附件99.2
管理层的讨论与分析
截至2021年12月31日的年度
2021年1月1日，根据《商业公司法》（艾伯塔省）的一项安排计划，赫斯基能源公司（“赫斯基”）成为Cenovus的全资子公司。赫斯基随后于2021年3月31日根据《加拿大商业公司法》与Cenovus合并（“合并”），并不再作为报告发行人单独提交文件。除非上下文另有要求，否则本文中对赫斯基的任何引用均指合并之前赫斯基的业务和运营。
陈述的基础
本MD&A和合并财务报表及比较信息均以加元编制（其中包括提及“美元”或“$”），除非指明了另一种货币，并符合国际会计准则理事会（“IASB”）发布的国际财务报告准则（“IFRS”或“GAAP”）。产量是按特许权使用费前的基础列示的。有关常用的石油和天然气术语，请参阅缩写部分。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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| Cenovus概述 | ||
Cenovus和Husky的排列
2021年1月1日，Cenovus和赫斯基完成了一项交易，通过一项安排计划（“安排”）将两家公司合并，根据该计划，Cenovus收购了赫斯基的所有已发行和已发行普通股，以换取普通股和Cenovus认股权证。此外，所有已发行和流通在外的赫斯基优先股都被换成了条款基本相同的Cenovus优先股。
这一安排将高质量的油砂和重油资产与广泛的贸易、储存和物流基础设施以及下游资产结合在一起，从而为优化整个重油价值链中的利润率创造了机会。由于公司的大部分油砂和重油生产的加工能力和在艾伯塔省以外的市场准入相结合，减少了对艾伯塔省重油价差的敞口，同时保持了对全球大宗商品价格的敞口。
我们的上游业务包括艾伯塔省北部的油砂项目，加拿大西部的热力和常规原油，天然气和液化天然气（“NGLS”）项目，纽芬兰和拉布拉多海上的原油生产以及中国和印度尼西亚海上的天然气和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，以及加拿大各地的零售业务。
我们的业务涉及整个价值链的活动，以在加拿大和国际上开发，生产，运输和销售原油和天然气。我们实际整合的上游和下游业务帮助我们减轻了轻质原油价差波动的影响，并通过捕捉从原油和天然气生产到运输燃料等成品销售的价值，为我们的底线做出了贡献。
2021年，我们的油砂资产产生的原油产量平均为每天581.5千桶，这通常与我们的下游原油日产量508.0千桶保持一致。上游石油总产量平均为每天79.15万桶石油当量（“BOE”）。请参阅本MD&A的运营和财务业绩部分，以获取按产品类型划分的油砂产量和上游总产量的摘要。
我们的策略
我们的战略重点是通过可持续，低成本，多元化和综合的能源领先地位，在长期内交付价值。我们的目标是通过具有竞争力的成本结构和优化利润率来实现股东价值的最大化，同时提供顶级的安全绩效以及环境，社会和治理（“ESG”）领导力。该公司优先考虑自由资金流的产生，这有助于减少债务，通过股息增长和股票回购增加股东回报，对业务进行再投资和多元化。我们认为，保持强劲的资产负债表将有助于Cenovus度过大宗商品价格波动。在2021年，我们实现并超过了中期净债务目标。(1)的100亿美元，并开始在正常过程发行人投标（“NCIB”）计划下购买股票。从长期来看，我们的净债务目标是60亿至80亿美元。这符合我们的净债务与调整后EBITDA比率的目标。(1)在周期底部的1.0到1.5倍之间，我们认为这大约是每桶WTI45美元。
2021年12月8日，我们宣布了2022年预算，重点是我们的运营实力，资本纪律和ESG领导力。自由资金流的产生将被用于增加股东回报，并进一步降低利率。BT。2022指导da 特德2021年12月7日是可在我们的网站cenovus.com上获得。
(1) 指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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我们的运营
该公司通过以下可报告部门开展业务:
上游细分市场
•油砂，包括在阿尔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，Christina Lake，Sunrise（与BP Canada Energy Group ULC（“BP Canada”）共同拥有，由Cenovus运营）和塔克油砂项目，以及Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产。Cenovus通过对Husky Midstream Limited Partnership（“HMLP”）的股权投资，共同拥有和经营管道收集系统和终端。Cenovus的生产和第三方大宗商品交易量的销售和运输是通过获得加拿大和美国第三方管道和存储设施的容量来管理和营销的，以优化产品组合，交付点，运输承诺和客户多元化。
•传统的，包括艾伯塔省埃尔姆沃思-瓦皮蒂、凯博博埃德森、克利尔沃特和彩虹湖作业区内丰富的天然气和天然气资产，以及众多天然气加工设施的British Columbia和权益。Cenovus的天然气和天然气生产通过第三方管道，出口终端和存储设施的容量进行营销和运输，从而增加了第三方大宗商品交易量，这为市场准入提供了灵活性，以优化产品组合，交付点，运输承诺和客户多元化。
•离岸，包括在中国和加拿大东海岸的海上业务，勘探和开发活动，以及在印度尼西亚的赫斯基-中海油马杜拉有限公司（“HCML”）合资企业的股权投资。
下游细分市场
•加拿大制造业，包括拥有和运营的Lloydminster升级和沥青精炼综合设施，该设施将重油和沥青升级为合成原油，柴油，沥青和其他辅助产品。Cenovus寻求通过其综合资产网络，使其重油和沥青产量的每桶价值最大化。此外，Cenovus还拥有并经营布鲁德海姆原油铁路终端和两家乙醇工厂。Cenovus还销售其合成原油、沥青和配套产品的生产和第三方大宗商品交易量。
•美国制造业，包括在全资拥有的利马炼油厂和Superior炼油厂提炼原油，以生产汽油、柴油、喷气燃料、沥青和其他产品，共同拥有的Wood River和Borger炼油厂（与运营商Phillips 66共同拥有）和共同拥有的Toledo炼油厂（与运营商BP Products North America Inc.（“BP”）共同拥有）。Cenovus还销售自己和第三方的部分精炼石油产品，包括汽油、柴油和喷气燃料。
•零售，包括通过零售，商业和散装石油销售点以及加拿大的批发渠道销售我们自己和第三方的大量精炼石油产品，包括汽油和柴油。
公司和冲销
主要包括Cenovus公司范围内的一般和行政成本、融资活动成本、公司相关衍生工具和外汇的风险管理损益。冲销包括调整各板块之间天然气生产的内部使用量，该公司的铁路原油码头为油砂板块提供的运输服务，加拿大制造业和美国制造业部门将原油生产用作原料，和柴油生产在加拿大的制造部门出售给零售部门。冲销是根据当时的市场价格记录的。
为符合本期经营分部采用的列报方式，市场优化活动、风险管理的未实现损益以及先前在炼油和营销分部下报告的结果已重新分类。
根据国际财务报告准则第3号，该安排使用收购方法进行了会计处理，“企业合并”.在购买法下，资产和负债按购买日的估计公允价值计量，但所得税、股票补偿、租赁负债和使用权资产除外。总对价被分配到所获得的有形和无形资产和承担的负债。本MD&A中的比较数字包括2021年1月1日安排结束前的Cenovus结果，并且不反映赫斯基的任何历史数据。
最终购买价格分配基于管理层对公允价值的最佳估计，并已进行追溯调整，以反映2021年1月1日至2021年12月31日之间获得的有关安排日期存在的条件的新信息。总对价，包括非控股权益，是69亿美元.可辨认净资产总额的公允价值56亿新元，结果13亿美元交易产生的商誉。
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| 年度回顾 | ||
年度业绩摘要
| （百万美元，除非注明） | 2021 | 百分比 变更 |
2020 | 百分比 变更 |
2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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生产量(1) （MBOE/D）
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791.5 | 68 | 471.7 | 4 | 451.7 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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原油吞吐量(2) （MBBLs/d）
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508.0 | 173 | 185.9 | (16) | 221.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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收入(3)
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46,357 | 242 | 13,543 | (34) | 20,542 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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网背(4)（美元/桶）
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37.04 | 267 | 10.09 | (61) | 26.02 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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营业利润率(4)
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9,373 | 918 | 921 | (79) | 4,460 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 活动 |
5,919 | 2,068 | 273 | (92) | 3,285 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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调整后资金流动(4)(5)
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7,248 | 6,095 | 117 | (97) | 3,670 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 资本投资 | 2,563 | 205 | 841 | (28) | 1,176 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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自由资金流动 (4)(5)
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4,685 | 747 | (724) | (129) | 2,494 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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净收益（亏损）(6)
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587 | 125 | (2,379) | (208) | 2,194 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股-基本和稀释 ($)
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0.27 | 114 | (1.94) | (209) | 1.78 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总资产 | 54,104 | 65 | 32,770 | (7) | 35,173 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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长期负债总额 (4)
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23,191 | 69 | 13,704 | (2) | 13,991 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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长期负债，包括流动部分(7)
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12,385 | 66 | 7,441 | 11 | 6,699 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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净债务(8)(9)
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9,591 | 34 | 7,184 | 10 | 6,513 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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净债务与资本化比率(9) （百分比）
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29 | (3) | 30 | 20 | 25 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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净债务与调整后EBITDA比率(9) （时报）
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1.2 | (90) | 11.9 | 644 | 1.6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金股利 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股 | 176 | 129 | 77 | (70) | 260 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股普通股 ($)
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0.0875 | 40 | 0.0625 | (71) | 0.2125 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 优先股 | 34 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)请参阅本MD&A的运营和财务结果部分，以获取按产品类型划分的上游总生产的摘要。
(2)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。比较期间已重报为Cenovus的净利息。
(3)对于重新归类为特许权使用费的部分存货减记，已重新列报了比较数字。前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
(4)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(5)比较数字已重报，以符合本MD&A中的定义。
(6)截至2021年12月31日，2020年和2019年12月31日止年度的净利润（亏损）等于持续经营的净利润（亏损）。
(7)截至2021年12月31日，2020年和2019年12月31日，长期负债的当前部分为零美元。
(8)于2021年12月31日，包括长期负债（包括流动部分），以及作为该安排的一部分，以公允价值承担的短期借款66亿美元，扣除以公允价值承担的现金及现金等价物7.35亿美元。
(9)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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在运营方面，管理层控制下的项目表现非常出色:
•我们进行了安全的操作。
•2021年，上游产量平均为79.15万桶/日，比2020年增加了31.98万桶/日。在2021年，通过该安排获得的资产平均每天为29.04万桶。请参阅本MD&A的运营和财务结果部分，以获取按产品类型划分的上游生产的摘要。
•2021年，下游原油平均日产量为50.80万桶，比2020年增加32.21万桶。在2021年，该安排中收购的资产平均每天的原油吞吐量为30.33万桶。
•我们将从Cenovus的运营模式中学到的经验应用到了我们的劳埃德-明斯特热力资产中，这导致了新的生产记录，并降低了在该安排中收购的其他油砂资产的蒸汽油比（“SOR”）。
•在Foster Creek和Christina Lake取得了单日生产记录。
我们的收入为464亿美元，经营活动产生的现金为59亿美元。调整后的资金流量为72亿美元，资本投资为26亿美元，自由资金流量为47亿美元。2021年的营业利润率为94亿美元，而2020年为9.21亿美元，这主要是由于较高的平均已实现原油，NGL和天然气销售价格以及较高的市场裂解价差带来的收入增加，该安排中收购的资产的销售量以及福斯特克里克和克里斯蒂娜莱克的销售量增加。
我们强化了我们的资产负债表:
•在安排结束后，我们的长期负债减少了17亿美元，净债务减少了35亿美元，并超过了我们的中期净债务目标100亿美元，这使我们能够将自由资金流分配给股东回报。
•发行了12.5亿美元的10年期和30年期票据，使用所得款项和手头现金回购了本金约22亿美元的未偿还票据。这些交易将在未来产生大量的利息费用节省，并延长我们债务的到期期限。
•全年实现信用评级上调。
•2022年1月10日，我们宣布将回购本金为3.84亿美元的2023年和2024年到期的未偿还票据。
到2021年底，我们实现了计划总额为12亿美元的年度运营协同效应。2021年，我们产生了4.02亿美元的总整合成本。(1)，包括5300万美元的资本。
我们优化了资产组合:
•宣布的处置现金收益总额为19亿美元，其中约4.3亿美元是在2021年收到的:
◦今年5月，我们以1.02亿美元的现金收益出售了我们在阿尔伯塔省Marten Hills地区的总权益（“Gorr”）。
◦今年10月，我们出售了位于艾伯塔省东克利尔沃特和凯博伯地区的传统部门的资产，总收益为1.03亿美元。
◦今年10月，我们完成了Headwater Exploration Inc.（“Headwater”）总计5000万股普通股的二次发行，总现金收益为2.28亿美元。
◦11月30日，我们宣布了一项协议，出售传统部门的资产，主要是我们在温布利地区的Montney资产，现金收益约为2.38亿美元。这笔交易预计将在2022年第一季度完成。
◦11月30日，我们宣布了从零售部门出售337个加油站的协议，总现金收益约为4.2亿美元。预计销售将在2022年年中结束。我们是保留我们的商业燃料业务，其中包括167个Cardlock，Bulkplant和旅行中心位置。
◦12月16日，我们宣布了一项协议，出售我们在油砂部门的塔克资产，总现金收益为8亿美元。拍卖于2022年1月31日结束。
•通过重组我们的利益，降低了我们大西洋业务的风险。
◦我们与Terra Nova油田的合作伙伴达成了一项协议，以提高我们的工作兴趣。Terra Nova Asset Life Extension（“ALE”）项目正在进行中，将该油田的寿命延长至2033年。自2019年以来一直暂停的生产预计将在2022年底之前恢复。
◦我们与森科尔公司在白玫瑰油田达成了一项协议，以降低我们的工作兴趣。如果项目不继续进行，工作利益重组将不会发生。
(1) 非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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我们增加了对股东的回报:
•启动了一项NCIB，以购买多达1.465亿股该公司的普通股。2021年，Cenovus以2.65亿美元购买并注销了1700万股普通股。从2022年1月1日到2022年2月7日，Cenovus以1.6亿美元的价格额外购买了900万股普通股。
•第四季度，我们的股息增加了一倍，达到每股普通股0.035美元，而前三个季度的股息为每股普通股0.0175美元。
我们优先考虑持续的ESG领导力，并将可持续性考虑纳入我们的业务决策中。今年6月，我们宣布了油砂途径零净排放倡议，这是一个与联邦和省政府共同努力的同行联盟，目标是到2050年实现油砂业务的零净温室气体排放。去年12月，我们发布了关于气候和温室气体排放、水管理、生物多样性、土著和解以及包容和多样性的宏伟目标。
Cenovus在提供基本服务的同时，仍致力于员工和公众的健康和安全。物理隔离措施和其他协议将继续到位，以维护我们人民的健康和安全，并帮助减轻我们工作场所感染新冠病毒的风险。我们将继续关注新冠肺炎疫情的变化，并及时做出相应的反应。在2021年的大部分时间里，在家工作的措施一直保持不变，并继续针对我们在艾伯塔省，萨斯喀彻温省和马尼托巴省的合并办公室和工作地点的所有非必要工作人员，有待进一步审查。我们的整个业务范围将继续根据地方卫生当局对新冠病毒工作场所的要求进行指导。现场和办公室的工作人员已经并将继续遵循适用的联邦、省、州和地方政府以及公共卫生官员的指导。
| 经营和财务业绩 | ||
| 百分比变化 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 按部门划分的上游产量 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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油砂（MBBLs/d）
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| 福斯特克里克 | 179.9 | 10 | 163.2 | 2 | 159.6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜·莱克 | 236.8 | 8 | 218.5 | 12 | 194.7 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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昇兴股份(1)
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25.9 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster Thermal | 97.7 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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塔克(2)
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21.0 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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Lloydminster常规重油(3)
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20.2 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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油砂原油总量(4)
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581.5 | 52 | 381.7 | 8 | 354.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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油砂天然气(5) （单位:千美元）
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12.6 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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常规(6) （MBOE/D）
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133.6 | 49 | 89.9 | (8) | 97.4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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离岸（MBOE/D）
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亚太地区(7)(8)
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60.3 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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大西洋(9)
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14.1 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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离岸总额
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74.4 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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总生产量（MBOE/D）
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791.5 | 68 | 471.7 | 4 | 451.7 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 按产品分列的上游产量 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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沥青（MBBLs/d）
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561.3 | 47 | 381.7 | 8 | 354.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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重质原油(3)（MBBLs/d）
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20.2 | 648 | 2.7 | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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轻质原油（MBBLs/d）
|
22.5 | 400 | 4.5 | (8) | 4.9 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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NGLS （MBBLs/d）
|
38.3 | 96 | 19.5 | (11) | 21.8 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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常规天然气（单位:千美元）
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895.5 | 136 | 379.0 | (11) | 424.5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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总生产量（MBOE/D）
|
791.5 | 68 | 471.7 | 4 | 451.7 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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上游总销量(10) （MBOE/D）
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700.8 | 67 | 420.5 | 8 | 390.8 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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石油和天然气储量（Mmboe）
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已证明的总数
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6,077 | 21 | 5,030 | (1) | 5,103 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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可能
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2,201 | 33 | 1,656 | (6) | 1,768 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已证明的总数加上可能的总数 | 8,278 | 24 | 6,686 | (3) | 6,871 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)代表Cenovus的50个珀斯人对Sunrise公司的业务不感兴趣。
(2)塔克资产的出售于2022年1月31日完成。
(3)Lloydminster常规重油区以前被称为Lloydminster冷采和强化采油（EOR）。在截至2021年12月31日的年度中，该地区由中等原油组成的生产被重新分类为重质原油。
(4)油砂生产是由沥青组成的，除了劳埃德-明斯特传统的重油，其中包括重质原油。
(5)常规天然气产品类型.
(6)有关按产品类型划分的常规生产的摘要，请参阅本MD&A的常规生产结果部分。
(7)报告的产量反映了Cenovus在马杜拉-BD天然气项目中40%的权益。与HCML合资企业有关的收入和费用在合并财务报表中使用权益法入账。
(8)请参阅本MD&A的亚太运营结果部分，以获取按产品类型划分的亚太生产的摘要。
(9)请参阅本MD&A的大西洋运营结果部分，以了解按产品类型划分的大西洋生产的摘要。
(10)截至2021年12月31日止年度，上游总销量不包括油砂部门每天用于内部消耗的天然气量517mmcf（截至2020年12月31日止年度每天336mmcf）。
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选定的经营成果-下游
| 百分比变化 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 下游制造业原油吞吐量 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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加拿大制造业（MBBLs/d）
|
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Lloydminster Upgrader
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79.0 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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劳埃德明斯特炼油厂
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27.5 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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加拿大制造业合计
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106.5 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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美国制造业（MBBLs/d）
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利马炼油厂
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126.9 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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托莱多炼油厂(1)
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69.9 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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伍德河和博格炼油厂(1)
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204.7 | 10 | 185.9 | (16) | 221.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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美国制造业总额
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401.5 | 116 | 185.9 | (16) | 221.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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总吞吐量 （MBBLs/d）
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508.0 | 173 | 185.9 | (16) | 221.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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零售(2) （百万升/日）
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| 燃料销售，包括批发 | 6.9 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)代表Cenovus在Wood River，Borger和Toledo业务的50%的权益。
(2)出售我们的部分零售资产预计将在2022年中期完成。
上游产量
2021年，我们的上游资产表现良好。与2020年相比，油砂产量增加了19.98万桶/日，这是由于该安排中收购的资产以及Foster Creek和Christina Lake的产量增加了16.48万桶/日。Foster Creek和Christina Lake的增长是由于新的油井投入使用，再加上我们决定根据市场状况于2020年降低Christina Lake的运营水平。这一增长部分被2021年第二季度Foster Creek计划的扭亏为盈和运营中断所抵消。在这一年中，产量稳步增长，我们在Foster Creek，Christina Lake和我们的Lloydminster Thermal Assets实现了几个单日产量记录。我们的Lloydminster Thermal资产表现良好，因为我们将我们的运营策略以及生产和油井交付技术应用于所收购的资产。
传统石油日产量增加了4.38万桶，这主要是由于在该安排中收购的资产带来的产量，该年度的日产量为5.12万桶。该增加被2021年下半年在East Clearwater和Kaybob地区的资产处置部分抵消。在交易完成前，这些资产每天的产量约为1.1万桶。
全年的海上生产相对稳定，完全来自该安排中收购的资产。
石油和天然气储量
根据我们由独立的合格储量评估人员（“IQRES”）编写的储量报告，截至2021年底，总探明储量和总探明储量加上可能储量分别约为61亿桶和83亿桶，与2020年相比分别增长了21%和24%。
有关我们储量的其他信息，包括按产品类型划分的上游总产量的摘要，包含在本MD&A的石油和天然气储量部分。
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下游制造业
按部门划分的原油吞吐量
与2020年相比，美国制造业日产量增加了21.56万桶。吞吐量增加的原因是，由于在该安排中收购了资产，日产量增加了19.68万桶，以及随着精炼产品市场的改善，伍德河和博格炼油厂的吞吐量增加。
在伍德河和博格的炼油厂，2021年的吞吐量暂时受到计划外停机的影响。在2021年的前9个月，我们在利马炼油厂保持了较高的生产率，然后在10月和11月完成了扭亏为盈，并随后遇到了计划外的设备故障。该炼油厂于2022年1月底恢复正常运营。托莱多炼油厂的产量在2021年根据市场需求进行了优化。
在加拿大制造部门，劳埃德·明斯特升级厂和劳埃德·明斯特炼油厂（均在该安排中被收购）在2021年全年保持或接近产能。
选定的合并财务业绩
营业利润率
营业利润率是一种非GAAP财务指标，用于为我们的资产的现金产生绩效提供一致的衡量标准，以使我们的基本财务绩效在不同时期之间具有可比性。
| （百万美元） | 2021 |
2020(1)
|
2019(1)
|
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总销售额(2)
|
54,517 | 14,523 | 22,404 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 减:特许权使用费 | 2,454 | 371 | 1,173 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 52,063 | 14,152 | 21,231 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(2)
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28,369 | 5,959 | 9,206 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 7,930 | 4,764 | 5,234 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | 5,499 | 2,261 | 2,324 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理活动的已实现（收益）损失 | 892 | 247 | 7 | |||||||||||||||||||||||||||||
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营业利润率(3)
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9,373 | 921 | 4,460 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)2021年1月1日之前的库存减记已重新分类为特许权使用费，购买产品，运输和混合或运营费用，以符合当前的库存减记列报。
(2)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
(3)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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分部营业利润率
截至2021年12月31日的年度
2021年的营业利润率有所提高，主要原因是:
•更高的基准价格导致更高的平均原油，天然气和天然气销售价格。
•上游和精炼产品的销售量来自于在安排中收购的资产。
•Foster Creek和Christina Lake的销量增加。
•美国制造业的市场价差更高。
营业利润率的这些增长被以下因素部分抵消:
•由于凝析油价格和产量上升，混合成本增加。
•较高的特许权使用费，运输和混合成本，以及从该安排中获得的资产产生的运营费用。
•由于天然气基准价格较高，油砂部门的燃料成本增加。
•由于基准价格的结算相对于我们的风险管理合同价格，已实现的风险管理损失更高。
•可再生标识号（“RIN”）成本的增加影响了我们的美国制造部门。
来自（用于）经营活动的现金和调整后资金流量
调整后资金流量是一种非GAAP财务指标，通常用于石油和天然气行业，以帮助衡量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） | 2021 | 2020 | 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 | 5,919 | 273 | 3,285 | |||||||||||||||||||||||||||||
| （加）减去: | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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清偿退役负债
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(102) | (42) | (52) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 非现金营运资金净变动 | (1,227) | 198 | (333) | |||||||||||||||||||||||||||||
|
调整后资金流动
|
7,248 | 117 | 3,670 | |||||||||||||||||||||||||||||
2021年，来自经营活动的现金和调整后的资金流量显著增加，这是由于:
•正如上面讨论的那样，营业利润率提高了。
•从权益会计关联公司获得的1.37亿美元的分配。
•与Superior Refinery相关的业务中断保险收益为1.2亿美元。
增加的部分被以下因素抵消:
•整合成本为3.49亿美元。
•较高的融资成本是由于作为安排的一部分而承担的长期负债的利息费用。
•由于与实现我们以协同效应为重点的激励计划有关的安排和规定，导致员工人数增加，从而增加了一般和行政费用。
•或有付款2.42亿美元，其中1.75亿美元被确认为2021年来自经营活动和调整后资金流量的现金减少。
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•在2021年第一季度支付了1.11亿美元的长期激励，这与该安排向我们的员工加速支付有关。
2021年非现金营运资金的变化主要是由于库存和应收账款的增加，但与2020年12月31日相比，2021年12月31日的应付账款增加部分抵消了这一变化。
2021年， 应收账款的增长主要是由于较高的原油价格和油砂部门的销量以及美国制造业部门较高的精炼产品价格。这些增加部分被客户现金收入的时间安排以及Superior Refinery Rebuild项目保险收入的收到所抵消。与2020年相比，库存增加的主要原因是，由于增加了运输和存储能力，以及由于该安排，加拿大制造和美国制造部门增加了设施，从而增加了产量。应付账款的增加主要是由于油砂部门凝析油价格上涨， 更高的应计特许权使用费， 长期奖励金， 应付或有负债和应付所得税。合并成本的结算部分抵消了这一增长， “支付给Cenovus员工的长期激励成本，以及作为该安排的一部分承担的长期激励负债。，
净收益（亏损）
| （百万美元） | 2021 VS.2020 |
2020 VS.2019 |
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| 净收益（亏损），比较年度 | (2,379) | 2,194 | |||||||||||||||||||||
| 增加（减少）额，原因是: | |||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 8,452 | (3,539) | |||||||||||||||||||||
| 公司和冲销: | |||||||||||||||||||||||
| 未实现外汇收益（亏损） | 181 | (696) | |||||||||||||||||||||
| 或有付款的重新计量 | (655) | 244 | |||||||||||||||||||||
| 整合成本 | (320) | (29) | |||||||||||||||||||||
| 一般和行政 | (557) | 39 | |||||||||||||||||||||
| 融资成本 | (546) | (25) | |||||||||||||||||||||
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其他(1)
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303 | 566 | |||||||||||||||||||||
| 未实现风险管理收益（亏损） | 36 | 37 | |||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | (2,422) | (1,215) | |||||||||||||||||||||
| 勘探费用 | 73 | (9) | |||||||||||||||||||||
| 所得税回收（费用） | (1,579) | 54 | |||||||||||||||||||||
| 当年净收益（亏损） | 587 | (2,379) | |||||||||||||||||||||
(1)包括利息收入、已实现外汇（收益）损失、资产剥离（收益）损失、其他（收益）损失、净额、来自权益会计附属公司的收益（损失）份额、公司和冲销收入、采购产品、运输和混合、经营费用和风险管理（收益）损失。
与2020年的净亏损相比，2021年的净利润大幅改善，原因是:
•更高的营业利润率，如上所述。
•2020年，传统和美国制造部门的减值支出为11亿美元。
•由于远期商品价格上涨，2021年常规部门的减值转回为3.78亿美元。
•其他收入增加的原因是，与Superior Refinery相关的业务中断保险收益为1.2亿美元，并在2021年解决了对Cenovus的法律索赔，而我们在2020年第四季度确认了Keystone XL管道项目的1亿美元损失。
•未实现外汇收益增加。
•2021年资产剥离的收益更高，主要与Marten Hills普通股和Gorr出售有关。
这一增加被以下因素部分抵消:
•所得税费用与2020年的复苏相比。
•重新计量或有付款的损失为5.75亿美元（2020年–8000万美元收益）。
•整合成本为3.49亿美元。
•由于远期价格影响了精炼产品的利润率，2021年第四季度美国制造业部门的减值费用为19亿美元。
•2021年回购美元计价债务的已实现外汇损失。
•与实现我们以协同效应为重点的激励计划有关的规定。
•赎回长期负债的净保费为1.21亿美元（2020年–2,500万美元净折扣）。
•增加的一般和行政成本，财务费用，以及折旧，消耗和摊销（“DD&A”）费用的安排。
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净债务
|
截至（百万美元）
|
12月31日， 2021 |
2021年1月1日(1)
|
12月31日， 2020 |
12月31日， 2019 |
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| 短期借款 | 79 | 161 | 121 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债的当期部分 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债 | 12,385 | 14,043 | 7,441 | 6,699 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
债务总额(2)
|
12,464 | 14,204 | 7,562 | 6,699 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 减:现金及现金等价物 | (2,873) | (1,113) | (378) | (186) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净债务 | 9,591 | 13,091 | 7,184 | 6,513 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)包括截至2020年12月31日的余额，加上从该安排中假设的金额的公允价值。
(2)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
截至2021年1月1日，净债务为131亿美元，其中包括该安排假设的公允价值59亿美元。自达成协议以来，我们的长期负债减少了17亿美元，净债务减少了35亿美元。
资本投资(1) (2)
| （百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 上游 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 油砂 | 1,019 | 427 | 656 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 常规 | 222 | 78 | 103 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 离岸 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 亚太地区 | 21 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 大西洋 | 154 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1,416 | 505 | 759 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 下游 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大制造业 | 37 | 33 | 52 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美国制造业 | 995 | 243 | 228 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 零售 | 31 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1,063 | 276 | 280 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 公司和冲销 | 84 | 60 | 137 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 资本投资 | 2,563 | 841 | 1,176 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)包括PP&E、E&E资产和持有待售资产的支出。
(2)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
2021年的油砂资本投资主要集中在维持Christina Lake，Foster Creek和Lloydminster Thermal Assets的生产。
传统的资本投资集中在短周期、高回报的开发井上，这有望通过增加产量和抵消自然下降来改善潜在的成本结构。
2021年的离岸资本投资主要是大西洋地区的西白玫瑰项目的保全资本。西白玫瑰项目的主要建设于2020年3月暂停，该项目仍在审查中，同时我们与合作伙伴评估各种选择。
美国制造业资本投资主要集中在Superior Refinery Rebuild，以及Wood River和Borger Refinery的炼油可靠性、维护和产量优化项目，以及Toledo Refinery的维护项目。
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钻探活动
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总体地层测试井和观测井
|
生产总值
韦尔斯(1)
|
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| 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 福斯特克里克 | 17 | 38 | 14 | 6 | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
克里斯蒂娜·莱克(2)
|
25 | 117 | 30 | 18 | — | 11 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 昇兴股份 | — | — | — | 2 | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster Thermal | 115 | — | — | 46 | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster常规重油 | 15 | — | — | 3 | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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其他(3)
|
17 | — | 14 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 189 | 155 | 58 | 75 | — | 11 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)油砂部分的蒸汽辅助重力排水（“SAGD”）井对被计为一口生产井。
(2)包括Narrows湖。
(3)包括新的资源发挥。
地层测试井的钻探，以帮助确定井垫位置，以维持井，并进一步推进其他资产的评估。钻探了观察井，以收集信息并监测储层状况。
|
2021
|
2020
|
2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| （净井，除非另有说明） | 钻孔 | 已完成 | 捆绑 | 钻孔 | 已完成 | 捆绑 | 钻孔 | 已完成 | 捆绑 | ||||||||||||||||||||||||||
| 常规 | 27 | 19 | 18 | 6 | 1 | 3 | 11 | 2 | 3 | ||||||||||||||||||||||||||
在海上部分，我们在中国钻了一口计划中的勘探井。2021年10月。
未来资本投资
未来资本投资是一项特定的金融措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。我们日期为2021年12月7日的指南可在我们的网站cenovus.com上获得。
我们预计2022年的油砂资本投资将在14亿美元至16亿美元之间。自2021年以来的增长主要与额外的可持续资本活动有关。我们的油砂产量预计将在每天57.0万桶至63.0万桶之间。油砂生产指导不会因2022年1月31日完成的塔克资产出售而调整。
预计我们2022年的常规资本投资将在1.5亿美元至2亿美元之间，重点是维持钻井计划。我们的传统产量预计在每天11.8万桶至每天13.4万桶之间。
我们在2022年的离岸资本投资预计将在2亿美元至2.5亿美元之间。这笔资本支出主要用于Terra Nova Ale项目和西白玫瑰项目的保护资本。我们离岸业务的产量预计将在每天6.4万桶至每天7.6万桶之间。
到2022年，我们计划在下游领域投资8.5亿美元至9.5亿美元，重点是炼油业务和可靠性，并在劳埃德明斯特炼油厂进行一项消除瓶颈的项目，以提高产能。下游资本投资包括用于Superior Refinery重建项目的2亿至2.5亿美元。重建项目预计将进一步加强我们的重油价值链整合，同时进一步减少公司对WTI-WCS位置差异的敞口。预计下游原油日产量将在53.0万桶至58.0万桶之间。
我们预计将在整个公司投资5,000万美元至7,000万美元的公司资本。
有关我们财务和经营业绩变化的更多信息，请参见本MD&A的可报告分部部分。有关我们风险管理活动的信息可以在本MD&A的风险管理和风险因素部分以及合并财务报表附注中找到。
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| 我们财务业绩的基础是大宗商品价格 | ||
选定的基准价格和汇率(1)
| （平均美元/桶，除非另有说明） | 2021 | 百分比变化 | 2020 | 2019 | 2021年第四季度 | 2020年第四季度 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
布伦特(2)
|
70.73 | 70 | 41.67 | 64.18 | 79.73 | 44.22 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 西德克萨斯中质油 | 67.91 | 72 | 39.40 | 57.03 | 77.19 | 42.66 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Brent-WTI差分 | 2.82 | 24 | 2.27 | 7.15 | 2.54 | 1.56 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Hardisty的WCS | 54.87 | 105 | 26.80 | 44.27 | 62.55 | 33.36 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 差分WTI-WCS | 13.04 | 3 | 12.60 | 12.76 | 14.64 | 9.30 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
WCS （c$/bbl）
|
68.73 | 93 | 35.59 | 58.77 | 78.71 | 43.41 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 荷兰WCS | 64.09 | 79 | 35.86 | 55.56 | 71.62 | 40.36 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 荷兰的差异WTI-WCS | 3.82 | 8 | 3.54 | 1.47 | 5.57 | 2.30 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 凝析油（C5@埃德蒙顿） | 68.20 | 84 | 37.16 | 52.86 | 79.13 | 42.54 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 差分WTI-凝析油（溢价）/折价 | (0.29) | (113) | 2.24 | 4.17 | (1.94) | 0.12 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 差示WCS-凝析油（溢价）/折扣 | (13.33) | 29 | (10.36) | (8.59) | (16.58) | (9.18) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
平均数（c$/bbl）
|
85.47 | 73 | 49.44 | 70.15 | 99.64 | 55.36 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 合成@埃德蒙顿 | 66.28 | 83 | 36.25 | 56.45 | 75.40 | 39.60 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| WTI-合成（溢价）/折价差 | 1.63 | (48) | 3.15 | 0.58 | 1.79 | 3.06 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 精炼产品价格 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 芝加哥普通无铅汽油（“RUL”） | 85.07 | 88 | 45.24 | 70.55 | 91.84 | 47.31 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 芝加哥超低硫柴油（“ULSD”） | 86.37 | 72 | 50.08 | 77.97 | 96.53 | 54.21 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
完善基准
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
芝加哥3-2-1快克价差(3)
|
17.54 | 133 | 7.54 | 16.00 | 16.06 | 7.05 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
第3组3-2-1裂纹扩展(3)
|
17.82 | 106 | 8.67 | 16.67 | 15.82 | 7.57 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| RINS | 6.76 | 173 | 2.48 | 1.21 | 6.11 | 3.48 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 天然气价格 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Aeco公司（c$/McF）
|
3.56 | 59 | 2.24 | 1.62 | 4.94 | 2.77 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
纽约商品交易所（美元/McF）
|
3.84 | 85 | 2.08 | 2.63 | 5.83 | 2.66 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 外汇兑换率 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美元/1加元-平均 | 0.798 | 7 | 0.746 | 0.754 | 0.794 | 0.768 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每1加元美元-期末 | 0.789 | 1 | 0.785 | 0.770 | 0.789 | 0.785 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 每1加元人民币-平均 | 5.147 | — | 5.147 | 5.207 | 5.073 | 5.084 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)这些基准价格不是我们的已实现销售价格，而是近似值。有关我们的平均已实现销售价格和已实现风险管理结果，请参阅本MD&A的可报告分部部分中的净返回表。
(2)日历月布伦特原油结算价格的平均值。
(3)平均3-2-1裂纹价差是炼油利润率的一个指标，是在后进先出的会计基础上估值的。
原油和凝析油基准
2021年，布伦特和WTI原油基准价格比2020年大幅提高，原因是随着新冠疫情疫苗的推出，经济复苏和限制措施的放松，全球原油需求增加，导致原油需求超过供应。石油输出国组织（欧佩克）和10个非欧佩克成员国（统称为“欧佩克+”）继续支撑全球油价，尽管从第二季度开始逐步放松产量配额。我们的大西洋原油和亚太天然气价格主要受布伦特原油价格的影响。
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，而加元等值是确定我们许多原油属性的特许权使用费的基础。2021年，由于北美原油出口持续低迷以及美国原油供应减少，布伦特-WTI之间的差异与2020年相比仍然很小。
WCS是一种由常规稠油和非常规稀释沥青组成的混合稠油。2021年，由于加拿大西部沉积盆地（“WCSB”）的吞吐能力，WTI-WCS的平均差异仍然很小。
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荷兰的WCS是美国墨西哥湾沿岸（“USGC”）的重油基准，代表了我们在USGC的销售定价。与2020年相比，荷兰原油价格在2021年表现强劲，这与全球原油价格上涨一致，因为炼油商增加了原油产量，以适应产品需求的增长。2021年下半年，荷兰WTI-WCS之间的差异与2020年相比有所扩大，这主要归因于USGC的高焦化利用率以及一些OPEC+中重油桶逐渐重返市场。
我们将重质原油和沥青升级为甜合成原油，即劳埃德·明斯特升级公司的赫斯基合成混合油（“HSB”）。HSB实现的价格主要由WTI的价格以及加拿大西部的低硫合成原油的供需驱动，这影响了WTI-合成差异。
将凝析油与沥青混合，使我们的产品能够通过管道运输。我们的混合比例，稀释剂体积占总混合体积的百分比，范围从大约23%到31%。WCS-凝析油差是一个重要的基准，因为当销售一桶混合原油时，更大的差通常会导致凝析油成本的降低。当阿尔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驱动。我们的混合成本也受到购买和交付凝析油库存的时间以及混合产品的销售时间的影响。
在2021年，埃德蒙顿凝析油平均基准价格相对于西德克萨斯中质原油略有溢价。与2020年相比，这一差距有所缩小，原因是油砂产量增加导致混合要求增加。
完善基准
RUL和ULSD基准价格是内地成品油价格的代表，并用于推导芝加哥3-2-1市场裂解价差。3-2-1市场裂解价差是一种炼油利润指标，它是指将三桶原油转换为两桶普通无铅汽油和一桶超低硫柴油所产生的炼油利润，使用的是以WTI为基础的当月原油原料价格，并以最后一桶原油为基础进行估值，先出会计基础。
芝加哥3-2-1市场裂解价差反映了我们托莱多，利马和伍德河炼油厂的市场。第3组，3-2-1市场裂解价差，反映了我们博格炼油厂的市场。
与2020年相比，2021年芝加哥成品油平均价格上涨，这是由于生物燃料市场紧张导致RIN成本上升，以及推动RIN需求的政策存在不确定性，此外，由于部署了新冠肺炎疫苗，限制措施放宽以及旅行和经济活动增加，对精炼产品的需求增加。精炼产品需求的恢复导致较低的库存水平，这增加了市场裂解价差。由于北美炼油裂解价差是以WTI为基础表示的，而精炼产品通常由全球价格确定，因此美国中西部和中部大陆炼油市场裂解价差的强弱将反映布伦特和WTI基准价格之间的差异。
我们的实际裂解价差还受到许多其他因素的影响，如原油原料的种类、炼油厂的配置和产品产量、原油原料的购买和交付之间的时滞以及原料成本，原料成本是一个重要的因素，FIRST OUT（“FIFO”）会计基础。
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(1)RIN没有远期价格。
天然气基准
与2020年相比，纽约商品交易所2021年的平均天然气价格大幅上涨，原因是夏季天气炎热，美国国内需求反弹，创纪录的液化天然气出口，加上供应反应平淡以及全球定价强劲，支撑了市场。Aeco的平均价格与纽约商品交易所的基准价格持平。由于供应增加，Aeco与纽约商品交易所的价差在2021年扩大。我们亚太天然气生产的价格主要是基于长期合同。
外汇基准
由于我们的原油，NGL，天然气和精炼产品的销售价格是参考美国基准价格确定的，因此我们的大量收入都受到外汇风险的影响。加元与美元相比的价值增加对我们报告的收入产生了负面影响。除了我们的收入以美元计价外，我们长期负债的很大一部分也是以美元计价的。随着加元贬值，我们的美元债务在换算成加元时会产生未实现的外汇损失。此外，外汇汇率的变化会影响美国和亚太地区业务的转换。
与2020年相比，2021年加元平均相对于美元走强，对我们的收入产生了负面影响。与2020年12月31日相比，加元兑美元汇率在2021年12月31日略有走强。加上偿还我们的无担保票据所实现的1.73亿美元的外汇损失，这导致我们的美元债务的未实现外汇收益为2.3亿美元。
我们在亚太地区的部分长期销售合同是以人民币计价的。加元相对于人民币的价值增加将减少在该地区销售天然气商品所获得的加元收入。与2021年的人民币相比，加元的平均汇率保持相对平稳。
| 可报告分部 | ||
上游
油砂
2020年12月31日，油砂部门包括Foster Creek，Christina Lake和Narrows Lake资产以及其他处于早期开发阶段的项目。2021年1月1日，作为安排的一部分，我们收购了:
•Sunrise是位于阿尔伯塔省北部阿萨巴斯卡地区的SAGD油砂项目。Cenovus运营的项目是与英国石油加拿大公司的50%的合作伙伴关系。
•塔克是一个油砂项目，位于阿尔伯塔省冷湖西北30公里处。
•Lloydminster Thermal Projects，由萨斯喀彻温省Lloydminster地区的11个热电厂生产的沥青组成。
•Lloydminster常规重油，从艾伯塔省和萨斯喀彻温省的Lloydminster地区生产重油。这一地区在以前的时期被称为Lloydminster Cold/EOR。
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•HMLP拥有35%的股权，该公司在劳埃德明斯特地区拥有2200公里的管道，在哈迪斯蒂和劳埃德明斯特拥有590万桶的石油储量。HMLP的财务结果按权益会计基础报告。
在2021年，我们:
•提供安全可靠的操作.
