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EX-99.2 4 a2025年管理层讨论.htm EX-99.2 文件

附件 99.2

Cenovus Energy Inc.

管理层的讨论与分析（未经审计）

截至2025年12月31日止年度

（加元）

管理层的讨论和分析


截至2025年12月31日止年度


CENOVUS概览						3

回顾年份						3
经营和财务业绩						6
支撑我们财务业绩的商品价格						11
展望						14
可报告分部						16
上流						17
油砂						17
常规						21
离岸						24
下游						27
加拿大炼油						27
美国炼油						28
企业和消除						31
季度业绩						32
石油和天然气储备						35
流动性和资本资源						36
风险管理和风险因素						41
关键会计判断、估计不确定性和会计政策						58
控制环境						60
咨询						61
缩写和定义						64
具体财务措施						65

本管理层于2026年2月18日对Cenovus Energy Inc.（包括对“我们”、“我们的”、“我们”、“其”、“公司”或“Cenovus”的提及，指Cenovus Energy Inc.、TERM1、TERM1、TERM1的子公司、合营安排及直接或间接持有的合伙权益）的讨论和分析（“MD & A”），应与我们2025年12月31日未经审计的中期综合财务报表及附注（“中期综合财务报表”）以及我们2025年12月31日经审计的综合财务报表及附注（“综合财务报表”）一并阅读。除非另有说明，本MD & A所载的所有信息和声明均于2026年2月18日作出。本MD & A包含有关我们当前预期、估计、预测和假设的前瞻性信息。有关可能导致实际结果出现重大差异的风险因素以及我们前瞻性信息所依据的假设的信息，请参阅咨询。Cenovus Management（“Management”）准备了MD & A。Cenovus董事会（“董事会”）的审计委员会审查并建议董事会批准MD & A，这发生在2026年2月18日。有关Cenovus的更多信息，包括我们的季度和年度报告、年度信息表（“AIF”）和40-F表，可在SEDAR +上sedarplus.ca、EDGAR上sec.gov和我们的网站cenovus.com上查阅。我们网站上或连接到我们网站的信息，即使在本MD & A中提及，也不构成本MD & A的一部分。

Cenovus持有根据IFRS会计准则（定义见下文）分类的多家合资企业的股权所有权权益，这些企业在我们的合并财务报表中使用权益法入账。除非另有说明，否则这些合资公司的运营结果不会反映在本MD & A中。有关更多信息，请参阅本MD & A的咨询部分。

列报依据

本MD & A和合并财务报表以加元（其中包括提及“美元”或“美元”）编制，但注明另一种货币的情况除外，并根据国际会计准则理事会（“IASB”）颁布的国际财务报告准则（“IFRS”）（“IFRS会计准则”）编制。生产量按特许权使用费前基准列报。常用的石油和天然气术语请参阅缩写和定义部分。


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CENOVUS概览

我们是一家总部位于加拿大的综合能源公司，总部位于艾伯塔省卡尔加里。我们是加拿大最大的原油和天然气生产商之一，在加拿大和亚太地区拥有上游业务，也是加拿大最大的炼油厂和升级商之一，在加拿大和美国（“美国”）拥有下游业务。

我们的上游业务包括阿尔伯塔省北部的油砂项目；加拿大西部的热力和常规原油、天然气和天然气液体（“NGLs”）项目；纽芬兰和拉布拉多近海的原油生产；以及中国和印度尼西亚近海的天然气和NGLs生产。我们的下游业务包括加拿大和美国的升级和精炼业务，以及加拿大各地的商业燃料业务。

我们的业务涉及整个价值链的活动，以在北美和国际上开发、生产、提炼、运输和销售原油、天然气和精炼石油产品。我们在实体上和经济上一体化的上下游业务帮助我们缓解轻质重质原油价差波动的影响，并通过从原油、天然气和NGLs生产到运输燃料等成品销售中获取价值，为我们的净利润做出贡献。

有关我们业务部门的描述，请参阅本MD & A的可报告部门部分。

我们的策略

在Cenovus，我们的目标是为世界注入活力，让人们的生活变得更美好。我们的战略专注于通过可持续、低成本、多元化和综合能源领导地位实现股东价值的长期最大化。我们的五个战略目标包括：提供顶级安全绩效和可持续性领先；通过具有竞争力的成本结构和优化利润率实现价值最大化；关注财务纪律，包括达到并保持目标债务水平，同时将Cenovus定位于通过商品价格周期实现弹性；有纪律地将资本分配给在商品价格周期底部产生回报的项目；以及绝对和每股自由资金流增长。

2025年12月11日，我们发布了2026年公司指引，该指引侧重于有纪律的资本配置，以支持随着时间的推移提高股东回报。我们将继续专注于控制成本、提高业务盈利能力和优化我们的优势投资组合，为股东创造价值。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的展望部分和我们于2025年12月10日发布的2026年公司指南，可在我们的网站cenovus.com上查阅。



回顾年份

我们的2025年业绩反映了上下游业务的强劲运营表现。尽管大宗商品价格环境疲软，但我们实现了强劲的财务业绩，在关键增长项目上达到了重要的里程碑，并完成了战略收购和资产剥离，这增强了我们的资产组合。

•交付了安全可靠的运营。我们在整个业务中交付了安全运营，并安全地完成了Foster Creek、Sunrise和Toledo炼油厂的周转。5月下旬，为了应对艾伯塔省北部的野火活动，我们暂时关闭了克里斯蒂娜湖的生产，以确保我们的员工和资产的安全。6月初恢复生产。安全仍然是我们的首要任务。

•收购MEG Energy Corp。2025年11月13日，我们通过一项安排计划（“MEG收购”）完成了对MEG Energy Corp.（“MEG”）的收购。MEG收购的收购对价包括34亿美元现金，部分资金来自收到的27亿美元定期贷款融资，以及发行1.439亿股Cenovus普通股，公允价值为37亿美元。收购的MEG资产立即为我们的Christina Lake生产和结果做出了贡献。

•出售WRB Refining LP的权益。2025年9月30日，我们通过WRB Refining LP（“WRB”）（“WRB剥离”）剥离了我们在共同拥有的Wood River和Borger精炼厂中的全部50%权益，经收盘调整后的收益为13亿美元（19亿加元）。此次剥离符合我们拥有和运营对我们业务至关重要的资产的战略。

•创纪录的年度上游产量。我们实现了创纪录的上游年平均产量83.42万桶油当量/天（2024 – 79.72万桶油当量/天），这主要是由于创纪录的油砂年平均产量64.41万桶油当量/天（2024 – 61.07万桶油当量/天）。油砂产量增加，原因是新井场取得成功成果、MEG收购后的额外产量以及关键增长项目的完成。


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•完成并推进油砂增长重点项目。我们在完成Narrows Lake回接Christina Lake后提高了产量，我们提前完成了Foster Creek优化项目。在Sunrise上，我们上线了新的井垫，以支持产量的持续增长。在我们的劳埃德明斯特常规重油资产，我们的重油开发计划取得了进展。

•在西白玫瑰项目实现离岸里程碑。上部被放置在混凝土重力结构的顶部，我们完成了与我们现有生产系统的海底连接海玫瑰浮式生产、储存和卸载装置（“FPSO”）。该平台的联播和调试继续取得进展，并在2025年第四季度基本完成，尽管海上天气条件具有挑战性。

•在我们下游资产中的强大利用率。我们下游资产的平均原油吞吐量（“吞吐量”）为626.6千桶/天，原油单位利用率为95%，而2024年为646.9千桶/天，原油单位利用率为90%。我们的加拿大资产实现了创纪录的年吞吐量，并继续在产能或以上运行，而我们运营的美国资产完成周转和运营改进举措带来了更高的可靠性。

•报告稳健的财务业绩。调整后的资金流量为89亿美元，比2024年增加7.07亿美元，反映出尽管大宗商品价格环境疲软，但我们上下游业务的经营业绩依然强劲。布伦特和WTI基准价格均下降了14%，部分被更高的市场裂解价差和WTI-WCS价差缩小所抵消。经营活动产生的现金为82亿美元，低于2024年的92亿美元，主要是由于非现金营运资本的变化。

•已结束的优先票据发行。与MEG收购交易的结束和即将到期的债务有关，该公司在加拿大和美国完成了26亿美元高级无担保票据的公开发行。此次发行所得款项用于为赎回精选优先无抵押票据提供资金，并用于一般公司用途。

•完成赎回精选优先票据。公司全额赎回2027年和2029年到期的优先无抵押票据本金9.73亿美元，包括与MEG收购承担的6亿美元优先无抵押票据。该公司还全额赎回了2027年到期的高级无抵押票据本金7.5亿美元。

•为股东带来了可观的回报。我们向普通股和优先股股东返还了38亿美元，其中包括通过我们的正常发行人出价（“NCIB”）以20亿美元购买8940万股普通股，通过普通股和优先股基础股息获得14亿美元，以及以每股25.00美元的价格赎回公司的系列5和系列7优先股，总计3.5亿美元。继MEG收购之后，我们调整了股东回报框架，以平衡去杠杆化与股东回报。

•提高了我们的普通股基础股息。第二季度，董事会批准将基本股息提高11%，达到每年每股普通股0.800美元。2026年2月18日，董事会宣布第一季度股息为每股普通股0.200美元。


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年度业绩摘要


（百万美元，除非另有说明）	2025	2024	2023

上游产量(1) (2) （MBOE/d）	834.2	797.2	778.7

下游总加工输入(3) (4)（百万桶/天）	667.5	678.0	586.8

原油单位吞吐量(3)（百万桶/天）	626.6	646.9	560.4

下游产量(3) （百万桶/天）	687.2	693.1	599.2

收入	49,696	54,277	52,204

营业利润率(5)	10,608	10,809	11,022
营业利润率–上游(6)	10,403	11,121	9,870
营业利润率–下游(6)	205	(312)	1,152

来自（用于）经营活动的现金	8,228	9,235	7,388

调整后资金流(5)	8,871	8,164	8,803
每股–基本(5) ($)	4.90	4.41	4.64
每股–摊薄(5) ($)	4.87	4.38	4.54

资本投资	4,907	5,015	4,298

自由资金流动(5)	3,964	3,149	4,505

净收益（亏损）	3,930	3,142	4,109
每股–基本($)	2.16	1.68	2.15
每股–摊薄($)	2.15	1.67	2.09

总资产	63,424	56,539	53,915

长期负债合计(5)	25,472	19,408	18,993

长期债务，包括流动部分	11,032	7,534	7,108

净债务	8,292	4,614	5,060

普通股和优先股股东的现金回报	3,782	3,246	2,798
普通股–基本股息	1,423	1,255	990
每股普通股基本股息($)	0.780	0.680	0.525
普通股–可变股息	—	251	—
每股普通股可变股息($)	—	0.135	—
根据NCIB购买普通股	1,995	1,445	1,061
购买认股权证的付款	—	—	711
支付优先股股息	14	45	36
优先股赎回	350	250	—

(1)有关按产品类型划分的上游总产量汇总，请参阅本MD & A的运营和财务业绩部分。

(2)包括自2025年11月13日起的MEG收购结果。

(3)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。继WRB剥离后，所有炼油业务均为全资拥有。

(4)加工后的总投入包括原油和其他原料。混合被排除在外。

(5)非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(6)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。


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经营和财务业绩

精选经营和财务业绩—上游



			百分比变化
	2025			2024
按分部划分的产量(1)（MBOE/d）
油砂(2)		644.1	5		610.7
常规 (3)		122.8	2		119.9
离岸(4)		67.3	1		66.6
总生产量		834.2	5		797.2

按产品分列的生产量(1)
沥青（百万桶/天）		616.8	4		591.3
重质原油（百万桶/天）		25.1	43		17.6
轻质原油(5) （百万桶/天）		18.1	40		12.9
NGLs（百万桶/天）		28.8	(10)		32.0
常规天然气（MMcF/d）		872.4	1		860.2
总生产量（MBOE/d）		834.2	5		797.2

按部门分列的每单位营业费用(6) （$/BOE）
油砂(2)		11.81	4		11.40
常规(3) (7)		9.84	(18)		11.99
离岸(4) (7)		16.88	(12)		19.27

石油和天然气储量(8) （MMBOE）
证明总数		6,135	8		5,664
可能		3,472	24		2,793
证明总数加上可能		9,607	14		8,457

(1)有关按产品类型划分的产量摘要，请参阅本MD & A的油砂、常规和海上可报告分部部分。

(2)截至2025年12月31日止年度，报告的油砂分部产量和单位运营费用包括自2025年11月13日起的MEG收购结果。

(3)截至2025年12月31日止年度，报告的常规分部生产和单位运营费用包括Cenovus在Duvernay Energy Corporation（“Duvernay”）合资企业中的30%股权，在合并财务报表中使用权益法核算。常规部门的运营费用，不包括我们在Duvernay合资企业的股权，为4.64亿美元。

(4)报告的海上分部生产和单位运营费用包括Cenovus在Husky-CNOOC Madura Limited（“HCML”）合资企业中的40%股权，在合并财务报表中使用权益法核算。离岸业务部门的运营费用，不包括我们在HCML合资企业的股权，为3.49亿美元（2024年– 4.23亿美元）。

(5)轻质原油对应于国家文书51-101“石油和天然气活动披露标准”（“NI 51-101”）定义的轻质原油和中质原油。Cenovus不生产中等程度的原油。

(6)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(7)包含非GAAP财务指标。请参见本MD & A的特定财务措施咨询。

(8)包括归属于Cenovus在Duvernay合资企业的30%股权和Cenovus在HCML合资企业的40%股权的价值。请参阅本MD & A的Advisory – Interests in Joint Ventures部分。

生产

与2024年相比，2025年上游总产量有所增加，原因是：

•继2025年11月MEG收购和Narrows Lake产量增加后，Christina Lake的产量增加。

•Foster Creek新井场的成功结果和Foster Creek优化项目的完成，支持了额外的生产。

•白玫瑰油田在完成生产后恢复生产海玫瑰资产寿命延长（“ALE”）项目。

由于2025年第二季度发生的一口蒸汽注入井的套管故障，我们在Lloydminster热力资产中的Rush Lake设施临时停产，部分抵消了这一增长。四季度顺利重启生产，阶段性爬坡按预期推进。


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每单位运营费用

截至2025年12月31日止年度，与2024年相比，油砂部门的单位运营费用有所增加，这主要是由于燃料成本增加以及我们的劳埃德明斯特热力资产与拉什湖事件相关的成本增加。与2024年相比，常规部门的每单位运营费用下降主要是由于周转成本以及加工和收集成本降低。与2024年相比，海上部门的单位运营费用有所下降，这主要是由于随着白玫瑰油田在完成后恢复生产，销量增加以及维修和维护费用减少海玫瑰2025年第一季度ALE项目。

我们继续专注于通过确保长期合同、与供应商合作以及购买长期领先的项目来控制成本，以缓解未来的成本上涨。

精选经营和财务业绩—下游



			百分比变化
	2025			2024
按分部划分的原油单位吞吐量（百万桶/天）
加拿大炼油		110.7	22		90.5
美国炼油		515.9	(7)		556.4
原油总单位吞吐量		626.6	(3)		646.9

按产品分列的生产量(1) （百万桶/天）
汽油		266.7	(5)		280.5
馏分(2)		210.5	(4)		219.9
合成原油		52.0	27		41.0
沥青		41.8	(5)		44.0
乙醇		5.0	4		4.8
其他		111.2	8		102.9
总生产量		687.2	(1)		693.1

按部门分列的每单位营业费用(3)（美元/桶）
加拿大炼油		11.59	(49)		22.56
美国炼油		12.73	(2)		12.99

每单位运营费用–不包括按分部划分的周转成本(3) （美元/桶）
加拿大炼油		11.54	(25)		15.38
美国炼油		10.88	(6)		11.55

(1)有关按产品类型划分的产量汇总，请参阅本MD & A的加拿大炼油和美国炼油可报告分部部分。

(2)包括柴油和喷气燃料。

(3)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。在加拿大炼油部门，运营费用指与Lloydminster Upgrader（“Upgrader”）、Lloydminster炼油厂和商业燃料业务相关的费用。

2025年下游吞吐量和精炼产品产量合计下降。减少的主要原因是WRB资产剥离以及我们的Toledo炼油厂以及未运营的Wood River和Borger炼油厂在本年度完成周转的影响。吞吐量和精炼产品产量的下降被我们的加拿大炼油资产在满负荷或以上运行以及我们运营的美国炼油资产正在进行的运营改进举措部分抵消。

与2024年相比，2025年，加拿大炼油部门不包括周转成本的单位运营费用有所下降，原因是项目成本降低和加工后的总投入增加。由于Upgrader在2024年第二季度完成了重大转变，2024年的总处理投入较低，运营费用较高。

与2024年相比，2025年美国炼油部门不包括周转成本的单位运营费用有所下降，这主要是由于较低的可控运营费用，部分被较高的电力成本所抵消。


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选定的合并财务业绩

收入

与2024年相比，收入下降了8%，这主要是由于大宗商品价格环境疲软，加上在WRB剥离之后美国炼油销量下降。减少的部分被我们上游资产和加拿大炼油部门的销量增加所抵消。

营业利润率

营业利润率是一种非公认会计准则财务指标，用于提供对我们资产的现金产生业绩的一致衡量，以便我们在不同时期的基本财务业绩具有可比性。



（百万美元）	2025	2024
总销售额
对外销售	52,751	57,726
分部间销售	8,941	8,970
	61,692	66,696
版税	(3,055)	(3,449)
收入	58,637	63,247
费用
购买产品	30,078	33,926
运输和混合	11,243	11,331
营业费用	6,710	7,159
风险管理已实现（收益）损失	(2)	22
营业利润率	10,608	10,809

分部营业利润率

截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度

与2024年相比，营业利润率有所下降，主要原因是：

•由于基准WTI价格下降，较低的实现销售价格影响了我们油砂部门的收入，部分被较窄的WTI-WCS差异所抵消。

•由于燃料成本和与Rush Lake事件相关的成本增加，我们油砂部门的运营费用增加。

减少额被以下因素部分抵消：

•上文讨论的油砂产量增加，其中包括来自MEG收购的增值影响。

•如上所述，我们加拿大炼油部门的运营费用降低，销量增加。


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来自（用于）经营活动的现金和调整后的资金流

调整后的资金流量是石油和天然气行业常用的一种非公认会计准则财务指标，用于帮助衡量一家公司为其资本计划融资和履行其财务义务的能力。



（百万美元）	2025	2024
来自（用于）经营活动的现金	8,228	9,235
（加）扣除：
退役负债的结算	(280)	(234)
非现金营运资本净变动	(363)	1,305
调整后资金流	8,871	8,164

与2024年相比，2025年调整后的资金流量更高，这主要是由于较低的当期税费和较低的现金结算长期激励成本，部分被较高的整合、交易和其他成本以及较低的营业利润率所抵消。

与2024年相比，2025年经营活动产生的现金减少，主要是由于非现金营运资本的变化，部分被调整后资金流量增加所抵消，如上所述。非现金营运资本的净变动主要是由于应收账款增加，以及应付账款和应付所得税减少，部分被存货减少所抵消，但不包括MEG收购和WRB剥离的影响。

净收益（亏损）

2025年净利润为39亿美元（2024年– 31亿美元）。这一增长主要是由于与2024年的亏损相比，2025年未实现的外汇收益，以及较低的所得税费用，部分被较高的折旧、损耗和摊销费用以及较低的营业利润率所抵消。

净债务


截至12月31日，（百万美元）	2025	2024
短期借款	—	173
长期债务的当前部分	—	192
长期债务的长期部分	11,032	7,342
总债务	11,032	7,707
现金及现金等价物	(2,740)	(3,093)
净债务	8,292	4,614

截至2025年12月31日总债务和净债务增加,主要是由于收到了27亿美元的定期贷款融资和发行了26亿美元的高级无抵押票据。这一增长被赎回和偿还总额为23亿美元的高级无抵押票据部分抵消，其中包括MEG收购中承担的6亿美元票据，以及由于加元走强而未实现的外汇收益。净债务的增加被收到的WRB剥离收益进一步抵消。


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资本投资(1)



（百万美元）	2025		2024
上游
油砂		2,944		2,714
常规		453		421
离岸		934		1,145
上游合计		4,331		4,280
下游
加拿大炼油		117		208
美国炼油		442		488
下游合计		559		696
企业和淘汰		17		39
资本投资总额		4,907		5,015

(1)包括不动产、厂房和设备（“PP & E”）、勘探和评估（“E & E”）资产以及资本化利息的支出。不包括在合并财务报表中使用权益法核算的与合营企业相关的资本支出。

2025年资本投资主要涉及：

•油砂部分的维持、优化和再开发计划，包括钻探地层测试井，作为我们冬季综合计划的一部分。

•西白玫瑰项目的进展。

•我们油砂部门的增长项目，包括我们劳埃德明斯特常规重油资产钻探计划的进展、Sunrise增长计划、Foster Creek的优化项目和Narrows Lake回接Christina Lake。

•我们炼油部门的可靠性和可持续活动。

•常规段的钻探、完井、搭接和基础设施项目。

钻探活动


	净地层测试井和观察井		净生产井(1)
	2025	2024	2025	2024
福斯特溪	76	85	46	22
克里斯蒂娜湖(2)	68	61	27	23
昇兴股份	21	40	11	14
劳埃德明斯特热力	68	53	12	22
劳埃德明斯特常规重油	2	19	83	49

其他(3)	—	—	5	—
	235	258	184	130

(1)油砂段蒸汽辅助重力排水（“SAGD”）井对计为单口生产井。

(2)包括自2025年11月13日起的MEG收购结果。

(3)包括新的资源剧目。

钻探地层测试井是为了帮助确定未来的井台位置，并进一步评估我们的资产。钻探观测井，收集信息，监测储层情况。


	2025			2024
（净井）	钻孔	已完成	捆绑在一起	钻孔	已完成	捆绑在一起
常规(1)	53	54	54	36	31	31

(1)包括归属于Cenovus在Duvernay合资企业中30%股权的价值。

在海上部分，2025年没有钻井或完井（2024年–在中国钻探和评估了1口勘探井）。


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支撑我们财务业绩的商品价格

我们财务业绩的关键业绩驱动因素包括商品价格、质量和地点价格差异、精炼产品价格和精炼裂解价差，以及美元/加元和人民币（“人民币”）/加元汇率。下表显示了选定的市场基准价格和平均汇率，以帮助理解我们的财务业绩。

选定的基准价格和汇率(1)


				截至12月31日止年度，
（平均美元/桶，除非另有说明）	2025年第四季度	百分比变化	2024年第四季度	2025	百分比变化	2024
过时的布伦特	63.69	(15)	74.69	69.06	(14)	80.76
WTI	59.14	(16)	70.27	64.81	(14)	75.72
差分日期布伦特– WTI	4.55	3	4.42	4.25	(16)	5.04
Hardisty的WCS	47.94	(17)	57.71	53.68	(12)	60.97
Hardisty的差分WTI – WCS	11.20	(11)	12.56	11.13	(25)	14.75
Hardisty的WCS（加元/桶）	66.89	(17)	80.74	75.07	(10)	83.52
荷兰WCS	55.63	(15)	65.69	61.74	(11)	69.69
差异化WTI – WCS at Nederland	3.51	(23)	4.58	3.07	(49)	6.03
凝析油（埃德蒙顿C5）	57.01	(19)	70.66	63.36	(13)	72.94
差分凝析油– WTI升水/（贴水）	(2.13)	(646)	0.39	(1.45)	(48)	(2.78)
差分凝析油– Hardisty的WCS 溢价/（折价）	9.07	(30)	12.95	9.68	(19)	11.97
冷凝物（加元/桶）	79.54	(20)	98.84	83.63	(16)	99.92
埃德蒙顿合成	57.84	(19)	71.11	64.47	(14)	75.07
差分合成– WTI升水/（贴水）	(1.30)	(255)	0.84	(0.34)	(48)	(0.65)
埃德蒙顿合成（加元/桶）	80.69	(19)	99.45	90.15	(12)	102.83
精制产品价格
芝加哥常规无铅汽油（“RUL”）	70.66	(11)	78.95	80.81	(10)	89.95
芝加哥超低硫柴油（“ULSD”）	90.70	2	89.28	91.13	(7)	97.47
炼油基准
芝加哥3-2-1裂解价差(2)	18.20	50	12.12	19.44	16	16.74
第3组3-2-1裂解价差(2)	19.25	52	12.66	20.63	23	16.81
可再生识别号码（“RINS”）	6.04	50	4.02	5.81	55	3.74
升级差异(3)（加元/桶）	13.53	(27)	18.64	14.92	(22)	19.21
天然气价格
AECO(4) （加元/千立方英尺）	2.23	51	1.48	1.68	15	1.46
纽约商品交易所(5) （美元/千立方英尺）	3.55	27	2.79	3.43	51	2.27
外汇汇率
美元/1加元–平均	0.717	—	0.715	0.716	(2)	0.730
美元/1加元–期末	0.730	5	0.695	0.730	5	0.695
人民币每1加元–平均	5.084	(1)	5.142	5.144	(2)	5.255

(1)这些基准价格不是我们的实际销售价格，代表近似值。对于我们的已实现销售价格，请参阅本MD & A上游可报告分部部分中的Netback表格。

(2)平均3-2-1裂解价差是调整后炼油毛利的指标，按后进先出的会计基础进行估值。

(3)升级差值是Edmonton的合成原油和Hardisty的Lloydminster Blend原油之间的差值。升级差值并不能精确反映我们加拿大炼油资产的配置和产品产量；但是，它被用作一般的市场指标。

(4)艾伯塔省Energy Company（“AECO”）5A天然气日度指数。

(5)纽约商业交易所（“NYMEX”）天然气月度指数。

原油和凝析油基准

2025年，全球原油基准价格布伦特和WTI较2024年有所下降，原因是全球供应超过需求导致全年库存增加。随着OPEC +继续解除减产，2025年全球原油产量大幅增加，而包括美国、加拿大和巴西在内的非OPEC国家也增加了供应。与2024年相比，2025年的同比需求增长有所减弱，原因是宏观经济状况走弱、贸易紧张局势以及主要消费地区的其他工业活动较为疲软。


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WTI是加拿大原油的重要基准，因为它反映了北美内陆的原油价格，而等值加元是确定我们一些原油资产的特许权使用费率的基础。

WCS是一种混合重油，由常规重油和非常规稀释沥青组成。Hardisty价差对WTI的WCS是轻重原油品质差、运输成本的函数关系。与2024年相比，Hardisty的WTI-WCS差异在2025年有所缩小，原因是：

