描述

概述

黑曜石能源是一家中型石油和天然气生产商，拥有均衡的优质资产组合，总部位于加拿大西部。黑曜石能源是一家基于纪律严明、对我们所做工作的不懈热情以及对我们的股东、合作伙伴和我们经营所在社区的坚决问责制的公司。截至2025年12月31日，黑曜石能源拥有员工148人。

储备数据

有关截至2025年12月31日黑曜石能源的完整NI 51-101油气储量披露，请参见附录A-1、A-2和A-3。

业务的一般发展

以下是黑曜石能源业务在过去三个完成财政年度的一般发展情况的说明。

截至2023年12月31日止年度

管理更新

2023年2月22日，此前担任我们临时总裁兼首席执行官的Stephen Loukas被任命为总裁兼首席执行官。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2023年2月22日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

2023年指引、资本回报及储备

2023年1月30日，公司公布了我们的2023年资本和生产指导，包括总计2.6亿至2.7亿美元的资本支出，加上2600万至2800万美元的退役支出、启动正常课程发行人投标（“NCIB”）以及公司2022年底的储备数字。该公司2023年的平均产量指导设定为3.2万至3.35万桶油当量/天。有关更多详细信息，请参阅公司日期为2023年1月30日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

2023年8月2日，该公司宣布更新2023年产量指引至3.15万至3.25万桶油当量/天，资本指引至2.55亿至2.65亿美元，外加2600万至2800万美元的退役支出。2023年11月9日，该公司宣布更新2023年生产指导至3.2万至3.25万桶油当量/天，资本指导为3亿美元，加上2600万至2800万美元的退役支出。欲了解更多详情，请参阅公司分别于2023年8月2日和2023年11月9日发布的新闻稿，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

2023年9月21日，我们将2023年指引修正为31,750至32,500桶油当量/天，资本指引为3亿美元，加上26至2800万美元的退役支出。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2023年9月21日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

多伦多证券交易所批准正常课程发行人投标

2023年2月23日，公司宣布TSX批准NCIB，以促进通过股票回购向股东返还资本。2023年，该公司利用NCIB导致以每股9.32美元的平均价格回购和注销5,083，635股普通股，总对价为4,740万美元。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2023年2月23日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

银团信贷安排增至2亿美元

2023年3月22日，黑曜石能源宣布将其银团信贷额度从1.75亿美元增加到2.00亿美元，循环期延长至2024年5月31日，终止日期延长至2025年5月31日。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2023年3月22日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

关于水处理井的AER令

公司于2023年3月27日确认，关于公司14-18-082-17W5水处理井的公告（“AER订单”）由AER签发，其中包括在水处理井建立地震监测。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2023年3月27日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

银团信贷安排、Viking钻探结果和艾伯塔省野火最新情况

2023年5月31日，公司宣布增加银团信贷额度（从2亿美元增加到2.4亿美元，中国工商银行（加拿大）加入银团）、Viking钻探结果和艾伯塔省野火的影响。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2023年5月31日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

完成购买500万美元未偿还高级无抵押票据的要约-2022

2023年8月17日，公司宣布完成要约，购买我们未偿还的11.95%优先无抵押票据中的至多500万美元-2022年。要约获得超额认购，公司根据要约支付的总购买对价为500万美元（约，由于四舍五入），导致有效投标的优先无抵押票据-2022按比例分配。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2023年8月17日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

截至2024年12月31日止年度

2024年展望与指引

2024年1月25日，该公司宣布了我们的2024年资本和生产指导，包括总计3.45至3.55亿美元的资本支出和23至2400万美元的退役支出。该公司2024年的平均产量指导设定为35,250至36,750桶油当量/天。有关更多详细信息，请参阅该公司日期为2024年1月25日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

2024年5月28日，作为收购Peace River的一部分，公司将产量指引提高至35,650至37,150桶油当量/天，同时将我们的资本支出指引降低至3.3至3.4亿美元。2024年9月9日，该公司将产量指引提高至3.64万至3.7万桶油当量/天，并将我们的资本支出指引修正为3.35-3.45亿美元。2024年9月30日，该公司宣布将产量指引提高至3.7万– 3.74万桶油当量/天，并将资本支出指引下调至3.2-3.35亿美元。欲了解更多详情，请参阅公司分别于2024年5月28日、2024年9月9日和2024年9月30日发布的新闻稿，这些新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

续订正常课程发行人投标

2024年2月27日，公司宣布更新我们的NCIB，允许公司继续通过股票回购向股东返还资本。2024年，该公司利用NCIB导致以每股9.30美元的平均价格回购和注销4,484，820股普通股，总对价为4,170万美元。欲了解更多详情，请参阅公司于2024年2月27日发布的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

完成购买200万美元未偿还高级无抵押票据的要约-2022

2024年3月14日，公司宣布完成购买最多200万美元的未偿还11.95%优先无抵押票据-2022年的要约。要约获得超额认购，公司根据要约支付的总购买对价为200万美元（约，由于四舍五入），导致有效投标的优先无抵押票据-2022按比例分配。欲了解更多详情，请参阅公司于2024年3月14日发布的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

Woodland Cree争议与解决

2024年5月15日，该公司概述了与Woodland Cree First Nation的商业纠纷的细节。作为其中的一部分，Woodland Cree First Nation非法封锁了公司在Peace River地区的某些物业，导致公司关闭了约4,500桶油当量/天的生产。2024年6月11日，公司宣布与Woodland Cree First Nation达成协议，重新开始生产。欲了解更多详情，请参阅公司分别于2024年5月15日和2024年6月11日发布的新闻稿，这些新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

和平河收购

2024年5月28日，公司宣布，我们签订了一项购买和销售协议，从第三方收购Clearwater生产的约1700桶油当量/天（100%石油，基于2024年4月的实际产量）和和平河地区的148片净土地。收购于2024年6月26日结束，我们支付了8050万美元的现金对价，经过收盘调整。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2024年5月28日和2024年6月26日的新闻稿，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

银团信贷便利

2024年10月7日，公司宣布增加我们的银团信贷额度（从2.6亿美元增加到3亿美元，增加了工行标准银行有限公司加入公司的银行银团）。欲了解更多详情，请参阅公司于2024年10月7日发布的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

截至2025年12月31日止年度

管理更新

2025年1月14日，公司宣布晋升Jay McGilvary为开发副总裁。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2025年1月14日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

Pembina处置和关闭

2025年2月19日，公司宣布，我们与InPlay Oil Corp.（“InPlay”）签订了最终资产买卖协议（“PSA”），以3.20亿美元的收益处置我们的Pembina资产（“Pembina处置”），但须根据PSA规定的交割和其他调整。交易收到的3.20亿美元对价包括2.20亿美元现金、8500万美元的InPlay普通股以及InPlay在Willesden Green Cardium Unit # 2中34.6%的权益（价值1500万美元），可根据PSA的规定进行调整。Pembina处置包括公司在Pembina的所有资产，但我们保留的Pembina Cardium Unit # 11的非经营性权益除外。该交易生效日期为2024年12月1日，于2025年4月7日结束。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2025年2月19日和2025年4月7日的新闻稿，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

2025年展望与指引

2025年2月25日，该公司公布了我们2025年上半年的资本和生产指导，包括总计1.85-1.95亿美元的资本支出和11-1200万美元的退役支出。该公司将2025年上半年的平均产量指引定为3.33万至3.43万桶油当量/天。有关详细信息，请参阅公司日期为2025年2月25日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

2025年7月10日，该公司宣布了我们的2025年下半年资本计划，金额为110至1.2亿美元，退役支出为13至1500万美元。该公司将2025年下半年的平均产量指导设定为27,100至28,300桶油当量/天。有关更多详细信息，请参阅该公司日期为2025年7月10日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

作为公司于2025年10月30日发布的第三季度收益报告的一部分，公司将2025年下半年的资本指导范围更新为1.20至1.25亿美元，其中包括分配给我们在Peace River的注水项目的额外资本以及PCU # 11中扩大的非经营性资本计划。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2025年10月30日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca

信贷安排更新

就Pembina处置而言，我们的银团信贷额度减少至2.35亿美元，我们完成了半年一次的借款基础重新确定，这导致信贷额度下的循环期和到期日分别延长一年至2026年5月31日和2027年5月31日。

TSX批准续订正常课程发行人投标

2025年2月27日，公司宣布多伦多证券交易所接受我们的NCIB续展意向通知。NCIB允许黑曜石能源在自2025年3月3日开始的12个月内购买最多7,144，408股普通股（占截至2025年2月17日TSX定义的公司公众持股量的10%）。NCIB将不迟于2026年3月2日到期。2025年，公司充分利用了NCIB，导致以每股7.16美元的平均价格回购和注销普通股的最高金额（7,144，408），总对价为5,110万美元。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2025年2月27日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

出售InPlay的普通股头寸

2025年8月4日，公司宣布，我们与Delek Group Ltd.达成最终协议，以每股InPlay股票10.00美元或总收益的价格向他们出售我们在InPlay的普通股头寸，包括9,139，784股InPlay普通股

9140万美元。交易于2025年8月7日结束。有关更多详细信息，请参阅公司日期为2025年8月4日和2025年8月7日的新闻稿，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

部分赎回3000万美元高级无抵押票据-2022年

2025年9月2日，公司宣布，我们于2025年8月29日按比例完成了部分赎回本金总额为3000万美元的优先无抵押票据-2022，如2025年8月18日发布的部分赎回通知所述。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2025年9月2日的新闻稿，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

发行优先无抵押票据-2025年及赎回优先无抵押票据-2022年

2025年11月19日，公司宣布已订立包销协议，以私募配售方式出售本金总额为1.75亿美元、于2030年12月3日到期的8.125%五年期优先无抵押票据（“优先无抵押票据– 2025”）。此次发行随后于2025年12月3日结束。优先无抵押票据-2025年根据信托契约按面值发行，是公司的直接优先无抵押债务，与公司目前和未来的所有其他优先无抵押债务排名相同。

在完成优先无抵押票据– 2025年的发行后，公司赎回了我们现有的本金金额为8080万美元的优先无抵押票据-2022年。欲了解更多详情，请参阅公司日期为2025年11月19日和2025年12月3日的新闻稿，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca

2026年发展

2026年展望与指引

2026年1月22日，公司宣布了我们的2026年资本和生产指导，包括总计1.9亿至2.3亿美元的资本支出。该公司2026年的平均产量指导设定为27,900至29,900桶油当量/天。有关更多详细信息，请参阅该公司日期为2026年1月22日的新闻稿，该新闻稿可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

正在进行的收购、处置、转出和融资活动

潜在收购

作为我们正在进行的资产组合管理计划的一部分，黑曜石能源继续评估对所有类型的石油和天然气以及其他能源相关资产的潜在收购。有时，黑曜石能源可能正在评估几项潜在的收购，这些收购单独或合计可能很重要。截至本文发布之日，黑曜石能源尚未就任何潜在材料收购的价格或条款达成一致。黑曜石能源无法预测当前或未来的任何机会是否会导致对黑曜石能源的一项或多项收购。

潜在处置和转场

作为我们正在进行的投资组合资产管理计划的一部分，黑曜石能源继续评估我们石油和天然气资产的潜在处置。

此外，在黑曜石能源认为基于（其中包括）我们的资本计划、发展计划时间表和此类资产的风险状况这样做是审慎的情况下，黑曜石能源将继续考虑与其他行业参与者就我们的石油和天然气资产进行潜在的转出机会。黑曜石能源通常正在评估我们资产的几项潜在处置以及在任何时候的转出机会，这些处置单独或总体上可能是重大的。截至本协议签署之日，黑曜石能源尚未就任何潜在的材料处置或转场的价格或条款达成一致。黑曜石能源无法预测当前或未来的任何机会是否会导致黑曜石能源的一项或多项处置或转场。

潜在融资

黑曜石能源不断评估我们的资本结构、流动性和资本资源，以及不时出现的融资机会。黑曜石能源未来可能会完成普通股或债务（包括可转换为普通股的债务）的融资，其目的可能包括收购融资、黑曜石能源的运营和资本支出融资、偿还债务和向股东返还资本。截至本文发布之日，黑曜石能源尚未就任何潜在重大融资的定价或条款达成一致。黑曜石能源无法预测当前或未来的任何融资机会是否会导致一项或多项重大融资完成。

重大收购

黑曜石能源在其最近完成的财政年度内没有完成一项收购，就National Instrument 51-102持续披露义务第8部分而言，该收购属于重大收购。

专门技能和知识

黑曜石能源在追求我们的商业计划的过程中雇用具有各种专业技能的个人。这些专业技能包括但不限于工程、金融、地质、地球物理和业务技能，这些技能在行业内广泛可用，尽管招聘和留住有技能的专业工作人员具有很强的竞争力。凭借在石油和天然气业务方面的重要经验，黑曜石能源相信，我们的管理团队在汇集一家成功的开发、勘探和生产公司的所有关键组成部分方面拥有良好的业绩记录：过硬的技术技能；规划和财务控制方面的专长；执行业务发展机会的能力；资本市场方面的专长；以及使黑曜石能源能够有效识别、评估和执行我们的业务计划的企业家精神。见“风险因素”。

竞争条件

石油和天然气行业在所有阶段都具有竞争力。我们在石油和天然气资产的收购、勘探和开发以及石油和天然气的营销方面与众多其他参与者竞争。我们的竞争对手包括资源公司，这些公司可能拥有比我们更多的财力、人员和设施。我们认为，总体而言，我们的竞争地位与其他类似规模、处于类似发展阶段的石油和天然气生产商相当。见“风险因素”。

周期

石油和天然气储量的勘探和开发取决于进入将要进行作业的地区。季节性天气变化，包括冻结和破裂，在某些情况下会影响访问。意外的不利天气条件，例如野火、洪水、极端温度或长时间的分手，可能会对我们的运营和成本产生重大的负面影响。见“风险因素”。

破产和类似程序

在最近完成的三个财政年度内，或在本财政年度期间或拟议中，并无任何针对黑曜石能源或我们的子公司的破产、接管或类似程序，或任何自愿破产、接管或我们的任何子公司的类似程序。

重组

公司或我们的任何附属公司在最近完成的三个财政年度内或在本财政年度期间或建议进行的重大重组均无。

Obsidian Energy的资本化

股本

黑曜石能源的法定资本由无限数量的无面值或面值的普通股和90,000，000股无面值或面值的优先股组成。黑曜石能源的股本说明如下。本说明仅为摘要。鼓励股东阅读此类股份条款的全文，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

普通股

股东有权在黑曜石能源的任何股东大会（除普通股以外的黑曜石能源类别或系列股份的会议）上获得通知、出席并有权对每股普通股拥有一票表决权。

股东有权在董事会就普通股作为一个类别宣布时获得股息，但须事先满足就股息而言优先于普通股的其他类别股份的股份所附带的股息的所有优先权利。

在黑曜石能源发生任何清算、解散或清盘（无论是自愿或非自愿）情况下，或为清盘其事务而在我们的股东之间以其他方式分配黑曜石能源资产的情况下，以及在解散时资本回报方面优先于普通股的黑曜石能源的其他类别股份的所有股份所附带的解散时资本回报的所有优先权利事先得到满足的情况下，普通股股东有权按比率分享，连同在解散时资本回报方面与普通股享有同等地位的任何其他类别股份的持股人在黑曜石能源可供分配的资产中的股份持有人。

截至2026年2月18日，共有67,306，951股已发行在外普通股。

优先股

黑曜石能源的优先股可以随时或不时地以一个或多个系列发行。在发行特定系列的任何股份之前，董事会应以决议方式确定将形成该系列的股份数量，并应在符合黑曜石能源条款规定的限制的情况下，以决议方式确定该系列优先股的指定、权利、特权、限制和条件，包括但不以任何方式限制或限制前述的概括性，据此计算股息的比率、金额或方法、股息支付的时间和地点，任何购买以注销、撤回或赎回其权益、转换或交换权益（如有）的代价及条款及条件，以及不论该等购买是否计入或兑换黑曜石能源的证券或其他权益、所附带的投票权（如有）、任何股份购买或退休计划或偿债基金的条款及条件，以及限制就除优先股以外的任何股份支付股息或就黑曜石能源股本中的任何股份支付资本或创建或发行债务或股本证券；整个须经提交的修订章程细则载列该等系列的描述，包括该等系列的股份所附带的指定、权利、特权、限制和条件。尽管有上述规定，除任何系列优先股规定的未能宣布或支付股息的情况外，在优先股和普通股作为单一类别一起投票的任何会议上，优先股所附的表决权应限于每股优先股一票。

截至本公告日期，概无已发行及尚未发行的优先股。

债务资本

黑曜石能源有一个银团信贷额度并且有未偿还的高级无抵押票据-2025。下文对黑曜石能源的债务资本情况进行了描述。本说明仅为摘要。鼓励股东阅读有关黑曜石能源的优先无担保票据-2025和银团信贷融资的协议全文，以及对其适用的修订，这些协议可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。

信贷便利

该公司拥有2.35亿美元的循环银团信贷额度。银团信贷融资的循环期截至2026年5月31日，期限日期为2027年5月31日，但须遵守惯例的年度延期条款。循环信贷额度通常在每年的5月和11月进行半年一次的借款基数重新确定。银团信贷融资以公司全部资产作抵押。

高级无抵押票据-2025年

根据与奥德赛信托公司日期为2025年12月3日的信托契约，黑曜石能源按面值发行了本金额为1.75亿美元的2025年高级无抵押票据。此次发行所得款项用于赎回我们的高级无抵押票据– 2022的剩余未偿余额，并偿还我们银团信贷额度下的债务。优先无抵押票据-2025将于2030年12月3日到期，票面利率为8.125%，每半年等额分期支付一次，是黑曜石能源的直接优先无抵押债务，与公司目前和未来的所有其他优先无抵押债务排名相同。

根据我们的选择并在2027年12月3日之前的任何时间，黑曜石能源最多可赎回优先无抵押票据-2025本金总额的40%，赎回价格等于108.125%。于该日期后，公司可于2027年12月3日至2028年12月2日赎回全部或部分优先无抵押票据-2025：104.063%；或2028年12月3日至2029年12月2日赎回102.031%；或2029年12月3日至2030年12月2日赎回100%。

附加信息

有关我们的高级无抵押票据-2025年和我们的信贷额度的更多信息，请参阅本年度信息表中的“我们的业务描述–业务的一般发展”、我们截至2025年12月31日止年度的经审计综合财务报表附注6（统称为“财务报表披露”），以及我们相关的MD & A中的“融资”和“流动性和资本资源”（统称为“MD & A披露”），这两项信息均可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。财务报表披露和MD & A披露均以引用方式并入本年度信息表。

奥贝塞德能源董事及行政总裁

下表列出了截至2026年2月18日，黑曜石能源每位董事和执行官的姓名、省/州和居住国以及担任的职务和职务，连同他们最近五年的主要职业。黑曜石能源的董事的任期至下届股东周年大会或其各自的继任者获正式选出或委任为止。


姓名、省/州和居住国	与黑曜石能源一起担任的职位和办公室	主要职业前五年期间

沙尼·博斯曼（1）（2）加拿大不列颠哥伦比亚省	2022年5月4日起任董事	2011年至2021年，在赫斯基能源公司担任多个职位，包括2019年至2021年的公司战略、业绩、规划和投资者关系副总裁。她还在赫斯基能源公司担任技术运营、业务和资产开发方面的董事职务。2021年，她创立了一家名为BINGWA Inc.的精品独立咨询公司，该公司以BINGWA Consultants Inc.的身份完成了从艾伯塔省进入不列颠哥伦比亚省的企业延续。2024年，她在哈斯凯恩商学院完成了ICD-Rotman董事教育课程并获得ICD.D称号。


姓名、省/州和居住国	与黑曜石能源一起担任的职位和办公室	主要职业前五年期间
John Brydson（1）（2）美国康涅狄格州	自2014年6月4日起任董事	2012年以来的私人投资者。2010年至2012年底，他创立的全方位服务管理咨询公司——海斯坦咨询集团董事长。在此之前，瑞士信贷第一波士顿（现瑞士信贷）的董事总经理。
Raymond Crossley（1）（3）加拿大艾伯塔省	2015年3月6日起任董事	公司董事，担任艾伯塔省证券委员会首席独立成员。2023年6月30日，Crossley先生从卡尔加里健康基金会的首席财务官职位上退休，并于2022年4月离开加拿大西部基金会董事会。在成为董事之前，克罗斯利先生曾在普华永道会计师事务所工作。在普华永道的职业生涯中，他曾担任卡尔加里管理合伙人、加拿大西部管理合伙人以及该公司合伙企业董事会成员。Crossley先生毕业于西安大略大学，是艾伯塔省的一名特许专业会计师，并拥有公司董事协会的ICD.D称号。
Michael J. Faust（2）（3）美国阿拉斯加	2018年5月11日起任董事	Faust先生目前是SAExploration控股公司的董事会成员，在2021年12月31日之前他还是该公司的总裁兼首席执行官，此前还曾担任董事会主席。他也是Parker Wellbore的董事。此前，他在ConoCoPhillips Alaska，Inc.担任勘探和土地副总裁。Faust先生于1984年获得得克萨斯大学地球物理学文学硕士学位，并于1981年获得华盛顿大学地质学理学学士学位。
Edward H. Kernaghan（2）（3）加拿大安大略省	2018年1月3日起任董事	Kernaghan先生拥有多伦多大学理学硕士学位。他是经纪公司Kernaghan & Partners Ltd.的高级投资顾问。Kernaghan先生还是研究和投资公司Principia Research Inc.和投资控股公司Kernwood Ltd.的总裁。他还是Exco Technologies Ltd.、Black Diamond Group Limited、Roots Corporation和Velan Inc.的董事会成员。
Stephen E. Loukas 美国纽约	2018年5月11日起任董事于2019年12月5日获委任为临时总裁兼行政总裁，其后于2023年2月22日获委任为总裁兼行政总裁	FrontFour Capital Group LLC合伙人、管理成员和投资组合经理。此前，Loukas先生在瑞士信贷证券担任董事，担任多产品事件自营交易组的投资组合经理和投资研究主管，在Pirate Capital担任高级投资分析师，曾任职于Corporate Finance &


姓名、省/州和居住国	与黑曜石能源一起担任的职位和办公室	主要职业前五年期间
		Scotia Capital的分销集团。他拥有纽约大学金融和会计学学士学位。
Gordon Ritchie（3）加拿大艾伯塔省	自2017年12月1日起任董事长、董事	在加拿大皇家银行任职37年后，于2016年4月1日退休，担任加拿大皇家银行资本市场副主席。此前，Ritchie先生曾于2000年至2005年担任加拿大皇家银行全球勘探与生产能源集团的董事总经理和负责人；曾于1993年至1999年在纽约任职六年，担任加拿大皇家银行美国经纪商/交易商RBC Dominion Securities Corporation的总裁兼首席执行官；曾于1989年至1993年担任加拿大皇家银行设在英国伦敦的国际企业融资集团的董事总经理；曾于1979年至1988年在卡尔加里担任投资银行家和能源研究分析师。Ritchie先生一直担任Pipestone Energy Corp.的董事会主席，直到2023年10月3日Pipestone被Strathcona Resources Ltd.收购。
Peter Scott 加拿大艾伯塔省	高级副总裁兼首席财务官自2019年12月2日	2019年12月至今任职于黑曜石能源的首席财务官。Scott先生此前曾在Ridgeback Resources Inc.（前身为Lightstream Resources Ltd.）担任高级副总裁兼首席财务官一职，任期七年。在加入Lightstream之前，Scott先生曾在Iteration Energy Ltd.、Rock Energy Inc.和Beau Canada Exploration Ltd.等多家石油和天然气公司担任财务副总裁和首席财务官职务。Scott先生的职业生涯始于1983年的Amoco Canada Petroleum Company Ltd.。
加里·赛克斯加拿大艾伯塔省	2019年11月20日任命为业务发展、商业和企业规划副总裁，随后于2021年3月16日任命为商业和发展高级副总裁	Sykes先生于2019年9月加入公司，并于2019年11月成为业务发展、商业和企业规划副总裁，于2021年3月晋升为商业高级副总裁，随后于2022年1月担任商业和发展高级副总裁。Sykes先生曾在英国、加拿大、印度尼西亚、美国和中东担任过各种技术、运营和管理职务。2012年至2016年，他担任康菲石油公司卡塔尔和伊拉克总裁。自2017年以来，他一直支持一家小型私募股权支持的石油和天然气企业。Sykes先生拥有丰富的董事会经验，包括Qatargas 3合资企业、Mackenzie Valley管道董事会和卡尔加里动物园。Sykes先生于1990年获得格拉斯哥大学机械工程学荣誉学位，并在


姓名、省/州和居住国	与黑曜石能源一起担任的职位和办公室	主要职业前五年期间
		1991年，来自爱丁堡赫瑞瓦特大学的石油工程。

注意事项：

（1）审计委员会成员。

（2）人力资源、治理和薪酬委员会成员。

（三）运营与储备委员会委员。

黑曜石能源的董事和执行官作为一个集团，直接或间接实益拥有、控制或指挥约270万股普通股，或约占截至2025年12月31日已发行在外普通股的4%。Stephen Loukas还是FrontFour Capital Group的合伙人，Edward Kernaghan是Kernwood Ltd.的总裁，作为一个与黑曜石能源的董事和执行官组成的集团，他们直接或间接实益拥有、控制或指挥约790万股普通股，约占截至2025年12月31日已发行在外普通股的12%。

停止贸易令、破产、处罚或制裁

据黑曜石能源所知，除本文另有规定外，于本年度资料表日期，任何黑曜石能源的董事或执行官（或任何该等人士的任何个人控股公司）均不是，或在本年度资料表日期前十年内曾是任何公司（包括黑曜石能源）的董事、首席执行官或首席财务官，认为：

（a）受到停止交易令（包括管理层停止交易令）、类似停止交易令的命令或拒绝相关公司根据证券法获得任何豁免的命令的约束，在每种情况下，在连续超过30日期间有效的（统称为“命令”）是在董事或执行官以董事、首席执行官或首席财务官身份行事时发出的；或

（b）须遵守在该董事或执行官不再担任董事、首席执行官或首席财务官后发出的命令，而该命令乃因该人以董事、首席执行官或首席财务官身份行事期间发生的事件所致。

据黑曜石能源所知，除本文另有规定外，黑曜石能源的董事或执行官或持有黑曜石能源证券数量充足的股东均不会对TERM3（或任何该等人士的任何个人控股公司）的控制权产生重大影响：

（a）是，截至本年度资料表格日期，或在本年度资料表格日期前的十年内，任何公司（包括黑曜石能源）的董事或行政人员，如在该人以该身份行事期间，或在该人停止以该身份行事后一年内破产，根据与破产或无力偿债有关的任何法例提出建议，或受制于或提起与债权人的任何程序、安排或妥协，或有接管人、接管人经理或受托人获委任以持有其资产；或

（b）已于本年度资料表格日期前十年内破产，根据任何有关破产或无力偿债的法例提出建议，或受制于或提起与债权人的任何程序、安排或妥协，或有接管人、接管人经理或受托人获委任持有董事、执行人员或股东的资产。