•在Foster Creek，Christina Lake和我们的Lloydminster Thermal Assets取得了许多单日生产记录。
•日产量为58.15万桶，而2020年为38.17万桶。
•产量从第一季度的55.34万桶/日增加到第四季度的62.49万桶/日。
•开始将Narrows湖的田地与Christina Lake工厂连接起来。Narrows湖的第一批蒸汽预计将在2025年排出。
•达成了一项协议，以8亿美元的总现金收益出售我们的塔克资产。该交易于2022年1月31日完成。
•实现收入206亿美元。
•产生的营业利润率为64亿美元，比2020年增加了53亿美元，这主要是由于较高的平均实现销售价格，作为安排的一部分而收购的资产的销量以及Foster Creek和Christina Lake的销量增加。
•投资资本10亿美元，主要用于维持Christina Lake，Foster Creek和Lloydminster Thermal Assets的生产。
•实现每股净收益33.69美元。
财务业绩
| （百万美元） | 2021 |
2020(1)
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2019(1)
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总销售额(2)
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22,827 | 8,804 | 13,101 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 减:特许权使用费 | 2,196 | 331 | 1,143 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 20,631 | 8,473 | 11,958 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
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购买的产品(2)
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3,188 | 1,262 | 2,231 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 7,841 | 4,683 | 5,152 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 2,451 | 1,156 | 1,067 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 786 | 268 | 23 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 6,365 | 1,104 | 3,485 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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风险管理的未实现（收益）损失(3)
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18 | 57 | 92 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 2,666 | 1,687 | 1,543 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用 | 16 | 9 | 18 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 应占权益会计附属公司（收入）损失的份额 | (5) | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | 3,670 | (649) | 1,832 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(2)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
(3)风险管理的未实现损益记录在与衍生工具有关的可报告分部中。比较期间已重新分类，因为这些金额已记录在2021年1月1日之前的公司和冲销部门中。
营业利润率差异
(1)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(2)收入包括作为重油混合物出售的凝析油的价值。凝析油成本记录在运输和混合费用中。原油价格不包括购买凝析油的影响。
(3)2021年1月1日之前的库存减记已重新分类为特许权使用费，购买产品，运输和混合或运营费用，以符合当前的库存减记列报。
(4)其他包括第三方来源的量，建设和其他活动，不归因于原油，NGL或天然气的生产。
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经营成果
| 2021 | 2020 | 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
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总销量（MBOE/D）
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579.9 | 386.6 | 346.7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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每销售单位的已实现价格总额(1)（$/boe）
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62.82 | 28.64 | 53.78 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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按资产划分的原油产量（MBBLs/d）
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| 福斯特克里克 | 179.9 | 163.2 | 159.6 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜·莱克 | 236.8 | 218.5 | 194.7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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昇兴股份(2)
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25.9 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster Thermal | 97.7 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 塔克 | 21.0 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster常规重油 | 20.2 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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每日原油总产量(3)
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581.5 | 381.7 | 354.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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有效特许权使用费（百分比）
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18.7 | 11.6 | 20.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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单位运输和混合成本(1)（$/boe）
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7.23 | 8.70 | 8.94 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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单位经营成本(1)（$/boe）
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11.52 | 7.84 | 8.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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每单位DD&A (1)（$/boe）
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11.28 | 10.40 | 11.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)代表Cenovus公司在Sunrise公司50%的股份。
(3)油砂的生产是由沥青组成的，除了劳埃德-明斯特传统的重油，它是由重质原油组成的。在截至2021年12月31日的年度中，该地区由中等原油组成的生产被重新分类为重质原油。
收入
价格
已实现销售价格的上涨主要是由于WTI基准价格的上涨，部分被WTI-WCS之间更大的差异所抵消。在2021年，我们将大约20%（2020年至25%）的产品销往美国，以提高我们的实际销售价格。
在2021年期间，总销售额包括来自第三方来源的29亿美元（2020年–13亿美元），这不包括在我们的单位定价指标或净收益中。有关更多详细信息，请参阅本MD&A中的“净对帐-油砂”。
2021年，总销售额包括3.29亿美元（2020年–900万美元），这不包括在我们的单位定价指标或净收益中，因为这与运输，混合和建筑活动有关。有关更多详细信息，请参阅本MD&A中的“净结算-油砂”。
Cenovus生产的重油和沥青必须与凝析油混合，以降低其粘度，从而通过管道将其输送到市场。我们的实际沥青销售价格不包括凝析油的销售；但是，它受到凝析油价格的影响。随着凝析油成本相对于混合原油价格的上升，我们实现的重油和沥青销售价格下降。从我们购买凝析油到出售我们的混合产品，最多可能需要三个月的时间。
Cenovus对我们的营销和运输基础设施（包括存储和管道资产）进行存储和运输决策，以优化产品组合，交付点，运输承诺和客户多元化，并盘点实物头寸。为了保护与存储或运输决策相关的库存，Cenovus采用了各种价格调整和波动性管理策略，包括风险管理合同，以减少未来现金流的波动性，从而提高现金流的稳定性，以支持财务优先事项。交易通常跨越不同时期，因此，这些交易既存在于已实现的风险管理中，也存在于未实现的风险管理中。随着金融合约的结算，它们将从未实现的风险管理收益和损失流向已实现的风险管理收益和损失。
在截至2021年12月31日的年度中，由于基准价格的结算高于我们的风险管理合同价格，我们产生了已实现的风险管理损失；随着实物库存的出售，我们确认了由于基准价格上涨而产生的抵销收益。2021年，我们的原油金融工具记录了未实现亏损，这主要是由于远期基准定价高于我们与未来期间有关的风险管理合同价格以及已结算头寸的实现。
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生产量
2021年油砂原油产量为58.15万桶/日，较2020年增加19.98万桶/日。产量增加的主要原因是，作为安排的一部分，收购的资产每天增加了16.48万桶，以及Foster Creek和Christina Lake的产量增加。
Foster Creek的产量同比增加了1.67万桶，这是由于2021年将有新油井投产，但部分被第二季度计划的扭亏为盈和运营中断导致的产量减少所抵消。
Christina Lake的石油日产量同比增加了1.83万桶。2021年，新的油井投入使用，而在2020年，我们选择在4月以较低的水平运营，并在第三季度完成了计划的周转和维护活动。
Lloydminster Thermal公司采用了我们的经营策略和生产及油井输送技术，全年的产量都很高。计划中的扭亏为盈在第二季度的Sunrise完成，这对生产产生了影响。塔克以稳定的速度生产。
特许权使用费
我们油砂部门的版税计算是基于艾伯塔省和萨斯喀彻温省政府规定的版税制度。
我们的艾伯塔省油砂特许权使用费项目（福斯特克里克，克里斯蒂娜湖，日出和塔克）基于政府规定的支付前和支付后的特许权使用费，这些费率是使用加元等值的WTI基准价格在滑动比例上确定的。
预付费项目的特许权使用费是基于每月的计算，该计算对项目的总收入应用了特许权使用费（基于相当于WTI基准价的加拿大元，从1%到9%不等）。
支付后项目的特许权使用费是基于年度计算得出的，计算中使用了（1）总收入乘以适用的特许权使用费比率（1%到9%）中的较高者，基于加元等值的WTI基准价格）；或（2）项目的净收入乘以适用的特许权使用费（基于加元等值的WTI基准价格，25%至40%）。总收入是销售收入减去稀释成本和运输成本的函数。净收入是销售收入减去稀释成本、运输成本以及允许的运营和资本成本的函数。
Foster Creek，Christina Lake和Tucker是后付款项目，Sunrise是前付款项目。
对于我们的萨斯喀彻温省物业，劳埃德-明斯特热能和劳埃德-明斯特传统重油，特许权使用费的计算是基于适用于每个项目的年率，以及每个项目的王冠和永久保有权分割。对于皇家特许权使用费，支付前的计算是基于1%的费率，支付后的计算是基于20%的费率。永久保有权的计算仅限于支付后的项目，并基于8%的利率。
有效特许权使用费增加的主要原因是较高的已实现价格和较高的艾伯塔省油砂滑动比例特许权使用费，部分抵消了萨斯喀彻温省业务在安排中获得的较低费率。
与2020年相比，特许权使用费增加了19亿美元，这主要是由于较高的已实现定价以及产量增加导致净收入增加。
支出
运输和混合
混合成本增加b 29亿日元2021年与2020年相比。在福斯特克里克和克里斯蒂娜湖，由于凝析油价格上涨，混合成本增加了。和数量。布伦日出时的叮铃率可与福斯特克里克和克里斯蒂娜湖相媲美。我们的Tucker，Lloydminster Thermal A 劳埃德-明斯特常规重油由于原油粘度较低，资产的混合率通常较低。
运输COS 2021年的贸易顺差为15亿美元，增加了2.99亿美元。与2020年相比，主要是由于在安排中收购的资产的数量NT。此外，由于这种安排增加了运力，通过管道运输到美国目的地的运输量增加了成本，部分被铁路运输量的减少所抵消。
单位运输费用
2021年，每单位运输费用为7.23美元/桶（2020年为8.70美元/桶）。产量下降的主要原因是福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和日出的原油产量通过输油管道运往美国，而对铁路的依赖程度较低。减少的另一个原因是，与福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和日出石油公司相比，在该安排中获得的塔克、劳埃德明斯特热能公司和劳埃德明斯特传统重油公司的单位运输成本较低。
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在Foster Creek，由于我们减少了对通过铁路运输到美国的依赖，同时增加了通过管道运输到美国的总运输量，因此单位运输成本从2020年下降了5%，至每桶10.51美元。我们将35%（2020-30%）的货物运送到美国目的地，其中15%（2020-30%）通过铁路运输。
在Christina Lake，每单位运输成本从2020年下降了11%，至每桶6.19美元，因为我们运往美国目的地的运输量中，只有不到2%（2020-15%）是通过铁路运输的。
操作
2021年我们运营费用的主要驱动因素是燃料，劳动力，化学成本以及维修和保养。总运营成本的增加主要是由于从该安排中获得的资产的成本（每桶运营成本较高），以及天然气价格上涨导致的燃料成本增加，再加上2021年第二季度在Foster Creek和Sunrise的计划周转。
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（$/boe）(1)
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2021 | 百分比 变更 |
2020 | 百分比变化 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 福斯特克里克 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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燃料
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4.07 | 44 | 2.83 | 15 | 2.47 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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非燃料
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6.67 | 4 | 6.41 | (4) | 6.67 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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合计
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10.74 | 16 | 9.24 | 1 | 9.14 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜·莱克 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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燃料
|
3.52 | 61 | 2.18 | 6 | 2.06 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
非燃料
|
4.72 | 2 | 4.61 | (13) | 5.27 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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合计
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8.24 | 21 | 6.79 | (7) | 7.33 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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其他油砂(2)
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燃料
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5.01 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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非燃料
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11.97 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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合计
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16.98 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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合计
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11.52 | 47 | 7.84 | (4) | 8.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)包括Sunrise，Tucker，Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产。
在Foster Creek和Christina Lake，每桶燃料成本增加的主要原因是天然气价格上涨。Foster Creek和Christina Lake的非燃料成本相对持平，因为销量增加抵消了电力成本，化学成本，Foster Creek计划在2021年第二季度进行的扭亏为盈以及2020年由于新冠病毒安全措施而减少的维修和维护活动。
与2020年相比，2021年的单位总运营成本增加了3.68美元，至11.52美元。增长的原因是，上述安排中收购的资产的单位运营成本较高，Foster Creek和Christina Lake的单位成本增加，以及计划在2021年第二季度实现扭亏为盈。
网背
| （美元/桶） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
销售价格(1)
|
62.82 | 28.64 | 53.78 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
特许权使用费(1)
|
10.38 | 2.34 | 8.97 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输(1) (2)
|
7.23 | 8.70 | 8.94 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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营业费用(1) (2)
|
11.52 | 7.84 | 8.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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网背(2) (3)
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33.69 | 9.76 | 27.72 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)净收益并不反映产品库存的非现金减记或产品库存的冲销，直到产品售出时才实现。
(3)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
DD&A
我们消耗原油和天然气的属性是以产量单位为基础的，而不是以探明总储量为基础的。生产单位率考虑了迄今为止发生的支出，以及开发这些已探明储量所需的估计未来开发支出。这个比率，计算在一个区域水平，然后应用到我们的销售量，以确定DD&A每个时期。我们认为，这种计算DD&；A的方法是，以已探明储量为代表的相关资产的总估计寿命中投资资本成本的比例份额，对每桶售出的原油当量收取费用。
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与2020年相比，2021年的DD&A增加了9.79亿美元，这主要是由于该安排。截至2021年12月31日止年度的平均耗损率为每桶11.28美元（2020年–每桶10.40美元）。
我们以直线或单位产量为基础，在估计的使用寿命或租赁期限中较短的时间内对我们的使用权资产进行折旧。
常规
2020年12月31日，常规部门主要包括埃尔姆沃思-瓦皮蒂，凯鲍勃-埃德森和克利尔沃特运营地区的资产，这些地区蕴藏着丰富的天然气和NGL。这些资产位于艾伯塔省和British Columbia，包括在众多天然气处理设施中的权益。
作为该安排的一部分，我们于2021年1月1日收购了主要位于上述相同区域的资产，以及位于埃德蒙顿西北约900公里处的彩虹湖运营区。收购的资产包括几个天然气处理设施的权益。
在2021年，我们:
•提供安全可靠的操作.
•在该年度的下半年，完成了在艾伯塔省的East Clearwater和Kaybob地区的资产出售，总收益为1.03亿加元。在交易结束前，这些资产每天的产量约为1.1万桶。11月30日，我们宣布主要出售我们在温布利地区的Montney资产，获得约2.38亿美元的现金收益。这笔交易预计将在2022年第一季度完成。
•收入为31亿美元。
•产生的营业利润率为8.03亿美元，与2020年相比增加了6.08亿美元，这是由于较高的平均实现销售价格和作为该安排的一部分而获得的资产的销量增加，部分被作为该安排的一部分而获得的资产的单位营业费用增加所抵消。
•2.22亿美元的投资资本集中在短周期、高回报的开发井上，预计这将通过增加产量改善基本成本结构，并抵消自然下降。
•完成了大量涉及现场维护活动和安全关机和恢复生产的周转。
•实现了15.95美元/桶的净收益。
财务业绩
| （百万美元） | 2021 |
2020(1)
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2019(1)
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| 总销售额 | 3,235 | 904 | 935 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 减:特许权使用费 | 150 | 40 | 30 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 3,085 | 864 | 905 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 1,655 | 268 | 240 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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运输和混合
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74 | 81 | 82 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 551 | 320 | 339 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 2 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 803 | 195 | 244 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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风险管理的未实现（收益）损失(2)
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1 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 3 | 880 | 319 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用 | (3) | 82 | 64 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | 802 | (767) | (139) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(2)风险管理的未实现损益记录在与衍生工具有关的可报告分部中。比较期间已重新分类，因为这些金额已记录在2021年1月1日之前的公司和冲销部门中。
收入
2021年，总销售额包括17亿美元（2020年为2.69亿美元）与第三方采购量有关的收入，这不包括在我们的单位定价指标或净收益中。
2021年，收入包括与第三方处理和运输活动相关的金额6,100万美元（2020年–4,900万美元），这不包括在我们的单位定价指标或净收益中。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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经营成果
| 2021 | 2020 | 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
|
总销量 （MBOE/D）
|
133.4 | 89.8 | 97.4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
每销售单位的已实现价格总额(1)（$/boe）
|
31.20 | 17.84 | 17.95 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
重质原油（美元/桶）
|
— | 31.45 | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
轻质原油（美元/桶）
|
76.32 | 42.78 | 65.70 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
NGLS （美元/桶）
|
42.93 | 22.04 | 26.36 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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常规天然气（$/mcf）
|
4.07 | 2.37 | 2.01 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 按产品生产 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
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重质原油（MBBLs/d）
|
— | 2.7 | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
轻质原油（MBBLs/d）
|
8.4 | 4.5 | 4.9 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
NGLS （MBBLs/d）
|
25.6 | 19.5 | 21.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
常规天然气（单位:千美元）
|
597.6 | 379.0 | 424.5 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
每日生产总量（MBOE/D）
|
133.6 | 89.9 | 97.4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
常规天然气生产 （占总数的百分比）
|
75 | 70 | 73 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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原油和NGL生产（占总数的百分比）
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25 | 30 | 27 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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有效特许权使用费（百分比）
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10.3 | 7.9 | 5.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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单位运输成本(1) （$/boe）
|
1.53 | 2.46 | 2.31 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
单位经营成本(1) （$/boe）
|
10.66 | 8.99 | 8.79 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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每单位DD&A (1)（$/boe）
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9.11 | 9.85 | 9.15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
收入
价格
与2020年相比，我们在2021年的总实现销售价格有所上涨，这主要是由于较高的原油和天然气基准价格。
生产量
2021年的产量有所增加，这主要是由于作为安排的一部分而收购的资产每天产生了5.12万桶石油。此外，在截至2021年12月31日的一年中，我们带来了18口新的净油井。产量的增长被年内的资产处置和自然下降所部分抵消。
特许权使用费
常规资产受艾伯塔省和British Columbia的特许权使用费制度的约束。
截至2021年12月31日止年度的有效特许权使用费有所增加，这主要是由于较高的已实现价格和较低的天然气成本允许抵免额。
与2020年相比，2021年的特许权使用费增加了1.1亿美元。增加的主要原因是较高的已实现价格以及作为安排的一部分而收购的资产导致的产量增加。
支出
运输
我们的运输成本反映了原油、天然气和天然气从生产地点到销售地点的运输费用。与2020年相比，2021年的运输成本减少了700万美元。在截至2021年12月31日的年度中，每单位运输成本平均为1.53美元（2020年为2.46美元）。
操作
2021年我们运营费用的主要驱动因素是劳动力，维修和维护，财产税和租赁成本以及电力。与2020年相比，2021年的总运营成本增加了2.31亿美元，这主要是由于该安排中收购的资产。
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与2020年相比，2021年每个英国央行的运营成本增加了1.67美元，这主要是由于作为安排的一部分而获得的资产的运营费用。2021年的单位运营成本（不包括在该安排中获得的资产）同比增长约7%，这主要是由于销量下降，电力，温室气体和监管成本增加。
网背
| （$/boe） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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销售价格(1)
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31.20 | 17.84 | 17.95 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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特许权使用费(1)
|
3.06 | 1.23 | 0.83 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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运输和混合(1)
|
1.53 | 2.46 | 2.31 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
营业费用(1)
|
10.66 | 8.99 | 8.79 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
网背(2) (3)
|
15.95 | 5.16 | 6.02 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)净收益并不反映产品库存的非现金减记或产品库存的冲销，直到产品售出时才实现。
(3)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
DD&A
我们消耗原油和天然气的属性是以产量单位为基础的，而不是以探明总储量为基础的。生产单位率考虑了迄今为止发生的支出，以及开发这些已探明储量所需的估计未来开发支出。这个比率，计算在一个区域水平，然后应用到我们的销售量，以确定DD&A每个时期。我们认为，这种计算DD&；A的方法是以已探明储量为代表的相关资产的总估计寿命中投资资本成本的比例份额，对每桶售出的原油当量收取费用。2021年的平均消耗率为每桶9.11美元（2020年为每桶9.85美元）。平均损耗率不包括减值和减值转回的影响。
截至2021年12月31日的一年，常规DD&A总额为300万美元（2020年为8.8亿美元）。减少的原因是，由于2020年底预期的远期商品价格下跌导致2020年减值减记5.55亿美元，以及由于远期商品价格上涨导致2021年减值转回3.78亿美元。减少的部分被在安排中获得的资产的DD&A所抵消。
离岸
离岸业务是作为该安排的一部分而被收购的，包括离岸业务、在中国的勘探和开发活动、在印度尼西亚的HCML合资企业的权益核算投资，以及在加拿大东海岸以外的业务、勘探和开发。
在2021年，我们:
•提供安全可靠的操作.
•实现收入17亿美元。
•创造了14亿美元的营业利润率。
•实现了每股英国央行58.39美元的净收益。
•在我们的中国和印尼资产上取得了单日生产记录。
•投资资本1.75亿美元，主要用于大西洋地区的西白玫瑰项目。
•与我们的合作伙伴达成协议，以重组我们在大西洋地区资产的工作权益。
财务业绩
| （百万美元） | 2021 | ||||||||||
| 总销售额 | 1,782 | ||||||||||
| 减:特许权使用费 | 108 | ||||||||||
| 收入 | 1,674 | ||||||||||
| 支出 | |||||||||||
| 运输和混合 | 15 | ||||||||||
| 操作 | 239 | ||||||||||
| 营业利润率 | 1,420 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 492 | ||||||||||
| 勘探费用 | 5 | ||||||||||
| 应占权益会计附属公司（收入）损失的份额 | (47) | ||||||||||
| 分部收入（亏损） | 970 | ||||||||||
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
22
|
||||
网背
| 2021 | |||||||||||||||||||||||
| （$/boe，除非另有说明） | 中国 |
印度尼西亚(1)
|
大西洋（美元/桶）
|
离岸总资产 | |||||||||||||||||||
|
销售价格(2)
|
72.44 | 64.52 | 91.01 | 74.75 | |||||||||||||||||||
|
特许权使用费(2)
|
4.25 | 14.93 | 6.07 | 5.96 | |||||||||||||||||||
|
运输和混合(2)
|
— | — | 3.02 | 0.54 | |||||||||||||||||||
|
营业费用(2)
|
5.10 | 9.55 | 28.34 | 9.86 | |||||||||||||||||||
|
网背(3)
|
63.09 | 40.04 | 53.58 | 58.39 | |||||||||||||||||||
|
总销量（MBOE/D）
|
50.8 | 9.5 | 13.2 | 73.5 | |||||||||||||||||||
|
每单位DD&A (2)
|
25.62 | ||||||||||||||||||||||
(1)报告的销售量，相关单位价值和特许权使用费反映了Cenovus在马杜拉-BD天然气项目中40%的权益。与HCML合资企业有关的收入和费用在合并财务报表中使用权益法入账。
(2)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(3)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
DD&A
在海上部分，我们使用基于估计的已探明开发生产储量或已探明总储量加上可能储量的产量单位法来消耗原油和天然气特性，以及使用远期价格和成本确定的未来开发成本。这个比率，计算在一个区域水平，然后应用到我们的销售量，以确定DD&A每个时期。我们认为，这种计算DD&；A的方法是，在相关资产的总估计寿命内，以已探明的已开发生产或已探明的加上可能的储量所代表的资本投资成本的比例份额，对每桶售出的原油当量收取费用。截至2021年12月31日止年度的平均耗损率为每英国央行25.62美元。
我们的使用权资产在估计的使用寿命或租赁期限中以较短的期限按直线折旧。
亚太地区
在中国，荔湾天然气项目包括在荔湾3-1和流花34-2气田的天然气开发中占49%的权益，在流花29-1气田中占75%的权益。我们在15/33、16/25和23/07区块也有石油合同，这些合同正处于勘探阶段。我们于2021年10月在南中国海15/33区块钻了一口勘探井。我们正在评估发现和测试的碳氢化合物的结果。第15/33号区块包含一个已有的发现，该发现是在2018年钻探的。我们还拥有台湾近海一个区块的勘探权。
在印度尼西亚，我们持有HCML40%的股份，这是一家使用权益法核算的合资企业。HCML在马都拉海峡生产分成合同（“PSC”）许可区从事印尼近海原油和天然气资源的勘探和生产。该领域包括生产BD领域和MDA，MBH和MDK领域正在进行的开发。MDA和MBH油田预计将于2022年中期投产。HCML于2021年6月做出了最终的投资决定，用于开发Mac领域，预计将于2023年中期投产。我们在2021年第四季度签署了东爪哇省利曼合同区的PSC。2021年12月，我们开始在MBH油田钻探一口开发井，该井于2022年1月完成。我们于2022年第一季度开始在MBH油田钻探第二口开发井。
财务业绩
| （百万美元） |
2021
|
||||||||||
| 总销售额 | 1,342 | ||||||||||
| 减:特许权使用费 | 79 | ||||||||||
| 收入 | 1,263 | ||||||||||
| 支出 | |||||||||||
| 操作 | 103 | ||||||||||
|
营业利润率(1)
|
1,160 | ||||||||||
(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
23
|
||||
经营成果
| 2021 | |||||||||||
|
总销量(1)(2)(3) （MBOE/D）
|
60.3 | ||||||||||
|
NGLS (1)(2)(3) （MBBLs/d）
|
12.7 | ||||||||||
|
常规天然气(1)(2)(3)（单位:千美元）
|
285.3 | ||||||||||
|
每销售单位的已实现价格总额(3)(4)（$/boe）
|
71.19 | ||||||||||
|
NGLS (3) （美元/桶）
|
79.83 | ||||||||||
|
常规天然气(3)（$/mcf）
|
11.48 | ||||||||||
|
有效特许权使用费(3) （百分比）
|
8.4 | ||||||||||
|
单位营业费用(3) (4) （$/boe）
|
5.80 | ||||||||||
(1)销售量接近每日总产量。
(2)报告的销售额包括Cenovus在荔湾天然气项目中的工作兴趣。
(3)报告的销售量，相关单位价值和特许权使用费反映了Cenovus在马杜拉-BD天然气项目中40%的权益。为编制合并财务报表，与HCML合资企业有关的收入和费用采用权益法核算。.
(4)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
收入
价格
我们在亚洲获得的天然气价格是根据长期合同确定的。我们收到的NGL价格主要是由布伦特原油价格驱动的。
生产量
亚太业务表现良好。在2021年，这一年的日产量相对稳定。
特许权使用费
特许权使用费由生产分成合同管理，在该合同中，生产与中国和印度尼西亚政府共享。
支出
操作
2021年我们运营费用的主要驱动因素是维修和维护，保险和劳动力。
大西洋
我们的大西洋勘探和开发计划的重点是位于纽芬兰和拉布拉多近海的圣女贞德盆地和佛兰芒山口。Jeanne d’Arc盆地包括Terra Nova油田，以及白玫瑰油田和卫星延伸，包括北紫晶，西白玫瑰和南白玫瑰。在佛兰芒帕斯盆地，我们在北湾、佛得湾、巴卡利厄、Harpoon和Mizzen发现的每个项目中都拥有35%的非经营工作权益。我们是白玫瑰油田和卫星扩展的运营商，并拥有Terra Nova油田以及几个较小的未开发油田的所有权。我们还拥有纽芬兰和拉布拉多近海的勘探面积。
我们在2021年的生产来自白玫瑰油田和卫星扩展。
自2019年12月以来，Terra Nova油田的生产业务已暂停。在第三季度，Cenovus完成了与其合作伙伴的协议，以重组其在Terra Nova油田的工作权益。Cenovus的工作兴趣从13%上升到34%。在结算调整前，该公司从退出合作伙伴那里获得了7800万美元，作为对未来退役负债的贡献。Terra Nova浮式生产、储存和卸载装置的ALE项目正在西班牙进行，用于该项目的干船坞部分。预计将在2022年底前恢复生产。
在我们继续与合作伙伴评估方案的同时，西白玫瑰项目仍被推迟。在2021年第三季度，Cenovus与森科尔达成了一项协议，以降低我们在白玫瑰油田和卫星扩展领域的工作兴趣。如果项目不继续进行，就不会发生工作利益重组。Cenovus将把它在原油田的工作兴趣从72.5%降至60.0%，在卫星扩展业务的工作兴趣从68.875%降至56.375%。是否重启西白玫瑰项目的决定预计将在2022年年中做出。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
24
|
||||
财务业绩
| （百万美元） |
2021
|
|||||||||||||
| 总销售额 | 440 | |||||||||||||
| 减:特许权使用费 | 29 | |||||||||||||
| 收入 | 411 | |||||||||||||
| 支出 | ||||||||||||||
| 运输 | 15 | |||||||||||||
| 操作 | 136 | |||||||||||||
|
营业利润率(1)
|
260 | |||||||||||||
(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
经营成果
|
2021
|
|||||||||||
| 总销量 | |||||||||||
|
轻质原油（MBBLs/d）
|
13.2 | ||||||||||
|
每销售单位的已实现价格总额(1) （美元/桶）
|
|||||||||||
|
轻质原油（美元/桶）
|
91.01 | ||||||||||
| 每日生产总量 | |||||||||||
|
轻质原油（MBBLs/d）
|
14.1 | ||||||||||
|
有效特许权使用费（百分比）
|
6.7 | ||||||||||
|
单位营业费用(1)（美元/桶）
|
28.34 | ||||||||||
（1）规定的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
收入
价格
我们收到的轻质油价格主要受布伦特原油价格的影响。
生产量和销售量
大西洋业务表现良好。生产相对稳定，2021年的正常运行时间一直很高。Searose浮式生产、储存和卸载装置（“Searose FPSO”）在第三季度有一些小的计划停机，并计划进行15天的维护，从第三季度末开始，于10月份完成。
白玫瑰油田生产的轻质油从Searose FPSO上卸下到油轮上，然后储存在陆上码头，然后再运给买家。其结果是生产和销售之间的时间差。2021年，我们的销量为每天1.32万桶。
特许权使用费
白玫瑰油田的特许权使用费是基于我们的工作伙伴与纽芬兰和拉布拉多政府之间的协议。我们目前支付的基本特许权使用费为白玫瑰油田总销售额的7.5%和卫星扩展总销售额的5.0%。
支出
操作
2021年我们运营费用的主要驱动因素是维修和维护，劳动力，船舶成本和直升机成本。
运输
运输包括将原油从Searose FPSO通过油轮运输到岸上的成本，以及存储成本。
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25
|
||||
下游
加拿大制造业
2020年12月31日，加拿大的制造业务包括布鲁德海姆原油铁路终端。
2021年1月1日，作为安排的一部分，我们收购了:
•Lloydminster Upgrader旨在处理混合重质原油和沥青原料，以生产高质量，低硫合成原油和超低硫柴油。Lloydminster Upgrader的原油吞吐能力为每天8.15万桶。
•Lloydminster炼油厂将重质原油加工成沥青产品，用于道路建设和维护。该炼油厂还生产凝析油、散装馏分油和工业产品。Lloydminster炼油厂的原油吞吐能力为每天2.9万桶。
•莱德明斯特，萨斯喀彻温省和明尼多萨省，马尼托巴省的乙醇工厂。
Lloydminster Upgrader可以选择从我们的Lloydminster Thermal和Tucker生产中获取原油原料。Lloydminster炼油厂的原油原料来自我们的Lloydminster热力和Lloydminster常规重油生产。
在2021年，我们:
•提供安全可靠的操作.