•增加WCS原油市场准入的跨山管道扩建项目（“TMX”）。

•加拿大西部沉积盆地的低库存水平以及全球对重质原油的强劲需求。

•燃料油定价强劲，其中重等级比轻等级产量更高。

WCS at Nederland is a heavy oil benchmark for sales of our products at the U.S. Gulf Coast（“USGC”）。Nederland差速器的WTI-WCS是重油质量差的代表，受全球重油炼油能力和全球重油供应的影响。2025年，与2024年相比，荷兰的WTI-WCS差值有所缩小，原因是全球对重质原油的需求强劲，以及上述其他因素。

在加拿大，我们在升级站将重质原油和沥青升级为甜合成原油，即赫斯基合成混合油（“HSB”）。HSB实现的价格主要受WTI价格驱动，受加拿大西部低硫合成原油供需影响，从而影响WTI-合成差。

2025年，埃德蒙顿合成原油相对于WTI较2024年走强。相对于2024年的定价强度是2024年第一季度大幅折扣的函数，原因是艾伯塔省的合成原油产量高，以及当地储存能力有限的轻质原油管道上的轻质原油供应高于管道容量。

原油基准价格(1)

(1)截至2026年2月2日的远期定价。

将凝析油与沥青混合使我们的生产能够通过管道运输。我们的混合比例，以稀释剂体积占总混合体积的百分比计算，范围从大约20%到35%。凝析油-WCS价差是一个重要的基准，因为较高的溢价通常会导致在出售一桶混合原油时营业利润率下降。当艾伯塔省的凝析油供应不能满足需求时，埃德蒙顿凝析油价格可能会受到USGC凝析油价格加上将凝析油运输到埃德蒙顿的成本的推动。我们的混合成本还受到可用于混合的凝析油购买和交付库存的时间以及混合产品销售时间的影响。

2025年，与2024年相比，埃德蒙顿凝析油基准均值较WTI的贴水幅度较小，原因与上文讨论的影响合成原油与WTI价差的因素相同，以及加拿大供应紧张和加拿大库存较低。

炼油基准

RUL和ULSD基准价是内陆精炼产品价格的代表，用于推导芝加哥3-2-1市场裂解价差。3-2-1市场裂解价差是将三桶原油转换为两桶常规无铅汽油和一桶超低硫柴油，使用以WTI为基础的当月原油原料价格并按后进先出的基础估值所产生的调整后炼油利润率的指标。


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2025年，芝加哥和Group 3的精炼产品裂解价差较2024年有所上升。这一增长在很大程度上可归因于强劲的产品裂缝，因为计划外的全球和北美炼油厂停产支撑了精炼产品定价，而新的精炼产能增加缓慢。与2024年相比，2025年RINS的平均成本更高，原因是美国生产疲软，可再生柴油和生物柴油的进口导致RINS发电量下降。

北美炼油裂解价差以WTI为基础表示，而炼油产品一般由全球价格定价。美国中西部和中大陆地区炼油市场裂解价差的强弱一般反映了Brent和WTI基准价之间的差异。

我们调整后的炼油毛利受到其他各种因素的影响，例如原油原料的质量和购买地点、炼油厂配置和产品产量。基准市场裂解价差并不精确反映我们炼油厂的配置和产品产量，或者我们销售产品的地点；但是，它们被用作一般的市场指标。

精细化产品基准(1)

(1)截至2026年2月2日的远期定价。

天然气基准

2025年，AECO价格较2024年有所上涨，但涨幅不及NYMEX定价涨幅。由于强劲的液化天然气（“LNG”）需求支撑了NYMEXO价格，而AECO价格受到加拿大西部外卖能力有限的影响，导致AECO较NYMEXO的贴水扩大，NYMEXO价格涨幅超过AECO。2025年，加拿大西部和美国的天然气产量均较2024年有所增长。我们亚太天然气生产收到的价格主要基于长期合同。

外汇基准

我们的收入受制于外汇风险，因为我们的原油、天然气凝液、天然气和精炼产品的销售价格是参照美元基准价格确定的。与美元相比，加元的价值增加对我们报告的收入产生负面影响。除了我们的收入以美元计价外，我们长期债务的很大一部分也是以美元计价的。随着加元走强或走弱，我们的美元债务在换算成加元时分别产生未实现的外汇收益或损失。外汇汇率的变化也影响到我们在美国和亚太地区业务的翻译。

平均而言，与2024年相比，2025年加元相对于美元走弱，这对我们报告的收入产生了积极影响，并对我们的美国炼油运营费用产生了负面影响。我们在亚太地区的部分长期销售合同以人民币计价。加元相对于人民币的币值增加，将减少该地区以加元计算的天然气商品销售收入。与2024年相比，2025年平均而言，加元相对于人民币走弱，这对我们报告的收入产生了积极影响。


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利率基准

我们的利息收入、短期和浮动利率借款成本、报告的退役负债和公允价值计量受到利率波动的影响。利率变化可能会改变我们的净财务成本，影响某些负债的计量方式，并影响我们的现金流和财务业绩。

截至2025年12月31日，加拿大央行的政策利率为2.25%。2026年1月28日，加拿大央行将政策利率维持在2.25%。



展望

商品价格展望

随着OPEC +自愿减产解除，供应增长超过需求，2025年全球原油价格走软。进入2026年，市场仍然供过于求，但价格方向不确定，并受政策决定和地缘政治发展驱动的波动影响。OPEC +政策继续对全球石油供需平衡和价格至关重要。对俄罗斯和伊朗原油和精炼产品的制裁带来了持续的物流挑战，并改变了全球贸易流动。有关这些地区的政策将继续成为推动能源供应的关键因素。与委内瑞拉原油出口相关的政策和制裁不确定性继续影响全球重质原油供应和贸易流动。

全球贸易战和持续的地缘政治紧张局势有可能降低全球GDP增长和石油需求，同时增加衰退风险；然而，实际影响没有预期的那么明显，一再暂停关税限制了直接的经济影响。所有大宗商品的价格波动都有可能持续加剧，直到就关税的持续时间和幅度达成坚定的解决方案。

除上述因素外，我们对未来12个月的大宗商品定价展望还受到以下因素的影响：

•OPEC +政策和OPEC +解除减产的步伐。

•短期内，关税引发的全球经济放缓的风险更高，这可能会减缓石油需求。

•我们预计Hardisty Differential的WTI-WCS仍将在很大程度上与全球供应因素和重质原油加工能力挂钩，只要供应不超过加拿大原油出口能力。

•精炼产品价格和市场裂解价差可能会继续波动，根据北美和全球的季节性趋势和炼油厂利用率进行调整。

•AECO和NYMEXG天然气价格预计将保持震荡。美国和加拿大的新液化天然气设施将在明年投入使用或增加的前景可能会增加需求，并支撑北美天然气价格。天气也将继续成为需求的关键驱动因素，并影响价格。

•我们预计加元将继续受到美国联邦储备委员会和加拿大央行相对于彼此提高或降低基准贷款利率的速度、美国政府对加美贸易的政策、原油价格和新出现的宏观经济因素的影响。

我们的上游原油和下游精炼产品生产大部分都受到WTI原油价格走势的影响。我们的上下游一体化运营有助于我们缓解大宗商品价格波动的影响。我们上游资产的原油生产与凝析油和丁烷混合，在我们的下游炼油业务中用作原油原料。从我们的混合原油中提取的凝析油被回售给我们的油砂部门。

我们的炼油能力主要集中在美国中西部，同时在USGC和阿尔伯塔省的风险敞口较小，这使我们面临这些市场的市场裂解价差。我们将继续监测市场基本面，并相应地优化我们炼油厂的运行率。

我们对原油价差的敞口包括轻重价差和轻中价差。轻中价差敞口集中在美国中西部市场地区的轻中原油，我们在该地区拥有大部分炼油能力，在较小程度上，在USGC和艾伯塔省。我们对轻质重质原油价差的敞口由全球轻质重质成分、我们将桶运输到的市场中的区域成分以及可能受到运输限制的艾伯塔省价差组成。

虽然我们预计原油价格将出现波动，但我们有能力通过以下方式部分缓解原油和精炼产品差异的影响：

•运输承诺和安排–利用我们现有的关于外卖能力的坚定服务承诺，并支持将原油从我们的产区运往消费市场的运输项目，包括潮水市场。

•一体化–重油炼油产能使我们能够从加拿大原油的WTI-WCS差异和精炼产品的价差中获取价值。

•监测市场基本面，并相应优化我们炼油厂的运行率。

•各地理位置的传统原油储罐。


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2026年关键优先事项

我们2026年的优先事项集中在顶级安全性能、整合MEG、保持和扩大我们在重油价值链中的竞争优势、推进我们的重大项目和推进我们的可持续发展举措，同时继续关注成本领先和平衡股东回报与去杠杆化。

顶级安全性能

安全可靠的运营是我们的第一要务。我们努力确保在我们的投资组合中安全可靠地运营，并致力于成为我们每一项主要资产和业务的一流运营商。

MEG的整合

MEG收购预计将通过整合Christina Lake的顶级相邻资产，进一步加强我们的油砂资产。2026年，我们计划完成Christina Lake的完全一体化开发计划，旨在提高产量、降低成本并在整个合并资产中获得协同效应。

重油价值链

我们的重油价值链包括我们所有的沥青和重油生产、中游和管道连接的下游资产。在整个价值链中，我们将专注于增加我们的可选性、优化我们的营运资本、提高我们的利润率并降低我们的盈亏平衡定价。

项目执行

投资于未来的增长和盈利能力是我们的优先事项，有几个关键项目正在进行中，包括West White Rose项目、Foster Creek的Amine Claus项目、Christina Lake North扩建项目、Sunrise增长计划和开发我们的Lloydminster资产。

下游竞争力

有竞争力、可靠的下游业务对我们的综合业务至关重要。它使我们能够灵活应对精炼产品的波动需求，并作为对重油差异的自然部分对冲。

我们将继续对我们的下游资产实施运营改进，以最大限度地提高我们资产的长期盈利能力。

对股东的回报

保持强劲的资产负债表，具有抵御价格波动的韧性，并利用整个大宗商品价格周期的机会，是Cenovus资本配置框架的关键要素。MEG收购完成后，我们调整了股东回报框架，以平衡去杠杆化与股东回报。我们40亿美元的长期净债务目标保持不变，调整后的框架使我们能够朝着这一目标取得进展。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的流动性和资本资源部分。

成本领先

我们的目标是通过持续关注整个业务的低成本结构和利润率优化，实现股东价值最大化。我们专注于降低运营、资本以及一般和行政成本，实现我们综合战略的全部价值，同时做出支持Cenovus长期价值的决策。

可持续性

可持续性是Cenovus文化的核心。我们在可持续发展重点领域确立了目标，我们继续推进工作，以支持在兑现这些承诺方面取得进展。

加拿大政府和阿尔伯塔省政府宣布了一项框架，旨在加强能源部门的联邦-省合作，以支持一些重叠的目标，包括加拿大的温室气体（“GHG”）减排雄心。我们继续支持我们对Pathways联盟的承诺，包括努力与联邦和省政府达成协议，为推进大型碳捕集项目提供足够的财政和监管支持，同时保持全球竞争力。

Cenovus更新的社会承诺和2024年企业社会责任报告，突出了我们在安全、土著和解以及接受和归属方面的表现，可在我们的网站cenovus.com上查阅。


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2026年企业指导

我们日期为2025年12月10日的2026年公司指南可在我们的网站cenovus.com上查阅。

我们对2026年总资本投资的企业指导在50亿美元到53亿美元之间。这包括35亿至36亿美元用于维持资本以维持基地生产和支持持续安全可靠的运营，以及12亿至14亿美元用于增长项目的投资，例如：

•Christina Lake North扩建项目。

•西白玫瑰油田的钻探计划和产量爬坡。

•Sunrise增长计划和发展我们的劳埃德明斯特资产。

下表是我们2026年完整更新指南的子集：


	资本投资（百万美元）	生产（MBOE/d）	原油单位吞吐量（百万桶/天）
上游
油砂	3,500 - 3,600	755 - 780
常规	450 - 500	120 - 125
离岸	450 - 500	70 - 80
上游合计	4,400 - 4,600	945 - 985

下游
加拿大炼油			105 - 110
美国炼油			325 - 340
下游合计	600 - 700		430 - 450

企业和淘汰	最多25个



可报告分部

我们的运营

公司通过以下可报告分部运营：

上游细分市场

•油砂，包括在艾伯塔省北部和萨斯喀彻温省开发和生产沥青和重油。Cenovus的油砂资产包括Foster Creek、Sunrise、Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产，以及Christina Lake，其中包括2025年11月完成的MEG收购的结果。Cenovus通过对赫斯基中游有限合伙企业（“HMLP”）的股权投资，共同拥有和运营管道集输系统及终端。Cenovus的生产和第三方商品交易量的销售和运输通过在加拿大和美国的第三方管道和存储设施上获得容量进行管理和营销，以优化产品组合、交付点、运输承诺和客户多样化。

•常规，包括在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省埃德森、克利尔沃特和彩虹湖作业区富含NGLs和天然气的资产，此外还有包括Elmworth和Wapiti在内的北部走廊。该部门还包括众多天然气处理设施的权益。Cenovus的NGLs和天然气生产通过进入第三方管道、出口终端和储存设施的能力进行营销和运输，并增加第三方商品交易量。这些为市场准入提供了灵活性，以优化产品组合、交付点、运输承诺和客户多样化。

•离岸，包括代表中国在加拿大东海岸和亚太地区的海上作业、勘探和开发活动以及对HCML的股权投资，后者在印度尼西亚近海从事NGLs和天然气的勘探和生产。


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下游细分领域

•加拿大炼油，包括拥有和运营的劳埃德明斯特升级和沥青精炼综合体，将重油和沥青转化为合成原油、柴油、沥青和其他辅助产品。Cenovus还拥有并经营Bruderheim铁路原油码头和两座乙醇工厂。该公司在加拿大各地的商业燃料业务包括在这一部分中。Cenovus将其生产和第三方商品交易量进行营销，以期利用其综合资产网络实现价值最大化。

•美国炼油，包括在全资拥有的利马、苏必利尔和托莱多炼油厂提炼原油生产汽油、柴油、航煤、沥青等产品。2025年9月30日，Cenovus通过WRB与运营商Phillips 66剥离了其在共同拥有的Wood River和Borger炼油厂的全部50%权益。美国炼油部门包括截至资产剥离日期的WRB结果。Cenovus销售自己和第三方的精炼产品。

企业和淘汰

企业和消除，包括Cenovus范围内的一般和行政费用、融资活动、与企业相关的衍生工具和外汇的风险管理损益。消除包括调整原料和美国内部GE of crude oil，natURAL气体、凝析油、其他NGLs和分部之间的精炼产品；公司的铁路原油码头向油砂分部提供的转运服务；销售从加拿大炼油分部的混合原油生产中提取并出售给油砂分部的凝析油；以及库存中的未实现利润。消除是根据市场价格记录的。

上流

油砂

2025年，我们：

•交付了安全可靠的运营，包括在Foster Creek和Sunrise安全执行周转。

•完成了MEG收购，这立即为我们的Christina Lake业绩做出了贡献。

•日产64.41万BOE（2024 – 61.07万BOE/日）。

•产生89亿美元的营业利润率（2024年– 98亿美元）。

•平均净回调38.37美元/桶（2024年– 44.88美元/桶）。

•为维持活动和增长项目投入资金29亿美元。

2025年，我们完成了Narrows Lake与Christina Lake的回接，并加大了生产力度。Foster Creek优化项目主要工艺单元全部上线，项目提前完成，支持增量生产。在Sunrise上，我们上线了新的井垫，以支持产量的持续增长。在我们的劳埃德明斯特常规重油资产，我们的重油开发计划取得了进展。

财务业绩



（百万美元）	2025	2024
总销售额
对外销售	21,541	21,857
分部间销售	6,786	6,590
	28,327	28,447
版税	(2,920)	(3,274)
收入	25,407	25,173
费用
购买产品	2,886	1,851
运输和混合	10,875	11,000
运营中	2,754	2,511
风险管理已实现（收益）损失	8	20
营业利润率	8,884	9,791
风险管理未实现（收益）损失	3	(16)
折旧、损耗和摊销	3,433	3,117
勘探费用	11	2
（收入）权益核算附属公司亏损	(38)	(14)
分部收入（亏损）	5,475	6,702


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营业利润率差异

截至2025年12月31日止年度

(1)报告的收入包括作为重油混合物出售的凝析油的价值。凝析油成本记入运输和混合费用。原油价格剔除凝析油采购影响。价格变动包括已实现风险管理损益的影响。

(2)包括第三方来源的数量、建筑和其他不属于生产原油或天然气的活动。

经营业绩



	2025	2024
总销量(1) （MBOE/d）	644.7	599.5

按资产分列的原油产量（百万桶/天）
福斯特溪	206.1	196.0
克里斯蒂娜湖(2)	254.3	234.2
昇兴股份	53.8	49.6
劳埃德明斯特热力	102.6	111.5
劳埃德明斯特常规重油	25.1	17.6
原油总产量(3)（百万桶/天）	641.9	608.9
天然气(1)（MMcF/d）	13.8	11.1
总产量（MBOE/d）	644.1	610.7

Netback(4)（美元/桶）
已实现销售价格	72.07	80.20
版税	12.61	14.92
运输和混合	9.28	9.00
运营中	11.81	11.40
总净回值（美元/桶）	38.37	44.88

(1)沥青、重质原油和天然气。天然气是一种常规的天然气产品类型。

(2)包括自2025年11月13日起的MEG收购结果。

(3)原油生产主要是沥青，除了劳埃德明斯特常规重油是重质原油。

(4)包含非GAAP财务指标。请参见本MD & A的特定财务措施咨询。

收入

与2024年相比，2025年的总销售额相对一致，这是由于较低的已实现销售价格，但被较高的销量所抵消。


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价格

我们的沥青和重油生产必须与凝析油混合，以降低其粘度，以便通过管道将其输送到市场。在我们的Netback计算中，我们实现的沥青和重油销售价格排除了采购凝析油的影响；然而，它受到凝析油价格的影响。随着用于混合的凝析油成本相对于混合原油的价格增加或我们的混合比例增加，我们实现的沥青和重油销售价格下降。

我们在2025年实现的销售价格与2024年相比有所下降，主要是由于较低的WTI基准价格，部分被较窄的WTI-WCS差异所抵消。

Cenovus做出存储和运输决策，以使用我们的营销和运输基础设施，包括存储和管道资产，以优化产品组合、交付点、运输承诺和客户多样化。为了对与存储或运输决策相关的库存进行价格保护，Cenovus可能会采用各种价格调整和波动管理策略，包括风险管理合同，以减少未来现金流的波动并提高现金流的稳定性。

2025年，我们约37%（2024 – 33%）的销量销往艾伯塔省以外的目的地，约25%（2024 – 20%）的销量销往下游业务。

产量

与2024年相比，2025年油砂原油产量有所增加，主要原因是：

•继2025年11月MEG收购和Narrows Lake产量增加后，Christina Lake的产量增加。

•Foster Creek新井场的成功结果和Foster Creek优化项目的完成，支持了额外的生产。

•我们劳埃德明斯特常规重油资产的强劲基础产量和新开发井带来的额外产量。

2025年第二季度发生事故后，我们的Rush Lake工厂临时停产，部分抵消了这一增长。

版税

我们油砂部分的特许权使用费计算基于艾伯塔省和萨斯喀彻温省政府规定的特许权使用费制度。

在艾伯塔省，油砂特许权使用费基于政府规定的支付前后特许权使用费率，该费率使用等值加元的WTI基准价格以浮动比额表确定。

预付款项目的特许权使用费是基于对项目毛收入适用特许权使用费率（范围从百分之一到百分之九，基于等值加元的WTI基准价格）的每月计算。Sunrise是一个预付费项目。

支付后项目的特许权使用费基于年化计算，其中使用以下两者中的较大者：（1）毛收入乘以适用的特许权使用费率（百分之一至百分之九，基于等值加元的WTI基准价）；或（2）项目的净收入乘以适用的特许权使用费率（25%至40%，基于等值加元的WTI基准价）。毛收入是销售收入减去稀释剂成本和运输成本的函数。净收入的计算方法是销售收入减去稀释剂成本、运输成本以及允许的运营和资本成本。

在萨斯喀彻温省，版税计算基于适用于每个项目的年费率，其中包括每个项目的皇冠和永久产权分割。对于Crown特许权使用费，预付费计算基于产品收入的百分之一，后付费计算基于营业利润率的20%。永久产权的计算仅限于支付后的项目，并基于8%的费率。


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有效版税率(1)



百分比	2025	2024
福斯特溪	22.5	24.0
克里斯蒂娜湖	25.3	27.3
昇兴股份	6.2	6.1
劳埃德明斯特(2)	12.2	11.7
总有效版税率	20.0	21.0

(1)有效特许权使用费率等于特许权使用费除以产品收入，扣除运输费用，不包括风险管理的已实现（收益）损失。

(2)由劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产组成。

2025年，油砂特许权使用费较2024年有所下降，主要是由于较低的实现定价，部分被较高的销量所抵消。油砂有效使用费率下降，主要是由于较低的实现价格和较低的艾伯塔省滑动比例油砂使用费率，以及2025年的年度调整。

费用

运输和混合

与2024年相比，2025年的混合费用有所下降，这主要是由于凝析油价格下降，但销量增加部分抵消了这一影响。

与2024年相比，2025年的运输费用和单位运输费用有所增加，这主要是由于TMX上的销量增加以及运往美国目的地的货物的管道运输费率增加，但部分被美国目的地销量下降所抵消。

每单位运输费用(1)



（美元/桶）	2025	2024
福斯特溪	14.36	13.57
克里斯蒂娜湖	6.86	6.53
昇兴股份	15.42	16.07
劳埃德明斯特(2)	3.23	3.95
油砂总量	9.28	9.00

(1)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(2)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

在Foster Creek，单位运输费用增加主要是由于通过使用TMX在西海岸目的地销售的销量增加，增加到32%（2024年– 20%），部分被铁路成本下降所抵消。2025年，我们对美国目的地的销量相对稳定，为36%，而2024年为37%。

在Christina Lake，单位运输费用增加的主要原因是管道费率上涨以及通过使用TMX在西海岸目的地实现的销量增加，该比率增加到百分之一，而2024年没有销量。2025年，我们对美国目的地的销量相对稳定，为17%，而2024年为18%。

在Sunrise，单位运输费用下降主要是由于美国目的地的销量下降，但部分被较高的TMX使用量所抵消。2025年，我们36%的销量销往美国目的地（2024 – 67%），51%的销量销往西海岸目的地（2024 – 18%）。

在劳埃德明斯特，单位运输费用下降主要是由于美国目的地的销量下降至1%，而2024年为3%。

运营中

2025年我们运营费用的主要驱动因素是燃料、维修和保养以及劳动力。与2024年相比，2025年的总运营费用有所增加，这主要是由于燃料成本增加以及与拉什湖事件相关的劳埃德明斯特热力资产成本增加。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			20

每单位运营费用(1)



（美元/桶）	2025	百分比改变	2024
福斯特溪
燃料	2.12	1	2.10
非燃料	7.64	(2)	7.77
合计	9.76	(1)	9.87
克里斯蒂娜湖
燃料	2.23	7	2.09
非燃料	5.98	(9)	6.54
合计	8.21	(5)	8.63
昇兴股份
燃料	3.68	27	2.89
非燃料	13.85	21	11.47
合计	17.53	22	14.36
劳埃德明斯特(2)
燃料	2.98	9	2.74
非燃料	17.03	15	14.78
合计	20.01	14	17.52

油砂总量
燃料	2.46	7	2.30
非燃料	9.35	3	9.10
合计	11.81	4	11.40

(1)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(2)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

与2024年相比，2025年的单位燃料费用有所增加，原因是AECO基准定价提高，以及我们Sunrise资产上线的井垫消耗量增加。

与2024年相比，Foster Creek的单位非燃料成本在2025年略有下降，这主要是由于销量增加，部分被2025年第二季度更高的周转成本所抵消。

与2024年相比，2025年Christina Lake的单位非燃料成本有所下降，这主要是由于销量增加和周转费用减少。

与2024年相比，2025年Sunrise的单位非燃料成本有所增加，这主要是由于2025年第二和第三季度的周转活动，部分被销量增加所抵消。

与2024年相比，2025年劳埃德明斯特单位非燃料成本有所增加，原因是与2025年第二季度拉什湖事件相关的成本增加。

常规

2025年，我们：

•交付了安全可靠的运营。

•日产12.28万BOE（2024 – 11.99万BOE/日）。

•产生的营业利润率为4.57亿美元，比2024年增加了1.66亿美元。

•获得每BOE 10.37美元的净回报（2024年–每BOE 6.48美元）。

•投入资本4.53亿美元，主要涉及钻探、完井、搭接和基础设施项目。


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财务业绩



（百万美元）	2025	2024

总销售额
对外销售	1,305	1,211
分部间销售	1,355	1,848
	2,660	3,059
版税	(55)	(76)
收入	2,605	2,983
费用
购买产品	1,337	1,823
运输和混合	351	320
运营中	464	555
风险管理已实现（收益）损失	(4)	(6)
营业利润率	457	291
风险管理未实现（收益）损失	(4)	4
折旧、损耗和摊销	479	442
勘探费用	22	1
（收入）权益核算附属公司的亏损	—	2
分部收入（亏损）	(40)	(158)

营业利润率差异

截至2025年12月31日止年度

(1)价格变动包括已实现风险管理损益的影响。

(2)包括主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本重新分类。


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经营业绩



	2025	2024
总销量(1) （MBOE/d）	122.8	119.9

已实现销售价格(1) (2)（$/BOE）
轻质原油（美元/桶）	78.50	92.68
NGLs （美元/桶）	51.83	54.62
常规天然气（$/McF）	3.13	2.51

按产品分列的产量(1)
轻质原油（百万桶/天）	5.0	4.9
NGLs （百万桶/天）	21.2	21.0
常规天然气（MMcF/d）	579.3	563.8
总产量（MBOE/d）	122.8	119.9

常规天然气生产（占总数的百分比）	79	78
原油和NGLs产量（占总数的百分比）	21	22

有效版税率(1) (3) （百分比）	8.0	10.3

Netback(1) (2)（$/BOE）
已实现销售价格	26.95	25.18
版税	1.30	1.73
运输和混合	5.44	4.98
运营中	9.84	11.99
总净回值（$/BOE）	10.37	6.48