Peter Scott先生在Lightstream Resources Ltd.（“Lightstream”）于2016年9月26日根据CCAA获得债权人保护时担任高级副总裁兼首席财务官。2016年12月29日，作为CCAA出售程序的结果，Lightstream的几乎所有资产和业务被出售给Ridgeback Resources Inc.（“Ridgeback”），这是一家新公司，由Lightstream有担保票据的前持有人拥有。Scott先生辞去Lightstream和

在出售交易完成后，他被任命为Ridgeback的高级副总裁兼首席财务官，该职位一直担任到2017年7月。

Gordon Ritchie先生于2012年11月至2016年12月期间担任Gemini Corporation（“Gemini”）的董事，该公司是一家在多伦多证券交易所创业板上市的报告发行人，并于2017年5月至2018年4月期间再次担任该公司的董事。2018年4月，Gemini的高级有担保债权人ATB Financial向艾伯塔省女王席法院申请接管令，该命令于2018年4月19日授予。FTI咨询 Canada Inc.被任命为公司目前和未来所有资产、事业和财产的接管人和管理人。Gemini的股票于2018年5月4日正式停止交易，公司董事会和高级管理人员全部辞职，同时任命接管人。

Michael J. Faust先生目前是SAExploration控股控股公司（“SAEX”）的董事会成员，在2021年12月31日之前，他还是该公司的总裁兼首席执行官。SAEX，当时是OTC Markets Pink Open Market的一家上市公司，与四家全资子公司于2020年8月27日根据美国破产法第11章提交了自愿救济申请（“重组”）。SAEX及其子公司继续作为占有的债务人经营其业务和管理其财产，并于2020年12月18日摆脱破产，此前美国德克萨斯州南区休斯顿分部美国破产法院于2020年12月10日输入确认令，批准了债务人的第二次经修订的第11章重组计划。福斯特先生在重组时担任SAEX董事会主席，目前是董事会成员。SAEX完成重组，成为一家私人控股公司。

据黑曜石能源所知，概无董事或执行人员或持有黑曜石能源（亦无任何人的任何该等人士的任何个人控股公司）足够数目的黑曜石能源证券的股东，均未受制于：

（a）法院就证券立法或证券监管机构施加的任何处罚或制裁，或已与证券监管机构订立和解协议；或

（b）法院或监管机构在作出投资决定时可能被视为对合理投资者重要的任何其他处罚或制裁；

但就前述而言，迟报费用，例如适用于内幕报告迟报的备案费，不被视为“处罚或处分”。

利益冲突

董事会于2015年7月批准了对《商业行为和道德准则》（“准则”）的修订，该准则使该准则成为利益冲突方面的适用政策（而此前还有董事、高级职员和高级财务管理人员的Code of Ethics）。一般而言，不禁止员工、董事和高级职员的私人投资活动；但是，如果一项现有投资构成潜在的利益冲突，则守则要求将该潜在冲突披露给高级职员或黑曜石能源法律部门的成员，或向董事会披露。该准则还要求对构成潜在利益冲突的任何其他活动向高级职员或黑曜石能源法律部门的成员进行披露。凡此类潜在利益冲突，将在充分披露与黑曜石能源潜在利益冲突的性质和程度的情况下，以公开方式予以处理。守则承认，董事可能是从事石油和天然气业务的其他实体的董事或高级职员，这些实体可能与黑曜石能源存在直接或间接竞争。对公共或私营实体的被动投资低于流通股的1%，将不被视为与黑曜石能源“竞争”。除非获得执行官或董事会的明确授权，否则黑曜石能源的任何执行官或雇员均不应是与黑曜石能源存在或可能存在竞争关系的任何实体的董事、雇员、承包商、顾问或高级职员。黑曜石能源的任何董事，如果是公共或私营实体的董事或高级职员，或以其他方式积极参与管理，或拥有已发行股份的百分之一或更多的投资，应向董事会披露该等持有情况。如因所持有的该等职位或投资或董事会认为构成利益冲突并合理影响该等人士以黑曜石能源的最佳利益为目的行事的能力的其他原因而出现任何情况，董事会将采取合理需要的行动以解决该等事项，以期有利于黑曜石能源的最佳利益。此类行动，但不限于，可能包括将此类董事、高级管理人员或雇员排除在Obsidian的某些信息或活动之外

能源。2019年期间，为了更新需要在被接受之前获得批准的礼物的门槛金额以及其他技术性和非实质性修订，对《Code of Ethics》进行了修订。

ABCA规定，如果高级职员或董事是重大合同或重大交易或拟议的重大合同或拟议的重大交易的一方当事人，或者是该高级职员或董事的高级职员或高级职员，或者对作为该合同或拟议的重大交易的一方当事人的任何人有重大利益，则该高级职员或董事应披露其利益的性质和范围，并应避免投票批准该合同或交易。

截至本报告所述日期，黑曜石能源并不知悉黑曜石能源或黑曜石能源的附属公司与黑曜石能源或黑曜石能源的任何附属公司的任何董事或高级职员之间存在或潜在的任何重大利益冲突。

促销员

在最近完成的两个财政年度内或在本财政年度内，没有任何人或公司是黑曜石能源的“发起人”（定义见《证券法》（安大略省））或黑曜石能源的子公司的“发起人”（发起人）。

审计委员会披露

National Instrument 52-110 – Audit Committees（“NI 52-110”）已强制要求在本年度信息表中包含某些披露。审计委员会的任务文本作为附录B附于本年度信息表。

审计委员会的组成及相关教育和经验

截至本报告所述日期，审计委员会的成员为Raymond Crossley（主席）、Shani Bosman和John Brydson，他们每个人都独立，并且具有NI 52-110所指的财务知识。以下是每位成员与履行其作为审计委员会成员的职责相关的教育和经验的简要总结。

沙尼·博斯曼

博斯曼女士是一位商业战略家和转型领导者，在战略决策流程、企业转型和运营执行方面拥有多样化的全球经验。她目前专注于领导战略投资和转型举措，以及全球各地矿业部门的投资组合业绩。她的精品独立咨询公司BINGWA Consultants Inc.为新的和创新的战略框架、投资组合和长期业务规划以及技术和运营绩效执行提供专业咨询服务。在2021年之前，博斯曼女士担任公司战略、业绩、规划和投资者关系副总裁，并在赫斯基能源公司担任技术运营、业务和资产开发方面的董事职务。Bosman女士拥有卡尔加里大学Haskayne商学院MBA学位、皇家山大学项目管理硕士证书和南非比勒陀利亚大学化学工程学士学位。2024年，她在哈斯凯恩商学院完成了ICD-Rotman董事教育课程和ICD.D指定

John Brydson

Brydson先生在金融领域拥有超过30年的经验，曾在主要投资银行和商业银行担任高级职务。自2012年以来，布莱德森先生一直是私人投资者。从2010年到2012年底，他担任了一家小型全方位服务管理咨询公司——和斯坦咨询集团（HCG）的董事长，这家公司是他创立的。在加入HCG之前，Brydson先生于1995年至2009年期间担任瑞士信贷第一波士顿（现为瑞士信贷（“CS”））的董事总经理，负责多产品活动交易集团。从1983年开始，他还担任雷曼兄弟公司的董事总经理，担任类似的职务，直到他加入CS。在1977年加入伦敦大通曼哈顿银行（Chase）之前，他早年的职业生涯是作为一名股票分析师度过的。他于1980年转到纽约的总部，在那里他成为了Project Finance Group的副总裁，专门从事能源、采矿和金属领域的国际项目。他于1983年离开大通，加入雷曼兄弟。布莱德森先生拥有Heriot-Watt经济学荣誉学位

苏格兰爱丁堡大学。布莱德森先生担任慈善组织美国赫瑞瓦特大学之友组织的总裁和董事会成员超过10年，并继续留在其董事会。

Raymond Crossley（主席）

克罗斯利先生是一名财务主管和公司董事。他是艾伯塔省证券委员会的首席独立成员，于2023年从卡尔加里健康基金会的首席财务官职位上退休。克罗斯利先生在服务超过33年后于2015年从普华永道（“普华永道”）退休。克罗斯利先生曾在2001-2005年期间担任伙伴关系委员会（普华永道的理事机构）的当选成员。2005-2011年，Crossley先生担任普华永道卡尔加里办事处管理合伙人，2011-2013年担任加拿大西部管理合伙人。在担任这一职务期间，他领导了普华永道在加拿大西部的市场活动。他拥有公司董事协会的ICD.D称号，是资深特许专业会计师。毕业于西安大略大学，获经济学和政治学学位。

审计和非审计事务的审批前政策和程序

聘请黑曜石能源的外部审计师提供审计服务的条款，包括此类审计服务的预算费用以及与此相关的陈述和免责声明，必须得到整个审计委员会的预先批准。

关于黑曜石能源的外部审计师就非审计服务进行的任何聘用，黑曜石能源在聘请外部审计师之前必须获得审计委员会或审计委员会主席的批准才能完成此类聘用。如果审计委员会主席提供此类预先批准，主席必须向审计委员会报告其在此类预先批准后的审计委员会第一次预定会议上预先批准的任何非审计服务业务。未经审计委员会批准，此类非审计服务的费用在特定财政年度不得单独或合计超过100,000美元。

若在尽其合理的最大努力后，黑曜石能源无法及时与审计委员会主席联系以获得前款设想的预先批准，黑曜石能源可以从审计委员会任何其他成员处获得所需的预先批准，但任何该等审计委员会成员应向审计委员会报告其在获得该等预先批准后的审计委员会第一次预定会议上预先批准的任何非审计服务聘用，且该等服务的费用不超过上述100,000美元。

外聘审计员服务费

下表汇总了所示期间毕马威会计师事务所就外部审计和其他服务向黑曜石能源收取的费用。


年份	审计费用（1）（美元）	审计相关费用（2）（美元）	税费（3）（$）	其他费用（4）（$）
2025	1,404,700	110,275	-	-
2024	934,110	5,775	-	-

注意事项：

（1）我们的外部审计师在最近两个会计年度每个会计年度就审计服务收取的费用总额，包括对黑曜石能源的年度财务报表和财务报告内部控制的审计费用、对未经审计的中期综合财务报表的审阅程序以及与招股说明书和证券相关文件（包括发行优先无抵押票据-2025）相关的服务的审阅程序费用。

（2）我们的外部审计师在过去两个会计年度的每一个会计年度就与我们的财务报表的审计或审查的执行情况合理相关的鉴证和相关服务收取的费用总额（不包括在附注（1）中的审计服务费用中）。在2024年和2025年，包含在这一类别下披露的费用的服务涉及合同要求的某些信息的特定审计程序，在2025年，还包括与与Pembina处置相关的运营报表的审计和审查相关的费用。

（3）我们的外部审计师在适用的财政年度为税务合规、税务建议和税务规划的专业服务而收取的费用总额。

（4）包括我们的外部审计师收取的未在前三个类别中报告的所有费用。

对豁免的依赖

自黑曜石能源最近完成的财政年度开始以来，黑曜石能源从未依赖NI 52-110第2.4、3.2、3.4或3.5节所载的任何豁免，或根据其第8部授予的全部或部分NI 52-110豁免。此外，自黑曜石能源最近完成的财政年度开始以来，黑曜石能源从未依赖过NI 52-110第3.3（2）小节或第3.6节中的豁免。此外，自黑曜石能源最近完成的财政年度开始以来，黑曜石能源从未依赖过NI 52-110的第3.8节。

审计委员会监督

自黑曜石能源最近完成的财政年度开始以来，董事会从未采纳审计委员会关于提名或补偿外部审计师的建议。

股息和股息政策

股息政策

公司最近三个财政年度未宣派股息。未来宣派及派付股息的任何决定将由董事会酌情决定，并将取决于（其中包括）公司的经营业绩、当前和预期的现金需求和盈余、财务状况、公司法规定的偿付能力测试、合同限制和融资协议契约（如有）以及董事会可能确定的其他相关因素。见“风险因素”。

管理我们的银团信贷安排的信贷协议和管理我们的高级无抵押票据-2025的票据购买协议也包含限制我们在发生某些违约事件时向股东支付股息的能力的条款。有关我们的信贷安排和我们的高级无抵押票据-2025的协议全文及其适用的修订，可在SEDAR + www.sedarplus.ca上查阅。有关我们的信贷额度和高级无担保票据-2025的更多信息，请参阅“黑曜石能源的资本化–债务资本”。

证券市场

交易价格和成交量

下表列出了TSX和NYSE American报告的2025年普通股的某些交易信息（如适用）。


	多伦多证券交易所
	普通股价格（美元）	普通股价格（美元）
期	高	低	成交量

一月	9.04	7.45	4,667,168
2月	8.77	7.16	6,433,819
三月	8.84	6.85	6,364,741
四月	8.70	5.67	11,595,719
可能	7.22	5.35	8,641,279
六月	8.37	6.72	9,074,352
7月	9.02	7.24	6,407,431
8月	8.67	7.62	4,537,402
9月	9.54	8.03	4,640,794
10月	9.86	7.65	5,972,568
11月	9.17	7.70	5,034,986
12月	8.89	7.65	4,264,093


	纽约证券交易所美国证券交易所
	普通股价格（$ US）	普通股价格（$ US）
期	高	低	成交量

一月	6.26	5.16	8,231,027
2月	6.18	4.97	9,408,870
三月	6.22	4.74	9,599,351
四月	6.08	4.01	13,362,586
可能	5.18	3.88	9,859,839
六月	6.09	4.92	8,451,962
7月	6.53	5.27	7,658,306
8月	6.31	5.52	4,802,388
9月	6.84	5.81	6,779,206
10月	7.07	5.44	8,075,625
11月	6.52	5.47	5,958,169
12月	6.42	5.55	7,023,561

先前的销售

除根据黑曜石能源的董事和员工薪酬计划发行的激励证券外，黑曜石能源截至2025年12月31日止年度没有发行任何类别的尚未发行但未在市场上上市或报价的证券。

托管证券及受合同限制转让的证券

据黑曜石能源所知，黑曜石能源没有证券以托管方式持有、受集合协议约束或受转让合同限制。

行业条件

在加拿大石油和天然气行业运营的公司受到广泛的运营监管和控制，包括与土地保有权、勘探、开发、生产、炼油和升级、运输和营销有关的事项。各级政府已就石油和天然气的定价和税收制定立法，并已在它们之间订立协议，所有这些都应由公司的投资者认真考虑。目前所有的立法都是公开记录的问题；然而，该公司无法预测政府未来可能颁布哪些额外的立法或修正案。

公司的资产和运营受到行政机构的监管，这些机构的权威来自适用级别的政府颁布的立法。该公司上游石油和天然气业务的受监管方面包括与石油和天然气勘探和生产相关的所有活动，除其他事项外，包括：（i）钻井许可和建造相关基础设施；（ii）技术钻井和油井要求；（iii）允许的地点和进入作业场所；（iv）关于保护生产物质和避免废物的操作标准，例如限制燃烧和放空；（v）评估和监测环境影响，包括减少排放；（vi）与生产作业相关的物质的储存、注入和处置；（vii）受影响场地的废弃和复垦。

要开展石油和天然气业务并在适用的监管制度中保持良好信誉，生产商必须遵守适用的立法、法规、命令、指令和其他指示，所有这些都受到政府不时的监督、审查和修订。遵守可能代价高昂，违反可能会导致罚款或其他制裁。

下文的讨论概述了影响该公司资产所在的加拿大西部石油和天然气行业的立法、法规、协议、命令、指令和其他相关条件的一些主要方面。虽然这些事项不会以任何与它们影响其他具有可比资产和运营的类似规模的行业参与者的方式有重大不同的方式影响公司的运营，但投资者应仔细考虑这些事项。

从加拿大出口石油、天然气和NGLs

过去一年，美国对包括能源在内的某些加拿大产品征收关税，加上加拿大的对等措施，使跨境能源贸易更加复杂。美加关税环境依然不稳定，关税影响不符合美国-墨西哥-加拿大协定（“USMCA”）豁免条件的产品。等待美国最高法院关于关税授权的裁决以及即将到来的2026年USMCA审查为输美石油、天然气和NGL出口增加了进一步的不确定性。这些动态影响着出口成本、市场准入以及对加拿大能源产品的需求。持续征收关税对加拿大经济和加拿大能源生产商的确切影响仍未确定。

近年来，加拿大将石油和天然气出口扩大到美国以外的地区。跨山输油管道扩建工程的完成使得石油能够运往亚洲和欧洲，中国、韩国和印度成为主要买家。对欧洲的海运出口也有所增加。天然气方面，加拿大首个大型液化天然气（“LNG”）终端于2025年年中开始运营，打开了进入全球市场的通道。这些发展标志着向多元化能源出口目的地的战略转变；然而，美国仍然是加拿大能源产品的最大客户。因此，美国政府采取的行动或其他影响美国对加拿大能源产品需求的事件可能会对该公司和其他加拿大生产商获得的能源产品定价产生重大影响。

加拿大定价和营销

石油、天然气、NGLs价格由买卖双方协商确定。各种因素可能影响价格，包括全球供需、产品质量、与市场的距离、运输的可用性、精炼产品的价值、竞争产品的价格、竞争库存的价格、合同条款、天气条件、供需平衡以及其他合同条款。

运输限制和市场准入

尽管拥有从加拿大西部运输石油、天然气和NGLs的巨大能力，但这些交通基础设施的大部分面向美国。因此，尽管加拿大西部拥有大量运输的能力，但市场准入仍然受到限制，因为可用于向加拿大东部和海外市场交付的能力有限。这种对美国本土基础设施的依赖继续限制着加拿大实现出口目的地多样化的能力。由于监管障碍、法庭挑战以及经济或社会政治因素，许多可能扩大准入的拟议项目，特别是那些旨在实现更大程度进入其他国际市场的项目，已被取消或推迟。

石油管道

在加拿大，生产商与管道运营商进行谈判，根据具体管道和具体物质，以牢固、现货或可中断的方式将其产品运往市场。不同辖区和地区的交通运输可用性存在很大差异。这种可变性可以决定可用运输承诺的性质、潜在客户的数量和收到的价格。

根据加拿大宪法，跨省和国际管道的开发和运营属于联邦管辖范围，根据《加拿大能源监管机构法》，新的跨省和国际管道需要经过联邦监管审查和内阁批准才能进行。然而，近年来，人们认为在这方面缺乏政策和监管确定性，因此，即使在项目获得批准时，由于省市政府采取的行动以及与土着权利和所有权、政府咨询和照顾土着人民的责任以及相关环境审查程序的充分性等问题相关的法律反对，这些项目往往面临延误。从加拿大到美国的出口管道面临额外的不可预测性，因为这类管道还需要美国几级政府的批准。

2025年6月，法案C-5（One Canadian Economy Act）生效，授予联邦政府加速批准包括管道在内的“国家利益”基础设施项目的权力。虽然立法旨在减少监管

延迟，它引起了不同的反应：行业利益相关者普遍支持其精简措施，而某些权利持有者，特别是土著群体，则对其影响表示担忧。联邦政府目前正在与各省、地区和土著社区就实施进行磋商。

2025年11月27日，加拿大和艾伯塔省政府签署了一份谅解备忘录（“MOU”），以合作支持加拿大西部的油气资源、可再生能源、关键矿产和其他资源部门的开发。根据谅解备忘录将建立的协议预计将在2026年和2027年完成。

天然气和液化天然气

近年来，加拿大西部的天然气价格受到限制，由于北美供应增加、市场准入受限以及储存能力受限，2025年再次达到非常低的价格。确保获得将天然气运出加拿大西部的基础设施的稳固准入的公司可能能够进入更多市场并实现更好的定价。没有公司准入的公司可能会被迫接受加拿大西部的现货定价，这通常低于其他北美地区的价格。

2020年10月，TC Energy Corporation（“TC”）获得联邦批准，可扩建Nova天然气输送线路系统（“NGTL系统”）。NGTL系统目前正在实施一项99亿美元的基础设施计划。2024年7月，TC宣布与一家土著拥有的投资合伙企业达成历史性的股权购买协议，这将使多达72个土著社区成为横跨加拿大西部的基础设施资产网络的股权所有者，但截至2024年9月，该交易已被推迟。

2025年，加拿大液化天然气公司作为该国首个大型液化天然气出口终端全面投入运营，标志着加拿大成为全球液化天然气供应商的重要里程碑。该项目于2025年7月从Kitimat码头出口了第一批货物，到9月已经向国际市场发运了10批货物，此后出口量继续上升。此外，在2025年8月6日，JGC和福陆获得了一份合同，为拟议的2期扩建更新前端工程和设计，该扩建旨在将该设施的液化天然气年产能提高一倍。

包括天然气管道、石油管道、液化天然气出口设施以及相关传输升级在内的一系列广泛的能源基础设施项目在加拿大各地仍处于不同的发展阶段。其中包括正在建设中的项目，以及其他提出、等待监管部门批准或仍在等待最终投资决定的项目。这些项目合在一起反映了受不断变化的市场条件、监管流程和投资决策影响的潜在发展的重要管道。

土地保有权

矿产权

除马尼托巴省外，加拿大西部的每个省政府都拥有位于其境内的石油和天然气的大部分矿产权。省级政府通过租赁、许可证和许可证（统称“租赁”）授予勘探和生产石油和天然气的权利，其条款不同，但须符合省级立法规定的条件，包括要求进行具体工作或支付替代费用。加拿大西部的省政府进行土地销售，石油和天然气公司竞标勘探和生产省级拥有的石油和天然气所需的租约。这些租约一般有固定期限，但如果满足规定的条件，可能会延续到初始期限之后。

加拿大西部也存在石油和天然气的私人所有权（即永久保有矿产地）。勘探和生产私有石油和天然气的权利是根据矿权持有人与寻求勘探和/或开发石油和天然气储量的公司之间协商的条款和条件，通过租赁或其他合同授予的。

如果公司在第一民族保留土地上或附近或在受土著权利或所有权约束的地区开展业务，其成功与与土著人民建立和保持牢固、尊重和持久的关系密切相关。这可能采取多种形式，包括谈判影响利益协议、参与股权所有权框架、环境管理合作以及反映潜在受影响国家的优先事项、治理结构和决策过程的参与议定书。许多拟议和正在进行的能源和基础设施项目

加拿大各地越来越需要与土著社区建立积极主动的伙伴关系，以确保获得监管批准并支持长期运营确定性。因此，以透明、互利和承认土着权利为基础的建设性参与，是该公司推进和维持其在这些地区活动的能力的关键组成部分。

另一类矿权所有权是加拿大联邦政府对原住民保留土地上的矿权所有权（根据《印第安人法》指定），由一个单独的政府机构根据不同的立法进行管理和监管。该公司没有在储备土地上开展业务。

该公司在Peavine M é tis定居点和Gift Lake M é tis定居点开展业务。现行的艾伯塔省官方矿产协议受与根据共同管理协议（根据《梅蒂斯住区法案》（艾伯塔省））签订的每个定居点的开发协议中规定的条款和条件的约束。

Surface Rights

要开发石油和天然气资源，生产商还必须获得开展作业所需的地表土地的使用权。对于皇冠土地，地面使用权可以直接从政府获得。对于私有土地，使用权通常与土地所有者协商。在无法达成协议的情况下，每个省都制定了自己的流程，生产商可以遵循这些流程，以获得并维持开展业务所需的表面准入。

特许权使用费和奖励

每个省都有立法和法规来管理皇冠版税，并确定生产者生产皇冠资源必须支付的版税税率。省级特许权使用费制度与适用的联邦和省级税收一起运作，是油砂项目以及石油、天然气和NGL生产盈利能力的重要因素。

官方不持有矿权的土地的生产所需支付的特许权使用费由矿产永久业权所有者和承租人协商确定，尽管某些省级税收和其他生产或收入费用仍可能适用。王冠土地上生产的特许权使用费由省级法规确定，一般按生产价值的百分比计算。

石油和天然气权利的生产者和工作权益所有者可以通过私下交易创造额外的特许权使用费或类似特许权使用费的权益，例如压倒一切的特许权使用费、净利润权益和净附带权益，其条款有待协商。

联邦和省政府不时为在石油和天然气等特定行业运营的企业制定奖励计划。这些计划通常在商品价格较低时推出，以鼓励勘探和开发活动。他们可能会提供基于数量的激励措施、版税税率下调、版税假期或版税税收抵免。各国政府还可能出台激励计划，鼓励生产商优先考虑某些种类的开发，或利用提高石油、天然气和NGLs采收率的技术，或改善环境绩效。

监管当局和环境监管

加拿大石油和天然气行业受各种联邦、省、地区和市法律法规的环境监管，所有这些法律法规都受到政府的审查和不时修订。除其他外，这些条例规定限制和禁止与某些石油和天然气作业相关的物质的泄漏、释放或排放，例如二氧化硫和一氧化二氮。监管制度还规定了油田废物处理和储存、生境保护以及井、设施和管道场地的适当运营、维护、废弃和复垦等方面的要求。

遵守这些规定可能需要大量支出，违反这些规定可能会导致暂停或撤销许可和授权、民事责任以及施加重大罚款和处罚。此外，未来对环境立法的修改，包括与空气污染和温室气体（“GHG”）排放（通常以全球变暖潜能值衡量并以二氧化碳当量（“CO2e”）表示）相关的立法，可能会进一步

对石油天然气行业运营商和其他公司的要求。从事水力压裂作业的公司须遵守额外的操作、监管和报告要求。

负债管理

艾伯塔省能源监管机构（“AER”）管理着多个责任管理计划，以管理艾伯塔省大多数常规上游石油和天然气井、设施和管道的责任。该省继续在其负债管理框架下从规定性框架过渡到更全面的方法。

如果被许可人或工作利益参与者资不抵债或无法履行其义务，艾伯塔省维持一项孤儿基金，以支付暂停、放弃、补救和回收某些AER计划中包含的油井、设施或管道的费用。孤儿基金的资金来源是对行业参与者征收的税款和省级贷款。2025年3月，艾伯塔省政府批准向孤儿井协会2025/26年度运营预算征收1.4445亿美元。

加拿大最高法院（“SCC”）在Orphan Well Association诉Grant Thornton案中的裁决（通常被称为“Redwater”裁决）继续塑造着艾伯塔省的责任管理制度。由于Redwater的决定，接管人和受托人无法再避免在破产程序期间根据AER的立法授权在批准许可转让之前下达放弃令或要求提供保证金。资不抵债的遗产不能再放弃已达到其生产寿命结束的资产以优先考虑有价值的资产而不首先满足放弃和复垦义务。已解散的被许可人的义务的负担首先落在其工作利益伙伴身上；此后，AER可能会指示孤儿基金承担看护和保管，并加速清理没有负责任所有者的水井或场地。

为了解决废弃和回收责任问题，AER定期实施计划，鼓励闲置或处于边缘地位的石油和天然气基础设施退役、修复和回收。2025年末，AER引入了自2026年生效的强制性年度关闭支出要求，加强了主动减少责任的措施。

气候变化监管

气候变化监管是加拿大石油和天然气行业运营环境的一个重要方面。国际协议、联邦倡议和省级计划继续塑造减排目标、碳定价机制和报告要求。目前的框架包括碳税、排放上限和低碳技术激励措施等措施，正在进行的审查旨在收紧标准，以满足加拿大的气候承诺。