•劳埃德-明斯特石油公司Upgrader和劳埃德-明斯特炼油厂的原油平均综合利用率为96%。
•在Lloydminster Upgrader获得了多个单日柴油生产记录。
•产生的营业利润率为5.32亿美元，与2020年相比增加了4.87亿美元，这是由于该安排中收购的资产。
•投资资本3700万美元。
财务业绩
| （百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 4,472 | 82 | 77 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 3,552 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
毛利率(1)
|
920 | 82 | 77 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 388 | 37 | 41 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 532 | 45 | 36 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 167 | 8 | 7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | 365 | 37 | 29 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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26
|
||||
经营成果
| 2021 | 2020 | 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油吞吐能力（MBBLs/d）
|
110.5 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Lloydminster Upgrader （MBBLs/d）
|
81.5 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
劳埃德明斯特炼油厂（MBBLs/d）
|
29.0 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油吞吐量（MBBLs/d）
|
106.5 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Lloydminster Upgrader （MBBLs/d）
|
79.0 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
劳埃德明斯特炼油厂（MBBLs/d）
|
27.5 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油利用率(1) （百分比）
|
96 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
精炼产品产量 （MBBLs/d）
|
107.9 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
升级差分(2)
|
16.83 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
炼油毛利(3) （美元/桶）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Lloydminster Upgrader （美元/桶）
|
17.99 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
劳埃德明斯特炼油厂（美元/桶）
|
15.64 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
单位营业费用(4) （美元/桶）
|
9.97 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 铁路原油运输业务 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
已加载的卷(5)（MBBLs/d）
|
12.1 | 30.4 | 53.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
乙醇生产 （千升/日）
|
661.0 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)基于原油吞吐量和经营成果在劳埃德明斯特升级和炼油厂。
(2)基于重油原料和合成原油之间的基准价格差。
(3)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(4)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。经营成本除以原油产量。
(5)在加拿大阿尔伯塔省以外地区运输的货物数量。
收入、毛利率和炼油利润率
将重质原油和沥青混合成高价值的合成原油和低硫馏出物的工艺改进。收入取决于合成原油和柴油的销售价格。提高毛利率主要取决于合成原油和柴油的销售价格与重质原油原料成本之间的差异。
Lloydminster炼油厂的操作流程是将重质原油混合到沥青和工业产品中。收入取决于沥青和其他工业产品的市场价格。毛利率主要取决于收入和重质原油原料的成本。劳埃德明斯特炼油厂的销售在铺路季节增加，通常从每年的5月到10月。
在截至2021年12月31日的年度中，收入包括约5500万美元，用于客户结算与布鲁德海姆原油铁路终端业务相关的照付不议合同。与2020年相比，收入和毛利率有所下降，这是由于第三方装载的数量最少，以及Cenovus对铁路的依赖程度降低。
营业费用
2021年运营费用的主要驱动因素是劳动力，维修和维护以及能源成本。截至2021年12月31日的年度，单位运营费用为每桶原油吞吐量9.97美元。
DD&A
加拿大制造业资产在设施每个组成部分的估计使用寿命（从3年到60年不等）内按直线折旧。这些资产的使用寿命每年进行一次审查。ROU资产在资产的估计使用寿命或租赁期中较短的一个期间内按直线法折旧。截至2021年12月31日止年度，加拿大制造业的DD&A为1.67亿美元（2020年–800万美元），这是作为安排的一部分而获得的资产的DD&A的结果。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
27
|
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美国制造业
2020年12月31日，美国制造业务包括我们在WRB Refining LP的50%权益，WRB Refining LP拥有伍德河和博格炼油厂。WRB Refining LP是与运营商Phillips 66共同拥有的。
2021年1月1日，作为安排的一部分，我们收购了:
•我们全资拥有的利马炼油厂位于俄亥俄州利马。该炼油厂生产低硫汽油、汽油混合油、超低硫柴油、航空燃料、石化原料和其他副产品。
•托莱多炼油厂拥有50%的所有权，由BP Products North America Inc.（“BP”）通过BP-Husky Refining LLC运营。该炼油厂的产品包括低硫汽油、超低硫柴油、喷气燃料和其他副产品。
•我们全资拥有的苏必利尔炼油厂位于威斯康星州苏必利尔。2018年4月26日，该炼油厂在准备重大转型时发生了一起事件，并被停产。该炼油厂正在重建中，预计将在2023年第一季度左右重启。
2021年:
•Wood River和Borger炼油厂的吞吐量受到以下因素的不利影响:
◦计划中的周转在第一季度开始，并在第二季度完成。
◦一年中临时的计划外停电。
•利马炼油厂的产量受到以下因素的不利影响:
◦10月和11月完成了计划中的周转，随后发生了计划外的设备故障。该炼油厂于2022年1月底恢复正常运营。
◦第一季度出现临时计划外停机。
◦今年第一季度，向利马炼油厂输送原料的中谷输油管道中断了两周。
◦第二季度支线管道的第三方维护。
•在托莱多炼油厂，产量根据市场需求进行了优化。
•原油利用率从2020年的75%提高到80%，因为随着市场裂缝价差的改善，我们在第一季度初增加了吞吐量，部分被上述因素所抵消。
•我们投入了9.95亿美元的资金，主要用于Superior Refinery Rebuild，以及Wood River和Borger Refinery的炼油可靠性，维护和产量优化项目，以及Toledo Refinery的维护项目。
财务业绩
| （百万美元） | 2021 |
2020(1)
|
2019(1)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 20,043 | 4,733 | 8,291 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 17,955 | 4,429 | 6,735 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
毛利率(2)
|
2,088 | 304 | 1,556 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 1,772 | 748 | 877 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 104 | (21) | (16) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 212 | (423) | 695 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
风险管理的未实现（收益）损失(3)
|
1 | (1) | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 2,381 | 728 | 273 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | (2,170) | (1,150) | 421 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(2)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(3)风险管理的未实现损益记录在与衍生工具有关的可报告分部中。比较期间已重新分类，因为这些金额已记录在2021年1月1日之前的公司和冲销部门中。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
28
|
||||
选择运营结果
| 2021 | 2020 | 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油吞吐能力（MBBLs/d）
|
502.5 | 247.5 | 241.0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利马炼油厂 | 175.0 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
托莱多炼油厂(1)
|
80.0 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
伍德河和博格炼油厂(1)
|
247.5 | 247.5 | 241.0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油吞吐量（MBBLs/d）
|
401.5 | 185.9 | 221.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利马炼油厂 | 126.9 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
托莱多炼油厂(1)
|
69.9 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
伍德河和博格炼油厂(1)
|
204.7 | 185.9 | 221.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
按产品分列的吞吐量（MBBLs/d）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 重质原油 | 138.7 | 74.6 | 88.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 轻质和中质原油 | 262.8 | 111.3 | 133.0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油利用率 （百分比）
|
80 | 75 | 92 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
炼油毛利(2)(3) （美元/桶）
|
14.25 | 4.47 | 19.26 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
单位营业费用(3)(4) （美元/桶）
|
12.09 | 11.00 | 10.86 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)代表Cenovus在Wood River，Borger和Toledo炼油厂的50%的权益。
(2)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(3)根据Wood River，Borger，Lima和Toledo炼油厂的原油吞吐量和运营结果。
(4)指定的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
根据市场情况的需要，所有炼油厂都在继续优化产能。我们在2020年第一季度末开始降低经济原油价格，以应对新冠肺炎导致的精炼产品需求下降。随着市场裂解价差开始改善，直到2021年第一季度初，我们的炼油厂一直在以较低的价格运营。由于计划中和计划外的停机，第二季度和第三季度的吞吐量受到了影响，由于利马炼油厂的计划周转，第四季度的吞吐量受到了影响。
在利马炼油厂，由于一次事故关闭了我们的流体催化裂化装置，我们在2021年第一季度发生了临时的计划外停机。此外，在2月份的两周里，冬季风暴Uri扰乱了供应炼油厂原料的山谷中管道，进一步影响了吞吐量。随着市场状况的改善，吞吐量在3月份开始上升。第二季度，美国中谷和西德克萨斯海湾输油管道的第三方维护减少了输油量。在维修完成后，5月底和6月的吞吐量有所增加。由于我们准备在10月和11月完成计划中的转型，生产在9月底放缓。在完成周转之后，我们遇到了计划外的设备故障。因此，该炼油厂第四季度的原油利用率仅为34%，而2021年前9个月的利用率为85%。
托莱多炼油厂在2021年根据市场需求优化了产量。
Wood River和Borger的炼油厂计划在第一季度开始周转，并分别于5月中旬和4月初完成。2021年的非计划中断暂时进一步影响了吞吐量。在第四季度，炼油厂的原油利用率为92%。
收入和毛利率
虽然市场裂解价差是从原油加工到精炼产品的利润率的一个指标，但炼油实现裂解价差，即每桶的毛利率，受到许多因素的影响，例如，加工的原料原油的种类；炼油厂的配置和汽油、馏分油和二次产品产量的比例；购买原油原料与通过炼油厂加工该原油之间的时滞；以及原料成本。与WTI相比，加工成本较低的原油创造了原料成本优势。我们的原料成本是在先进先出会计基础上估价的。
2021年，由于该安排中收购的资产以及更高的精炼产品定价基准，收入增加了153亿美元。
与2020年相比，2021年的毛利率增加了18亿美元，这是由于市场裂纹价差的改善以及该安排以及Wood River和Borger炼油厂的吞吐量增加，部分被较高的RINS成本所抵消。
2021年，由于较高的RINS定价和在安排中获得的资产，RINS的成本为8.8亿美元（2020年为1.77亿美元）。在截至2021年12月31日的年度中，RIN价格为每桶6.76美元（2020年为每桶2.48美元）。在这一年里，RIN的价格波动很大，从每桶不到4.00美元到几乎每桶10.00美元不等。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
29
|
||||
营业费用
截至2021年12月31日止年度，运营费用的主要驱动因素是劳动力成本，维修，维护，服务和能源成本。2021年，运营成本同比增加了10亿美元。增加的原因是:
•在安排中获得的资产的运营费用。
•Wood River，Borger和Lima炼油厂的周转活动。
•由于2021年第一季度冬季风暴Uri的影响，利马和博格炼油厂的公用事业价格上涨。
DD&A
美国制造业资产在设施每个组成部分的估计使用寿命（从3年到60年不等）内按直线折旧。这些资产的使用寿命每年进行一次审查。ROU资产在资产的估计使用寿命或租赁期中较短的期间内按直线法折旧。美国制造业的DD&A在2021年为24亿美元（2020年为7.28亿美元）。这一增长是由于该安排中收购的资产的DD&A，以及利马、伍德河和博格现金产生部门（“CGU”）19亿美元的减值支出。该增加被2020年与Borger CGU相关的4.5亿美元的减值支出部分抵消。
零售
作为该安排的一部分，零售业务于2021年1月1日收购。
截至2021年12月31日，531独立经营赫斯基和埃索品牌的石油产品销售点。我们的零售和商业运营模式由公司拥有/经销商运营的网站和品牌经销商拥有和运营的网站平衡。该网络由各种全方位和自助的零售站、旅行中心和卡锁组成，服务于加拿大各地的城市和农村市场，而我们的批量分销商则直接向草原省份的商业和农业市场销售产品。
2021年11月30日，Cenovus宣布了在我们的零售燃料网络中出售337座加油站的协议，在关闭调整前的总现金收益为4.2亿美元。预计销售将在2022年年中结束。我们是保留我们的商业燃料业务，其中包括167个Cardlock，Bulkplant和旅行中心位置。
财务业绩
| （百万美元） | 2021 | ||||||||||
| 总销售额 | 2,158 | ||||||||||
| 购买的产品 | 2,019 | ||||||||||
|
毛利率(1)
|
139 | ||||||||||
| 支出 | |||||||||||
| 操作 | 98 | ||||||||||
| 营业利润率 | 41 | ||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 59 | ||||||||||
| 分部收入（亏损） | (18) | ||||||||||
(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
选择运营结果
| 2021 | |||||||||||
| 燃料销售量，包括批发 | |||||||||||
|
燃料销售（百万升/日）
|
6.9 | ||||||||||
|
每个零售点的燃料销售额（千升/日）
|
13.0 | ||||||||||
毛利率
毛利率主要由汽油和柴油价格以及汽车燃料的零售价格驱动。
营业费用
截至2021年12月31日止年度，我们运营支出的主要驱动因素是维修和维护，财产税，劳动力和公用事业。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
30
|
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DD&A
零售资产在设施每个组成部分的估计使用寿命（从3年到30年）内按直线折旧。这些资产的使用寿命每年进行一次审查。ROU资产在资产的估计使用寿命或租赁期中较短的一个期间内按直线法折旧。截至2021年12月31日止年度，由于在该安排中收购了零售资产，零售DD&A为5900万美元。
公司和冲销
截至2021年12月31日止年度，我们的公司和冲销风险管理活动导致已实现风险管理损失1.01亿美元（2020年–损失500万美元），这主要是由于2021年第一季度的实现，作为安排的一部分而获得的WTI看跌和看涨期权合约。
支出
| （百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
一般和行政
|
849 | 292 | 331 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 融资成本 | 1,082 | 536 | 511 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 利息收入 | (23) | (9) | (12) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 整合成本 | 349 | 29 | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 外汇（收益）净损失 | (174) | (181) | (404) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 或有付款的重新计量 | 575 | (80) | 164 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 资产剥离的（收益）损失 | (229) | (81) | (2) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
其他（收入）损失净额
|
(309) | 40 | 9 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2,120 | 546 | 597 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
一般和行政
我们一般和行政支出的主要驱动因素是劳动力成本、员工长期激励成本、信息技术成本以及与我们的房地产投资组合相关的运营成本。在截至2021年12月31日的年度中，一般和行政费用与2020年相比有所增加，这是由于该安排导致的员工人数增加，以及与实现我们的协同目标相关的激励奖励规定。此外，由于股价上涨，2021年的长期激励成本高于2020年。
融资成本
在截至2021年12月31日的年度中，由于以下原因，财务成本增加了5.46亿美元:
•作为安排的一部分承担的长期负债的利息费用。
•2021年第三季度和第四季度赎回长期负债的净溢价为1.21亿美元。
•由于这一安排，解除债务的折扣增加了。
•作为安排的一部分承担的负债所产生的租赁负债的利息费用。
截至2021年12月31日的年度，未偿还债务的加权平均利率为4.6%（2020年为4.9%）。
整合成本
在截至2021年12月31日的年度中，我们因该安排产生了3.49亿美元的成本，不包括资本支出。2021年的整合成本包括1.8亿美元的遣散费，6500万美元的交易成本和1.04亿美元的其他整合相关成本。
外汇
| （百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 未实现外汇（收益）损失 | (312) | (131) | (827) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已实现外汇（收益）损失 | 138 | (50) | 423 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| (174) | (181) | (404) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
2021年，未实现外汇收益3.12亿美元，主要是由于我们以美元计价的债务的转换。已实现的外汇损失为1.38亿美元，主要是由于在2021年第三和第四季度确认了回购美元计价债务的1.73亿美元损失。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
31
|
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或有付款的重新计量
与Foster Creek和Christina Lake Production有关，Cenovus同意在5月17日完成从康菲石油公司收购其在FCCL合作伙伴关系中50%权益的交易后的五年内，按季度向康菲石油公司及其某些子公司（“康菲”）付款，2017年，当本季度WCS原油平均价格超过每桶52美元的季度。当WCS价格超过每桶52美元时，每季度支付600万美元。没有最高付款条件。这一计算包括一种与Foster Creek和Christina Lake的某些重大生产中断有关的调整机制，这可能会减少或有付款的金额。
该协议将于2022年5月17日到期。
或有付款被视为一种财务选择。通过使用期权定价模型计算未来预期现金流量的现值，估计了截至2021年12月31日的公允价值2.36亿美元。或有付款在每个报告日按公允价值重新计量，公允价值变动在净收益中确认。在截至2021年12月31日的年度中，记录了5.75亿美元的非现金重新计量损失。截至2021年12月31日，根据该协议应支付1.6亿美元。在2021年，我们根据该协议支付了2.42亿美元，其中1.75亿美元被确认为经营活动产生的现金流，并减少了调整后的资金流。所有未来付款将被确认为经营活动现金流量和调整后资金流量的减少。
在或有付款的剩余期限内，WCS远期平均价格为每桶77.87美元。在协议的剩余期限内，WCS的季度远期价格估计在每桶约77.35美元至每桶78.39美元之间。
其他（收入）损失净额
截至2021年12月31日的年度，其他（收入）亏损增加了3.49亿美元。增加的主要原因是:
•2021年，与Superior Refinery相关的业务中断保险收益为1.2亿美元。
•2020年与Keystone XL管道项目相关的1亿美元亏损。
•于2021年解决对Cenovus的法律索赔。
•2021年的其他收入为3500万美元，与2021年12月行使的Headwater认股权证有关。
DD&A
公司和冲销DD&A涉及公司资产，例如计算机设备，租赁资产改良，办公家具和某些ROU资产。与公司资产相关的成本在资产的估计使用寿命（从3年到25年）内按直线法折旧。ROU资产在资产的估计使用寿命或租赁期内按直线法折旧。截至2021年12月31日的年度的DD&A为1.18亿美元（2020年为1.61亿美元）。DD&A同比下降的主要原因是，由于预计安排结束，2020年核销了5200万美元的信息技术资产。
所得税
| （百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现行税 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 104 | (14) | 14 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美国 | — | 1 | 3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 亚太地区 | 171 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他国际组织 | 1 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 当期税收支出（回收） | 276 | (13) | 17 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 递延所得税费用（回收） | 452 | (838) | (814) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总税收支出（回收） | 728 | (851) | (797) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
32
|
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下表将按加拿大法定税率计算的所得税与记录的所得税进行了核对:
| （百万美元，税率除外） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 所得税前营业收入（亏损） | 1,315 | (3,230) | 1,397 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
加拿大法定利率
|
23.7 | % | 24.0 | % | 26.5 | % | |||||||||||||||||||||||||||||
| 经营活动产生的预期所得税费用（回收） | 312 | (775) | 370 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 对税收的影响来自: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 法定和其他利率差异 | 3 | 19 | (52) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 非应税资本（收益）损失 | 63 | (42) | (38) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 不确认资本（收益）损失 | 27 | (42) | (39) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 上一年度纳税申报产生的调整 | (5) | (8) | 4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美国税基的确认 | — | — | (387) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美国税收属性限制 | 217 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 费率变动的影响 | 106 | (7) | (671) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 5 | 4 | 16 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 经营活动产生的总税收费用（回收） | 728 | (851) | (797) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 实际税率 | 55.4 | % | 26.3 | % | (57.1) | % | |||||||||||||||||||||||||||||
Cenovus及其子公司运营所在的各个司法管辖区的税收解释，法规和立法可能会发生变化。我们认为，我们的准备金是足够的。通常有许多税务事项正在审查中，并考虑到当前的经济环境，所得税的计量存在不确定性。确认收入和扣除当期税收费用的时间由相关税收法规决定。
截至2021年12月31日止年度，本公司记录的当期税费主要与在加拿大和亚太地区产生的应纳税所得额有关。这一增长是由于在该安排中获得的亚太业务以及与2020年相比的更高收益。在第四季度，由于某些美国税收属性的可用性受到限制，我们记录了2.17亿美元的递延所得税费用。此外，由于与省级拨款相关的税率变化，该公司记录了1.06亿美元的递延所得税费用。
我们的有效税率是总税收费用（回收）和所得税前收益（亏损）之间关系的函数。实际税率不同于法定税率，因为它反映了其他司法管辖区的不同税率，非应税外汇（收益）损失，税率和其他税法变化的调整，炼油资产计税基础的调整，准备金估计的变化，准备金与随后在纳税申报表上报告的实际金额之间的差异，以及其他永久性差异。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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| 季度业绩 | ||
| 2021 | 2020 | ||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非注明） | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | |||||||||||||||||||||
|
平均商品价格（美元/桶）
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
布伦特(1)
|
79.73 | 73.47 | 68.83 | 60.90 | 44.22 | 42.99 | 29.20 | 50.26 | |||||||||||||||||||||
| 西德克萨斯中质油 | 77.19 | 70.56 | 66.07 | 57.84 | 42.66 | 40.93 | 27.85 | 46.17 | |||||||||||||||||||||
| WCS | 62.55 | 56.98 | 54.58 | 45.37 | 33.36 | 31.84 | 16.38 | 25.64 | |||||||||||||||||||||
| 芝加哥3-2-1快克价差 | 16.06 | 20.67 | 20.50 | 12.93 | 7.05 | 7.89 | 6.44 | 8.79 | |||||||||||||||||||||
| RINS | 6.11 | 7.32 | 8.12 | 5.49 | 3.48 | 2.64 | 2.21 | 1.58 | |||||||||||||||||||||
|
生产量（MBOE/D）
|
825.3 | 804.8 | 765.9 | 769.3 | 467.2 | 471.8 | 465.4 | 482.6 | |||||||||||||||||||||
|
沥青（MBBLs/d）
|
606.0 | 576.5 | 528.6 | 532.9 | 380.7 | 386.0 | 373.2 | 387.0 | |||||||||||||||||||||
|
重质原油（MBBLs/d）(2)
|
18.9 | 20.5 | 20.8 | 20.5 | 1.9 | 3.2 | 2.2 | 3.6 | |||||||||||||||||||||
|
轻质和中质原油（MBBLs/d）(2)
|
17.8 | 22.6 | 24.4 | 25.6 | 4.3 | 4.3 | 4.3 | 5.1 | |||||||||||||||||||||
|
NGLS （MBBLs/d）
|
35.6 | 35.5 | 41.1 | 41.1 | 18.4 | 18.3 | 20.3 | 21.1 | |||||||||||||||||||||
|
常规天然气（单位:千美元）
|
883.5 | 897.9 | 905.6 | 894.9 | 369.5 | 360.1 | 392.2 | 394.8 | |||||||||||||||||||||
|
原油吞吐量(3) （MBBLs/d）
|
469.9 | 554.1 | 539.0 | 469.1 | 169.0 | 191.1 | 162.3 | 221.1 | |||||||||||||||||||||
|
收入(4)
|
13,726 | 12,701 | 10,637 | 9,293 | 3,543 | 3,737 | 2,311 | 3,952 | |||||||||||||||||||||
|
营业利润率
|
2,600 | 2,710 | 2,184 | 1,879 | 625 | 594 | 291 | (589) | |||||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 | 2,184 | 2,138 | 1,369 | 228 | 250 | 732 | (834) | 125 | |||||||||||||||||||||
|
调整后资金流动(5)
|
1,948 | 2,342 | 1,817 | 1,141 | 333 | 407 | (469) | (154) | |||||||||||||||||||||
|
资本投资
|
835 | 647 | 534 | 547 | 242 | 148 | 147 | 304 | |||||||||||||||||||||
| 自由资金流动 | 1,113 | 1,695 | 1,283 | 594 | 91 | 259 | (616) | (458) | |||||||||||||||||||||
| 净收益（亏损） | (408) | 551 | 224 | 220 | (153) | (194) | (235) | (1,797) | |||||||||||||||||||||
|
每股-基本($)
|
(0.21) | 0.27 | 0.11 | 0.10 | (0.12) | (0.16) | (0.19) | (1.46) | |||||||||||||||||||||
|
每股-摊薄($)
|
(0.21) | 0.27 | 0.11 | 0.10 | (0.12) | (0.16) | (0.19) | (1.46) | |||||||||||||||||||||
|
长期负债，包括流动部分 (6)
|
12,385 | 12,986 | 13,380 | 13,947 | 7,441 | 7,797 | 8,085 | 6,979 | |||||||||||||||||||||
|
净债务(7)
|
9,591 | 11,024 | 12,390 | 13,340 | 7,184 | 7,530 | 8,232 | 7,421 | |||||||||||||||||||||
| 现金股利 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股 | 70 | 35 | 36 | 35 | — | — | — | 77 | |||||||||||||||||||||
|
每股普通股 ($)
|
0.0350 | 0.0175 | 0.0175 | 0.0175 | — | — | — | 0.0625 | |||||||||||||||||||||
| 优先股 | 8 | 9 | 8 | 9 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||
(1)日历月布伦特原油结算价格的平均值。
(2)2021年前三季度的中等原油产量被重新分类为重油产量。
(3)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。比较期间已重报为Cenovus的净利息。
(4)对于重新归类为特许权使用费的部分存货减记，已重新列报了比较数字。前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
(5)比较数字已重报，以符合本MD&A中的定义。
(6)包括截至2021年12月31日的长期负债的当前部分为零美元，截至2021年9月30日的5.45亿美元和截至2021年6月30日的6.32亿美元（2021年3月31日，2020年12月31日，2020年9月30日，2020年6月30日和2020年3月31日–零美元）。
(7)在2021年，包括长期负债（包括流动部分），以及作为该安排的一部分，以公允价值假设的66亿美元的短期借款（扣除承担的现金及现金等价物）7.35亿美元。
与2020年第四季度相比的2021年第四季度业绩
以下摘要将截至2021年12月31日的三个月的财务业绩与2020年进行了比较。与上一年的差异反映了较高的商品价格，在安排中收购的资产的影响以及我们上游资产的强劲表现。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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上游产量
与2020年第四季度相比，日产量增加了35.81万桶，这主要是由于在安排中收购的资产以及福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的产量增加，日产量增加了28.54万桶。Foster Creek和Christina Lake的增长是由于2021年新的油井投入使用，而Christina Lake计划在2020年第四季度进行改造，Foster Creek的运营中断。
在2021年第四季度，我们将大约20%（2020年至2020年）的油砂产量出售给了美国，以提高我们的已实现销售价格。
与2020年第四季度相比，常规产量每天增加3.91万桶，这主要是由于该安排中收购的资产，部分被2021年在East Clearwater和Kaybob地区的资产处置所抵消。
该季度的离岸石油产量为每天7.31万桶，完全来自该协议中收购的资产。
下游制造业
在加拿大制造业领域，劳埃德·明斯特Upgrader和劳埃德·明斯特炼油厂在整个2021年第四季度都处于或接近产能。
与2020年第四季度相比，美国制造业的日产量增加了19.26万桶，这是由于该安排中收购的资产的日产量为13.43万桶，并且随着精炼产品市场的改善，Wood River和Borger炼油厂的日产量显著增加。我们已完成利马炼油厂原计划在10月和11月进行改造，但随后遭遇了计划外的设备故障。在托莱多炼油厂，产量在2021年全年根据市场需求进行了优化。在2021年第四季度，托莱多炼油厂的原油利用率达到94%。
收入
与2020年同期相比，2021年第四季度的总收入增加了102亿美元。下游收入增加了70亿美元，这主要是由于精炼产品价格的提高与精炼产品基准价格的提高一致，以及吞吐量的增加导致精炼产品产量的提高。上游收入增加了55亿美元，这主要是由于实现的销售价格为每桶70.02美元，高于2020年的每桶38.37美元，以及销量增加。
营业利润率
2021年第四季度的营业利润率有所增长，主要原因是:
•更高的基准价格导致更高的平均原油，天然气和天然气销售价格。
•上游和精炼产品的销售量来自于在安排中收购的资产。
•Foster Creek和Christina Lake的销售额增加。
•美国制造业的市场价差更高。
营业利润率的这些增长被以下因素部分抵消:
•由于凝析油价格和产量上升，混合成本增加。
•较高的特许权使用费，运输和混合成本，以及从该安排中获得的资产产生的运营费用。
•由于基准价格的结算相对于我们的风险管理合同价格，已实现的风险管理损失更高。
•RINS成本的增加影响了我们的美国制造部门。
来自（用于）经营活动的现金和调整后资金流量
如上所述，由于营业利润率的提高，以及2020年第四季度Keystone XL管道项目亏损1亿美元，2021年来自经营活动的现金和调整后的资金流显著增加。这一增加被以下因素部分抵消:
•较高的融资成本是由于作为安排的一部分而承担的长期负债的利息费用。
•由于与实现我们以协同效应为重点的激励计划有关的安排和规定，导致员工人数增加，从而增加了一般和行政费用。
•或有付款1.19亿美元。在2020年第四季度，或有付款记录为来自（用于）投资活动的现金。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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2021年第四季度非现金营运资金的变化主要是由于应付账款的增加和应收账款的减少，但与2021年9月30日相比，2021年12月31日的库存增加部分抵消了这一变化。在截至2021年12月31日的三个月中，应收账款下降的主要原因是客户现金收入的时间安排，与第三季度相比，本季度结束时重油的差异扩大，以及美国制造业部门的销量下降。减少的部分被油砂部门的销量增加所抵消，该部门将在本季度结束。库存的增加主要是由于福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的库存中所持有的原油数量增加。应付账款的增加与更高的应计长期激励、更高的应计凝析油购买量、更高的应计或有负债和更高的应付所得税有关。