(1)截至2025年12月31日止年度，报告的产量、销量、相关单位价值和有效特许权使用费率包括Cenovus在Duvernay合资企业中的30%股权。

(2)包含非GAAP财务指标。请参见本MD & A的特定财务措施咨询。

(3)有效特许权使用费率等于特许权使用费除以产品收入，扣除运输费用，不包括风险管理的已实现（收益）损失。

收入

与2024年相比，2025年的总销售额有所下降，原因是来自第三方的商品交易量减少，部分被较高的已实现销售价格和销量所抵消。

价格

与2024年相比，我们2025年的总实现销售价格有所增加，这主要是由于对美国目的地的销售量增加。2025年，我们31%的天然气销售量在美国目的地销售（2024 – 28%），在这些目的地，纽约商品交易所天然气基准价格提高到每千立方英尺3.43美元（2024 –每千立方英尺2.27美元）。同比增长也是由于AECO天然气基准价格提高至1.68美元/千立方英尺（2024 – 1.46美元/千立方英尺）。

产量

与2024年相比，2025年的产量有所增加，这主要是由于强劲的基数表现。2024年，由于周转活动，产量有所下降。

版税

常规资产受艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的特许权使用费制度约束。与2024年相比，2025年的特许权使用费和有效特许权使用费率有所下降，这主要是由于用于计算我们的特许权使用费的基准价格总体较低。

费用

交通运输

我们的运输费用反映了原油、NGLs和天然气从生产点运输到产品销售地的费用。2025年，运输费用和单位运输费用较2024年有所增加，原因是管道运输费率提高。


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运营中

2025年运营费用的主要驱动因素是维修和保养、劳动力和财产税成本。与2024年相比，总运营费用和单位运营费用有所下降，这主要是由于周转成本以及加工和收集成本降低。

离岸

2025年，我们：

•交付了安全可靠的运营。

•生产轻质原油、NGLs和天然气67.3万BOE/天（2024 – 6.66万BOE/天）。

•产生的营业利润率为11亿美元，比2024年增加了2300万美元。

•平均每BOE净回馈52.27美元（2024年–每BOE 52.38美元）。

•投入资本9.34亿美元，主要涉及西白玫瑰项目的进展。

2025年，我们在西白玫瑰项目上取得了重大进展。上部被放置在混凝土重力结构的顶部，我们完成了与我们现有生产系统的海底连接海玫瑰FPSO。该平台的联播和调试继续取得进展，并在2025年第四季度基本完成，尽管海上天气条件具有挑战性。预计2026年第二季度将有第一批石油。

财务业绩



	2025			2024
（百万美元）	大西洋	亚太地区	离岸	大西洋	亚太地区	离岸
总销售额
对外销售	420	1,088	1,508	322	1,250	1,572
分部间销售	—	—	—	—	—	—
	420	1,088	1,508	322	1,250	1,572
版税	(4)	(76)	(80)	(2)	(97)	(99)
收入	416	1,012	1,428	320	1,153	1,473
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—
运输和混合	17	—	17	11	—	11
运营中	226	123	349	290	133	423
营业利润率(1)	173	889	1,062	19	1,020	1,039
折旧、损耗和摊销			440			563
勘探费用			8			66
（收入）权益核算附属公司亏损			(31)			(53)
分部收入（亏损）			645			463

(1)Atlantic和Asia Pacific Operating Margin是非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。


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营业利润率差异

截至2025年12月31日止年度

(1)包括不属于生产原油和天然气的其他活动。

经营业绩



	2025	2024
销量
大西洋（百万桶/天）	11.3	8.0
亚太地区（MBOE/d）
中国	38.3	42.6
印度尼西亚(1)	15.9	16.0
亚太地区合计	54.2	58.6
总销量（MBOE/d）	65.5	66.6

按产品分列的产量
大西洋–轻质原油（百万桶/天）	13.1	8.0
亚太地区(1)
NGLs （百万桶/天）	7.6	11.0
常规天然气（MMcF/d）	279.3	285.3
亚太地区合计（MBOE/d）	54.2	58.6
总产量（MBOE/d）	67.3	66.6

有效版税率(2) （百分比）
大西洋	1.0	0.7
亚太地区(1)	11.1	9.5

(1)报告的销量、产量和特许权使用费率反映了Cenovus在HCML合资企业中40%的股权。

(2)有效特许权使用费率等于特许权使用费除以产品收入，扣除运输费用，不包括风险管理的已实现（收益）损失。


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网背(1)


	2025
（美元/京东方，除非另有说明）	大西洋（美元/桶）		中国	印度尼西亚		离岸总额(2)

已实现销售价格		97.11	77.81		59.31		76.66
版税		0.95	5.43		14.34		6.81
运输和混合		4.04	—		—		0.70
营业费用		54.07	8.16		11.39		16.88
Netback		38.05	64.22		33.58		52.27


	2024
（美元/京东方，除非另有说明）	大西洋（美元/桶）		中国	印度尼西亚		离岸总额(2)

已实现销售价格		109.58	80.26		57.82		78.40
版税		0.72	6.19		9.32		6.29
运输和混合		3.81	—		—		0.46
营业费用		97.70	7.61		10.93		19.27
Netback		7.35	66.46		37.57		52.38

(1)包含非GAAP财务指标。请参见本MD & A的特定财务措施咨询。

(2)报告的单位价值反映了Cenovus在HCML合资企业中40%的股权。

收入

与2024年相比，2025年的总销售额有所下降，原因是中国的销量下降和实现的销售价格下降，部分被我们大西洋业务的销量增加所抵消。

价格

与2024年相比，我们的大西洋实现销售价格在2025年有所下降，原因是布伦特基准定价降低。我们收到的在亚太地区销售的天然气价格是根据长期合同确定的。

产量

White Rose和Terra Nova油田的轻质原油产量从海玫瑰和Terra NovaFPSO船分别运往油轮并在装运给买家之前存放在陆上码头，这导致生产和销售之间的时间差异。

与2024年相比，2025年大西洋的产量有所增加，这主要是由于2025年第一季度完成后白玫瑰油田的生产恢复海玫瑰ALE项目。大西洋2024年的产量较低，因为白玫瑰油田的生产在2023年12月下旬暂停，为项目做准备。

与2024年相比，2025年亚太地区的产量有所下降，这主要是由于中国的合同销量下降。

版税

White Rose和Terra Nova油田的特许权使用费由与纽芬兰和拉布拉多政府达成的一项协议管理，该协议将特许权使用费限制在总收入的百分之一，直到所产生的某些成本被收回。截至2025年12月31日止年度，大西洋有效特许权使用费率与2024年相比较为一致。

亚太地区的特许权使用费由产量分成合同管理，其中产量与中国和印度尼西亚政府共享。

费用

交通运输

运输费用包括运输原油的费用。海玫瑰和Terra NovaFPSO到陆上终端和存储成本。截至2025年12月31日止年度的运输费用增至1700万美元（2024年– 1100万美元），主要是由于大西洋销量增加。

运营中

2025年大西洋运营费用的主要驱动因素是维修和保养、与船只和航空服务相关的成本以及劳动力。与2024年相比，运营费用有所下降，这主要是由于维修和保养费用减少，以及船舶和航空服务费用海玫瑰ALE项目于2025年第一季度完成。与2024年相比，每单位运营费用有所下降，原因是销量增加以及与海玫瑰ALE项目，如前所述。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			26

2025年我们中国运营费用的主要驱动因素是维修和保养、劳动力和保险费用。与2024年相比，2025年的单位运营费用有所增加，这主要是由于销量下降。

2025年印尼运营费用的主要驱动因素是维修和维护，以及劳动力成本。与2024年相比，单位运营费用增加，原因是维修和保养费用增加，但部分被船只费用减少所抵消。

下游

加拿大炼油

2025年，我们：

•交付了安全可靠的运营。

•实现创纪录的年吞吐量110.7千桶/日和原油单位利用率103%（分别为2024 – 90.5千桶/日和84%）。

•不包括周转成本的单位运营费用为每桶11.54美元（2024年–每桶15.38美元）。

•产生营业利润率3.54亿美元，较2024年增加4.34亿美元。

•投资资本1.17亿美元，主要专注于维持活动。

财务和经营业绩



（百万美元）	2025	2024



收入	5,079	5,310


购买产品	4,128	4,483
毛利率(1)	951	827
费用
运营中	597	907
营业利润率	354	(80)
折旧、损耗和摊销	178	185
分部收入（亏损）	176	(265)

(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。



（百万美元，除非另有说明）	2025	2024


毛利率	951	827
加（减）：
库存持有（收益）损失(1)	3	(2)
调整后毛利率(2)	954	825




调整后的炼油利润率(3) （美元/桶）	19.57	20.72

(1)库存持有（收益）损失反映按国际财务报告准则会计准则要求，按当期成本生产的数量成本与按先进先出（“FIFO”）或加权平均成本基础生产的数量成本之间的差额。

(2)非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(3)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。截至2025年12月31日止年度，Upgrader、劳埃德明斯特炼油厂和商业燃料业务的收入为48亿美元（2024年– 50亿美元）。

收入、调整后毛利率和调整后炼油利润率

升级机将重质原油和沥青混合加工成高值合成原油和低硫柴油。升级毛利率主要取决于合成原油和柴油的销售价格之间的差异，以及重质原油和沥青原料的成本。

劳埃德明斯特炼油厂将重质原油加工成沥青、散装馏分油和工业产品。毛利率很大程度上取决于沥青和工业品定价，以及重质原油原料成本。

与2024年相比，收入有所下降，原因是精炼产品定价较低，但销量增加部分抵消了这一影响。

与2024年相比，2025年调整后的毛利率有所增加，这主要是由于基准原油定价降低和销量增加导致原料成本下降，但部分被较低的精炼产品定价和WTI-WCS差异缩小所抵消。

调整后的炼油利润率在2025年有所下降，因为如上所述，调整后毛利率的增长被加工后投入总量的增加所抵消。


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（MBBLS/d，除非另有说明）	2025	2024












可运营能力	108.0	108.0

处理过的输入总数	119.4	96.6

原油单位吞吐量	110.7	90.5

原油单位利用率（百分比）	103	84

总产量	127.3	103.1
合成原油	52.0	41.0
沥青	17.9	15.7
柴油	15.2	10.8
其他	37.2	30.8
乙醇	5.0	4.8

Upgrader和Lloydminster炼油厂从我们的油砂部门采购原油原料。2025年，我们油砂部门14%的销量由我们的加拿大炼油部门购买（2024 – 12%）。

与2024年相比，2025年的吞吐量和总产量有所增加。2025年，由于正在进行的改进举措和较高的资产可靠性，我们的资产达到或超过了满负荷运行。2024年，我们安全地完成了Upgrader历史上最大的周转，这降低了吞吐量，增加了运营费用。

营业费用

下表和讨论显示了与升级商、劳埃德明斯特炼油厂和商业燃料业务相关的运营费用。



（百万美元，除非另有说明）	2025	2024

运营费用–升级和精炼	505	798
运营费用–不包括周转成本	503	544
运营费用–周转成本	2	254

每单位运营费用(1) （美元/桶）	11.59	22.56
每单位运营费用–不包括周转成本	11.54	15.38
每单位运营费用–周转成本	0.05	7.18

(1)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

运营费用的主要驱动因素是劳动力、维修和保养。

2025年营业费用较2024年有所下降，主要是周转成本和其他项目成本降低。如上所述，由于在升级程序完成了周转，周转成本和其他项目成本在2024年更高。

与2024年相比，2025年不包括周转成本的运营费用有所下降，原因是项目成本降低。

与2024年相比，2025年运营费用的下降，加上处理后的总投入增加，导致单位运营费用指标有所下降。

美国炼油

2025年，我们：

•交付了安全可靠的运营。

•记录的吞吐量为515.9千桶/日，而2024年为556.4千桶/日，原油单位利用率为94%（2024 – 91%）。

•将不包括周转成本的单位运营费用降至每桶10.88美元（2024年–每桶11.55美元）。

•录得营业利润率缺口1.49亿美元（2024年– 2.32亿美元）。

•投资资本4.42亿美元，主要专注于可靠性和可持续活动。

•于2025年9月30日完成WRB剥离。


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财务和经营业绩



（百万美元）	2025	2024



收入	24,118	28,308


购买产品	21,727	25,769
毛利率(1)	2,391	2,539
费用

运营中	2,546	2,763
风险管理已实现（收益）损失	(6)	8
营业利润率	(149)	(232)
风险管理未实现（收益）损失	(5)	8
折旧、损耗和摊销	566	462
分部收入（亏损）	(710)	(702)

(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。



（百万美元，除非另有说明）	2025	2024



毛利率	2,391	2,539
加（减）：
库存持有（收益）损失(1)	298	(23)
调整后毛利率(2)	2,689	2,516


调整后的炼油利润率(2) （美元/桶）	13.44	11.83

加权平均裂解价差，RINS净额（美元/桶）	13.85	13.01
加权平均裂解价差，RINS净额（加元/桶）	19.34	17.82


调整后的市场捕获(2) （百分比）	69	67

(1)库存持有（收益）损失反映按国际财务报告准则会计准则要求，按当期成本生产的数量成本与按先进先出或加权平均成本基础生产的数量成本之间的差额。

(2)非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

收入

与2024年相比，2025年的收入有所下降，主要是由于WRB剥离导致销量下降以及精细化产品定价降低。

调整后的毛利率、调整后的炼油利润率和调整后的市场捕捉

基准市场裂解价差并不精确反映炼油厂配置的粗粮和产品产量，或我们销售产品的地点；然而，它们被用作一般市场指标。

与2024年相比，2025年芝加哥3-2-1裂解价差增加16%，第3组3-2-1裂解价差增加23%。与2024年相比，RINS的平均成本增加了55%，部分抵消了裂解价差的增加。

与去年同期相比，调整后的毛利率有所增长，这主要是由于可靠性提高、收到小型炼油厂豁免豁免以及管道结算。加权平均裂解价差（扣除RINS）的增加被WTI-WCS价差缩小所抵消。

调整后的炼油利润率，也就是按每桶计算的调整后的毛利率，受到多种因素的影响。其中一些因素包括加工的原油原料类型；炼油厂配置以及汽油、馏分油和二次产品产量的比例；以及原料成本。

调整后的炼油MAR杜松子酒和调整后的市场捕获量在2025年增加，com与2024年相比有所下降，原因是上文讨论的调整后毛利率增加以及加工后的总投入减少。


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（MBBLS/d，除非另有说明）	2025	2024
















可运营能力(1)	549.9	612.3

处理过的输入总数	548.1	581.4

原油单位吞吐量	515.9	556.4
重质原油	197.9	219.6
轻质/中质原油	318.0	336.8

原油单位利用率(1) （百分比）	94	91

成品生产总量	559.9	590.0
汽油	266.7	280.5
馏分(2)	195.3	209.1
沥青	23.9	28.3
其他	74.0	72.1

(1)截至2025年12月31日止年度，报告的可运营产能和原油装置利用率反映了于2025年9月30日结束的WRB剥离的加权平均影响。

(2)包括柴油和喷气燃料。

与2024年相比，2025年的吞吐量和精炼产品产量有所下降。减少的主要原因是2025年9月30日的WRB资产剥离，以及我们的托莱多炼油厂以及未运营的Wood River和Borger炼油厂在这一年出现周转。截至2025年9月30日止九个月，WRB录得对Cenovus的原油吞吐量为238.7千桶/日，精炼产品产量为248.8千桶/日。吞吐量和精炼产品产量的下降部分被我们运营的炼油厂的可靠性提高所抵消，这是由于美国炼油业务正在进行的运营改进所推动的。2024年，吞吐量和精炼产品生产受到利马炼油厂和未运营的博格炼油厂的周转影响。

营业费用



（百万美元，除非另有说明）	2025	2024
营业费用	2,546	2,763
运营费用–不包括周转成本	2,176	2,457
运营费用–周转成本	370	306

每单位运营费用(1)（美元/桶）	12.73	12.99
每单位运营费用–不包括周转成本	10.88	11.55
每单位运营费用–周转成本	1.85	1.44

(1)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

运营费用的主要驱动因素是维修和维护、劳动力和周转成本。

与2024年相比，2025年的运营费用有所下降，这主要是由于维修和维护以及项目成本降低，部分被周转成本的增加所抵消。与2024年相比，2025年的总体运营费用较低，部分原因是2025年9月发生了WRB资产剥离。

与2024年相比，周转成本增加，原因是Toledo炼油厂以及未运营的Wood River和Borger炼油厂完成了周转。2024年，Lima炼油厂和未运营的Borger炼油厂完成了周转。

与2024年相比，2025年不包括周转成本和相关单位指标的运营费用有所下降。这主要是由于较低的可控运营费用，包括较低的维修和维护以及项目成本，以及持续的业务改进举措带来的积极收益以及我们运营的下游资产的可靠性提高。不包括周转成本的运营费用减少部分被较高的电力成本所抵消。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			30

企业和消除

财务业绩



（百万美元）	2025	2024
风险管理已实现（收益）损失	(20)	24
风险管理未实现（收益）损失	(9)	16

一般和行政	812	794
财务成本，净额	569	514
整合、交易和其他成本	234	166
外汇（收益）损失，净额	(361)	462
资产剥离（收益）损失	(87)	(119)

其他（收入）损失，净额	(115)	(55)

一般和行政

2025年，我们一般和行政费用的主要驱动因素是劳动力和信息技术相关成本。一般和行政费用的增加主要是由于长期奖励费用增加，但被一般的成本节约举措部分抵消。

财务成本，净额

与2024年相比，2025年的净财务成本更高，这主要是由于利息收入减少，以及平均债务增加导致的利息支出增加。有关长期债务的更多详细信息，请参阅本MD & A的流动性和资本资源部分。

2025年未偿债务的年化加权平均利率为4.5%（2024年– 4.5%）。

整合、交易和其他成本

2025年，我们产生了2.34亿美元的整合、交易和其他成本，这主要是由于MEG收购的整合和交易成本以及与数据治理标准化相关的成本，以提高公司信息技术系统的效率和有效性。

2024年，我们产生了1.66亿美元的成本，主要与对某些信息技术系统进行现代化改造和更换、优化业务流程以及对整个公司的数据进行标准化有关。

外汇（收益）损失，净额



（百万美元）	2025	2024
未实现外汇（收益）损失	(424)	550
已实现外汇（收益）损失	63	(88)
	(361)	462

未实现外汇损失和收益主要是由于换算以美元计价的债务。截至2025年12月31日，加元相对于2024年12月31日的美元升值5%。截至2024年12月31日，截至2023年12月31日，加元相对于美元贬值8%。2025年，已实现的外汇损失主要与营运资金和偿还以美元计价的债务有关。

资产剥离（收益）损失

2025年，该公司录得与WRB剥离相关的税前收益1.19亿美元。该公司还剥离了油砂部门的某些劳埃德明斯特热力资产，录得税前亏损5800万美元。

在MEG收购完成之前，公司持有MEG总计25.0百万股普通股。此前持有的MEG普通股的收购日期公允价值估计为7.75亿美元，账面净值为7.52亿美元。Cenovus确认了2300万美元的重估收益，计入净收益（亏损）中资产剥离的收益（亏损）。

2024年，我们在剥离与Duvernay相关的资产方面录得6500万美元的税前收益，在出售我们常规部门的非核心资产方面录得5100万美元的税前收益。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			31

所得税



（百万美元）	2025	2024
当前税
加拿大	540	1,141
美国	(1)	9
亚太地区	198	214
其他国际	41	39
当期税费总额（回收）	778	1,403
递延税项开支（追讨）	(231)	(474)
	547	929

截至2025年12月31日止年度，当期所得税费用的下降主要是由于MEG收购的影响。2025年有效税率为12.2%（2024 – 22.8%）。2025年实际税率较低的主要原因是与WRB剥离相关的累计外币折算调整进行了重新分类，该调整不征税。

我们的有效税率是总税收费用（回收）与所得税前收益（损失）金额之间关系的函数。实际税率与法定税率不同的原因有很多，包括但不限于法域间税率不同、非应税外汇（收益）损失、税率变动调整等立法。

Cenovus及其子公司经营所在的各个司法管辖区的税务解释、法规和立法可能会发生变化。我们认为，我们对所得税的拨备是足够的。通常有若干税务事项正在审查中，且考虑到当前的经济环境，所得税存在计量不确定性。以当期税费为目的确认收入和扣除的时点由相关税收立法确定。



季度业绩

我们2025年第四季度的业绩反映出上游业务的运营表现强劲，下游业务的吞吐量下降，这主要是由于WRB剥离的影响，以及与2025年第三季度相比，大宗商品价格下降的环境对财务业绩产生了影响。

•上游产量平均为91.79万BOE/天，较2025年第三季度增加8.50万BOE/天，主要是由于MEG收购于2025年11月完成。此外，由于我们劳埃德明斯特热力资产的成功开发和优化计划，产量有所增加。

•在本季度，我们实现了关键项目的里程碑。我们在Narrows Lake回接Christina Lake项目上全面增产。Foster Creek优化项目主要工艺单元全部上线，项目提前完成，支持增量生产。日出时分，东部开发区首个新井场开始注汽。

•尽管天气条件具有挑战性，但西白玫瑰项目的平台调试工作仍在继续。施工焊接完成，集成测试正在进行中。

•下游吞吐量较2025年第三季度下降35%至465.5千桶/日，原因是WRB剥离。

•基准WTI价格从64.93美元/桶降至59.14美元/桶，Hardisty的WCS从54.54美元/桶降至2025年第四季度的47.94美元/桶。此外，芝加哥3-2-1裂解价差和集团3 3-2-1裂解价差较2025年第三季度分别下跌25%和19%，分别至每桶18.20美元和19.25美元。

•美国炼油调整后的市场捕获量比第三季度增加了41%，达到106%，这是由于该季度收到了管道结算和持续的可靠性，这使我们能够利用市场条件。

•经营活动产生的现金从2025年第三季度的21亿美元增加到24亿美元，调整后的资金流增加到27亿美元，比第三季度增长8%，因为较低的营业利润率被较低的当期税费所抵消。

•我们通过3.8亿美元的普通股和优先股基础股息向股东返还了11亿美元，通过我们的NCIB返还了7.14亿美元。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			32

季度业绩摘要



	2025	2024
（百万美元，除非另有说明）			第四季度	Q3	Q2	第一季度	第四季度	Q3	Q2	第一季度
平均商品价格(1) （美元/桶）
过时的布伦特			63.69	69.07	67.82	75.66	74.69	80.18	84.94	83.24
WTI			59.14	64.93	63.74	71.42	70.27	75.09	80.57	76.96
Hardisty的WCS			47.94	54.54	53.47	58.75	57.71	61.54	66.96	57.65
Hardisty的差分WTI-WCS			11.20	10.39	10.27	12.67	12.56	13.55	13.61	19.31
芝加哥3-2-1裂解价差(2)			18.20	24.24	21.64	13.68	12.12	18.62	18.76	17.45
第3组3-2-1裂解价差(2)			19.25	23.72	23.07	16.48	12.66	18.95	18.13	17.50
RINS			6.04	6.33	6.12	4.76	4.02	3.89	3.39	3.68
上游产量(3)
沥青（百万桶/天）			696.2	615.2	552.1	602.5	608.6	569.6	591.7	595.4
重质原油（百万桶/天）			28.1	25.4	25.0	21.8	18.0	16.3	18.1	17.9
轻质原油（百万桶/天）			22.3	16.3	17.0	16.8	12.3	13.6	13.5	12.5
NGLs（百万桶/天）			27.9	27.8	29.9	29.8	31.7	31.0	33.0	32.4
常规天然气（MMcF/d）			860.4	889.5	851.4	887.9	873.3	844.6	867.2	855.8
总生产量（MBOE/d）			917.9	832.9	765.9	818.9	816.0	771.3	800.8	800.9

下游总加工输入(4) （百万桶/天）			498.4	757.6	714.9	700.5	700.5	674.4	652.9	683.8
原油单位吞吐量(4)（百万桶/天）			465.5	710.7	665.8	665.4	666.7	642.9	622.7	655.2
下游产量(4) （百万桶/天）			527.5	770.3	729.4	722.4	722.6	685.2	659.5	702.1

收入			10,883	13,195	12,319	13,299	12,813	13,819	14,582	13,063

营业利润率(5)			2,777	2,954	2,066	2,811	2,274	2,408	2,936	3,191
营业利润率–上游(6)			2,628	2,590	2,137	3,048	2,670	2,731	3,089	2,631
营业利润率–下游(6)			149	364	(71)	(237)	(396)	(323)	(153)	560

来自（用于）经营活动的现金			2,408	2,131	2,374	1,315	2,029	2,474	2,807	1,925

调整后资金流(5)			2,674	2,466	1,519	2,212	1,601	1,960	2,361	2,242
每股–基本(5) ($)			1.47	1.38	0.84	1.21	0.88	1.06	1.27	1.20
每股–摊薄(5) ($)			1.46	1.38	0.84	1.21	0.87	1.05	1.26	1.19

资本投资			1,360	1,154	1,164	1,229	1,478	1,346	1,155	1,036

自由资金流动(5)			1,314	1,312	355	983	123	614	1,206	1,206

超额自由资金流(5)			(1,597)	745	(306)	373	(416)	146	735	832

净收益（亏损）			934	1,286	851	859	146	820	1,000	1,176
每股–基本($)			0.51	0.72	0.47	0.47	0.08	0.44	0.53	0.62
每股–摊薄($)			0.50	0.72	0.45	0.47	0.07	0.42	0.53	0.62

总资产			63,424	53,573	55,820	56,380	56,539	54,680	56,000	54,994



长期债务，包括流动部分			11,032	7,156	7,241	7,524	7,534	7,199	7,275	7,227

净债务			8,292	5,255	4,934	5,079	4,614	4,196	4,258	4,827

普通股和优先股股东的现金回报			1,094	1,274	819	595	706	1,070	1,034	436
普通股–基本股息			376	356	364	327	330	329	334	262
每股普通股基本股息($)			0.200	0.200	0.200	0.180	0.180	0.180	0.180	0.140
普通股–可变股息			—	—	—	—	—	—	251	—
每股普通股可变股息($)			—	—	—	—	—	—	0.135	—
根据NCIB购买普通股			714	918	301	62	108	732	440	165

支付优先股股息			4	—	4	6	18	9	9	9
优先股赎回			—	—	150	200	250	—	—	—

(1)这些基准价格不是我们的实际销售价格，代表近似值。

(2)平均3-2-1裂解价差是炼油利润率的指标，按后进先出的会计基础进行估值。

(3)包括自2025年11月13日起的MEG收购结果。

(4)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。继WRB剥离后，所有炼油业务均为全资拥有。

(5)非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(6)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			33