联邦

加拿大是《联合国气候变化框架公约》的签署国，批准了《巴黎协定》，承诺到2030年将温室气体排放量比2005年的水平减少30%。2021年，加拿大将这一目标强化为到2030年减排40 – 45%，到2050年实现净零排放。加拿大还承诺到2030年将石油和天然气部门的甲烷排放量在2012年的基础上减少75%；限制石油和天然气部门的排放量；到2030年逐步淘汰动力煤出口。在2023年联合国气候变化大会上，加拿大重申致力于摆脱化石燃料，加速温室气体减排。

加拿大政府于2016年启动了关于清洁增长和气候变化的泛加拿大框架，并于2018年颁布了《温室气体污染定价法案》。这项立法建立了由两个关键要素组成的联邦碳定价体系：适用于化石燃料的燃料收费，以及针对大型工业排放者的基于产出的定价体系（“OBPS”）。联邦制度在全国范围内适用，除非一个省或地区实施的制度达到或超过了联邦基准。然而，自2025年4月1日起，联邦政府出台了取消联邦燃料收费的规定，并取消了各省和地区维持面向消费者的碳价的要求。

加拿大还根据《联邦甲烷法规》对甲烷排放进行监管，该法规于2020年生效，最初的目标是到2025年将甲烷排放量比2012年的水平减少40-45 %。2023年12月，联邦政府提出修正

到2030年实现下降75%，引入更严格的限值、新的禁令、持续监测要求。这些修订预计将于2027年生效。

其他联邦措施包括《多部门空气污染物条例》，该条例限制了工业设备的氮氧化物和二氧化硫排放，并承诺限制石油和天然气部门的排放并逐步淘汰动力煤出口。

自2021年起生效的《加拿大净零排放问责法》（“CNEAA”）承诺，加拿大将在2050年实现净零排放。它制定了滚动的五年减排目标，要求制定详细的计划来实现每个目标，并规定了年度进度报告。

根据CNEAA，加拿大于2022年3月发布了2030年减排计划，概述了到2030年将排放量比2005年水平减少40 – 45%的措施。该计划包括对电动汽车（“EV”）、可再生电力的激励措施，以及石油和天然气行业的排放上限。

联邦政府继续实施和修订旨在减少温室气体排放的措施，给行业带来了持续的监管不确定性。2023年7月生效的《清洁燃料条例》规定了日益严格的碳强度降低要求，并通过合规信贷市场运作，这可能会影响燃料供应成本和信贷可用性。2022年推出的联邦温室气体抵消信用体系允许符合条件的项目产生抵消信用，以供在联邦OBPS下使用，但未来的协议制定、信用供应和定价仍不确定。

2024年11月，联邦政府发布了拟议的石油和天然气排放上限法规，将为上游石油和天然气排放建立一个全行业的上限和交易制度。尽管最初预计将于2026年生效，但2025年11月的联邦预算对加拿大的气候政策框架进行了重大修改，这给排放上限是否会按照提议、修订或撤销的方式实施带来了不确定性。联邦碳定价要求、合规机制和潜在的新报告义务的变化可能会增加合规成本，并影响公司的运营、投资决策和长期规划。另见上文“石油管道”。

加拿大的碳管理战略旨在部署碳捕获等技术，以帮助实现气候目标。作为这一战略的一部分，联邦政府承诺在七年内投入3.19亿美元用于研发。2024年6月，政府颁布了碳捕获、利用和储存投资税收抵免，这是一项可退还的抵免，适用于2022年1月1日至2040年12月31日的符合条件的项目，从2031年开始，抵免额减少50%。

2026年2月，联邦政府推出了一项更新的国家汽车战略，其中包括超过30亿美元的计划财政承诺，以支持行业扩张、现代化和向更多出口市场的多样化。作为这一举措的一部分，联邦政府将实施一项新计划，以降低加拿大人的电动汽车成本，为个人和企业引入新的电动汽车购买和租赁激励措施，扩大充电基础设施，并推进旨在增强汽车行业竞争力的更广泛的贸易框架。它还用更新的温室气体排放标准和到2035年实现75%的电动汽车销量和到2040年实现90%的新目标取代了电动汽车可用性标准（要求汽车制造商销售越来越多的零排放轻型汽车，到2035年达到100%）。该公司无法预测这一新的汽车战略将如何影响对化石燃料和加拿大能源产品的需求。

省级

2016年12月，《油砂排放限量法》（艾伯塔省）生效，为所有油砂场地的GHG排放制定了每年100兆吨的限制，但尚未制定强制执行该限制所需的法规。到目前为止，起草这些法规的延迟并不重要，因为阿尔伯塔省2024年的油砂排放量约为85兆吨GHG，远低于100兆吨的限制。

2020年1月1日，艾伯塔省技术创新和减排（“TIER”）法规对大型排放者生效。它满足了联邦基准的严格要求，允许相关设施保持在TIER之下，而不是联邦OBPS之下。自推出以来，TIER经历了各种修订和程序更新，旨在完善合规机制并与联邦基准严格要求保持一致

艾伯塔省承诺到2025年将甲烷排放量在2014年的基础上减少45%，并提前三年实现了这一目标。该省于2020年1月1日颁布了《甲烷减排条例》。当年晚些时候，艾伯塔省和加拿大签署了一项为期五年的等效协议，使艾伯塔省免受联邦甲烷法规的约束。2025年10月，双方续签了协议，并进行了一些修改，将豁免延长至2030年。

土着权利

宪法规定，与受管制工业活动影响的土著群体进行政府主导的协商，并在适用的情况下为其权利提供便利，以及由支持者主导的协商和便利或利益分享倡议，在加拿大西部石油和天然气行业发挥着日益重要的作用。此外，加拿大是《联合国土著人民权利宣言》（“UNDRIP”）的签署国，其中规定的原则可能会继续影响土著参与加拿大西部石油和天然气行业发展的作用。例如，2019年11月，《土著人民权利宣言法案》（“DRIPA”）成为不列颠哥伦比亚省的法律。DRIPA旨在使不列颠哥伦比亚省的法律与UNDRIP保持一致。2021年6月，《联合国土着人民权利宣言法案》（“UNDRIP法案”）在加拿大联邦生效。与不列颠哥伦比亚省的DRIPA类似，UNDRIP法案要求加拿大政府采取一切必要措施，确保加拿大的法律符合UNDRIP的原则，并实施一项行动计划，以解决UNDRIP的目标。

截至2022年6月，联邦政府寻求实施《UNDRIP法》，除其他外，在司法部内设立一个秘书处，以支持土着人参与实施UNDRIP（“实施秘书处”），与土着人民协商确定他们的优先事项，起草一份行动计划，使联邦法律与UNDRIP保持一致，并努力对联邦部门进行UNDRIP原则教育。2023年6月21日，执行秘书处发布了加拿大关于使联邦法律与UNDRIP保持一致的UNDRIP行动计划（“行动计划”），该计划的实施时间框架为2023-2028年。2025年8月，联邦政府提交了关于《UNDRIP法案》实施情况的第四次年度进展报告，其中提供了各种进展更新，包括关于《行动计划》实施情况的更新。

联邦政府正在制定各种监管制度，这些制度可能会在与土著群体开展业务以及在原住民土地上或附近开展业务时产生新的要求，例如，2024年6月获得王室同意的《尊重环境种族主义和环境正义的国家战略法案》和《影响评估法》的新的土著共同管理协议条款，其法规、政策、指导和程序即将出台。

2021年6月29日，卑诗省最高法院的Yahey诉不列颠哥伦比亚省一案裁定，工业发展对蓝莓河第一民族（“BRFN”）传统领土的累积影响违反了BRFN的条约8权利。2023年1月18日，卑诗省与BRFN签署了《蓝莓河第一民族实施协议》（简称“BRFN协议”），引入了2亿美元的恢复基金、基于生态系统的土地使用规划、限制新的石油和天然气开发以及收入分享条款等关键措施。根据协议，BRFN将在三年内获得8750万美元，并有可能获得额外收益。2024年7月，BRFN提出民事索赔，对第一个实施计划提出质疑，突出了对执行的担忧。

BRFN协议已成为其他条约8安排的模板。2023年1月晚些时候，卑诗省与四个原住民（Fort Nelson、Saulteau、Halfway River和Doig River）就土地和资源规划的协作方式达成共识，采用类似的原则实施累积效应管理、新的土地使用计划和收入分享。然而，其中两个国家后来起诉了卑诗省政府，指控在谈判期间存在欺骗、虚假陈述和隐瞒信息等行为。这些争议凸显了这类协议的执行挑战。

艾伯塔省的原住民也提出了类似的索赔要求，包括Beaver Lake Cree Nation（“BLCN”）在2008年对艾伯塔省政府提出的索赔要求，以及Duncan的原住民在2022年对艾伯塔省政府提出的诉讼要求。历经多年的诉讼，BLCN一案促成了SCC的判决，为公益诉讼中的垫付费用建立了新的法律检验。这项裁决阐明，第一民族不应为了追求宪法主张而耗尽社区资源或使自己陷入贫困，这为在条约权利案件中诉诸司法开创了重要先例。这些诉讼对加拿大石油和天然气行业的长期影响仍不确定。

最近不列颠哥伦比亚省法院的判决有可能影响该省对土著产权的解释和咨询框架的义务。在Cowichan Tribes v Canada（Attorney General）案中，不列颠哥伦比亚省最高法院

宣布列治文市的部分地区受制于土著产权，这一发现引发了有关土著产权与现有收费简单所有权之间相互作用的悬而未决的问题。在Gitxaala v British Columbia（Chief Gold Commissioner）一案中，不列颠哥伦比亚省上诉法院认为，不列颠哥伦比亚省的DRIPA将UNDRIP纳入国内法，并对该省设定了可在法律上强制执行的义务，包括确保省级法律与UNDRIP一致的积极义务。

尽管鉴于艾伯塔省的条约格局和缺乏省级UNDRIP实施立法，这些发展在艾伯塔省的直接应用可能有限，但它们强调了土著权利判例迅速演变的性质。艾伯塔省仍有可能基于不同的事实或法律理由提出土著权利主张，然而，这些决定凸显了在监管、土地使用和项目开发背景下与土著民族进行早期、积极主动和持续接触的日益重要的意义。

黑曜石能源与环境

黑曜石能源理解我们减轻运营对环境影响的责任，并认可资源开发区域内其他土地用户的利益并据此开展我们的运营。黑曜石能源致力于减轻我们的运营对环境的影响，并在整个勘探、开发、生产和废弃过程中让利益相关者参与进来。黑曜石能源的环境项目包括资源保护、利益相关者沟通以及场地废弃/复垦。我们的环境计划受到监测，以确保它们符合所有政府环境法规和黑曜石能源自己的环境政策。这些计划的结果会与黑曜石能源的管理和运营人员一起审查，这些人员寻求推动改进并确保符合这些政策。

黑曜石能源推行一项减少环境影响的计划，旨在最大限度地减少这些未来的公司责任，而不妨碍现场生产力。这一计划正在进行中，包括采取措施修复潜在的污染源、回收泄漏地点以及放弃非生产性油井和闲置设施。有关我们截至2025年12月31日的预计未来废弃和回收成本的信息，请参阅“附录A-3 –储量数据和其他石油和天然气信息报表”中的“–披露储量数据–截至2025年12月31日的未来净收入总额（未贴现），预测价格和成本”和“–有关废弃和回收成本的附加信息”，该信息附后。

艾伯塔省的TIER计划于2020年1月1日生效，该计划要求参与者遵守正在进行的排放量报告，如果无法通过使用参与者产生或购买的信用额度将排放量减少到目标水平或以其他方式进行核算，则将受到经济处罚。黑曜石能源已选择退出TIER计划，自2025年4月1日起生效。该公司继续监测省和联邦两级与工业碳定价、排放监管和更广泛的气候政策相关的发展，包括TIER框架和联邦工业碳计划的潜在变化。随着监管框架的发展以及各国政府提供更多的明确性，黑曜石能源将重新评估其对适用的碳合规计划的参与情况。在艾伯塔省GHG法规要求范围内，黑曜石能源在几个被视为排放大户（每年排放超过10万CO2e）的非运营设施中只拥有很小的工作权益。

由于与监管温室气体和其他空气污染物排放相关的联邦和省级计划仍在继续制定中，黑曜石能源目前无法预测潜在监管对我们业务的总体影响。因此，有可能黑曜石能源为了遵守减排立法而面临成本增加的情况。然而，通过与各行业集团合作，黑曜石能源继续与各国政府合作，制定一种方法来处理环境问题，从而保护行业竞争力，限制合规成本和行政负担，并支持对石油和天然气领域的持续投资。

无论我们在哪里开展业务，黑曜石能源都致力于履行我们保护环境的责任。由于运营增长和/或引入有关环境保护的新的和增强的立法，黑曜石能源预计我们的支出，包括资本和费用性质的支出将继续增加。黑曜石能源将采取所需措施，以确保我们运营所在的每个司法管辖区持续遵守适用的环境立法。黑曜石能源认为，我们目前在所有重大方面均遵守适用的环境法律法规。黑曜石能源也认为，很可能环境立法和监管方面的加高和附加标准的趋势将会持续下去。

风险因素

以下是与黑曜石能源和我们的业务相关的某些风险因素的摘要，其全部内容是通过参考并且必须与本年度信息表其他地方和我们其他公开文件中出现的详细信息一起阅读而限定的。投资者应仔细考虑此处包含的信息，特别是以下风险因素。如果发生任何这些风险，我们的财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响，这可能导致我们普通股的交易价格下降。下文描述的风险并非可能影响黑曜石能源和我们业务的风险的详尽无遗清单，也不应将其视为与黑曜石能源和我们的业务以及石油和天然气业务相关的所有风险的完整摘要或描述。

公司的业务也可能受到公司目前不知道或我们目前认为不重要的额外风险和不确定性的影响。如果发生任何这些风险，可能会对公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流造成重大损害，或损害公司如期实施业务计划或完成开发活动的能力。在这种情况下，普通股的市场价格可能会下降，你可能会损失全部或部分投资。下文所列信息包含“前瞻性陈述”，这些信息受本年度信息表“关于前瞻性陈述的特别说明”部分所载信息的限制。

石油和天然气价格波动可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响，进而可能对我们普通股的市场价格产生负面影响。

我们的经营业绩和财务状况取决于我们所销售的石油、NGLs和天然气的价格。从历史上看，石油、NGLs和天然气市场一直波动，未来很可能继续波动。石油、NGLs和天然气价格近年来波动幅度较大，受制于供应、需求、市场不确定性和其他我们无法控制的因素的变化而波动。这些因素包括但不限于：

全球能源政策，包括欧佩克（特别是沙特阿拉伯王国）和其他石油和天然气出口国（特别是俄罗斯）制定和维持产量水平并影响石油价格的能力；

区域和/或全球卫生相关事件对经济活动水平和能源需求的影响；

加拿大西部能源生产商向美国市场和世界市场出口石油、NGLs和天然气的能力受到限制，以及由此导致的加拿大西部能源生产商的产品与美国和国际基准商品价格相比可能获得的折扣；

交通基础设施的可用性，特别是：

我们有能力在向商业市场输送石油、天然气凝液和天然气的管道上获得空间，或者通过铁路承包交付我们的产品；

与我们的生产与现有管道、铁路线以及加工和储存设施基础设施的距离相关的可交付性不确定性；和

影响我们所依赖的管道、铁路线以及加工和储存设施的运营问题；

美国页岩油和天然气产量增长增加；

石油、NGLs和天然气的生产和储存水平；

中东、欧洲、南美、北非和其他地区等大宗商品生产地区存在并受到威胁的政治不稳定和敌对行动；

发生或威胁发生可能对全球经济产生不利影响的恐怖袭击；

其他国家对某些石油和天然气生产国（如俄罗斯、委内瑞拉和伊朗）实施的制裁；

包括液化天然气在内的石油和天然气的外国供应和需求，包括考虑到美国对该国、特别是其石油行业的参与，增加来自委内瑞拉的石油和天然气供应的潜力；

天气情况；

加拿大、美国、欧洲、中国、俄罗斯、新兴市场和全球的整体经济和政治环境；

能源需求总水平；

与石油和天然气业务的价格、税收、特许权使用费、关税、土地保有权、允许生产、石油和天然气出口等许多方面有关的政府法规；

货币汇率、利率和通货膨胀率；

全球环境和/或能源保护措施的效果；

替代能源供应的价格和可用性；和

新技术的出现。

我们做出用于规划目的的价格假设，我们的很大一部分现金流出，包括某些运营和资本支出以及运输承诺，基本上是固定的。因此，如果商品价格低于这些承诺所依据的预期，我们的财务业绩可能会受到不利和不成比例的影响，因为这些现金流出在短期内没有可变性，无法迅速减少以应对商品价格的意外下跌。我们的风险管理安排不会完全减轻价格波动的影响。

由于价格下降，从一些油井生产的经济性可能会发生变化，这可能导致石油或天然气产量减少，公司储量的数量和价值减少。该公司还可能选择不以较低价格从某些油井进行生产。波动的石油和天然气价格使得难以估计用于收购的生产物业的价值，并经常造成石油和天然气生产物业市场的混乱，因为买卖双方很难就这样的价值达成一致。价格波动也使得难以对收购和开发开发项目的回报进行预算和预测。

所有这些因素都可能导致公司的预期净生产收入大幅减少，并减少我们的石油和天然气生产、收购、开发和勘探活动。石油和天然气价格的任何大幅和长期下跌将对我们的储备的账面价值、借贷能力、收入、盈利能力和运营资金流产生不利影响，并可能对公司的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响，并因此对我们普通股的市场价格产生不利影响。

石油和天然气行业市场状况的波动可能会影响公司储备的价值，并限制我们的现金流和我们获得资本以资助我们的石油和天然气资产发展的能力。

不时存在的各种市场事件和条件，包括全球石油和天然气供应过剩、对公共卫生相关事件的担忧及其对石油、NGLs和天然气供需的影响、欧佩克和非欧佩克国家（即俄罗斯）采取的行动以及这些国家在争夺市场份额时偶尔出现的冲突、对俄罗斯、伊朗和委内瑞拉的制裁、中国和新兴经济体增长放缓、全球关系减弱、乌克兰与俄罗斯和/或中东的冲突、孤立主义和惩罚性贸易政策、逆全球化，美国页岩产量、主权债务水平和包括委内瑞拉在内的各国政治动荡，包括日益高涨的反化石燃料情绪，有时会导致大宗商品价格大幅波动。这些事件和情况有时会导致石油和天然气公司的估值大幅降低，并降低对石油和天然气行业的信心。在加拿大，这些困难有时因政治和其他行动而加剧，这些行动导致围绕监管、税收、关税、特许权使用费、环境和其他监管制度的潜在变化存在不确定性。此外，中游支持者在及时获得必要的批准或根本无法（或如果获得，则维持此类批准）以建造管道、液化天然气工厂和其他设施，为加拿大西部的石油和天然气行业提供更好的市场准入机会方面遇到的困难，有时导致加拿大西部生产的石油和天然气面临额外的价格下行压力。加拿大西部精选石油公司与布伦特和西德克萨斯中质油之间由此产生的价格差异有时会造成不确定性，并降低对加拿大西部石油和天然气行业的信心。见“行业情况”。

较低的商品价格也可能通过使某些储备不经济而影响公司储备的数量和价值。此外，较低的商品价格限制了公司的现金流，导致可用于为公司资本支出预算提供资金的运营资金减少。因此，公司可能无法用额外的储量取代我们的产量，公司的产量和储量都可能逐年减少。公司储备价值的任何下降都可能减少我们信贷额度下的借款基础，这取决于公司的债务水平，可能导致公司不得不偿还我们的部分债务。商品价格走低除了可能导致公司经济可采储量价值下降外，还可能导致公司基础设施和设施价值下降，所有这些

还可能导致要求在我们的资产负债表上减记公司石油和天然气资产的账面价值，并在我们的损益表中确认减值费用。鉴于加拿大石油和天然气行业近年来经历的具有挑战性的市场条件，该公司可能难以筹集额外资金，或者如果我们能够这样做，它可能会以不利和高度稀释的条款进行。如果这些条件恢复，我们的现金流可能不足以继续为我们的运营提供资金并在到期时履行我们的义务，而我们继续为我们的运营提供资金并履行我们的义务的能力可能需要额外的股权或债务融资和/或资产出售的收益，或减少负债。无法保证此类股权或债务融资将以我们满意的条款或根本无法获得。同样，无法保证我们将能够从资产出售中获得任何或足够的收益或减少负债，以继续为我们的运营提供资金并履行我们的义务。

不利经济状况的出现可能会对金融市场和商品价格产生负面影响，从而对我们的金融状况产生负面影响。

对能源的需求，包括石油、NGLs和天然气，通常与基础广泛的经济活动有关。如果美国、欧洲或亚洲出现经济增长放缓、经济衰退或衰退，或其他不利的经济或政治发展，可能会对全球金融市场和大宗商品价格产生重大不利影响。此外，中东和乌克兰的敌对行动以及恐怖袭击的发生或威胁可能对全球经济产生不利影响。全球或国家健康问题，包括大流行病或传染病的爆发，可能会对我们产生不利影响，因为（i）减少全球经济活动，从而导致对石油、NGLs和天然气的需求下降，（ii）损害我们的供应链，例如，限制我们运营中使用的材料制造或商品和服务的供应，以及（iii）影响我们员工的健康，使员工无法工作或旅行。本文其他地方披露的影响石油、NGLs和天然气供需以及我们的业务和行业的这些和其他因素，最终可能会对我们的财务状况、财务业绩和资金流动产生不利影响。

从石油和天然气资产中获取、勘探、开发和生产涉及许多风险。发生这些风险中的一种或多种可能会对我们的业务产生不利影响，从而对我们普通股的价值产生不利影响。

石油和天然气运营涉及许多风险，即使是结合经验、知识和仔细评估也可能无法克服。黑曜石能源的长期商业成功取决于我们发现、获取、开发和商业生产石油和天然气储量的能力。如果没有新储量的不断增加，我们现有的储量，以及来自它们的产量，随着我们从这些储量中生产出来，会随着时间的推移而下降。未来我们储量的增加将取决于我们勘探和开发现有物业的能力，以及我们选择和获得合适的生产物业或前景的能力。无法保证我们将能够继续找到满意的物业来收购或参与。此外，黑曜石能源的管理层可能会确定，当前的市场、收购条款、参与或定价条件使得潜在的收购或参与不经济。也无法保证我们会发现或获得更多的商业数量的石油和天然气。

未来的石油和天然气勘探可能涉及从干井或从有生产能力但没有产生足够石油物质的井进行无利可图的努力，以在钻探、完成（包括水力压裂）、操作和其他成本后返回利润。完井并不能保证投资或回收钻井、完井和运营成本的利润。

钻井危险、环境破坏和各种现场作业条件可能会大大增加作业成本，并对成功井的生产产生不利影响。不利的油田作业条件包括但不限于延迟获得政府批准或同意、极端天气条件导致的油井关闭、储存或运输能力不足或地质和机械条件。虽然勤勉的油井监督、有效的维护作业和提高采收率技术的发展有助于随着时间的推移最大限度地提高产量，但无法从正常的油田作业条件中消除生产延迟和下降，这会在不同程度上对收入和现金流水平产生负面影响。

对材料和设备的可用性和成本的限制可能会阻碍我们的勘探、开发和经营活动，因为石油和天然气的勘探、开发和经营活动取决于开展此类活动的地区的专用材料和设备（通常是从第三方租赁的）的可用性和成本。这种材料和设备的供应有限。需求或成本的增加，或此类材料和设备的供应减少，可能会阻碍我们的勘探、开发和运营活动。

我们在可行的情况下使用多井垫钻井。在平台上钻探的井通常不会投入生产，直到平台上的所有井都钻完并完成。此外，影响单口井的问题可能会对平台上所有油井的产量产生不利影响。因此，多井垫钻井可能会导致计划开始生产的延迟，或正在进行的生产中断。这些延迟或中断可能会导致我们的经营业绩波动。

我们正在实施几个水驱项目，以增加储量和生产能力。这些项目的成功取决于许多因素，包括但不限于注水量、储层岩石和流体特性、历史生产力和设施设计。无法保证这些计划会取得成功，它们可能会对退出的生产井产生不利影响。

从石油和天然气资产中获取、勘探、开发和生产涉及许多风险。这些风险包括但不限于：

遇到意想不到的阵型或压力；

水库过早退坡；

水入侵生产地层；

井喷、爆炸、设备故障等事故；

酸性气体释放；

石油、天然气、水等井液不可控流动；

工作人员及其他人员的人身伤害；

不利的天气条件，如野火、洪水和极端寒冷的气温；以及

污染和其他环境风险，如火灾和溢漏。

这些典型的风险和危害可能对石油和天然气井、生产设施、其他财产和环境造成重大损害，并造成人身伤害或威胁野生动物。特别是，我们可能会在某些地区勘探和生产酸性天然气。酸性天然气的意外泄漏可能导致人身伤害、生命损失或财产损失，并可能需要疏散人口稠密地区，所有这些都可能导致我们承担责任。任何这些风险的发生所导致的损失都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

尽管我们根据维持此类保险的预计成本效益分析，按照行业惯例维持保险，但我们并未针对所有这些风险投保，并非所有风险都是可保的，与某些风险相关的负债可能会超过保单限额或无法承保。与其他石油和天然气公司一样，我们试图开展我们的业务和财务事务，以防范适用于我们经营所在司法管辖区的业务的经济风险，但无法保证我们将成功地保护我们的资产。

公司可能不时需要额外融资，以资助物业的收购、勘探和开发，我们及时以可接受的条件获得此类融资的能力可能会受到经济和全球市场状况的负面影响。

公司从我们的储备中获得的现金流可能不足以在任何时候为我们正在进行的活动提供资金，并且不时地，公司可能需要额外的融资来开展我们的石油和天然气收购、勘探和开发活动。未能及时获得合适的融资可能会导致公司丧失我们在某些物业中的权益，错过某些收购机会，和/或减少我们的业务，或终止我们在一个或多个物业上的业务。由于石油和天然气行业的普遍情况和/或全球经济和/或政治波动，公司可能不时限制获得资本和/或信贷和/或增加筹资和/或借贷成本。石油和天然气行业的近期状况有时会对石油和天然气公司获得额外股权和/或债务融资的能力产生负面影响和/或增加此类融资的成本。

如果公司从我们的储备中获得的收入由于石油和天然气价格下降或其他原因而减少，这将影响公司花费必要资本来替代我们的储备或维持我们的生产的能力。如果外部资本和/或信贷来源变得有限、无法获得或以繁重的条件获得，公司进行资本投资和维持现有资产的能力可能会受到损害，我们的资产、负债、业务、财务状况和经营业绩可能因此受到重大不利影响。此外，未来发展

该公司的石油资产可能需要额外融资，并且无法保证此类融资将可用，或者，如果可用，将以可接受的条件提供。或者，任何可用的股权融资都可能对现有股东造成高度稀释。未能获得公司资本支出或收购计划所需的任何融资可能会导致公司物业的开发或生产延迟，或可能迫使公司剥离我们原本不会出售的某些资产。