净收益（亏损）
2021年第四季度的净亏损高于2020年的净亏损，原因是:
•2021年，美国制造业部门的减值支出为19亿美元。
•与2020年相比，未实现外汇收益较低。
•与实现我们以协同效应为重点的激励计划有关的规定。
•增加的一般和行政成本，财务费用和DD&A费用作为安排的结果。
•所得税费用与2020年的复苏相比。
这一增加被以下因素部分抵消:
•更高的营业利润率，如上所述。
•2021年第四季度，常规部门的减值转回为3.78亿美元。
•2020年第四季度，常规部门的减值支出为2.4亿美元。
•未实现风险管理收益2.22亿美元（2020年–亏损4900万美元）。
•更高的其他收入是由于2021年与Superior Refinery相关的业务中断保险收益以及2020年第四季度Keystone XL管道项目的1亿美元亏损。
资本投资
2021年第四季度的资本投资为8.35亿美元，而2020年第四季度为2.42亿美元。增加的主要原因是，为应对新冠肺炎，我们在2020年减少了资本投资计划，并减少了对该安排中收购的资产的资本投资。
| 石油和天然气储量 | ||
|
截至2021年12月31日
（版税前）(1)
|
沥青(2)
（MMBBLS）
|
轻质和中质油
（MMBBLS）
|
NGLS
（MMBBLS）
|
常规
天然气(3)
（BCF）
|
合计
（Mmboe）
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已证明的总数 | 5,573 | 45 | 89 | 2,219 | 6,077 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 可能 | 1,850 | 152 | 39 | 959 | 2,201 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已证明的总数加上可能的总数 | 7,423 | 197 | 128 | 3,178 | 8,278 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2020年12月31日 （版税前） |
沥青
（MMBBLS）
|
轻质和中质油
（MMBBLS）
|
NGLS
（MMBBLS）
|
常规
天然气(3)
（BCF）
|
合计
（Mmboe）
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已证明的总数 | 4,812 | 7 | 50 | 965 | 5,030 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 可能 | 1,520 | 6 | 31 | 601 | 1,656 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已证明的总数加上可能的总数 | 6,332 | 13 | 81 | 1,566 | 6,686 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)包括与2022年1月31日出售的塔克资产相关的储量，在已探明和已探明总储量加上可能的基础上，分别代表1.23亿桶和1.45亿桶的特许权使用费前储量。
(2)包括不重要的重质原油储备。
(3)包括非物质的页岩气储量。
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与2020年相比，2021年的发展包括:
•沥青Total和Total Proved Plus可能储量分别增加了7.61亿桶和11亿桶，这是由于该安排的增加，Christina Lake的性能改善以及我们Lloydminster Thermal资产的监管批准，部分被本年度的产量所抵消。
•由于安排的增加，常规部门开发计划的更新，Terra Nova重组以及产品价格上涨带来的经济因素，轻质和中质石油的总探明储量和总探明储量分别增加了3,800万桶和1.84亿桶。传统部门的处置和本年度的生产部分抵消了这一增长。
•由于该安排的增加，常规部门开发计划的更新以及产品价格上涨带来的经济因素，NGLS总探明储量和总探明储量加上可能储量分别增加了3900万桶和4700万桶。传统部门的处置和本年度的生产部分抵消了这一增长。
•常规天然气探明和探明总储量加上可能的储量分别增加了1.3万亿立方英尺和1.6万亿立方英尺，这是由于该安排的增加，常规天然气部分开发计划的更新，以及对印度尼西亚MAC油田的批准，而经济因素则是由于产品定价的提高。传统部门的处置和本年度的生产部分抵消了这一增长。
截至2021年12月31日的储量数据使用了McDaniel&Associates Consultants Ltd.（“McDaniel”），GLJ Ltd.（“GLJ”）和Sproule Associates Limited（“Sproule”）的平均预测（“IQRE平均预测”）。IQRE平均预测价格和成本的日期为2022年1月1日。截至2020年12月31日的比较信息使用2021年1月1日的IQRE平均预测价格和成本。
有关根据国家文书51-101评估和报告我们的储量的其他信息， “石油和天然气活动的披露标准”包含在我们截至2021年12月31日的年度AIF中。我们的AIF可在SEDAR上的SEDAR.com、EDGAR上的SEC.gov和我们的网站cenovus.com上获得。与储量估计有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本MD&A的咨询部分中进行了讨论。
| 流动性和资本资源 | ||
| （百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 来自（用于）的现金 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 经营活动 | 5,919 | 273 | 3,285 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 投资活动 | (942) | (863) | (1,432) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 筹资活动前已提供（使用）的现金净额 | 4,977 | (590) | 1,853 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 融资活动 | (2,507) | 837 | (2,413) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 以外币持有的现金及现金等价物的外汇收益（亏损） | 25 | (55) | (35) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物增加（减少）额 | 2,495 | 192 | (595) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至12月31日，（百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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现金及现金等价物(1)
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2,873 | 378 | 186 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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债务总额(2)
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12,464 | 7,562 | 6,699 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)2021年1月1日，我们在安排结束时获得了7.35亿美元的现金及现金等价物。
(2)2021年1月1日，在安排结束时，我们获得了公允价值为66亿美元的总债务。
来自（用于）经营活动的现金
截至2021年12月31日止年度，经营活动产生的现金增加主要是由于较高的营业利润率以及从权益会计关联公司收到的分配。正如本MD&A的公司和冲销部分所讨论的那样，非现金营运资金的变化以及较高的财务成本，一般和行政成本和整合成本部分抵消了这一增加。
不包括或有付款的当期部分以及持有待售资产和负债，截至2021年12月31日，我们的调整后营运资金为38亿美元，而2020年12月31日为6.53亿美元。增长的主要原因是从该安排中获得的营运资金，以及本MD&A的经营和财务业绩部分中讨论的商品价格环境的改善。由于应收账款和库存增加，营运资金增加，但应付账款增加部分抵消了这一增加。
我们预计我们将继续履行到期的付款义务。
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来自（用于）投资活动的现金
截至2021年12月31日止年度，投资活动所用现金低于2020年，这主要是由于通过该安排获得的现金，资产剥离的收益以及非现金营运资金的变化。这些现金流入被较高的资本支出部分抵消，这主要是由于我们通过该安排获得了更大的资产基础。
来自（用于）筹资活动的现金
在截至2021年12月31日的一年中，我们在美国完成了12.5亿美元的高级无担保票据的公开发行，其中包括5亿美元于2032年1月15日到期的2.65%的高级无担保票据和7.5亿美元于2052年2月15日到期的3.75%的高级无担保票据。我们还支付了23亿美元，以回购本金为22亿美元的部分无担保票据。此外，我们还偿还了7700万美元的短期借款和3.5亿美元的循环长期负债。
在截至2021年12月31日的年度中，公司通过NCIB购买了1700万股普通股，这使公司能够在2021年11月9日至2022年11月8日之间购买最多1.465亿股普通股。这些股票是以每股普通股15.56美元的平均价格购买的，总价值为2.65亿美元。普通股随后被注销。
长期负债和债务总额
截至2021年12月31日，债务总额为125亿美元（2020年12月31日为76亿美元），其中包括124亿美元的长期负债。债务总额的增加主要是由于承担了总债务，在安排结束时公允价值为66亿美元。在2024年至2037年期间，赫斯基承担的贷方债务本金为45亿美元。自安排完成以来，我们已将债务总额减少了17亿美元，如上述融资活动中使用的现金所述。
在年底之后，我们宣布将于2022年2月9日回购本金为3.84亿美元的2023年和2024年到期的未偿还票据。
截至2021年12月31日，我们遵守了债务协议的所有条款。
可利用的流动资金来源
截至2021年12月31日，以下流动性来源可用:
| （百万美元） | 期限 | 可用金额 | |||||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | 不适用 | 2,873 | |||||||||||||||||||||
| 承诺信贷安排 | |||||||||||||||||||||||
| 循环信贷额度-A档 | 2025年8月 | 4,000 | |||||||||||||||||||||
| 循环信贷安排-B档 | 2024年8月 | 2,000 | |||||||||||||||||||||
| 未承付需求贷款 | |||||||||||||||||||||||
| Cenovus Energy Inc. | 不适用 | 1,015 | |||||||||||||||||||||
| WRB Refining LP（Cenovus的比例股份） | 不适用 | 111 | |||||||||||||||||||||
| Sunrise Oil Sands Partnership（Cenovus的比例股份） | 不适用 | 5 | |||||||||||||||||||||
我们希望通过经营活动产生的现金和谨慎使用我们的资产负债表能力来满足我们的短期现金需求，包括利用我们承诺的信贷安排和未承诺的需求安排以及我们可能获得的其他公司和财务机会。2021年，惠誉评级将我们的评级上调至投资级。我们仍然致力于维持我们在标准普尔全球评级，穆迪投资者服务，DBRS有限公司和惠誉评级的投资级信用评级。借款的成本和可得性以及获得流动性和资本来源的途径取决于当前的信用评级和市场状况。
根据我们承诺的信贷安排的条款，我们必须保持债务与资本化比率，如债务协议中所定义的，不超过65%。我们远低于这个限度。
承诺信贷安排
截至2021年12月31日，Cenovus的总承诺信贷额度为60亿美元，其中包括20亿美元于2024年8月18日到期的贷款和40亿美元于2025年8月18日到期的贷款。截至2021年12月31日，未从承诺信贷额度中提取任何金额（2020年12月31日–零美元）。
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未承付需求贷款
在第四季度，我们取消了所有未承诺的需求设施，并将其替换为新的未承诺的需求设施。我们有19亿美元的未承诺需求融资，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2021年12月31日，这些贷款没有直接借款（2020年12月31日–零美元），未偿还信用证总额为5.65亿美元（2020年12月31日–4.41亿美元）。
WRB Refining LP拥有3亿美元的未承诺需求融资（我们的比例份额–1.5亿美元），可用于满足短期营运资金需求。截至2021年12月31日，这些设施提取了1.25亿美元，其中6300万美元（7900万美元）是我们的比例份额（2020年12月31日–1.21亿美元）。在2021年12月31日之后，WRB增加了1.5亿美元的需求安排（我们的比例份额-7500万美元）。
Sunrise Oil Sands Partnership拥有1,000万美元的未承诺需求信贷额度，可用于一般用途。我们按比例分摊的份额是500万美元。截至2021年12月31日（2020年12月31日–零美元），该需求信贷安排未提取任何金额。
加元无担保票据和美元计价无担保票据
于2021年12月31日，美元计价无抵押票据的未偿还本金总额为74亿美元，加元计价无抵押票据的未偿还本金总额为28亿美元。
自2021年3月31日起，由于安排和随后将赫斯基能源公司合并为Cenovus Energy Inc.，Cenovus Energy Inc.成为现有5亿美元2022年到期的3.95%票据和7.5亿美元2024年到期的4.00%票据的直接债务人，2025年到期的7.5亿美元3.55%票据，2027年到期的7.5亿美元3.60%票据，2028年到期的12.5亿美元3.50%票据，2029年到期的7.5亿美元4.40%票据，2037年到期的3.87亿美元6.80%票据以及赫斯基能源公司的其他直接义务。
该公司于2021年9月13日在美国完成了12.5亿美元的高级无担保票据的公开发行，其中包括5亿美元于2032年1月15日到期的2.65%的高级无担保票据和7.5亿美元于2052年2月15日到期的3.75%的高级无担保票据。
如前所述，在2021年9月和10月，该公司支付了23亿美元回购其本金为22亿美元的部分无担保票据。赎回时的净溢价为1.21亿美元，计入融资成本。以下是Cenovus无担保票据的本金被回购:
•2022年到期的3.95%无担保票据–5亿美元（已完全回购）。
•2022年到期的3.00%无担保票据–5亿美元（已完全回购）。
•2023年到期的3.80%无担保票据–3.35亿美元。
•2024年到期的4.00%无担保票据–4.81亿美元。
•2025年到期的5.38%无担保票据–3.34亿美元。
年底之后，我们宣布有意回购2022年2月9日将于2023年和2024年到期的剩余本金3.84亿美元的未偿还票据。
基础货架说明书
我们有一个基本的招股说明书，允许我们不时提供高达50亿美元（或等值的其他货币）的债务证券，普通股，优先股，认购收据，认股权证，股票购买合同和在加拿大，美国和其他地方的单位（如果法律允许）。Base Shelf的招股说明书将于2023年11月到期。截至2021年12月31日，根据允许发行的基本招股说明书，仍有47亿美元可用。
财务指标
我们通过以下方式监控我们的资本结构和融资要求， 除其他外， 由净债务与调整后EBITDA比率和净债务与资本化比率组成的特定财务指标。我们将净债务定义为短期借款以及长期负债中的当期和长期部分， 扣除现金及现金等价物和短期投资。这些比率的组成部分包括资本化和调整后的EBITDA。我们将资本化定义为净债务加股本。我们将调整后的EBITDA定义为扣除融资成本前的净利润， 利息收入， 所得税费用（追回）， DD&A， 勘探费用， 商誉减值， 风险管理的未实现收益（亏损）， 外汇收益（损失）， 重估收益， 或有付款的重新计量， 资产剥离的收益（亏损）， 其他收入（亏损）， 权益会计被投资单位的净收益和应占收益（亏损）按12个月计算。“这些比率被用来管理我们的整体债务状况，并作为衡量我们整体财务实力的指标。，
请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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| 2021 | 2020 | 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
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净债务与资本化比率（百分比）
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29 | 30 | 25 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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净债务与调整后EBITDA比率（时报）
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1.2倍 | 11.9倍 | 1.6倍 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
我们的净债务与调整后EBITDA比率目标在周期底部的1.0至1.5倍之间，我们认为这大约是每桶WTI45美元。由于商品价格持续偏高或偏低等因素，该比率可能会在该范围之外周期性波动。我们的目标是保持高水平的资本纪律和管理我们的资本结构，以帮助确保我们在经济周期的各个阶段都有足够的流动性。为了确保财务弹性，我们可能会采取其他措施，包括调整资本和运营支出，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，购买我们的普通股以供注销，发行新债务或发行新股。
在该安排之前的2020年12月31日，我们的净债务与资本化比率为30%。由于这项安排，我们的净负债与资本比率上升。上述融资活动（用于）现金中所述的净债务的持续减少，使我们的净债务与资本化比率在2021年12月31日降至29%。
截至2021年12月31日，我们的净债务与调整后EBITDA的比率为1.2倍。与2020年12月31日相比，我们的净债务对调整后EBITDA的比率有所下降，这是由于2021年的营业利润率较高，但部分被作为该安排的一部分而获得的净债务的增加所抵消。有关净债务的更多信息，请参阅本MD&A的“运营和财务结果”部分。
我们遵守了债务协议的所有条款。根据我们承诺的信贷安排的条款，我们必须保持协议中定义的总债务与资本比率不超过65%。我们远低于这个限度。有关我们的财务指标和资本结构的更多信息，请参见合并财务报表附注。
股本和股票补偿计划
根据这一安排，我们收购了所有已发行和流通在外的赫斯基普通股，作为发行0.7845股Cenovus普通股和每股0.0651股Cenovus认股权证的对价。根据多伦多证券交易所的报告，基于2020年12月31日的收盘价7.75美元，我们发行了7.885亿股Cenovus普通股，公允价值为61亿美元。此外，还发行了6540万份Cenovus认股权证。每份完整的认股权证赋予持有人在五年内以每股6.54美元的行使价购买一股Cenovus普通股的权利。认股权证的公允价值估计为2.16亿美元。我们还收购了所有已发行和发行在外的赫斯基优先股，以换取3600万股Cenovus First优先股，这些优先股的条款基本相同，公允价值为5.19亿美元。
我们有许多股票补偿计划，其中包括与净结算权相关的股票期权，绩效股票单位（“PSU”），限制性股票单位（“RSU”）和递延股票单位（“DSU”）。与该安排有关，在2021年1月1日交易完成时，未偿还的赫斯基股票期权被Cenovus替代股票期权（“Cenovus替代股票期权”）取代。每个Cenovus替代股票期权使持有人有权以每股赫斯基股票期权的行使价除以0.7845获得0.7845的Cenovus普通股。替换股票期权的公允价值估计为900万美元。
截至2021年12月31日以下是大约20.01亿股已发行普通股（2020年12月31日-12.29亿股普通股）。参见附注30o f有关更多详细信息，请参阅合并财务报表。
请参阅注释32O 有关我们的股票期权计划和PSU，RSU和DSU计划的更多详细信息，请参阅合并财务报表。
我们优秀的股票数据是最好的。WS:
| 截至2022年2月4日 |
未完成单位
（千人）
|
可行使单位
（千人）
|
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普通股(1)
|
1,995,284 | 不适用 | |||||||||||||||||||||
| 普通股认股权证 | 63,750 | 不适用 | |||||||||||||||||||||
| 系列1优先股 | 10,740 | 不适用 | |||||||||||||||||||||
| 系列2优先股 | 1,260 | 不适用 | |||||||||||||||||||||
| 系列3优先股 | 10,000 | 不适用 | |||||||||||||||||||||
| 系列5优先股 | 8,000 | 不适用 | |||||||||||||||||||||
| 系列7优先股 | 6,000 | 不适用 | |||||||||||||||||||||
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股票期权(1)
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37,559 | 23,414 | |||||||||||||||||||||
| 其他股票补偿计划 | 14,515 | 1,371 | |||||||||||||||||||||
(1)包括根据安排发行的Cenovus替代股票期权（定义见上文），以替换所有已发行和未偿还的赫斯基股票期权。
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普通股股息
2021年，我们支付了1.76亿美元或每股普通股0.0875美元的股息（2020年–7700万美元或每股普通股0.06 25美元）。股息的宣布由Cenovus董事会全权决定，并按季度考虑。董事会宣布第一季度业绩不佳。每股普通股0.035美元，Paya BLE将于2022年3月31日向截至2022年3月15日登记在册的普通股股东。
累积可赎回优先股股息
2021年，1、2、3、5和7系列优先股支付了3400万美元的股息。优先股股息的宣布由Cenovus董事会全权决定，并按季度考虑。董事会宣布，将于2022年3月31日支付1、2、3、5和7系列优先股的第一季度股息，金额为900万美元。
资本投资决策
我们的2022年资本计划预计将在26亿美元至30亿美元之间。我们未来的资本投资将专注于维持安全可靠的运营，同时将公司定位为推动提高股东价值，以实现每天约80万桶的上游产量和每天约55.5万桶的下游产量。
调整后的资金流动和自由资金流动
调整后资金流量是一种非GAAP财务指标，通常用于石油和天然气行业，以帮助衡量公司为其资本计划融资和履行其财务义务的能力，并且是计算自由资金流量的起点。自由资金流是一种非GAAP财务指标，用于帮助衡量公司在为其资本项目融资后的可用资金。
| （百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 | 5,919 | 273 | 3,285 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
调整后资金流动(1)
|
7,248 | 117 | 3,670 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 资本投资总额 | 2,563 | 841 | 1,176 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
自由资金流动(1)
|
4,685 | (724) | 2,494 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 现金股利 | 210 | 77 | 260 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 4,475 | (801) | 2,234 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD&A中指定的财务措施咨询部分。比较数字已重报，以符合本MD&A中的定义。
我们在金融框架方面的做法仍然是一贯的。我们将继续根据每桶45美元的WTI价格评估所有机会，以保持审慎灵活的资本结构和强大的资产负债表指标。这种方法使我们能够在现金流较低的时候保持财务弹性。资产负债表实力仍然是重中之重，我们计划继续将我们的自由资金流用于减少债务，并随着净债务目标的实现，进一步提高股东的回报。
合同义务和承诺
我们对在正常业务过程中提供的商品和服务负有义务。承诺主要与运输协议有关，原始期限不到一年的义务被排除在外。有关更多信息，请参见合并财务报表。
这一安排导致承担了不可撤销的合同和其他商业承诺。2021年1月1日，我们承担了176亿美元的总承诺，其中74亿美元用于各种运输承诺。运输承诺包括17亿美元，这些资金有待监管机构批准，或者已经批准，但尚未投入使用。
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| 截至2021年12月31日 （百万美元） |
2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 此后 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 承诺 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和储存(1)
|
3,288 | 3,567 | 3,373 | 2,146 | 2,012 | 16,600 | 30,986 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
房地产(2)
|
44 | 43 | 52 | 54 | 57 | 658 | 908 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
为权益会计附属公司提供资金的义务(3)
|
68 | 85 | 99 | 90 | 90 | 210 | 642 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他长期承诺 | 509 | 156 | 145 | 136 | 150 | 1,214 | 2,310 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
承付款共计(4)
|
3,909 | 3,851 | 3,669 | 2,426 | 2,309 | 18,682 | 34,846 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他义务 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
长期负债（本金和利息）(5)
|
561 | 713 | 895 | 2,128 | 475 | 14,892 | 19,664 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 退役负债 | 231 | 329 | 569 | 678 | 426 | 4,629 | 6,862 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 或有付款 | 238 | — | — | — | — | — | 238 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
租赁负债（本金和利息）(6)
|
453 | 410 | 384 | 322 | 312 | 3,192 | 5,073 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 承诺和义务共计 | 5,392 | 5,303 | 5,517 | 5,554 | 3,522 | 41,395 | 66,683 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
（1）包括81亿美元（2020年12月31日–140亿美元）的运输承诺，这些承诺有待监管机构批准或已经批准，但尚未投入使用。自生效日期起，有效期最长为20年。
（2）涉及租赁负债中的非租赁部分，包括业务费用和未预留的办公空间停车位。不包括已提供备抵的已承诺付款。
（3）与对HCML的供资义务有关。
（4）承诺以Cenovus在基础合同中的比例份额反映。
（5）于2022年1月10日，本公司宣布有意于2022年2月9日赎回其3.80%票据及4.00%无抵押票据的全部未偿还余额。上述长期负债到期日未因本次赎回而调整。
（6）与办公场所，我们的零售和商业网络，铁路车辆，仓储资产，钻机和其他精炼和现场设备有关的租赁合同。
截至2021年12月31日，我们的总承诺为348亿美元，其中310亿美元用于各种运输和存储承诺。合同期限自合同生效之日起最长为20年，应有助于满足该公司未来的运输要求。
截至2021年12月31日，我们与HMLP的承诺包括与运输，存储和其他长期合同相关的26亿美元。
截至2021年12月31日，在某些合同下作为履约担保而签发的未偿还信用证总额为5.65亿美元（2020年12月31日–4.41亿美元）。
法律程序
我们涉及与正常业务过程相关的有限数量的法律索赔。我们认为，此类事项可能产生的任何负债（在未计提准备金的范围内）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
与HMLP的交易是关联方交易，因为我们拥有HMLP35%的所有权。作为HMLP持有的资产的运营商，我们提供管理服务，并为此收回共享的服务成本。我们也是HMLP的承包商，并在成本回收的基础上建造其资产，但有一定的限制。截至2021年12月31日止年度，我们向HMLP收取了2.43亿美元的建设和管理服务费用。
我们向HMLP支付访问费，以使用我们的混合业务所使用的管道系统。我们还向HMLP支付运输和存储服务的费用。在截至2021年12月31日的年度中，我们因使用HMLP的管道系统以及运输和存储服务而产生了2.84亿美元的成本。
| 风险管理和风险因素 | ||
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我们的Enterprise风险管理（“ERM”）计划推动我们的风险的识别，衡量，优先级和管理，并与Cenovus运营Integrity管理系统（“COIMS”）集成。此外，我们不断监控我们的风险状况以及行业最佳实践。
风险治理
The 企业风险管理政策由董事会批准，概述了我们的风险管理原则和期望，以及所有员工的角色和责任。建立在企业风险管理政策，我们已经建立了风险管理标准，风险管理框架和风险评估工具，包括Cenovus风险矩阵。我们的风险管理框架包含国际标准化组织（“ISO”）在其ISO31000-风险管理指南中推荐的关键属性。我们的企业风险管理计划的结果记录在提交给董事会的半年度风险报告中，以及通过定期更新。
风险因素
以下讨论描述了与Cenovus相关的财务、运营、监管、环境、声誉和其他风险。本MD&A中确定的每项风险都可能单独或与其他风险一起，对我们的业务，财务状况，经营成果，现金流量，声誉，获得资本的机会，借款成本，获得流动性的机会产生重大影响，有能力为股息支付和/或业务计划以及我们证券的市场价格提供资金。在投资Cenovus公司的证券时，应考虑这些因素。
大流行风险
新冠病毒大流行（包括新冠病毒变异株的出现），以及世界各国政府和卫生当局采取的应对措施，造成了持续的不确定性，导致并可能继续导致对行动和业务的限制，在更严格的基础上重新实施或强制实施，这可能会对我们的业务，经营成果和财务状况产生负面影响。在这一点上，无法准确预测新冠病毒大流行对我们的员工，客户，合作伙伴和业务的影响的持续时间或程度，也无法预测经济活动何时恢复正常。
新冠病毒大流行可能会增加我们对本MD&A的“风险管理和风险因素”部分中确定的每种风险的暴露程度，以及我们不时向证券监管机构提交的其他文件中确定的每种风险的程度。我们的业务，财务状况，经营成果，现金流量，声誉，获得资本的机会，借款成本，获得流动性的机会，为股息支付和/或业务计划提供资金的能力，尤其可能因大流行和/或由于以下原因导致的商品价格下跌而受到不利影响:
•由于以下情况而导致的设施关闭或重大基建项目的延迟或停工，但不限于:工人感染新冠病毒导致的劳动力中断或劳动力短缺；Cenovus实施的新冠病毒安全协议面临挑战；政府或卫生当局强制限制工人旅行，这可能会影响跨境商务旅行和前往偏远工作地点的旅行；我们的设施关闭，劳动力营地或工作场所，或我们所依赖的那些；工人减员增加，与健康相关的休假和旷工影响了运营。
•全球供应链的中断，例如供应商和第三方供应商遇到类似的劳动力中断或被勒令停止运营。
•现金流量减少，导致可用于为我们的资本支出计划提供资金的运营资金减少；
•对大宗商品的需求减少，大宗商品价格下跌，导致我们的储备数量和价值减少（请参阅下面的“大宗商品价格”）。
•商品储存和运输的限制导致生产的减少或关闭。
•精炼产品数量的减少，对精炼产品的需求或精炼厂利用率的下降。
•交易对手无法及时或根本无法履行其对我们的合同义务。
•由于边境限制，道路或港口关闭或管道关闭，包括由于管道公司遭受劳动力中断或无法继续运营，无法向客户交付产品或以其他方式将原油，精炼产品或天然气推向市场。
•我们的信息技术系统的功能，以及由于远程工作和访问我们系统的员工，客户和合作伙伴的数量而引起的网络安全或隐私泄露的潜在威胁。
•由于不可预测的金融市场或大宗商品价格和/或市场基本面的变化，我们获得额外资本（包括但不限于债务和股权融资）的能力受到不利影响。
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新冠疫情对我们业务的影响程度， 经营成果和财务状况将取决于未来的发展， 这是高度不确定的，并且很难以任何精确的程度进行预测， 包括， 但不限于:严重程度， 持续时间， 新冠病毒及其变种的传播或复苏；时间， 为遏制或治疗新冠病毒及其变异而采取的措施的程度和有效性， 包括可用性， 分配率， 疫苗或增强剂的有效性和公众接受程度；以及疫苗或增强剂的使用速度， 以及在多大程度上， 恢复正常的经济和经营状况。新冠疫情对我们业务的潜在影响， 与2020年和2021年相比，本年度的经营成果和财务状况可能更加显著。新冠肺炎疫情导致， 并可能继续导致， 重大的市场不确定性， 包括大宗商品价格的大幅波动， 货币兑换率， 通货膨胀， 利率， 交易对手信用和履约风险， 以及投资和消费的总体水平。即使在新冠病毒疫情消退之后， “由于疫情对全球经济的影响，我们的业务可能会继续受到重大不利影响。，
最近没有类似的事件可以为新冠病毒大流行可能产生的影响提供指导，因此，新冠病毒大流行的最终影响是高度不确定的，并且可能会发生变化。管理层尚不清楚对我们的业务，运营和财务状况或整个全球经济的影响程度。
为应对新冠肺炎疫情，我们已采取积极措施来保护员工的健康和安全以及我们业务的连续性。我们将继续遵循联邦，省，地区，州，地区和市政府以及公共卫生官员的指导，并为进入我们的高使用率工作场所和劳动力营地的工作人员实施了新冠病毒检测协议。我们还制定了全面的业务连续性计划，以确保在任何工作场所发生新冠肺炎疫情时继续安全可靠地运营。尽管我们做出了最大的努力，但新冠病毒大流行以及我们采取的相应措施可能会导致新的法律挑战和纠纷，包括但不限于集体诉讼索赔。
财务风险
商品价格
我们的财务业绩在很大程度上取决于当时的原油价格， 精制产品， 天然气和天然气。原油价格受到多种因素的影响， 包括， 但不限于:全球和地区原油供需；全球经济状况，包括影响全球贸易的因素；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不对其成员国实行生产配额的决定；替代能源的价格和供应情况；国内外政府或监管机构的行动这可能会影响商品价格；政府或环境法规的执行；公众对使用不可再生资源的情绪， 包括原油；石油生产国的政治稳定和社会状况；市场准入限制和运输中断（管道， （海洋或铁路）；经济状况；战争爆发；大流行病的爆发或持续；恐怖主义威胁；技术发展；自然灾害的发生；以及天气状况，
相对于某些国际基准价格，我们的油砂生产的商品价格有所折扣或下降，这也部分影响了我们油砂业务的财务业绩，限制向国内和国际市场运输和销售产品的能力以及所产石油的质量。对我们来说，特别重要的是稀释成本和供应，以及沥青与轻质至中质原油和重质原油之间的价差。对于炼油厂来说，沥青的加工成本更高，因此，沥青的交易价格通常低于轻质至中质原油和重质原油的市场价格，这与较高的稀释成本一起，可能会对我们的财务状况产生不利影响。
我们的天然气和NGL生产目前位于加拿大西部和亚太地区。天然气和NGL的价格受到许多因素的影响，包括:但不限于:全球和区域对天然气和非液化天然气的供求；市场竞争力；与液化天然气市场有关的发展情况；替代能源的价格和供应情况；国内或外国政府或监管机构的行动这可能会影响商品价格；政府或环境法规的执行；公众对使用包括天然气和非关税壁垒在内的不可再生资源的情绪；天然气和非关税壁垒生产国的政治稳定和社会状况；市场准入限制和运输中断（管道，海洋或铁路）；经济状况；技术发展；大流行病的爆发或持续；恐怖主义威胁；自然灾害的发生；以及天气状况。
精炼产品的价格受到许多因素的影响，包括但不限于:精炼产品的全球和区域供需；市场竞争力；精炼产品的库存水平；炼油厂的可用性；计划中和计划外的炼油厂维护；当前和潜在的未来环境法规，包括美国可再生燃料标准（“RFS”）以及与精炼产品和不可再生资源的生产和使用有关的其他法规；包括碳在内的排放，市场定价以及这种市场的可获得性和流动性；替代能源的价格和可得性；公众对使用精炼产品的情绪；替代燃料的价格和可得性；技术发展；大流行病的爆发或持续；自然灾害的发生；以及天气状况。
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我们炼油业务的财务业绩也受到精炼产品价格与炼油厂原料价格之间的关系或利润率的影响。炼油利润率受季节性因素的影响，因为产量水平会发生变化，以适应季节性需求。销售量，价格，库存水平和库存价值将相应地波动。未来的炼油利润率是不确定的，炼油利润率的下降可能会对我们的业务，经营成果，现金流量和财务状况产生负面影响。
此外，与原油、成品油、天然气和天然气的未来需求水平（以及相应的价格水平）有关，最近人们对向低碳经济转型的时间和步伐的关注显著增加。请参阅下面的“气候变化转型——需求和大宗商品价格”。所有这些因素都超出了我们的控制范围，可能会导致成本和价格的高度波动。当商品价格（通常以美元计价）以加元计价时，货币汇率的波动进一步加剧了这种波动性。请参阅下面的“外汇汇率”。
大宗商品价格的波动，相关的价差和炼油利润率可能会影响我们达到指导目标的能力，我们的资产价值，我们的现金流量以及我们维持业务和为项目提供资金的能力。这些商品价格的大幅下跌或较长时间的商品价格低迷可能会导致我们无法履行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，产量的减少，未使用的长期运输承诺和/或我们炼油厂的低利用率水平。大宗商品价格的波动、相关的价差和炼油利润率会影响我们的财务状况、经营成果、现金流、增长、获得资本的途径和借款成本。
以上提到的商品价格风险，以及其他风险，如市场准入限制和运输限制，储量替换和储量估计，以及成本管理，在此进行更全面的描述，可能会对我们的业务，财务状况，经营成果产生重大影响，现金流量或声誉可能被认为是减值的指标。减值的另一个迹象是我们资产的账面价值与市值的比较。
正如在本MD&A中所讨论的，我们在每个报告日根据IFRS对我们资产的账面价值进行评估。如果原油，成品油和天然气价格大幅下跌并在较长时间内保持在较低水平，或者如果我们开发此类资源的成本大幅增加，我们资产的账面价值可能会受到减值，我们的净利润可能会受到不利影响。
我们通过整合我们的业务，金融工具，实物合同，市场准入承诺以及通常通过获得我们承诺的信贷安排，部分减轻了我们对大宗商品价格风险的敞口。在某些情况下，我们将使用衍生工具来管理部分精炼产品，石油和天然气生产，库存或长途运输中的数量的价格波动风险。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作的假设，以及有关风险暴露和这些风险管理的其他讨论，EE注释35和36的C 以下是综合财务报表和“对冲活动”。
对冲活动
我们的市场风险管理政策该协议已获董事会批准，允许管理层根据需要使用衍生工具，包括交易所交易的期货合约，大宗商品看跌和看涨期权以及其他批准的工具，包括非交易所交易的工具，以帮助减轻原油，凝析油价格和差价，天然气价差变化的影响，基础和价格，NGL，精炼产品和裂纹的利差，以及外汇汇率和利率的波动。我们也可以使用固定价格承诺购买或销售原油，天然气，天然气和精炼产品。我们还在各种运营市场中使用衍生工具，以帮助优化我们的供应成本或产品的销售。
这些对冲活动可能使我们面临可能导致重大损失的风险。这些风险包括，但不限于:套期保值工具的估值变化与被套期保值的标的资产的估值变化相关性不强；标的商品价格的变化或票据的市场价值；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；合同的不可执行性。
为防范不利的市场条件的可能性而进行套期保值的后果可能会限制商品价格、利率和外汇汇率变化给我们带来的好处，这是有风险的。如果我们无法履行与基础实物交易有关的交割义务，我们也可能因套期保值安排而遭受财务损失。这些风险是通过我们授权的套期保值限额来管理的。市场风险管理政策.
有关我们的金融工具的详情，包括分类，在计算公允价值时所作的假设，以及有关风险暴露和这些风险的管理的额外讨论，见T节注3、35和36。他合并了财务报表。
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财务风险管理活动的影响