2025年第四季度业绩与2024年第四季度相比

下文摘要将截至2025年12月31日止三个月的财务和经营业绩与2024年同期进行比较。

上游产量

与2024年相比，2025年第四季度上游总产量每天增加10.19万桶油当量，主要原因是：

•继2025年11月MEG收购和Narrows Lake产量增加后，Christina Lake的产量增加。

•Foster Creek新井场的成功结果和Foster Creek优化项目的完成，支持了额外的生产。

•白玫瑰油田在完成生产后恢复生产海玫瑰ALE项目。

2025年第二季度发生事故后，我们的Rush Lake工厂临时停产，部分抵消了这一增长。四季度顺利重启生产，阶段性爬坡按预期推进。

下游炼油吞吐量和产量

加拿大炼油业务在第四季度表现强劲，原油装置利用率为105%（2024年– 97%）。吞吐量增加8.5千桶/日至112.9千桶/日，产量较2024年增加12.9千桶/日至131.3千桶/日。2025年，由于正在进行的改进举措和持续的高资产可靠性，我们的资产达到或超过了满负荷运行。

由于更高的可靠性和持续的运营改进，美国炼油原油装置利用率提高至97%（2024 – 92%）。吞吐量减少209.7千桶/天至352.6千桶/天精炼产品总产量较2024年减少208.0千桶/天至396.2千桶/天，主要是受WRB剥离影响。

营业利润率

截至2025年12月31日及2024年12月31日止三个月

与2024年第四季度相比，营业利润率有所增加，主要原因是：

•我们的油砂和加拿大炼油部门的销量增加。

•我们的美国炼油部门的更高市场裂解价差以及本季度收到的管道结算。

这一增长被以下因素部分抵消：

•由于基准WTI价格下降，较低的实现销售价格影响了我们油砂部门的收入，部分被较窄的WTI-WCS差异所抵消。

•由于燃料成本增加，我们油砂部门的运营费用增加。


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来自（用于）经营活动的现金和调整后的资金流

与2024年第四季度相比，2025年第四季度来自经营活动的现金增加了3.79亿美元，达到24亿美元，这主要是由于当期税费减少和营业利润率提高，部分被非现金营运资本的变化所抵消。2025年非现金营运资本的净变化主要是由于应收账款的减少。2024年，非现金营运资本的净变化主要是由于应付账款和应付税款增加，加上应收账款减少，部分被库存增加所抵消。

与2024年的16亿美元相比，2025年第四季度调整后的资金流增至27亿美元，这主要是由于当前税收支出减少和营业利润率提高，部分被与MEG收购相关的整合、交易和其他成本所抵消。

净收益（亏损）

2025年第四季度净收益为9.34亿美元，而2024年第四季度为1.46亿美元。增加的主要原因是营业利润率和外汇收益增加，与2024年的亏损相比，部分被折旧、损耗和摊销的增加所抵消。

资本投资

2025年第四季度的资本投资为14亿美元，而2024年第四季度为15亿美元，因为我们继续我们的维持活动和上游增长项目。



石油和天然气储备


截至2025年12月31日（版税前）(1) (2)	沥青(3) （MMBBLS）	光和中质油（MMBBLS）	NGLs （MMBBLS）	常规天然气(4) （BCF）	合计（MMBOE）
证明总数	5,697	87	59	1,745	6,135
可能	3,227	71	28	878	3,472
证明总数加上可能	8,924	158	87	2,622	9,607


截至2024年12月31日（版税前）(1) (2)	沥青(3) （MMBBLS）	光和中质油（MMBBLS）	NGLs （MMBBLS）	常规天然气(4) （BCF）	合计（MMBOE）




























证明总数	5,179	91	69	1,950	5,664




可能	2,500	77	37	1,071	2,793
证明总数加上可能	7,679	168	107	3,021	8,457

(1)由于四舍五入，总数可能不相加。

(2)包括归属于Cenovus在Duvernay合资企业的30%股权和HCML合资企业的40%股权的价值。

(3)包括非实质性的重质原油。

(4)包括不是物质的页岩气。

与2024年相比，2025年出现了以下发展：

•沥青总探明和总探明加概略储量分别增加5.18亿桶和12.45亿桶。这些变化是由于MEG收购、由于油砂部分的持续开发和更新开发计划而进行的延期，以及由于Sunrise和Lloydminster Thermal的恢复性能改善而进行的技术修订。这些增长被本年度的产量和Christina Lake和Foster Creek的恢复因子变化导致的负面技术修正以及Lloydminster Thermal的轻微处置部分抵消。

•轻中油总探明和总探明加概略储量分别减少400万桶和1000万桶。这些变化是由于当年的生产和由于更新常规部分开发计划而产生的负面技术修订。这些减少被常规部分发展计划更新导致的延期部分抵消。

•NGLS总探明和总探明加概略储量分别减少1000万桶和2000万桶。这些变化是由于当年的产量、由于更新常规部分开发计划而产生的负面技术修正以及由于印度尼西亚恢复性能降低而产生的负面技术修正。这些减少部分被因更新常规部分开发计划而进行的延期和因中国恢复性能改善而进行的技术修订所抵消。


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•常规天然气总探明总量和总探明加概略储量分别减少2050亿立方英尺和3990亿立方英尺。这些变化是由于当年的产量、由于更新常规部分开发计划而产生的负面技术修正以及由于印度尼西亚恢复性能降低而产生的负面技术修正。这些减少被常规部分开发计划更新导致的延期、中国原天然气在地量增加导致的技术修订以及常规部分的小型收购部分抵消。

储量数据采用McDaniel & Associates Consultants Ltd.、GLJ Ltd.和Sproule ERCE预测价格、通货膨胀和汇率（“平均预测”）的平均值，截至2025年12月31日。平均预测日期为2026年1月1日。截至2024年12月31日的比较资料，采用2025年1月1日的平均预测。

关于根据NI 51-101评估和报告我们的储备的额外信息载于我们截至2025年12月31日止年度的AIF。我们的AIF可在SEDAR +上的sedarplus.ca、EDGAR上的sec.gov和我们的网站cenovus.com上找到。与准备金估计相关的重大风险和不确定性在本MD & A的风险管理和风险因素部分以及咨询部分进行了讨论。



流动性和资本资源

我们的资本配置框架使我们能够保持我们的资产负债表，在商品价格高和低的环境中提供灵活性，并为股东创造价值。

我们预计将通过经营活动现金、谨慎使用我们的现金和现金等价物以及其他流动性来源为我们的近期现金需求提供资金。我们的其他流动性来源包括利用我们承诺的信贷便利、利用我们未承诺的需求便利以及其他企业和金融机会，这些机会提供了及时获得资金以补充现金流的机会。我们仍然致力于将我们的投资级信用评级维持在标普全球评级、穆迪评级、晨星信息 DBRS和惠誉评级。借贷的成本和可得性，以及获得流动性和资本来源取决于当前的信用评级和市场条件。



（百万美元）	2025	2024
现金来自（用于）
经营活动	8,228	9,235
投资活动	(7,677)	(5,126)
融资活动前提供（使用）的现金净额	551	4,109
融资活动	(749)	(3,505)
外汇对现金及现金等价物的影响	(155)	262
现金及现金等价物增加（减少）额	(353)	866


截至12月31日，（百万美元）	2025	2024
现金及现金等价物	2,740	3,093
总债务	11,032	7,707

来自（用于）经营活动的现金

2025年，经营活动产生的现金较2024年减少，主要是由于非现金营运资本的变化，部分被较低的当期税费和较低的现金结算的长期激励成本所抵消。非现金营运资本使经营活动产生的现金减少3.63亿美元，主要是由于应收账款增加，以及应付账款和应付所得税减少，部分被库存减少所抵消，但不包括MEG收购和WRB剥离的影响。

2024年，非现金营运资本的变化是13亿美元的现金来源，原因是应收账款减少、应付账款增加和应付税款增加，部分被库存增加所抵消。

来自（用于）投资活动的现金

与2024年相比，2025年投资活动使用的现金有所增加。投资活动使用的现金主要与资本投资和MEG收购有关，部分被WRB剥离的收益所抵消。

来自（用于）融资活动的现金

2025年，用于融资活动的现金为7.49亿美元，而2024年为35亿美元，这主要是由于赎回了某些优先无担保票据和公司NCIB下的更高股份购买，部分被收到27亿美元定期贷款融资和发行26亿美元优先无担保票据导致的长期债务增加所抵消。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			36

营运资金

截至2025年12月31日，营运资金为36亿美元（2024年12月31日– 31亿美元）。这一增长主要是由于应收账款增加和应付账款减少，部分被库存减少所抵消。

我们预计，我们将继续履行到期的付款义务。

回报股东目标

保持强劲的资产负债表，具有抵御价格波动的韧性，并利用整个大宗商品价格周期的机会，是Cenovus资本配置框架的关键要素。我们的净债务目标为40亿美元，代表了在大宗商品定价周期底部约1.0倍的净债务与调整后资金流动比率目标，我们认为这是约45.00美元/桶的WTI价格。

在MEG收购完成后，我们调整了股东回报框架如下：

•虽然净债务超过60亿美元，但该公司的目标是将大约50%的超额自由资金流返还给股东，剩余部分分配给去杠杆化。

•当净债务在60亿美元到40亿美元之间时，该公司的目标是将大约75%的超额自由资金流返还给股东，剩余部分分配给去杠杆化。

我们40亿美元的长期净债务目标保持不变，在达到目标水平后，我们计划随着时间的推移将大约100%的超额自由资金流返还给股东，同时管理接近40亿美元的净债务。营运资金流动、外汇汇率变化和其他因素可能会导致股东回报低于或超过超额自由资金流和净债务高于或低于我们的目标的时期。管理层可酌情加快、递延或在季度间重新分配超额自由资金流对股东回报的分配。

截至2025年12月31日，我们的净债务头寸为83亿美元，因此，我们截至2026年3月31日止三个月的股东回报目标将是第一季度超额自由资金流的50%。

短期借款

截至2025年12月31日或2024年12月31日，我们的未承诺需求融资没有直接借款。2025年9月30日，Cenovus完成了WRB的剥离，其中包括公司在2.25亿美元（3.13亿加元）的未承诺需求融资中所占的比例份额。截至2024年12月31日，Cenovus在WRB未承诺需求融资中的比例份额为1.2亿美元（1.73亿加元）。

长期债务，包括流动部分


截至12月31日，（百万美元）	2025	2024
定期贷款工具	2,700	—
美元计价高级无抵押票据	5,887	5,470
加元高级无抵押票据	2,450	2,000
总债务本金	11,037	7,470

于2025年7月15日到期时，公司全额偿还本金为1.33亿美元的5.38%优先无抵押票据。

我们获得了一笔将于2029年2月28日到期的27亿美元定期贷款融资，为MEG收购的部分现金对价提供资金。在MEG收购完成时，我们承担了MEG本金为6亿美元的美元优先无抵押票据。这些票据随后于2025年12月1日全额赎回。

2025年11月20日，公司在加拿大和美国结束了26亿美元高级无抵押票据的公开发行，包括2033年到期的6.5亿美元4.25%票据、2035年到期的5.5亿美元4.60%票据、2031年到期的5亿美元4.65%票据和2036年到期的5亿美元5.40%票据。

2025年12月1日，公司全额赎回本金3.73亿美元的4.25%优先无抵押票据。2025年12月22日，公司全额赎回了本金为7.5亿美元的3.60%优先无抵押票据。

截至2025年12月31日，我们遵守了债务协议的所有条款，其中包括我们承诺的信贷融资和定期贷款融资的条款。我们被要求保持债务与资本化比率，正如债务协议中所定义的那样，不超过65%。我们低于这一限制。


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可用流动性来源

截至2025年12月31日，可用流动资金来源如下：

（百万美元）

成熟度

可用金额

现金及现金等价物

不适用

2,740

承诺的信贷安排(1)

循环信贷便利– A档

2029年9月19日

3,300

循环信贷便利– B档

2028年9月19日

2,200

未承诺的需求设施(2)

不适用

1,116

(1)截至2025年12月31日（2024年12月31日– 0美元），未就承诺信贷额度提取任何金额。

(2)表示可用于现金提取的金额。我们未承诺的需求便利包括15亿美元，其中14亿美元可用于一般用途，或全额可用于签发信用证。截至2025年12月31日，未偿信用证总额为3.41亿美元（2024年12月31日– 3.55亿美元），没有直接借款（2024年12月31日–零美元）。

2025年9月19日，Cenovus将其现有的承诺信贷额度展期，将到期日延长一年以上。截至2025年12月31日，承诺的信贷额度包括于2029年9月19日到期的33亿美元部分和于2028年9月19日到期的22亿美元部分。截至2025年12月31日，未就信贷融资提取任何金额（2024年12月31日–零美元）。

基地货架招股说明书

2025年11月28日，Cenovus提交了一份基本货架招股说明书，允许公司在法律允许的情况下，不时在加拿大、美国和其他地方发售债务证券、普通股、优先股、认购收据、认股权证、股份购买合同和单位。基础货架招股说明书将于2028年12月到期。根据基本货架招股章程进行的发售须按一份或多份招股章程补充文件所载的条款受市场条件所规限。

财务指标

我们使用（其中包括）总债务、净债务与调整后EBITDA比率、净债务与调整后资金流动比率以及净债务与资本化比率来监控我们的资本结构和融资需求。详情请参阅综合财务报表附注22。

我们将净债务定义为短期借款和长期债务的当前和长期部分，扣除现金和现金等价物，以及短期投资。这些比率的组成部分包括资本化、调整后的资金流动和调整后的EBITDA。我们将资本化定义为净债务加上股东权益。我们将净债务与调整后资金流量比率中使用的调整后资金流量定义为来自（用于）经营活动的现金，减去退役负债的结算和按过去12个月计算的经营性非现金营运资本的净变化。我们将净债务与调整后EBITDA比率中使用的调整后EBITDA定义为扣除财务成本前的净收益（亏损）、净额、所得税费用（回收）、DD & A、E & E资产减记、商誉减值、来自权益核算关联公司的（收入）损失、风险管理的未实现（收益）损失、净外汇（收益）损失、资产剥离的（收益）损失、重新计量或有付款和其他（收入）损失，按过去12个月计算的净额。这些比率被用来管理我们的整体债务状况，是衡量我们整体财务实力的指标。


截至12月31日，	2025	2024
净债务与调整后EBITDA比率（次）	0.9	0.5
净债务与调整后资金流动比率（次）	0.9	0.6
净债务与资本化比率（百分比）	21	13

我们的净债务与调整后EBITDA的比率以及我们的净债务与调整后资金流动比率目标约为1.0倍，以每桶45.00美元的WTI价格计算，长期净债务处于或低于40亿美元。由于大宗商品价格持续处于高位或低位或加元相对于美元走强或走弱等因素，这些措施可能会在这一区间之外周期性波动。我们的目标是保持高水平的资本纪律并管理我们的资本结构，以帮助确保我们在经济周期的所有阶段都有充足的流动性。为确保财务弹性，除其他外，我们可能会调整资本和运营支出、管理营运资金、提取我们的信贷额度或偿还现有债务、调整支付给股东的股息、购买我们的普通股或优先股以供注销、发行新债务或发行新股。

与2024年12月31日相比，我们截至2025年12月31日的净债务与调整后EBITDA比率、净债务与调整后资金流动比率和净债务与资本化比率有所增加，这主要是由于净债务增加。有关净债务变化的更多信息，请参阅本MD & A的运营和财务业绩部分。


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股本和以股票为基础的补偿计划

我们的普通股在多伦多证券交易所（“TSX”）和纽约证券交易所（“NYSE”）上市。我们的累积可赎回优先股系列1和2在多伦多证券交易所上市。于2025年3月31日和2025年6月30日，Cenovus分别行使赎回公司全部800万股系列5优先股和全部600万股系列7优先股的权利。这些优先股以每股25.00美元的价格赎回，总额为3.5亿美元。

截至2025年12月31日，共有约18.834亿股已发行普通股（2024年12月31日– 18.250亿股普通股）和12.0百万股已发行优先股（2024年12月31日– 26.0百万股优先股）。MEG收购的总收购对价包括发行1.439亿股Cenovus普通股。详情请参阅综合财务报表附注4。

Cenovus成立了员工福利计划信托（“信托”）。该信托通过独立受托人在公开市场上收购Cenovus的普通股，持有这些普通股是为了履行公司在某些基于股票的补偿计划下的义务。截至2025年12月31日止年度，信托根据员工福利计划购买了710万股普通股（2024年– 200万股普通股），总额为1.55亿美元（2024年– 4300万美元），并分配了380万股普通股（2024年–零），总额为8200万美元（2024年–零美元）。截至2025年12月31日，信托持有530万股普通股（2024年12月31日– 200万股普通股）。详情请参阅综合财务报表附注26。

截至2025年12月31日，约有120万份普通股认股权证（“Cenovus认股权证”）尚未发行（2024年12月31日– 360万份）。每份Cenovus认股权证有权让持有人以每股普通股6.54美元的行权价自发行之日起五年内收购一股普通股。Cenovus认股权证于2026年1月1日到期。详情请参阅综合财务报表附注26。

有关我们的股票期权计划以及我们的业绩份额单位、受限制份额单位和递延份额单位计划的更多详细信息，请参阅综合财务报表附注28。我们的流通股数据如下：


截至2026年2月13日	未结清单位（千）	可行使的单位（千）
普通股	1,879,261	不适用

系列1第一优先股	10,740	不适用
系列2第一优先股	1,260	不适用
股票期权	10,626	4,647
其他基于股票的薪酬计划	21,089	1,832

普通股股息

2025年，我们宣布并支付了14亿美元或每股普通股0.780美元的基本股息（2024年– 13亿美元或每股普通股0.680美元）和零美元的可变股息（2024年– 2.51亿美元或每股普通股0.13 5美元）。

2026年2月18日，董事会宣布第一季度基本股息为每股普通股0.200美元。股息将于2026年3月31日支付给截至2026年3月13日登记在册的普通股股东。

宣布普通股股息由董事会全权酌情决定，每季度审议一次。

累计可赎回优先股股息



（百万美元）	2025	2024
系列1第一优先股	7	7
系列2第一优先股	1	2
系列3第一优先股	—	12
系列5第一优先股	2	9
系列7第一优先股	4	6
宣布的优先股股息总额	14	36

截至2025年12月31日止年度，优先股股息为1400万美元（2024年– 4500万美元）。

2026年2月18日，公司董事会宣布第一季度优先股股息为200万美元，将于2026年3月31日支付给截至2026年3月13日登记在册的优先股股东。

宣布优先股股息由董事会全权酌情决定，每季度审议一次。


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股份回购

2025年11月7日，公司收到TSX的批准，延长公司的NCIB计划，在2025年11月11日至2026年11月10日期间购买最多1.203亿股普通股。



	2025	2024
根据NCIB购买和注销的普通股（百万普通股）	89.4	55.9
每股普通股加权平均价格($)	21.87	25.38
根据NCIB购买普通股（百万美元）	1,995	1,445

从2026年1月1日至2026年2月13日，公司以1.26亿美元额外购买了500万股普通股。截至2026年2月13日，公司可根据NCIB进一步购买最多1.079亿股普通股。

合同承诺和义务

我们对在正常业务过程中订立的商品和服务负有义务。原始期限不到一年的债务不包括在我们下文披露的总承诺中。详情见综合财务报表附注34。


截至2025年12月31日
（百万美元）	1年	2年	3年	4年	5年	此后	合计
承诺
运输和储存(1) (2)	2,603	2,623	2,775	2,802	2,531	23,591	36,925

房地产	64	65	65	69	70	474	807
为HCML提供资金的义务	99	94	54	42	41	59	389
其他长期承诺	547	184	151	117	111	484	1,594
承诺总额	3,313	2,966	3,045	3,030	2,753	24,608	39,715
长期债务（本息）	473	489	1,717	3,303	330	9,718	16,030
租赁负债（本金和利息）(3)	519	485	437	371	317	2,719	4,848
退役负债	222	228	210	232	257	7,568	8,717

承诺和义务总额	4,527	4,168	5,409	6,936	3,657	44,613	69,310

(1)包括须经监管机构批准或已获批准但尚未服务的运输承诺77亿美元（2024年12月31日– 8.54亿美元），其中16亿美元由MEG收购承担。期限最长为15年。

(2)截至2025年12月31日，包括与HMLP的运输和储存承诺相关的17亿美元（2024年12月31日– 18亿美元）。

(3)租赁合同涉及办公空间、一条管道、储罐、码头、轨道车、船只、炼油设备、天然气加工厂、洞穴、车队车辆、我们的商业燃料网络和其他现场设备。

通过MEG收购，该公司承担了83亿美元的各种运输和储存承诺。

截至2025年12月31日，根据某些合同作为履约担保签发的未偿信用证总额为3.41亿美元（2024年12月31日– 3.55亿美元）。

法律程序

我们涉及数量有限的与正常运营过程相关的法律索赔。我们认为，此类事项可能产生的任何负债，在未计提的范围内，不太可能对我们的合并财务报表产生重大影响。

与关联方的交易

赫斯基中游有限合伙企业

该公司持有HMLP 35%的权益，并且是其运营商。该公司向HMLP收取建设和管理服务费用，并产生使用HMLP管道系统的费用，以及运输和仓储服务费用。接入费以及运输和存储服务基于与HMLP签订的合同协议费率。


（百万美元）	2025	2024
建筑及管理服务收入	164	155
交通费用	258	278

截至2025年12月31日止年度，公司从HMLP收到了4000万美元的分配（2024年– 6500万美元），并支付了200万美元的捐款（2024年– 5100万美元）。


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哈士奇-中海油马杜拉有限公司

Cenovus持有共同控制实体HCML 40%的股权。截至2025年12月31日止年度，公司从HCML收到9400万美元的分配（2024年– 1.07亿美元），并支付了零美元的捐款（2024年–零美元）。



风险管理和风险因素

风险治理

我们的企业风险管理（“ERM”）计划驱动对我们风险的识别、衡量、优先排序和管理，并与Cenovus运营完整性管理系统（“COIMS”）集成。我们持续监控我们的风险状况和行业最佳实践。经董事会批准的ERM政策概述了我们的风险管理原则、期望以及全体员工的角色和责任。我们的风险管理框架与国际标准化组织（“ISO”）的ISO 31000 –风险管理指南保持一致。我们的ERM计划的结果记录在提交给董事会的综合风险报告中，并通过定期更新进行记录。

风险因素

我们通过追求我们的战略目标而暴露于各种风险之中。其中一些风险影响到整个能源行业，而其他风险则是我们运营所独有的。以下讨论描述了Cenovus面临的财务、运营、监管、环境、声誉、气候变化相关和其他风险。本MD & A中确定的每项风险可能单独或与其他风险相结合，对（其中包括）我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流、声誉、追求我们的战略优先事项的能力、实现我们的目标或前景、目标、倡议和抱负、对我们的经营环境变化作出反应的能力、获得资本的机会、借款成本、获得流动性、为股票回购、股息支付和/或业务计划提供资金的能力、履行我们的义务和/或我们证券的市场价格产生重大影响。在投资Cenovus的证券时应考虑这些因素。

金融风险

商品价格

我们的财务表现在很大程度上取决于当前的大宗商品价格。原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的价格受到许多因素的影响，包括但不限于：这些商品的全球和区域供应和需求；生产商和政府替代供应的能力；加工和出口能力；出口或进口限制；国内和全球经济状况；通货膨胀；利率变化；关税及其反应的影响（包括政府、我们的贸易伙伴和客户），其中可能包括但不限于反关税、附加税、反措施、反补贴税、反倾销税、特别关税、Cenovus产品的出口税，以及对进出口的限制，例如出口管制、制裁或其他措施；央行政策；市场竞争力；欧佩克和其他石油出口国的行动，包括但不限于遵守或不遵守欧佩克成员国商定的配额以及欧佩克关于是否以及在何种程度上对其成员国实施生产配额的决定；与这些商品市场相关的事态发展；这些商品的库存水平；季节性趋势；炼油厂可用性；当前和未来可能的环境法律法规；排放，包括但不限于，碳；市场定价以及这些和相关市场的可及性和流动性；替代能源的价格和可用性；政府和监管机构的行动；法律法规的执行；政府政策的转变或变化；公众对使用不可再生资源的情绪；这些商品生产国的政治不稳定和社会状况；市场准入限制和运输限制或中断；恐怖主义威胁；技术发展；经济制裁；爆发大流行病、战争或其他国际或区域冲突以及任何相关的政府行动或军事演习；发生自然灾害；以及天气状况。

对向低碳经济过渡的时机和步伐以及由此产生的趋势的关注可能会继续影响全球能源需求和使用，包括行业和个人消费者普遍使用的能源类型的构成。在某些激进的低碳情景下，潜在的需求侵蚀可能会导致商品价格波动和结构性商品价格下跌。然而，目前无法预测向低碳经济过渡的时间表和确切的影响。

我们的油砂业务的财务业绩也可能受到我们的油砂生产的商品价格相对于某些国际基准价格的折扣或降低的影响，部分原因是对向国内和国际市场运输和销售产品的能力以及生产的原油质量的潜在限制。对我们来说特别重要的是凝析油成本和供应，以及沥青与轻中原油和重质原油的价差。沥青对炼油厂来说加工成本更高，因此通常以低于市场价格的轻质至中质原油和重质原油交易，这与更高的凝析油成本一起，可能会对我们的财务状况产生不利影响。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			41

我们炼油业务的财务业绩受到精炼产品价格与炼油厂原料价格之间关系或利润率的影响。炼油毛利受制于但不限于炼油厂原料价格；现有炼油厂的产能和利用率；全球和区域对精炼产品的需求；精炼产品的市场状况；以及季节性需求等因素。销量、价格、库存水平和库存价值将随之波动。未来炼油利润率不确定，炼油利润率下降可能对我们的业务、经营业绩、现金流和财务状况产生负面影响。

所有这些因素都超出了我们的控制范围，可能导致成本和价格的高度波动。

我们将各种因素和情景的潜在影响纳入我们的业务规划流程，包括商品价格波动、气候变化和GHG法规，包括碳成本。为了缓解不确定性，我们在一系列情景下评估我们的业务计划。尽管管理层认为，我们的假设和估计是合理的，反映了当前、未决和潜在的未来状态，并以外部情景为依据，但它们是基于许多假设和估计，如果这些假设和估计不实，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。因此，实际结果与我们的假设和估计之间的差异可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、声誉和现金流产生重大不利影响。

大宗商品价格、相关价差和炼油利润率的波动可能会影响我们的财务状况、经营业绩、现金流、增长、获得资本的机会、借贷成本、达到指导目标的能力、我们的资产价值、股东回报水平，以及维持我们的业务和为项目提供资金的能力。这些商品价格大幅下跌或商品价格长期低迷可能导致：无法履行我们到期的所有财务义务；现有或未来的钻探、开发或建设计划的延迟或取消；减产；未使用的长期运输承诺；和/或我们炼油厂的低利用率水平。