如果我们无法获得或开发额外的储备，我们的普通股价值将下降。

如果没有自由现金流、股权资本注入、债务水平增加和/或资本投资的有效部署，我们的生产水平和储备将随着时间的推移而下降。

我们未来的石油和天然气储量和产量，因此我们的现金流，将高度依赖于我们在勘探和开采我们的储量和土地基础以及获得额外储量方面的成功。如果不通过收购、勘探或开发活动增加储量，随着我们现有储量的耗尽，我们的储量和产量将随着时间的推移而下降。

如果自由现金流或外部资本来源（包括发行额外普通股）变得有限或无法获得，我们进行必要资本投资以维持或扩大我们的石油和天然气储备的能力可能会受到损害。

我们运营的成功可能会受到我们无法控制的因素的负面影响，从而导致运营延迟和成本超支。

我们在经营中管理着各种各样的大小项目。项目中断可能会推迟预期的运营收入。重大的项目成本超支可能会使项目变得不经济。我们执行项目和营销石油和天然气的能力取决于我们无法控制的众多因素，包括：

处理能力的可用性；

交通基础设施的可用性和邻近程度，包括管道容量；

存储容量的可用性；

钻井、水力压裂和水驱所需水供应的可用性和获取能力，或我们以合理成本并根据适用的环境法规处理地层中使用或移出的水的能力；

石油和天然气的供应和需求；

替代燃料来源的可用性；

包括火灾、干旱、洪水和极端低温在内的恶劣和恶劣天气事件的影响；

钻井和相关设备的可用性；

意外的成本增加；

意外事件；

货币波动；

法规变化；

熟练劳动力的可获得性和生产力；

政治不确定性；

可能导致项目延迟或取消的环境和土著行动主义；和

各级政府和政府机构对石油天然气行业的监管。

如果我们来自运营的资金和来自外部融资来源的资金不足以满足我们的资本支出需求，我们可能会被要求在我们的项目之间重新分配可用资本或修改我们的资本支出计划，这可能会导致某些项目的延迟或取消或某些资本支出的延期。反过来，我们资本支出计划的任何变化都可能对我们的增长目标以及我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。由于这些因素，我们可能无法按时、按预算或根本无法执行项目。

我们依赖第三方来运营我们的一些资产。

其他公司经营公司拥有权益的部分资产。公司对这些资产的运营及其相关成本施加影响的能力有限，这可能会对公司的财务业绩产生不利影响。公司对他人经营的资产的回报取决于公司可能无法控制的若干因素，包括但不限于资本支出的时间和金额、经营者的专业知识和财务资源、其他参与者的批准、技术的选择以及风险管理实践。

此外，由于商品价格波动，有时一些公司，包括可能经营公司拥有权益的部分资产的公司，可能会遇到财务困难，这可能会影响其筹资和追求资本支出的能力，以安全有效的方式开展业务，并满足有关废弃和复垦义务的监管要求。如果经营公司拥有权益的部分资产的公司未能满足有关废弃和复垦义务的监管要求，公司可能被要求履行此类义务并向这些公司寻求补偿。如果任何此类公司破产、资不抵债或提出建议或提起与破产或无力偿债有关的任何程序，则可能导致此类资产被关闭，公司可能会承担与此类资产有关的额外负债，并且公司难以从此类运营商处收取应支付的收入或从此类运营商处追回因其应承担的废弃和回收义务而欠公司的款项。这些因素中的任何一个都可能对公司的财务和经营业绩产生重大不利影响。

修改现行法规或实施额外法规可能会减少对石油和天然气的需求和/或增加我们的成本和/或推迟计划的运营。

各级政府对石油和天然气运营（包括勘探、开发、生产、定价、营销、运输、基础设施和并购）实施了广泛的控制和监管。各国政府可对勘探和生产活动、排放、价格、税收、特许权使用费、石油和天然气出口、基础设施项目以及根据收购和剥离活动转让资产进行监管或干预。对这些控制和规定的修订可能会因应经济或政治条件而不时发生。

实施影响石油和天然气行业的新法规或修改现有法规可能会减少对石油和天然气的需求并增加我们的成本，其中任何一项都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。此外，获得监管机构的某些批准可能涉及（其中包括）利益相关者和土著协商、环境影响评估和公开听证会。获得的监管批准可能需要满足某些条件，包括但不限于：保证金义务；对项目的持续监管监督；减轻或避免项目影响；环境和生境评估；以及其他承诺或义务。此外，第三方对监管决定或命令提出质疑可能会降低监管制度的效率，因为这些决定和命令的执行可能会延迟，从而导致石油和天然气行业业务的不确定性和中断。见“行业情况”。

为了开展石油和天然气业务，我们需要市级、省级和联邦各级政府当局的监管许可、执照、登记、批准和授权。无法保证我们将能够获得开展我们可能希望进行的业务可能需要的所有许可、执照、登记、批准和授权。此外，《竞争法》和《加拿大投资法》等某些联邦立法可能会对我们的业务、财务状况以及我们的普通股或我们的资产的市场价值产生负面影响，特别是在进行或试图进行收购或处置活动时。见“行业情况”。

投资者对石油和天然气行业情绪的变化可能会影响我们获得资金的渠道和成本。

一些因素，包括使用化石燃料对气候变化的影响、石油和天然气作业对环境的影响、生产和运输过程中石油产品泄漏造成的环境损害以及土著权利，影响了某些投资者、贷方和保险公司对石油和天然气行业的情绪。由于这些担忧，一些机构、零售和政府投资者、贷方和保险公司已宣布，他们不再愿意为石油和天然气资产或公司提供资金或投资、贷款或保险，或者正在随着时间的推移减少其金额。此外，某些机构投资者、贷方和保险公司正在要求

发行人制定和实施更稳健的社会、环境和治理政策和实践，并进行相关披露。制定和实施此类政策和做法，并进行此类相关披露，可能会涉及大量成本，并需要我们的董事会、管理层和员工投入大量时间。未按机构投资者、贷方和保险商的要求执行政策和做法，并作出相关披露，可能会导致此类投资者减少对我们的投资或贷款，或根本不对我们进行投资或贷款，或此类保险商拒绝为我们投保。愿意投资、贷款给石油和天然气行业，更具体地说，公司并为其提供保险的投资者、贷款人和保险公司基础的任何减少，都可能导致我们获得资本或保险的机会受到限制，增加资本或保险的成本，并降低我们普通股的价格和流动性，即使我们的经营业绩、基础资产价值或前景没有改变或有所改善。

我们普通股的市场价格一直而且很可能将继续波动。

石油和天然气发行人的证券交易价格具有较大的波动性，通常基于与发行人的财务业绩或前景相关或无关的因素。与我们的业绩无关的因素可能包括国家、北美或全球的宏观经济发展、国内和全球大宗商品价格、对石油和天然气市场的看法发生变化和/或全球流行病。近年来，大宗商品波动加剧。此外，石油和天然气公司证券的波动性、交易量和市场价格受到追踪主要指数的被动型基金投资水平增加的影响，因为这类基金只购买此类指数中包含的证券。此外，在某些法域，包括政府担保实体在内的机构已决定减少或取消其在石油和天然气实体中的所有权，这可能会影响某些证券的流动性，并可能对这些证券的交易价格造成下行压力。同样，我们普通股的市场价格可能会因应我们的经营业绩、财务状况、流动性、债务水平和其他内部因素的变化而出现大幅波动。因此，我们的普通股交易价格无法准确预测。

公司的业务可能会受到加拿大、美国、南美、欧洲、中东和其他地区近期和未来的政治和社会事件及决策的不利影响。

该公司的业绩可能会受到加拿大和其他地方的政治、法律或监管发展的不利影响，这些发展影响到当地的运营以及当地和国际市场。政府、政府政策或法规、法律或对既定法律的解释、第三方对一般工业活动或具体项目的反对以及监管审查的持续时间的变化可能会影响公司现有的运营和计划中的项目。这包括监管机构或其他政治行为者采取行动，推迟或拒绝为公司的活动提供必要的许可证或许可，或限制公司所依赖的第三方基础设施的运营。此外，环境法规、评估过程或其他法律的变化，以及增加和扩大利益相关者协商（包括与土著利益相关者的协商），可能会增加合规成本或减少或延迟可用的商业机会，并对公司的业绩产生不利影响。

当前美加关税环境仍然高度动态和不确定。美国政府的立法或监管变化可能会对该公司的运营和财务状况产生重大影响。2025年3月，美国对从加拿大等国进口的商品征收一系列关税，引发了事实上的全球贸易战，并促使加拿大和几个贸易伙伴实施报复性措施。自那以来，关税政策不断演变，在美国对包括USMCA在内的现有贸易协议的支持方面造成了持续的不确定性。

目前，美国维持对加拿大一系列出口产品的关税，包括钢铁和铝、汽车和汽车零部件、铜、木材以及某些木制产品。加拿大对这些类别实施了对等关税。此外，美国的关税适用于不符合USMCA豁免条件的加拿大钾肥和能源产品。由于美国最高法院对特朗普政府在未经国会批准的情况下征收关税的权力的未决裁决，以及即将对USMCA和其他贸易协定进行的2026年审查，不确定性持续存在。改变现有关税或新的贸易限制可能会对加拿大经济、石油和天然气部门以及该公司产生重大影响。此外，美国进一步对其他国家征收关税可能会加剧全球贸易紧张局势，增加成本，减少美国对该公司产品的需求，并对我们的运营产生负面影响。

其他可能对我们的财务业绩产生不利影响的政府和政治因素包括税收或政府特许权使用费税率的增加（包括追溯索赔）以及贸易政策和协议的变化。此外，通过规定效率标准和强制销售电动汽车或使用替代燃料或不具竞争力的燃料的法规

组件，可能会影响对我们产品的需求。许多政府正在提供税收优惠和其他补贴，以支持替代能源，或者强制要求使用特定的燃料、技术或电动汽车。各国政府和其他方面也在推动对新技术的研究，以降低成本并提高替代能源的可扩展性，这些举措的成功可能会减少对我们产品的需求。

加拿大联邦、省或市政府的变动可能会影响这些政府在可能影响石油和天然气行业的事项上所采取的指示，包括经济发展与环境政策之间的平衡。石油和天然气行业已成为一个政治上日益两极分化的话题，这导致围绕石油和天然气开发的公民不服从情绪上升，特别是在管道等基础设施项目方面。抗议、封锁、示威和破坏行为有可能延误和扰乱公司的活动。参见“行业条件–监管部门与环境监管”和“行业条件–运输约束与市场准入”。

对气候变化的担忧可能会导致运营成本增加、退役支出时间加快以及对公司产品和证券的需求减少，而气候变化的潜在物理影响可能会扰乱公司的生产，并导致其在准备或应对这些影响方面产生重大成本。

全球气候问题继续受到公众和科学的关注。许多报告，包括政府间气候变化专门委员会的报告，引起了人们对人类活动，特别是化石燃料燃烧对全球气候问题的影响的关注。反过来，公众、政府和投资者越来越关注全球气候问题和温室气体排放，包括石油、NGLs和天然气生产和使用过程中的二氧化碳和甲烷排放。包括加拿大在内的全球大多数国家已同意根据《巴黎协定》减少碳排放，2025年11月在巴西举行的COP30上，加拿大重申了其根据《巴黎协定》过渡使用化石燃料的承诺。如下文所述，我们既面临转型风险，也面临与气候变化和气候变化政策法规相关的物理风险。

转型风险

外国和国内政府继续评估和实施政策、立法和法规，重点是限制通常被称为GHG排放的排放以及促进适应气候变化和向低碳经济转型。无法预测外国和国内政府可能在这方面实施哪些措施，也无法预测此类措施可能施加的要求或何时实施此类措施。然而，国际多边协议、根据这些协议通过的义务以及对外国和国内政府提出的有关气候相关政策适当性的法律挑战可能会加速此类措施的实施。鉴于气候变化政策不断变化的性质以及对GHG排放的控制和由此产生的要求，包括各级政府实施的碳税和碳定价计划，预计当前和未来的气候变化法规将产生增加公司运营费用的效果，并在长期内潜在地减少对石油、NGLs、天然气和相关产品的需求，从而导致公司盈利能力下降、退役支出时间加快以及我们的资产价值下降。

已经对某些能源公司提出了索赔，声称根据某些法律，石油和天然气运营产生的GHG排放构成公共滋扰，或者此类能源公司向公众和投资者提供了与气候变化相关的当前或未来风险的误导性披露。因此，个人、政府当局或其他组织可能会就所称的人身伤害、财产损失或其他潜在责任向包括公司在内的石油和天然气公司提出索赔。虽然该公司不是任何此类诉讼或程序的当事方，但它可能会在提出类似指控的行动中被点名。任何此类案件的不利裁决都可能对公司发行的证券的需求和价格产生不利影响，影响我们的运营并对我们的财务状况产生不利影响。

由于环境政策变化、法规、法律挑战以及与气候变化相关的市场变化带来的长期风险，最近的努力瞄准了金融部门。投资顾问、银行、养老基金、大学和其他机构投资者正在就气候行动与公司进行接触，利用投票权，将资本重新分配给低碳资产，同时剥离高排放业务。利益相关者也在向保险公司和银行施压，要求它们停止为石油、天然气和相关基础设施提供融资或保险。这些努力可能会对公司的运营、证券需求和定价以及其成本和获得资本的途径产生负面影响。

气候相关法规和报告标准不断发展。2023年6月，国际可持续发展标准委员会（简称“ISSB”）发布了IFRS S1和S2两项全球披露标准，以促进一致、可比、可靠的环境报告。2024年12月，加拿大可持续发展标准委员会最终确定了类似的加拿大标准，CSDS 1和CSDS 2。2025年12月，ISSB宣布对IFRS S2进行有针对性的修订；加拿大标准是否会被修订仍不确定。与此同时，在2025年4月，由于全球经济和地缘政治格局发生了重大变化，加拿大证券管理机构暂停了其自己的气候披露倡议的工作。如果公司无法满足监管机构未来与气候相关的报告要求或投资者、保险提供商或其他利益相关者当前和未来的期望，其业务和吸引和留住熟练员工、获得监管许可、执照、注册、批准和授权以及筹集资金的能力可能会受到不利影响。参见“行业状况–气候变化监管”。

新的反漂绿规则为进行某些与环境相关的披露引入了风险

2024年6月出台的《竞争法》修正案禁止公司提出虚假或误导性的环境声明。新规则复杂且不确定，最初导致许多公司暂停自愿可持续发展报告。虽然针对漂绿的私人行动权于2025年6月生效，但《2025年预算实施法案》第1号随后取消了这一访问权限，并明确了实证性要求，以解决意想不到的后果。尽管有这些改进，但监管环境仍在继续演变，对违规行为的处罚仍然很大，包括首笔订单最高可达1000万美元，后续订单最高可达1500万美元，或占全球年收入的3%，以较高者为准。进行自愿环境披露的公司面临持续的责任和声誉损害风险。

物理风险

气候变化导致的潜在物理风险具有长期性，与潜在影响的时间、范围和严重程度的高度不确定性相关。关于气候变化的科学探究，我们不进行基础性研究，但确实与有关该主题的科学文献保持同步。许多专家认为，全球气候变化可能会增加恶劣天气频率增加、平均气温和海平面上升、降水模式长期变化等天气模式的极端变异性。极端的冷热天气、大雪、强降雨和野火可能会限制公司进入我们的物业的能力，并造成运营困难，包括设备和基础设施的损坏。极端天气也增加了危险工作条件导致的人员受伤风险。公司的某些资产位于靠近森林和河流的地点，野火或洪水可能导致公司资产严重停机和/或受损，或导致我们产品的生产和运输或我们供应链中商品和服务的交付中断。

我们可能无法偿还全部或部分债务，或者以商业上合理的条款为全部或部分债务再融资。我们可能无法遵守我们的债务工具中包含的契约（尤其是财务契约）。这些事件中任何一项的发生都可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响，进而可能对我们普通股的市场价格产生负面影响。

我们目前有一项基于准备金的银团信贷安排，为我们提供了2.35亿美元的循环信贷安排。该信贷安排通常在每年的5月和11月进行半年一次的借款基础重新确定，目前的循环期至2026年5月31日，到期日为2027年5月31日。我们已授予我们所有财产的浮动抵押担保，以有利于我们银行银团内的贷方。截至2025年12月31日，我们的信贷额度已提取900万美元。如果我们的信贷额度未在到期日之前展期，将在该日期偿还信贷额度下的所有未偿债务。我们的信贷安排存在无法以相同本金金额或相同条款续期的风险。任何这些事件都可能对我们为持续运营提供资金的能力产生不利影响。

公司信贷额度下的授权金额取决于我们的贷方确定的借款基础。公司的贷款人利用公司的准备金、商品价格、适用的贴现率等因素定期确定公司的借款基础。由于各种因素，大宗商品价格可能继续波动，包括任何全球大流行导致大宗商品需求下降、北美或全球经济衰退的到来、加拿大西部石油和天然气生产商的出口选择有限、为限制欧佩克和非欧佩克产量而采取的行动、有限的储存能力、乌克兰和俄罗斯之间持续的战争以及对俄罗斯的相关制裁和中东敌对行动的影响、美国页岩生产商的产量增加以及增加的可能性

委内瑞拉生产商生产。大宗商品价格下跌可能会减少该公司的借贷基础，从而减少该公司在信贷安排下的可用资金。这可能会导致要求偿还公司的一部分或全部债务。

截至2025年12月31日，我们有本金1.75亿美元的高级无抵押票据-2025未偿还，将于2030年12月3日到期。我们的高级无抵押票据-2025年由信贷机构评级，我们的评级下调可能会影响其价值和/或以有吸引力的利率为其再融资的能力，或者根本不会。

我们被要求遵守我们的信贷额度和高级无抵押票据-2025项下的契约，这可能会影响额外资金的可用性或价格。如果我们不遵守这些债务工具中的一项或多项下的契约，我们获得资本的机会可能会受到限制或需要偿还，这可能会对我们为持续运营提供资金的能力产生不利影响。公司无法控制的事件可能会导致公司未能遵守这些契约。未能遵守契约可能导致公司的信贷融资和/或高级无抵押票据-2025项下的违约，这可能导致公司被要求偿还根据该协议欠下的款项。我们在一项协议下的债务加速可能允许在包含交叉违约或交叉加速条款的其他协议下加速债务。

此外，公司的信贷融资和高级无抵押票据-2025可能对公司施加经营和财务限制，其中可能包括限制支付股息、回购或就公司证券进行其他分配、产生额外债务、提供担保、承担贷款、进行资本支出、进行合并、合并、收购要约或资产收购或处置等。

如果公司的贷方和/或票据持有人出于任何原因要求偿还我们的信贷额度和/或高级无抵押票据-2025项下的全部或部分未偿金额，包括违约契约或借款基础减少，则无法确定公司将能够进行此类偿还。即使公司能够获得新的融资，以便根据我们的信贷安排和/或高级无抵押票据-2025进行任何所需的偿还，也可能不是按照商业上合理的条款或公司可以接受的条款。如果公司无法偿还我们的信贷额度和/或2025年高级无抵押票据项下的欠款，则此类信贷额度下的贷方可以着手取消抵押品赎回权或以其他方式变现，以确保信贷额度，票据持有人可以寻求强制执行他们可用的补救措施。

增加的债务水平可能会削弱公司及时借入额外资本以在机会出现时为其提供资金的能力。

我们可能会不时进行交易以收购其他组织的资产或股份。这些交易可能全部或部分以债务融资，这可能会使我们的债务水平高于类似规模的石油和天然气公司的行业标准。根据未来的勘探和开发计划，我们可能需要额外的债务融资，这些融资可能无法获得，或者，如果可以获得，可能无法以优惠条件获得。我们的条款和我们的法律都没有限制我们可能产生的债务数额。我们不时的负债水平可能会削弱我们及时获得额外融资以利用可能出现的商业机会的能力，如果投资者认为我们的债务水平高于同行，可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

我们的风险管理计划使我们面临某些风险，包括财务损失和交易对手风险。

我们可能会不时订立实物或财务协议，以收取我们的石油和天然气生产的固定价格，这旨在减轻商品价格波动的影响、潜在的相关收入损失风险，并支持我们的资本预算和支出以及向股东计划返还资本。然而，如果我们从事价格风险管理活动以保护自己免受商品价格下跌的影响，我们也可能无法在用于管理价格风险的衍生工具的水平之上实现价格上涨的全部收益。此外，我们的风险管理安排可能会使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括在以下情况下：

产量不及签约量或价格降幅明显低于预期；

生产交付点与合同安排中假定的交付点之间的价格基差扩大；

合同安排或其他价格风险管理合同的交易对手未能在该等安排下履行；或

一场突如其来的意外事件对石油和天然气价格产生了重大影响。

另一方面，未能防范大宗商品价格下跌使我们在价格下跌时面临流动性减少的风险。持续走低的商品价格环境将导致未受保护数量的实际价格降低，并降低我们就未来数量签订衍生品合约的价格。这可能会使此类交易失去吸引力，因此，我们预测的本财年及以后的部分或全部产量可能不会受到衍生安排的保护。

同样，我们可能会不时订立协议，以固定加元兑换美元或其他货币的汇率，以抵消如果加元相对于其他货币升值的收入损失风险。然而，如果加元与此类固定货币相比贬值，我们将无法从汇率波动中受益。

石油和天然气的价格受到世界各地政治事件的影响。任何这类事件都可能导致商品价格的实质性下跌，进而导致我们普通股的市场价格下降。

北美的政治变化以及中东、欧洲、南美和其他地区的政治不稳定可能会导致石油和天然气供应中断，从而影响我们获得、生产或发现的石油和天然气的适销性和价格。加拿大境外出现的冲突，或相反的和平事态发展，包括政治政权或执政党的变化，可能会对石油和天然气的价格产生重大影响。任何特定事件都可能导致商品价格大幅下跌，从而导致我们的收入减少，从而影响我们的运营和我们普通股的市场价格。

2023年10月7日，哈马斯恐怖分子从加沙地带渗透到以色列南部边境，对平民和军事目标进行了一系列袭击。哈马斯还对位于以色列与加沙地带边界沿线和以色列国境内其他地区的以色列居民和工业中心发动了广泛的火箭弹袭击。袭击发生后，以色列安全内阁向哈马斯宣战，针对这些恐怖组织的军事行动已在巴勒斯坦发动了一系列回应袭击。这场冲突随后显着扩大，以色列还在黎巴嫩与真主党作战，以色列与伊朗和其他伊朗支持的代理人在该地区发生重大冲突。此外，叙利亚阿萨德政权随后倒台，能否发展出一个稳定的叙利亚政府也是未知数。由于伊朗政府暴力镇压平民抗议活动，特朗普政府还威胁要袭击伊朗境内的政府目标。

这些冲突的结果有可能对世界经济和全球石油价格产生广泛影响。这些冲突和事态发展有可能导致中东地区更大范围的地区不稳定，那里是一些世界上最大的石油生产国的所在地。这些冲突对石油和天然气价格以及世界经济的长期影响仍不确定。这些发展可能会对包括该公司在内的整个石油和天然气行业产生影响。

俄罗斯于2022年2月入侵乌克兰，已发展成一场旷日持久的激烈冲突，乌克兰东部持续发生激烈战斗，导弹和无人机袭击不断。North Atlantic条约组织以及包括加拿大在内的盟国向乌克兰提供了可观的军事和财政支持，同时维持对俄罗斯的严格制裁。和平谈判虽有进展，但未达成全面解决，领土和安全问题仍未解决。这些事态发展对区域稳定、全球能源和工业供应链以及国际市场构成持续风险，可能对世界经济、加拿大石油和天然气行业以及该公司产生负面影响。

2026年1月3日，美国军队在委内瑞拉加拉加斯进行行动，导致总统尼古拉斯马杜罗及其配偶被抓获。美国领导层随后发表的声明表明，有意临时管理委内瑞拉，并为美国石油公司在委内瑞拉石油部门的大量投资提供便利。这些行动引起了国际社会的广泛谴责，由此产生的政治和经济影响的程度仍不确定。鉴于美国是加拿大石油出口的主要目的地，增加美国对

委内瑞拉大量的石油储量被广泛认为是全球已探明石油储量最大的国家，这可能会减少美国对加拿大石油进口的需求，并对定价和市场竞争力产生负面影响。

石油和天然气产品需求的变化以及石油替代品的兴起可能会对公司的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。

燃料节约措施、替代燃料要求、电动汽车强制要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加以及燃料经济性和可再生能源发电和储存系统的技术进步可能会减少对石油、天然气和其他碳氢化合物的需求。最近，某些司法管辖区实施了减少化石燃料使用的政策或激励措施，并鼓励使用可再生燃料替代品（包括电动汽车），这可能会减少对石油产品的需求，并对商品价格造成下行压力。此外，节能产品的进步对石油和天然气产品的需求也有类似的影响。公司无法预测石油和天然气产品需求变化的影响，任何重大变化都可能通过降低公司的盈利能力、增加我们的成本、限制我们获得资本和降低我们的资产价值而对公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

水力压裂新法规的实施可能会导致运营延迟、成本增加和/或产量下降，从而可能对公司的财务状况产生不利影响。该公司的运营取决于水的供应情况以及我们处理钻井和生产活动产生的水的能力。

水力压裂涉及在压力下将水、沙子和添加剂注入岩层，以刺激石油、NGLs和天然气的生产。具体地说，水力压裂法能够从以前没有生产能力的储层中生产商业数量的石油和天然气。艾伯塔省和其他省份的某些地区容易发生地震活动，因此，在这些地区实施了与水力压裂和地震监测有关的附加协议。任何有关水力压裂的新法律、法规或许可要求都可能导致运营延误、运营成本增加和/或第三方或政府索赔，并可能增加公司的合规和开展业务的成本，以及推迟从页岩地层开发石油、液体和天然气资源，这些资源在不使用水力压裂的情况下是不商业的。在我们经营的地区限制或禁止水力压裂可能会减少我们最终能够从我们的储量和资源中生产的石油和天然气的数量和/或可能导致我们无法以经济方式回收我们的某些石油和天然气储量和资源，这在任何一种情况下都可能导致我们的资产价值显着下降。

水是该公司钻井和水力压裂过程的重要组成部分。对公司确保足够水量的能力的限制或限制（包括干旱等自然原因造成的限制），可能会对我们的运营产生重大不利影响。严重的干旱情况可能导致当地水务部门采取措施，限制其管辖范围内的钻井和水力压裂用水，以保护当地的供水。例如，2024年山区积雪明显减少，降水量低于平均水平，导致艾伯塔省某些地区的水库水位极低，河流水位创历史新低。因此，自2001年以来，该省首次于2024年4月与艾伯塔省南部河流流域的主要许可证持有者签订自愿分水协议，以减轻干旱影响，并于2025年引入干旱应对计划和修改水许可证转让规则，以提高灵活性。尽管采取了这些措施，但长期干旱或更严格的水资源分配要求可能会导致运营延误、成本增加或对公司的财务状况产生其他不利影响。如果公司无法从当地来源获得用于我们运营的水，则可能需要从新来源获得水并将其运送到钻井现场，从而导致成本增加。成本增加可能对钻井经济性产生重大不利影响，导致钻井延迟或暂停，最终可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