在2021年，对于现金流量衍生品，由于基准价格相对于风险管理合同价格的结算，我们产生了已实现的损失。对于优化衍生品，已实现的损失来自我们的决定，即运输和存储而不是出售我们的实物原油和凝析油数量，以及与原油和凝析油运输相关的对冲活动。我们利用我们的营销和运输计划（包括存储和管道资产）来优化产品组合，交付点，运输承诺和客户多元化，并盘点实物头寸。在我们决定存储原油和凝析油数量时，可以锁定我们计划出售的未来期间的可用价格，并在未来期间实现更高的利润率，这优于短期价格。风险管理收益和损失抵消了基础实物销售产生的收入的相应波动。
截至2021年12月31日止年度，我们的原油金融工具录得未实现亏损，这主要是由于商品价格与年底价格相比的变化以及已结算头寸的实现。
为了执行优化策略，事务通常跨越多个时期，并且这些事务驻留在已实现和未实现的风险管理中。
下表总结了我们的风险管理头寸的公允价值对商品价格和汇率波动的敏感性，所有其他变量保持不变。管理层认为，下表中确定的价格波动是对波动性的合理衡量。商品价格波动对我们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，具体如下:
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截至2021年12月31日
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灵敏度范围 | 增加 | 减少 | ||||||||||||||||||||||||||
| 原油商品价格 |
适用于WTI、凝析油及相关套期保值的±US$5.00/bbl
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(225) | 225 | ||||||||||||||||||||||||||
| WCS和凝析油差别定价 |
±US$2.50/bbl适用于WCS和与生产相关的差异套期保值
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4 | (4) | ||||||||||||||||||||||||||
| 精炼产品商品价格 |
±US$5.00/bbl适用于取暖油和汽油套期保值
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(2) | 2 | ||||||||||||||||||||||||||
| 美元对加元汇率 |
以美元兑加元汇率计算±0.05
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11 | (12) | ||||||||||||||||||||||||||
有关我们的风险管理头寸的更多信息，见附注35和36合并财务报表。
对交易对手的风险敞口
在正常的业务过程中，我们与供应商，合作伙伴，贷方和其他交易对手建立合同关系，以提供和销售商品和服务，并与我们的对冲活动，收购和处置有关。如果这些交易对手没有及时或根本没有履行其合同义务，我们可能会遭受财务损失，我们的发展计划的延误，或者我们可能不得不放弃其他可能对我们的业务，经营成果或财务状况产生重大影响的机会。
信贷、流动性和未来融资的可得性
我们业务的未来发展可能取决于我们获得额外资本的能力，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， 大宗商品价格持续低迷， 重大的意外开支， 或者是法律的改变， 市场基本面， 我们的信用评级， 商业运作， 投资者或贷方的情绪或政策可能会阻碍我们获得和维持具有成本效益的融资的能力。无法获得资本， 以我们可以接受或完全可以接受的条件， 可能会影响我们未来资本支出的能力， 维持理想的债务（和净债务）与调整后EBITDA的比率，以及债务（和净债务）与资本化的比率，并在到期时履行我们的所有财务义务， 可能会对我们的业务造成重大不利影响， 财务状况， 经营成果， 遵守各种财务和经营契约的能力， “信用评级和声誉。，
我们偿还债务的能力将取决于我们未来的财务和经营业绩，这将受到当前的经济，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:减少或暂停股息，减少或延迟业务活动，投资或资本支出，出售资产，重组或为债务再融资，或者寻求条件可能不太有利的额外资本。
通过积极管理现金及现金等价物，经营活动提供的现金流，可用的信贷安排能力以及进入资本市场，我们的流动性风险得到了缓解。
我们必须遵守我们的信贷安排和管理我们债务证券的契约下的各种财务和经营契约。我们定期审查我们的契约，以确保遵守。如果我们不遵守这些约定，我们获得资本的机会可能会受到限制，或者还款可能会加快。
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信用等级
我们的公司和我们的资本结构定期由信用评级机构进行评估。信用评级基于我们的财务和运营实力以及许多不完全在我们控制范围内的因素，包括但不限于影响整个石油和天然气行业的条件，与气候变化和能源转型相关的行业风险以及经济状况。不能保证我们的一个或多个信用评级不会被评级机构降级或完全撤销。
我们任何信用评级的降低都可能对借款的成本和可用性以及获得流动性和资本来源产生不利影响。未能维持我们当前的信用评级可能会影响我们与交易对手，运营合作伙伴和供应商的业务关系。
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发布抵押品，以建立或维持业务安排。由于评级进一步下调至低于某些评级阈值，可能需要额外的抵押品。未能向交易对手和供应商提供足够的信用风险保证可能导致前述或终止合同业务安排。
外汇兑换率
各种货币之间的汇率波动可能会影响我们的业绩。全球原油价格， 精制产品， 而天然气一般是以美元计价的， 尽管我们的许多运营和资本成本都是以加元计算的。加元相对于美元价值的变化将增加或减少收入， 以加拿大元表示， 从销售石油和炼油产品中获得的收入， 以及我们的一些天然气销售。另外， 加元兑美元汇率的变化将导致我们以美元计价的债务和相关利息费用的增加或减少， 以加元表示。我们可能会定期进行交易，以管理我们对汇率波动的敞口。然而， 汇率的波动超出了我们的控制范围，可能会对我们的现金流量产生重大不利影响， 经营成果和财务状况。我们在亚太地区的部分长期销售合同是以人民币计价的。“加元相对于人民币升值，将减少在该地区销售天然气商品的加元收入。，
利率
由于使用浮动利率证券或借款而导致的利率波动可能会影响我们的现金流量和财务业绩。利率上升可能会增加我们的净利息支出，并影响某些负债的记录方式，这两种情况都可能对我们的现金流量和财务业绩产生负面影响。此外，在以现行利率为到期长期负债和潜在的未来融资进行再融资时，我们面临利率波动的风险。
我们可能会定期进行交易，以管理我们对利率波动的敞口。
股息支付和证券购买
支付股息，继续我们的股息再投资计划以及Cenovus对我们的证券的任何潜在购买都由董事会决定，并且取决于财务业绩，债务契约，令人满意的偿付能力测试等因素，我们履行到期财务义务的能力，营运资金要求，未来税收义务，未来资本要求，商品价格以及本MD&A中规定的其他业务和风险因素。
披露控制和程序以及财务报告的内部控制（“ICFR”）
基于其固有的局限性，披露控制和程序以及ICFR可能无法防止或发现错报，甚至那些被确定为有效的控制措施也只能为财务报表的编制和列报提供合理的保证。未能充分防止、发现和纠正错误陈述可能会对我们的业务、财务状况、经营成果、现金流量和我们的声誉产生重大不利影响。
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操作风险
运营考虑因素（安全、环境和可靠性）
我们的业务受到通常影响能源行业的风险的影响，并且通常附带以下风险:（i）存储， 运输， 加工， 以及原油的销售， 精制产品， 天然气及其他相关产品；海上和海上原油和天然气井的钻探和完井；原油和天然气属性的运营和开发；炼油厂的运营， 终端， 在我们开展业务的司法管辖区内的管道和其他运输和分销设施。这些风险包括但不限于:政府行为或法规的影响， 政策和举措；遇到意外的地层或压力；水库压力或生产力的过早下降；火灾；爆炸；井喷；安全壳的丧失；气体泄漏；停电；有害物质迁移到水系统；释放或溢出， 包括海上作业的排放或溢出， 船舶或其他海上运输事故；无法控制的原油流动， 天然气或井液；未能遵守操作程序或在规定的操作参数内操作；恶劣的天气条件；腐蚀；污染；冻结和其他类似事件；设备故障或故障， 管道和设施， 信息技术和系统及流程；定期或意外维护；设备性能低于原定水平；列车事故或脱轨；未能保持足够的备件供应；信息技术和控制系统受损和相关数据；操作人员错误；劳资纠纷；与互联设施和承运人的纠纷；第三方系统或炼油厂的运营中断或分摊， 这可能会阻止该缔约方的设施和管道的充分利用；卡车码头和枢纽的泄漏；与卡车上潜在有害物质的装卸有关的泄漏；产品损失；无法获得原料；原料的价格和质量；流行病或大流行病；灾难性事件， 包括， 但不限于， 战争， 极端天气事件， 自然灾害， 冰山事件， 破坏和恐怖主义行为， 以及在往返于商业或工业场所的运输过程中可能发生的其他事故或危险，
如果任何此类风险成为现实，它们可能会中断运营，影响我们的声誉，造成生命损失或人身伤害，导致设备，财产，信息技术和控制系统，相关数据的损失或损坏，造成环境损害，可能包括污染水，土地或空气，并可能导致针对我们的监管行动，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，经营成果，现金流量和声誉产生重大不利影响。
此外，由于组件系统的相互依赖性，我们的油砂业务容易受到产量减少，生产放缓，停工或生产更高价值产品的能力受到限制的影响。划定资源、与生产相关的成本（包括为SAGD作业打井）以及与炼油相关的成本可能需要大量的资本支出。与石油生产相关的运营成本在短期内基本上是固定的，因此，单位运营成本在很大程度上取决于生产水平。
为了部分减轻我们的风险，我们拥有一套标准，实践和程序系统，以识别，评估和减轻整个运营过程中的安全，运营和环境风险。此外，我们试图通过对我们的资产和运营保持全面的保险计划来部分减轻运营风险。但是，我们并不为我们的资产或运营的所有潜在事件和中断提供保险，也不能保证我们的保险范围将可用或足以完全涵盖由此类事件或中断可能引起的任何索赔。我们的保险计划未完全涵盖的事件的发生可能会对我们的业务，财务状况，经营成果和现金流量产生重大不利影响。
航空事故
我们的海上业务依赖于定期乘坐直升机。直升机事故导致人员受伤，生命损失，设施关闭或监管行动，可能会对我们的运营和声誉造成重大不利影响。这种风险是通过航空管理过程来管理的。航空安全审查由第三方专业承包商进行，以核实直升机服务提供商在航空安全方面符合我们的内部和行业标准。我们的设计要求中指定了针对我们具有挑战性的操作环境的其他措施，并且飞行员培训与行业最佳实践保持一致。
冰管理
尽管采取了广泛的措施来防止与海冰和冰山有关的事故，但我们在纽芬兰和拉布拉多的大西洋业务仍面临冰山引发的事件的风险，这些事件可能会中断运营，影响我们的声誉，造成生命损失和人身伤害，或对设备或环境造成损害，并可能导致针对我们的监管行动或诉讼。我们的大西洋业务有一个强大的冰管理计划。我们已经制定了政策，以在极端天气条件和不利的冰条件下保护人员，设备和环境，包括Searose FPSO的不利天气指南。我们将继续通过针对极端天气事件的工程技术来管理物理风险。
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市场准入限制和运输限制
我们的生产通过各种管道，码头，海洋和铁路网络进行运输，我们的炼油厂依赖各种管道和铁路网络将原料和精炼产品运输到我们的工厂。提高关税或中断管道服务和/或海运或铁路运输，或限制其可用性，可能会对原油，成品油，天然气和NGL的销售，预计的产量增长，上游或炼油业务以及现金流量产生不利影响。
这些管道，码头，海洋和铁路系统的可用性中断或限制也可能限制交付产量的能力，并可能对商品价格，销售量和/或我们产品的价格产生不利影响。这些中断和限制可能是由于管道，海洋或铁路网络无法运行等原因造成的，或者可能与容量限制有关，如果进入系统的供应超过了基础设施的容量。不能确定新管道项目的投资将由适用的第三方管道提供商进行，也不能确定任何扩大产能的申请将获得所需的监管批准，或者任何此类批准将导致管道项目的建设，或者这些项目将提供足够的运输能力。
不能确定铁路， 海上运输和其他替代类型的运输，我们的生产将足以解决任何缺口造成的运营限制的管道系统。另外， 我们的铁路和海运运输可能会受到服务延误的影响， 恶劣天气， 有轨电车的可用性， 火车脱轨或其他铁路或海运事故，可能会对产品的销量或价格产生不利影响，或影响我们的声誉或导致法律责任， 生命损失或人身伤害， 设备或财产的损失， 或环境破坏。另外， 为了确保供应链的安全运行，铁路和海运法规一直在接受审查。如果法规发生变化， 遵守这些法规的成本可能会转嫁给铁路和/或海运托运人，并可能对我们的铁路和/或海运运输能力或与铁路或海运相关的经济产生不利影响。最后， “我们的炼油厂或炼油厂客户计划或计划外的关闭或关闭可能会限制我们交付产品的能力，这对销售和经营活动产生的现金产生负面影响。，
储量重置和储量估算
如果我们不能获得、开发或发现更多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。我们的财务状况，经营成果和现金流量高度依赖于成功地从当前储备中生产以及获得，发现或开发额外的储备。勘探、开发或获取储备是资本密集型的。如果我们的现金流量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不可用，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找到和开发或获得额外的储量来替代我们的原油和天然气生产。
在估计储量数量时，有许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素。通常，对经济上可开采的原油和天然气储量以及由此产生的未来净现金流量和收入的估计是基于许多可变因素和假设，包括:但不限于:产品价格；未来运营和资本成本；物业的历史产量以及政府机构监管的假定效果，包括特许权使用费和税收，以及与环境和排放相关的法规和税收；初始生产率；产量下降率；以及可用性，石油和天然气收集系统，管道，铁路运输和处理设施的邻近和容量，所有这些都可能导致实际结果与估计结果大不相同。
所有这些估计在一定程度上都是不确定的，对外汇储备的分类只是试图定义所涉及的不确定性的程度。由于这些原因，可归因于任何一组特定财产的经济上可开采的原油和天然气储量的估计，基于回收风险的此类储量的分类以及对由此产生的未来净收入的估计，由不同的工程师或相同的工程师在不同的时间准备的，可能会有很大的差异。我们与准备金有关的实际生产，收入，税收以及开发和运营支出可能与当前估计有所不同，并且这种差异可能很大。
对未来可能开发和生产的储量的估计通常基于容量计算并与类似类型的储量进行类比，而不是基于实际的生产历史。根据生产历史对相同储量的后续评估将导致估计储量的变化，这可能是实质性的。
随着储量的消耗，油气属性的生产率趋于下降，而相关的运营成本增加。保持可开发项目的库存以支持未来的原油和天然气生产，除其他外，取决于:获得和更新勘探权，开发和生产石油和天然气；钻井成功；按预算和进度完成较长的提前期资本密集型项目；在成熟的物业上应用成功的开采技术。我们的业务，财务状况，经营成果和现金流量在很大程度上取决于能否成功地产生当前的储备和增加额外的储备。
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成本管理
发展， 运营和建设成本受到许多因素的影响，包括: 但不限于:发展， 新技术的采用和成功；通货膨胀的价格压力；监管合规成本的变化；日程安排的延误；现有市场准入基础设施的中断；未能保持高质量的建筑和制造标准；设备的局限性， 包括油气田设备的成本或可获得性， 商品价格， 在我们的油砂业务中有更高的价值， 额外的政府或环境法规以及供应链中断， 包括获得熟练劳动力。虽然我们不认为通货膨胀对我们的业务产生了实质性的影响， 到目前为止的财务状况或经营成果；如果我们的发展， 运营或劳动力成本将受到巨大的通货膨胀压力的影响， 我们可能无法通过商品价格的相应上涨来完全抵消这种较高的成本。我们无法控制成本，也无法确保设备的安全， 我们勘探所需的材料或熟练劳动力， 发展， 以预期的价格进行建设和运营， 在预期的时间线上， 或者说， 可能会对我们的财务状况产生重大不利影响， “经营成果和现金流。，
竞争
加拿大和国际能源行业在所有方面都具有很强的竞争力，包括获得资本、勘探和开发新的和现有的供应来源、获得原油和天然气权益以及炼油、分销和销售石油和天然气产品。我们与其他生产商和炼油商竞争，其中一些生产商和炼油商的运营成本可能比我们的公司更低，资源也可能更多。相互竞争的生产商和精炼厂可能会开发和实施优于我们所采用的技术。石油和天然气行业还与其他行业竞争，向消费者提供能源、燃料和相关产品，包括未来可能更加普及的可再生能源。
项目执行
我们经营着各种各样的石油， 我们全球资产组合中的天然气和炼油项目， 包括目前重建我们的高级炼油厂。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调试和整合， 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；我们获得优惠条件或在土地使用协议中获得使用权的能力；与进度有关的风险， 资源和成本， 包括材料的可获得性和成本， 设备和合格人员；供应链中断的影响；总体经济， 业务和市场状况；天气状况的影响；与项目成本估计的准确性有关的风险；我们为资本支出和费用融资的能力；我们寻找或完成战略交易的能力；新冠病毒大流行对项目执行和时间表的影响；以及不断变化的政府监管和公众预期对石油和天然气业务对环境的影响的影响。在我们现有的资产基础中，新设施的调试和集成可能会导致实现绩效目标和目标的延迟。未能控制这些风险可能会对我们的财务状况造成重大不利影响， “经营成果和现金流，并可能影响我们的安全和环境记录，从而对我们的声誉和社会经营许可产生负面影响。，
合作伙伴风险
我们的一些资产不是由我们运营或控制的，或者是与其他公司合伙持有的，包括通过合资企业。因此，我们的经营成果和现金流可能会受到第三方运营商或合作伙伴的影响，我们控制和管理风险的能力可能会降低。我们依赖于我们的合作伙伴在这些资产的运营方面的判断和运营专业知识，并提供有关这些资产的状态和相关经营成果的信息；但是，我们有时依赖我们的合作伙伴来成功地执行各种项目。
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冲突。不能保证我们与此类资产有关的未来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，或者一个或多个合作伙伴无法为其合同规定的资本支出份额提供资金，项目可能会被延迟，我们可能会对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，我们可能同样会受到适用的监管机构的指示，代表我们的合作伙伴履行义务，并且可能无法获得这些费用的偿还，这可能会对我们的财务状况，经营成果产生重大不利影响，声誉和现金流。
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SAGD技术
目前用于回收沥青的技术是能源密集型的，包括SAGD，这需要在回收过程中使用的蒸汽的生产中大量消耗天然气。回收过程中所需的蒸汽量各不相同，因此会影响成本。储集层的性能影响了SAGD技术的生产时机和生产水平。回收成本的大幅增加可能会导致某些依赖SAGD技术的项目变得不经济，这可能会对我们的业务，财务状况，经营成果和现金流量产生负面影响。与增长和其他主要或部分依赖新技术的资本项目有关的风险，将这些技术纳入新的或现有的业务以及在市场上接受新技术。结合了新技术的项目的成功是不能保证的。
技术、信息系统和隐私
我们非常依赖技术，包括运营技术和信息技术，以有效地运营我们的业务。这可以包括预置系统（例如网络、计算机硬件和软件）、网络和电信系统、移动应用程序和云服务。这种系统和服务可以由第三方提供。如果我们无法定期有效地访问，使用，依赖，安全，升级以及采取其他步骤来维护或提高此类系统和服务的效率和功效，则此类系统和服务的运行可能会中断，导致操作中断或数据丢失、损坏或发布。
在正常的商业过程中， 我们收集， 使用和存储敏感数据， 包括知识产权， 专有和商业信息以及个人信息， 包括第三方的信息。尽管我们采取了安全措施， 我们的技术系统和服务可能容易受到攻击（例如黑客， 网络恐怖分子或其他第三方）或由于工作人员或第三方错误或渎职或其他破坏而造成的破坏， 包括由于自然灾害和国家或工业间谍活动的结果， 激进主义， 恐怖主义或战争。任何这样的事件都可能危及我们的系统或服务中使用或存储的信息，并导致损失， 偷窃， 无法访问， 使用或依赖， 未经授权的访问， 披露， 复制， 使用， 修改， 处置或销毁， 或者暴露， 内部， 机密， 个人或其他敏感信息，包括与我们的资产和业务有关的信息， 科技， 知识产权， 公司或零售信用卡信息， 客户个人信息， 员工个人信息， 勘探活动， 公司行为， 主管沟通和财务业绩。这些可能会导致法律诉讼， 根据保护个人信息隐私的法律， 监管处罚， 运营中断， 网站关闭， 泄露或其他负面后果， 包括对我们声誉的损害， 这可能会对我们的业务产生重大不利影响， 财务状况， “经营成果和现金流。，
在不限制上述规定的前提下，这些风险包括与网络相关的欺诈或攻击的风险，即威胁行为者试图绕过电子通信控制或试图冒充内部人员或业务合作伙伴转移付款并将金融资产转移到由犯罪者控制的帐户或将勒索软件引入一个或多个系统或服务中，以提取付款。如果威胁参与者成功绕过了我们的网络安全措施和业务流程控制，则此类与网络相关的风险可能会导致财务损失，补救和恢复成本，以及不利的声誉影响。
数据保护和隐私受到复杂的法律和监管框架的约束，该框架在我们运营的领域中正在迅速发展。这类立法适用于范围广泛的数据处理活动，包括: 但不限于， 处理个人信息。例如， 11月1日生效， 2021, 《个人信息保护法》（“PIPL”）在中华人民共和国生效。PIPL是中国第一部旨在规范网络数据和保护个人信息的综合性法律。另外， 9月1日， 2021, 《数据安全法》在中华人民共和国生效。这类立法适用于范围广泛的数据处理活动，包括: 但不限于， 处理个人信息。治外法权的范围和严厉的罚款和处罚， 这些不断发展的法律为收藏强加了一个日益复杂和全面的法律框架， 个人信息的使用和处理。遵守此类法规可能会导致运营成本增加，而不遵守此类法规可能会导致严重的罚款和处罚， 每一项都可能对我们的财务状况产生不利影响， “经营成果和现金流。，
安全和恐怖主义威胁
安全威胁和恐怖分子或激进分子的活动可能会影响我们的人员， 或者合伙人的， 客户， 和供应商， 可能会导致受伤的情况， 生命的损失， 敲诈， 人质情况和/或绑架或非法拘禁， 毁坏或损坏Cenovus或其他人的财产， 对环境的影响， 以及业务中断。安全威胁， 针对某一设施的恐怖袭击或激进分子事件， 终端， 管道， 铁路网， 由Cenovus或我们的任何系统拥有或运营的办公室或海上船只/装置， 服务， 基础设施， 市场准入路线， 或合作伙伴关系可能导致我们运营的关键要素中断或停止。这类事件的结果可能会对我们的经营成果产生重大不利影响， 财务状况和经营策略。我们的员工/承包商进入中国或在中国工作，仍有可能被拘留和/或监禁， 结果， “对进入中国的旅行进行审查和重新考虑，已经成为一个商业/企业流程。，
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行动主义和业务中断
总体上，随着能源行业和基于化石燃料的能源的持续发展，公众参与和行动的增加，不时导致石油和天然气开发，运营和运输的暂时中断。这种反对尚未直接对我们的设施产生重大影响；但是，激进组织和个人可能会进行抗议，示威或封锁，这可能会破坏我们的设施或运营，或破坏我们所依赖的设施或运营。任何此类中断都可能对我们的业务，运营，财务状况或声誉产生不利影响。
尽管我们拥有旨在防止或限制此类破坏性事件影响的系统，政策和程序，但不能保证这些措施将是足够的，并且不会发生此类破坏，或者如果确实发生了，这些问题将得到及时、充分的解决。
领导能力和人才
我们的成功取决于我们的管理，我们的领导能力以及我们人才的素质和能力。如果我们无法留住关键人员和关键人才，或吸引和留住具有必要领导能力、专业和技术能力的新人才，这可能会对我们的业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响。
诉讼
时不时地， 我们可能会被卷入需求， 由我们的业务引起的或与之相关的纠纷和诉讼。索赔和相关诉讼可能是实质性的。由于我们的业务性质，我们可能会遇到各种类型的索赔，包括， 但不限于， 未能遵守适用的法律和法规， 环境损害， 违反合同， 疏忽， 产品责任， 反垄断， 贿赂和其他形式的腐败， 税， 证券集团诉讼， 派生作用， 专利侵权， 隐私和与就业有关的事项。我们可能需要承担大量费用或投入大量资源来抵御任何此类诉讼， 这可能会导致一个不利的决定， 包括罚款， 制裁， 金钱上的损失， 暂时或永久停止运营， 或者不能从事某些交易。此类索赔的结果可能难以评估或量化，并可能对我们的声誉造成重大不利影响， 财务状况和经营成果。另外， 我们可能会受到与气候变化相关的诉讼的影响。“请看下面的《气候变化相关诉讼》。，
土著人的土地和权利主张
土著人对我们公司的反对，我们在我们开展业务的司法管辖区的运营，开发或勘探可能会对我们产生不利影响。这些影响包括对我们的声誉，与东道国政府，当地社区和其他土著社区的关系的影响，管理层时间和资源的转移，法律，法规和其他咨询费用的增加，并可能对我们的进展以及勘探，开发和继续经营物业的能力产生不利影响。
一些土著群体已经确立或主张对加拿大部分地区的土著和条约权利。在我们经营的土地上存在未决的土著和条约权利主张，其中可能包括土著所有权主张，如果这些主张获得成功，可能会对我们的经营或增长速度产生重大不利影响。目前不受土著群体提出的权利要求影响的任何土地将来不会受到权利要求的影响，这一点并不确定。一些土著群体还以侵犯土著权利为由，对项目运营商提出了私人妨害索赔。此类索赔，如果成功，可能会对我们的业务，经营成果，财务状况或声誉产生不利影响。
加拿大联邦政府和省政府在考虑采取可能对所主张或已证明的土著权利或条约权利产生不利影响的行动时，有义务与土著人民协商，并在某些情况下照顾到他们的利益。联邦政府和省政府的咨询义务范围因情况而异，并且经常是正在进行的诉讼的主题。履行与土著人民协商的义务以及任何相关的便利可能会对我们获得或更新许可证，租赁，许可证和其他批准或满足这些批准的条款和条件的能力产生不利影响，或增加时间。
此外，加拿大联邦政府通过了一项立法，要求它采取一切必要措施来执行该法律。《联合国土著人民权利宣言》（“Undrip”）。加拿大的其他司法管辖区也引入或通过了类似的立法，或开始考虑《联合国土著人民权利宣言》的原则和目标，或可能在将来这样做。与政府执行《联合国项目发展计划》有关的手段和时间表是不确定的；已经并预计将继续建立更多的程序，或修订或引入与项目开发和运营有关的立法，这进一步增加了项目监管批准时间表和要求的不确定性。
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政府风险
现有行政机构对政府政策的转变，或在我们经营所在的司法管辖区或其他地方的政府发生变化后，可能会影响我们的运营和发展业务的能力。对基于化石燃料的能源使用的限制、跨境经济活动以及新基础设施的发展可能会影响我们持续增长的机会。我们致力于与我们运营所在司法管辖区的各级政府合作，以确保了解我们的业务利益和风险，并实施缓解策略；但是，政府政策的变化在很大程度上超出了我们的控制范围，可能会对我们的业务产生不利影响，经营成果，财务状况或声誉。
监管风险
石油和天然气行业，炼油行业，特别是我们的业务，都受到国际监管和干预， 联邦， 省籍， 领土， 州， 我们开展业务的国家的区域和市政立法， 等方面的开发或勘探， 但不限于:土地保有权；生产项目的许可；特许权使用费；税收（包括所得税）；政府收费；生产率；环境保护；保护某些物种或土地；省和联邦土地用途的指定；减少温室气体和其他排放；原油出口， 天然气及其他产品；原油的铁路运输， 管道或海上运输；发电， 处理， 存储， 交通， 危险物质的处理和处置；勘探权和生产权的授予或取得， 油砂或其他利益；施加特定的钻探义务；对开发的控制， 放弃和开垦土地（包括限制生产）和/或设施；并可能征用或取消合同权利。美国的炼油行业一直并将继续受到严格的环境法规的约束， 监督， 以及联邦和州政府的强制执行。第三方非政府组织和公民团体也可以直接在美国执行环境法规，多年来一直积极反对美国的炼油行业。对监管制度的任何改变， 包括新法规的实施或对现有法规的修改或更改解释可能会影响我们现有的和计划中的项目或增加资本投资， 运营费用或合规成本， 这可能会对我们的财务状况产生不利影响， 经营成果， 现金流量和声誉。为了降低这些风险， 我们的监管项目涵盖了利益相关者的参与， 空气排放， 水的排放， 深井作业， 固体和危险废物管理， 溢出， 以及遗留污染问题，
监管批准
我们的运营要求我们获得各个监管机构的批准，并且不能保证我们将能够获得或在可接受的条件下获得所有必要的许可证， 进行某些勘探可能需要的许可证和其他批准， 我们物业的开发和经营活动。另外， 从监管机构获得某些批准可能涉及， 除其他外， 利益相关者协商， 土著协商， 寻求共识和合作， 环境影响评估和公开听证会。获得监管机构的批准可能需要满足某些条件，包括， 但不限于:保证金义务；项目的持续监管监督；减轻或避免项目影响；环境和生境评估；以及其他承诺或义务。未能获得适用的监管批准或以令人满意的条件及时满足任何条件可能会导致延误， “项目的放弃或重组以及成本的增加。，
废弃和回收成本风险
对于我们的运营，开发和勘探，我们要承担石油和天然气资产放弃，补救和回收（“A&R”）的责任，包括根据联邦，省，地区，州，地区和市政法规在我们进行运营，开发或勘探的司法管辖区中规定的责任。
我们维持对A&R负债的估计；但是，由于监管变化，技术变化，退役时间表的加速以及通货膨胀等因素，这些成本可能会在退役前发生重大变化。对于我们的大西洋海上业务，根据当今进行退役的已知法规，程序和成本，估算了退役和废弃海上油井和设施的现值成本，其中大部分预计将在2030年代发生。
在艾伯塔省，A&R责任制度包括孤儿井基金，该基金由孤儿井协会管理。OWA管理孤儿资产，资金来源是对包括Cenovus在内的持牌方征收的税，征税的依据是持牌方在艾伯塔省油气设施、油井和未开垦场地的视为A&R负债中所占的比例。西非办承担的A&R负债总额近年来有所增加，在西非办停用大量废弃油井之前，将保持在较高水平。OWA可能会从包括Cenovus在内的行业参与者那里为此类债务寻求额外资金。
2021年，AER引入了一项新的整体被许可人能力评估，该评估为AER提供了额外的自由裁量权和标准，用于考虑许可资格，转让申请以及张贴安全性或开展A&R工作的要求。2022年1月，AER引入了一项要求，要求被许可方每年在A&R工作上花费的最低金额基于每个被许可方在非活动油井责任中所占的份额。预计2023年将在萨斯喀彻温省实施类似的计划。
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被认为是高风险和/或在其资产基础内具有相对较高水平的A&R义务的许可证持有人，可能会受到这些新要求的负面影响，包括我们的潜在交易对手。这可能会导致未来的破产和更多的孤儿资产。此外，这可能会影响我们转让许可证，批准或许可的能力，并可能导致成本增加和延迟，或者需要更改或放弃项目和交易。
我们有一个正在进行的环境监测计划，拥有和租赁的零售地点，并执行补救措施，以遵守合同和法律义务。此类补救的成本取决于许多不确定因素，例如所需补救的程度和类型。由于估算过程中固有的不确定性，可能需要对现有估算进行修订，并且可能存在需要未来支出的各个零售地点的情况。由于可能需要的纠正措施的时间和程度未知，因此这些未来成本可能无法确定。
在我们进行运营，开发或勘探的司法管辖区中，与A&R负债监管制度有关的任何立法，法规或政策决定对我们业务的影响无法可靠或准确地估计。适用的监管机构采取的任何成本回收或其他措施都可能影响Cenovus，并对我们的业务，财务状况，经营成果和现金流量等产生重大不利影响。
版税制度
我们的现金流量可能会直接受到特许权使用费制度变化的影响。我们拥有生产资产的司法管辖区的政府从他们分别拥有采矿权的土地以及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。由于多种原因，政府对特许权使用费的监管可能会发生变化， 包括， 除其他外， 政治因素。在加拿大， 对于从王室土地以外的土地生产的碳氢化合物，应缴纳某些省级矿业税。适用于我们经营所在司法管辖区的特许权使用费和矿产税制度可能会发生变化， 或适用政府对现有特许权使用费制度的解释和适用方式的变更， 在准确估计未来特许权使用费或矿产税的能力方面产生不确定性，并可能对我们的业务产生重大影响， 财务状况， 经营成果和现金流量。在我们拥有生产资产的司法管辖区，提高特许权使用费税率或矿业税将减少我们的收入，并可能使， 在各自的管辖范围内， “未来的资本支出或现有业务不经济，可能会降低我们相关资产的价值。，
加拿大-美国-墨西哥协定（“Cusma”）
7月1日， 2020, 新的Cusma法案正式生效， 在美国被称为美国-墨西哥-加拿大协议（或“USMCA”）， 取代北美自由贸易协定。在Cusma的统治下， 放宽了适用于含重油稀释剂的原产地规则，允许在不影响产品原产地的情况下，将多达40%的非原产稀释剂添加到管道运输中， 这使得加拿大产品在进口到美国时更容易获得CUSMA规定的免税待遇，加拿大和美国之间关于能源的相关CUSMA附函也促进了在获取或使用能源基础设施方面的监管透明度和非歧视， 这可能会使加拿大的重油工业受益。虽然原产地认证过程仍存在一些不确定性，因为所需的文件是在个案基础上确定的， “这是对北美自由贸易协定原产地规则的一个很有希望的改进。，
投资者-国家争端解决条款将不再适用于保护加拿大人未来在美国的投资或美国在加拿大的投资。在《北美自由贸易协定》终止后的三年内，现有的遗留投资将继续利用《北美自由贸易协定》第11章规定的投资者与国家争端解决机制。
劳动风险
我们依赖工会的劳动力来运营某些设施，并且可能会受到不利的员工关系和劳资纠纷的影响，这可能会破坏此类设施的运营。截至2022年1月1日，根据集体谈判协议，大约7.2%的员工由工会代表，其中包括略高于50%的美国员工。在工会组织的工作场所，存在罢工或停工的风险。任何罢工或停工都可能对我们的业务、安全、声誉、财务状况、经营成果和现金流量产生重大不利影响。
在合同谈判期间，减少停工和紧急运营计划会带来大量额外支出，以确保在发生罢工或停工的情况下运营的连续性。此外，我们可能无法以令人满意的条款或根本无法续签或重新谈判集体谈判协议，否则可能会增加我们的成本。对我们现有的集体谈判协议的任何重新谈判都可能导致对我们不利的条款，这可能会对我们的财务状况，经营成果和现金流量产生重大不利影响。
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此外，目前没有工会代表的员工将来可能会寻求工会代表，并且可能会不时地努力使我们的其他员工组成工会。未来的工会工作或立法和法规的变更可能会导致劳动力短缺，更高的劳动力成本以及工资，福利和其他就业后果，尤其是在关键的维护和建设期间，所有这些都可能增加我们的成本，减少我们的收入或限制我们的运营灵活性。
国际形势和地缘政治风险
我们面临着与不确定的国际关系相关的财务和运营风险。我们的业务包括在南中国海和印尼马都拉海峡的亚太资产，以及与中国海洋石油总公司或其子公司（统称为“中海油”）的合作协议，后者也经营其中的某些资产。
影响国际贸易的政治事态发展，包括贸易争端和关税增加，特别是美国与中国以及加拿大与中国之间的贸易争端和关税增加，可能会对市场产生负面影响，并导致宏观经济状况恶化，或推动政治或国家情绪，从而削弱对原油，天然气和成品油的需求。例如，美国政府的贸易政策已经导致并可能导致更多的美国贸易伙伴采用响应性贸易政策，并可能使我们在这些国家开展业务并向这些国家出口产品变得更加困难或成本更高。
此外，我们的运营可能会受到政治，经济或社会不稳定或事件的重大不利影响，这些事件包括重新谈判或废除协议和条约，实施繁琐的法规，禁运，制裁和财政政策，法律变更管理现有业务，财务限制，包括汇率限制和汇率波动、不合理的税收以及国际公职人员、合资伙伴或第三方代表的行为。具体地说，我们的亚太资产使我们面临不断变化的美中关系和加中关系的影响，包括紧张局势升级和可能的报复。
作为对外国制裁的回应， 中国已经颁布了多项旨在削弱对外贸易制裁的效力和影响的封锁法。具体来说， 中国已颁布法规，允许自己单方面取消某些外国限制措施的影响，这些限制措施被认为对中国公民和实体不合理， 于1月9日生效， 2021.另外， 6月10日， 2021, 中国制定了《反外国制裁法》。如果外国违反国际法和国际关系基本准则，或者对中国公民和实体采取歧视性限制措施，《反外国制裁法》赋予外国采取相应反制措施的权利， 干涉中国内政。《反外国制裁法》的措辞非常宽泛， 除了法律本身， 对于中国政府将如何执行封锁法律，以及如何通过这些法律创造的私人诉讼权利来实现封锁法律，几乎没有提供任何指导。这类法律的广度和缺乏针对性，给在华经营的外国公司带来了额外的风险和不确定性， “因为它们可能会导致母国和东道国的规则和规定相互冲突。，
尽管针对中国和中国实体实施的正式出口限制（包括将中海油列入美国商务部的实体名单）迄今尚未对我们在亚洲的业务活动产生实质性影响，对中国和中国实体的出口限制的增加可能会限制我们在亚洲业务的某些供应范围，并对运营效率，经营成果，财务状况或声誉产生不利影响。
美国（及其贸易伙伴和盟友）、加拿大、中国和其他国家采取的其他相关行动可能会限制或限制外国公司参与中国经济某些领域的项目和运营的能力，包括能源领域。动态贸易关系影响的性质、程度和规模无法准确预测，可能对我们的业务、前景、财务状况以及经营成果、现金流量和声誉产生重大不利影响。
美国对中国的制裁目前没有阻止或严重损害我们在亚洲的海上业务，但将来可能会这样做，特别是如果美国扩大对中海油的制裁。我们无法准确预测美国或加拿大政策的执行情况，该政策会影响中海油、Cenovus的其他国际合作伙伴或Cenovus当前或未来的任何活动。同样，我们也无法准确预测美国的限制措施是否会进一步收紧，或者政府的行动会对Cenovus在亚洲的离岸业务产生什么影响。美国或加拿大政府可能会对中海油或Cenovus的其他国际合作伙伴施加限制或制裁，这可能会对我们在亚洲的海上业务产生不利影响。
此外，由于我们与中海油的合作关系，我们可能会受到媒体的负面关注，这可能会影响投资者对加拿大，美国和全球Cenovus的看法，并可能对我们的股价和声誉产生负面影响。
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此外，我们可能会受到双边关系的变化、管理国际贸易的框架和全球规范以及其他地缘政治发展的影响。这包括可能对我们的业务构成长期威胁的严重冲击（例如内乱或制裁）和长期压力（例如政治或商业争端以及其他形式的冲突，包括军事冲突）。我们开展业务的国家（包括美国和中国）采取的单边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态度，可能会影响我们获得市场、技术、人才和资本的能力。这种性质的中断或意外变化可能会影响我们以最佳价值出售产品的能力或获得有效运营所需的投入的能力，并有可能对我们的财务状况产生不利影响。
地缘政治事件，例如中美关系的转变，制裁的升级或实施，关税或美国与中国以及加拿大与中国之间的其他贸易紧张局势，可能会影响原油，天然气和成品油的供需和价格，从而影响我们的财务状况。美国和中国，以及加拿大和中国之间持续紧张关系的时间，程度和后果仍不确定，对我们业务的影响尚不清楚。
全球权力关系的变化也可能会在需要全球协调的问题上带来更大的不确定性（如气候变化、贸易协定、税收监管、航行自由和技术监管），并对国际机构的效力和信任提出质疑，包括那些支撑国际贸易的贸易。这些类型的变化可能会对我们的业务造成限制或增加成本，并可能抑制我们未来的机会或影响我们的财务状况。
我们的财务状况，运营和业务可能会受到与国际关系相关的上述任何风险的不利影响，尤其是那些因不断发展的美中关系和加中关系而产生的风险。动态贸易关系对我们的影响的性质，程度和规模无法准确预测，可能会对我们的业务，前景，财务状况，经营成果，现金流量和声誉产生重大不利影响。
与气候有关的风险
国际社会对气候变化的关切日益增加，最近对向低碳经济过渡的时间和步伐的关注显著增加。政府，金融机构，保险公司，环境和治理组织，机构投资者，社会和环境活动家以及个人，正越来越多地寻求实施监管和政策变化，投资模式的变化以及能源消费习惯和趋势的改变，个别和集体的目的是或具有加速减少全球化石燃料能源消耗、将能源使用转换为碳密集程度较低的形式以及能源使用从化石燃料能源形式普遍转移的效果。
气候变化及其相关影响可能会增加我们对本MD&A的风险管理和风险因素部分中确定的每种风险的暴露程度和程度。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对我们的业务、财务状况和经营成果产生的影响程度。我们的业务，财务状况，经营成果，现金流量，声誉，获得资本和保险的机会，借款成本，为股息支付和/或业务计划提供资金的能力可能会受到不利影响，但不限于气候变化及其相关影响。
转型风险-政策与法律
气候变化监管
我们在几个监管或已提议监管温室气体排放的司法管辖区开展业务，通常是为了向低碳经济过渡。其中一些法规已经生效，而其他法规仍处于审查、讨论或实施的各个阶段。与这些新出现的法规和其他预期法规的时间安排和影响有关的不确定性，包括如何协调它们，使得很难准确确定成本影响和对我们供应商的影响。气候变化立法的其他变化可能会对我们的业务，财务状况，经营成果和现金流量产生不利影响，目前无法可靠或准确地估计这些变化。
加拿大政府已宣布碳税将提高到每吨170美元。2到2030年。为了达到这一水平，碳排放价格将从2022年的50美元/吨二氧化碳水平上涨。2E乘15美元/吨CO 2e每年到2030年。如果一个省的碳定价系统不符合联邦的严格要求，则适用联邦的“后援”规定。我们的大多数大型排放设施都在British Columbia、阿尔伯塔省、萨斯喀彻温省、纽芬兰和拉布拉多省等适用省级碳定价法规的地方运营。预计这些省级项目将继续被视为等同于联邦碳定价系统。
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加拿大政府实施了一项规定，到2025年，原油和天然气行业的甲烷排放量将比2012年的水平减少40%至45%。针对完井和压缩机的散逸性设备泄漏和排气的监管要求于2020年1月1日生效。进一步限制设施生产的通风限制和气动设备的通风限制预计将于2023年1月1日生效。自那以来，某些省份已经实施了省级甲烷法规，这些法规被发现与联邦要求等同。加拿大政府宣布了一项额外的目标，即到2030年，将石油和天然气的甲烷排放量比2012年的水平减少至少75%。未来一年，预计将有更多关于实现这一减排水平的具体行动的细节。
美国没有联邦立法规定减少美国设施温室气体排放的目标，也没有对温室气体排放设定个性化的限制。建立RFS是为了减少温室气体排放，下面将介绍该计划的风险。此外，联邦环境保护局（“EPA”）已经并可能继续颁布有关报告和控制温室气体排放的法规。自2010年以来，美国环保局的温室气体报告计划要求任何排放超过25,000吨CO的设施2e每年的排放量，以每年为基础报告这些排放量。除了报告直接CO 2温室气体保护计划要求炼油厂估算二氧化碳排放量。2e炼油厂产品潜在的后续燃烧所产生的排放。2021年初，美国重新加入了巴黎协定，随后宣布了2030年的目标，即在2005年的基础上将温室气体排放量减少50%至52%。现在评估这些行动可能对我们的业务、财务状况或经营成果产生何种影响还为时过早。