上述商品价格风险，以及本文更全面描述的市场准入限制和运输限制、储量置换和储量估算以及成本管理等其他风险，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大影响，并可能与我们的资产账面价值与我们的市值的比较一起被视为减值指标。

正如本MD & A中所讨论的，我们在每个报告日根据IFRS会计准则对我们资产的账面价值进行评估。如果原油、精炼产品、天然气和NGL价格显着下降并在较长时间内保持在较低水平，或者如果开发或生产此类资源的成本显着增加，我们资产的账面价值可能会发生减值，我们的净利润可能会受到不利影响。

与关税和国际贸易相关的风险

关于加拿大与美国当前和未来的经济安排，以及美国与其他全球贸易伙伴的关系的讨论仍在继续，关税、附加税或其他限制性贸易措施或反措施是否会被实施或维持，如果是，任何此类措施的范围、影响和持续时间，仍然存在很大的不确定性。潜在措施可能包括，除其他外，提高对加拿大进口到美国或其他司法管辖区的能源的关税、对跨境供应链的控制或限制、改变现有的优惠贸易协定，如美国-墨西哥-加拿大协定或跨境能源协定，或可能影响我们进入国际市场和高效开展业务的能力的额外监管障碍。

限制性贸易措施或反措施如果在任何时期实施，可能会对北美和国际上的原油、NGLs、天然气和精炼石油产品市场产生重大影响，除其他外，可能导致成本和价格高度波动、加元相对走弱、差异扩大，以及对我们的产品和服务的需求减少。任何或所有此类影响都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

此外，对我们的产品或业务实施的限制性贸易措施或反措施或出口管制可能会降低我们在全球市场的竞争能力。我们还依赖从各种全球供应商进口专门设备、原材料和技术。对这些商品的任何限制、控制或关税增加都可能导致这些必要投入的成本上升，从而对我们的财务状况和现金流产生负面影响。

与金融风险管理活动相关的风险

我们的董事会批准的市场风险管理政策允许管理层在授权的限额内根据需要使用批准的衍生金融工具，以帮助减轻原油和凝析油价格和价差、NGLs和天然气价差、基差和价格、电价、精炼产品和裂解价差利润率变化以及外汇和利率波动的影响。我们还可能在各种运营市场上使用衍生工具和实物头寸，以帮助优化我们的供应成本或销售我们的生产，或购买或销售原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的固定价格承诺。


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尽管进行这些风险管理和交易活动有预期的好处，但使用这些活动可能会使我们面临可能造成重大损失的风险，包括与以下相关的风险：风险管理工具的估值变化与标的敞口的估值变化相关性较差；标的商品价格或工具市值或实物头寸的变化；缺乏市场流动性；交易对手不足；交易对手违约；系统或控制缺陷；人为错误；合同不可执行；以及我们无法履行与标的实物交易相关的交付义务。这些金融工具还可能限制商品价格、利息或外汇汇率变动对我们的好处。

此外，Cenovus可能会从事除对冲目的以外的交易活动。包括能源产品交易在内的这些活动面临市场变数和商品价格风险。作为这些活动的一部分，公司可能会订立实物合同和其他金融工具。这类交易活动可能会使Cenovus面临额外风险，包括：市场价格风险；流动性风险；交易对手风险；以及盈利波动性增加。

有关我们的金融工具的详细信息，包括分类、在计算公允价值时所做的假设以及关于风险敞口和这些风险管理的额外讨论，请参阅综合财务报表附注31和32。

金融风险管理活动的影响

Cenovus可能会采用各种价格调整和波动管理策略，包括财务风险管理合同，以减少未来现金流的波动并提高现金流的稳定性。

交易通常跨越多个时间段。因此，这些交易存在于已实现和未实现的风险管理中。随着金融合同的结算，它们将从未实现流向已实现的风险管理损益。

下面的讨论总结了我们的风险管理头寸的公允价值对大宗商品价格和外汇汇率波动的敏感性，所有其他变量保持不变。管理层认为，下文确定的价格波动是衡量波动性的合理尺度。以下对公司未平仓风险管理头寸的影响可能导致未实现收益（亏损）影响所得税前收益如下：


截至2025年12月31日	灵敏度范围	增加	减少
原油和凝析油商品价格	± 10.00美元/桶适用于WTI、凝析油及相关对冲	—	—
原油和凝析油差比价(1)	± 2.50美元/桶适用于与生产挂钩的差异化对冲	1	(1)
WCS（Hardisty）差别价格	± 2.50美元/桶适用于与生产挂钩的WCS差别对冲	13	(13)
成品商品价格	± 10.00美元/桶应用于取暖油和汽油对冲	(4)	4
天然气商品价格	± 0.50美元/千立方英尺应用于与生产挂钩的天然气对冲	—	—
天然气基差价格	± 0.50美元/千立方英尺适用于天然气基差对冲	—	—
电力商品价格	± 10.00加元/兆瓦时(2)适用于电力对冲	39	(39)

(1)不包括Hardisty的WCS。

(2)每小时一千千瓦电力（“MWh”）。

有关我们风险管理头寸的更多信息，请参见合并财务报表附注31和32。

信贷、流动性和未来融资的可获得性

我们业务的未来发展可能取决于我们获得外部资本的能力，包括但不限于债务和股权融资。除其他外，不可预测的金融市场、持续的商品价格低迷或重大的意外开支，或法律、市场基本面、我们的信用评级、业务运营或投资者或贷方政策或情绪的变化，可能会阻碍我们获得和维持具有成本效益的融资的能力。

我们以合理成本或根本无法获得资本和获得保险的能力受到适用市场容量的限制，如果投资者、保险公司或其他相关利益相关者采取更具限制性的脱碳政策，这些市场容量可能会受到不利影响。

无法以我们可接受的条款获得资本，或根本无法获得资本，可能会影响我们进行未来资本支出、维持理想财务比率和履行到期财务义务的能力，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流、遵守各种财务和经营契约的能力、信用评级和声誉造成重大不利影响。


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我们偿还债务的能力将取决于（其中包括）我们未来的财务和经营业绩，这将受到当前经济、商业、监管、市场和其他条件的影响，其中一些条件是我们无法控制的。如果我们的经营和财务业绩不足以偿还当前或未来的债务，我们可能会采取以下行动，例如：减少或暂停股份回购；减少或暂停派息；减少或推迟业务活动、投资或资本支出；出售资产；重组或为我们的债务再融资；或寻求可能有较不利条款的额外资本。

我们被要求遵守我们的信贷安排下的各种财务和经营契约以及管理我们的债务证券的契约。不遵守这些契约可能会导致获得资本的限制或加速偿还。

信用评级

我们任何信用评级的下调、公司信用评级前景的负面变化或评级机构撤销评级都可能对借款成本和可用性、获得流动性和资本来源以及我们与交易对手、运营合作伙伴和供应商的业务关系产生不利影响。信用评级基于我们的财务和运营实力以及不完全在我们控制范围内的几个因素，包括但不限于影响石油和天然气以及炼油行业的一般情况、与向低碳经济转型相关的行业风险、政府政策和经济的总体状况。

如果我们的一个或多个信用评级低于某些评级阈值，我们可能有义务以现金、信用证或其他金融工具的形式提供额外的抵押品，以建立或维持业务安排。未能向交易对手和供应商提供充分的信用风险保证可能会导致上述机会或合同终止。

对交易对手的风险敞口

在正常业务过程中，我们与供应商、合作伙伴、贷方、客户和其他交易对手订立合同。如果这些方不及时或根本不履行其合同义务，我们可能会遭受财务损失或我们的发展计划受到延误，或者我们可能不得不放弃其他机会，所有这些都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大影响。

外汇汇率

Cenovus的收入主要基于美元基准价格，我们的长期债务和利息支出的很大一部分以美元计价，而我们的许多运营和资本成本以加元计价。我们在亚太地区的部分长期销售合同以人民币计价。外汇汇率的波动，特别是美元/加元和人民币/加元的波动，可能会影响我们的业绩，并可能对我们的现金流和财务状况产生重大不利影响。

利率

利率波动可能会对Cenovus的财务业绩产生负面影响。这种风险是在对到期长期债务进行再融资时、在发行新债时或通过浮动利率工具借款成本的变化而产生的。我们还面临用于支持流动性的现有信贷工具的利率波动风险。此外，利率变动可能会改变我们的净财务成本，并可能影响某些负债的记录方式。总的来说，这些因素可能会对Cenovus的财务业绩产生影响。

股息支付及购买证券

股息的支付，无论是基础的、可变的还是优先的，我们的股息再投资计划的延续以及Cenovus对我们证券的任何潜在购买由我们的董事会酌情决定，并取决于（其中包括）财务业绩、债务契约、满足偿付能力测试、我们履行到期财务义务的能力、营运资金要求、未来纳税义务、未来资本要求、商品价格以及本MD & A的风险管理和风险因素部分中确定的其他风险。可变股息支付的频率和金额（如果有的话）可能会随着时间的推移而发生显着变化，这是由于我们的净债务和超额自由资金流、股票回购数量以及我们资本分配框架内固有的其他因素，包括管理层在季度间加速、推迟或重新分配任何超额自由资金流到股东回报的酌处权。我们的净债务和超额自由资金流可能会因（其中包括）我们的业务计划、运营结果、收购和处置、财务状况以及本MD & A风险管理和风险因素部分中确定的任何风险的影响而有所不同。公司无法保证将继续支付基本或可变股息或授权以当前利率回购股份，或根本不会这样做，因为任何股份回购和支付股息均由董事会酌情决定。


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披露控制和程序（“DC & P”）和财务报告内部控制（“ICFR”）

基于其固有的局限性，DC & P和ICFR可能无法防止或发现错报，即使那些被确定为有效的控制也只能在财务报表编制和列报方面提供合理保证。未能充分预防、发现和纠正错报可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大不利影响。

根据National Instrument 52-109的许可，管理层对当前报告期间从MEG收购的业务设计DC & P和ICFR的范围进行了限制，“发行人年度和中期申报中的认证和披露”（“NI 52-109”）。管理层继续整合收购的业务，预计将在2026年完成对DC & P和ICFR与Cenovus控制环境的评估和调整。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的控制环境部分。

操作风险

运营考虑（安全、环境和可靠性）

我们的运营受到一般影响石油和天然气及炼油行业的风险的影响，并且通常附带于：（i）原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的储存、运输、加工和销售；（ii）原油和天然气井的钻探和完井；（iii）原油和天然气资产的运营和开发；（iv）炼油厂、码头、管道和其他运输和分销设施的运营，包括在我们的合作伙伴或第三方运营的设施中；以及（v）与我们的可持续发展目标相关的项目的开发和运营，包括碳捕集、利用和封存项目。这些风险包括但不限于：政府行为、法律或法规、政策和举措的影响，包括由于我们开展业务、开发或勘探的辖区内新的或现有的行政当局；遇到意外的地层或压力；储层压力或生产力过早下降；火灾；洪水；由压裂或碳捕获、利用和储存项目引起的地质活动；爆炸；井喷；失去封控；气体泄漏；停电；有害物质迁移到水系统；释放或溢出，包括海上作业的释放或溢出，船舶或其他海上运输事故；航空、轨道车或公路运输事故；冰山事故；由第三方造成或在我们的业务运营中以其他方式发生的事故或损害；原油、天然气或井液的不可控流动；未遵循操作程序或未在既定操作参数范围内操作；不利的天气条件，包括但不限于不利的海况、极端天气事件、野火和自然灾害；腐蚀；污染；结冰和其他类似事件；设备、管道、设施发生故障或故障，油井和项目；运营和信息技术及系统和流程出现故障或故障，任何妥协或公布的数据；定期或意外维护；设备性能不佳；未能保持足够的备件供应；操作员失误；熟练劳动力短缺；劳资纠纷和罢工；与互联设施和承运人的所有者或运营商的纠纷；有计划或计划外的运营中断或第三方系统或炼油厂的分摊，这可能会阻止该缔约方的设施和管道的充分利用；卡车码头和枢纽的溢漏；与装卸潜在有害物质相关的溢漏；产品损失；包括凝析油在内的原料的价格、质量和不可获得性；流行病或流行病；抗议、封锁或其他激进主义行为；地缘政治因素，包括但不限于战争、破坏或恐怖主义，或其他区域或国际冲突或行动；以及灾难性事件，包括但不限于在运输到或从商业或工业场所或在运输过程中可能发生的事故或危险。

气候变化可能导致需要增加或增加缓解措施的操作风险水平增加。系统性气候变化或极端气候条件可能会增加我们对物理气候风险的暴露程度和影响程度，例如洪水、干旱、野火、地震、飓风、台风、风暴、极端气温和其他极端天气事件或自然灾害。恶劣的天气条件可能导致可能导致泄漏、资产损坏和生产、炼油中断或运营安全可靠的运营事件。

如果任何此类风险成为现实，它们可能：中断运营；损害我们实现可持续发展目标的能力；造成生命损失或人身伤害；导致设备、财产、运营和信息技术及控制系统和数据的损失或损坏，这可能导致产能减少或业务中断导致收入减少，或增加与资产修复相关的成本；造成环境损害，可能包括污染水、土地或空气；造成声誉损害；并可能导致对我们的监管行动、罚款、处罚、民事诉讼或刑事或监管指控，其中任何一项都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大不利影响。

我们对我们的资产和运营保持全面的保险计划。然而，并非所有与我们的资产或运营有关的潜在事件和中断都已投保或可投保，我们无法保证我们的保险范围将可用或足以完全涵盖此类事件或中断可能产生的任何索赔。发生我们的保险计划未完全覆盖的事件可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。


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市场准入限制和运输限制

我们的生产通过运输，我们的炼油厂依赖各种管道和终端，以及铁路、海运和卡车网络，将原料和精炼产品运输到第三方或Cenovus，拥有和/或运营的设施。关税及其应对措施（包括政府、我们的贸易伙伴和客户）的影响，可能包括但不限于关税、附加税、反措施、反补贴税、反倾销税、特别关税、对Cenovus产品的出口税，以及对进出口的限制，例如出口管制、制裁或其他措施，或管道、终端、海运、铁路或卡车运输系统的中断或受限制的可用性，可能会限制交付产量的能力，并对商品价格、销量和/或我们的产品收到的价格、预计产量增长、上游或炼油业务和现金流产生不利影响。这些中断和限制可能是由于（其中包括）管道、终端或海运、铁路或卡车网络无法运营造成或加剧的，或者可能与如果进入系统的供应超过基础设施容量的容量限制有关。无法确定新建或扩建产能的第三方管道项目将获得批准或建设，或此类项目将提供足够的运输能力。

无法确定铁路、海运和卡车运输以及我们生产的其他替代运输类型将足以解决管道系统运营限制造成的差距。此外，我们的铁路、海运和卡车运输可能会受到服务延误、法律法规变更、劳工问题、恶劣天气、船只、轨道车或卡车可用性、地缘政治因素、战争、恐怖主义或其他国际或区域冲突，或其他铁路、海运或卡车运输事件的影响，并可能对销量或产品收到的价格产生不利影响，或影响我们的声誉或导致法律责任、生命损失或人身伤害、设备或财产损失或环境损害。如果法律法规发生变化，遵守这些变化的成本很可能会转嫁给Cenovus，并可能对我们通过铁路、海运或卡车运输的能力或与此类运输相关的经济性产生不利影响。最后，我们的炼油厂或第三方系统的有计划或非计划的停工、停运或关闭可能会限制我们接收或交付产品的能力，从而对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。

储备金置换

如果我们未能获得、开发或找到额外的原油和天然气储量，我们的储量和产量将从目前的水平大幅下降。我们的业务、声誉、财务状况、经营业绩和现金流高度依赖于从当前储量成功生产并获得、发现或开发额外储量。勘探、开发或获取储量是资本密集型的。如果我们的现金流不足以为资本支出提供资金，并且外部资本来源变得有限或无法获得，我们进行必要的资本投资以维持和扩大我们的原油和天然气储备的能力将受到损害。此外，我们可能无法以可接受的成本寻找和开发或获取额外的储量来替代我们的原油和天然气生产。

油气资产开采率随着储量消耗趋于下降，同时伴随的运营成本增加。维持可开发项目清单以支持未来的原油和天然气生产，除其他外，取决于：获得和更新勘探、开发和生产原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的权利；钻探成功；按预算和按期完成长周期资本密集项目；以及在成熟资产上应用成功的开采技术。

储备金估计数

估算储量数量有许多内在的不确定性，包括我们无法控制的许多因素。一般来说，对经济上可采的原油和天然气储量以及相关的未来净现金流和收入的估计是基于一些可变因素和假设，包括但不限于：地质和工程估计；产品价格；未来运营和资本成本；物业的历史生产和政府机构监管的假定影响，包括特许权使用费和税收，以及与环境和排放相关的法律法规和税收；初始产率；产量递减率；以及石油和天然气收集系统、管道、铁路、卡车和海上运输和加工设施，所有这些都可能导致实际结果与估计存在重大差异。

所有这些估计都是不确定的，对储量进行分类只是试图确定所涉及的不确定性程度。任何储量估计的准确性都是一个解释和判断的问题，并且取决于可用数据的质量和数量，这些数据可能是随着时间的推移而收集的。出于这些原因，由不同工程师或同一工程师在不同时间编制的归属于任何特定类别财产的经济可采原油和天然气储量的估计，以及根据回收风险和预期由此产生的未来净收入估计对此类储量进行分类，可能会有很大差异。我们的实际生产、收入、税收以及与我们的储备相关的开发和运营支出可能与当前的估计不同，这种差异可能是重大的。


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关于储量的估计通常基于体积计算和类比类似类型的储量，而不是基于实际生产历史。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。随后根据生产历史对相同储量进行评估将导致估计储量的变化，这可能是重大的。储量评估是一个持续的过程，可能受到各种内部和外部影响的显着影响，由于新获得的技术数据、技术改进或性能、定价、经济条件、市场可用性或监管要求的变化，需要定期修订。

非生产或未开发储量

我们的沥青储量的很大一部分，以及我们的轻中油、NGLs和常规天然气储量的一部分，被归类为未开发，将需要大量支出才能使它们能够生产。这些储量最终可能不会被开发或生产，要么是因为这样做在商业上可能不可行，要么是因为其他原因。由于这些储量是非生产和/或未开发的，它们的估算依赖于假设可能无法实现的成功案例结果的地质和采收率性能类似物。这些储量预计将在数十年内开发，有关开发的优先顺序和时间取决于一系列因素，包括经济条件、产量限制等政府法规、观察到的储层性能、开发计划优化、设施容量、管道限制、开发计划的总体规模和战略考虑。因此，发展可能会被推迟、提前或取消，相关储备可能会被修订和/或重新分类或从储备基础中删除。

SAGD沥青回收工艺

SAGD沥青回收过程是能源密集型的，在生产用于回收过程的蒸汽时消耗大量天然气。回收过程中所需的蒸汽量各不相同，因此会影响天然气和相关排放成本。地质特征，与实际开发和采用的操作实践相一致，直接影响蒸汽室符合性和传播效率。这些因素的可变性可能会对沥青的流动性、汽油比和采收率产生重大影响，这可能与地质和采收率性能类似物所提供的估计存在重大差异，而地质和采收率性能类似物本质上不如实际生产历史可靠。任何这些开发或运营考虑的可变性可能会减少产量、增加成本或导致对储量估计或开发计划的修订。成本的大幅增加可能导致某些依赖SAGD沥青回收工艺的项目在经济上受到挑战，这可能对我们的业务和财务状况产生负面影响。

运营问题可能会对SAGD沥青回收工艺的稳定性和性能产生不利影响。保持储层完整性的要求，在持续的蒸汽注入下会影响生产时机、成本和回收性能。运营问题和油藏完整性相关事件，可能会导致减产、成本增加、监管参与或对未来开发计划和储量估计的修订。

成本管理与通货膨胀

开发、运营和建设成本受到多种因素的影响，包括但不限于：新技术的开发、采用和成功，包括与我们的GHG减排目标相关的技术；通货膨胀的价格压力；监管合规成本的变化；调度延迟；现有市场准入基础设施的中断；未能保持高质量的建设和制造标准；设备限制，包括油气田设备的成本或可用性；商品价格；我们的油砂作业中较高的蒸油比；经济制裁；限制性贸易措施或反措施；不断变化的政府政策（包括但不限于环境政策），法律法规；供应链中断，包括不可抗力；以及获得熟练劳动力和关键的第三方服务。这种较高的成本可能无法通过商品价格和其他资金来源的相应上涨而完全抵消。通货膨胀和政府对此的任何应对措施，例如实施更高的利率或工资控制，我们无法管理成本，或我们无法在预期的时间线上或根本无法以预期的价格获得我们的业务活动所需的设备、材料、熟练劳动力或第三方服务，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

技术、信息系统和数据隐私

我们非常依赖技术，包括运营技术和信息技术，来有效地经营我们的业务。这包括所有核心技术资产和服务，包括本地和第三方系统，例如网络、计算机硬件和软件、电信、移动应用程序、云服务和其他技术，包括人工智能（“AI”）。该组织正在通过一种深思熟虑的、战略管理的方法引入人工智能，首先是试点阶段的用例，这些用例侧重于提高生产力和增强决策支持能力。如果我们无法访问、使用、保护、升级或维护这些系统和服务，或者如果我们的信息丢失、损坏或披露，运营可能会中断。


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在日常业务过程中，我们收集、使用和存储敏感的业务数据，包括知识产权、专有信息和个人信息。尽管采取了安全措施，我们的系统和服务仍可能面临网络攻击、间谍活动、激进主义、恐怖主义、战争或地缘政治不稳定、自然灾害或人为错误或渎职等风险。其他风险还包括通过绕过控制的攻击进行网络欺诈，冒充员工或业务合作伙伴转移支付或金融资产，或使用勒索软件要求支付或阻止系统访问。

我们内部或第三方技术系统或服务的任何事件、破坏或中断，包括威胁行为者绕过我们的网络安全措施或业务流程控制的情况，都可能导致内部、机密、业务、财务、专有、个人或其他敏感数据被盗、丢失或滥用。

网络事件、隐私或安全漏洞或滥用技术或数据（包括涉及人工智能的那些），也可能导致业务中断、财务损失、补救和恢复成本、法律索赔或诉讼、法律或法规规定的责任（包括与人工智能、网络安全、数据处理或隐私相关的责任）、监管处罚或罚款（如适用）、运营中断、声誉受损以及对我们业务的其他重大不利影响。

管理技术使用的监管环境在我们运营所在的所有司法管辖区不断演变，涵盖数据处理和传输、网络安全和数据保护、第三方风险、人工智能和隐私。生成式AI工具和嵌入式功能的快速增长，通过潜在的滥用、有偏见或不正确的自动决策，或未经授权暴露Cenovus的敏感数据，增加了技术和数据隐私风险。

未能遵守法律或监管标准，包括使用或滥用人工智能或对个人数据保护不足，可能会导致政府实体或其他人对公司采取法律行动、罚款和处罚（在相关法律授权的情况下）、声誉损害，或可能对我们的财务业绩产生负面影响。遵守不断发展的立法也可能增加我们的运营成本。

竞争

我们与其他生产商、炼油商和营销商在所有方面展开竞争，包括获得资本、勘探和开发新的和现有的供应来源、收购原油和天然气权益以及炼油、分销和营销油气产品。资源库存质量、运营和/或资本成本以及市场准入是能源行业财务业绩的主要可控驱动因素。Cenovus投资于技术创新和持续改进，以努力降低成本并提高财务回报，以保持相对于同行的竞争地位。更广泛的碳氢化合物行业还与包括可再生燃料和电力在内的替代能源竞争，后者争夺市场份额。未能保持相对于碳氢化合物行业同行和替代能源的竞争地位可能会对我们的业务、财务状况、现金流和声誉造成不利影响。

项目执行

我们在我们的全球资产组合中管理着各种增长和优化项目。此外，我们还有其他项目处于规划和开发的不同阶段，包括维护和周转项目，以及与我们的GHG减排目标相关的项目。与项目开发和执行相关的广泛风险，以及新设施与现有资产的投产和整合，可能会影响我们项目的经济可行性。这些风险包括但不限于：我们获得必要的环境和监管批准的能力；我们获得有利合同条款或在土地使用协议范围内获得准入的能力；我们获取、实施和使用运营和信息技术和数据的能力，包括对其的改进；与进度、承包商绩效、工程和设计、项目组件的运输和安装、资源和成本有关的风险，包括材料、设备和合格人员的可用性和成本；供应链中断的影响；一般经济的影响，商业和市场状况，包括通胀压力；天气状况的影响；与项目成本估算的准确性相关的风险；我们以成本效益为基础为资本支出和费用提供资金的能力；我们识别或完成战略交易的能力；以及不断变化的政府法律法规的影响，包括由于我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区内新的或现有的行政当局；以及公众对石油和天然气运营对环境的影响以及与GHG减排举措相关的影响的预期。在我们现有的资产基础内启用和整合新的基础设施和设施可能会导致实现业绩目标和目标的延迟。未能管理这些风险可能会影响我们的安全和环境记录，并对我们的财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大不利影响。


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合资企业和伙伴关系

我们的一些资产并非由我们运营或控制，或与他人合伙持有，包括通过合资企业持有，我们有时依赖于我们的合作伙伴成功执行和运营各种项目和资产、他们对运营问题的管理以及他们的报告。此外，我们的某些在研项目，包括与我们的GHG减排目标相关的项目，预计将与第三方合作建设和运营。因此，我们的经营业绩、现金流和实现我们的GHG减排目标的进展可能会受到第三方运营商或合作伙伴在我们控制和管理风险的能力可能降低的领域的行动的影响。

我们的合作伙伴的目标和利益可能与我们的利益不一致，也可能与我们的利益发生冲突。无法保证我们未来与这些资产和项目有关的需求或期望将及时或完全得到令人满意的满足。如果与一个或多个合作伙伴就项目的开发和运营发生纠纷，或者如果一个或多个合作伙伴无法为其在合同中的支出份额提供资金，则项目可能会被推迟，我们可能会对我们的合作伙伴或合作伙伴在项目中的份额承担部分或全部责任。如果我们的合作伙伴之一破产，我们可能同样会被适用的监管机构指示代表我们的合作伙伴或合作伙伴履行义务，并且可能无法获得这些费用的补偿。未能管理这些合作伙伴风险可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、实现我们的GHG减排目标的进展、声誉和现金流产生重大不利影响。

现有和新兴技术

除其他外，我们依赖现有和新兴技术的可用性和可扩展性来实现我们的业务目标，包括我们的可持续发展目标。与这些技术的开发、采用和成功相关的限制或颠覆性技术的有限开发可能会对我们的长期业务弹性产生负面影响。

政府政策

新政府或现有政府对政府政策的转变可能会影响我们的运营和业务增长能力。对基于化石燃料的能源使用和跨境经济活动的限制可能会影响我们产品和服务的供应、需求和定价，以及我们持续增长的机会。