此外，公司必须处置石油、天然气凝液和天然气生产作业产生的流体，包括采出水，我们直接或通过第三方供应商这样做。有关通过地下注入井将采出水处置成非生产地质地层的法律要求可能会因公众或政府当局对此类处置活动的担忧而发生变化。政府当局可能会发布命令，暂时关闭或限制地震事件附近现有油井的注入深度。

地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害或以其他方式违反有关废物处置的法律法规。这些事态发展可能导致对公司或商业处置井供应商使用注入井的额外监管和限制

公司可能会不时使用它来处理采出水。加强对诱发地震活动的监管和关注也可能导致更大的反对，包括通过诉讼限制或禁止利用注入井进行采出水处理的石油和天然气活动。这些发展中的任何一项或多项可能导致公司或我们的供应商不得不限制处置井量、处置率和压力或位置，或要求公司或我们的供应商关闭或限制向处置井注入采出水，这些事件可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

小地震在艾伯塔省的某些地区很常见，AER已经为发震区（统称为“地震协议区域”）的水力压裂和处置操作人员引入了地震协议。每个地震议定书区域的石油和天然气生产商都受到“红绿灯”报告系统的约束，该系统设定了里氏震级的阈值，该阈值在各区域之间有所不同。报告要求包括在开展作业之前评估地震活动的可能性、实施应对潜在地震事件的应对计划以及根据地震的震级暂停作业。只要AER认为有必要，AER针对地震事件实施的命令仍然有效。近年来，水力压裂与发生水力压裂区域的地震活动性增加有关，导致AER继续进行监测。2026年2月，AER取消了AER订单，该公司现在遵循第065号指令，在适用的地区对石油和天然气储层进行资源申请。

监管用水限制和/或获得水或其他流体的限制可能会影响我们的注水项目和水力压裂项目对公司的生产量。

该公司承担或打算承担某些水驱和水力压裂项目，这些项目涉及向储层注入水或其他液体，以增加从储层中回收的产量和储量，并减少产量下降。要开展这类活动，该公司需要获得足够数量的水或其他液体，以泵入水库。无法确定该公司能否获得所需水量的水。此外，在某些地区，可能会对注水等活动的用水进行限制。如果公司无法获得这些水，我们可能无法开展这些活动，这可能会减少公司最终能够从我们的水库中生产的石油和天然气的数量。此外，公司可能会进行某些水驱项目，这些项目最终证明不能成功地提高水库的产量，因此会对公司的经营业绩产生负面影响。

外币汇率和利率的波动可能会对我们的业务产生不利影响，并对我们普通股的市场价格产生不利影响。

世界石油和天然气价格主要以美元计价，加拿大石油和天然气生产商收到的加元价格因此受到加拿大/美元汇率的影响，该汇率随时间波动。加元相对于美元价值的实质性增长，除其他外，将对我们以加元计算的石油生产收入产生负面影响。我们一般以加元为现金成本提供资金。加元兑美元走强（不包括风险管理活动）对我们可用于再投资的加元资金数量产生负面影响，并对独立评估人员计算的我们储备的未来价值产生负面影响。尽管加元相对于美元的较低价值可能会对我们收到的石油和天然气生产价格产生积极影响，但也可能导致用于我们运营的某些商品的价格上涨，这可能对我们的财务业绩产生负面影响。

如果公司从事与外汇汇率相关的风险管理活动，则存在与公司可能签约的交易对手相关的信用风险。

加息可能导致我们偿还债务的金额显着增加，从而导致可用于为我们的勘探和开发活动提供资金的资金以及可用于股息和/或普通股回购的现金减少，所有这些都可能对普通股的市场价格产生负面影响。

实际储备将与储备估计不同，这些变化可能是重大的，并对我们普通股的市场价格产生负面影响。

在估计储量数量和由此产生的未来净收入方面存在许多固有的不确定性，包括我们无法控制的许多因素。此处列出的储备和相关的净收入信息表示

仅估计。一般而言，对经济可采石油和天然气储量（包括按产品类型划分的储量细分）及其未来净收入的估计是基于若干可变因素和假设，例如：

商品价格；

物业的历史生产；

生产速度和估计的生产下降率；

储量和资源的估计最终采收率；

技术变革；

未来资本支出的时间、金额和有效性；

石油、NGLs和天然气的适销性和价格；

特许权使用费；

政府机构监管的假定效果；和

未来运营成本；

所有这些都可能与实际结果大不相同。

因此，由不同的工程师或由同一工程师在不同时间编制的对任何特定类别财产的经济可采石油、NGL和天然气储量的估计、基于回收风险对这些储量的分类以及对预计由此产生的未来净收入的估计可能会有所不同。我们的实际生产、收入、税收以及开发和运营支出将与储量估计不同，这种变化可能是重大的。

对未来可能开发和生产的探明储量和概略储量的估计有时基于体积计算和类比类似类型的储量，而不是实际生产历史。恢复因子和排水区域通常通过经验和类比类似的产池进行估计。基于这些方法的估算通常不如基于实际生产历史的估算可靠。随后根据生产历史和生产实践对相同储量进行的评估将导致估计储量的变化，这种变化可能是重大的。

根据适用的证券法，GLJ在计算此处披露的储备数量和未来净收入时使用了预测价格和成本估计。未来实际净收入将受到其他因素的影响，包括但不限于实际生产水平、石油、NGLs和天然气的供需、石油和天然气购买者削减或增加消费、政府监管或税收的变化以及通货膨胀对成本的影响。

来自公司储备的实际产量和净收入将与此处总结的工程报告中包含的储备估计不同，这种变化可能是重大的。本文概述的工程报告部分基于以下假设：我们将在未来几年开展某些活动，并进一步假设此类活动将取得成功。此处概述的工程报告中所载的储量和由此产生的估计净收入将在未来几年减少，前提是此类活动没有进行，或者如果进行，则没有达到此处概述的工程报告中假定的成功水平。此处描述的工程报告自特定日期起生效，除非另有说明，否则未更新，因此不反映自该日期以来我们的储备变化。

根据适用的会计准则，我们的风险管理金融工具的公平市场未来价值下降可能会导致对我们的收入产生非现金费用。

根据国际财务报告准则，对金融工具进行会计处理可能会导致此类工具的公平市场未来价值减少，从而对收入产生非现金费用。由于未来商品价格和/或外汇汇率波动导致金融工具的公平市场未来价值下降，可能会导致对收入的非现金费用，这在市场上可能被视为不利。

对收集和处理设施、管道系统、卡车运输和铁路线路缺乏能力和/或监管限制可能会对我们生产和销售石油和天然气的能力产生负面影响。

我们通过收集和加工设施、管道系统以及在某些情况下通过卡车和铁路系统交付我们的产品。我们可以生产和销售的石油和天然气数量取决于这些收集和处理设施、管道系统、卡车和铁路线的可及性、可用性、邻近程度和容量。缺乏坚定的管道能力、生产限制以及对收集和处理设施、管道系统或铁路线路的可用能力的限制继续影响石油和天然气行业，并限制了将生产的石油和天然气运输到市场的能力。此外，省际管道系统不时按比例配给容量，影响石油和天然气公司出口石油和天然气的能力，并可能导致我们无法充分发挥生产的经济潜力，或降低为我们的生产提供的价格。为维护或完整性工作或由于监管机构采取的行动而意外关闭或削减管道产能也可能影响公司的预期生产、运营和财务业绩。影响这些基础设施系统和设施的市场因素或其他条件的任何重大变化，以及建设新的基础设施系统和设施的任何延误（或此类建设是否会继续进行的不确定性），都可能损害我们的业务，进而损害我们的财务状况、经营业绩和现金流。

我们生产的一部分可能通过我们无法控制的第三方拥有的设施进行加工。这些设施有时可能由于正常的维修需求或由于意外事件而停止或减少运营。停止或减少运营可能会对我们处理生产和向市场交付相同产品的能力产生重大不利影响。中游和管道公司可能会采取行动以实现其投资回报的最大化，这可能反过来对生产商和托运人产生不利影响，尤其是在与可能并不总是与托运人利益保持一致的监管框架相结合时。

我们可能无法实现收购或处置的预期收益，收购的整合可能会导致关键员工的流失和正在进行的业务关系的中断。

我们在日常业务过程中对业务和资产进行收购和处置。实现收购的收益部分取决于成功整合职能并及时高效地整合运营和程序，以及我们通过将收购的业务和运营与我们的业务和运营相结合而实现预期增长机会和协同效应的能力。整合收购的业务和资产可能需要大量的管理努力、时间和资源，可能会转移管理层对其他战略机会和运营事项的关注，还可能导致关键员工的流失、正在进行的业务、供应商、客户和员工关系的中断以及内部控制或信息技术控制方面的缺陷。我们不断根据我们的业务计划和战略目标评估我们资产的价值和组合。在这方面，非核心资产可能会被定期处置，这样我们就可以更有效地集中我们的努力和资源。取决于这类非核心资产的市场状况，我们的某些非核心资产，如果被处置，在处置时的变现可能低于其在我们财务报表中的评估账面价值。

收购时对价值的不正确评估可能会对我们普通股的价值产生不利影响。

对石油和天然气资产或公司的收购将在很大程度上基于工程和经济评估。这些评估包括关于石油和天然气的可采性和适销性、石油和天然气的未来价格和运营成本、未来资本支出和特许权使用费以及将在储量的生产年限内征收的其他政府征费等因素的一系列假设。其中许多因素随时可能发生变化，是我们无法控制的。所有这些评估都涉及对地质和工程不确定性的衡量，这可能导致产量和储量低于预期。如果实际储量或产量低于我们的预期，我们的收入以及因此我们普通股的价值可能会受到负面影响。

我们可能无法成功地与我们行业中的其他公司竞争，这可能会对我们普通股的市场价格产生负面影响。

石油和天然气行业的各个方面都存在着强有力的竞争。在我们的石油和天然气勘探、开发、生产和营销活动方面，我们与众多其他公司竞争，其中许多公司拥有比公司更多的财务和运营资源、员工和设施。除其他外，我们竞争：

资源，包括资本和技术人才；

收购具有更长寿命储量和开发机会的物业；和

进入设备、市场、运输能力、钻井和服务平台以及储存和加工设施。

与我们竞争的一些公司不仅勘探、开发和生产石油和天然气，还开展炼油业务，在国际上销售石油和天然气。由于这些互补活动，其中一些竞争对手可能比公司拥有更大和更多样化的竞争资源可供利用。

我们进行未来资本支出的能力可能取决于我们获得第三方融资的能力。

该公司预计未来将为石油和天然气储量的勘探、开发、收购和生产进行大量资本支出。由于未来的资本支出将由运营产生的现金、借款和资产出售的潜在收益以及未来可能的股权出售提供资金，公司这样做的能力取决于，除其他因素外：

资本市场整体状况；

公司的信用评级（如适用）；

商品价格；

利率；

特许权使用费；

现行和未来税法造成的税收负担；以及

投资者对石油和天然气行业的投资兴趣，尤其是该公司的证券。

此外，如果公司的收入或储量下降，我们可能无法获得承担或完成未来钻探计划所需的资金。石油和天然气行业的状况或对其产生影响，对包括公司在内的石油和天然气公司获得额外融资的能力和/或其成本产生了负面影响。无法保证债务或股权融资，或运营产生的现金，将可获得或足以满足这些要求或用于其他公司目的，或者，如果可获得债务或股权融资，则将以公司可接受的条款进行。公司可能被要求以对现有股东具有高度稀释性的条款寻求额外的股权融资。公司无法为我们的运营获得足够的资本可能会对公司的业务、财务状况、运营结果和前景产生重大不利影响。

特许权使用费制度的变化可能会对我们的财务状况产生重大不利影响。

无法保证我们运营所在司法管辖区的政府不会采用新的或修改现有的特许权使用费制度，这在每种情况下都可能对我们项目的经济性或我们运营的盈利能力产生影响。特许权使用费的增加将减少我们的收益，并可能使未来的资本投资或我们的运营变得不那么经济。见“行业情况”。

季节性因素和极端天气条件可能导致我们的活动下降，从而对我们的业务和我们普通股的市场价格产生不利影响。

加拿大石油和天然气行业的活动水平受到季节性天气模式的影响。潮湿天气和春季解冻可能会使地面变得不稳定，从而阻止、延误或增加作业难度。因此，市和省交通部门可能会实施道路禁令，限制钻机和其他重型设备的移动，从而降低活动水平。道路禁令和其他限制通常会导致钻探和勘探活动减少，也可能导致公司部分生产被关闭。此外，我们的某些石油和天然气产区可能位于除冬季月份以外无法进入的地区，因为这些地区的场地周围的地面由无法通行的muskeg（沼泽地形）组成。此外，极寒天气、强降雪和强降雨可能会限制进入我们的物业，并导致运营困难，包括机器损坏，或因为危险的工作条件而导致人员受伤。

我们的行动很容易受到野火和洪水的影响。过去，我们的生产水平（以及因此我们的收入）有时会受到野火和洪水的重大不利影响。除了当我们的运营受到野火和/或洪水影响时因生产损失而导致的收入损失外，我们还产生了应对此类事件、修复受损设备和恢复运营的费用。虽然我们的保单可能会赔偿我们的部分损失，但他们不会赔偿我们的全部损失。此外，野火和/或洪水消耗了两者

财务资源、管理层和员工时间，否则将用于发展我们的业务和追求我们的业务战略。我们无法保证，有时影响我们行动的严重野火和洪水将来不会以同等或更严重的程度再次发生。

季节性因素和意外天气模式，包括野火、洪水和/或极端气温，可能导致我们的勘探、开发和生产活动出现实质性下降，并可能消耗我们大量的财政和人力资源，从而对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

土着群体反对开展公司的运营、开发或探索活动可能会对公司产生负面影响。

土着团体反对我们在公司开展业务的任何司法管辖区开展业务、开发或探索活动，可能会在公众看法、转移管理层的时间和资源、法律和其他咨询费用方面对其产生负面影响，并可能对公司探索和开发物业的进展和能力产生不利影响。

加拿大各地的一些土著群体建立并主张了条约权利、土地所有权和土著权利。尽管在公司经营的土地上没有条约、所有权或权利主张，但公司确实在具有一定咨询权的土著传统土地上经营，不确定目前未受土著群体提出的此类主张影响的任何土地将不受未来主张的影响。此类索赔如果成功，可能会对我们的运营或增长速度产生重大不利影响。

加拿大联邦和省政府有义务在考虑可能对所宣称或证明的土著或条约权利产生不利影响的行动时与土著人民协商，并在某些情况下照顾到他们的关切。联邦和省政府咨询的职责范围因情况而异，通常是诉讼的对象。履行与土著人民和任何相关住所协商的义务可能会对公司获得或更新许可、租约、许可证和其他批准或满足这些批准的条款和条件的能力产生不利影响，或增加获得或更新许可、租约、许可证和其他批准的时间。例如，不列颠哥伦比亚省最高法院2021年的一项裁决认定，政府批准的工业发展对不列颠哥伦比亚省东北部一个原住民传统领土的累积影响违反了该组织的条约权利。2023年，不列颠哥伦比亚省政府和原住民就该地区进一步的工业活动达成协议。不列颠哥伦比亚省东北部与土著权利有关的事态发展可能会导致在条约涵盖的其他领域在加拿大各地产生类似的累积效应的主张。该决定对加拿大石油和天然气行业以及该公司的长期影响和相关风险仍不确定。

此外，联邦政府出台了实施UNDRIP的立法，不列颠哥伦比亚省根据《土著人民权利宣言法案》（“DRIPA”）通过了类似的省级立法。这些法规的实际影响一直不确定；然而，2025年最近的司法裁决提供了重要指导。

2025年2月，联邦法院在Kebaowek First Nation诉Canadian Nuclear Laboratories案中指示一名决策者重新考虑是否已根据UNDRIP原则履行了协商和通融的义务。2025年12月，不列颠哥伦比亚省上诉法院在Gitxaala v British Columbia（Chief Gold Commissioner）一案中裁定，DRIPA对省政府规定了即时、积极的法定义务，包括采取具体和勤勉的步骤，使省级法律与UNDRIP保持一致。

尽管UNDRIP的实施范围在不断演变，但最近的这些决定表明，在不列颠哥伦比亚省和联邦都有司法意愿赋予UNDRIP实质性法律效力。可能会创建额外的流程，并且可能会修订或引入与项目开发和运营相关的立法，这进一步增加了项目监管审批时间和要求方面的不确定性。见“行业条件–土著权利”。

我们的财产可能会受到非政府组织的行动或恐怖袭击。

除了上述与地缘政治发展有关的风险外，该公司的石油和天然气资产、油井和设施可能受到恐怖袭击、人身破坏或公众反对。这种公众的反对可能会使该公司面临因政府压力增加而导致成本更高、延误甚至项目取消的风险

包括土著群体、土地所有者、环境利益集团（包括那些反对石油和天然气生产业务的组织）和其他非政府组织在内的特殊利益集团的监管机构、封锁、法律或监管行动或挑战、加强监管监督、减少联邦、省或市政府的支持、延迟、质疑或撤销监管批准、许可和/或执照以及直接法律挑战，包括气候相关诉讼的可能性。无法保证公司将能够满足这些特殊利益集团和非政府组织的关切，而试图解决这些关切可能会要求公司产生大量和意外的资本和运营支出，并可能转移管理层和关键人员对业务运营的注意力。如果公司的任何财产、水井或设施受到封锁、破坏、破坏或恐怖袭击，可能会对公司的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

我们可能会遇到采用新技术的挑战，我们的成本可能会因这种采用而增加。

石油和天然气行业的特点是技术进步迅速而显着，并利用新技术推出新产品和服务。其他石油和天然气公司可能拥有更大的资金、技术和人员资源，使其能够在现在和未来实施并受益于技术优势。无法保证我们将能够及时或以合理的成本应对此类竞争压力并实施此类技术。如果该公司确实实施了这些技术，则无法保证该公司将成功地做到这一点。我们目前使用或未来可能实施的一项或多项技术可能会过时。如果我们无法利用最先进的商业可用技术，或我们未能成功实施某些技术，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。

我们可能会受到增长相关风险的影响。

我们可能会面临与增长相关的风险，包括产能限制以及对我们内部系统和控制的压力。我们有效管理增长的能力将要求我们继续实施和改进我们的运营和财务系统，并培训和管理并潜在地扩大我们的员工基础。我们无法应对这种增长可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩或前景产生重大不利影响。

公司可能需要支付与废弃和填海相关的某些费用。

公司将需要遵守环境和监管批准的条款和条件，以及有关放弃其项目和在项目土地的经济寿命结束时对其进行复垦的所有立法，这可能会导致大量的废弃和复垦成本。任何不遵守公司批准和立法的条款和条件的行为都可能导致罚款和处罚，这可能是重大的。一般来说，废弃和回收成本是巨大的，虽然公司根据国际财务报告准则在我们的财务报表中为此类成本计提准备金，但此类应计可能是不够的。

目前无法可靠地估计废弃和复垦成本，因为它们将部分取决于未来的监管要求。此外，未来，公司可能会确定为审慎或根据适用法律、法规或监管批准的要求，建立和资助一项或多项复垦基金，以提供未来废弃和复垦费用的支付。如果公司建立复垦基金，我们的流动性和现金流可能会受到不利影响。

艾伯塔省制定了责任管理方案，旨在防止纳税人在被许可人或许可证持有者无法履行其监管义务的情况下承担与油井、设施和管道的暂停、废弃、补救和复垦相关的费用。负债管理方案要求的实施或变更可能会导致被许可人必须张贴的安全性显着增加、财务披露义务增加和更加频繁或拒绝许可或许可转让，这可能会影响我们将花费的资本的可用性，进而可能对公司的业务和财务状况产生重大不利影响。此外，这些负债管理计划可能会阻止或干扰我们收购或处置资产的能力，因为石油和天然气资产的卖方和买方都必须遵守适用的监管机构允许转让此类资产的负债管理计划（在资产转让之前和之后）。

我们经营石油和天然气井，以及我们参与他人经营的石油和天然气井，可能使我们面临环境索赔和责任和/或增加的合规成本，所有这些都可能影响我们普通股的市场价格。

石油和天然气业务的所有阶段都存在环境风险和危害，并受到各种联邦、省和地方法律法规的环境监管。环境立法规定并规范（其中包括）启动和批准新的石油和天然气项目以及限制和禁止与石油和天然气作业相关的各种物质的泄漏、释放或排放。此外，这类立法规定了有关油田废物处理和储存、生境保护以及井场和设施场地的令人满意的运营、维护、废弃和复垦等方面的要求。联邦和省级政府新的环境立法可能会随着新法律的实施而增加石油和天然气行业参与者的不确定性，并经历新法律的影响，这可能会对石油和天然气行业的活动水平产生不利影响。见“行业情况”。

遵守环境立法可能需要大量支出，违反此类要求可能会导致暂停或撤销必要的许可证和授权、污染损害的民事责任以及罚款和处罚，其中一些可能是重大的。环境立法正在以一种预计将导致更严格的标准和执法、更大的罚款和法律责任，并可能增加资本支出和运营成本的方式发展。将石油、天然气或其他污染物排放到空气、土壤或水中可能会引起对政府和第三方的责任，并可能要求我们承担补救此类排放的费用。2024年11月，联邦政府公布了拟议的石油和天然气部门温室气体排放上限法规草案，如果按照目前的草案颁布，将对石油和天然气部门一系列工业活动的排放设置上限，建立排放配额的上限和交易制度，并要求设施运营商遵守各种报告和汇款义务。此类拟议法规可能会影响投资者信心、抑制脱碳举措支出并导致减产，预计将于2026年最终敲定并生效。

尽管我们认为我们在实质上遵守当前适用的环境立法，但无法保证环境合规要求不会导致减产或生产、开发或勘探活动的成本大幅增加，或以其他方式对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。见“行业情况”。

在我们的正常运营过程中，我们面临诉讼，如果做出不利的决定，可能会对我们产生重大不利影响。

在我们的正常运营过程中，我们可能会卷入、被指定为当事人或成为法律诉讼的主体，包括监管诉讼、税务诉讼和法律诉讼，涉及人身伤害（包括因接触有害物质而导致）、财产损失、财产税、土地和使用权、环境问题（包括与污染或自然资源损害有关的索赔）、证券法事项（例如我们的公开披露）、合同纠纷和雇佣事项。未决、未决或未来诉讼的结果无法预测，可能会对我们产生不利影响，因此，可能会对我们此时的资产、负债、业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。即使我们在任何此类法律诉讼中胜诉，诉讼也可能是昂贵和耗时的，并可能转移管理层和关键人员对业务运营的注意力，这可能对我们的财务状况产生不利影响。

第三方未能履行其对我们的合同义务可能会对我们的财务状况产生重大不利影响。

通过我们与当前或未来的合资伙伴、我们的石油和天然气生产的营销商、我们的衍生品风险管理合同的对手方以及其他各方的合同安排，我们可能会面临第三方信用风险。此外，我们可能会面临来自我们拥有工作或特许权使用费权益的物业的运营商以及来自我们的资产购买者的各种负债的第三方信用风险，包括购买者承担的弃井和复垦义务。如果此类实体未能履行其对我们的合同义务，此类失败可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。此外，行业普遍信用状况不佳，尤其是我们的一个或多个合资伙伴的信用状况不佳，可能会影响合资伙伴参与我们正在进行的资本计划的意愿，可能会推迟该计划和该计划的结果，直到我们找到合适的替代伙伴。

衍生工具风险管理合约的使用涉及交易对手无法满足此类交易的财务条款的风险。我们无法预测交易对手的信用或履约能力的变化。即使我们准确预测了这种变化，我们否定这种风险的能力也可能受到限制，这取决于市场条件和协议的合同条款。在商品价格下跌期间，我们的衍生产品应收账款头寸可能会增加，这将增加我们的交易对手信用敞口。如果任何此类第三方破产、资不抵债或提出建议或提起与破产或无力偿债有关的任何程序，则可能导致我们无法从这些第三方收取所欠的全部或部分款项。这些因素中的任何一个都可能对我们的财务和运营业绩产生重大不利影响。

公司的财务表现和现金流可能会受到通胀压力和利率波动的不利影响。

公司的财务表现和现金流可能会受到通胀压力和利率波动的不利影响。通货膨胀可能通过劳动力、设备、材料和服务价格上涨导致运营成本增加，并导致供应链中断和监管变化。如果公司无法有效管理这些成本增加，项目经济性和未来发展决策可能会受到负面影响。

尽管利率已经开始下降，但随着各国央行实施抑制通胀的措施，利率在很长一段时间内保持在高位。在这些期间较高的借款成本可能会影响公司的融资费用，并降低资本项目的回报。持续的高利率时期也会减缓经济增长，减少能源需求，压低商品价格，并限制行业活动。通胀压力和利率波动对能源需求、商品定价和公司运营的持续时间和综合影响仍不确定。

无法招聘和留住熟练的劳动力和关键人员可能会对公司产生负面影响。

公司的运营和管理需要招聘和保留一支熟练的劳动力队伍，包括工程师、技术人员和其他专业人员。此类劳动力的关键成员或整个劳动力的相当大一部分的流失可能导致无法实施公司的业务计划，这可能对公司的业务、财务状况、运营结果和前景产生重大不利影响。

石油和天然气行业对合格人员的竞争非常激烈，无法保证公司将能够继续吸引和留住我们业务发展和运营所需的所有人员。此外，近年来市场状况的下降导致大量技术人员退出石油和天然气行业，进入该行业的年轻专业人员减少。公司没有任何有效的关键人员保险。现有管理团队对公司近期和近期运营的贡献很可能具有核心重要性。此外，公司的某些现任雇员是资深的，具有重要的机构知识，这些知识必须在其他雇员离开公司之前转移给他们。如果公司无法留住现有员工，成功完成有效的知识转让和/或招聘具备必要知识和经验的新员工；公司可能会受到负面影响。此外，该公司可能会遇到留住和招聘这些专业人员的成本增加。投资者必须依赖公司管理层的能力、专业知识、判断力、自由裁量权、诚信和诚信。

我们的信息资产和关键基础设施可能会受到未经授权的各方的破坏、盗窃、网络攻击或滥用。

我们依赖于我们的信息技术基础设施的可用性、容量、可靠性和安全性，以及我们扩展和不断更新这一基础设施的能力，来进行日常运营。我们依赖各种信息技术系统来估算储备数量、处理和记录财务数据、管理我们的土地基础、管理财务资源、分析地震信息、管理我们与运营商和承租人的合同以及与员工和第三方的沟通。

此外，作为我们正常课程运营的一部分，我们面临各种信息技术和系统风险，包括潜在的崩溃、入侵、病毒、网络攻击、网络欺诈、安全漏洞，以及第三方或内部人员对我们的信息技术系统的破坏或中断。员工或第三方未经授权访问这些系统

当事人可能导致腐败或暴露机密、信托或专有信息，中断通信或运营，或破坏我们的业务活动或我们的竞争地位。

此外，网络钓鱼企图，即恶意一方试图获取用户名、密码、信用卡和银行详细信息（以及金钱）等敏感信息，或批准电汇请求，近年来变得更加普遍和复杂。如果公司成为网络钓鱼攻击的受害者，则可能导致公司财务资源或关键数据丢失或被盗，或可能导致公司技术基础设施失去控制。企业员工经常成为此类网络钓鱼攻击的目标，当事人利用欺诈性电子邮件盗用信息或通过“特洛伊木马”程序向企业系统引入病毒或其他恶意软件。这些电子邮件看起来是合法的电子邮件，但会将收件人引导至由电子邮件发件人运营的欺诈网站或要求收件人通过电子邮件发送密码或其他机密信息或下载恶意软件。