当前监管环境的变化可能带来的负面影响包括: 但并不局限于， 政府当局对当前和未来项目的环境和排放法规的改变， 这可能会导致设施设计和运营要求的变化， 可能会增加建筑成本， 操作和放弃。新法规可能产生的其他影响还可能包括， 但不限于:履约成本增加；允许延迟；以及产生或购买排放额度或配额的大量成本， 所有这些都可能增加运营费用。此外， 排放配额或抵减入计量可能无法获得，或在经济上可能无法获得， 所要求的减排可能在技术上或经济上都不可行， 全部或部分， 未能获得资源或技术以满足减排要求或其他合规机制可能会对我们的业务产生重大不利影响，导致， 除其他外， 罚款， 允许延迟， “处罚和暂停运营。，
目前，无法可靠或准确地估计当前或附加计划或法规超出合理可预见要求的任何不利影响的程度和程度，部分原因是，具体的立法和监管要求尚未最后确定，而且在考虑采取的额外措施和遵守的时间框架方面存在不确定性。因此，不能保证未来的气候变化法规对我们的影响不会很大。
低碳燃料标准
美国某些州，加拿大省和地区，加拿大联邦政府和欧盟成员国制定的现有和拟议的环境立法和法规，对碳燃料标准进行监管可能会导致我们的成本增加和收入减少。潜在的法规可能会对我们的沥青，原油或精炼产品的营销产生负面影响，并可能要求我们购买排放信用额度，以实现在这些司法管辖区的销售。
加拿大环境与气候变化部预计将根据《加拿大环境保护法》发布清洁燃料标准的最终规定， 1999, 在2022年的春天， 新法规预计将于2022年12月生效。联邦政府表示，随着时间的推移， 清洁燃料标准将取代现行的可再生燃料法规， 这就要求运输燃料的生产商和进口商获得与其生产或进口的燃料数量相称的一定数量的合规单位。拟议中的新监管框架将对某些液体燃料提出生命周期碳强度要求，并制定与合规信用交易有关的规则。随着时间的推移，清洁燃料标准法规下的碳强度要求将变得更加严格，并将在不同类型的燃料之间进行区分，以反映相关的减排潜力。受监管的各方， 其中可能包括燃料生产商和进口商， 对于如何在加拿大实现低碳燃料，将有一定的灵活性。清洁燃料标准法规有可能影响我们的业务， 财务状况， 经营成果和现金流量， “尽管目前很难预测或量化任何此类影响。，
可再生燃料标准
我们的美国炼油业务受到各种法律法规的约束，这些法律法规施加了严格而昂贵的要求。EPA已经实施了RFS计划，该计划要求一定数量的可再生燃料取代或减少在美国销售或引入的某些基于石油的运输燃料的数量，包括炼油厂或汽油或柴油的进口商，必须通过将某些类型的可再生燃料混合到运输燃料中，或通过在公开市场上从其他缔约方购买RIN来实现EPA设定的目标。
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Cenovus和我们的炼油厂运营合作伙伴通过混合第三方制造的可再生燃料以及在价格波动的公开市场上购买RIN来遵守RFS。我们无法预测RIN和可再生燃料混合料的未来价格，而获得必要的RIN和混合料的成本可能很高。如果我们被要求为RIN或Blendstocks支付更高的价格以符合RFS规定的标准，我们的财务状况，经营成果和现金流量可能会受到重大影响。我们有一个RFS程序，以帮助减轻与波动的RIN定价相关的风险。
轻型汽车温室气体排放标准
美国环保署最终确定了适用于汽车制造商的新的燃油经济性标准。该规定要求为2023年到2026年的车型设定新的联邦温室气体排放标准，用于乘用车和轻型卡车。这些标准预计将导致平均燃油经济性标签值为每加仑40英里。美国环保署宣布这一规定的目的是促使汽车制造商生产更多的电动汽车，并为未来的零排放交通开辟一条道路。美国环保署表示，它打算启动未来的规则制定，为2027年及以后的模式年制定多污染物排放标准。这些标准可能对我们产品的未来需求（以及相应的价格水平）产生的影响是未知的，并且取决于许多因素。请参阅下面的“气候变化转型——需求和大宗商品价格”。
气候变化相关诉讼
近年来，与气候变化相关的需求有所增加， 纠纷， 以及在包括美国和加拿大在内的多个司法管辖区的诉讼， 主张各种主张， 包括能源生产商对气候变化的贡献， 这些实体没有合理地管理与气候变化相关的业务风险， 这些实体没有充分披露气候变化的商业风险。尽管许多与气候变化相关的诉讼都处于诉讼的初级阶段， 在某些情况下，主张新的或未经检验的行动原因， 不能保证合法的， 社会， 科学和政治发展不会增加针对能源生产商的气候变化相关诉讼成功的可能性， 包括Cenovus。任何此类诉讼的结果都是不确定的，可能会对我们的业务产生重大影响， 财务状况或经营成果。我们也可能会受到与此类事件相关的负面宣传， 这可能会对公众的认知和我们的声誉产生负面影响， 无论我们最终是否被认定负有责任。“我们可能会被要求承担大量费用或投入大量资源来抵御任何此类诉讼。，
转型风险-技术
除其他外，我们依赖现有和新兴技术的可用性和可伸缩性来实现我们的业务目标，包括我们的ESG目标。与这些技术的开发，采用和成功或破坏性技术的开发有关的限制可能会对我们的长期业务弹性产生负面影响。
过渡风险-市场
需求和商品价格
最近，人们越来越关注向低碳经济转型的时机和步伐，以及由此产生的趋势，这可能会影响全球能源需求和使用， 包括工业和个人消费者通常使用的能源类型的构成。在某些激进的低碳环境下， 潜在的需求侵蚀可能会导致大宗商品价格波动和结构性大宗商品价格下跌。然而， 目前还无法预测向潜在的低碳经济转型的时间表和确切影响， 这将取决于多种因素，包括增加脱碳政策， 开发充足的替代能源的能力， 技术开发和改造，包括在交通电气化、 概念化的能力， 开发生产技术并将其商业化， 储存和分配充足的替代能源， 消费模式， 全球增长， 工业活动， 天气模式和气候条件。所有这些因素都超出了我们的控制范围，可能会导致每种原油的价格高度波动， 天然气， NGL和精炼产品，
市场准入
对新的和扩大的管道项目的反对，除其他外，受到了对基于化石燃料的能源开发和最终用途燃料燃烧相关的温室气体排放的担忧的影响。对管道泄漏的额外担忧可能会在地方一级引发对管道项目的反对。我们无法为我们的生产交付或精炼原料优化市场准入，这可能会对我们的业务，财务状况，现金流量和经营成果产生负面影响。
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获得资本和保险
资本市场正在调整，以适应气候变化带来的风险， 如果投资者，我们获得资本和获得足够或谨慎的保险范围的能力也可能受到不利影响， 信用评级机构， 贷款人和/或保险公司采取更具限制性的脱碳政策，或通过对石油和天然气行业的普遍污名化。某些保险公司已采取行动或宣布了政策，以限制部分或全部收入来自油砂行业的公司的承保范围。作为这些政策的结果， 我们的部分或全部保单的保费和免赔额可能会大幅增加。在某些情况下， 覆盖范围可能会减少或变得不可用。结果， 我们可能无法更新现有的政策， 或购买其他合意的保险， 无论是以商业上合理的条件， 或者根本没有。另外， 某些金融机构已采取行动或宣布了与其贷款组合脱碳有关的政策。结果， 随着时间的推移，融资成本可能会增加，我们可能无法为债务再融资， 更新或延长信贷安排，或以合理的成本和利率获得额外的融资， 或者根本没有。我们业务的未来发展可能取决于我们获得额外资本的能力， 包括债务和股权融资。参见“信用， “流动性和未来融资的可得性”，
气候假设和假设的准确性
我们将温室气体法规的潜在影响以及各种价格水平下的碳成本整合到我们的业务规划流程中。为了减少未来排放监管的不确定性， 我们在一系列碳约束情景下评估我们的发展计划。几年来，我们在战略规划中考虑了国际能源署（“IEA”）的设想，并对公共和私人设想进行了持续评估。尽管管理层认为我们与气候相关的估计是合理的， 与电流对齐， 未决和潜在的未来法规， 根据国际能源署的气候预测， 它们基于许多假设， 如果是假的， 可能会对我们的业务产生重大不利影响， 财务状况和经营成果。具体来说， 与气候相关的估计会影响我们的财务规划和投资决策。由于我们计划和评估机会的部分基础上的气候相关的估计， 实际结果与我们的预期之间的差异可能会对我们的业务产生重大不利影响， 财务状况， 经营成果， “声誉和现金流。，
股东行动主义
在能源行业，股东积极主义总体上一直在增加，投资者可能会不时尝试通过股东提议，公共宣传，代理征集或其他方式，在气候变化或其他方面对我们的业务或治理进行改变。此类行为可能会分散董事会和员工对核心业务运营的注意力，从而对我们的业务产生不利影响，要求我们承担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，并引发人们对我们业务未来方向的不确定性。这种感知的不确定性反过来可能会使留住员工变得更加困难，并可能导致我们证券的市场价格出现重大波动。
转型风险——声誉和公众对油气行业的看法
以矿物燃料为基础的能源，特别是艾伯塔省油砂的开发，在环境影响、气候变化、温室气体排放和土著和解等问题上得到了相当大的关注。对油砂的担忧可能会直接或间接地损害我们当前油砂项目的盈利能力，以及未来油砂项目的生存能力，因为这会造成重大的监管，经济和经营不确定性。公众对石油和天然气行业，特别是油砂行业的日益强烈的反对和污名化，可能会导致获得保险，流动性和资本的机会受到限制，以及对我们产品的需求发生变化，这可能会对我们的业务，财务状况或经营成果产生不利影响。
例如，国内和/或外国司法管辖区可能会采用限制购买油砂生产的原油或沥青的立法或政策，这反过来可能会限制这种原油的世界市场，降低其价格，可能会导致资产搁浅或无法进一步开发石油资源。请参阅下面的“声誉风险”。
气候变化-物理风险
极端的气候条件也可能对我们的财务状况和经营成果产生重大不利影响。天气和气候影响需求，因此，能源需求的可预测性在很大程度上受到天气和气候的可预测性的影响。此外，我们的勘探，生产和建设业务以及主要客户和供应商的业务可能会受到严重的物理气候风险的影响，例如洪水，森林火灾，地震，飓风和其他极端天气事件或自然灾害。这可能会导致生产停止或减少，勘探和开发活动的延迟或工厂建设的延迟。
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气候变化还可能增加恶劣天气的发生频率，这可能会对我们的运营，业务和财务业绩产生不利影响。具体地说，我们在大西洋的业务可能会受到恶劣天气条件的影响，包括大风，洪水和可变的温度，这些因素导致北部冰层融化，冰山数量增加。纽芬兰和拉布拉多海岸附近的冰山对大西洋的石油生产设施构成了威胁。涉及冰山的操作事故有可能导致泄漏、资产损失和生产中断。气候变化可能会导致风险水平的增加，从而导致更多或更多的缓解要求。
我们的其他业务也受到长期物理风险的影响，例如我们的冬季钻井计划的时间缩短，地下水位的变化以及由于干旱条件而导致的用水减少。温度或降水模式的系统性变化可能会导致修建冰路，执行我们的冬季钻探计划和开垦活动面临更具挑战性的条件，并且由于干旱条件的可能性越来越大，可能会减少水的可用性。
环境监管风险
根据我们运营所在司法管辖区的各种联邦，省，地区，州，地区和市政法律法规（统称为“环境法规”），我们运营的所有阶段均受环境法规的约束。环境法规规定，勘探区域，井，设施场地，精炼厂以及与我们的业务相关的其他财产和做法应按照其中规定的要求进行建设，运营，维护，废弃，回收和进行。此外，某些类型的业务，包括勘探和开发项目以及对某些现有项目的更改，可能需要提交和批准环境影响评估或许可证申请。
我们预计，环境立法可能会发生进一步的变化，这可能导致关键许可证和许可证的批准延迟，更严格的标准和执法，更大的罚款和责任，引入排放限制，合规成本增加以及关闭，开垦和生态恢复的成本增加。环境法规变化的复杂性使我们很难预测未来对我们业务的潜在影响。
遵守环境法规需要大量的开支。由于以下原因，我们未来的资本支出和运营支出可能会继续增加， 除其他外， 我们业务的发展， 运营， 计划和目标以及对现有、 或执行新的， 环境法规。不遵守环境法规可能会导致， 除其他外， 罚款， 处罚， 环境保护令， 暂停业务， 起诉， 并可能对我们的声誉产生不利影响。遵守环境法规和纠正违规问题的成本可能会对我们的业务产生重大不利影响， 财务状况， 经营成果和现金流量。实施新的环境法规或改变解释或修改影响原油的现有环境法规， 天然气， “NGL和炼油行业通常会减少对我们产品的需求，并将碳氢化合物需求转向相对低碳的来源，并影响我们的长期前景。，
美国的环境法规和监管机构的积极执行给我们的美国业务带来了挑战和风险。新的排放标准，更严格的水质标准，以及对新出现的容器（例如PER和聚氟烷基物质）的监管，可能会增加合规成本，需要资本项目，延长项目实施时间，并对我们的业务，财务状况，经营成果和现金流量产生不利影响。美国监管机构目前正在评估是否应将PFAS定性为监管定义的危险废物，这可能会导致美国场所承担额外的清理责任。参见下面的“水监管”。
加拿大濒危物种法案
加拿大联邦濒危物种法案， 以及有关受威胁或濒危物种及其栖息地的省级法规可能会限制在被确定为令人关切的物种的关键栖息地的地区进行开发或活动的速度和数量， 比如林地驯鹿。最近针对联邦政府根据《濒危物种法案》承担的义务提出的请愿和诉讼，在联邦和省一级提出了与保护濒危物种及其关键栖息地有关的问题。在艾伯塔省， 已经采取了一系列措施来支持驯鹿的恢复， 包括省级林地驯鹿牧场计划草案， 该版本于2017年发布，但尚未最终确定。其他举措包括根据《濒危物种法案》第11节（该法案编纂了支持物种保护和保护其关键栖息地的具体措施）谈判保护协议， 以及制定冷湖分区域规划， 比斯特乔和上烟区， 以解决某些驯鹿范围的恢复结果。如果各省采取的计划和行动被认为不足以支持驯鹿的恢复， 联邦立法规定，可以采取措施，阻止现有业务的进一步发展或修改。立法对油砂项目就地开发和运营的任何潜在不利影响的程度和程度都无法估计， “由于各省采取的计划和行动是否足以支持驯鹿的恢复还存在不确定性。，
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加拿大联邦空气质量管理系统
根据1999年《加拿大环境保护法》发布的《多部门空气污染物条例》（“MSAPR”）旨在通过制定强制性的、全国一致的空气污染物排放标准来保护加拿大人的环境和健康。MSAPR的目标是针对特定设备的基准工业排放要求（“Bliers”）。来自我们的非公用事业锅炉，加热器和固定发动机的氮氧化物气泡是根据规定的性能标准进行调节的。我们预计，MSAPR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。
加拿大引入了二氧化氮、二氧化硫、细颗粒物和臭氧的环境空气质量标准，作为国家空气质量管理系统的一部分。各省可能会在区域空气区一级实施CAAQS，空气区管理行动可能包括更严格的排放标准，这些标准适用于我们运营地区的批准持有人提出的工业源排放标准。这可能会导致不利影响，包括但不限于与改造现有设施有关的资本投资和增加的运营成本。
审查环境和监管程序
联邦，省，地区，州和市政府在我们进行运营，开发或勘探的司法管辖区中承担的环境评估义务的增加可能会带来成本增加和项目开发延迟的风险。我们运营所在司法管辖区内的监管框架正在不断发展和变化，可能会变得更加繁重或成本更高，这可能会阻碍我们从经济上开发资源的能力。目前无法估计监管框架的变化对项目开发和运营的任何不利影响的程度和程度。
加拿大影响评估机构领导并协调加拿大境内所有指定项目的联邦影响评估。环境以外的评估考虑因素明确包括健康、经济、社会和性别影响，以及与可持续性和加拿大气候变化承诺相关的考虑因素。只要艾伯塔省政府维持艾伯塔省油砂排放量的上限，而这一上限尚未达到，我们的原地油砂项目就应被豁免于联邦影响评估系统的适用范围，前提是满足一些附加条件。然而，其他类型的项目将接受联邦评估，包括那些在我们的大西洋业务。
水管理
我们在某些操作中使用淡水，这些操作是根据各自司法管辖区的法规颁发的许可证获得的。如果用水费增加，许可证的条款发生变化，或者可供我们使用的水量减少，产量可能下降，或者运营费用可能增加，这两者都可能对我们的业务和财务状况造成重大不利影响。不能保证取水许可证不会被撤销，也不能保证不会在这些许可证中增加附加条件。我们不能保证，如果我们需要新的牌照或对现有牌照作出修订，这些牌照或修订会以优惠的条件批出。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到水排放要求的约束，这些要求要求要求在排放前对废水进行处理。排水许可证会不时更新，以纳入新的水质标准，并可能需要修改和扩大现场的水处理设施。诸如硒、总溶解固体、砷、汞等污染物可能需要对废水进行预先处理，排放水平将取决于我们炼油厂加工的原油类型。不遵守许可证限制可能会导致监管机构采取执法行动，包括开出罚单、下令升级处理厂以及暂停运营。美国的联邦和州监管机构目前正在通过要求安装额外的废水处理装置以及要求对排放中的PFA进行监控，来解决在水排放许可证中出现的污染物PFA问题。
水力压裂
某些利益相关者声称水力压裂技术对地表水和饮用水源有害，并建议可能需要更多的联邦，省，地区，州，地区和/或市政法律法规来更严格地规范水力压裂过程。
此外，British Columbia和艾伯塔省的一些地区与石油和天然气作业有关的局部地震活动频率有所增加。尽管与石油和天然气作业有关的地震活动发生率通常很低，但它与美国的废水深度处理有关，并与加拿大西部的水力压裂有关，这促使旨在解决这些问题的立法和监管举措。
任何有关水力压裂的新法律，法规或许可要求都可能导致对油气开发活动的限制或限制，运营延迟，合规成本增加，额外的运营要求，或第三方或政府索赔的增加，这可能会增加我们的经营成本，并减少我们最终能够从储备中生产的天然气和石油的数量。
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Cenovus环境、社会和治理的重点领域、目标和抱负
如下文所述，我们为环境、社会和公司治理的五个重点领域分别制定了雄心勃勃、可实现的目标，包括减少绝对排放量、减少用水、开垦更多土地、支持土著和解以及增加担任领导职务的妇女人数。为了实现这些目标并应对不断变化的市场需求，我们可能会产生额外的成本，并投资于新技术和创新。这些投资的回报可能低于我们的预期，这可能会对我们的业务，财务状况和声誉产生不利影响。
一般而言，我们的ESG目标和抱负在很大程度上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所处行业相关的众多风险和不确定性的影响，正如在本MD&A的风险管理和风险因素部分所概述的那样。我们认识到，我们适应低碳经济并在其中取得成功的能力将与我们的同行进行比较。投资者和利益相关者越来越多地根据ESG相关绩效（包括与气候相关的绩效）来比较公司。未能实现我们的ESG目标和抱负，或者主要利益相关者认为我们的ESG目标和抱负不足或无法实现，可能会对我们的声誉以及我们吸引资本和保险的能力产生不利影响。
还有一种风险，即实现各种ESG目标和抱负的部分或全部预期收益和机会可能无法实现，实现成本可能更高，或者可能不会在预期的时间段内发生。此外，我们在实施与ESG重点领域相关的目标和抱负时采取的行动可能会对我们的现有业务产生负面影响，并增加资本支出，这可能会对我们未来的经营和财务业绩产生负面影响。
气候和温室气体排放目标和抱负
我们设定了一个目标，到2035年底，我们的绝对范围1和2温室气体排放量将比2019年的水平减少35%，并有一个长期的雄心，即到2050年，我们的业务实现净零排放。我们实现2035年温室气体减排目标和2050年净零目标的能力受到许多风险和不确定性的影响，我们在实现此类目标和目标时采取的行动也可能使我们面临某些额外和/或更高的财务和运营风险。此外，由于更长的时间框架和我们无法控制的某些因素，包括未来技术的商业应用，我们实现这一长期目标可能是必要的，因此，我们实现到2050年实现净零排放的长期目标从本质上来说不太确定。
减少温室气体排放取决于， 除其他外， 我们的发展能力， 获取和实施商业上可行和可扩展的减排战略及相关技术和产品。另外， 还有其他运营风险可能会阻碍我们成功实现温室气体排放目标的能力， 包括:意外的障碍， 或影响， 在我们的常规部门实施甲烷减排和电气化计划；购买可再生电力；无法获得， 或有限的利益， 预期在短期内具有商业可行性的技术及其相关的未来利益， 包括SAGD增强技术， 如溶剂辅助工艺和溶剂驱动工艺技术， 碳捕获， 利用和储存技术以及井下技术的改进；以及未能获得持续技术发展的预期收益， 以及行业合作和创新，以找到降低成本和温室气体排放的解决方案。如果我们无法按计划实施这些策略和技术，而不会对我们的预期运营或成本结构产生负面影响， 或者这样的策略或技术没有达到预期的效果， 按照目前的时间表，我们可能无法实现2035年的温室气体减排目标或2050年的净零排放目标， “或者根本没有。，
此外，要实现我们2035年的温室气体减排目标和2050年的净零目标，需要一个稳定的监管框架，并需要资本支出和公司资源，实际成本可能与我们最初的估计有所不同，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，可能会对我们未来的经营和财务业绩产生负面影响。
水管理目标
到2030年底，我们在油砂和热力作业中将淡水强度降低20%的能力，将取决于相关的减水策略以及相关的蒸汽和水使用技术和产品的商业可行性和可扩展性。在很大程度上或部分地依赖新技术、将这些技术纳入新的或现有的业务以及在市场上接受新技术，都会带来风险。如果我们无法有效地部署必要的技术，或者此类策略或技术没有达到预期的效果，那么实现我们所述的降低水强度的目标可能会被中断，延迟或放弃。
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生物多样性目标
我们的生物多样性目标包括到2025年底收回3000个废弃井场，到2030年底恢复冷冻湖驯鹿栖息地的数量超过我们使用的数量。我们实现这些目标的能力受到各种环境和监管风险的影响，这些风险可能会给我们带来巨大的成本，限制，责任和义务。请参阅上面的“废弃和回收成本风险”。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的机会，可能会导致我们无法在当前时间表上为生物多样性目标提供资金并最终实现这些目标，或者根本无法实现这些目标。
土著和解目标
我们的土著和解目标是，在2019年至2025年底期间，在土著拥有或经营的企业中至少花费12亿加元，并在2025年底之前获得加拿大土著企业理事会的进步土著关系金牌认证，与实施这些目标的行动有关的运营和效率风险。
此外，未能实现或延迟实现我们的本土和解目标可能会对我们与邻近的本土企业和社区的关系以及我们更广泛的声誉产生不利影响。如果我们无法与我们业务附近的土著社区保持积极的关系，则我们的进展以及根据当前业务和运营策略开发和运营物业的能力可能会受到不利影响。
包容性和多样性目标
我们的包容性和多样性重点领域包括一个目标，即到2030年底，女性担任领导职务的比例至少达到30%，我们的董事会希望女性和土著人的比例至少达到40%，到2025年底，非管理层董事中的残疾人和少数族裔成员，包括至少30%的女性。实现这些目标的努力可能会增加与任命和更换关键人员相关的时间和成本。此外，未能或延迟实现我们的目标可能会影响我们在利益相关者中的声誉，吸引诉讼并影响招聘计划。为实现这些目标而收集某些个人数据也存在相关风险，这受联邦，省和州隐私立法的约束。
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，招募和留住员工，并成为一家值得信赖的公司。我们采取的任何影响公众或主要利益相关者意见的行动都有可能影响我们的声誉，这可能会对我们的股价，发展计划和我们的持续经营能力产生不利影响。气候变化活动人士组织和公众对石油和天然气业务的反对越来越多。请参阅上面的“转型风险——石油和天然气行业的声誉和公众看法”。
其他风险
稀释效应
在某些情况下，我们被授权在未经股东批准的情况下，根据董事会制定的条款和条件，发行无限数量的普通股，以供对价。Cenovus普通股或其他可行使或转换为Cenovus普通股或与之交换的证券的任何未来发行，都可能导致对Cenovus现有和潜在股东的稀释。在行使不时可转换为Cenovus普通股的证券时，发行额外的Cenovus普通股将对Cenovus股东的所有权权益产生进一步的稀释作用。此类发行将对Cenovus的每股收益产生稀释作用，这可能会对Cenovus普通股的市场价格产生不利影响，并可能对Cenovus股东的投资价值产生不利影响。
预计我们还将根据薪酬计划不时向员工和董事授予额外的股权奖励。这些额外的股权奖励将进一步稀释我们的每股收益，这也可能对Cenovus普通股的市场价格产生负面影响，并可能对我们股东的投资价值产生不利影响。
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与收购有关的风险
我们已经完成了， 并可能在未来完成， 出于各种战略原因进行一次或多次收购，包括加强我们的地位并创造实现某些利益的机会。为了实现任何未来收购的好处， 我们将依靠我们的能力来成功地巩固职能和整合业务， 程序和人员以及时有效的方式进行，并通过将所收购的资产和业务与我们现有的资产和业务相结合来实现预期的增长机会和协同效应。整合所获得的资产和业务需要管理层的努力， 时间和资源， 这可能会在此过程中将管理层的注意力和资源从其他战略机会和运营事项上转移。整合过程可能会导致正在进行的业务和客户关系中断，这可能会对我们实现此类收购的预期收益的能力产生不利影响。收购资产需要对水库和基础设施的特性进行评估， 包括估计可采储量， 未来的生产， 商品价格， 收入， 开发和运营成本以及潜在的环境和其他负债。这样的评估是不准确的，本质上是不确定的， 因此， 收购的物业可能不会产生预期的效果， 可能没有预期的准备金，并可能受到成本和负债增加的影响。虽然收购资产在完成收购前都要经过审查， 这种审查不能确定所有现有的或潜在的不利条件。如果收购的资产位于我们历史上未曾经营过的地理区域，则这种风险可能会被放大。此外， 对于在收购之前产生的负债，我们可能无法从卖方那里获得或实现合同赔偿，并且我们可能需要承担财产的物理状况可能无法按照其期望履行的风险。请参阅下面的“与该安排有关的风险”。，
与处置有关的风险
我们已经确认， 并可能在未来识别， 某些可供处置的资产。具体来说， 我们已经签订了出售赫斯基燃料零售网络的协议， 我们的塔克资产和温布利资产。各种因素可能会严重影响我们完成这些已宣布的交易或未来处置资产的能力， 包括证券交易， 监管， 第三方和企业的批准， 交易对手履行协议规定的影响处置的义务的能力， 商品价格， 愿意以我们可接受的价格和条件购买某些资产的购买者的可用性， 相关的资产报废义务， 尽职调查， 有利的市场条件， 以及合营企业的可转让性， 合伙关系或其他安排。这些因素也可能减少收益或我们的业务价值。在销售交易中，我们还可能保留某些责任或同意承担赔偿义务。任何此类保留负债或赔偿义务的规模在交易发生时可能难以量化，最终可能是重大的。此外， 某些第三方可能不愿意解除我们在出售剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。结果， 在出售某些资产之后， 如果资产的购买人未能履行其义务，我们可能仍对担保或支持的义务承担第二责任。如果与处置相关的任何风险成为现实， 这可能会对我们的业务产生不利影响， “财务状况或声誉。，
与安排有关的风险
我们有能力通过整合传统的赫斯基业务来实现该安排的预期收益。
将遗留的Husky业务整合到我们的业务中的过程正在进行中。尽管已经取得了很大的成就，但这一过程尚未完成，这些努力可能会破坏与供应商、员工、客户和其他利益相关者的现有关系。不能保证管理层将能够在预期的时间表内或完全实现该安排预期产生的所有好处。
正在进行的整合过程涉及许多运营，战略，财务，会计，法律，税务以及与我们的业务和运营（包括传统赫斯基业务）相关的其他风险和不确定性。整合我们的业务时遇到的困难可能会导致预期绩效的变化，运营方面的挑战，或者无法在预期的时间表内实现预期的效率，或者根本无法实现预期的效率。
为实现该安排的所有好处，正在进行的整合过程需要大量的管理工作，时间和资源可能会使管理层的注意力和资源从其他战略机会和运营事项上转移，并可能导致员工流失率上升（包括关键员工的流失），正在进行的业务和员工关系中断，以及与雇佣相关的索赔和诉讼增加，所有这些都可能对我们实现该安排的所有预期收益的能力产生不利影响。
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在集成过程中可能遇到的潜在困难包括但不限于:（i）无法以某种方式成功地集成业务这使我们能够在预期的时间表内实现所有预期的收入和成本节省；与管理更大规模的业务相关的复杂性， 更复杂， 跨国综合业务；在多个司法管辖区整合公司各级人员， 有效和高效地整合和维持与传统赫斯基业务相关的行业联系人和现有业务伙伴的关系存在困难， 包括终止或修改现有的合同关系；（v）中断， 或者说我们的生意失去了动力， 包括传统的赫斯基业务。这些挑战可能会阻止我们成功集成遗留的Husky业务，或者可能会严重延迟集成过程。未能按照预期的时间表整合业务， 可能会对我们的财务状况产生不利影响， 经营成果， 以及实现这一安排的预期效益的能力，
正在进行的整合过程可能会导致人员流失水平普遍上升，或者导致关键员工流失，以协助我们的业务整合和运营，这可能会加剧整合挑战。整合过程中的困难或延迟，或者无法完全整合遗留的赫斯基业务，可能会对我们的业务，现金流，经营成果，财务状况，声誉和股价产生重大不利影响。
与旧版Husky操作集成相关的成本
我们可能会产生与执行正在进行的集成计划相关的大量成本，包括设施和系统合并成本以及其他与雇佣相关的成本。我们将继续评估这些成本的大小，以及与业务整合相关的可能产生的额外意外成本。虽然我们已经考虑了一定水平的费用，但许多我们无法控制的因素可能会影响与集成过程相关的费用总额或时间安排。与整合相关的任何意外成本和费用可能会对我们的业务，财务状况，经营成果和股价产生不利影响。
与该安排有关的潜在不可预见的负债
传统赫斯基业务的安排和运营可能会使我们承担不可预见或低估的责任，包括加拿大和其他外国司法管辖区的环境和监管责任。我们现在可能会受到或继承与遗留的赫斯基业务有关的索赔，包括前任董事和员工的行为。我们也可能会受到与此类事项相关的负面宣传，无论我们最终是否被发现负有责任，并且可能需要承担大量费用或投入大量资源来抵御此类索赔的任何诉讼。任何此类索赔的结果，以及任何相关的诉讼或监管程序，都是不确定的，并可能对我们的财务状况，经营成果和声誉产生负面影响。
与Cenovus主要股东有关的风险
截至2021年12月31日，Hutchison Whampoa Europe Investments S.àr.l.（“和记黄埔”）和L.F.Investments S.àr.l（“L.F.Investments”）分别拥有我们15.8%和11.6%的普通股。尽管和记黄埔和L.F.Investments根据各自与Cenovus达成的停顿协议的条款，在2022年7月1日之前出售或转让Cenovus普通股受到限制，通过在多伦多证券交易所和纽约证券交易所的公开市场交易，或通过私下安排的大宗交易，向市场出售由和记黄埔或L.F.投资公司持有的Cenovus普通股，或根据和记黄埔和L.F.Investments各自与Cenovus签订的注册权协议进行的招股说明书发行，或市场对和记黄埔或L.F.Investments有意出售Cenovus普通股的看法，可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
虽然和记黄埔和L.F.Investments根据各自与我们就该安排订立的停顿协议的条款，各自受某些投票契约的约束，但和记黄埔和L.F.Investments各自可能能够影响某些需要股东批准的事项。
Cenovus认股权证市场
不能保证Cenovus认股权证的活跃公开市场将持续下去。如果这样的市场持续下去，Cenovus认股权证的市场价格可能会受到与Cenovus业务有关的多种因素的不利影响，这些因素包括但不限于我们的经营和财务业绩的波动，我们发布的任何公开声明的结果以及我们未能达到分析师的预期。此外，Cenovus普通股的市场价格将显著影响Cenovus认股权证的市场价格。这可能会导致Cenovus认股权证的市场价格大幅波动，并可能对Cenovus认股权证的价值产生负面影响。
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应付康菲石油公司的或有款项
关于康菲石油公司的收购，我们同意在某些情况下向康菲石油公司支付或有款项。在Conoco收购完成后的五年期间（2017年5月17日），或有付款的金额取决于加拿大元WCS价格，并且此类付款可能很大。此外，如果进一步付款，这可能会对我们的业务，经营成果和财务状况产生不利影响。
税法
所得税法律，法规和其他法律或政府激励计划将来可能会以对我们，我们的财务业绩和股东产生不利影响的方式进行更改或解释。对Cenovus拥有管辖权的税务机关可能不同意我们计算我们的纳税义务的方式，因此其准备金可能不够充分，或者此类当局可能会改变其管理做法，从而对Cenovus不利或对其股东不利。此外，我们所有的税务申报都要接受税务机关的审核，税务机关可能会以对Cenovus及其股东产生不利影响的方式不同意此类申报。
由于经济合作与发展组织（经合组织）税基侵蚀和利润转移项目的税收政策举措和正在考虑的改革，国际税收环境继续发生变化。尽管实施的时间和方法各不相同，但包括加拿大在内的许多国家对BEPS项目的反应是，迅速实施或提议实施税法和税务条约的修改。这些变化可能会增加我们的税务合规成本，并以一种难以量化的方式影响我们的业务，财务状况和经营成果。我们将继续监测和评估BEPS项目对我们全球税收状况的潜在不利影响。
美国税收风险
2021年11月19日，美国众议院通过了《Build Back Better法案》（“法案”）。该法案包含多项社会和环境举措，估计总成本为1.75万亿美元。这些举措主要是通过各种联邦税收改革来提供资金的。2021年12月19日，西弗吉尼亚州参议员曼钦正式表示反对该法案，从而在参议院投票之前有效地阻止了该法案。该法案的某些部分可能会在新法案中以某种形式复活，其中包含的任何税收变化都可能导致美国对我们美国业务的税收水平提高。
如果在本MD&A日期之后出现其他风险，这些风险可能会影响我们的业务，前景，财务状况，经营成果和现金流量，在某些情况下还会影响我们的声誉，我们可以在随后提交的MD&A中找到这些风险，可在SEDAR.com上找到，在sec.gov和cenovus.com的edgar上。
| 关键会计判断、估计不确定性与会计政策 | ||
管理层需要做出估计和假设，并在应用会计政策时使用可能对我们的财务业绩产生重大影响的判断。实际结果可能与估计不同，这些差异可能很大。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。我们的关键会计政策和估计每年都会由董事会的审计委员会进行审查。有关编制基础和我们重要会计政策的更多详细信息，请参见合并财务报表附注。
会计政策运用中的批判性判断
关键判断是指管理层在应用会计政策的过程中做出的对我们的年度和合并财务报表中记录的金额影响最大的判断。
联合安排
将一项联合安排归类为联合经营或联合企业，需要作出判断。本公司持有的重要联合业务如下:
•WRB Refining LP（“WRB LP”）的50%权益。
•Sunrise Oil Sands Partnership（“SOSP”）的50%权益。
•BP-Husky Refining LLC（“托莱多”）50%的股权。
经认定，Cenovus对WRB LP、SOSP和Toledo的资产享有权利，对其负债负有义务。因此，联合安排被归类为联合经营，公司在资产，负债，收入和费用中所占的份额记录在合并财务报表中。
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在根据IFRS11确定其联合安排的分类时，“联合安排”，该公司考虑了以下几点:
•联合安排的初衷是形成一个北美重油综合业务。合作伙伴关系是“流动”实体。
•协议要求，如果资金不足以履行公司和合伙企业的义务或责任，合伙人必须出资。WRB LP、SOSP和Toledo的过去和未来发展依赖于合伙人通过出资承诺、应付票据和贷款提供的资金。
•WRB LP和SOSP拥有第三方债务融资，以满足短期营运资金需求。
•SOSP的运作方式与大多数典型的加拿大西部工作利益关系类似，即运营伙伴根据合作伙伴协议代表参与者获取产品。WRB LP和Toledo有非常相似的结构修改，以考虑炼油业务的经营环境。
•Cenovus、Phillips 66和BP作为运营商，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，并安排运输和储存，因为协议禁止合作伙伴自己承担这些角色。此外，联合安排没有雇员，因此不能履行这些职责。
•在每一项安排中，产出由一名合伙人承担，表明合伙人对资产的经济利益享有权利，并有义务为该安排的负债提供资金。
勘探和评估资产
应用公司的会计政策对E&E支出，需要判断是否有可能存在未来的经济利益，当活动尚未达到一个阶段，技术可行性和商业可行性可以合理地确定。考虑了诸如钻探结果、未来资本计划、未来运营费用以及估计储量和资源等因素。此外，管理层使用判断来确定何时将E&E资产重新分类为PP&E。在做出此决定时，要考虑各种因素，包括是否存在准备金，以及是否已从监管机构和公司的内部批准程序获得适当的批准。
现金产生单位的确定
CGUS被定义为综合资产的最低水平，其中有可单独识别的现金流量，这些现金流量在很大程度上独立于来自其他资产或资产组的现金流量。资产的分类和公司资产在CGUS中的配置需要重要的判断和解释。分类中考虑的因素包括资产之间的集成、共享基础设施、公共销售点的存在、地理位置、地质结构以及管理层监视其运营并做出决策的方式。该公司的上游、炼油、铁路原油、铁路车辆、储罐和企业资产的可回收性在CGU级别进行评估。因此，确定现金流量表可能会对减值损失和转回产生重大影响。
从保险索赔中收回的款项
本公司对预期收到的保险收益记录的金额使用估计和假设。因此，实际结果可能与这些估计的回收率不同。
功能货币
公司每个子公司的功能货币是基于子公司运营所在的主要经济环境的货币做出的管理判断。
关联方交易的公允价值
本公司在正常业务过程中与某些关联方，联合安排和联营公司进行交易。这种关系可能会对公司的财务业绩产生影响，并可能导致关联方之间的交易与非关联方之间的交易存在差异。可获得公允价值的独立意见，以确认收益的估计公允价值。
估计不确定度的主要来源
关键会计估计是那些要求管理层对固有的不确定性做出特别主观或复杂的判断的估计。对估计数和基本假设进行持续审查，对会计估计数的任何修订都记录在修订估计数的期间。以下是关于未来的主要假设和报告期末的其他主要估计来源，如果更改这些假设，可能会导致下一个财政年度对资产和负债的账面价值进行重大调整。
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2020年3月，在一种新的新冠病毒株出现并迅速传播之后，世界卫生组织宣布全球大流行。疫情爆发和随后旨在限制疫情的措施导致金融市场大幅下跌和波动。大流行对全球商业活动产生了不利影响，包括大大减少了全球对原油的需求。
目前尚不清楚新冠肺炎对公司运营和未来财务业绩的影响程度。这将取决于未来不确定和不可预测的发展，包括新冠病毒的持续时间和传播，其对资本和金融市场的持续宏观影响，以及可能出现的有关病毒严重性的任何新信息。在决定如何控制病毒或治疗其影响之后，这些不确定性可能会持续存在。此次爆发对公司，其业绩以及管理层在准备其财务业绩时使用的估计和假设带来了不确定性和风险。
疫情和当前的市场状况增加了用于编制合并财务报表的估计和假设的复杂性，尤其是与可收回金额有关的估计和假设。
此外，全球范围内不断变化的能源需求以及全球范围内对非化石燃料来源的替代能源的发展，可能会改变用于确定公司PP&E和E&E资产可收回金额的假设，并可能影响这些资产的账面价值，可能会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，并可能加速解除义务，从而增加相关准备金的现值。
全球能源市场从碳源向替代能源过渡的时机非常不确定。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，远期裂纹价差和折现率），我们的估计中包含了环境考虑因素。能源转型可能会影响商品的未来价格。确定可收回金额时使用的定价假设考虑了市场预期和不断变化的全球能源需求
假设的改变可能会在下一个财政年度对资产和负债的账面价值进行重大调整。
原油和天然气储量
在估算原油和天然气储量方面存在许多固有的不确定性。储量估计数取决于各种变量，包括碳氢化合物的可回收量、开发回收碳氢化合物所需基础设施的成本、生产成本、所生产碳氢化合物的估计售价、温室气体和排放目标、水管理目标、特许权使用费和税收。这些变量的变化可能会严重影响储量估计，从而影响公司油砂和常规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，并通过其IQRES报告给公司。
可收回金额
确定现金流量表或单项资产的可收回金额需要使用估计和假设， 随着新信息的出现，这些信息可能会发生变化。对于公司的上游资产， 这些估计包括远期商品价格， 预期产量， 储量和资源量， 贴现率， 未来发展和运营费用。公司炼油资产的可收回金额， 原油铁路码头和相关的使用权资产使用的假设，如吞吐量， 远期商品价格， 市场价差， 营业费用， 运输能力， 未来的资本支出， 供求条件和使用的终值。公司房地产使用权资产的可收回金额使用了房地产市场状况（包括市场空置率和转租市场状况）等假设， 每平方英尺的价格， 房地产空间可用性和借款成本。“用于确定可收回金额的假设发生变化，可能会影响相关资产的账面价值。，
退役费用
在公司的上游资产、炼油资产和铁路原油码头的经济寿命结束时，为其未来的退役和恢复记录了准备金。管理层使用判断来评估其存在，并估计未来的负债。退役和恢复的实际费用是不确定的，费用估计数可能会因许多因素而变化，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折现率。该折现率是经过信用调整的，用于确定清算债务所需的估计未来现金流出的现值，并且可能会因众多市场因素而发生变化。
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企业合并中取得的资产和承担的负债的公允价值
企业合并中获得的资产和承担的负债（包括或有对价和商誉）的公允价值是根据购买日的可用信息估算的。各种估值技术被用于衡量公允价值，包括市场可比较和折现现金流量，这些技术依赖于诸如远期商品价格，储备和资源的数量，生产成本，加拿大-美国外汇汇率和折现率等假设。这些变量的变化可能会严重影响净资产的账面价值。
所得税规定
确定公司的收入和其他税收负债需要解释复杂的法律和法规，通常涉及多个司法管辖区。通常有许多税务事项正在审查中；因此，所得税受到测量不确定性的影响。
递延所得税资产是在可抵扣暂时性差异很可能在未来期间可收回的范围内记录的。可收回性评估涉及大量的估计，包括对暂时性差异何时会逆转的评估，未来应纳税所得额的分析，发生转回时可用于抵销税收资产的现金流量以及税法的适用。有些交易的最终税收决定是不确定的。在可收回性评估中使用的假设发生变化的情况下，可能会对未来期间的合并财务报表产生重大影响。
会计政策的变更
在2021年，由于该安排的结束，该公司更新了其重要的会计政策，包括有关合并原则，收入确认，员工福利计划，关联方交易，现金及现金等价物，PP&E，股本和认股权证以及基于股票的薪酬。
合并原则
合并财务报表包括Cenovus及其子公司的账目。子公司是公司拥有控制权的实体。子公司自获得控制权之日起合并，并继续合并至失去控制权之日。所有公司间交易、余额和公司间交易的未实现损益在合并时予以冲销。
在联合安排中的权益根据安排各方的权利和义务，分为联合经营或合资经营。当公司拥有对资产的权利和对负债的义务的安排时，联合经营就产生了。该公司的账目反映了该公司通过与第三方联合开展的活动所产生的资产，负债，收入和费用中所占的份额。该公司的部分活动与合资企业有关，这些企业使用权益会计法进行会计处理。
联营公司是指公司对其有重大影响但不控制或共同控制该联营公司的实体。对联营公司的投资采用权益会计法进行核算，并按成本确认，然后进行调整，以确认本公司应占联营公司的损益和其他全面收益（“OCI”）。
收入确认
收入是根据与客户的合同中指定的对价来衡量的，不包括代表第三方收取的金额。Cenovus在将产品或服务的控制权转让给客户时确认收入，这通常是在所有权从公司转移给客户时。
与同一交易对手相互考虑的产品的购买和销售以净额为基础进行记录。与作为代理提供的服务相关的收入在提供服务时记录。
Cenovus确认来自以下主要产品和服务的收入:
•销售原油、天然气和天然气.