Cenovus与我们开展业务运营、开发或勘探的司法管辖区的各级政府合作，以确保我们保持竞争力，了解风险并实施缓解战略；但是，我们无法预测可能对我们的业务、运营结果、财务状况或声誉产生不利影响的政府政策变化的时间表和确切影响。

监管风险

原油、天然气、NGLs和炼油行业，特别是我们的运营，受到我们经营所在国家各级立法的监管和干预，寻求勘探、开发和生产原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品。我们经营的受监管领域包括但不限于：土地保有权；项目许可；特许权使用费；税收（包括所得税和关税）；政府收费；生产费率；环境保护；职业和过程安全管理；对某些物种或土地的保护；各类工业发展的累积效应和/或影响；环境规划、法律法规；减少GHG和其他排放；原油、精炼产品、天然气、NGLs及其他相关产品的进出口；原油、精炼产品、天然气、NGLs及其他相关产品的管道、铁路运输，海上或卡车运输；危险物质的产生、处理、储存、运输、处理和处置；勘探、开发和生产权的授予、获取和维护；规定特定的钻井义务；对油田（包括限制生产）和/或设施的开发、废弃、补救和复垦的控制；以及可能的征用或取消合同权利。见下文“环境规划与法规风险”。适用监管制度的任何变化，包括实施新的法律或法规或执法举措、废除任何现有法律或法规，或修改或改变对现有法律或法规的解释，可能会影响我们现有和计划中的项目，这些项目需要增加资本投资、运营费用或合规成本，这可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生不利影响。


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监管批准

我们的运营要求我们获得各种监管机构的批准，并且无法保证我们将能够在可接受的条件下获得和维持，或者根本无法获得开展与我们的项目相关的活动（包括但不限于某些勘探、开发和经营活动）所需的所有必要许可、许可和其他批准。此外，获得监管当局的某些批准可能涉及（其中包括）利益相关者协商、土著协商（包括寻求共识、合作或同意）、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；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。未能及时获得适用的监管批准或满足任何条件或令人满意的条款可能会导致成本增加、项目延误，并可能限制Cenovus高效或根本无法开发或扩展拟议项目的能力。

退役

我们的运营、开发和勘探活动，包括我们开展运营、开发或勘探活动的各级立法规定的责任，均须承担退役、废弃、修复和复垦（“退役”）责任。

我们维持对退役负债的估计；然而，由于监管和立法变化、技术变化、生态风险、退役时间表变化和通货膨胀等变量，这些成本可能在退役前发生重大变化。

我们有一个持续的环境监测计划，对拥有和租赁的零售地点，以及以前拥有或租赁的零售地点，我们保留了环境责任，并在需要时进行补救，以遵守合同和法律义务。由于可能需要的纠正行动的时间和程度未知，此类补救的成本可能无法确定。

与我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区的退役责任监管制度有关的任何立法、监管或政策决定对我们业务的影响无法可靠或准确估计，并可能受到政府政策变化的影响，包括由于我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区的新的或现有的行政当局。适用监管机构采取的任何成本回收或其他措施都可能影响Cenovus，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流等产生重大不利影响。

版税制度

我们的现金流可能会受到特许权使用费和矿物税制度变化的直接影响。我们拥有生产资产的司法管辖区的政府从他们分别拥有矿产权并且我们根据与各自政府的协议生产的土地上获得碳氢化合物生产的特许权使用费。政府对特许权使用费和矿物税的监管可能会发生变化，原因有很多，其中包括政治因素。在加拿大，对来自非官方土地的碳氢化合物生产应缴纳某些省级矿业税。适用于我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区的特许权使用费和矿物税制度可能发生变化，或适用政府解释和应用现有特许权使用费和矿物税制度的方式发生变化，这造成了与准确估计未来特许权使用费税率或矿物税的能力有关的不确定性，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大影响。在我们拥有生产资产的司法管辖区提高特许权使用费或矿业税将减少我们的收益，并可能使各自司法管辖区的未来资本支出或现有业务不经济，并可能降低我们相关资产的价值。

土着土地和权利主张

在加拿大，土著人民拥有的土著和/或条约权利受到《宪法》的保护。必须在Cenovus开展业务的地区考虑对这些土著和/或条约权利的影响。在我们经营的土地上成功主张土著所有权或其他土著权利主张可能会对我们的经营或增长速度产生重大不利影响。

土著社区反对我们公司、运营、活动、开发或勘探皇冠土地租赁，可能会对我们的声誉和我们执行运营或勘探计划的能力产生不利影响。其他影响可能包括分流管理层的时间和资源，增加法律、监管和其他咨询费用，以及阻碍我们探索、开发和继续运营项目的能力。此外，与土著权利和所有权相关的法律变化可能会对我们的业务和运营产生重大不利影响。


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此外，土着所有权或其他土着权利主张，以及土着社区的反对，可能会影响整个石油和天然气以及炼油行业。针对管道、铁路或出口终端等重大基础设施项目的法律挑战或反对，可能会导致延误、取消或成本增加。这些结果可能会对我们的运营、增长速度、股价和发展计划产生不利影响，即使我们公司没有直接参与此类项目的开发或运营。

气候变化相关风险

国际社会对气候变化感到担忧，并非常关注向低碳经济过渡的时机和步伐。各国政府、金融机构、保险公司、非政府组织（“非政府组织”）、环境和治理组织、评级机构、机构投资者、社会和环境活动家、股东和个人正在寻求实施监管和政策变化、投资模式变化以及能源消费习惯和趋势的改变，这些改变单独和集体地旨在或产生加速减少全球化石燃料能源消费、将能源使用转变为碳密集程度较低的形式以及能源使用普遍从化石燃料能源形式迁移的影响。向低碳经济转型可能会增加对低排放和替代能源的需求。与能源消耗减少相关的客户行为变化可能会影响Cenovus的客户，进而影响对Cenovus产品的需求。如果Cenovus无法按照这种转型的步伐实现业务多元化，那么向低碳经济转型也可能对其构成风险。

此外，与气候变化相关的监管、气候和转型风险也可能产生全行业影响，特别是通过它们对重大基础设施项目的影响。监管变化、市场趋势或政策转变可能导致对行业至关重要的项目延迟、取消或成本增加。此类影响可能会间接影响我们的运营、增长前景、股价和发展计划，即使我们公司并未直接参与此类项目的开发或运营。

气候变化及其相关影响可能会增加我们对本MD & A风险管理和风险因素部分中确定的每一种风险的敞口和规模。总体而言，我们目前无法估计与气候变化相关的监管、气候条件和与气候相关的过渡风险可能在多大程度上影响我们的业务、财务状况和经营业绩。我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流、声誉、监管批准、获得资本和保险、借款成本、为股息支付和/或业务计划提供资金的能力尤其可能不受限制地受到气候变化及其相关影响的不利影响。

气候变化条例

Cenovus在几个监管或已提议监管GHG排放的司法管辖区开展业务，通常是为了向低碳经济过渡。其中一些规定已经生效，而另一些则停留在讨论、审查或实施的不同阶段，造成了政策的不确定性。由于任何预期或新出现的法规的时间安排和可能产生的影响，包括但不限于新的和现有的法规如何与跨法域已经存在或预期的要求进行协调和同步，因此存在进一步的模糊性。此外，由于政府行政部门的更迭，政策的不确定性是存在的，使得政策和成本对企业的影响具有不确定性和不可预见性。额外的气候变化法规，包括实施目前未考虑的法规，以及对现有和未来法规的更改，可能会对Cenovus的业务、财务状况、运营结果、监管批准和现金流产生不利影响，这些影响无法可靠或准确估计。此类监管变化的例子包括但不限于碳定价、GHG排放的监管或限制、液体化石燃料的碳强度标准、可再生燃料标准、汽车排放标准、电动汽车的销售目标和发电量的监管。

政府当局改变环境和排放立法和法规可能需要改变设施设计和运营，这可能会增加建设、运营和废弃的成本。新出现的法规可能产生的其他影响可能包括但不限于合规成本增加、处罚、允许延迟、普遍放弃以化石燃料为基础的能源、我们产品的未来需求减少（以及相应的价格水平）、产生或购买排放积分或配额的大量成本以及基本投入（如凝析油）的价格上涨，其中任何一项都可能增加运营费用。此外，排放配额或抵消信用可能无法获得，或者可能不是经济上可行的选择；所要求的减排可能在技术上或经济上不可行，无法全部或部分实施；以及无法获得资源或技术以满足减排要求或其他合规机制可能对企业产生重大不利影响，除其他外，导致罚款、允许延迟、处罚、停产和/或暂停运营。

无法可靠或准确估计当前或未来法规的任何不利影响的程度和程度，部分原因是某些立法和监管要求尚未最终确定，其他要求可能会发生变化，并且在考虑采取的额外措施、遵守的时间框架以及实际成本和影响可能与预期不同以及此类差异可能是重大的方面存在不确定性。


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劳资关系

我们依赖工会劳工来运营某些设施，可能会受到员工关系和劳资纠纷的影响，这可能会扰乱这些设施的运营。截至2025年12月31日，根据集体谈判协议，我们约11%的员工由工会代表，其中包括约47%的美国员工和1%的加拿大员工。

在工会组织的工作场所，可能会发生罢工或停工的风险，这可能会对我们的业务产生重大不利影响。公司还可能产生与缓解和紧急运营计划相关的大量成本，以确保在发生罢工或停摆时运营的连续性。Cenovus的无代表劳动力未来的工会努力可能会导致更高的工资、福利和其他与灵活性和管理权相关的不利就业后果。

最后，我们确实看到2025年工会活动增加，这导致我们大西洋地区的一项资产加入工会，而该资产以前没有代表。交易导致的工作场所变化可能会增加加入工会的动力。

2026年将是整个组织繁忙的谈判时期，因为目前所有的集体协议都将到期，可以重新谈判。重新谈判我们现有的集体谈判协议可能会产生或多或少对我们有利的条款。

任何这些行动都可能对我们的业务、安全、声誉、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

领导力和人才

我们的成功取决于强大的领导能力和高技能、能干的员工队伍。如果我们无法吸引、发展和留住具有支持我们所期望的组织和安全文化所需的行为、领导经验、技术和专业能力的关键人员和多样化的关键人才，我们可能会面临对我们的业务、安全、声誉、财务状况、经营业绩和现金流的重大不利影响。人力资源相关风险管理不到位也可能导致财务和/或声誉损失或风险，包括不符合适用的就业法的行为所产生的损失或风险。

此外，继任计划不足或我们的领导职位人才管道存在缺口，可能会扰乱运营并减缓组织进展。

整合在交易中获得的新人员可能会导致劳动力的流失率增加（包括关键员工的流失）、正在进行的雇佣关系中断以及与雇佣相关的诉讼增加。

最后，未能维持一种支持安全、包容和强劲表现的文化可能会破坏我们的战略执行。

安全和恐怖主义威胁

安全威胁和恐怖活动可能会影响我们的人员，或合作伙伴、客户和供应商的人员，这可能会导致Cenovus或其他人的受伤、生命损失、勒索、人质情况和/或绑架或非法监禁、破坏或损坏财产、对环境的影响和业务中断。针对Cenovus或我们的任何系统、服务、基础设施、市场准入路线或合作伙伴关系拥有或运营的设施、码头、管道、铁路或卡车运输网络、办公室或海上船只/装置的安全威胁或恐怖袭击可能导致我们业务的关键要素中断或停止。安全和恐怖威胁的风险状况可能因地理位置、国际发展和地缘政治风险水平而有所不同，此类事件的结果可能对我们的业务、安全、声誉、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

国际发展与地缘政治风险

我们面临与在亚太地区运营相关的财务和运营风险。我们的业务包括在南海的运营资产和非运营资产，需要与我们的合作伙伴中国海洋石油总公司或其子公司（统称“中国海油”）签订合作协议。此外，亚太业务包括通过合资企业HCML持有并由其运营的印度尼西亚马杜拉海峡近海非运营资产，并委托给中国海油。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			52

影响国际贸易的事态发展，特别是加拿大与美国、美国与中国、加拿大与中国、欧盟与中国之间的贸易发展，包括军事演习、改变法律或执行现有法律、汇率波动、贸易争端、重新谈判或取消协议或条约、新的或增加的关税及其回应（包括政府、我们的贸易伙伴和客户），其中可能包括但不限于报复性关税、附加税、反措施、反补贴税、反倾销税、对Cenovus产品的出口或进口税，以及对进出口的限制，例如出口管制、制裁和其他措施，可能会对开发项目、市场产生负面影响，并导致宏观经济状况走弱或推动政治或国家情绪，削弱对原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的需求，这可能对（其中包括）我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们可能会受到双边关系、管理国际贸易的框架和全球规范以及其他地缘政治发展变化的影响。这包括可能对我们的业务构成长期威胁的剧烈冲击（如内乱或制裁）和长期压力（如政治或商业纠纷，以及其他形式的冲突，包括军事冲突）。包括美国和中国在内的我们开展业务的国家采取的单方面行动或改变它们之间的关系，以及这些国家对多边主义和贸易保护主义的做法可能会影响我们进入市场、技术、人才和资本的能力。同样，我们目前在委内瑞拉看到的政治事态发展可能会对区域和全球石油和天然气市场造成短期或长期影响。这种性质的中断或意外变化可能会影响我们以最佳价值销售产品的能力或获得有效运营所需的投入，并有可能对我们的财务状况产生不利影响。

诉讼和索赔

我们可能不时收到要求，或涉及由我们的业务、运营和/或合同关系引起或与之相关的争议、监管命令、调查、诉讼、仲裁和/或诉讼（“索赔”）。由于我们的业务和运营的性质，我们可能会受到各种类型的索赔，包括但不限于未能遵守适用的法律法规，例如与健康和安全、气候变化、竞争、公开声明和营销、环境、违约、疏忽、产品责任、反垄断、贿赂和其他形式的腐败、税务、证券集体诉讼、派生诉讼、专利侵权、隐私、就业、人权、劳动关系、人身伤害和其他索赔，其中任何一项都可能是重大的。

近年来，包括美国和加拿大在内的各个司法管辖区与气候变化相关的需求、争议和诉讼以及对如何建立和促进气候相关目标的调查有所增加。尽管许多与气候变化相关的诉讼正处于诉讼的初步阶段，并且在某些情况下声称有新的或未经检验的诉讼因由，但无法保证法律、社会、科学和政治发展不会增加针对能源生产商（如Cenovus）的气候变化相关诉讼成功的可能性。我们可能会受到与此类事项相关的负面宣传，这可能会对公众的看法和我们的声誉产生负面影响，无论我们是否被认定负有责任。

我们可能需要就任何此类索赔产生大量费用并投入大量资源。此外，任何此类索赔都可能导致不利的判决、命令、决定、罚款、制裁、处罚、金钱损失、暂时或永久暂停运营或限制我们的业务。任何此类索赔的结果可能难以评估或量化，并可能对我们的业务、安全、声誉、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

环境计划和法规风险

我们运营的所有阶段均受环境计划和监管、监督和执法的约束，这些法律法规由我们开展运营、开发或勘探的辖区内各级政府实施，包括土地管理计划、法律法规。遵守适用的法规可能会导致项目的审批延迟、关键的许可和许可、更严格的标准和执行、更大的罚款和责任、排放限制的引入、诉讼、资本和运营费用增加、合规成本增加以及关闭、控制/限制土地和资源准入、复垦和生态修复的成本增加。第三方非政府组织、公民活动团体和土著社区也可以影响我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区的环境法律和法规，包括美国和加拿大。我们预计，环境法律法规将发生进一步变化。环境法律法规变化的复杂性使得我们很难预测未来对我们业务的潜在影响。

美国的环境、健康和安全法规及其监管机构的积极执法给我们的美国业务带来了挑战和风险。如果新的排放标准、水质标准、职业或工艺安全管理要求，或对新出现的污染物的监管最终确定，或者政府制定新的解释，可能会增加合规成本、要求资本项目、延长项目实施时间，并对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响，则可能会出现这些风险。


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加拿大濒危物种法案

加拿大联邦《风险物种法案》（“SARA”）和相关协议，以及关于受威胁或濒危物种及其栖息地的省级法规，可能会限制被确定为受关注物种关键栖息地的区域的发展速度和数量或活动。立法对项目开发和运营的任何潜在不利影响的程度和程度难以预测，因为对于所采取的管辖计划和行动是否足够严格以满足SARA和相关规定存在不确定性。同样，根据SARA可能就联邦职责和义务发起的诉讼结果也存在不确定性。

加拿大联邦空气质量管理系统

《多部门大气污染物条例》（“MSAP”），根据 1999年《加拿大环境保护法》规定了强制性的国家空气污染物排放标准，以保护加拿大人的环境和健康。它为多个工业部门的特定设备制定了氮氧化物排放限值，包括固定式发动机、锅炉和加热器。我们预计，MSAP将对Cenovus造成不利影响，包括但不限于改造现有设备所需的资本投资和增加的运营成本。

加拿大关于二氧化氮、二氧化硫、细颗粒物和臭氧的环境空气质量标准（CAAQS）作为国家空气质量管理体系的一部分被引入。各省可能会在区域空气区域层面实施CAAQS，空气区域管理行动可能包括适用于我们运营所在区域的批准持有者的工业源的更严格的排放标准，这可能会导致不利影响，包括但不限于改造现有设施的资本投资和增加的运营成本。

审查环境和监管程序

我们开展业务、开发或勘探的辖区内各级政府规定的环境评估义务的增加或演变可能会产生成本增加、项目开发延迟和条件数量增加的风险。我们开展业务、开发或勘探的辖区内的监管框架正在不断演变，并可能变得更加繁重或成本更高，这可能会阻碍我们经济开发资源的能力。目前无法估计此类监管框架的变化对项目开发和运营产生的任何不利影响的程度和程度。

水监管

我们在某些业务中使用淡水，这是根据各自司法管辖区的规定获得的，包括通过供水许可证。如果水费增加、用水许可条款发生变化或可供我们使用的水量受到限制，产量可能下降或运营费用可能增加，这两者都可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。无法保证当前或未来的水务许可证将继续或获得批准。这可能会对我们的业务产生不利影响，包括运营我们的资产和执行发展计划的能力。

我们的美国炼油厂受制于必须在排放之前对废水进行处理的水排放要求。不遵守这些要求可能会导致监管机构采取执法行动，包括开出罚单、下令升级处理厂和暂停运营。美国联邦和州监管机构目前正在解决水排放许可中的全氟烷基物质和多氟烷基物质（“PFAS”）问题，要求安装额外的废水处理装置，并要求监测排放物中的PFAS。

水力压裂

针对利益相关者声称水力压裂技术对地表水和饮用水源有害并正在增加地震活动频率的说法，已经出台了立法和监管举措。有关水力压裂的新法律、法规或许可要求可能会导致对石油和天然气开发活动的限制或限制、运营延误、合规成本增加、淡水使用的限制、额外的运营要求或第三方或政府索赔的增加，从而导致开展业务的成本增加，并影响我们最终能够从我们的储量中生产的天然气和石油的数量。

可持续发展重点领域和目标

我们在可持续发展重点领域确立了有意义的目标，并继续分配资源和推进切实的计划，以实现这些雄心。为了实现这些目标和应对不断变化的市场需求，我们可能会产生额外的成本并投资于创新。这些投资的收益可能低于我们的预期，这可能对我们的业务、财务状况和声誉产生不利影响。


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一般来说，我们的可持续发展目标取决于我们执行当前业务战略的能力，这可能会受到与我们的业务和我们经营所在行业相关的众多风险和不确定性的影响，如本MD & A的风险管理和风险因素部分所述。投资者和利益相关者可能会根据与可持续发展相关的表现，包括与气候相关的表现，对公司进行比较。未能实现我们的可持续发展目标，或关键利益相关者认为我们的可持续发展目标不足或无法实现，可能会对我们的声誉以及我们吸引资本和保险覆盖的能力产生不利影响，并可能导致声称我们歪曲了我们的目标或我们实现这些目标的能力。

还有一种风险是，实现各种可持续性目标的部分或全部预期收益和机会可能无法实现，实现成本可能高于我们的预期，或者可能不会在预期的时间段内发生或根本不会发生。此外，我们为实现与可持续发展重点领域相关的雄心而采取的行动可能会（其中包括）增加我们的资本支出，从而削弱我们对业务其他方面进行投资的能力，这可能会对我们未来的经营和财务业绩产生负面影响。

气候与GHG减排目标

我们实现GHG减排目标的能力受到许多风险和不确定性的影响，我们为实现这些目标而采取的行动也可能使我们面临某些额外和/或更高的诉讼、财务和运营风险。减少GHG排放，除其他外，取决于我们制定、获得和实施商业上可行和可扩展的减排战略以及相关技术和产品的能力。如果我们无法在不对我们的预期运营或成本结构产生负面影响的情况下按计划实施这些战略和技术，或者此类战略或技术的表现不如预期，我们可能无法在计划的时间表上实现我们的GHG减排目标，或者根本无法实现。在这种情况下，这可能会导致声称我们歪曲了我们的目标或我们实现这些目标的能力。

此外，由于更长的时间框架和我们无法控制的某些因素，包括我们实现这些目标可能需要的未来技术的商业应用，以及包括Pathways Alliance在内的第三方的合作和行动，长期目标本质上不太确定。Pathways联盟提议的碳捕获和储存项目具有特别的相关性，而如果这个项目被推迟或不继续进行，Cenovus实现其GHG减排目标和雄心的能力将被推迟，并且可能无法实现。

此外，实现我们的GHG减排目标有赖于有利和稳定的监管框架的存在，其中包括（其中包括）来自各级政府的支持，包括财政支持和分担的资本成本承诺，这些支持的发展方式可能与我们的预期不一致，或者根本不一致。实现我们的GHG减排目标还需要资本支出和公司资源，潜在的情况是实际成本可能与我们最初的估计不同，并且差异可能很大。此外，投资于减排技术的成本，以及由此导致的资源部署和重点的变化，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。

水资源管理目标

我们实现水资源管理目标的能力将取决于相关减水战略的商业可行性和可扩展性，以及相关的蒸汽和水使用技术和产品。存在与主要或部分依赖新技术、将此类技术纳入新的或现有运营以及新技术在市场上被接受相关的风险。如果我们无法按计划有效部署必要的战略和技术，而不会对我们的预期运营或成本结构产生负面影响，或者此类战略或技术的表现不如预期，实现我们目标的进展可能会被中断、延迟或放弃。在这种情况下，这可能会导致声称我们歪曲了我们的目标或我们实现这些目标的能力。

生物多样性目标

我们实现生物多样性雄心的能力受到各种运营、环境和监管风险的影响，这可能会给我们带来巨大的成本、限制、责任和义务。见上文“退役”。此外，运营成本的增加、市场条件的变化以及在需要时获得额外资本，可能会导致我们无法在当前的时间表上为我们的生物多样性目标提供资金并实现这些目标，或者根本无法实现这些目标。在某些情况下，实现我们的生物多样性雄心对减少作业足迹和加速废弃、复垦和恢复具有业务影响。如果我们没有达到我们的目标，这可能会导致声称我们歪曲了我们的目标或我们实现这些目标的能力。

土着和解目标

未能或延迟实现我们的土著和解雄心或继续推进土著和解倡议，可能会对我们与邻近土著企业和社区的关系以及我们的声誉产生不利影响。


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接受和归属目标

员工的接受度和归属感对于加强我们的业务绩效和文化起着至关重要的作用。未能或延迟实现我们的接受和归属感抱负可能会对我们的招聘活动、保留努力和在利益相关者中的声誉产生重大不利影响。

声誉风险

我们依靠我们的声誉与投资者和其他利益相关者建立并保持积极的关系，招聘和留住员工，并被视为一家可信、值得信赖的公司。我们所有的行为都可能影响公众或关键利益相关者的意见和决定，这可能会对我们的股价、发展计划或持续经营能力产生不利影响。

以化石燃料为基础的能源，特别是油砂的发展，在环境影响、气候变化、GHG排放和土著和解等主题上受到了相当大的关注。对油砂的担忧可能会直接或间接地通过造成重大的监管、经济和运营不确定性而损害我们当前油砂项目的盈利能力和未来油砂项目的可行性，并可能导致获得保险、流动性和资本的机会受到限制，并影响对我们产品的需求。

石油和天然气行业的股东积极主义一直在增加，投资者可能会不时尝试通过股东提案、公开活动、代理征集或其他方式，对我们在气候变化或其他方面的业务、治理或报告做法产生影响。这些行动，无论成功与否，都可能对我们的业务产生不利影响，因为我们会分散对核心业务运营的注意力，产生更多的咨询费和相关成本，干扰我们成功执行战略交易和计划的能力，影响我们吸引和留住员工的能力，造成我们股价的显着波动，并引发对我们业务未来方向的感知不确定性。

互联网搜索功能越来越多地使用人工智能来汇总搜索结果，通常是从包含错误信息或不准确信息的网站获取信息。寻求有关Cenovus信息的投资者和其他利益相关者可能会被导向有关公司的虚假或不完整信息，这可能会影响对我们的业务或运营的看法和决策，并导致员工有时间缓解。

其他风险

稀释效应

除其他类别的股份外，我们被授权根据董事会规定的条款和条件发行无限数量的普通股，在某些情况下无需获得股东的批准。Cenovus普通股或其他可行使或可转换为或可交换为Cenovus普通股的证券的任何未来发行可能会导致对现有和潜在Cenovus股东的稀释。在不时行使可转换为Cenovus普通股的证券时发行额外的Cenovus普通股，包括授予我们的董事和高级职员的股权奖励，将对Cenovus股东的所有权权益产生进一步的稀释影响。这种对Cenovus每股收益的稀释影响可能会对Cenovus普通股的市场价格和我们股东的投资价值产生不利影响。

与收购和剥离相关的风险

出于各种战略原因，我们已经完成并可能在未来完成收购和资产剥离。我们可能无法以优惠条件、及时或根本无法完成此类交易。收购资产和运营的整合可能会导致业务中断，并可能在此过程中将管理层的重点和资源从其他战略机会和运营事项上转移。这可能会导致成本增加，并可能对我们实现此类交易预期收益的能力以及其他战略机会或运营事项产生不利影响。收购资产需要对其特征进行评估，这些特征不准确且具有内在的不确定性，因此，所收购资产可能无法按预期生产或运营，可能没有预期的效益或协同效应，并可能受到成本和负债增加的影响。此外，我们可能无法就收购前产生的负债从卖方获得或变现合同赔偿。

各种因素可能会对我们未来处置资产的能力产生重大影响，也可能会减少此类资产剥离的收益或实现的价值。我们还可能在销售交易中保留某些责任或同意赔偿义务，这在交易时可能难以量化，并且可能是重大的。