该公司维持政策和程序，处理和实施与电子通信和电子设备有关的员工协议，并进行年度网络安全风险评估。该公司还对其机密信息、所有计算机和其他电子设备采用加密保护。尽管该公司努力通过教育和培训来缓解此类网络钓鱼攻击，但网络钓鱼活动仍然是一个严重的问题，可能会损害我们的信息技术基础设施。该公司采用符合行业公认标准的技术和流程控制，以保护我们的信息资产和系统，包括应对网络安全事件的响应计划。然而，这些控制措施可能无法充分防止网络安全漏洞。中断关键信息技术服务，或违反信息安全，可能对我们的业绩和收益以及我们的声誉产生负面影响。任何这类事件的重要性都难以量化，在某些情况下可能是重大的，并可能对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

安全信息的处理使公司面临潜在的数据安全风险，这些风险可能导致对公司的金钱损失，否则可能损害其声誉，并对其业务、财务状况和经营业绩产生不利影响

客户、员工和公司数据的保护对公司的业务至关重要。加拿大围绕信息安全和隐私的监管环境要求越来越高，频繁施加新的和不断演变的要求。某些立法，包括加拿大的《个人信息保护和电子文件法》，要求安全销毁文件，以避免身份盗窃和无意中泄露机密和敏感信息。客户、员工或公司数据的重大泄露可能会引起媒体的大量关注，损害公司的客户关系和声誉，并导致罚款或诉讼。此外，越来越多的国家已经出台和/或加强执行全面的隐私法或预计将这样做。对信息安全的持续重视以及对政府监控的日益担忧可能导致客户要求公司采取额外措施以加强安全性和/或根据其合同承担更高的责任。由于立法举措和客户需求，公司可能不得不修改其运营，以进一步提高数据安全性。任何此类修改都可能导致费用增加和运营复杂性，并对其声誉、业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

公司来自特许权使用费支付方的部分收入和我们的某些业务依赖于第三方工作权益所有者的财务和运营能力，以开发和生产公司的资产，我们对这些资产的影响力有限。

该公司依赖其他公司在该公司拥有特许权使用费权益的土地上进行钻探和生产。该公司对其他公司从这些土地进行钻探和生产的决定施加影响的能力非常有限。公司在我们拥有特许权使用费权益的土地上的回报取决于公司可能无法控制的若干因素，包括但不限于在这些土地上拥有工作权益的经营者的资本支出预算和财务资源、经营者从这些土地上高效生产资源的能力以及商品价格。

此外，在公司拥有特许权使用费权益的土地上拥有工作权益的公司有时可能会遇到财务困难，这可能会影响它们为这些土地提供资金和追求资本支出的能力。公司拥有特许权使用费权益的土地的钻探和生产的任何减少都会对公司的现金流和财务业绩产生负面影响。

拥有公司拥有特许权使用费权益的资产的公司的任何财务困难都可能影响公司收取特许权使用费的能力，特别是如果这些公司破产、资不抵债或提出建议或提起与破产或无力偿债有关的任何程序。此外，如果拥有公司拥有特许权使用费权益的资产的任何公司破产、破产或提出建议或提起与破产或无力偿债有关的任何程序，则公司的特许权使用费权益可能不是（或可能不被确认为）土地权益，因此公司的特许权使用费权益可能无法在此类破产或无力偿债程序中存续。

稀释剂供应的减少或获得限制可能会增加公司的运营成本。

重油和沥青的特点是比重或重量高，粘度或抗流性高。需要稀释剂，以方便重油和沥青的运输。稀释剂供应短缺，或稀释剂准入受限，可能导致其价格上涨，增加将重油和沥青运往市场的成本。将重油和沥青推向市场的成本增加可能会增加公司的整体运营成本和/或运输成本，并导致现金流减少，从而对公司重油和沥青项目的整体盈利能力产生负面影响。

该公司的运营和钻探活动很容易受到在有限地理区域运营相关风险的影响。

该公司的生产物业在地理上集中在艾伯塔省。因此，如果艾伯塔省对人员、设备、电力、服务和资源的需求和成本很高，可能会导致延迟或无法确保这些人员、设备、电力、服务和资源。任何延误或无法确保人员、设备、电力、服务和资源都可能导致石油、NGLs和天然气产量低于公司预测的产量。此外，产量的任何减少，或成本的任何显着增加，都可能对公司的财务状况、经营业绩、现金流和盈利能力产生重大不利影响。

由于这种地理集中，该公司可能不成比例地受到政府监管、加拿大联邦和/或省级政治、运输限制、土著权利主张和协商、供应短缺或与极端天气相关的条件等外部因素造成的艾伯塔省运营或生产延误或中断的影响。

加拿大所得税立法和其他法律的变化可能会对我们和我们的股东产生不利影响。

所得税法，或与石油和天然气行业相关的其他法律或政府激励计划，例如资源税、股息、股份回购或资本收益的处理，可能会在未来以对我们和/或我们的股东产生不利影响的方式进行更改或解释。此外，对我们和/或我们的股东具有管辖权的税务机关可能会不同意我们如何为税收目的计算我们的收入，或者可能会改变行政做法，从而对我们不利和/或对我们的股东不利。

我们提交了所有必要的所得税申报表，并认为我们遵守了《税法》和所有适用的省级税收立法的规定。然而，此类回报须由适用的税务机关重新评估。如果对黑曜石能源的重新评估成功，无论是否通过重新确定勘探和开发支出的性质或以其他方式，此类重新评估可能会对当前和未来的税款、罚款和应付利息产生影响，从而可能对我们的财务状况产生不利影响。

未经授权使用知识产权可能导致我们从事或成为诉讼对象。

由于石油和天然气技术的快速发展，在我们的正常运营过程中，我们可能会卷入、被称为当事人或成为被指控我们侵犯他人知识产权或我们对我们认为侵犯我们知识产权的他人提起的法律诉讼的主体。公司参与知识产权诉讼可能导致重大费用，对我们的资产或知识产权的开发产生不利影响，或转移我们的技术和管理人员的努力，无论此类诉讼是否以有利于公司的方式解决。如在任何该等诉讼中作为被告出现不利结果，公司可（其中包括）被要求：（a）支付重大损害赔偿和/或

停止开发、使用、销售或进口侵犯其他专利知识产权的工艺；（b）花费大量资源开发或获取非侵权知识产权；（c）终止包含侵权技术的工艺；或（d）获得侵权知识产权的许可。然而，公司可能无法成功进行此类开发或收购，或可能无法以合理的条款获得此类许可。任何此类开发、收购或许可可能需要花费大量时间和其他资源，并可能对公司的业务和财务状况产生重大不利影响。

我们面临着保险可能无法部分或全部覆盖的潜在负债。

我们参与石油和天然气资产的勘探和开发可能会使我们承担污染、井喷、酸性天然气泄漏、财产损失、人身伤害或其他危险的责任。尽管公司根据行业标准维持保险以应对其中的某些风险，但此类保险对责任有限制，可能不足以涵盖此类责任的全部范围。此外，某些风险可能并非在所有情况下都可以投保，或者在某些情况下，由于与此类保险相关的高额保费或其他原因，我们可能会选择不购买保险来应对特定风险。支付任何未投保的负债将减少我们可用的资金。发生我们未获得充分保险的重大事件、我们无法以可接受的保险费率或根本无法获得针对一项或多项风险的保险，或该事件的保险人无力偿债，可能对我们的财务状况、经营业绩或前景产生重大不利影响。

我们的保单一般按年续期，根据市场情况等因素，某些保单的保费、保单限额和/或免赔额可能会有很大差异。在某些情况下，某些保险可能无法获得或仅适用于减少的保险金额。保费大幅增加可能导致我们决定减少或可能取消承保范围。此外，保险是从多家第三方保险公司购买的，通常采用分层保险安排，其中一些人可能出于自身保单或战略原因而停止提供保险。如果这些保险公司中的任何一家拒绝继续提供保险，我们的整体风险敞口可能会增加，我们可能会承担大量成本。

根据我们的国库股权激励计划发行证券可能会导致股东稀释。

除了涉及发行我们的普通股的潜在未来收购、融资或其他交易，这可能会稀释股东，股东稀释也可能是由于根据我们的股票期权计划和我们的限制性和业绩份额单位计划发行普通股。有关这些补偿计划的更多信息，请参阅我们在SEDAR +上提交的最新信息通告和代理声明、财务报表和相关的MD & A，网址为www.sedarplus.ca

较低的石油和天然气价格以及较高的成本增加了我们的石油和天然气资产和商誉（如果有的话）的减记风险。

根据国际财务报告准则，当存在减值迹象时，我们的“物业、厂房和设备”（“PP & E”）和“商誉”（如果有）的账面价值与其可收回金额进行比较。可收回金额定义为公允价值减去销售成本或使用价值两者中的较高者。石油和天然气价格下跌可能是一个减值指标，并可能导致我们的资产价值减记。虽然这些减记不会影响运营现金流，但计入收益可能会被投资者视为不利，并可能对我们普通股的市场价格以及我们对债务工具中所载财务契约的遵守情况的计算产生不利影响。如果导致减值的情况发生逆转，PP & E资产减记也可能在未来期间转回盈利。

我们可能无法在与第三方的业务往来中维护敏感信息的机密性，我们的失密补救措施可能无法完全赔偿我们的损失。

在与第三方讨论潜在业务关系或其他交易时，我们可能会披露与我们的业务、运营或事务有关的机密信息。尽管保密协议通常在披露任何机密信息之前由第三方签署，但违反可能会使我们面临竞争风险，并可能对我们的业务造成重大损害。违反保密规定对我们的业务造成的损害无法预测，但可能是重大的，可能无法在损害赔偿中得到赔偿。无法保证，一旦发生违反保密规定的情况，我们

将能够及时从有管辖权的法院获得公平的补救措施，例如禁令救济（如果有的话），以防止或减轻此类违反保密规定可能对我们的业务造成的任何损害。

我们的石油和天然气生产资产的所有权链条可能出现不可预见的缺陷，以推翻我们的索赔，这可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。

公司对其财产的实际所有权和权益，以及其生产和销售由此产生的石油和天然气的权利，可能与公司的记录不同。如果所有权链条或公司的生产权存在缺陷，或出现法律质疑或立法变更，公司可能会失去与所有权缺陷相关的全部或部分财产和/或其从这些财产中生产的权利。这可能对公司的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

加拿大和美国在报告储量和产量方面的做法有所不同，我们的估计可能无法与美国公司的估计进行比较。

在这份年度信息表中，我们根据加拿大的做法，特别是根据NI 51-101报告我们的生产和储备数量。这些做法不同于美国公司向SEC提交的报告和其他材料中用于报告产量和估算储量的做法。尽管如此，作为黑曜石能源向SEC提交的截至2025年12月31日止年度的40-F表格的一部分，黑曜石能源已使用SEC法规S-X中包含的标准披露探明储量数量，以及根据美国财务会计准则委员会确定的与已探明石油和天然气储量相关的贴现未来净现金流的标准化计量“关于石油和天然气生产活动的披露”，该标准的披露符合SEC关于披露石油和天然气储量的规则。

美国居民对我们和我们的董事、管理人员和专家执行民事补救措施的能力可能受到限制。

黑曜石能源根据加拿大艾伯塔省法律组建，我们的主要营业地点在加拿大。我们的大多数董事和高级管理人员以及这里提到的专家都是加拿大居民，我们的全部或大部分资产以及大多数这类人的全部或大部分资产都位于美国境外。因此，美国境内的投资者可能难以在美国境内对非美国居民的董事、高级管理人员和专家实施送达程序，或根据美国联邦证券法或美国境内任何州的证券法规定的民事责任对他们执行美国法院的判决。在加拿大对我们或我们的任何非美国居民的董事、高级管理人员或专家，在原始诉讼或执行美国法院判决的诉讼中，仅基于美国联邦证券法或美国境内任何州的证券法的责任的可执行性存在疑问。

我们或我们的行业合作伙伴持有我们在石油和天然气物质权益的许可证和租约的终止或到期可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

我们的物业以许可证和租赁以及许可证和租赁的工作权益的形式持有。如果我们或许可证或租约持有人未能满足许可证或租约的具体要求，许可证或租约可能会终止或到期。无法保证将满足维持每个许可证或租约所需的任何义务。许可证或租约的终止或到期，或与许可证或租约有关的工作权益以及相关的废弃和回收义务，可能会对我们的经营业绩、业务、财务状况和前景产生重大不利影响。

公司不派发股息，也不能保证我们将来会这样做。

公司目前不支付我们普通股的股息。未来股息的支付将取决于（其中包括）公司的现金流、经营业绩和财务状况、为持续经营和偿还债务提供资金的需要、公司的债务水平和我们的贷方和票据持有人对支付股息施加的限制，以及董事会认为相关的其他考虑因素。

我们的董事和管理层可能存在利益冲突，这可能会激励他们采取有悖于股东利益或与股东利益相竞争的行为。

黑曜石能源的某些董事和高级职员正在从事并将继续从事石油和天然气行业的其他活动，由于这些活动和其他活动，黑曜石能源的董事和高级职员可能会产生利益冲突。ABCA规定，如果公司的董事或高级管理人员是与公司的重大合同或重大交易或拟议的重大合同或拟议的重大交易的一方，或者是作为与公司的重大合同或重大交易或拟议的重大合同或拟议的重大交易的一方的任何人的董事或高级管理人员或在任何人中拥有重大利益，则该董事或高级管理人员必须披露其利益的性质和范围，如果是董事，除非ABCA另有规定，否则不得对批准合同或交易的任何决议进行投票。如果出现利益冲突，将根据ABCA的规定和我们的商业行为和道德准则解决此类冲突。参见“黑曜石能源的董事和执行官–利益冲突”。

扩大公司业务使我们面临新的风险和不确定性。

该公司管理层的运营和专业知识目前主要集中在艾伯塔省的石油和天然气生产、勘探和开发方面。未来，公司可能会收购或进入新的行业相关活动或新的地理区域，并可能收购不同的能源相关资产；因此，公司可能会面临意想不到的风险，或者，其对一个或多个现有风险因素的敞口可能会显着增加，进而可能导致公司未来的运营和财务状况受到不利影响。

该公司依靠我们的声誉来继续我们的运营，并吸引和留住投资者和员工。

公司的业务、运营或财务状况可能因对公司的任何负面舆论或因对公司在利益相关者、特殊利益集团、政治领导层、媒体或其他实体中的声誉或与其有关的任何负面情绪而受到负面影响。公众舆论可能受到某些媒体和特殊利益集团对石油和天然气行业的负面描述以及对某些石油和天然气项目的反对的影响。负面舆论或声誉问题的潜在影响可能包括运营延迟或中断、法律或监管行动或挑战、封锁、监管监督增加、对监管批准、许可和/或执照的支持减少、延迟、挑战或撤销、成本增加和/或成本超支，以及获得资本、信贷和/或保险范围的机会减少（或成本增加）。该公司的声誉和公众舆论也可能受到石油和天然气行业运营的其他公司的行动和活动的影响，特别是其他生产商，而该公司对此没有控制权。

同样，公司的声誉可能会受到与公司运营造成的生命损失、伤害或财产损失和环境损害相关的负面宣传的影响。此外，如果公司建立了拥有不安全工作场所的声誉，可能会影响公司吸引和留住必要的熟练员工和顾问来经营我们的业务的能力。反对石油和天然气开发的特殊利益集团的反对以及针对政府和化石燃料公司的气候相关诉讼的可能性可能会影响该公司的声誉。

声誉风险不能与其他形式的风险隔离管理。信用、市场、经营、保险、监管和法律风险等，都要有效管理，维护公司声誉。对公司声誉的损害可能导致投资者对公司的负面情绪，这可能导致限制公司获得资本、信贷和/或保险范围，增加资本、信贷和/或保险范围的成本，并降低普通股的价格和流动性。

在美国和/或加拿大，我们的普通股可能并不总是有一个活跃的交易市场。

虽然目前我们的普通股在美国（在NYSE American）和加拿大（在TSX）都有一个活跃的交易市场，但我们不能保证在这两个国家都能维持一个活跃的交易市场。如果我们普通股的活跃交易市场不能持续，我们普通股的交易流动性将受到限制，我们普通股的市值可能会减少。

该公司在使用社交媒体作为与行业合作伙伴、利益相关者和公众沟通的手段方面面临合规和监管挑战。

社交媒体越来越多地被用作实施网络钓鱼攻击的工具。出于商业或个人目的，在社交媒体网站上发布的信息可能会被攻击者用来进入公司的系统并获得机密信息。该公司将恶意软件、威胁和地理位置保护应用于所有员工在公司网络上的社交媒体访问。企业互联网使用情况会接受持续评估，通过防火墙报告进行管理监督，公司保留对社交媒体访问和员工使用情况监测的控制权。随着社交媒体的影响力不断增长，对社交媒体平台的访问日益普遍，存在着重大风险，即公司可能无法适当规范社交媒体的使用，并保存通过使用社交媒体平台进行的商业活动和第三方通信的充分记录。

引入新的供应链尽职调查和报告要求可能会使公司面临某些风险

2023年5月，《打击供应链中的强迫劳动和童工法案》获得通过，并于2024年1月1日生效。根据新的立法，任何受报告要求约束的公司，包括公司，都必须提交有关其供应链的年度报告。此外，2024年底，联邦政府表示打算建立一个新的、更繁重的供应链尽职调查制度，由一个新的监督机构监督，据此，报告实体将被要求审查其国际供应链是否存在人权风险，并采取行动解决任何此类风险。虽然公司目前不知道在我们的任何供应链中存在任何强迫或童工现象，但对加拿大公司供应链加强审查可能会发现公司与之有联系的供应链中存在强迫或童工的风险或存在，这可能会对公司的声誉产生负面影响。此外，遵守与其供应链尽职调查相关的任何新立法要求将增加公司的成本和监管负担。

自然灾害、恐怖行为、内乱、大流行和其他干扰和混乱，可能会对公司产生不利影响。

在发生自然灾害时，或在发生战争、暴乱或内乱事件时，受影响的国家、省、州或地区可能无法有效和迅速地从此类事件中恢复，这可能对公司、我们的客户和/或他们的业务或运营产生重大不利影响。恐怖袭击、包括流行病在内的公共卫生危机、流行病或新的传染病或病毒爆发、国内和全球贸易中断、基础设施中断、公民不服从或动乱、自然灾害、国家紧急情况、战争行为、技术攻击和相关事件可能导致当地和全球供应链、运营、人员流动性和金融市场的波动和中断，这可能导致加拿大和国际经济活动大幅减少，同时对石油和天然气的需求下降，并影响利率、信用评级、信用风险、通货膨胀、商业、金融状况，经营结果和与公司、其客户和/或其业务或运营中的任何一项相关的其他因素，可能对公司的声誉、业务、财务状况或运营产生重大不利影响，并可能加剧此处确定的其他风险因素。

前瞻性陈述可能被证明是不准确的。

股东和潜在投资者被告诫不要过分依赖该公司的前瞻性陈述。就其性质而言，前瞻性陈述涉及众多假设、已知和未知的风险和不确定性，既有一般性质，也有具体性质，可能导致实际结果与前瞻性陈述所暗示的结果存在重大差异，或导致预测、预测或预测被证明存在重大不准确的可能性。

有关风险、假设和不确定性的更多信息，请参见本年度信息表“关于前瞻性陈述的特别说明”标题。

重大合同

除在日常业务过程中订立的合同外，对我们而言具有重大意义且由我们或我们的一家子公司在最近完成的财政年度内或在最近完成的财政年度之前订立但仍具有重大意义且仍然有效的唯一合同如下：

（a）日期为2022年7月27日的信贷协议，该协议于2025年4月4日经最近修订及重述，并于2025年11月27日经进一步修订，由黑曜石能源与若干贷款人及其他各方就黑曜石能源的储备贷款银团信贷融资订立，该协议在「黑曜石能源的资本化–债务资本–信贷融资」项下描述；及

（b）作为受托人的黑曜石能源和Odyssey信托公司于2025年12月3日就我们的优先无抵押票据-2025签订的信托契约协议，该协议在“黑曜石能源资本化–债务资本–优先无抵押票据-2025”下进行了描述。

经济依赖

我们目前不是我们的业务实质上依赖的任何合同的当事方，包括销售我们产品的主要部分或购买我们对商品、服务或原材料的主要部分要求的任何合同，或使用我们业务所依赖的专利、配方、商业秘密、工艺或商号的任何特许经营或许可或其他协议。

法律程序和监管行动

法律程序

除已披露外，在最近一个完成的财政年度内，并无任何法律程序表明黑曜石能源是或曾经是其中的一方，或黑曜石能源的任何财产是或曾经是该法律程序的标的，而该法律程序对黑曜石能源曾经或曾经是重大的，且并无TERM3知悉拟进行的该等重大法律程序。出于上述目的，如果一项法律程序涉及损害赔偿索赔，且所涉金额（不包括利息和费用）不超过我们流动资产的10%，则我们认为该法律程序不是“重大的”，前提是如果任何程序在很大程度上与其他未决或已知拟进行的程序出现相同的法律和事实问题，我们已将其他程序所涉金额包括在计算百分比中。

监管行动

除已披露外，概无：（i）在我们最近完成的财政年度内，有关证券立法的法院或证券监管机构对黑曜石能源施加的处罚或制裁；（ii）法院或监管机构对黑曜石能源施加的任何其他处罚或制裁，这些处罚或制裁可能被认为对作出投资决定的合理投资者很重要；或（iii）在黑曜石能源最近完成的财政年度内，在法院就证券立法或与证券监管机构订立的和解协议TERM3。

转让代理人和登记员

加拿大普通股的转让代理和注册商是奥德赛信托公司，其主要办事处位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里、不列颠哥伦比亚省温哥华和安大略省多伦多。美国普通股的共同转让代理和注册商是奥德赛转让和信托公司，位于明尼苏达州伍德伯里的主要办事处。

管理层和其他人对重大交易的兴趣

黑曜石能源的任何董事或执行官、任何直接或间接实益拥有、控制或指导超过10%已发行普通股的人士或公司，或任何该等人士的任何已知联系人或关联人士，均无在任何交易中直接或间接享有任何重大权益，这些交易均在黑曜石能源最近的三

已完成的财政年度或在我们当前的财政年度内对黑曜石能源产生重大影响或合理预期将产生重大影响的财务年度。

专家的兴趣

除我们的独立工程评估师GLJ（“专家”）和我们的审计师毕马威会计师事务所（KPMG LLP）之外，没有任何个人或公司的专业或业务授权该个人或公司作出的报告、估值、声明或意见，并且被指名为编制或认证了根据National Instrument 51-102 –我们在我们最近完成的财政年度期间或与之相关的报告、估值、声明或文件中提及的报告、估值、声明或意见。

在黑曜石能源或我们的一家联营公司或关联公司的任何证券或其他财产中没有任何直接或间接的注册或受益权益：（i）由专家或由专家的“指定专业人员”（定义见表格51-102F2 –年度信息表）持有，当专家编制相关报告、估值、声明或意见时；（ii）由专家或由专家的“指定专业人员”收到，在编制相关报告后，估值、声明或意见；或（iii）由专家或专家的“指定专业人员”接收；但与我们普通股的所有权有关的情况除外，在这种情况下，个人或公司在我们普通股中的权益占我们已发行普通股的比例不到1%。上述情况不包括通过共同基金直接或间接持有的注册或受益权益。

毕马威会计师事务所（KPMG LLP）为公司的核数师，并已确认他们在加拿大相关专业机构及任何适用法例或规例所订明的相关规则及相关解释的涵义内就公司而言是独立的，亦确认他们是所有相关美国专业及监管准则下就公司而言的独立会计师。

The Expert或KPMG LLP的任何董事、高级职员或雇员均不会或预计会被选举、任命或雇用为黑曜石能源的董事、高级职员或雇员或黑曜石能源的任何联营公司或关联公司的董事、高级职员或雇员。

补充资料

有关黑曜石能源的更多信息，请访问SEDAR +网站www.sedarplus.ca和EDGAR网站www.sec.gov。附加信息，包括董事和高级职员的薪酬和债务、黑曜石能源证券的主要持有人以及根据股权补偿计划授权发行的证券，均载于黑曜石能源为我们最近一次涉及选举董事的证券持有人年度会议召开的信息通报。更多财务信息请参见黑曜石能源的财务报表和我们最近完成的财政年度的MD & A。

本年度信息表中提及并被描述为在www.sedarplus.ca的SEDAR +和www.sec.gov的EDGAR上提交的任何文件（包括在本年度信息表中提及的以引用方式并入的文件）可通过电话联系我们的投资者关系部（免费电话：1-888-770-2633）或通过电子邮件（investor.relations@obsidianenergy.com）向我们免费索取。

A1-1

附录A-1

管理层和董事关于储备数据和其他信息的报告

（表格51-101F3）

Obsidian Energy Ltd.（“黑曜石能源”）管理层负责按照证券监管要求编制和披露与黑曜石能源从事石油和天然气活动相关的信息。这些信息包括储量数据，这些数据是对截至2025年12月31日的已探明储量和概略储量以及相关未来净收入的估计，使用预测价格和成本进行估计。

独立的合格储量评估师对黑曜石能源的储量数据进行了评估。独立合格储量评估师的报告如下。

黑曜石能源董事会运营与储量委员会有：

（a）审查了黑曜石能源向独立的合格储量评估员提供信息的程序；

（b）与独立合格储量评估员会面，以确定是否有任何限制影响独立合格储量评估员无保留报告的能力；和

（c）与管理层和独立的合格储量评估员审查储量数据。

董事会的运营和储量委员会已审查了黑曜石能源组装和报告与石油和天然气活动相关的其他信息的程序，并与管理层一起审查了该信息。根据运营和储备委员会的建议，董事会已批准：

（a）包含储量数据和其他石油天然气信息的51-101F1表格的内容和向证券监管部门备案；

（b）提交51-101F2表格，即独立合资格储量评估师就储量数据的报告；及

（c）本报告的内容和归档。

因为储量数据是基于对未来事件的判断，实际结果会有所不同，变化可能是重大的。


（签名）“Stephen Loukas”	“Peter Scott（签名）”
总裁兼首席执行官	高级副总裁兼首席财务官
（签名）“Michael Faust”	“Raymond Crossley（签名）”
业务和储备委员会主任兼主席	运营和储备委员会主任和成员
2026年2月18日

A2-1

附录A-2

关于储备数据的报告

（表格51-101F2）

致Obsidian Energy Ltd.（“黑曜石能源”）董事会：

1.我们对截止2025年12月31日黑曜石能源的储量数据进行了评估。储量数据是对截至2025年12月31日的探明储量和概略储量以及相关未来净收入的估计，使用预测价格和成本进行估计。