•石油及精炼产品的销售.
•原油、天然气加工服务。
•管道运输，原油和天然气的混合，以及原油、稀释剂和天然气的储存。
•按服务收费的碳氢化合物转运服务。
•建筑服务。
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本公司在交付原油，NGL，天然气以及石油和精炼产品时（通常是在某个时间点）履行与客户签订的合同中的履约义务。随着服务的提供，原油和天然气加工收入，运输服务和转装服务的履约义务将随着时间的推移而履行。Cenovus通常根据可变价格合同销售其原油，NGL，天然气以及石油和精炼产品的生产。可变价格合同的交易价格是以商品价格为基础，经质量、地理位置等因素调整后的。与天然气加工，运输服务和转装服务相关的收入通常基于固定价格合同。
建筑收入确认为公司向HMLP提供的总承包商服务，包括固定价格和成本加成合同。固定价格建筑合同的收入在履行履约义务时确认，而成本加成合同的收入在履行服务时确认。
该公司有“照付不议”的合同，Cenovus有长期的供应承诺，以换取购买者支付最低数量，无论客户是否接受交货。如果买方有权将交货推迟到以后的日期，则未履行履约义务，只有在交付产品或延期准备金无法再延长时，收入才被递延并确认。
Cenovus的收入交易不包含重要的融资部分，付款通常在收入确认后的30天内到期。当向客户转让承诺的商品或服务与客户付款之间的期限不到一年时，公司不会因重大融资部分的影响而调整交易价格。本公司不披露或量化有关原始预期期限为一年或更短的剩余履约义务的信息，也没有任何长期合同，但与HMLP的某些建筑合同以及未履行履约义务的照付不议合同除外。
员工福利计划
公司为员工提供养老金计划，该计划包括固定缴款或固定福利部分。
其他离职后福利（“OPEB”）计划也提供给符合条件的员工。在某些情况下，福利是通过医疗保健计划提供的，公司，员工，退休人员和受保护的家庭成员都为该计划做出了贡献。在一些计划中，退休金在退休前是没有资金的。
固定缴款养老金的养老金费用记录为已获得的利益。
设定受益养老金和OPEB计划的成本是使用预计单位信贷法进行精算确定的。设定受益养老金和OPEB计划在合并资产负债表的其他负债中确认的金额是设定受益义务的现值减去计划资产的公允价值。此计算产生的任何盈余仅限于以计划退款或计划未来缴款减少的形式提供的任何经济利益的现值。
服务成本、净利息和重新计量产生的设定受益义务的变化确认如下:
•服务成本，包括当前服务成本，过去的服务成本，削减的损益以及结算，均与养老金福利成本一起记录。
•净利息的计算方法是，将年度期初用于计量设定受益义务的相同折现率应用于计量的设定受益资产或负债净额。离职后福利净负债和资产的利息支出和利息收入与运营中的养老金福利成本、一般和行政费用以及PP&E和E&E资产一起记录。
•重新计量包括精算损益、资产上限变动的影响（不包括利息）和计划资产收益率（不包括利息收入），在发生这些变动的期间记入或贷记入OCI的权益。重新计量不会在以后期间重新分类为净收益。
养老金福利成本记录在运营和一般和行政费用中，以及PP&E和E&E资产中，与提供服务的员工的相关工资记录在一起。
从一次又一次， 公司可能会向员工提供某些其他长期激励福利。在2019年， Cenovus推出了一项一次性激励计划，如果Cenovus实现了这一目标，将获得相当于员工基本工资的现金奖励， 在2月12日之前， 2024, 在多伦多证券交易所连续20个交易日的目标股价为每股20美元（“计划”）。在安排结束的同时， 该计划被终止，取而代之的是以协同效应为重点的激励计划（“激励计划”）。所有员工， 除了执行官和一些加入工会的员工外，其他员工都有资格。根据激励计划， 如果Cenovus在2022年底之前实现的运营协同效应超过10亿美元，则应支付员工基本工资的15%至30%的现金奖励。支出是按滑动比例计算的，包括早期实现协同目标的绩效乘数。与激励计划相关的义务被估计为实现支付的概率乘以预期支付金额。“在实现支付之前的估计时间内，该债务被确认为一般和行政费用。，
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关联方交易
本公司在正常业务过程中与某些关联方，联合安排和联营公司订立交易和协议。将资产处置给关联方的收益按公允价值确认。可获得公允价值的独立意见，以确认收益的估计公允价值。
现金及现金等价物
现金及现金等价物包括短期投资，如货币市场存款或期限为3个月或更短的类似类型的工具。当未偿还支票超过库存现金和短期存款，且公司有能力进行净结算时，超出部分将在银行经营贷款中报告。
无法使用的现金及现金等价物被归类为限制性现金。如果限制现金预计在12个月内不会使用，则将其归类为非流动资产。
不动产、厂场和设备
一般情况
PP&E按成本减去累计DD&A，并扣除任何减值损失列示。与提高生产能力或延长资产寿命的更新或改进有关的支出被资本化。维护和维修在发生时列为费用。土地不贬值。
剥离PP&E产生的任何收益或损失在净利润中确认。
原油和天然气特性
开发和生产资产按地区进行资本化，包括与开发和生产原油和天然气属性以及相关基础设施相关的所有成本，以及为寻找原油储量而发生的任何E&E支出，从E&E资产转移的天然气或天然气。资本化成本包括可直接归属的内部成本，退役负债，对于合格资产，则包括与原油和天然气储量的收购，勘探和开发直接相关的借款成本。
对于包括油砂和常规部分资产在内的在岸资产，根据使用远期价格和成本确定的估计探明储量，使用生产单位法将每个区域内累积的成本消耗掉。离岸资产使用基于估计的已探明开发生产储量或使用远期价格和成本确定的已探明加上可能储量的产量单位法进行消耗。在这些计算的目的，天然气转换为原油的能源当量的基础上。基于总探明储量或总探明储量加上可能储量的生产单位法考虑了迄今为止发生的任何支出以及开发这些储量所产生的未来开发成本。
开发和生产资产的交换按公允价值计量，除非交易缺乏商业实质，或者收到的资产或放弃的资产的公允价值不能可靠计量。当不使用公允价值时，放弃的资产的账面价值作为所购资产的成本。
石油和天然气资产中包括用于支持上游业务的信息技术资产，并在其三年的使用寿命内按直线法折旧。某些原油和天然气属性中的总体最高特许权使用费权益（“Gorrs”）使用生产单位法进行消耗。
制造资产
精炼和升级PP&E的初始成本在发生时资本化。成本包括建造或以其他方式获得设备或设施的成本，安装资产并使其为预定用途做好准备的成本，相关的退役成本，以及符合条件的资产的借款成本。
炼油资产在炼油厂各组成部分的预计使用寿命内按直线法折旧。主要部分折旧如下:
•土地改良和建筑:15至40年。
•办公室改善和建筑物:3至15年。
•精炼设备:10年至60年.
剩余价值、摊销方法和每个组成部分的使用寿命每年进行审查，并在适当的情况下根据预期进行调整。
加工、运输和仓储资产、零售及其他
几乎所有其他PP&E的折旧都是根据资产的估计使用寿命（从3年到60年）以直线法计算的。使用寿命是根据资产预期可供公司使用的期间来估计的。
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资产的剩余价值、摊销方法和使用寿命每年进行审查，并在适当的情况下根据预期进行调整。
股本及认股权证
普通股和优先股被归类为权益类。优先股是可撤销的，只有在公司的选择下才能赎回，而股息是可自由支配的，只有在Cenovus董事会宣布时才能支付。直接归因于普通股和优先股发行的交易成本被确认为权益扣除额，扣除任何所得税。普通股和优先股的股息在权益内确认。购买普通股时，普通股的平均账面价值将减少，超过购买价格的部分将被确认为Cenovus支付的盈余的减少。普通股在被购买后被注销。
该安排中发行的认股权证是分类为权益的金融工具，在发行时按公允价值计量。行使时，本公司收取的现金代价及认股权证的相关帐面价值均记作股本。
股票补偿
Cenovus有许多股票补偿计划，其中包括带有相关净结算权的股票期权（“NSR”），Cenovus替代股票期权，PSU，RSU和DSU。股票补偿成本记录在一般和行政费用中，或记录在与勘探或开发活动直接相关的PP&E或E&E资产中。
尚未采用的新会计准则和解释
有新的会计准则，对会计准则的修订和解释在2022年1月1日或之后开始的年度期间生效，并且未应用于编制截至2021年12月31日的年度的合并财务报表。这些标准和解释预计不会对公司的合并财务报表产生重大影响。
| 控制环境 | ||
正如独立注册公共会计师事务所的报告所述，我们的ICFR的有效性于2021年12月31日由普华永道会计师事务所（PricewaterhouseCoopers LLP，一家独立的注册专业会计师事务所）进行了审计，该报告包含在我们截至2021年12月31日的年度的经审计合并财务报表中。
内部控制制度无论设计得多么好，都有其固有的局限性。因此，即使那些被确定为有效的制度也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。此外，对未来期间有效性的任何评估的预测都可能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，或者对政策或程序的遵守程度可能会恶化。
| Outlook | ||
我们的战略重点是通过可持续，低成本，多元化和综合的能源领先地位，在长期内交付价值。我们的目标是通过溢价成本结构和优化利润率来实现股东价值的最大化，同时提供顶级的安全绩效和ESG领导地位。该公司优先考虑自由资金流的产生，这有助于减少债务，通过股息增长和股票回购增加股东回报，对业务进行再投资和多元化。我们认为，保持强劲的资产负债表将有助于Cenovus度过大宗商品价格波动。
以下的展望评论关注的是未来12个月。
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我们财务业绩的基础是大宗商品价格
我们的大宗商品定价前景受到以下因素的影响:
•我们期待TH e原油和精炼产品价格的总体前景将是不稳定的，并主要与对当前不确定的价格环境的供需反应，对新冠病毒变异的担忧带来的全球需求影响以及新冠病毒疫苗的有效性有关。
•欧佩克+成员国（包括俄罗斯）继续维持原油减产的程度，它们决定增产的速度，以及剩余产能达到配额的程度。
•我们预计，阿尔伯塔省WTI-WCS之间的差异将在很大程度上取决于供应在多大程度上保持在出口能力之内，跨山扩建项目的完成以及铁路原油活动的水平。
•炼油市场裂解价差可能会继续波动，根据季节性趋势和北美炼油厂利用率进行调整。
与2020年相比，2021年的天然气价格大幅上涨。远期曲线显示，市场预计Henry Hub和Aeco的价格都将保持强劲，但低于2021年第四季度的高点。由于完井，美国的产量最近有所增加，但持续增长将需要钻探活动进一步增加。低煤炭库存、强劲的天然气产量和高液化天然气出口支撑着市场。全年价格将继续受到天气的影响。
与我们的传统资产相关的天然气和NGL生产为我们的油砂业务的燃料，溶剂和混合需求提供了更好的上游集成。
我们预计，加元将继续受到原油价格、美国联邦储备委员会和加拿大央行提高或降低基准贷款利率的速度以及新兴宏观经济因素的影响。
我们的上游原油生产和大多数下游精炼产品都受到WTI原油价格波动的影响。随着这项安排的完成，我们在业务的上游和下游方面的风险敞口都有所增加。
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我们的炼油能力现在主要集中在美国中西部地区，以及USGC和阿尔伯塔省的较小风险敞口，这使Cenovus暴露在所有这些市场的市场裂缝蔓延中。
我们对WTI原油价差的敞口包括轻质和轻质价差。轻中型价差敞口主要集中在我们拥有炼油能力的美国中西部市场地区的轻中型原油，在较小程度上集中在USGC和阿尔伯塔省。我们对轻质原油价差的敞口包括全球轻质原油部分，我们运输石油的市场中的区域部分，以及受运输限制的阿尔伯塔省差异。尽管我们预计原油价格将出现波动，但我们有能力通过以下措施部分缓解原油和成品油价格及价差的影响:
•运输承诺和安排-使用我们现有的坚定的服务承诺，以提高外卖能力，并支持将原油从我们的生产地区转移到消费市场（包括潮水市场）的运输项目。
•一体化——拥有能够加工加拿大重油的重油精炼能力。从价值的角度来看，我们的炼油业务使我们能够从加拿大原油的WTI-WCS价差以及精炼产品的价差中获取价值。
•营销协议——通过直接与炼油商进行具有固定价格成分的实物供应交易，限制上游原油价格波动的影响。
•动态存储——我们能够利用油砂油藏的巨大存储容量，这为我们在生产和销售库存的时间安排上提供了灵活性。我们将继续管理我们的生产率，以应对管道产能限制，自愿和强制性的减产以及原油价格差异。
•传统的原油储罐分布在不同的地理位置.
•金融对冲交易-通过与我们的库存价格敞口相关的金融交易，限制原油和成品油价格波动的影响。
2022年的主要优先事项
我们的五个主要战略目标包括:提供顶级的安全绩效和ESG领导地位；通过具有竞争力的成本结构和优化利润率来最大化股东价值；维持并进一步降低债务水平；注重回报的资本配置，包括增加股东回报以补充我们的业务；以及通过定价周期增加自由资金流量。
顶级安全绩效和ESG领导力
我们所做的一切都是基于我们人民和社区的安全，以及我们资产的Integrity。我们将安全和公司治理视为我们的最高价值，也是我们业务的基础，为我们所有的业务提供了支柱。我们将继续在工作的各个方面推广安全文化，并使用各种计划来始终将安全放在首位。
我们致力于展示ESG的领导地位，并继续采取具体步骤来赢得我们作为全球首选能源供应商的地位。2021年12月，Cenovus发布了代表我们五个ESG重点领域的目标:
•气候与温室气体排放。
•水管理。
•生物多样性。
•土著和解。
•包容性和多样性。
已经建立了实现每个目标的路径和计划，包括确定将需要的杠杆和资源。这些承诺包含在五年业务计划中，以确保业务决策与目标保持一致。有关管理层在环境，社会和治理主题方面的努力和绩效的更多信息，包括我们的ESG目标和实现这些目标的计划，可在Cenovus的2020年ESG报告中获得，网址为cenovus.com。
作为Cenovus和Husky整合的一部分，我们在2021年完成了一项政策协调计划。我们更新的可持续发展政策，以及我们修订的商业行为与道德准则，指导我们的行动，并概述了我们的承诺，将环境，经济和社会考虑因素纳入我们的业务决策。我们还正式制定并公布了加强我们的承诺、价值观和行为的人权和土著关系政策。我们的董事，管理层和员工每年都需要完成政策培训，以审查并致力于我们的可持续发展政策，商业行为与道德准则以及许多其他关键政策和标准。
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具有竞争力的成本结构和最优化的利润率
到2021年底，我们实现了年度运营协同效应12亿美元的计划目标。从长期来看，我们预计，在上游资产与下游资产进一步实际整合的基础上，将节省更多成本并提高利润率，这有望缩短价值链，并降低与重油运输相关的凝析油成本。我们将继续寻找提高Cenovus效率的方法，以推动资本的增加，运营和一般和行政成本的降低。
维持和进一步降低债务水平
Cenovus在2021年实现了100亿美元的中期净债务目标。截至2021年12月31日，我们的净债务头寸为96亿美元。截至2021年12月31日，长期负债为124亿美元，现金及现金等价物为29亿美元。通过手头现金以及我们承诺的信贷安排和需求安排的可用能力，截至2021年底，我们拥有约100亿美元的流动性。我们的长期净债务目标是在60亿美元到80亿美元之间。我们的目标是，在周期底部，净债务与调整后EBITDA的比率在1.0至1.5倍之间，我们认为这大约是每桶45美元。
注重回报的资本配置
该公司的资本计划和当前的基本股息在每桶45美元的WTI水平上是可持续的，随着净债务的进一步减少，该计划有机会在整个计划期间增加股东回报。一旦Cenovus实现净债务低于80亿美元，我们预计将进一步扩大能力，以增加股东回报，包括股票购买和增加普通股股息。
我们预计我们的总资本支出将在26亿美元至30亿美元之间，其中包括2亿至2.5亿美元百万美元（不包括保险收益）用于高级炼油厂重建。我们将继续遵守我们的资本纪律。可在我们的网站cenovus.com上获得日期为2021年12月7日的2022年指导数据。
不断增长的自由资金在定价周期中流动
我们的顶级资产和成本结构使我们能够在定价周期中增加自由资金流。Cenovus多元化的资产和产品组合产生可预测和稳定的自由资金流，并通过管道、物流和营销的价值链优化来降低风险和现金流的波动性。我们能够以适度的资本投资创造强劲的利润。
Cenovus在运营可靠性方面有着良好的记录，并希望我们的上游年产量能达到平均水平。小行星780到2022年，石油日产量将达到8.2万桶，下游原油总产量将达到5.3万桶/日，达到58万桶/日。我们将继续关注整体市场动态，以评估我们如何管理我们的上游生产水平。我们的资产可以响应市场信号，并相应地提高或降低产量。我们在生产水平和炼油厂原油运转率方面的决策将集中在最大限度地提高我们的产品价值上。
| 咨询 | ||
桶石油当量——天然气产量已按6千立方米兑1桶桶石油的标准转换为英国央行。英国央行可能会产生误导，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，并不代表在井口的价值当量。鉴于基于当前原油价格与天然气价格相比的价值比率与6:1的能源当量转换比率存在显著差异，在6:1的基础上进行转换并不能准确反映价值。
前瞻性信息
本文档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期望是合理的，但不能保证此类期望将被证明是正确的。
这种前瞻性信息是通过诸如“预期”之类的词来识别的， “相信”， “能力”， “承诺”， “继续”， “可以”， “估计”， “期待”， “专注”， “预测”， “未来”， “五月”， “机遇”， “选项”， “计划”， “潜力”， “项目”， “进步”， “日程安排”， “寻求”， “努力”， “目标”， “查看”， 和“威尔”， 或类似表达，并包括对未来结果的建议， 包括， 但不限于， 关于缓解轻质重质原油价差波动的影响；从原油中获取价值的声明和天然气生产；优化整个重油价值链的利润率；减少对艾伯塔省重油价格差异的敞口；保持对全球大宗商品价格的敞口；实现长期价值；安全绩效；ESG领导力；自由资金流产生；债务减少；股东价值和回报；对业务的再投资和多元化；保持强大的资产负债表；公司的长期，
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净债务目标；回购未偿还票据；恢复项目；将可持续性考虑纳入公司的业务决策；到2050年实现油砂业务的温室气体净零排放；公司员工和公众的健康和安全；短周期， 高回报开发井；预测资本投资；预测产量；来自Narrows湖的第一批蒸汽；新油田或项目的初始生产和勘探；停产油田或项目的恢复或生产；评估并就延期项目做出决策；重启卓越炼油厂；短期融资；维持公司的投资级信用评级；净债务与调整后EBITDA比率；降低风险；维持资本纪律；调整资本和运营支出， 提取信贷额度或偿还现有债务， 调整支付给股东的股息， 回购公司普通股进行注销， 发行新的债券， 或发行新股；基于每桶45美元的WTI价格评估所有机会；保持审慎灵活的资本结构以及强大的资产负债表指标；重组加拿大大西洋地区的工作利益；财务弹性；法律诉讼的责任；交付价值；产生强劲的利润率；公司对大宗商品和加元的前景；上游整合；减轻原油和成品油价格的影响和差异；公司的五个关键战略目标和五个ESG重点领域；嵌入环境， 商业决策中的经济和社会考虑因素；成本节约， 基本成本结构和利润率的提高；提高效率；维持当前股息在45美元的WTI；并提高或降低产量。“请读者不要过分依赖前瞻性信息，因为该公司的实际结果可能与明示或暗示的结果大不相同。，
与“储备”有关的声明被视为前瞻性信息，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所述储备存在于预测或估计的数量中，并且可以在未来产生盈利。告诫读者，“储备寿命指数”一词可能会产生误导，特别是如果孤立使用的话。这一衡量标准是为了与其他石油和天然气公司保持一致，并不反映储量的实际寿命。
开发前瞻性信息需要依赖许多假设，并考虑到某些风险和不确定性， 其中一些是公司特有的，另一些则适用于整个行业。前瞻性信息所基于的因素或假设包括: 但不限于:预测石油和天然气， 液态天然气， 凝析油和精炼产品价格， 轻质原油价格差异；公司实现预期收益和预期成本安排协同效应的能力；公司成功地将传统赫斯基业务与自身业务整合的能力以及与此相关的任何成本；与该安排有关的任何评估的准确性；预测生产量；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；政府政策没有重大不利变化， 立法和条例（包括与气候变化有关的立法和条例）， 土著关系， 利率， 通货膨胀， 外汇汇率， 竞争条件以及原油和天然气的供求， NGL， 凝析油和精炼产品；政治， 公司运营所在司法管辖区的经济和社会稳定；运营未受到重大干扰， 包括恶劣天气的影响， 自然灾害， 意外， 内乱或其他类似事件；公司经营地点的主要气候条件；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；产品运输能力的未来改善；长期内公司股价和市值的增加；以公司可接受的价格购买股票以供注销的机会；现金余额的充足性， 内部产生的现金流， 现有的信贷安排， 管理公司的资产组合，并获得资本和保险，以寻求和资助未来的投资， 可持续发展计划和红利， 包括任何增加；公司传统部门的生产为公司油砂和炼油业务作为燃料来源所需的天然气提供了经济套期保值；实现了在公司尚未生产的油砂油藏中储存的预期能力， 包括当需求增加时，该公司将能够在以后的日期安排生产和销售我们的库存， 输油管道和（或）存储能力得到改善，未来的原油价差缩小，阿尔伯塔省WTI-WCS价差在很大程度上仍与经济驱动的自愿减产的程度有关， Enbridge Inc.3号线更换计划的潜在启动， 跨山扩建工程竣工， 以及铁路原油活动的水平；该公司的炼油能力， 动态存储， 现有的管道承诺， 铁路运输的原油装载能力和金融对冲交易，以部分缓解该公司WCS原油产量的一部分，以应对更大的差异；该公司在不受限制的基础上从油砂设施进行生产的能力；对石油数量的估计， 沥青， 来自房地产和其他来源的天然气和液体，目前尚未分类为已证明的来源；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；成功的， 及时和具有成本效益地实施资本项目， 开发项目或其阶段；公司产生足够的现金流以满足当前和未来义务的能力；估计的废弃和回收成本， 包括相关的征税和适用的法规；公司以及时且具有成本效益的方式获得和保留合格员工和设备的能力；公司完成收购和处置的能力， 包括期望的交易指标和预期的时间表；气候情景和假设的准确性， 包括公司所依赖的第三方数据；访问和实施实现预期未来结果所需的所有技术和设备的能力， 包括气候和温室气体排放的目标和雄心，以及减排战略和相关技术的商业可行性和可扩展性，
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产品；持续；与政府的合作，净零和其他行业组织的油砂路径；对康菲公司的或有付款的预期影响；用于计算对康菲公司的或有付款的已实现WCS和WCS价格的一致；市场和业务状况；预测通货膨胀以及Cenovus在Cenovus.com上提供的Cenovus2022年指南中固有的其他假设，如下所述；本地拥有或经营的企业的可用性以及Cenovus保留这些企业的能力；以及我们不时向证券监管机构提交的文件中描述的其他风险和不确定性。
2021年12月7日更新的2022年指南（可在cenovus.com上获得）假设:布伦特原油价格为每桶74.00美元，WTI价格为每桶71.00美元；WCS为每桶55.00美元；差异WTI-WCS为每桶16.00美元；AECO天然气价格为每千立方英尺3.70美元；芝加哥3-2-1裂解价差为每桶18.00美元；汇率为0.79美元/加元。
可能导致公司实际业绩与前瞻性信息大不相同的风险因素和不确定因素， 包括， 但并不局限于:新冠疫情的影响， 包括其任何变体， 关于公司的业务， 包括任何相关的限制， 遏制， 以及公司运营所在辖区的各级政府采取的治疗措施；公司新的新冠病毒工作场所政策的成功以及人们重返公司的工作场所；公司及时或完全实现该安排的预期收益的能力；公司及时成功地将传统赫斯基业务与自身业务整合的能力和具有成本效益的方式；与该安排相关的不可预见或低估的负债；与收购和处置相关的风险；公司获得或实施部分或全部必要技术的能力，以有效地运营其资产并实现预期的未来结果，包括在气候方面减少排放战略及相关技术和产品的商业可行性和可伸缩性； 包括以外币计价的协议；该公司的持续流动性足以在长期的市场低迷中维持运营；阿尔伯塔省的WTI-WCS差异在很大程度上与自愿的经济驱动的供应削减的程度无关， Enbridge Inc.3号线更换计划的潜在启动， 跨山扩建工程的完成， 通过铁路运输原油的活动水平；由于暂时停止了通过铁路运输原油的计划，该公司能够实现较低的运输成本；该公司有能力实现其在尚未生产的油砂油藏中储存石油的能力的预期影响， 包括当管道和/或存储能力以及原油差异得到改善时，可能无法在以后的日期安排生产和销售；公司风险管理计划的有效性， 包括衍生金融工具的影响， 公司套期保值策略的成功和流动性头寸的充足；有关商品价格的成本估计的准确性， 货币和利率；用于计算对康菲石油公司的或有付款的实际世界石油公司价格和世界石油公司价格之间缺乏一致性；产品供求；公司股价和市值假设的准确性；市场竞争， 包括替代能源；公司营销运作中固有的风险， 包括信用风险， 对交易对手和合作伙伴的风险敞口， 包括这些当事方及时履行合同义务的能力和意愿；公司的原油铁路码头运营中固有的风险， 包括健康， 安全和环境风险；公司维持理想的净债务与调整后EBITDA比率以及净债务与资本化比率的能力；公司获得各种债务和股权资本来源的能力， 一般来说， 以及在可接受的条件下；公司为增长融资和维持资本支出的能力；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；公司准备金的准确性， 未来产量和未来净收入估计；公司会计估计和判断的准确性；公司替换和扩大原油和天然气储量的能力；获得勘探权的成本， 进行地质研究， 评估钻探和项目开发；适用的会计准则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；公司与合作伙伴保持关系并成功管理的能力并运营其综合运营和业务；公司资产的可靠性，包括为了达到生产目标；开发新产品和制造过程中的潜在中断或意外技术困难；导致运营中断的意外事件的发生， 包括井喷， 火灾， 爆炸， 火车事故或脱轨， 航空事故， 气体泄漏， 有害物质的迁移， 失去控制， 释放或溢出， 包括码头或枢纽的海上设施和船舶的排放或溢出，以及由于管道或其他泄漏造成的排放或溢出， 腐蚀， 流行病或大流行病， 以及灾难性的事件， 包括， 但不限于， 战争， 极端天气事件， 自然灾害， 冰山事件， 破坏和恐怖主义行为， 以及在往返商业或工业场所的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；精炼和营销利润；成本上升， 包括经营成本的通胀压力， 比如劳动力， 材料， 油砂加工过程中使用的天然气和其他能源，以及保险免赔额或保费的增加；公司运营所必需的设备的成本和可用性；产品在市场上获得或保持认可的潜在失败；与能源行业和公司声誉相关的风险， 经营的社会许可和与之相关的诉讼；意外的成本增加或技术， 实现气候和温室气体排放目标和抱负的战略；公司债务增加的影响；新的重要股东的影响；商品价格的波动和其他假设；任何市场低迷的持续时间；外汇风险
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经营上的困难， 建造或改造生产或精炼设施；生产中的意外困难， 将沥青和/或原油运输或提炼成石油和化工产品；与技术和设备及其在公司业务中的应用相关的风险， 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；公司进入市场和获得足够资金的能力和成本效益高的产品运输，包括足够的管道， 铁路原油， 海运或替代运输， 包括解决管道系统或存储容量中的约束所引起的任何缺口；可用性， 以及公司吸引和留住人才的能力， 关键人才；可能无法获得和保留合格的领导和人员， 以及时和具有成本效益的方式提供设备；劳动力人口结构和关系的变化， 包括任何加入工会的劳动力；意外的废弃和回收成本；监管框架的变化， 在公司运营的任何地点或其依赖的任何基础设施中获得许可和批准；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；更改监管审批流程和土地用途指定， 皇室成员， 税， 环境， 温室气体， 碳， 气候变化和其他法律法规， 或对此类法律法规的解释的更改， 通过或提议的， 其影响和与合规相关的成本；各种会计公告的预期影响和时间安排， 公司业务的规则变化和标准， 其财务业绩和合并财务报表；总体经济， 市场和商业条件；欧佩克和非欧佩克成员国之间的生产协议的影响；政治， 公司运营或供应所在司法管辖区的社会和经济状况；公司与其运营所在社区的关系状况， 包括与原住民的沟通；抗议等突发事件的发生， 流行病， 战争， 恐怖主义威胁及其造成的不稳定；以及与现有和潜在的未来诉讼相关的风险， 针对公司的股东提案和监管行动。另外， 我们在执行目标时所采取的行动的影响存在风险， 对ESG重点领域的承诺和抱负可能会对我们现有的业务产生负面影响， “增长计划和运营的未来结果。，
请读者注意，上述列表并非详尽无遗，而是在本文发布之日列出的。事件或情况可能导致我们的实际结果与前瞻性信息中的估计或预测以及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详细讨论，请参阅本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，这些文件可在SEDAR网站上获得，并与美国证券交易委员会在SEC.gov上的EDGAR以及在公司网站cenovus.com上进行了合作。
除非通过引用明确并入本文，否则公司网站cenovus.com上的信息或与之相关的信息不构成本MD&A的一部分。
缩略语
本文件使用了以下简称:
| 原油 | 天然气 | ||||||||||
| BBL | 枪管 | MCF | 千立方英尺 | ||||||||
| MBBLs/天 | 千桶/日 | MMCF | 百万立方英尺 | ||||||||
| MMBBLS | 百万桶 | BCF | 十亿立方英尺 | ||||||||
| 英格兰银行 | 桶石油当量 | MMBTU | 百万英热单位 | ||||||||
| MMBOE | 百万桶石油当量 | GJ | Gigajoule | ||||||||
| 西德克萨斯中质油 | 西德克萨斯中质原油 | Aeco公司 | 阿尔伯塔省能源公司 | ||||||||
| WCS | 加拿大西部精选 | 纽约商品交易所 | 纽约商品交易所 | ||||||||
| HSB | 哈士奇合成混合物 | ||||||||||
定义
范围1排放是来自拥有或运营的设施的直接排放。Cenovus在总运营基础上核算排放量。这包括燃料燃烧、排气、燃烧和散逸性排放。它不包括该公司炼油厂50%的非运营所有权所产生的排放，也不包括非运营常规资产所产生的排放。
范围2排放量是公司运营设施产生的购买能源产生的间接排放。对Cenovus来说，这仅限于电力进口。
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特定财务措施
本文件中的某些财务指标不具有IFRS规定的标准化含义，包括营业利润率，上游或下游部门的营业利润率，资产营业利润率，总整合成本，调整后资金流，自由资金流，净债务，总债务，净债务与调整后EBITDA比率，净债务与资本化比率，净债务目标，长期金融负债，资本投资，毛利率，炼油利润率，单位运营成本，前瞻性每桶运营成本，前瞻性资本投资，前瞻性整合成本，单位dd&a和netback（包括netback的每个boe分量和每个boe的总netback）。
这些措施可能无法与其他发行人提出的类似措施进行比较。对这些措施进行描述和介绍是为了向股东和潜在投资者提供更多的措施，以分析我们产生资金以资助我们的运营的能力以及有关我们的流动性的信息。不应孤立地考虑这些额外信息，也不应将其作为根据《国际财务报告准则》制定的措施的替代措施。每种非GAAP财务指标或指定财务指标的定义和对账（如果适用）在本公告中进行了介绍，也可以在本MD&A的运营和财务结果或流动性和资本资源部分中进行了介绍。
营业利润率
营业利润率和营业利润率是非GAAP财务指标，用于为我们的运营和资产的现金产生绩效提供一致的衡量标准，以比较我们在不同时期的基本财务绩效。营业利润率的定义是收入减去购买的产品，运输和混合，营业费用，加上已实现的收益减去风险管理活动的已实现损失。营业利润率的计算中不包括公司和冲销部门的项目。
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上游
|
下游 | 合计 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至12月31日的一年， （百万美元） |
2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
总销售额(1)
|
27,844 | 9,708 | 14,036 | 26,673 | 4,815 | 8,368 | 54,517 | 14,523 | 22,404 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
减:特许权使用费(2)
|
2,454 | 371 | 1,173 | — | — | — | 2,454 | 371 | 1,173 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 25,390 | 9,337 | 12,863 | 26,673 | 4,815 | 8,368 | 52,063 | 14,152 | 21,231 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(1)(2)
|
4,843 | 1,530 | 2,471 | 23,526 | 4,429 | 6,735 | 28,369 | 5,959 | 9,206 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合(2)
|
7,930 | 4,764 | 5,234 | — | — | — | 7,930 | 4,764 | 5,234 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
操作(2)
|
3,241 | 1,476 | 1,406 | 2,258 | 785 | 918 | 5,499 | 2,261 | 2,324 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已实现（收益）风险损失 管理 |
788 | 268 | 23 | 104 | (21) | (16) | 892 | 247 | 7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 8,588 | 1,299 | 3,729 | 785 | (378) | 731 | 9,373 | 921 | 4,460 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
(2)2021年1月1日之前的库存减记已重新分类为特许权使用费，购买产品，运输和混合或运营费用，以符合当前的库存减记列报。
| 2021 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 上游 | 下游 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
总销售额 (1)
|
8,237 | 7,354 | 6,128 | 6,125 | 8,135 | 7,530 | 6,318 | 4,690 | 16,372 | 14,884 | 12,446 | 10,815 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
减:特许权使用费
|
815 | 733 | 533 | 373 | — | — | — | — | 815 | 733 | 533 | 373 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 7,422 | 6,621 | 5,595 | 5,752 | 8,135 | 7,530 | 6,318 | 4,690 | 15,557 | 14,151 | 11,913 | 10,442 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(1)
|
1,410 | 1,270 | 921 | 1,242 | 7,348 | 6,708 | 5,502 | 3,968 | 8,758 | 7,978 | 6,423 | 5,210 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
2,387 | 1,941 | 1,802 | 1,800 | — | — | — | — | 2,387 | 1,941 | 1,802 | 1,800 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
操作
|
865 | 800 | 791 | 785 | 689 | 537 | 515 | 517 | 1,554 | 1,337 | 1,306 | 1,302 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已实现（收益）风险损失
管理
|
202 | 168 | 188 | 230 | 56 | 17 | 10 | 21 | 258 | 185 | 198 | 251 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 2,558 | 2,442 | 1,893 | 1,695 | 42 | 268 | 291 | 184 | 2,600 | 2,710 | 2,184 | 1,879 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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| 2020 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 上游 | 下游 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
总销售额(1)
|
2,749 | 2,746 | 1,566 | 2,647 | 1,124 | 1,252 | 857 | 1,582 | 3,873 | 3,998 | 2,423 | 4,229 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
减:特许权使用费(2)
|
143 | 153 | 21 | 54 | — | — | — | — | 143 | 153 | 21 | 54 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2,606 | 2,593 | 1,545 | 2,593 | 1,124 | 1,252 | 857 | 1,582 | 3,730 | 3,845 | 2,402 | 4,175 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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购买的产品(1) (2)
|
334 | 389 | 350 | 457 | 1,016 | 1,133 | 549 | 1,731 | 1,350 | 1,522 | 899 | 2,188 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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运输和混合(2)
|
1,149 | 1,036 | 651 | 1,928 | — | — | — | — | 1,149 | 1,036 | 651 | 1,928 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
操作(2)
|
389 | 367 | 316 | 404 | 192 | 187 | 186 | 220 | 581 | 554 | 502 | 624 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 已实现（收益）风险损失 管理 |
40 | 137 | 66 | 25 | (15) | 2 | (7) | (1) | 25 | 139 | 59 | 24 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 694 | 664 | 162 | (221) | (69) | (70) | 129 | (368) | 625 | 594 | 291 | (589) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
(2)2021年1月1日之前的库存减记已重新分类为特许权使用费，购买产品，运输和混合或运营费用，以符合当前的库存减记列报。
按资产划分的营业利润率
| 2021 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至12月31日的年度（百万美元） | 亚太地区 | 大西洋 |
离岸(1)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 1,342 | 440 | 1,782 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
减:特许权使用费
|
79 | 29 | 108 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1,263 | 411 | 1,674 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
— | 15 | 15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
操作
|
103 | 136 | 239 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,160 | 260 | 1,420 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
| 2021 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 亚太地区 | 大西洋 |
离岸(1)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 377 | 336 | 308 | 321 | 143 | 68 | 119 | 110 | 520 | 404 | 427 | 431 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
减:特许权使用费
|
26 | 20 | 16 | 17 | 8 | 4 | 9 | 8 | 34 | 24 | 25 | 25 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 351 | 316 | 292 | 304 | 135 | 64 | 110 | 102 | 486 | 380 | 402 | 406 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支出 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
— | — | — | — | 5 | 3 | 3 | 4 | 5 | 3 | 3 | 4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
操作
|
29 | 28 | 24 | 22 | 44 | 21 | 35 | 36 | 73 | 49 | 59 | 58 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 322 | 288 | 268 | 282 | 86 | 40 | 72 | 62 | 408 | 328 | 340 | 344 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)可在中期合并财务报表附注1中找到。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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整合总成本
总整合成本是一种非GAAP财务指标，代表因该安排而产生的成本，不包括股票发行成本。
| 2021 | |||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2021 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | ||||||||||||||||||||||||
|
整合成本(1)
|
349 | 47 | 45 | 34 | 223 | ||||||||||||||||||||||||
|
资本化整合成本(2)
|
53 | 4 | 15 | 12 | 22 | ||||||||||||||||||||||||
| 整合总成本 | 402 | 51 | 60 | 46 | 245 | ||||||||||||||||||||||||
(1)根据合并收益表（亏损）和中期合并财务报表。
(2)包括在资本支出的合并现金流量表。
调整后的资金流动和自由资金流动
调整后资金流量是一种非GAAP财务指标，通常用于石油和天然气行业，以帮助衡量公司为其资本计划融资和履行其财务义务的能力。调整后的资金流量定义为来自（用于）经营活动的现金，不包括已退役负债的结算和非现金营运资金的净变动。非现金营运资金包括应收账款和应计收入、存货（不包括非现金存货的减记和冲销）、应收所得税、应付账款和应计负债以及应付所得税。
自由资金流是一种非GAAP财务指标，用于帮助衡量公司在为其资本项目融资后的可用资金。自由资金流被定义为来自（用于）经营活动的现金，不包括已退役负债的结算和非现金营运资金的净变动减去资本投资。
| 截至12月31日的年度（百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 | 5,919 | 273 | 3,285 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| （加）减去: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
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清偿退役负债
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(102) | (42) | (52) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 非现金营运资金净变动 | (1,227) | 198 | (333) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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调整后资金流动(2)
|
7,248 | 117 | 3,670 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 资本投资 | 2,563 | 841 | 1,176 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
自由资金流动(2)
|
4,685 | (724) | 2,494 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)比较数字已重报，以符合本MD&A中的定义。
| 2021 | 2020 | ||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | |||||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 | 2,184 | 2,138 | 1,369 | 228 | 250 | 732 | (834) | 125 | |||||||||||||||||||||
| （加）减去: | |||||||||||||||||||||||||||||
|
清偿退役负债
|
(35) | (38) | (18) | (11) | (6) | (3) | (2) | (31) | |||||||||||||||||||||
| 非现金营运资金净变动 | 271 | (166) | (430) | (902) | (77) | 328 | (363) | 310 | |||||||||||||||||||||
|
调整后资金流动(1)
|
1,948 | 2,342 | 1,817 | 1,141 | 333 | 407 | (469) | (154) | |||||||||||||||||||||
| 资本投资 | 835 | 647 | 534 | 547 | 242 | 148 | 147 | 304 | |||||||||||||||||||||
|
自由资金流动(1)
|
1,113 | 1,695 | 1,283 | 594 | 91 | 259 | (616) | (458) | |||||||||||||||||||||
(1)比较数字已重报，以符合本MD&A中的定义。
净债务，总债务，净债务目标，净债务与资本化比率，净债务与调整后EBITDA比率，净债务与调整后EBITDA比率目标
这些指标被用来管理我们的整体债务状况，并作为衡量我们整体财务实力的指标。
净债务是一种指定的财务指标，用于监控我们的资本结构。我们的前瞻性净债务目标是公司努力实现和维持的理想净债务金额。净债务是指扣除现金及现金等价物和短期投资后的总债务。总债务的定义是短期借款加上当前和长期部分的长期负债。
我们将资本化定义为净债务加上股东权益。我们将调整后的EBITDA定义为扣除融资成本、利息收入、所得税费用（回收）、DD&A、勘探费用、商誉减值、风险管理未实现收益（亏损）、汇兑收益（亏损）、重估收益、或有付款的重新计量、资产剥离收益（亏损）、其他收益（亏损）前的净利润，权益会计被投资单位的净收益和应占收益（亏损）按12个月计算。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
81
|
||||
我们的前瞻性净债务与调整后EBITDA比率目标是公司努力实现和维持的理想的净债务与调整后EBITDA比率。
|
截至（百万美元）
|
12月31日， 2021 |
2021年1月1日(1)
|
12月31日， 2020 |
12月31日， 2019 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 短期借款 | 79 | 161 | 121 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债的当期部分 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债 | 12,385 | 14,043 | 7,441 | 6,699 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
债务总额
|
12,464 | 14,204 | 7,562 | 6,699 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 减:现金及现金等价物 | (2,873) | (1,113) | (378) | (186) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净债务 | 9,591 | 13,091 | 7,184 | 6,513 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
股东’股权
|
23,596 | 16,707 | 19,201 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 资本化 | 33,187 | 23,891 | 25,714 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
净债务与资本化比率（百分比）
|
29 | 30 | 25 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 经调整EBITDA | 8,086 | 606 | 4,143 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
净债务与调整后EBITDA比率（时报）
|
1.2 | 11.9 | 1.6 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)包括截至2020年12月31日的余额，加上从该安排中假设的金额的公允价值。该安排假定的公允价值为短期借款4000万美元，长期负债66亿美元，现金及现金等价物7.35亿美元。
| 2021 | 2020 | ||||||||||||||||||||||||||||
|
截至（百万美元）
|
第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | |||||||||||||||||||||
| 短期借款 | 79 | 48 | 65 | 266 | 121 | 137 | 299 | 602 | |||||||||||||||||||||
| 长期负债的当期部分 | — | 545 | 632 | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||
| 长期负债 | 12,385 | 12,441 | 12,748 | 13,947 | 7,441 | 7,797 | 8,085 | 6,979 | |||||||||||||||||||||
| 债务总额 | 12,464 | 13,034 | 13,445 | 14,213 | 7,562 | 7,934 | 8,384 | 7,581 | |||||||||||||||||||||
| 减:现金及现金等价物 | (2,873) | (2,010) | (1,055) | (873) | (378) | (404) | (152) | (160) | |||||||||||||||||||||
| 净债务 | 9,591 | 11,024 | 12,390 | 13,340 | 7,184 | 7,530 | 8,232 | 7,421 | |||||||||||||||||||||
|
股东’股权
|
23,596 | 24,373 | 23,629 | 23,618 | 16,707 | 17,032 | 17,311 | 17,734 | |||||||||||||||||||||
| 资本化 | 33,187 | 35,397 | 36,019 | 36,958 | 23,891 | 24,562 | 25,543 | 25,155 | |||||||||||||||||||||
|
净债务与资本化比率（百分比）
|
29 | 31 | 34 | 36 | 30 | 31 | 32 | 30 | |||||||||||||||||||||
| 经调整EBITDA | 8,086 | 6,327 | 4,369 | 2,584 | 606 | 900 | 1,360 | 2,386 | |||||||||||||||||||||
|
净债务与调整后EBITDA比率（时报）
|
1.2 | 1.7 | 2.8 | 5.2 | 11.9 | 8.4 | 6.1 | 3.1 | |||||||||||||||||||||
长期负债总额
长期负债总额是非公认会计原则下的财务指标。该措施符合国家仪器51-102的要求， “持续披露义务“并被定义为负债总额减去流动负债合计。
| 截至12月31日，（百万美元） | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债 | 12,385 | 7,441 | 6,699 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 租赁负债 | 2,685 | 1,573 | 1,720 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 或有付款 | — | 27 | 64 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 退役负债 | 3,906 | 1,248 | 1,235 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他负债 | 929 | 181 | 241 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 递延所得税 | 3,286 | 3,234 | 4,032 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 长期负债总额 | 23,191 | 13,704 | 13,991 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
资产资本投资与前瞻性资本投资
资产资本投资是一种特定的财务指标，代表所识别资产的历史资本支出。前瞻性资本投资是一种特定的财务指标，代表预期的未来资本支出。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
82
|
||||
毛利率、炼油利润率和单位营业费用
毛利率，炼油利润率和单位运营费用是用于评估我们下游业务绩效的特定财务指标。我们将毛利率定义为收入减去购买的产品。我们将炼油毛利定义为毛利润率除以原油产量。我们将单位营业费用定义为营业费用除以原油产量。
加拿大制造业
| 2021 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至12月31日的一年， （百万美元） |
Lloydminster Upgrader | 劳埃德明斯特炼油厂 |
其他(1)
|
合并财务报表 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 2,559 | 817 | 1,096 | 4,472 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 2,041 | 659 | 852 | 3,552 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 毛利率 | 518 | 158 | 244 | 920 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营运统计数字 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster Upgrader | 劳埃德明斯特炼油厂 | 合并 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油吞吐量（MBBLs/d）
|
79.0 | 27.5 | 106.5 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
17.99 | 15.64 | 23.64 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)包括乙醇和原油的铁路运营，以及营销活动。
| 2021 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster Upgrader | 劳埃德明斯特炼油厂 |
其他(1)
|
合并中期财务报表 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 748 | 684 | 601 | 526 | 206 | 278 | 197 | 136 | 409 | 253 | 290 | 144 | 1,363 | 1,215 | 1,088 | 806 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 592 | 556 | 484 | 409 | 172 | 230 | 152 | 105 | 364 | 200 | 171 | 117 | 1,128 | 986 | 807 | 631 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 毛利率 | 156 | 128 | 117 | 117 | 34 | 48 | 45 | 31 | 45 | 53 | 119 | 27 | 235 | 229 | 281 | 175 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营运统计数字 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Lloydminster Upgrader | 劳埃德明斯特炼油厂 | 合并 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油吞吐量（MBBLs/d）
|
80.4 | 81.2 | 76.1 | 78.4 | 27.9 | 27.1 | 27.4 | 27.8 | 108.3 | 108.3 | 103.5 | 106.2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
21.05 | 16.93 | 16.90 | 16.64 | 13.25 | 19.29 | 18.03 | 12.43 | 23.60 | 22.89 | 29.78 | 18.40 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)包括乙醇和原油的铁路运营，以及营销活动。
美国制造业
| 截至12月31日的年度（百万美元） | 2021 |
2020(1)
|
2019(1)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
收入(2)
|
20,043 | 4,733 | 8,291 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(2)
|
17,955 | 4,429 | 6,735 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 毛利率 | 2,088 | 304 | 1,556 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油吞吐量（MBBLs/d）
|
401.5 | 185.9 | 221.3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
14.25 | 4.47 | 19.26 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(2)可在合并财务报表附注1中找到。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
83
|
||||
| 2021 |
2020(1)
|
||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | 第三季度 | Q2 | 第一季度 | |||||||||||||||||||||
|
收入(2)
|
6,154 | 5,723 | 4,729 | 3,437 | 1,100 | 1,237 | 841 | 1,555 | |||||||||||||||||||||
|
购买的产品(2)
|
5,635 | 5,171 | 4,229 | 2,920 | 1,016 | 1,133 | 549 | 1,731 | |||||||||||||||||||||
| 毛利率 | 519 | 552 | 500 | 517 | 84 | 104 | 292 | (176) | |||||||||||||||||||||
|
原油吞吐量（MBBLs/d）
|
361.6 | 445.8 | 435.5 | 362.9 | 169.0 | 191.1 | 162.3 | 221.1 | |||||||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
15.63 | 13.45 | 12.59 | 15.84 | 5.40 | 5.91 | 19.77 | (8.75) | |||||||||||||||||||||
(1)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(2)可在中期合并财务报表附注1中找到。
零售(1)
| （百万美元） | 结束三个月 2021年12月31日 |
年度结束 2021年12月31日 |
|||||||||||||||||||||
| 收入 | 618 | 2,158 | |||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 585 | 2,019 | |||||||||||||||||||||
| 毛利率 | 33 | 139 | |||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
每单位DD&A
单位DD&A是一种指定的财务指标，用于衡量单位生产的DD&A。我们将单位DD&A定义为DD&A除以产量。
|
年度结束
2021年12月31日（百万美元）
|
合并财务报表(1)
|
（减值）转回 |
权益调整(2)
|
其他
|
计算单位面积周数和单位面积周数的基础
|
||||||||||||||||||||||||
| 油砂 | 2,666 | — | — | (263) | 2,403 | ||||||||||||||||||||||||
| 常规 | 3 | 378 | — | 63 | 444 | ||||||||||||||||||||||||
| 离岸 | 492 | — | 70 | 134 | 696 | ||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2020年12月31日（百万美元）
|
合并财务报表(1)
|
（减值）转回 |
其他
|
计算单位面积周数和单位面积周数的基础
|
||||||||||||||||||||||
| 油砂 | 1,687 | — | (238) | 1,449 | ||||||||||||||||||||||
| 常规 | 880 | (555) | (2) | 323 | ||||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)与HCML合资企业有关的收入和费用在合并财务报表中使用权益法入账。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