如果与收购或资产剥离相关的任何风险成为现实，它们可能会对我们的业务、财务状况或声誉产生不利影响。


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新诺威重要股东相关风险

Cenovus的主要股东Hutchison Whampoa Europe Investments S. à r.l.（“和记黄埔”）和L.F. Investments S. à r.l.（“L.F. Investments”，连同和记黄埔，“主要股东”）向市场出售Cenovus普通股或市场对主要股东出售Cenovus普通股的任何意图的看法，可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。此外，重要股东可能会影响某些需要Cenovus股东批准的事项。虽然根据每位股东与Cenovus签订的停顿协议，主要股东受到某些投票和出售限制，但此类协议已于2026年1月1日到期。

收入和财产税法

我们的运营受制于多个司法管辖区复杂且不断发展的税收法律法规。不断变化的判例以及立法、法规或政府政策的变化可能会对我们的财务业绩和实现战略目标的能力产生不利影响。税务机关可能会对我们的申报提出质疑，审计或争议可能会导致额外的责任。

大流行风险

大流行、流行病或爆发对公司构成持续风险，其最终影响仍不确定，并可能发生变化。此类事件，连同Cenovus或政府当局为保护人员健康和安全并确保业务连续性而采取的任何措施，可能会引发法律纠纷，减少对关键商品的需求和定价，并可能对公司的经营业绩、财务状况和声誉产生不利影响。

打击供应链中的强迫劳动和童工法案

The打击供应链中的强迫劳动和童工法案要求Cenovus发布年度报告，说明为评估和减轻其业务和供应链中的强迫或童工风险而采取的措施。加拿大海关法规还禁止进口使用强迫、童工和监狱劳工生产的商品，以及在这些商品进口后拥有、购买、出售、交换、获取或处置这些商品。加强监管审查和不断演变的立法，以及我们对这些变化的反应，可能会扰乱我们的供应链，影响商品和材料的可用性或成本、采购流程、生产力、运营成本和财务状况。我们的供应链可能存在使用或被指控使用强迫或童工的风险，从供应商那里收集足够的信息来评估和减轻此类风险可能具有挑战性。我们的尽职调查和缓解活动可能无法识别或减轻所有风险，从而使Cenovus面临声誉损害。加拿大政府可能会扩大这些要求，但任何此类扩大的时间和影响仍不确定。

关于额外风险的讨论，如果它们出现在本MD & A日期之后，可能会影响我们的业务、前景、财务状况、经营业绩和现金流，在某些情况下还会影响我们的声誉，可在我们随后提交的MD & A中找到，可在SEDAR +上的sedarplus.ca、EDGAR上的sec.gov和cenovus.com上找到。


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关键会计判断、估计不确定性和会计政策

管理层被要求在应用可能对我们的财务业绩产生重大影响的会计政策时做出估计和假设，以及使用判断。实际结果可能与估计不同，这些差异可能是重大的。所使用的估计和假设将根据经验和新信息的应用进行更新。我们的重要会计政策每年由董事会审计委员会审查。有关编制基础和我们的重要会计政策的进一步详情，请参阅综合财务报表附注。

应用会计政策的关键判断

关键判断是指管理层在应用会计政策过程中做出的那些对公司合并财务报表中记录的金额影响最大的判断。

现金产生单位的识别

现金产生单位（“CGU”）被定义为最低级别的综合资产，其存在在很大程度上独立于来自其他资产或资产组的现金流量的可单独识别的现金流量。对企业资产进行分类，将企业资产配置为CGU，需要进行重大的判断和解读。分类中考虑的因素包括资产之间的整合、共享基础设施、共同销售点的存在、地理位置、地质结构以及管理层对其运营进行监控和决策的方式。公司上游、炼油、铁路原油、轨道车、储罐和企业资产的可回收性在CGU层面进行评估。因此，现金产生单位的确定可能会对减值损失和减值转回产生重大影响。

评估减值指标或减值转回

PP & E、E & E资产和使用权资产按季度或当事实和情况表明账面值可能超过其可收回金额时，分别审查减值指标。除商誉减值外，在以往各期确认的减值损失在每个报告日评估减值损失可能不再存在或可能已经减少的任何指标。减值指标的识别或减值转回需要重大判断。

勘探和评估资产

在活动未达到可以合理确定技术可行性和商业可行性的阶段时，应用公司的E & E支出会计政策需要判断是否有可能存在未来的经济利益。考虑了钻井结果、未来资本计划、未来运营费用以及预计储量和资源量等因素。此外，管理层使用判断来确定E & E资产何时重新分类为PP & E。在作出这一决定时，考虑了各种因素，包括储备的存在，以及是否已收到监管机构的适当批准和公司的内部批准程序。

联合安排

将单独持有的合营安排归类为共同经营或合营企业需要判断。

2025年9月30日，Cenovus剥离了其在WRB的全部50%权益，该权益为共同控制实体。合营安排符合IFRS 11下合营经营的定义，“联合安排”（“IFRS 11”）；因此，公司在截至资产剥离日期的综合业绩中确认其在资产、负债、收入和费用中的份额。

在确定其联营安排在IFRS 11下的分类时，公司考虑了以下几点：

•联合安排的初衷是形成一体化的北美重油业务。伙伴关系是“流动的”实体。

•这些协议要求，如果资金不足以满足公司和合伙企业的义务或责任，合伙人必须作出贡献。WRB过去和未来的发展依赖于合作方以出资承诺、应付票据和贷款的方式提供资金。

•WRB拥有第三方债务融资来满足短期营运资金需求。

•由于协议禁止合作伙伴自己承担这些角色，作为WRB的运营商，Phillips 66直接或通过全资子公司，代表合作伙伴提供营销服务、购买必要的原料以及安排运输和储存。此外，联合安排没有雇员，因此无法履行这些职责。

•在该安排中，产出由合作伙伴获取，表明合作伙伴有权获得资产的经济利益，并有义务为该安排的负债提供资金。


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估计不确定性的关键来源

关键会计估计是指那些要求管理层对本质上不确定的事项作出特别主观或复杂判断的估计。对估计和基本假设进行持续审查，对会计估计的任何修订均记录在修订估计的期间。

全球对能源不断变化的需求和非化石燃料来源的替代能源的全球进步可能会改变用于确定公司可回收量的假设’s PP & E和E & E资产并可能影响这些资产的账面价值，可能影响勘探前景的未来发展或可行性，可能会缩短石油和天然气资产的预期使用寿命从而加速折旧费用，并可能加速退役义务，从而增加相关拨备的现值。全球能源市场从碳基能源向替代能源过渡的时间高度不确定。通过使用用于估计公允价值的关键假设，包括远期商品价格、远期裂解价差、可再生识别号的净额。和贴现率。能源转型可能会影响大宗商品的未来价格。用于确定可回收量的定价假设包含了市场预期和不断变化的全球能源需求。

以下是报告期末的关键估计、假设和判断，这些估计、假设和判断如果发生变化，可能导致下一个财政年度内对资产和负债的账面金额进行重大调整。

原油和天然气储量

There是与估算原油和天然气储量相关的一些固有的不确定性。储量估计取决于变量，包括预期的未来产量、未来开发和运营费用、远期商品价格、估计的特许权使用费和税收。这些变量的变化可能会对储量估计产生重大影响，这将影响公司在油砂、常规和海上部门的原油和天然气资产的减值测试可收回金额和DD & A费用。公司的储量每年进行评估，并由其独立的合格储量评估师（“IQRES”）向公司报告。

可收回金额

确定现金产生单位或单个资产的可收回金额需要使用估计和假设，这些估计和假设可能会随着新信息的出现而发生变化。对于公司的上游资产，这些估计包括储量数量、预期未来产量、未来开发和运营费用、远期商品价格和贴现率。可回收量f或公司下游资产使用精炼产品生产等假设，远期原油价格，远期裂解价差、净RINS、未来运营费用、未来资本支出和贴现率。用于确定可收回金额的假设变动可能会影响相关资产的账面价值。

退役费用

计提拨备，用于公司上游资产、炼油资产和铁路原油码头在其经济寿命结束时的未来退役和恢复。管理层用判断来评估负债的存在，并估计未来的价值。退役和恢复的实际成本是不确定的，成本估计可能会因应众多因素而改变，包括法律要求的变化、技术进步、通货膨胀以及预期退役和恢复的时间。此外，管理层在每个报告期末确定适当的贴现率。这一贴现率是经信贷调整的，用于确定清偿债务所需的估计未来现金流出的现值，并可能因应众多市场因素而发生变化。

企业合并中取得的资产和承担的负债的公允价值

企业合并中所收购的资产、承担的负债和放弃的资产的公允价值，包括或有对价和商誉（如有），是根据收购之日可获得的信息估计的。公允价值计量采用了包括市场可比交易、现金流折现等多种估值技术。对于公司的上游资产，用于估计公允价值的贴现现金流模型中的关键假设包括远期商品价格、预期未来产量、储量数量、贴现率以及未来开发和运营费用。获得的石油和天然气资产的估计生产量和储量数量由内部地质和工程专业人员以及IQRES开发。这些变量的变化可能会对所收购净资产的账面价值产生重大影响。

所得税拨备

确定公司的收入和其他税务负债需要对复杂的法律法规进行解释，这些法律法规通常涉及多个司法管辖区。通常有若干税务事项正在审查中；因此，所得税存在计量不确定性。


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递延所得税资产在未来期间很可能收回可抵扣暂时性差异的情况下入账。可收回性评估涉及大量的估计，包括对暂时性差异何时转回的评估、对未来应纳税所得额的分析、发生转回时抵补税收资产的现金流的可获得性以及税法的适用。有一些交易的最终税收确定是不确定的。如果可收回性评估中使用的假设发生变化，可能会对未来期间的合并财务报表产生重大影响。

尚未采用的新会计准则和解释

金融工具

2024年5月30日，IASB发布了对IFRS 9的修订，“金融工具”，和IFRS 7，“金融工具：披露”。修订包括澄清金融负债的终止确认及若干金融资产的分类。此外，新增指定为公允价值变动计入其他综合收益（亏损）的权益工具的披露要求。修订自2026年1月1日或之后开始的年度期间生效，并将追溯适用。国际财务报告准则第9号和国际财务报告准则第7号的修订不会对合并财务报表产生重大影响。

财务报表中的列报和披露

2024年4月9日，国际会计准则理事会发布IFRS 18，“财务报表中的列报和披露”（“IFRS 18”）,将取代国际会计准则1，“财务报表的列报”.IFRS 18将为综合综合收益（亏损）表建立修订结构，并提高各实体和报告期的可比性。

IFRS 18对自2027年1月1日或之后开始的年度期间生效。该标准将追溯适用，并有一定的过渡条款。公司正在继续评估采用IFRS 18对合并财务报表的影响。Cenovus将采用追溯法采用IFRS 18，自2027年1月1日起生效。



控制环境

管理层，包括我们的总裁兼首席执行官和执行副总裁兼首席财务官，评估了截至2025年12月31日ICFR和DC & P的设计和有效性。在进行评估时，管理层使用了Treadway Commission Framework in Internal Control – Integrated Framework（2013）发起组织委员会来评估ICFR的设计和有效性。根据我们的评估，管理层得出结论，截至2025年12月31日，ICFR和DC & P均有效。

2025年11月13日，Cenovus完成MEG收购。根据并根据NI 52-109以及美国证券交易委员会发布的指南，管理层对ICFR和DC & P的范围和设计进行了限制，以排除与从MEG收购的业务有关的控制、政策和程序。此类范围限制主要是由于管理层以与我们其他业务一致的方式评估与从MEG收购的业务相关的ICFR和DC & P所需的时间。随着流程和系统的调整，将在2026年剩余时间内进行进一步的整合。

截至2025年12月31日归属于MEG的资产，约为CENOVUS总资产的18%，以及截至2025年11月13日至2025年12月31日期间归属于MEG的收入约占Cenovus截至2025年12月31日止三个月总收入的百分之一。

内部控制制度，无论设计得多么好，都有先天的局限性。因此，即使那些被确定为有效的制度，也只能在财务报表编制和列报方面提供合理保证。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都会受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。


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咨询

油气资讯

石油当量桶–天然气量按6千立方英尺比1桶折算为BOE。BOE可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。一个bbl到六个McF的转换比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。鉴于基于原油当前价格与天然气相比的价值比与6：1的能源当量转换比存在显著差异，利用6：1基础上的转换并不能准确反映价值。

于合营企业的权益

Cenovus持有根据IFRS会计准则分类的多家合资企业的权益，这些企业在我们的合并财务报表中使用权益会计法进行核算，包括Duvernay的30%股权所有权权益和HCML的40%股权所有权权益。除非另有说明，这些股权产生的运营事件和结果，包括但不限于产量、储量、收入、成本和费用，可能不会反映在合并财务报表或本MD & A中。因此，在AIF中有关某些权益法被投资方的披露可能与本MD & A中的相应信息存在差异。有关Cenovus在Duvernay和HCML中的权益的更多信息，请读者参阅AIF中“储量数据和其他石油和天然气信息”标题下包含的信息。

前瞻性信息

本文件包含有关公司当前预期、估计和预测的前瞻性陈述和其他信息（统称为“前瞻性信息”），这些信息是根据公司的经验和对历史趋势的看法做出的。尽管公司认为此类前瞻性信息所代表的预期是合理的，但无法保证此类预期将被证明是正确的。

这些前瞻性信息由“推进”、“目标”、“分配”、“预期”、“相信”、“承诺”、“继续”、“可以”、“交付”、“预期”、“F”、“专注”、“增长”、“维持”、“可能”、“最大化”、“缓解”、“在轨道上”、“目标”、“进行中”、“机会”、“优化”、“计划”、“位置”、“潜力”、“优先”、“进展”、“战略”、“管家”、“努力”、“目标”和“将”等词语识别，或包含对未来结果的建议，包括但不限于以下方面的陈述：我们的五大战略目标；股东价值和回报；顶级安全绩效；安全优先事项；可持续发展领先和推进可持续发展举措；关注成本领先，平衡股东回报与去杠杆包括努力与政府达成协议；实现价值和盈利最大化；有纪律的资本配置；现金流和商品价格波动和稳定；价格调整和波动管理策略；股息；关注成本和可持续性改善；流动性；我们的2026年公司指导；影响商品前景的因素；公司2026年的关键优先事项；全球贸易战的影响；实现我们综合战略的全部价值；利用机会；根据股东回报框架，将净债务目标；将多余的自由资金流分配给股东回报；绝对和每股自由资金流增长；项目执行；增强我们在重油价值链和可靠运营方面的竞争优势；监测市场基本面并优化我们炼油厂的运行率；安全可靠的运营；成为一流的运营商；保持强劲的资产负债表；成本；利润率；Cenovus的长期价值；在West White Rose项目推进平台的联播和调试；正在推进的增长项目，包括Foster Creek的Amine Claus项目、Christina Lake North扩建项目、Sunrise增长计划和开发我们的Lloydminster资产；我们的可持续发展重点领域、目标，计划和承诺；所得税准备金；为近期现金需求提供资金；信用评级；履行付款义务；原油和精炼产品价格的一般前景；价格波动和地缘政治风险；加拿大和美国之间当前和未来的经济安排的影响，包括关税和其他措施和反措施及其应对措施对市场准入和运输的影响；使用衍生品、金融工具和实物头寸作为金融风险管理活动；交易活动，包括能源产品的交易，用于对冲净债务与调整后资金流动比率以外的目的；公司的资本分配框架；净债务与调整后EBITDA比率；净债务与资本化比率；引入人工智能试点阶段；保持充足的流动性；财务弹性；来自法律诉讼的负债；运输和储存承诺；以及公司对大宗商品和加元的前景，影响这种前景的因素，以及对Cenovus的影响和影响。

提醒读者不要过分依赖前瞻性信息，因为公司的实际结果可能与明示或暗示的结果存在重大差异。开发前瞻性信息涉及依赖一些假设并考虑某些风险和不确定性，其中一些是公司特有的，另一些则普遍适用于行业。前瞻性信息所依据的因素或假设包括但不限于：预测沥青、原油和天然气、NGLs、凝析油和精炼产品价格以及轻重和轻中重原油价差；公司实现收购预期收益的能力；就收购进行的任何评估的准确性；预测产量和原油吞吐量以及时间


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其中；预测价格和成本、预计资本投资水平、资本支出计划和相关资金来源的灵活性；政府政策、立法和法规（包括与气候变化土著关系、所有权或权利主张、特许权使用费制度、利率、通货膨胀、外汇汇率、全球经济活动、竞争条件、贸易制裁、限制性贸易措施或反措施有关的政策、立法和法规）没有发生重大不利变化，以及沥青、原油和天然气、NGLs、凝析油和精炼产品的供需和政治，公司经营所在司法管辖区的经济和社会稳定；运营不存在重大中断，包括由于恶劣天气、自然灾害、事故、第三方行动、内乱或其他类似事件；公司经营地点的普遍气候条件；实现进一步的成本削减及其可持续性；适用的特许权使用费制度，包括预期的特许权使用费率；产品运输能力的未来改善；长期增加公司的股价和市值；以公司可接受的价格购买股票注销的机会；公司利用金融风险管理活动和实物头寸管理其对商品价格波动和外汇和利率的风险敞口、优化供应成本或生产销售的能力；公司使用固定价格承诺购买或销售商品的能力；现金余额的充足性、内部产生的现金流、现有信贷额度，管理公司的资产组合，获得资本和保险覆盖，以追求和资助未来的投资和发展计划以及股息，包括任何增加；实现预期能力，在公司尚未生产的油砂储层桶内储存，包括公司将能够在需求增加、管道和/或储存能力改善以及未来原油差异缩小的较晚日期生产和销售其库存；艾伯塔省的WTI-WCS差异在很大程度上仍与全球供应因素和重质原油加工能力相关，只要供应量不超过加拿大原油出口能力；公司在不受约束的基础上利用油砂设施生产的能力；对来自资产和其他目前未被归类为证明的来源的石油、沥青、NGLs数量的估计；会计估计和判断的准确性；公司获得必要的监管和合作伙伴批准的能力；成功、及时和具有成本效益地实施资本项目、开发项目或其阶段；公司履行当前和未来义务的能力；估计废弃和回收成本，包括相关征费和适用于此的法规；公司及时获得和保留合格员工和设备的能力以及具有成本效益的方式；公司完成收购和资产剥离的能力，包括在预期的时间范围内使用期望的交易指标；气候情景和假设的准确性，包括公司所依赖的第三方数据；获得和实施实现预期未来结果所需的所有技术和设备的能力，包括在可持续发展目标和路径联盟项目方面，以及相关技术和产品的商业可行性和可扩展性；可持续发展重点领域投资的预期收益；与政府、Pathways Alliance和其他行业组织的合作；市场和商业状况；预测通货膨胀和公司2026年指导中固有的其他假设，可在cenovus.com上查阅，如下所述；以及公司向证券监管机构提交的文件中不时描述的其他风险和不确定性。

可在cenovus.com上查阅的日期为2025年12月10日的2026年指导假设：布伦特原油价格为每桶64.00美元，WTI价格为每桶60.00美元；WCS为每桶47.50美元；差价WTI-WCS为每桶12.50美元；AECO天然气价格为每千立方英尺2.50美元；芝加哥3-2-1裂解价差为每桶20.00美元；RINs为每桶6.00美元；汇率为0.72美元/加元。

可能导致公司实际业绩与前瞻性信息存在重大差异的风险因素和不确定性，包括，但不限于：公司及时或完全实现收购的预期收益的能力；公司及时以具有成本效益的方式或完全成功地将收购的业务与自身整合的能力；与收购相关的不可预见或被低估的负债；与收购和资产剥离相关的风险；公司获得或实施部分或全部必要技术的能力，以高效和有效地运营其资产并实现预期的未来结果，包括在可持续发展目标和Pathways Alliance项目以及商业可行性方面以及相关技术和产品的可扩展性；新重要股东的影响；大宗商品价格的波动性和其他假设；任何市场低迷的持续时间和影响；公司整合上下游运营的能力，以帮助缓解轻质重质原油价差波动的影响并为其净利润做出贡献；外汇风险，包括与以外币计价的协议有关；公司持续的流动性足以在长期的市场低迷中维持运营；Hardisty的WTI-WCS差异在很大程度上并不与全球供应因素和重质原油加工能力挂钩；公司实现其在其尚未生产的油砂储藏桶内储存能力的预期影响的能力，包括可能无法在管道和/或储存能力和原油差价改善的较晚日期进行生产和销售；公司风险管理计划的有效性；公司对商品价格和货币及利率前景的准确性；法律的变化或现行法律的执行、汇率波动、贸易争端、贸易协定或条约、新的或增加的关税、经济制裁和其他限制性贸易措施或反措施及其应对措施；产品供需；公司股价和市值假设的准确性；市场竞争，包括来自替代能源的风险；公司营销业务中固有的风险，包括信用风险、对交易对手和合作伙伴的风险敞口，包括这些方及时履行合同义务的能力和意愿；固有的风险


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在公司的原油铁路码头运营中，包括健康、安全和环境风险；公司保持净债务与调整后EBITDA和净债务与调整后资金流的理想比率的能力；公司获得各种债务和股权资本来源的能力，一般而言，以可接受的条件；公司为增长和持续资本支出提供资金的能力；完成和优化钻井、完井、绑定和基础设施项目；公司在预期时间内增加其炼油厂活动的能力；适用于公司或其任何证券的信用评级的变化；公司股息计划的变化；公司未来利用税收损失的能力；税务审计和重新评估；公司储量、未来产量和未来净收入估计的准确性；影响未开发储量开发的优先顺序和时间决策的因素的准确性；与采用相关的潜在中断和风险，AI的开发和整合；公司会计估计和判断的准确性；公司原油和天然气储量置换和扩大的能力；获取探矿权、开展地质研究的成本，评估钻探和项目开发；适用会计准则下对公司部分或全部资产或商誉的估计可收回金额的减值或转回的潜在要求；公司维持与合作伙伴关系以及成功管理和运营其综合运营和业务的能力；公司资产的可靠性，包括为了达到生产目标；开发新产品和精炼工艺的潜在中断或意外技术困难；发生导致运营中断的意外事件，包括在我们的合作伙伴或第三方运营的设施中，例如井喷、火灾、爆炸、轨道车事故或脱轨、航空事故、冰山碰撞、气体泄漏、有害物质迁移、失去控制、释放或溢出，包括从码头或枢纽的近海设施和运输船只以及由于管道或其他泄漏、腐蚀、流行病和流行病导致的释放或溢出；以及灾难性事件，包括但不限于战争、不利的海况、极端天气事件、自然灾害、激进主义行为、破坏公物和恐怖主义，以及在往返商业或工业场所的运输过程中或在运输过程中可能发生的其他事故或危险以及其他事故或类似事件；炼油和营销利润率；成本上升，包括运营成本的通胀压力，例如油砂工艺和下游运营中使用的劳动力、材料、天然气和其他能源以及增加的保险免赔额或保费；公司运营所必需的设备的成本和可用性；产品可能无法达到或保持市场认可度；与能源行业和公司声誉相关的风险，社会经营许可及相关诉讼；对与土著所有权或其他权利主张相关的基础设施项目提出法律质疑或反对；运营、建造或改造炼油或精炼设施的意外成本增加或技术困难；生产、运输或将沥青和/或原油提炼成石油和化工产品的意外困难；与技术和设备相关的风险及其对公司业务的应用，包括潜在的网络攻击；与公司国际业务相关的地缘政治和其他风险；与气候变化相关的风险以及公司与此相关的假设；油井和管道建设的时间安排和成本；公司进入市场的能力，以及确保足够且具有成本效益的产品运输的能力，包括足够的管道运输、铁路原油运输、海运或替代运输，包括解决管道系统或储存能力限制造成的任何缺口；可用性、以及公司吸引和保留的能力，关键人才和整合在交易中获得的新人员；可能无法及时获得和留住合格的领导层和人员以及设备；劳动力人口结构和关系的变化，包括与任何加入工会的劳动力的变化；意外的废弃和回收成本；公司运营所在的任何地点或其所依赖的任何基础设施的监管框架、许可和批准的变化；与气候变化相关的监管、气候过渡风险；未能实现我们的可持续发展目标，或关键利益相关者认为我们的行动或目标不足或无法实现；政府采取行动或监管举措以限制能源运营或追求更广泛的气候变化议程；对监管审批程序和土地使用指定、特许权使用费、税收、环境、GHG、碳、气候变化和其他法律或法规的变更，或对采用或提议的此类法律法规的解释的变更，其影响以及与合规相关的成本；各种会计公告、规则变更和准则对公司业务的预期影响和时间安排，其财务业绩和合并财务报表；总体经济、市场和商业状况的变化；欧佩克+政策；欧佩克和非欧佩克成员国的行动，包括遵守或不遵守商定的配额和施加生产配额的决定；公司经营或供应所在司法管辖区的政治、社会和经济状况；公司与其经营所在社区的关系状况，包括与土著社区的关系；发生意外事件，如抗议、流行病、战争、恐怖威胁及其导致的不稳定；以及与现有和未来潜在诉讼相关的风险，股东提案和针对公司的监管行动。此外，存在风险，即我们在试图实现可持续发展重点领域目标方面采取的行动的效果可能会对我们现有的业务、增长计划和未来的运营结果产生负面影响，或者收益可能低于预期。


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除适用的证券法要求外，Cenovus不承担任何公开更新或修改任何前瞻性陈述的意图或义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。请读者注意，上述清单并非详尽无遗，是在本文件发布之日作出的。事件或情况可能导致我们的实际结果与前瞻性信息中估计或预测和表达或暗示的结果存在重大差异。有关公司重大风险因素的全面讨论，请参阅公司最近提交的年度MD & A中的风险管理和风险因素，以及公司不时向加拿大证券监管机构提交的其他文件中描述的风险因素，可在SEDAR +上查阅sedarplus.ca，在EDGAR上向美国证券交易委员会查阅sec.gov，并在公司网站cenovus.com上查阅。