2.储量数据由黑曜石能源管理。我们的责任是根据我们的评估对储量数据发表意见。

3.我们根据不时修订的《加拿大石油和天然气评估手册》（《COGE手册》）中规定的标准进行评估，该手册由石油评估工程师协会（卡尔加里分会）维护。

4.这些标准要求我们计划并进行评估，以获得关于储量数据是否不存在重大错报的合理保证。评估还包括评估储量数据是否符合COGE手册中提出的原则和定义。

5.下表列出了归属于探明加概略储量的未来净收入（扣除所得税前）的净现值，使用预测价格和成本估计并使用10%的贴现率计算，包含在我们评估的黑曜石能源截至2025年12月31日止年度的储量数据中，并确定了我们审计、评估和审查并向黑曜石能源管理层和董事会报告的各自部分：


独立合格储备评估员或审计员	评估报告的说明和编制日期	储备的位置（国家）	未来净收入净现值（所得税前百万，10%贴现率）
独立合格储备评估员或审计员	评估报告的说明和编制日期	储备的位置（国家）				已审核	已评价	已审核	合计
GLJ有限公司。	Obsidian Energy Ltd.加拿大油气性储量评估与评价（截至2025年12月31日） 2026年1月23日	加拿大	无	$2,103	无	$2,103

6.我们认为，我们分别评估的储量数据在所有重大方面均已确定，并符合COGE手册，一贯适用。我们对我们审核但未审计或评估的储量数据不发表意见。

7.我们没有责任就编制日期之后发生的事件和情况更新第5段中提到的报告。

8.因为储量数据是基于对未来事件的判断，实际结果会有所不同，变化可能是重大的。

就我们上述报告执行：

 
            （签名）“GLJ Ltd。”
GLJ有限公司。
加拿大艾伯塔省卡尔加里
2026年1月23日

A3-1

附录A-3

储备数据和其他石油和天然气信息的声明

我们日期为2026年2月18日的储量数据声明以及其他石油和天然气信息如下（“声明”）。声明生效日期为2025年12月31日，声明编制日期为2026年2月18日。管理层和董事关于51-101F3表格上的储量数据和其他信息的报告以及GLJ关于51-101F2表格上的储量数据报告分别作为附录A-1和A-2附于本年度信息表中。

披露储量数据

下文所列储量数据基于GLJ编制的评估，生效日期为2025年12月31日，载于工程报告。储量数据总结了我们的石油、天然气液体和天然气储量以及使用预测价格和成本的这些储量的未来净收入的净现值，不包括任何对冲活动的影响。储量数据符合NI51-101要求。我们聘请GLJ评估我们所有的探明和探明加上可能的储量。另见下文“储备金数据表附注”。

截至2025年12月31日，我们所有的探明加概略储量都位于加拿大，其中大部分位于艾伯塔省。

不应假定下表所列的未来净收入估计数代表储备金的公平市场价值。无法保证将实现预测价格和成本假设，并且差异可能是重大的。此处提供的石油、天然气液体和天然气储量的采收率和储量估算仅为估算，无法保证估算储量将被回收。实际石油、天然气和天然气液体储量可能高于或低于此处提供的估计。

英国央行可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。6 mCF：1 bbl的BOE转换比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。鉴于基于当前石油价格与天然气相比的价值比率与6：1的能源当量转换比率有显着差异，使用6：1基础上的转换作为价值指示具有误导性。

有关所涉风险的更多信息，请参见“风险因素”。

石油和天然气储备汇总
截至2025年12月31日
预测价格和成本


	储备
	轻中油		重油
储备类别	毛额（MMbbl）	净（MMbbl）	毛额（MMbbl）	净（MMbbl）

证明
发达生产	12	11	17	15
发达非产	-	-	1	1
未开发	14	12	11	10
证明总数	26	23	29	26

可能	9	7	26	22
Total proved plus probabable	35	30	54	48

A3-2


	储备
	常规天然气		天然气液体
储备类别	毛额（BCF）	净（BCF）	毛额（MMbbl）	净（MMbbl）

证明
发达生产	120	115	5	5
发达非产	3	3	-	-
未开发	101	93	7	6
证明总数	224	212	13	11

可能	83	77	5	4
Total proved plus probabable	307	289	18	15


	储备
	总油当量
储备类别	毛额（MMBOE）	净（MMBOE）

证明
发达生产	54	50
发达非产	2	2
未开发	49	43
证明总数	105	95

可能	54	46
Total proved plus probabable	158	141

注意事项：

(1)

公司未就煤层气储量提供资料，因为它并不重要（少于公司于2025年12月31日的总储量的1%）。

A3-3

截至2025年12月31日的未来净收入现值净值汇总
所得税前折现（%/年）

预测价格和成本


						按10%/年折现所得税前单位价值（1）
储备类别	0% （mm $）	5% （mm $）	10% （mm $）	15% （mm $）	20% （mm $）	（美元/桶油当量）	（$/mcfe）

证明
发达生产	1,139	1,133	961	828	730	19.28	3.21
发达非产	49	33	25	20	16	15.97	2.66
未开发	1,053	681	460	320	227	10.63	1.77
证明总数	2,241	1,847	1,446	1,168	973	15.27	2.55

可能	1,580	963	657	479	365	14.32	2.39

Total proved plus probabable	3,821	2,810	2,103	1,647	1,338	14.96	2.49

注意事项：

(1)

单位价值基于净储备量。

(2)

公司未就煤层气储量提供资料，因为它并不重要（少于公司于2025年12月31日的总储量的1%）。

截至2025年12月31日的未来净收入现值净值汇总
折现后所得税（%/年）

预测价格和成本


储备类别	0% （mm $）	5% （mm $）	10% （mm $）	15% （mm $）	20% （mm $）

证明
发达生产	1,139	1,133	961	828	730
发达非产	49	33	25	20	16
未开发	961	638	439	309	221
证明总数	2,149	1,805	1,425	1,157	967

可能	1,223	758	528	394	306

Total proved plus probabable	3,372	2,562	1,953	1,551	1,273

A3-4

未来净收入总额
（未贴现）
截至2025年12月31日
预测价格和成本


储备类别	收入（mm $）	版税（mm $）	运营成本（mm $）	开发成本（mm $）	放弃和重新申请费用（mm $）	未来所得税前净收入（mm $）	未来所得税（mm $）	未来所得税后净收入（mm $）

探明储量	5,971	638	1,692	893	507	2,241	92	2,149

探明加概算储量	9,406	1,176	2,668	1,213	527	3,821	449	3,372

未来净收入
按生产类型
截至2025年12月31日
预测价格和成本


		未来所得税前净收入（折现	单位价值（3）
储备类别	生产类型	10%/年）（mm $）	（美元/桶）	（$/McF）

探明储量	轻中油（1）	801	16.08	2.68
	重油（1）	465	16.68	2.78
	常规天然气（2）	179	11.10	1.85
	合计	1,446	15.27	2.55

证明加可能	轻中油（1）	1,102	16.68	2.78
储备金	重油（1）	761	14.88	2.48
	常规天然气（2）	239	10.74	1.79
	合计	2,103	14.96	2.49

注意事项：

（1）公司未就煤层气储量提供资料，因为该等资料并不重要（少于公司于2025年12月31日总储量的1%）。

（2）包括溶解气及其他副产品。

（三）包括副产品但不包括溶解气和油井副产品。

（4）单位价值以净储备量为基础。

A3-5

储备金数据表附注

1.由于四舍五入，列可能不会相加。

2.工程报告中提出的石油、天然气液体和天然气储量估算是基于《加拿大石油和天然气评估手册》（“COGE手册”）中所载的定义和指南。这些定义摘要如下：

储备类别

储量是估计截至某一日期预计可从已知储集层中回收的石油和天然气及相关物质的剩余数量，其依据是：

（a）分析钻井、地质、地球物理和工程数据；

（b）使用既定技术；及

（c）规定的经济条件，一般认为是合理的，应当予以披露。

储量根据与估计相关的确定性程度进行分类。

（d）探明储量是指可以高度确定地估计可采的储量。实际剩余采收量很可能会超过预计探明储量。

（e）概略储量是指比探明储量更不确定可采的额外储量。实际剩余采收量大于或小于估算探明加概略储量之和的可能性同样很大。

COGE手册中提供了储备分类也必须满足的其他标准。

开发生产现状

每个储量类别（探明和概略）可分为已开发和未开发类别。

（a）已开发储量是指那些预计将从现有油井和已安装设施中回收的储量，或者，如果尚未安装设施，则将涉及较低的支出（例如，与打井成本相比），以将储量投入生产。发达类别可细分为生产类和非生产类。

（i）已开发生产储量是指预计将从估算时开放的完井间隔中回收的储量。这些储备可能目前正在生产，或者，如果关闭，它们之前一定已经在生产，并且必须以合理的确定性知道恢复生产的日期。

（二）已开发非生产储备是指那些要么未投产，要么先前已投产，但已关停，复产日期未知的储备。

（b）未开发储量是指预期从已知储集层中回收的储量，其中需要大量支出（例如，与打井成本相比）以使其能够生产。它们必须完全满足其所分配的储量类别（探明、概略）的要求。

A3-6

在多井池中，可能适合在已开发和未开发类别之间分配总池储量或在已开发的生产和已开发的非生产之间细分该池的已开发储量。这一分配应基于估算者对将从池中特定油井、设施和完井间隔中回收的储量及其各自的开发和生产状态的评估。

报告储备的确定性水平

上述定义中提到的定性确定性水平适用于“个别储备实体”，这是指进行储备计算的最低水平，适用于“报告的储备”，这是指提出储备估计的个别实体估计的最高水平总和。报告的储备应针对特定经济条件下的以下确定性水平：

（a）实际采收量至少有90%的可能性等于或超过估计探明储量；和

（b）实际采收量至少有50%的概率等于或超过估算探明储量加概略储量之和。

对与为各种储备类别编制的估计有关的确定性水平进行量化衡量是可取的，以便更清楚地了解相关的风险和不确定性。然而，大多数储量估计是使用确定性方法编制的，这些方法没有提供数学推导的概率量化度量。原则上，使用概率方法或确定性方法编制的估计值之间不应存在差异。

COGE手册中提供了与储量估计和汇总效果相关的确定性水平的进一步澄清。

3.预测价格和成本。

NI 51-101将“预测价格和成本”定义为未来价格和成本，这些价格和成本是：（i）被普遍接受为对未来的合理展望；（ii）如果且仅限于存在固定的或当前可确定的未来价格或成本，我们在法律上受提供实物产品的合同或其他义务约束，包括可能延长的合同延长期的价格或成本，这些价格或成本而不是（i）项中提及的价格和成本。

预测成本和价格假设包括井口销售价格的上涨，并考虑到与未来运营和资本成本相关的通货膨胀。工程报告中使用的石油、天然气和天然气液体基准参考定价、通货膨胀率和汇率如下。下文所述价格假设基于三位独立储备评估师（GLJ、Sproule ERCE和McDaniel & Associates Consultants）的平均预测。

A3-7

定价和通胀率假设汇总
截至2025年12月31日
预测价格和成本


		石油		气体	埃德蒙顿液体价格
年份	WTI库欣俄克拉荷马州（美元/桶）	加拿大轻油甜价 40 º原料药（美元CDN/bbl）	加拿大西部精选 20.9 º原料药（美元CDN/bbl）	天然气 AECO （$ CDN/MMBTU）	丙烷（美元CDN/bbl）	丁烷（美元CDN/bbl）	凝析油（美元CDN/bbl）	通货膨胀费率（1） %/年	汇率（2）（美元/美元CDN）
预测
2026	59.92	77.54	65.12	3.00	25.10	36.95	80.01	-	0.728
2027	65.10	83.60	70.43	3.30	27.28	39.79	86.19	2.00	0.737
2028	70.28	90.18	76.90	3.49	29.67	42.87	92.83	2.00	0.740
2029	71.93	92.32	78.71	3.58	30.37	43.89	95.05	2.00	0.740
2030	73.37	94.17	80.29	3.65	30.98	44.77	96.94	2.00	0.740
2031	74.84	96.06	81.90	3.72	31.60	45.67	98.89	2.00	0.740
2032	76.34	97.98	83.53	3.80	32.23	46.58	100.87	2.00	0.740
2033	77.87	99.93	85.20	3.88	32.87	47.51	102.88	2.00	0.740
2034	79.42	101.93	86.91	3.95	33.53	48.46	104.94	2.00	0.740
2035	81.01	103.97	88.65	4.03	34.20	49.43	107.04	2.00	0.740
2036	82.63	106.05	90.42	4.11	34.89	50.42	109.18	2.00	0.740
此后	+2%	+2%	+2%	+2%	+2%	+2%	+2%	2.00	0.740

（一）通货膨胀率用于预测价格和成本

（2）本表中用于生成基准参考价格的汇率。

截至2025年12月31日止年度，在对冲活动前实现的加权平均实际价格为：天然气1.90美元/千立方英尺，轻中油90.96美元/桶，重油64.26美元/桶，天然气液体42.57美元/桶。

4.未来开发成本

下表列出了在估计我们未来归属于下文所述储备类别的净收入时扣除的开发成本。


	预测价格和成本
年份	探明储量（mm $）	探明加概算储量（mm $）

2026	125	207
2027	161	214
2028	199	255
2029	205	279
2030	203	258
2031年及以后	-	-
合计：所有年份未贴现	893	1,213

我们目前预计主要通过运营产生的内部资金流为我们的储备的开发成本提供资金。无法保证将有资金开发我们所有的储量，或我们将拨款开发工程报告中归属的所有储量。未能开发这些储备将对未来的生产和现金流产生负面影响，并可能导致我们的储备出现负面修正。

A3-8

任何外部资金的利息和其他成本不包括在我们的准备金和未来净收入估计中，并将在一定程度上减少准备金和未来净收入，具体取决于所使用的资金来源。我们目前并不认为利息或其他资金成本会使我们的任何物业的开发变得不经济。

5.GLJ在确定由此产生的未来净收入总额时，已考虑到与储备井和活动管道和设施相关的预计未来废弃和复垦成本。

6.预测价格和成本假设假设现行法律法规延续。

7.提供给GLJ的所有事实数据均被接受为代表。未进行实地考察。

8.上表所列的未来净收入估计数并不代表公平的市场价值。

准备金变动的调节

下表列出我们于2025年12月31日的毛储的调节，使用预测价格和从工程报告中得出的成本估计。

和解
公司毛储
按产品类型
预测价格和成本


	轻中油（1）			重油（1）			常规天然气（1）
因素	Gross Proved （MMbbl）	总概率（MMbbl）	Gross Proved Plus Probable （MMbbl）	Gross Proved （MMbbl）	总概率（MMbbl）	Gross Proved Plus Probable （MMbbl）	Gross Proved （BCF）	总概率（BCF）	Gross Proved Plus Probable （BCF）

2024年12月31日	59	23	81	27	20	47	297	128	424

发现	-	-	-	-	-	-	-	-	-
分机（2）	1	-	1	6	4	10	7	3	10
加密钻孔（3）	1	1	3	-	1	1	6	6	11
复苏改善	-	-	-	-	3	3	-	-	-
技术修订（4）	(1)	(3)	(4)	-	(1)	(1)	31	(12)	20
收购（5）	1	-	2	-	-	-	6	3	9
处置	(32)	(12)	(45)	-	-	-	(102)	(44)	(145)
经济因素（6）	-	-	-	(1)	-	(1)	(2)	(1)	(3)
生产（7）	(3)	-	(3)	(4)	-	(4)	(19)	-	(19)

2025年12月31日	26	9	35	29	26	54	224	83	307

A3-9


	天然气液体（1）			总油当量（1）
因素	毛额证明（MMbbl）	毛额可能（MMbbl）	Gross Proved Plus Probable （MMbbl）	Gross Proved （MMBOE）	总概率（MMBOE）	Gross Proved Plus Probable （MMBOE）


2024年12月31日	16	7	22	151	70	221

发现	-	-	-	-	-	-
分机（2）	-	-	1	8	4	13
加密钻孔（3）	-	-	1	3	3	6
复苏改善	-	-	-	-	4	4
技术修订（4）	1	(1)	1	6	(7)	(1)
收购（5）	-	-	-	2	1	4
处置（5）	(4)	(2)	(6)	(54)	(22)	(75)
经济因素（6）	-	-	-	(1)	-	(1)_
生产（7）	(1)	-	(1)	(11)	-	(11)

2025年12月31日	13	5	18	105	54	158

注意事项：

（一）因四舍五入，不得增加列。公司未就煤层气储量提供资料，因为它并不重要（少于公司于2025年12月31日的总储量的1%）。

（2）由于在先前发现的储层中进行跨步钻探的资本支出而导致的体积增加。

（3）由于在先前发现的储层中进行加密钻探的资本支出而导致的体积增加，而这些储层并未作为增强采收率计划的一部分进行钻探。

（4）由于新的技术数据、对先前分配的估计的修订解释、业绩、资本成本、运营成本或商品价格抵消，对数量估计进行正面或负面修正。

（5）因购买或处置石油和天然气资产的全部或部分权益而增加或减少数量估计数。

（6）价格预测更新、通货膨胀率和监管变化导致的数量变化。

（7）因实际生产而减少对数量的估计。

与储量数据有关的附加信息

未开发储量

未开发储量由GLJ根据COGE手册中包含的标准和程序进行归属。未开发储量是指那些预计将从已知储量中回收的储量，其中需要大量支出（例如，与打井成本相比）以使其能够生产。未开发储量必须完全满足其所划入的储量类别（探明或概略）的要求。

在某些情况下，开发黑曜石能源未开发储量需要两年以上的时间。黑曜石能源计划在未来两年内开发工程报告中所述已探明未开发储量的大约三分之一，并在未来五年内开发所有已探明未开发储量。黑曜石能源计划在未来两年内开发工程报告中所述大概三分之一的可能未开发储量，并在未来五年内开发全部可能未开发储量。有许多因素可能导致延迟或取消开发，包括：（i）不断变化的经济条件（由于定价和/或运营和资本支出波动）；（ii）不断变化的技术条件（包括生产异常，例如水突破或加速枯竭）；（iii）多区域开发（例如，预期的地层完成可能会推迟到最初的完成不再经济）；（iv）可能需要在几年内展开更大的开发计划，以优化资本分配和设施利用；（v）地表准入问题（包括与土地所有者有关的问题，天气条件和监管批准）。

A3-10

探明未开发储量

下表披露，就每种产品类型而言，在最近三个财政年度的每一年中首次归属的探明未开发储量的总量。


年份	轻中油（MMbbl）		重油（MMbbl）		常规天然气（BCF）		NGLs （MMbbl）
	首次归属	年末累计	首次归属	年末累计	首次归属	年末累计	首次归属	年末累计

2023	2	24	4	4	18	114	1	6
2024	6	25	9	11	24	117	1	8
2025	2	14	4	11	12	101	1	7

注意：

（1）公司未就煤层气储量提供资料，因为该等资料并不重要（少于公司于2025年12月31日已探明未开发储量的1%）。

GLJ在工程报告中根据预测价格和成本分配了49 MMBOE的已探明未开发储量，以及8.91亿美元的相关未贴现未来资本支出。工程报告前两个预测年度的已证实未开发资本支出占已证实未开发储量预测未贴现资本支出总额的2.86亿美元，即32%。在工程报告的前五年，这些数字增加到8.91亿美元，即100%。我们在工程报告中评估的大部分已探明未开发储量可归因于未来来自已知油藏和提高石油采收率项目的石油开发。

可能的未开发储量

下表披露，就每种产品类型而言，在最近三个财政年度的每一年中首次归属的可能未开发储备的总量。


年份	轻中油（MMbbl）		重油（MMbbl）		常规天然气（BCF）		NGLs （MMbbl）
	首次归属	年末累计	首次归属	年末累计	首次归属	年末累计	首次归属	年末累计

2023	1	15	5	5	17	79	1	4
2024	3	13	10	14	11	75	-	4
2025	2	6	8	21	15	54	1	3

注意：

（1）公司未就煤层气储量提供资料，因为该等资料并不重要（少于公司于2025年12月31日的概略未开发储量的1%）。

GLJ在工程报告中根据预测价格和成本分配了39 MMBOE的可能未开发储量，以及3.2亿美元的相关未贴现未来资本支出。工程报告前两个预测年度的可能未开发资本支出占可能未开发储备的预测未贴现未来资本支出总额的1.34亿美元，即42%。在工程报告的前五年，这些数字增加到3.2亿美元，即100%。工程报告中评估的可能未开发储量主要与已探明的未开发储量分配有关，但被回收的可能性低于此类相关的已探明未开发储量分配。

A3-11

影响储量数据的重要因素或不确定性

我们未开发储量的开发进度是基于经济项目确定的预测价格假设。石油和天然气的实际市场价格可能会显着降低或提高，导致一些项目被推迟或加速，视情况而定。见“风险因素”。

我们预计不会有任何重大经济因素或其他重大不确定性影响我们储备数据的任何特定组成部分。然而，我们的储量可能会受到我们无法控制的产品定价、资本支出、运营成本、特许权使用费制度和油井性能波动的显着影响。

有关遗弃和复垦费用的附加信息

GLJ对所有已分配储量的油井的废弃和复垦成本的预测都包含在他们的报告中，因此也包含在他们对未来净收入的估计中。为计算GLJ对未来净收入的估计，还包括与没有指定储量的活动油井以及公司拥有的设施和管道相关的废弃和复垦成本。有关我们的退役负债的更多信息，请参阅我们截至2025年12月31日止年度的经审计综合财务报表附注8，该报表已在SEDAR +上提交，网址为www.sedarplus.ca。下表列出了在工程报告中以证明加可能的基础估计未来净收入时扣除的废弃和复垦成本。

截至2025年12月31日，我们有1,679口净井，我们预计将为此产生废弃和复垦费用。工程报告在总证明加可能类别中扣除了5.27亿美元（未贴现，并在估计寿命内虚增）和1800万美元（10%折扣），用于我们所有设施、管道和油井的废弃和复垦成本，包括那些没有储量的设施、管道和油井。

归属于储量的未来净收入的净现值是在未计提利息成本以及一般和行政成本的情况下列报的，但在仅计提GLJ分配储量的那些油井的估计特许权使用费、生产成本、开发成本、其他收入、未来资本支出和弃井成本之后。

其他石油和天然气信息

关于我们在主要经营地区的物业、营运及活动的说明

简介

黑曜石能源参与加拿大西部石油和天然气的勘探、开发和生产。截至2025年12月31日，我们的资产组合包括单元化和非单元化轻油、重油和天然气生产。总体而言，这些资产包含长寿命、低递减率的储量，并包括几个主要油气田的权益。截至2025年12月31日，我们的大部分探明加概略储量位于加拿大艾伯塔省。

主要经营区域

我们的产量和储量归功于大约19个生产物业。公司Willesden Green物业占我们全部已探明加概略公司利息储备的50%；没有其他物业高于10%。黑曜石能源的资本投资目前主要集中在Willesden Green的轻油开发、PCU # 11和Viking以及Peace River的重油开发。

A3-12

下图列示了截至2025年12月31日黑曜石能源的主要经营地区。

以下是我们截至2025年12月31日的主要石油和天然气资产以及相关运营和活动的描述。除另有说明外，有关毛英亩和净英亩及井数的信息截至2025年12月31日，有关产量的信息截至2025年12月31日止年度。由于汇总的影响，对单个物业的储备和未来净收入的估计可能无法反映与对所有物业的储备和未来净收入的估计相同的信心水平。

和平河开发区（重油）

Peace River开发区是位于艾伯塔省西北部的一个重油矿区。截至2025年12月31日，黑曜石能源在该地区拥有已开发和未开发土地净段超700宗。2025年，公司在该地区完成了开发和划定活动，在Clearwater地层钻探了26口（净26口）作业井，在Bluesky地层钻探了14口（净12.4口）作业井。此外，该公司通过在Harmon Valley South和Dawson钻探的水驱试验井推进了我们的水驱计划。2025年这一领域的资本支出总额约为1.99亿美元。

A3-13

我们的2026年开发活动将在我们的Bluesky和Clearwater编队之间大致平均分配。除了这项初级开发计划外，我们计划在2025年以我们的注水项目为基础，钻探8口（净8.0口）清水注水井。该计划的战略设计是在上半年优先考虑Clearwater注油器项目，同时在我们预计大宗商品价格将改善的情况下，在下半年重点关注Bluesky开发钻探。8000万美元的资本支出（指引中点）已分配给我们今年的重油资产。

Willesden绿色发展区（轻油）

Willesden Green Development Play是一个位于艾伯塔省中西部的轻油田。截至2025年12月31日，黑曜石能源拥有超过200块已开发和未开发土地的净段，其中包括Cardium/Belly River和Mannville地层组合权利。2025年这一领域的资本支出总额约为7700万美元，导致在Cardium地层钻探了4口（净4.0口）作业井，在新兴的Belly River地层钻探了3口（净3.0口）作业井，并以Mannville地层为目标钻探了1口（净1.0口）作业井。

2026年，我们将继续在我们的Open Creek和Crimson地区集中开发，主要是划定2025年钻探计划取得巨大成功的Belly River地层。随着最近Open Creek管道基础设施项目的完成，随着我们在该地区扩大生产基地，我们将受益于较低的设备和捆绑成本。今年共有1.28亿美元的资本支出（指导中点）分配给轻油资产，其中包括2025年底在Open Creek和PCU # 11钻探的油井的完井活动。

Pembina Cardium Unit # 11（Light Oil）– Non-operating

Pembina Cardium Unit # 11（“PCU 11”）游戏是一款以轻油为重点的游戏，位于艾伯塔省中西部的Pembina地区。该公司在这个大型非营运单位中拥有45%的权益，该单位包括约35个总段。2025年，我们的合作伙伴完成了12口（净5.4口）井计划，我们的资本支出份额总计约为1900万美元。在2026年，我们预计将有一个积极的计划，计划有10口（净4.5口）井。

维京发展区（轻油）

维京发展区位于艾伯塔省东部，沿艾伯塔省/萨斯喀彻温省边界。截至2025年12月31日，黑曜石能源在该剧中拥有约129个已开发和未开发土地净段。

附加信息

我们的任何重要物业、厂房、设施或装置均不受任何重大法定或其他强制性放弃、放弃、退回或所有权变更的约束。

我们没有任何重要的财产，这些财产的储量已归属和有能力生产但没有生产。

我们计划的主要组成部分在上文“主要运营区域”标题下进行了描述。另见“我们的业务描述–业务的一般发展– 2026年发展– 2026年展望和指导”。

A3-14

油气井

下表列出截至2025年12月31日我们拥有工作权益的油井数量和状况。


	生产				非生产		合计
	石油		气体
	毛额	净	毛额	净	毛额	净	毛额	净

艾伯塔省	883	766	256	171	1,081	739	2,220	1,676
不列颠哥伦比亚省	-	-	-	-	4	1	4	1
萨斯喀彻温省	-	-	-	-	4	1	4	1
美国	-	-	-	-	25	9	25	9
合计	883	766	256	171	1,114	750	2,253	1,687

注意：

（1）总井数与“有关废弃和复垦成本的附加信息”项下提供的井数不同，因为该表不包括水处理、水源和注入井。

无应占储备的物业

下表列出我们于2025年12月31日拥有权益的未证明物业。


	未经证实的属性（千亩）
	毛额	净

艾伯塔省	312	306
西北地区	1	-
合计	313	306

我们目前在这些土地上没有实质性的工作承诺。9070英亩净未证明财产的主要租约或延长期限计划于2026年12月31日到期。勘探、开发和开发这些租约的权利将被放弃，除非我们根据生产、钻探或技术绘图使它们有资格继续。