公司网站cenovus.com上或与之相关的信息不构成本MD & A的一部分，除非以引用方式明确并入本文。

缩写和定义

缩略语

本文件中使用了以下缩写和定义：

原油和NGLs

天然气

其他

英国石油

桶

McF

千立方英尺

京东方

桶油当量

MBBLS/d

千桶/日

MMF

百万立方英尺

MBOE/d

千桶油
每天等值

MMBBLS

百万桶

MMcF/d

百万立方英尺/日

MMBOE

百万桶油当量

WCS

加拿大西部精选

BCF

十亿立方英尺

DD & A

折旧、损耗和
摊销

WTI

西德州中级

GHG

温室气体

FPSO

浮式生产、储存和
卸载单元

NCIB

正常课程发行人投标

AECO

艾伯塔省Energy Company

纽约商品交易所

欧佩克

石油组织
出口国

欧佩克+

欧佩克和11国集团
非欧佩克成员国

USGC

美国墨西哥湾沿岸


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具体财务措施

本文件中的某些财务计量不具有IFRS会计准则规定的标准化含义，包括营业利润率、按资产划分的营业利润率、调整后的资金流量、调整后的每股资金流量–基本、调整后的每股资金流量–稀释、自由资金流量、超额自由资金流量、长期负债总额、已实现销售价格、常规、离岸和亚太每单位运营费用、净回扣（包括每BOE的净回扣总额）、毛利率、调整后的毛利率、调整后的炼油利润率和调整后的市场捕获量。

这些措施可能无法与其他发行人提出的类似措施相比较。描述和介绍这些措施是为了向股东和潜在投资者提供额外的措施，以分析我们产生资金为我们的运营提供资金的能力以及有关我们流动性的信息。这些额外信息不应被孤立地考虑，也不应作为根据国际财务报告准则会计准则编制的措施的替代。每一特定财务措施的定义和调节（如适用）在本咨询中提出，也可能在本MD & A的运营和财务结果部分提出。请参阅相关期间的MD & A的特定财务措施咨询，以了解以下找不到的2025年、2024年和2023年的前期信息的营业利润率、调整后的资金流、自由资金流和超额自由资金流的对账情况。

非GAAP财务指标和非GAAP比率

营业利润率

营业利润率和按资产划分的营业利润率是非公认会计准则财务指标，上游或下游业务的营业利润率是特定的财务指标。这些用于提供对我们的运营和资产的现金产生业绩的一致衡量，以便我们在不同时期的基本财务业绩具有可比性。营业利润率定义为收入减去采购产品、运输和混合费用、营业费用，再加上风险管理活动的已实现收益减去已实现损失。公司和消除部门内的项目不包括在营业利润率的计算中。下表提供了与我们合并财务报表的对账。

营业利润率


	截至12月31日的三个月，
	2025	2024	2025	2024	2025	2024
（百万美元）	上游(1)		下游(1)		合计
总销售额
对外销售	6,373	6,050	5,180	7,677	11,553	13,727
分部间销售	1,914	2,190	134	160	2,048	2,350
	8,287	8,240	5,314	7,837	13,601	16,077
版税	(670)	(914)	—	—	(670)	(914)
收入	7,617	7,326	5,314	7,837	12,931	15,163
费用
购买产品	1,271	1,000	4,574	7,364	5,845	8,364
运输和混合	2,832	2,816	—	—	2,832	2,816
运营中	893	842	591	866	1,484	1,708
风险管理已实现（收益）损失	(7)	(2)	—	3	(7)	1
营业利润率	2,628	2,670	149	(396)	2,777	2,274

(1)见中期综合财务报表附注1。


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	截至12月31日止年度，
	2025	2024		2025	2024	2025	2024
（百万美元）	上游(1)		下游(1)		合计
总销售额
对外销售	24,354	24,640		28,397	33,086	52,751	57,726
分部间销售	8,141	8,438		800	532	8,941	8,970
	32,495	33,078		29,197	33,618	61,692	66,696
版税	(3,055)	(3,449)		—	—	(3,055)	(3,449)
收入	29,440	29,629		29,197	33,618	58,637	63,247
费用
购买产品	4,223	3,674		25,855	30,252	30,078	33,926
运输和混合	11,243	11,331		—	—	11,243	11,331
运营中	3,567	3,489		3,143	3,670	6,710	7,159
风险管理已实现（收益）损失	4	14		(6)	8	(2)	22
营业利润率	10,403	11,121		205	(312)	10,608	10,809

(1)见合并财务报表附注1。

按资产划分的营业利润率


	截至2025年12月31日止年度
（百万美元）		大西洋	亚太地区	离岸(1)
总销售额		420	1,088	1,508
版税		(4)	(76)	(80)
收入		416	1,012	1,428
费用
购买产品		—	—	—
运输和混合		17	—	17
运营中		226	123	349
营业利润率		173	889	1,062


	截至2024年12月31日止年度
（百万美元）		大西洋	亚太地区	离岸(1)
总销售额		322	1,250	1,572
版税		(2)	(97)	(99)
收入		320	1,153	1,473
费用
购买产品		—	—	—
运输和混合		11	—	11
运营中		290	133	423
营业利润率		19	1,020	1,039

(1)见合并财务报表附注1。

调整后的资金流动、自由资金流动和超额自由资金流动

调整后的资金流量是石油和天然气行业常用的一种非公认会计准则财务指标，用于帮助衡量一家公司为其资本计划提供资金和履行其财务义务的能力，总计和以每股为基础。调整后的资金流定义为来自（用于）经营活动的现金，不包括退役负债的结算和经营性非现金营运资本的净变化。经营性非现金营运资金由应收账款和应计收入、应收所得税、存货（不含非现金存货减记转回）、应付账款和应计负债、应交所得税构成。调整后每股资金流量–基本定义为调整后资金流量除以基本加权平均股数。调整后每股资金流量–稀释后定义为调整后资金流量除以稀释后的加权平均股数。

自由资金流是一种非公认会计准则财务指标，用于帮助衡量公司在为其资本项目融资后拥有的可用资金。自由资金流定义为来自（用于）经营活动的现金，不包括退役负债的结算和经营性非现金营运资本的净变化，减去资本投资。


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超额自由资金流是公司用来交付股东回报和根据我们的股东回报和资本分配框架分配资本的非公认会计准则财务指标。超额自由资金流定义为自由资金流减去普通股支付的基本股息、优先股支付的股息、根据员工福利计划净购买的普通股、现金的其他用途（包括结算退役负债和偿还租赁本金）、收购支出扣除获得的现金，加上资产剥离的收益或与之相关的付款。


	截至12月31日的三个月，		截至12月31日止年度，
（百万美元）	2025	2024	2025	2024
来自（用于）经营活动的现金	2,408	2,029	8,228	9,235
（加）扣除：
退役负债的结算	(82)	(64)	(280)	(234)
非现金营运资本净变动	(184)	492	(363)	1,305
调整后资金流	2,674	1,601	8,871	8,164
资本投资	1,360	1,478	4,907	5,015
自由资金流动	1,314	123	3,964	3,149
加（减）：
以普通股支付的基本股息	(376)	(330)	(1,423)	(1,255)
支付优先股股息	(4)	(18)	(14)	(45)
购买雇员项下的普通股福利计划	(61)	(43)	(155)	(43)
退役负债的结算	(82)	(64)	(280)	(234)
偿还租赁本金	(84)	(80)	(350)	(299)
收购，扣除已收购现金	(3,430)	(3)	(3,666)	(22)
收购所有权权益 MEG能源公司。(1)	(752)	—	(752)	—
资产剥离收益	1,878	(1)	1,891	46
超额自由资金流	(1,597)	(416)	(785)	1,297

(1)表示在MEG收购完成之前购买的已收购MEG普通股。有关进一步资料，请参阅中期综合财务报表附注3。

长期负债合计

长期负债总额是一种非公认会计准则财务指标。措施公开兑现国仪51-102要求，“C持续披露义务”并定义为负债总额减去流动负债总额。


	截至12月31日，
（百万美元）	2025	2024	2023
负债总额	31,786	26,770	25,203
减：流动负债总额	6,314	7,362	6,210
长期负债合计	25,472	19,408	18,993

毛利率、调整后的毛利率、调整后的炼油利润率和调整后的市场捕捉

毛利率和调整后毛利率是非公认会计准则财务指标，用于评估我们下游业务的表现。我们将毛利率定义为收入减去购买的产品，将调整后的毛利率定义为收入减去购买的产品，不包括库存持有收益或损失的影响。

库存持有收益或损失反映了以当期成本生产的数量成本（这是当前市场状况的一种指示）与根据国际财务报告准则会计准则要求的先进先出或加权平均成本基础生产的数量成本之间的差额，后者通常反映了购买原料时的市场状况。库存的购买和销售造成的时间差异可能从几周到几个月不等。该度量是对当期成本对FIFO或加权平均成本的影响的估计，并假设所有开盘量均在当期售出。Cenovus使用库存持有收益或损失来分析我们资产的表现，并增加与炼油同行的可比性。

调整后的炼油利润率和调整后的市场捕获包含非GAAP财务指标。调整后的炼油保证金用于在调整库存持有损益后评估我们的下游运营情况。调整后的市场捕获用于我们的美国炼油部门，以根据广泛使用的基准提供相对于市场上可用的保证金捕获的指示。这些措施对于始终如一地衡量我们下游业务的表现是有用的。


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我们将调整后的炼油利润率定义为调整后的毛利率除以总加工投入，将调整后的市场捕获定义为调整后的炼油利润率除以加权平均3-2-1市场基准裂解，扣除RINs，以百分比表示。加权平均裂解价差，净额RINS，是根据Cenovus的芝加哥和第3组3-2-1基准市场裂解价差的可操作容量加权平均值，净额RINS计算得出的。

我们之前披露了炼油保证金和市场捕捉，其中不排除库存持有损益的影响。截至2025年3月31日，我们添加了调整后的毛利率，并替换了我们对炼油利润率和市场捕获的定义，以排除库存持有收益或损失的影响。我们认为，在衡量我们下游业务的绩效时，这些变化提供了更多的可比性和准确性。

下文提供了这些新指标的比较期间信息。

加拿大炼油


	截至2025年12月31日止三个月
（百万美元，除非另有说明）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	1,078	78	1,156
购买产品	862	48	910
毛利率	216	30	246
加（减）：
库存持有（收益）损失	4	—	4
调整后毛利率	220	30	250

处理过的输入总数（百万桶/天）	122.6


调整后的炼油利润率（美元/桶）	19.57

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)收入和采购产品见中期综合财务报表附注1。


	截至2024年12月31日止三个月
（百万美元，除非另有说明）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	1,207	56	1,263
购买产品	1,032	36	1,068
毛利率	175	20	195
加（减）：
库存持有（收益）损失	—	—	—
调整后毛利率	175	20	195

处理过的输入总数（百万桶/天）	112.1


调整后的炼油利润率（美元/桶）	16.96

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)收入和采购产品见中期综合财务报表附注1。


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	截至2025年12月31日止年度

（百万美元，除非另有说明）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	4,781	298	5,079
购买产品	3,932	196	4,128
毛利率	849	102	951
加（减）：
库存持有（收益）损失	3	—	3
调整后毛利率	852	102	954

处理过的输入总数（百万桶/天）	119.4


调整后的炼油利润率（美元/桶）	19.57

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)收入和采购产品见综合财务报表附注1。


	截至2024年12月31日止年度

（百万美元，除非另有说明）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	5,014	296	5,310
购买产品	4,278	205	4,483
毛利率	736	91	827
加（减）：
库存持有（收益）损失	(4)	2	(2)
调整后毛利率	732	93	825

处理过的输入总数（百万桶/天）	96.6

调整后的炼油利润率（美元/桶）	20.72

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)收入和采购产品见综合财务报表附注1。


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美国炼油


	截至12月31日的三个月，		截至12月31日止年度，
（百万美元，除非另有说明）	2025	2024	2025	2024
收入(1)	4,158	6,574	24,118	28,308
购买产品(1)	3,664	6,296	21,727	25,769
毛利率	494	278	2,391	2,539
加（减）：
库存持有（收益）损失	134	45	298	(23)
调整后毛利率	628	323	2,689	2,516

处理过的输入总数（百万桶/天）	375.8	588.4	548.1	581.4


调整后的炼油利润率（美元/桶）	18.17	5.98	13.44	11.83

可运营能力(2) （百万桶/天）	364.8	612.3	549.9	612.3

按区域基准划分的可运营能力（百分比）
芝加哥3-2-1裂解价差加权	88	81	82	81
第3组3-2-1裂解价差加权	12	19	18	19

基准价格和汇率
芝加哥3-2-1裂解价差（美元/桶）	18.20	12.12	19.44	16.74
第3组3-2-1裂解价差（美元/桶）	19.25	12.66	20.63	16.81
RINS（美元/桶）	6.04	4.02	5.81	3.74
美元/1加元–平均	0.717	0.715	0.716	0.730

加权平均裂解价差，RINS净额（美元/桶）	17.14	11.47	19.34	17.82


调整后的市场捕获（百分比）	106	52	69	67

(1)见中期综合财务报表附注1。

(2)截至2025年12月31日止年度，报告的可运营产能反映了于2025年9月30日结束的WRB剥离的加权平均影响。

Netback对账和实现销售价格

Netback是石油和天然气行业常用的非GAAP财务指标，用于辅助衡量经营业绩。我们的Netback计算与《加拿大石油和天然气评估手册》中的定义基本一致。Netback的定义是总销售额减去特许权使用费、运输和混合以及运营费用。Netbacks不反映产品库存的非现金减记或转回，直到在产品销售时实现并排除风险管理活动。冷凝物或丁烷（稀释剂）与原油混合后运往市场。每桶石油当量的净回值包含一个非GAAP衡量标准。每桶石油当量的净回扣反映了我们在每桶石油当量基础上的利润率。每单位衡量标准除以销量。

实现销售价格包含一个非GAAP衡量标准。它包括我们的总销售额、购买的稀释剂成本以及优化活动的利润，例如热电联产、第三方加工和贸易。常规、离岸和亚太单位运营费用包含非GAAP衡量标准。截至2025年3月31日，对我们的常规Netback进行了修改，以包括我们在Duvernay合资企业中30%的股权。这些修改导致了微小的调整，这些调整在未来的净回值计算中得到了体现。离岸和亚太地区的运营费用，如我们在NetBack计算基础上使用的，反映了我们在HCML合资企业中40%的股权。Duvernay和HCML合资公司在中期合并财务报表中采用权益法核算。

下表提供了我们在中期合并财务报表中发现的Netback与营业利润率的对账。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			70

油砂


	Netback计算基础
截至2025年12月31日止三个月（百万美元）	福斯特溪	克里斯蒂娜湖	昇兴股份	劳埃德明斯特(1)	油砂总量(2)
总销售额	1,439	1,752	377	762	4,330
版税	(231)	(337)	(20)	(92)	(680)
收入	1,208	1,415	357	670	3,650
费用
购买产品	—	—	—	—	—
运输和混合	228	224	77	37	566
运营中	183	253	85	224	745
Netback	797	938	195	409	2,339
风险管理已实现（收益）损失					(2)
营业利润率					2,341


	Netback计算基础	调整
截至2025年12月31日止三个月（百万美元）	油砂总量(2)		冷凝物	第三方来源	其他(3)	油砂总量(4)
总销售额	4,330		2,180	827	(125)	7,212
版税	(680)		—	—	41	(639)
收入	3,650		2,180	827	(84)	6,573
费用
购买产品	—		—	827	64	891
运输和混合	566		2,180	—	(9)	2,737
运营中	745		—	—	(23)	722
Netback	2,339		—	—	(116)	2,223
风险管理已实现（收益）损失	(2)		—	—	—	(2)
营业利润率	2,341		—	—	(116)	2,225

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)包括沥青和重油。

(3)其他包括对主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本进行重新分类，以及调整以反映根据获得的库存生产的数量的成本。

(4)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


	Netback计算基础
截至2024年12月31日止三个月（百万美元）	福斯特溪	克里斯蒂娜湖	昇兴股份	劳埃德明斯特(1)	油砂总量(2)
总销售额	1,454	1,646	380	871	4,351
版税	(283)	(455)	(19)	(117)	(874)
收入	1,171	1,191	361	754	3,477
费用
购买产品	—	—	—	—	—
运输和混合	281	137	59	44	521
运营中	163	187	72	200	622
Netback	727	867	230	510	2,334
风险管理已实现（收益）损失					(3)
营业利润率					2,337

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)包括沥青和重油。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			71


	Netback计算基础	调整
截至2024年12月31日止三个月（百万美元）	油砂总量(1)		冷凝物	第三方来源	其他(2)	油砂总量(3)
总销售额	4,351		2,181	465	94	7,091
版税	(874)		—	—	—	(874)
收入	3,477		2,181	465	94	6,217
费用
购买产品	—		—	465	65	530
运输和混合	521		2,181	—	33	2,735
运营中	622		—	—	(7)	615
Netback	2,334		—	—	3	2,337
风险管理已实现（收益）损失	(3)		—	—	—	(3)
营业利润率	2,337		—	—	3	2,340

(1)包括沥青和重油。

(2)其他包括建造、运输和混合。

(3)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


	Netback计算基础
截至2025年12月31日止年度（百万美元）	福斯特溪	克里斯蒂娜湖	昇兴股份	劳埃德明斯特(1)	油砂总量(2)
总销售额	5,938	6,252	1,479	3,247	16,916
版税	(1,093)	(1,414)	(73)	(379)	(2,959)
收入	4,845	4,838	1,406	2,868	13,957
费用
购买产品	—	—	—	—	—
运输和混合	1,090	638	301	149	2,178
运营中	741	763	342	926	2,772
Netback	3,014	3,437	763	1,793	9,007
风险管理已实现（收益）损失					8
营业利润率					8,999


	Netback计算基础	调整
截至2025年12月31日止年度（百万美元）	油砂总量(2)		冷凝物	第三方来源	其他(3)	油砂总量(4)
总销售额	16,916		8,636	2,578	197	28,327
版税	(2,959)		—	—	39	(2,920)
收入	13,957		8,636	2,578	236	25,407
费用
购买产品	—		—	2,578	308	2,886
运输和混合	2,178		8,636	—	61	10,875
运营中	2,772		—	—	(18)	2,754
Netback	9,007		—	—	(115)	8,892
风险管理已实现（收益）损失	8		—	—	—	8
营业利润率	8,999		—	—	(115)	8,884

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)包括沥青和重油。

(3)其他包括对主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本进行重新分类，以及调整以反映根据获得的库存生产的数量的成本。

(4)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			72


	Netback计算基础
截至2024年12月31日止年度（百万美元）	福斯特溪	克里斯蒂娜湖	昇兴股份	劳埃德明斯特(1)	油砂总量(2)
总销售额	5,837	6,428	1,574	3,724	17,563
版税	(1,176)	(1,601)	(78)	(413)	(3,268)
收入	4,661	4,827	1,496	3,311	14,295
费用
购买产品	—	—	—	—	—
运输和混合	937	554	294	185	1,970
运营中	682	733	263	819	2,497
Netback	3,042	3,540	939	2,307	9,828
风险管理已实现（收益）损失					20
营业利润率					9,808


	Netback计算基础	调整
截至2024年12月31日止年度（百万美元）	油砂总量(2)		冷凝物	第三方来源	其他(3)	油砂总量(4)
总销售额	17,563		8,913	1,531	440	28,447
版税	(3,268)		—	—	(6)	(3,274)
收入	14,295		8,913	1,531	434	25,173
费用
购买产品	—		—	1,531	320	1,851
运输和混合	1,970		8,913	—	117	11,000
运营中	2,497		—	—	14	2,511
Netback	9,828		—	—	(17)	9,811
风险管理已实现（收益）损失	20		—	—	—	20
营业利润率	9,808		—	—	(17)	9,791

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)包括沥青和重油。

(3)其他包括对主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本进行重新分类，以及调整以反映根据获得的库存生产的数量的成本。

(4)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。

常规


	Netback计算基础	调整
截至2025年12月31日止三个月（百万美元）	常规(1)	第三方来源	其他(1) (2)	常规(3)
总销售额	323	386	29	738
版税	(13)	—	2	(11)
收入	310	386	31	727
费用
购买产品	—	386	—	386
运输和混合	61	—	31	92
运营中	90	—	5	95
Netback	159	—	(5)	154
风险管理已实现（收益）损失	(5)	—	—	(5)
营业利润率	164	—	(5)	159

(1)截至2025年12月31日止三个月，报告的净回款包括与Duvernay合资企业相关的收入和支出。

(2)其他包括主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本重新分类。

(3)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			73


	Netback计算基础	调整
截至2024年12月31日止三个月（百万美元）	常规	第三方来源	其他(1)	常规(2)
总销售额	273	470	33	776
版税	(15)	—	—	(15)
收入	258	470	33	761
费用
购买产品	—	470	—	470
运输和混合	52	—	27	79
运营中	118	—	5	123
Netback	88	—	1	89
风险管理已实现（收益）损失	1	—	—	1
营业利润率	87	—	1	88

(1)其他包括主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本重新分类。

(2)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


	Netback计算基础	调整
截至2025年12月31日止年度（百万美元）	常规(1)	第三方来源	其他(1) (2)	常规(3)
总销售额	1,208	1,337	115	2,660
版税	(58)	—	3	(55)
收入	1,150	1,337	118	2,605
费用
购买产品	—	1,337	—	1,337
运输和混合	244	—	107	351
运营中	441	—	23	464
Netback	465	—	(12)	453
风险管理已实现（收益）损失	(4)	—	—	(4)
营业利润率	469	—	(12)	457

(1)截至2025年12月31日止年度，报告的净回款包括与Duvernay合资企业相关的收入和支出。

(2)其他包括主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本重新分类。

(3)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


	Netback计算基础	调整
截至2024年12月31日止年度（百万美元）	常规	第三方来源	其他(1)	常规(2)
总销售额	1,105	1,823	131	3,059
版税	(76)	—	—	(76)
收入	1,029	1,823	131	2,983
费用
购买产品	—	1,823	—	1,823
运输和混合	218	—	102	320
运营中	526	—	29	555
Netback	285	—	—	285
风险管理已实现（收益）损失	(6)	—	—	(6)
营业利润率	291	—	—	291

(1)其他包括主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本重新分类。

(2)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


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离岸


	Netback计算基础					调整
截至2025年12月31日止三个月（百万美元）	大西洋	中国	印度尼西亚(1)	合计亚太地区	离岸总额	股权调整(1)	其他(2)	离岸总额(3)
总销售额	64	275	83	358	422	(83)	(2)	337
版税	(1)	(20)	(14)	(34)	(35)	14	1	(20)
收入	63	255	69	324	387	(69)	(1)	317
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	(6)	(6)
运输和混合	3	—	—	—	3	—	—	3
运营中	39	35	22	57	96	(21)	1	76
Netback	21	220	47	267	288	(48)	4	244
风险管理已实现（收益）损失					—	—	—	—
营业利润率					288	(48)	4	244


	Netback计算基础					调整
截至2024年12月31日止三个月（百万美元）	大西洋	中国	印度尼西亚(1)	合计亚太地区	离岸总额	股权调整(1)	其他(2)	离岸总额(3)
总销售额	58	315	110	425	483	(110)	—	373
版税	—	(25)	(27)	(52)	(52)	27	—	(25)
收入	58	290	83	373	431	(83)	—	348
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	—	—
运输和混合	2	—	—	—	2	—	—	2
运营中	65	35	20	55	120	(19)	3	104
Netback	(9)	255	63	318	309	(64)	(3)	242
风险管理已实现（收益）损失					—	—	—	—
营业利润率					309	(64)	(3)	242

(1)与HCML合资公司相关的收入和支出。

(2)包括不属于生产原油和天然气的其他活动。

(3)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


	Netback计算基础					调整
截至2025年12月31日止年度（百万美元）	大西洋	中国	印度尼西亚(1)	合计亚太地区	离岸总额	股权调整(1)	其他(2)	离岸总额(3)
总销售额	401	1,088	343	1,431	1,832	(343)	19	1,508
版税	(4)	(76)	(83)	(159)	(163)	83	—	(80)
收入	397	1,012	260	1,272	1,669	(260)	19	1,428
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	—	—
运输和混合	17	—	—	—	17	—	—	17
运营中	223	114	66	180	403	(58)	4	349
Netback	157	898	194	1,092	1,249	(202)	15	1,062
风险管理已实现（收益）损失					—	—	—	—
营业利润率					1,249	(202)	15	1,062

(1)与HCML合资公司相关的收入和支出。

(2)包括不属于生产原油和天然气的其他活动。

(3)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


Cenovus Energy Inc. – 2025管理层讨论及分析			75


	Netback计算基础					调整
截至2024年12月31日止年度（百万美元）	大西洋	中国	印度尼西亚(1)	合计亚太地区	离岸总额	股权调整(1)	其他(2)	离岸总额(3)
总销售额	322	1,250	339	1,589	1,911	(339)	—	1,572
版税	(2)	(97)	(55)	(152)	(154)	55	—	(99)
收入	320	1,153	284	1,437	1,757	(284)	—	1,473
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	—	—
运输和混合	11	—	—	—	11	—	—	11
运营中	287	119	64	183	470	(56)	9	423
Netback	22	1,034	220	1,254	1,276	(228)	(9)	1,039
风险管理已实现（收益）损失					—	—	—	—
营业利润率					1,276	(228)	(9)	1,039

(1)与HCML合资公司相关的收入和支出。

(2)包括不属于生产原油和天然气的其他活动。

(3)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。

上游销量(1)

下表提供了用于计算Netback的销量：


	截至12月31日的三个月，		截至12月31日止年度，
（MBOE/d）	2025	2024	2025	2024
油砂(2)
福斯特溪	227.5	184.0	208.0	188.8
克里斯蒂娜湖	315.3	245.7	254.8	231.9
昇兴股份	60.3	52.2	53.5	50.0
劳埃德明斯特	134.4	125.9	126.8	127.7
油砂总量	737.5	607.8	643.1	598.4

常规(3)	120.4	117.8	122.8	119.9

离岸
大西洋	8.0	6.2	11.3	8.0
亚太地区
中国	38.4	42.6	38.3	42.6
印度尼西亚(4)	15.6	19.6	15.9	16.0
亚太地区合计	54.0	62.2	54.2	58.6
离岸总额	62.0	68.4	65.5	66.6

(1)销量不包括外购凝析油的影响。

(2)包括沥青和重质原油销售。

(3)截至2025年12月31日的三个月和一年，报告的销量反映了Cenovus在Duvernay合资企业中30%的股权。

(4)报告的销量反映了Cenovus在HCML合资企业中40%的股权。

其他特定财务措施

每单位运营费用

每单位运营费用是用于评估我们上下游运营绩效的特定财务指标。我们的上游单位运营费用定义为总运营费用除以销量，是我们Netback计算的一部分，可以在上面找到。

我们将Canadian Refining的单位运营费用定义为来自Updrader、Lloydminster炼油厂和商业燃料业务的总运营费用，除以加工后的总投入。我们将美国炼油单位运营费用定义为运营费用除以加工后的总投入。

每单位运输费用

单位运输费用是按单位计量运输费用的特定财务措施在我们的上游部门。我们将单位运输费用定义为运输费用总额除以销量。我们的上游单位运输费用在我们的Netback计算中是运输和混合线的一部分，可以在上面找到。


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