与无归属储备物业有关的重大因素或不确定因素

没有归属储量的物业的开发可能受到多个因素的影响，包括但不限于项目经济性、预测价格假设、成本估算、井型预期和基础设施准入。这些因素和其他因素可能导致与这些物业相关的项目延迟或加速。

税务地平线

决定我们在特定年份产生的现金税水平的最重要变量将是石油和天然气的价格、我们的资本支出水平、收购和处置活动的性质和范围以及我们可利用的税池数量。我们目前估计，至少10年内不会被要求缴纳所得税。然而，如果石油和天然气价格的走强超出了当前远期市场预期的水平，我们的税池将更快地被利用，我们可能会在更早的时间段内经历比预期更高的现金税或此类税款的支付。然而，我们强调，由于我们在一个各种因素不断改变我们前景的行业内运营，包括收购、撤资、资本支出水平、运营成本水平和商品价格变化等因素，因此很难就未来的可征税性给出指导。

A3-15

资本支出

下表汇总了截至2025年12月31日止年度与我们活动相关的资本支出，无论这些成本在发生时是否资本化或计入费用。


	2025 毫米$

物业收购（处置）成本
证明属性（1）	(208.0)
未经证实的属性	12.7
勘探成本	0.5
开发成本	284.2
企业成本	1.5
资本支出总额	90.9
退役负债估计数变动	9.6
企业收购	-
总支出	100.5

注意：

(1)

不包括最终于2025年8月以9140万美元出售的InPlay股票。

勘探和开发活动

下表列出截至2025年12月31日止年度我们参与的总勘探和净开发井。有关公司当前和拟议的勘探和开发活动的描述，请参阅“其他石油和天然气信息–对我们在主要运营区域的资产、运营和活动的描述”。


	探井		开发井
	毛额	净	毛额	净
石油	-	-	71	62.8
气体和凝析油	-	-	-	-
服务	-	-	-	-
喷油器/地层测试	-	-	4	4.0
干孔	-	-	-	-
合计	-	-	75	66.8

产量估计

下表列出了我们截至2026年12月31日止年度的估计产量，反映在上文“储量数据披露”所载表格中披露的总探明储量和总概略储量的估计中。

A3-16


	轻中油		重油		天然气总量		天然气液体		总油当量
	（bbl/d）		（bbl/d）		（mCF/d）		（bbl/d）		（BOE/d）
	毛额	净	毛额	净	毛额	净	毛额	净	毛额	净
已证明发达的生产	4,630	4,058	10,830	9,874	43,478	41,715	1,984	1,636	24,691	22,530
证明发达的非生产	28	26	208	170	124	116	4	2	260	218
证明未开发	1,560	1,457	1,049	996	3,548	3,303	245	229	3,445	3,233
证明总数	6,218	5,540	12,086	11,040	47,150	45,134	2,233	1,867	28,396	25,981
总可能	1,161	1,051	2,128	1,993	4,079	3,856	237	208	4,206	3,896
证明总数加上可能	7,379	6,592	14,215	13,034	51,228	48,990	2,470	2,076	32,603	29,877

注意：

（1）公司没有提供有关煤层气产量的信息，因为这并不重要（不到公司2026年预计产量的1%）。

公司注意到，我们的Willesden Green物业（位于Willesden Green Development Area）约占2026年总探明加概略基础上公司权益产量的41%。没有任何其他油田（即由一个或多个池组成的定义地理区域）占上述披露的总探明加概略基础上的估计公司权益产量的10%以上。有关更多信息，请参阅“其他石油和天然气信息–关于我们在主要运营区域的财产、运营和活动的描述”。

生产历史

下表汇总了我们在以下所示期间的平均每日总产量、收到的平均净产品价格、支付的特许权使用费、生产成本、运输成本、风险管理合同损失（收益）以及由此产生的净回馈中所占份额的某些信息：


	2025年底季度				年终
	3月31日	6月30日	9月30日	12月31日	2025年12月31日
平均每日生产毛额所占份额
轻中油（bbl/d）	12,727	6,314	4,979	5,443	7,340
重油（bbl/d）	10,887	12,041	12,586	12,782	12,080
常规天然气（mCF/d）	70,378	50,397	46,777	46,258	53,368
NGLs（bbl/d）	3,072	2,189	1,955	2,037	2,308
综合（BOE/d）	38,416	28,943	27,316	27,971	30,624

收到的平均净生产价格
轻中油（美元/桶）	99.46	91.09	86.67	75.30	90.96
重油（美元/桶）	70.14	61.27	67.93	59.10	64.41
常规天然气（$/McF）	2.18	2.00	0.91	2.38	1.90
NGLs（美元/桶）	53.49	39.42	36.44	35.33	42.49
合并（美元/桶油当量）	61.11	51.83	51.26	48.17	53.73

已支付的特许权使用费
轻中油（美元/桶）	15.21	14.34	12.80	10.00	13.64
重油（美元/桶）	8.84	6.13	7.39	4.64	6.67
常规天然气（$/McF）	0.12	0.07	0.44	0.21	0.20
NGLs（美元/桶）	5.82	3.07	0.98	5.52	4.07
合并（美元/桶油当量）	8.22	6.03	6.56	4.81	6.55

生产成本（1）（2）
轻中油（美元/桶）	17.40	11.34	15.93	14.55	15.32

A3-17


	2025年底季度				年终
	3月31日	6月30日	9月30日	12月31日	2025年12月31日
重油（美元/桶）	19.56	20.30	18.58	20.80	19.82
常规天然气（$/McF）	1.91	1.21	1.67	1.39	1.58
NGLs（美元/桶）	11.38	6.70	9.55	7.60	9.04
合并（美元/桶油当量）	15.72	13.54	15.01	15.19	14.92

交通运输
轻中油（美元/桶）	3.43	3.35	4.07	3.53	3.54
重油（美元/桶）	9.35	7.03	6.44	8.52	7.79
常规天然气（$/McF）	0.23	0.23	0.24	0.24	0.23
NGLs（美元/桶）	8.10	5.63	4.91	4.11	5.95
合并（美元/桶油当量）	4.85	4.49	4.46	5.28	4.78

风险管理合同损失（收益）
轻中油（美元/桶）	(0.33)	(3.46)	0.52	(14.42)	(3.49)
重油（美元/桶）	0.62	3.71	3.24	1.29	2.26
常规天然气（$/McF）	(0.46)	(0.08)	(0.74)	(0.32)	(0.40)
NGLs（美元/桶）	-	-	-	-	-
合并（美元/桶油当量）	(0.78)	0.64	0.33	(2.75)	(0.65)

收到的Netback（3）
轻中油（美元/桶）	63.75	65.52	53.35	61.64	61.95
重油（美元/桶）	31.77	24.10	32.28	23.85	27.87
常规天然气（$/McF）	0.38	0.57	(0.70)	0.86	0.29
NGLs（美元/桶）	28.19	24.02	21.00	18.10	23.43
合并（美元/桶油当量）	33.10	27.13	24.90	25.64	28.13

注意事项：

（1）生产成本或净运营成本包括运营两口油气井所产生的直接成本，包括加工费和道路使用回收。在石油、常规天然气和天然气液体生产之间分配这些成本需要一些假设。请注意，轻型和中型石油类别包括与NGL相关的成本以及相关的天然气成本，这些成本可能是我们轻型和中型油井的副产品。

（2）与经营物业相关的经营间接费用回收计入经营成本，并作为一般及行政成本的减少入账。

（3）净回扣的计算方法是从销售中减去特许权使用费、净运营费用、运输成本和风险管理合同的已实现损失/收益（即生产收入加上从第三方购买的商品的销售额减去从第三方购买的商品）。

（4）公司没有提供有关煤层气产量的信息，因为它并不重要（不到公司2025年年产量的1%）。

截至2025年12月31日止年度，黑曜石能源的产量为11.2 MMBOE，包括2.7 MMbbl的轻质和中质石油、4.4 MMbbl的重质油、19.5 BCF的常规天然气和0.8 MMbbl的天然气液体。

营销安排

我们的营销方法包含以下主要目标：

通过尽可能与终端用户或区域战略对手方打交道，确保市场安全并避免因营销限制而导致停产。

通过各种条款和地域基础的投资组合管理定价风险，确保具有竞争力的定价。

通过仔细管理运输义务、设施利用水平、混合机会和乳液处理，确保优化净回扣。

只要有可能，只与接受定期信用审查的信用良好的交易对手打交道，确保保护我们的应收账款。

A3-18

石油和液体营销

在我们2025年的液体产量中，大约34%是轻中油，56%是常规重油，11%是NGLs。具体到石油，我们的平均质量是20度API，这包括我们的轻中油的平均质量为40度API和我们的常规重油的平均质量为11度API。为了降低风险，我们将大部分产品以不同的期限合同销售给信用良好的大型交易对手或最终用户。在可能的情况下，我们在管道上聚合我们的石油，并在流基础上销售，以最大限度地提高灵活性并降低增量成本。我们积极管理我们的重油销售，根据市场情况，通过持续评估管道和铁路销售机会，寻找优化净回扣的机会。

下表汇总了我们生产常规轻中油（包括NGLs）和我们的常规重油在对冲活动进行调整之前所示期间收到的净产品价格：


	2025			2024			2023
	轻中油	重油	NGLs	轻中油	重油	NGLs	轻中油	重油	NGLs
季度末	（美元/桶）	（美元/桶）	（美元/桶）	（美元/桶）	（美元/桶）	（美元/桶）	（美元/桶）	（美元/桶）	（美元/桶）

3月31日	99.46	70.14	53.49	94.82	60.39	50.43	101.51	44.98	59.37
6月30日	91.09	61.27	39.42	107.61	79.73	48.92	96.92	61.63	50.45
9月30日	86.67	67.93	36.44	100.09	73.73	48.92	109.56	80.14	49.71
12月31日	75.30	59.10	35.33	96.95	67.70	44.27	100.38	58.53	55.65

天然气营销

2025年，在对冲活动调整之前，我们从常规天然气销售中获得的平均价格为每mCF 1.90美元，而2024年实现的平均价格为每mCF 1.52美元。我们继续保持对艾伯塔市场的重要权重，该市场是北美最大和流动性最强的市场中心之一。

我们继续保守管理我们的运输成本。所有管道上的运输与供应紧密平衡，市场承诺。

远期合约

我们在正常经营过程中面临商品价格、外汇汇率和利率波动带来的市场风险。根据我们董事会批准的政策，公司可能会不时通过使用掉期或其他金融工具来管理这些风险，对于任何当年的余额加上额外一年的远期，最高可达预测销量的50%（扣除特许权使用费），之后再增加一年，最高可达25%（扣除特许权使用费）。经董事会具体批准，可能会超过黑曜石能源政策中包含的风险管理限额。这些额外批准概述如下：

石油

在滚动的15个月期间对冲高达50%的石油产量扣除特许权使用费，在及时的三个月内对冲高达80%。

天然气

为当前和下一个用气季节（即当前冬季加上明年夏季）滚动对冲高达80%的天然气净生产量

收入外汇

A3-19

•

允许对相关的美国直接外汇收入敞口的80%（扣除特许权使用费）以加元对液体量（即石油和天然气液体）进行套期保值，滚动12个月，滚动13-18个月50%。

在这些衍生工具的交易对手违约的情况下，我们也面临损失。我们通过在多个交易对手之间分散我们的对冲投资组合来管理这种风险，这些交易对手主要是我们的银行银团内部的各方，我们认为这些交易对手财务状况良好。

截至2025年12月31日，我们不受任何直接或通过聚合商的协议（包括运输协议）的约束，根据这些协议，我们可能无法完全实现石油或天然气的未来市场价格，或可能受到保护，不受其全部影响，但我们在截至2025年12月31日止年度的经审计综合财务报表附注9中披露的协议除外，这些协议已在SEDAR +上提交，网址为www.sedarplus.ca。

如本文所披露，我们的运输义务和对未来石油和常规天然气实物交付的承诺不超过我们使用预测价格和成本估算的已探明储量的预期相关未来产量。

B-1

附录b

审计委员会的任务规定

目的

Obsidian Energy Ltd.（“黑曜石能源”或“公司”）董事会（“董事会”）审计委员会（“委员会”）的宗旨是协助董事会履行对黑曜石能源财务报表的完整性、遵守法律法规要求、黑曜石能源独立审计师的资格和独立性以及黑曜石能源内部审计职能履行情况（如有）的监督责任。

委员会的目标是：

(a)

协助董事会履行其在编制和披露黑曜石能源合并财务报表及相关事项方面的责任（尤其是问责方面的责任）；

(b)

为董事、管理层和独立审计师之间提供开放的沟通渠道；

（c）

协助董事会履行对独立审计师的资格和独立性进行监督的职责；

（d）

协助董事会履行其在监督财务报告的可信度、完整性和客观性方面的责任；

（e）

通过促进委员会董事、管理层和独立审计师之间的讨论，加强非管理董事的作用；

（f）

协助董事会履行其有关对黑曜石能源独立审计师和内部审计职能（如有）的履行情况进行监督的责任；

（g）

协助董事会履行其在监督黑曜石能源遵守法律法规要求方面的责任；

（h）

通过监测公司财务报告系统、管理信息系统和内部控制系统的有效性和完整性来协助董事会；和

（一）

监督黑曜石能源的会计核算和财务报告流程以及黑曜石能源财务报表的审计。

具体职责和责任

根据管理局的权力及职责，委员会将履行以下职责：

(a)

代表董事会信纳公司的内部监控系统足以合理确保：

（一）

可控，在确定这样做具有成本效益的情况下，对重大业务风险进行识别、监测和缓解；

（二）

对财务报告的内部控制足以满足National Instrument 52-109的要求发行人年度和中期申报中披露的证明和经修订的1934年《美国证券交易法》；以及

B-2

（三）

公司的信息安全（包括网络安全）政策和程序是适当的，并至少每年收到管理层关于其保护公司免受信息安全（包括网络安全）风险的活动的报告，确保遵守法律、道德和监管要求。

(b)

在提交董事会批准和公开披露之前，审查所有财务报表、管理层的讨论和分析以及收益新闻稿和其他包含公司财务信息的披露（前提是委员会无需审查不包含以前未向公众普遍披露的财务信息或收益指导或以前已由委员会或董事会审查的信息的投资者陈述）。该过程应包括但不限于：

（一）

审查可能对本年度或未来年度财务报表产生重大影响的会计原则变更或其应用；

（二）

审查重大应计、准备金或其他估计，如长寿命资产的减值计算；

（三）

审查异常或非经常性交易的会计处理；

（四）

审查遵守贷款协议项下契约的情况；

（五）

审查运营和储备委员会建议的资产报废义务；

（六）

审查承诺和或有事项的披露要求；

（七）

审查独立审计师提出的调整，无论是否包括在财务报表中；

（八）

审查管理层与独立审计师之间未解决的分歧（如有）；

（九）

审查与比较报告期间的重大差异的合理解释；和

（x）

通过查询确定是否存在任何关联方交易，并确保此类交易的性质和范围得到适当核算，并酌情予以披露。

（c）

在建议董事会批准之前，审查、讨论并建议董事会批准招股说明书、管理层讨论和分析、信息通告-代理声明和年度信息表格（包括相关的美国表格）中包含的所有财务报表和相关信息。

（d）

讨论黑曜石能源的中期业绩新闻稿，以及提供给分析师和评级机构的财务信息和收益指引（前提是委员会无需审查和讨论不包含以前未向公众普遍披露的财务信息或收益指引的投资者介绍）。

（e）

关于董事会任命独立审计员，委员会应：

（一）

每年从审计师处收到，并与审计师审查并讨论一份正式的书面声明，该声明按照PCAOB第3526条的规定划定了审计师与黑曜石能源的所有关系；与审计师讨论任何已披露的可能影响审计师的客观性和独立性的关系或服务；采取或建议董事会采取适当行动监督审计师的独立性；确定审计师的独立性，确保审计业务团队中合伙人按照适用法律轮换；并且，为确保持续审计师的独立性，考虑审计事务所本身的轮换；

（二）

以董事会委员会的身份，直接负责聘任、报酬、保留和监督为黑曜石能源编制或出具审计报告或执行其他审计、审查或证明服务而聘用的独立审计师的工作，包括解决管理层与独立审计师之间关于财务报告的分歧，独立审计师应直接向委员会报告；

（三）

审查和评估独立审计员的业绩；

（四）

审查管理层关于任命独立审计师的建议的依据，并向董事会建议任命独立审计师；

B-3

（五）

审查独立审计师的聘用条款和总体审计计划（包括将适用的重要性水平），包括审计师费用的适当性和合理性；

（六）

审计师发生变更时，审查与变更相关的问题以及就该变更向证券监管机构发出的必要通知中应包含的信息；和

（七）

审查和预先批准独立审计师事务所提供的任何审计和允许的非审计服务，并考虑对审计师独立性的影响。

（f）

委员会可转授一名或多于一名委员会委员（以下简称"代表"）满足上述2（e）（vii）要求的非审计服务的预先批准权限，但须遵守下文的收费限制。如果发生这种授权，代表对非审计服务的预先批准，必须在此种预先批准之后提交给委员会的第一次预定会议，并且成员遵守委员会可能不时制定的其他程序。未经委员会批准，在某一财政年度，这类非审计服务的费用不得单独或合计超过100,000美元。

（g）

至少每年获取和审查独立审计员的报告，说明独立审计员的内部质量控制程序、独立审计员最近一次内部质量控制审查或同行审查提出的任何重大问题，或政府或专业当局在过去五年内提出的任何询问或调查，尊重独立审计员进行的一次或多次独立审计，以及为处理任何此类问题而采取的任何步骤。

（h）

与独立审计员（以及内部审计员，如果有的话）一起审查他们对公司内部控制的评估、他们载有改进建议的书面报告，以及管理层对任何已查明弱点的回应和后续行动。委员会还应每年与独立审计员一起审查他们的审计计划，并在审计完成后审查他们对黑曜石能源及其子公司的财务报表的报告。

（一）

至少每年获取并审查一次独立审计师的报告，该报告描述（i）黑曜石能源使用的所有关键会计政策和惯例，（ii）与管理层讨论过的重大项目相关的国际财务报告准则下财务信息的所有替代会计处理方法，包括使用此类替代处理方法和披露的后果以及会计师事务所首选的处理方法，以及（iii）会计师事务所与黑曜石能源管理层之间的其他重大书面沟通。

（j）

获得独立审计员的保证，即根据经修订的1934年《美国证券交易法》关于独立审计员发现违法行为的规定，无需向委员会披露。

(k)

审查、制定和批准与现任和前任独立审计员的现任和前任工作人员有关的聘用政策。

（l）

审查所有未决重大诉讼，确保会计核算和相关披露充分、适当。

(m)

令自己满意的是，已制定适当程序来审查黑曜石能源公开披露从黑曜石能源财务报表中提取或得出的财务信息的情况，并定期评估这些程序的充分性。

（n）

审查和讨论重大金融风险敞口以及管理层为监测和控制此类敞口而采取的步骤。

（o）

建立独立于管理层的程序，以便：

（一）

黑曜石能源收到的有关会计、内部会计控制或审计事项的投诉的接收、留存和处理情况；及

（二）

黑曜石能源员工以保密、匿名方式提交有关可疑会计或审计事项的关注事项。

B-4

（p）

审查法律、法规或证券交易所要求，或委员会认为对其任务重要或董事会选择授权给它的任何其他事项，包括但不限于遵守和报告根据《打击供应链中的强迫劳动和童工法案》（加拿大）；

（q）

定期建立、审查和更新商业行为和道德准则，并确保管理层建立了执行这些准则的系统。

（r）

审查管理层对黑曜石能源的监控，以遵守组织的商业行为和道德准则。

（s）

与首席执行官、首席财务官和独立审计师进行审查并讨论，就适用法律、法规或证券交易所要求由首席执行官和首席财务官提供的任何证书要求与这些人一起审查的事项。

（t）

审查和讨论有关会计原则和财务报表列报的重大问题，包括黑曜石能源选择或应用会计原则的任何重大变化。

（u）

结合材料控制缺陷，审查并讨论关于黑曜石能源内部控制的充分性以及采取的任何特殊审计步骤的重大问题。

（五）

审查和讨论管理层和/或独立审计员编写的分析，其中阐述了与编制财务报表有关的重大财务报告问题和判断，包括对替代国际财务报告准则方法对财务报表的影响的分析。

（w）

审查并讨论监管和会计举措以及表外结构对黑曜石能源财务报表的影响。

（x）

审查和讨论将包含在收益新闻稿中的信息的类型和呈现方式，特别注意任何使用“备考”或“调整后”的非公认会计原则信息。

（y）

每年审查和重新评估委员会任务授权和委员会主席职权范围的适当性，并向董事会提出任何拟议变更建议，以供审议。

（z）

审查和/或批准董事会具体授予委员会的任何其他事项

知识与教育

委员会成员应具备National Instrument 52-110审计委员会（“NI 52-110”）含义内的“财务知识”，至少有一名成员应具备《纽约证券交易所美国公司指南》第803（b）（2）（a）（iii）节含义内的“财务知识”。委员会成员应对黑曜石能源的财务和审计政策及程序拥有或获得足够的了解，以协助就相关事项提供建议和咨询。将酌情鼓励会员参加相关的教育机会，费用由黑曜石能源承担。

组成

(a)

委员会成员应由董事会任免，委员会应由黑曜石能源的三名董事或董事会不时决定的更多董事组成。只要董事会主席是下文第4（b）分段所设想的“独立”董事，董事会主席应是委员会的无表决权当然成员，但须遵守下文第5（e）分段。

(b)

根据（a）NI 52-110中“独立”的定义，委员会的每位成员应为“独立”董事审计委员会，（b）《纽约证券交易所美国公司指南》第803（a）和803（b）（2）条以及经修订的1934年美国证券交易法下的（c）规则10A-3，并根据所有其他适用的证券法或任何证券交易所的规则，其中黑曜石能源的证券上市交易。

B-5

（c）

委员会的所有成员都必须具备NI 52-110含义内的“金融知识”（除非董事会决定依赖适用的豁免），委员会的每个成员都应能够阅读和理解基本财务报表，包括公司的资产负债表、损益表和现金流量表。此外，委员会至少有一名成员应具备《纽约证券交易所美国公司指南》第803（b）（2）（a）（iii）节所指的“财务上的老练”。

（d）

关于委员会成员的任命，董事会将确定委员会的任何拟议提名人选是否在三家以上上市公司的审计委员会任职。凡任何拟议的委员会成员提名人在三家以上上市公司的审计委员会任职，董事会将就此类同步服务是否会损害该成员有效地在委员会任职的能力作出决定，并将在黑曜石能源向美国证券交易委员会提交的40-F表格的年度管理代理通函和年度报告中披露该决定。

（e）

理事会应从委员会成员中任命委员会主席。

会议

(a)

委员会应在委员会主席的召集下至少每季度举行一次会议。委员会主席可按要求召集额外会议。此外，董事会主席、首席执行官、首席财务官或委员会的任何成员均可召集会议。

(b)

作为促进公开沟通的工作的一部分，委员会应至少每年在单独的执行会议上与管理层、内部审计员（如果有的话）和独立审计员举行会议，讨论委员会或这些团体中的每一个认为应私下讨论的任何事项。此外，委员会应每季度与独立审计师和管理层举行会议，以审查黑曜石能源的中期财务状况。委员会还应每年与管理层和独立审计师举行会议，以审查和讨论黑曜石能源的年度财务报表以及管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析。

（c）

关于每次会议的时间和地点的通知，可至少在规定的会议时间前24小时以口头、书面、传真或其他电子通讯方式向委员会每一成员发出。委员可以任何方式放弃会议通知。委员出席会议，即构成放弃通知。

（d）

经管理层和委员会主席投入的议程应由委员会秘书（定义见下文）在委员会会议之前及时连同适当的会议材料和背景资料分发给委员会成员和管理层相关成员。

（e）

法定人数应为亲自出席或通过电话或视频会议或通过其他电子或通信媒介或通过其组合出席的委员会成员的过半数。如果要求独立的当然无表决权成员出席会议才能达到法定人数，则该成员应为该会议的委员会有表决权成员。

（f）

委员会主席应为委员会的正式投票成员。如果委员会主席不能出席或不能出席委员会的某次会议，委员会主席应请另一名成员主持会议，否则，应以出席该次会议的委员会成员过半数选出一名出席该次会议的委员会成员主持会议。委员会任何会议的主席（包括但不限于根据上述规定选出的任何主席）在委员会在该次会议上表决的任何事项出现平局时，应拥有决定性一票。

（g）

应委员会邀请，公司管理层成员和适当向委员会提供信息的其他公司工作人员可参加会议。委员会有权决定在委员会会议期间的任何时候谁应出席、谁不应出席；但独立董事应始终有权出席。作为每个委员会会议的一部分，委员会

B-6

成员还将在没有任何管理层成员出席的情况下“在镜头内”会面，并由委员会酌情决定，没有任何其他非委员会成员的董事会成员出席。

（h）

委员会秘书（The "委员会秘书"）将是黑曜石能源的公司秘书或任何此类会议的主席可能指定的人来代替其。委员会秘书应记录委员会的会议记录，由委员会审议通过，并由委员会秘书与黑曜石能源记录一起保存。委员会应在下一次理事会会议上通过口头或书面报告并通过分发会议记录的方式向理事会报告其活动和议事情况。委员会审查的配套时间表和信息应可供任何董事审查。

资源

(a)

委员会可在其认为履行职责所需时保留特别独立的法律、会计、财务或其他顾问或顾问，向委员会提供建议，费用由公司承担，并拥有保留和终止任何该等顾问或顾问以及批准任何该等顾问或顾问的费用和保留条款的唯一权力，费用由公司承担。

(b)

委员会应能按要求接触到黑曜石能源的高级管理层和文件以履行其职责，并应获得履行其职责所需的资源。

（c）

委员会有权调查黑曜石能源的任何财务活动，并有权与内部审计师（如有）和独立审计师直接沟通。所有员工都应按照委员会的要求予以配合。

（d）

黑曜石能源应以董事会委员会的身份提供由委员会确定的适当资金，用于支付：（i）为编制或出具审计报告或为黑曜石能源执行其他审计、审查或证明服务而聘用的任何审计师的报酬；（ii）委员会根据上文第6（a）段聘用的任何顾问的报酬；及（iii）委员会为履行职责而必要或适当的普通行政费用

代表团

委员会可不时将根据适用法律、法规及证券交易所规定准许转授予该人士或委员会的任何委员会职责转授予该人士或委员会。

责任标准

(a)

本授权中的任何内容均无意扩大根据法定、监管或其他法律要求对董事会或委员会成员适用的责任标准。本授权中概述的宗旨和责任旨在作为指导方针，而不是僵化的规则，委员会可根据适用的法定、监管和其他法律要求，不时采用其认为履行职责所必需的额外程序和标准。

(b)

委员会成员的职责和责任是在为理事会成员规定的职责之外的。