84
|
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净对账
Netback是一种非GAAP财务指标，通常用于石油和天然气行业，以帮助衡量单位经营业绩。我们的净收益计算与《加拿大石油和天然气评估手册》中的定义一致。净收益反映了我们在每桶石油当量基础上的利润率。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除以销售额。净收益不反映非现金减记或产品库存的冲销，直到产品售出时才实现。销售价格、运输和混合成本以及销售量不包括所购凝析油的影响。凝析油与原油混合后运往市场。
下表提供了我们的合并财务报表中包含净收益的项目与营业利润率的对账。2021年第一季度，第二季度和第三季度的净对账可以在各自季度的MD&A中找到，但以下所示的上游和油砂结果除外。
总产量
上游财务业绩
| 合并财务报表 | 调整数 | 净现值计算的基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2021年12月31日（百万美元）
|
上游合计(1)
|
冷凝液 | 第三方来源 |
内部消耗(2)
|
权益调整(3)
|
其他(4)
|
合计
上游
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 27,844 | (6,311) | (4,545) | (710) | 224 | (390) | 16,112 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 2,454 | — | — | — | 52 | — | 2,506 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 4,843 | — | (4,545) | — | — | (298) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 7,930 | (6,311) | — | — | — | — | 1,619 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 3,241 | — | (8) | (710) | 25 | (36) | 2,512 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 9,376 | — | 8 | — | 147 | (56) | 9,475 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 788 | — | (2) | — | — | — | 786 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 8,588 | — | 10 | — | 147 | (56) | 8,689 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 合并财务报表 | 调整数 | 净现值计算的基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2020年12月31日（百万美元）(6)
|
上游合计(1)
|
冷凝液 |
第三方来源(5)
|
存货减记(7)
|
内部消耗(2)
|
其他(4)
|
合计
上游
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
总销售额(5)
|
9,708 | (3,452) | (1,559) | — | (295) | (58) | 4,344 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 371 | — | — | (1) | — | — | 370 | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(5)
|
1,530 | — | (1,559) | — | — | 29 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 4,764 | (3,452) | — | 1 | — | — | 1,313 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 1,476 | — | — | — | (295) | (72) | 1,109 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 1,567 | — | — | — | — | (15) | 1,552 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 268 | — | — | — | — | — | 268 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,299 | — | — | — | — | (15) | 1,284 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 合并财务报表 | 净现值计算的基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2019年12月31日（百万美元）(6)
|
上游合计(1)
|
冷凝液 |
第三方来源(5)
|
内部消耗(2)
|
其他(4)
|
合计
上游
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
总销售额(5)
|
14,036 | (4,021) | (2,507) | (222) | (64) | 7,222 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 1,173 | — | — | — | (7) | 1,166 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(5)
|
2,471 | — | (2,507) | — | 36 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 5,234 | (4,021) | — | — | 1 | 1,214 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 1,406 | — | — | (222) | (63) | 1,121 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 3,752 | — | — | — | (31) | 3,721 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 23 | — | — | — | — | 23 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 3,729 | — | — | — | (31) | 3,698 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)表示传统部门生产的用于油砂部门内部消耗的天然气量。
(3)与HCML合资企业有关的收入和费用在合并财务报表中使用权益法入账。
(4)其他包括建筑，运输和混合以及第三方加工保证金。
(5)前期业绩已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的呈现方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中的合并收益（亏损）报表部分的调整。
(6)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(7)净收益不反映非现金减记或产品库存的冲销，直到产品售出时才实现。这些金额是减去存货冲销后的净额。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
85
|
||||
| 中期合并财务报表 | 调整数 | 净现值计算的基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2021年12月31日（百万美元）
|
上游合计(1)
|
冷凝液 | 第三方来源 |
内部消耗(2)
|
权益调整(3)
|
其他(4)(7)
|
合计
上游
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 8,237 | (1,989) | (1,291) | (241) | 62 | (146) | 4,632 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 815 | — | — | — | 29 | — | 844 | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品
|
1,410 | — | (1,291) | — | — | (119) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 2,387 | (1,989) | — | — | — | — | 398 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 865 | — | (8) | (241) | 7 | (3) | 620 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 2,760 | — | 8 | — | 26 | (24) | 2,770 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 202 | — | — | — | — | — | 202 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 2,558 | — | 8 | — | 26 | (24) | 2,568 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 中期合并财务报表 | 调整数 | 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2020年12月31日（百万美元）(5)
|
上游合计(1)
|
冷凝液 | 第三方来源 |
内部消耗(2)
|
其他(4)
|
合计
上游
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
总销售额(8)
|
2,749 | (853) | (339) | (92) | (16) | 1,449 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 143 | — | — | — | — | 143 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(8)
|
334 | — | (339) | — | 5 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,149 | (853) | — | — | — | 296 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 389 | — | — | (92) | (18) | 279 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 734 | — | — | — | (3) | 731 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 40 | — | — | — | — | 40 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 694 | — | — | — | (3) | 691 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)表示传统部门生产的用于油砂部门内部消耗的天然气量。
(3)与HCML合资企业有关的收入和费用在合并财务报表中使用权益法入账。
(4)其他包括建筑，运输和混合以及第三方加工保证金。
(5)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(6)前期存货减记转回的实现。
(7)表示了Sunrise的总销售，运输和混合以及运营成本，以反映2021年第三季度营销活动分类的变化。
(8)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
油砂
| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2021年12月31日（百万美元）
|
福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 |
昇兴股份
|
其他油砂(2)
|
沥青和重油总量 | 天然气 | 油砂总量 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 4,341 | 5,115 | 616 | 3,212 | 13,284 | 13 | 13,297 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 767 | 1,078 | 20 | 330 | 2,195 | 1 | 2,196 | ||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品
|
— | — | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 686 | 526 | 111 | 207 | 1,530 | — | 1,530 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 701 | 700 | 157 | 858 | 2,416 | 21 | 2,437 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 2,187 | 2,811 | 328 | 1,817 | 7,143 | (9) | 7,134 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 786 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 6,348 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2021年12月31日（百万美元）
|
油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 |
其他(3)
|
油砂总量 | |||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 13,297 | 6,311 | 2,890 | 329 | 22,827 | |||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 2,196 | — | — | — | 2,196 | |||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | 2,890 | 298 | 3,188 | |||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,530 | 6,311 | — | 7,841 | ||||||||||||||||||||||
| 操作 | 2,437 | — | — | 14 | 2,451 | |||||||||||||||||||||
| 网背 | 7,134 | — | — | 17 | 7,151 | |||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 786 | — | — | — | 786 | |||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 6,348 | — | — | 17 | 6,365 | |||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)包括Tucker，Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产。
(3)其他包括建筑、运输和调合利润.
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
86
|
||||
| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||
|
年度结束
2020年12月31日（百万美元）
|
福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 油砂总量 | ||||||||||||||
| 总销售额 | 1,859 | 2,194 | 4,053 | ||||||||||||||
| 特许权使用费 | 95 | 235 | 330 | ||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | ||||||||||||||
| 运输和混合 | 667 | 565 | 1,232 | ||||||||||||||
| 操作 | 558 | 551 | 1,109 | ||||||||||||||
| 网背 | 539 | 843 | 1,382 | ||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 268 | ||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,114 | ||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2020年12月31日（百万美元）(3)
|
油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 |
存货减记(5)
|
其他 | 油砂总量 | |||||||||||||||||||||||
|
总销售额(6)
|
4,053 | 3,452 | 1,290 | — | 9 | 8,804 | |||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 330 | — | — | 1 | — | 331 | |||||||||||||||||||||||
|
购买的产品(6)
|
— | — | 1,290 | — | (28) | 1,262 | |||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,232 | 3,452 | — | (1) | — | 4,683 | |||||||||||||||||||||||
| 操作 | 1,109 | — | — | — | 47 | 1,156 | |||||||||||||||||||||||
| 网背 | 1,382 | — | — | — | (10) | 1,372 | |||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 268 | — | — | — | — | 268 | |||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,114 | — | — | — | (10) | 1,104 | |||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||
|
年度结束
2019年12月31日（百万美元）
|
福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 油砂总量 | ||||||||||||||
| 总销售额 | 3,295 | 3,511 | 6,806 | ||||||||||||||
| 特许权使用费 | 486 | 650 | 1,136 | ||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | ||||||||||||||
| 运输和混合 | 674 | 458 | 1,132 | ||||||||||||||
| 操作 | 526 | 505 | 1,031 | ||||||||||||||
| 网背 | 1,609 | 1,898 | 3,507 | ||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 23 | ||||||||||||||||
| 营业利润率 | 3,484 | ||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2019年12月31日（百万美元）
|
油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 |
其他(3)
|
油砂总量 | |||||||||||||||||||||
|
总销售额(6)
|
6,806 | 4,021 | 2,263 | 11 | 13,101 | |||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 1,136 | — | — | 7 | 1,143 | |||||||||||||||||||||
|
购买的产品(6)
|
— | — | 2,263 | (32) | 2,231 | |||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,132 | 4,021 | — | (1) | 5,152 | |||||||||||||||||||||
| 操作 | 1,031 | — | — | 36 | 1,067 | |||||||||||||||||||||
| 网背 | 3,507 | — | — | 1 | 3,508 | |||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 23 | — | — | — | 23 | |||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 3,484 | — | — | 1 | 3,485 | |||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)包括Tucker，Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产。
(3)其他包括建筑、运输和调合利润.
(4)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(5)净收益不反映非现金减记或产品库存的冲销，直到产品售出时才实现。这些金额是减去存货冲销后的净额。
(6)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
87
|
||||
| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2021年12月31日（百万美元）
|
福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 |
昇兴股份(6)
|
其他油砂(2)
|
沥青和重油总量 |
天然气
|
油砂总量 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 1,304 | 1,441 | 189 | 903 | 3,837 | 4 | 3,841 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 280 | 345 | 7 | 102 | 734 | — | 734 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 166 | 140 | 28 | 42 | 376 | — | 376 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 184 | 194 | 39 | 230 | 647 | 6 | 653 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 674 | 762 | 115 | 529 | 2,080 | (2) | 2,078 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 202 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,876 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2021年12月31日（百万美元）
|
油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 |
其他(3)(6)
|
油砂总量 | |||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 3,841 | 1,989 | 749 | 138 | 6,717 | |||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 734 | — | — | — | 734 | |||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | 749 | 119 | 868 | |||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 376 | 1,989 | — | — | 2,365 | |||||||||||||||||||||
| 操作 | 653 | — | — | 5 | 658 | |||||||||||||||||||||
| 网背 | 2,078 | — | — | 14 | 2,092 | |||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 202 | — | — | — | 202 | |||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,876 | — | — | 14 | 1,890 | |||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2020年12月31日（百万美元）
|
福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 沥青和重油总量 | 油砂总量 | |||||||||||||||||||
| 总销售额 | 615 | 756 | 1,371 | 1,371 | |||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 28 | 103 | 131 | 131 | |||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 144 | 134 | 278 | 278 | |||||||||||||||||||
| 操作 | 154 | 152 | 306 | 306 | |||||||||||||||||||
| 网背 | 289 | 367 | 656 | 656 | |||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 40 | ||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 616 | ||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2020年12月31日（百万美元）(4)
|
油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 | 其他 | 油砂总量 | |||||||||||||||||||||
|
总销售额(7)
|
1,371 | 853 | 256 | 1 | 2,481 | |||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 131 | — | — | — | 131 | |||||||||||||||||||||
|
购买的产品(7)
|
— | — | 256 | (6) | 250 | |||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 278 | 853 | — | — | 1,131 | |||||||||||||||||||||
| 操作 | 306 | — | — | 11 | 317 | |||||||||||||||||||||
| 网背 | 656 | — | — | (4) | 652 | |||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 40 | — | — | — | 40 | |||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 616 | — | — | (4) | 612 | |||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)包括Tucker，Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产。
(3)其他包括建筑、运输和调合利润.
(4)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
(5)净收益不反映非现金减记或产品库存的冲销，直到产品售出时才实现。这些金额是减去存货冲销后的净额。
(6)Sunrise的总销售，运输和混合以及运营费用已重新列出，以反映2021年第三季度营销活动分类的变化。
(7)前期结果已根据产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中合并损益表（亏损）部分的调整。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
88
|
||||
常规
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2021年12月31日（百万美元）
|
常规 | 第三方来源 |
其他(2)
|
常规 | ||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 1,519 | 1,655 | 61 | 3,235 | ||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 150 | — | — | 150 | ||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | 1,655 | — | 1,655 | ||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 74 | — | — | 74 | ||||||||||||||||||||||
| 操作 | 521 | 8 | 22 | 551 | ||||||||||||||||||||||
| 网背 | 774 | (8) | 39 | 805 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | — | 2 | — | 2 | ||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 774 | (10) | 39 | 803 | ||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2020年12月31日（百万美元）(3)
|
常规 | 第三方来源 |
其他(2)
|
常规 | ||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 586 | 269 | 49 | 904 | ||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 40 | — | — | 40 | ||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | 269 | (1) | 268 | ||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 81 | — | 81 | |||||||||||||||||||||||
| 操作 | 295 | — | 25 | 320 | ||||||||||||||||||||||
| 网背 | 170 | — | 25 | 195 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 170 | — | 25 | 195 | ||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2019年12月31日（百万美元）(3)
|
常规 | 第三方来源 |
其他(2)
|
常规 | ||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 638 | 244 | 53 | 935 | ||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 30 | — | — | 30 | ||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | 244 | (4) | 240 | ||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 82 | — | 82 | |||||||||||||||||||||||
| 操作 | 312 | — | 27 | 339 | ||||||||||||||||||||||
| 网背 | 214 | — | 30 | 244 | ||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 214 | — | 30 | 244 | ||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
|||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2021年12月31日（百万美元）
|
常规 | 第三方来源 |
其他(2)
|
常规 | |||||||||||||||||||
| 总销售额 | 450 | 542 | 8 | 1,000 | |||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 47 | — | — | 47 | |||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | 542 | — | 542 | |||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 17 | — | — | 17 | |||||||||||||||||||
| 操作 | 128 | 8 | (2) | 134 | |||||||||||||||||||
| 网背 | 258 | (8) | 10 | 260 | |||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 258 | (8) | 10 | 260 | |||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
合并财务报表(1)
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2020年12月31日（百万美元）(3)
|
常规 | 第三方来源 |
其他(2)
|
常规 | |||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 170 | 83 | 15 | 268 | |||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 12 | — | — | 12 | |||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | 83 | 1 | 84 | |||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 18 | — | — | 18 | |||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 65 | — | 7 | 72 | |||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 75 | — | 7 | 82 | |||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 75 | — | 7 | 82 | |||||||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)反映加工设施的营业利润率。
(3)以前的期间已重新分类，以符合当前期间的经营分部。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
89
|
||||
离岸
| 净现值计算的基础 | 调整 |
合并财务报表(2)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
年度结束
2021年12月31日（百万美元）
|
中国 |
印度尼西亚(1)
|
亚太地区 | 大西洋 | 离岸总资产 |
权益调整(1)
|
离岸总资产 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 1,342 | 224 | 1,566 | 440 | 2,006 | (224) | 1,782 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 79 | 52 | 131 | 29 | 160 | (52) | 108 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | — | — | — | 15 | 15 | — | 15 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 94 | 33 | 127 | 137 | 264 | (25) | 239 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 1,169 | 139 | 1,308 | 259 | 1,567 | (147) | 1,420 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,567 | (147) | 1,420 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整 |
合并财务报表(2)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2021年12月31日（百万美元）
|
中国 |
印度尼西亚(1)
|
亚太地区 | 大西洋 | 离岸总资产 |
权益调整(1)
|
离岸总资产 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 377 | 62 | 439 | 143 | 582 | (62) | 520 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 26 | 29 | 55 | 8 | 63 | (29) | 34 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | — | — | — | 5 | 5 | — | 5 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 23 | 12 | 35 | 45 | 80 | (7) | 73 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 328 | 21 | 349 | 85 | 434 | (26) | 408 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 434 | (26) | 408 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)与HCML合资企业有关的收入和费用在合并财务报表中使用权益法入账。
(2)可在合并财务报表附注1中找到。
销售量 (1)
下表提供了用于计算净销售额的销售量:
| 截至12月31日的三个月， | 截至12月31日的一年， | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （MBOE/D，除非另有说明） | 2021 | 2020 | 2021 | 2020 | 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 油砂 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 福斯特克里克 | 194.5 | 161.1 | 178.8 | 164.9 | 157.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜·莱克 | 239.1 | 220.7 | 232.7 | 221.7 | 188.9 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 昇兴股份 | 29.9 | — | 25.2 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他油砂 | 141.2 | — | 143.2 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 油砂总量 | 604.7 | 381.8 | 579.9 | 386.6 | 346.7 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 常规 | 125.3 | 86.1 | 133.4 | 89.8 | 97.4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 内部消耗前的销售 | 730.0 | 467.9 | 713.3 | 476.4 | 444.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
减:内部消费(2)
|
(88.8) | (57.0) | (86.0) | (55.9) | (53.3) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 内部消耗后的销售 | 641.2 | 410.9 | 627.3 | 420.5 | 390.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 离岸 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 亚太地区-中国 | 52.7 | — | 50.8 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 亚太地区-印度尼西亚 | 9.8 | — | 9.5 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 亚太地区-总计 | 62.5 | — | 60.3 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 大西洋 | 15.0 | — | 13.2 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 离岸总资产 | 77.5 | — | 73.5 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 718.7 | 410.9 | 700.8 | 420.5 | 390.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)以干沥青为基础提出.
(2)减少油砂部门用于内部消耗的天然气量。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
90
|
||||
下表列出了2021年第一季度，第二季度和第三季度的产品互换和某些用于混合和优化活动的第三方购买的表示方式以及Sunrise的营销活动分类的变化。表示了日出销售量，总销售额，特许权使用费，运输和混合以及运营费用，以反映2021年第一，第二和第三季度营销活动分类的变化。有关产品互换和第三方购买的变化的更多详细信息，请参见下面的合并损益表的调整。
上游财务业绩
| 中期合并财务报表 | 调整数 | 净现值计算的基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2021年9月30日（百万美元）
|
上游合计(1)
|
冷凝液 | 第三方来源 |
内部消耗(2)
|
权益调整(3)
|
其他(4)
|
合计
上游
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 7,354 | (1,538) | (1,203) | (175) | 60 | (49) | 4,449 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 733 | — | — | — | 11 | — | 744 | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买的产品
|
1,270 | — | (1,203) | — | — | (67) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,941 | (1,538) | — | — | — | 20 | 423 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 800 | — | — | (175) | 6 | (11) | 620 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 2,610 | — | — | — | 43 | 9 | 2,662 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 168 | — | (2) | — | — | — | 166 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 2,442 | — | 2 | — | 43 | 9 | — | 2,496 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 中期合并财务报表 | 调整数 | 净现值计算的基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
结束三个月
2021年6月30日（百万美元）
|
上游合计(1)
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冷凝液 | 第三方来源 |
内部消耗(2)
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权益调整(3)
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其他(4)
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合计
上游
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| 总销售额 | 6,128 | (1,416) | (855) | (145) | 50 | (105) | 3,657 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 533 | — | — | — | 5 | — | 538 | |||||||||||||||||||||||||||||||
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购买的产品
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921 | — | (855) | — | — | (66) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,802 | (1,416) | — | — | — | (17) | 369 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 791 | — | — | (145) | 7 | (11) | 642 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 2,081 | — | — | — | 38 | (11) | 2,108 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 188 | — | — | — | — | — | 188 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,893 | — | — | — | 38 | (11) | 1,920 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 中期合并财务报表 | 调整数 | 净现值计算的基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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结束三个月
2021年3月31日（百万美元）
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上游合计(1)
|
冷凝液 | 第三方来源 |
内部消耗(2)
|
权益调整(3)
|
其他(4)
|
合计
上游
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 6,125 | (1,368) | (1,196) | (149) | 52 | (90) | 3,374 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 373 | — | — | — | 7 | — | 380 | |||||||||||||||||||||||||||||||
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购买的产品
|
1,242 | — | (1,196) | — | — | (46) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,800 | (1,368) | — | — | — | (3) | 429 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 785 | — | — | (149) | 5 | (11) | 630 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 1,925 | — | — | — | 40 | (30) | 1,935 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 230 | — | — | — | — | — | 230 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,695 | — | — | — | — | 40 | (30) | — | 1,705 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)表示传统部门生产的用于油砂部门内部消耗的天然气量。
(3)与HCML合资企业有关的收入和费用在合并财务报表中使用权益法入账。
(4)其他包括建筑，运输和混合以及第三方加工保证金。
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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油砂
| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
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结束三个月
2021年9月30日（百万美元）
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福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 |
昇兴股份
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其他油砂(2)
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沥青和重油总量 |
天然气
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油砂总量 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 1,325 | 1,405 | 173 | 876 | 3,779 | 3 | 3,782 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 238 | 324 | 8 | 98 | 668 | 1 | 669 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 192 | 125 | 33 | 50 | 400 | — | 400 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 194 | 171 | 33 | 212 | 610 | 5 | 615 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 701 | 785 | 99 | 516 | 2,101 | (3) | 2,098 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 166 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,932 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
中期合并财务报表(1)
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结束三个月
2021年9月30日（百万美元）
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油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 |
其他(3)
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油砂总量 | |||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 3,782 | 1,538 | 758 | 39 | 6,117 | |||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 669 | — | — | — | 669 | |||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | 758 | 67 | 825 | |||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 400 | 1,538 | — | (20) | 1,918 | |||||||||||||||||||||
| 操作 | 615 | — | — | 1 | 616 | |||||||||||||||||||||
| 网背 | 2,098 | — | — | (9) | 2,089 | |||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 166 | — | — | — | 166 | |||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,932 | — | — | (9) | 1,923 | |||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
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结束三个月
2021年6月30日（百万美元）
|
福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 |
昇兴股份
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其他油砂(2)
|
沥青和重油总量 |
天然气
|
油砂总量 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 860 | 1,274 | 131 | 737 | 3,002 | 3 | 3,005 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 142 | 242 | 2 | 83 | 469 | — | 469 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 155 | 131 | 26 | 35 | 347 | — | 347 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 154 | 171 | 54 | 205 | 584 | 5 | 589 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 409 | 730 | 49 | 414 | 1,602 | (2) | 1,600 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 189 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,411 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
中期合并财务报表(1)
|
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结束三个月
2021年6月30日（百万美元）
|
油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 |
其他(3)
|
油砂总量 | |||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 3,005 | 1,416 | 568 | 86 | 5,075 | |||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 469 | — | — | — | 469 | |||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | 568 | 66 | 634 | |||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 347 | 1,416 | — | 17 | 1,780 | |||||||||||||||||||||
| 操作 | 589 | — | — | 3 | 592 | |||||||||||||||||||||
| 网背 | 1,600 | — | — | — | 1,600 | |||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 189 | — | — | — | 189 | |||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,411 | — | — | — | 1,411 | |||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)包括Tucker，Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产。
(3)其他包括建筑、运输和调合利润.
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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| 净现值计算的基础 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
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结束三个月
2021年3月31日（百万美元）
|
福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 |
昇兴股份
|
其他油砂(2)
|
沥青和重油总量 |
天然气
|
油砂总量 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 852 | 995 | 123 | 696 | 2,666 | 3 | 2,669 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 107 | 167 | 3 | 47 | 324 | — | 324 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 173 | 130 | 24 | 80 | 407 | — | 407 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 操作 | 169 | 164 | 31 | 211 | 575 | 5 | 580 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 网背 | 403 | 534 | 65 | 358 | 1,360 | (2) | 1,358 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 229 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,129 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净现值计算的基础 | 调整数 |
中期合并财务报表(1)
|
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结束三个月
2021年3月31日（百万美元）
|
油砂总量 | 冷凝液 | 第三方来源 |
其他(3)
|
油砂总量 | |||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 2,669 | 1,368 | 815 | 66 | 4,918 | |||||||||||||||||||||
| 特许权使用费 | 324 | — | — | — | 324 | |||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | — | — | 815 | 46 | 861 | |||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 407 | 1,368 | — | 3 | 1,778 | |||||||||||||||||||||
| 操作 | 580 | — | — | 5 | 585 | |||||||||||||||||||||
| 网背 | 1,358 | — | — | 12 | 1,370 | |||||||||||||||||||||
| 风险管理的已实现（收益）损失 | 229 | — | — | — | 229 | |||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 1,129 | — | — | 12 | 1,141 | |||||||||||||||||||||
(1)可在合并财务报表附注1中找到。
(2)包括Tucker，Lloydminster Thermal和Lloydminster常规重油资产。
(3)其他包括建筑、运输和调合利润.
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
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对合并损益表的调整
合并收益（亏损）表中提供的某些比较信息， 在油砂领域， 已经修改过了。在截至12月31日的3个月和12个月中， 2021, 该公司进行了调整，以更适当地记录某些用于混合和优化活动的第三方购买。第三方采购和销售的一部分以前是以销售总额的净额记录的。经确定，将所购产品作为所购产品列报更为恰当。这些金额现在已被重新列报为购买的产品，以与类似的交易保持一致。另外， 该公司发现，产品互换的处理方式不一致， 它们被适当地记录在销售总额或采购产品的净额基础上。展望未来， 所有的收益或损失的产品互换将记录到购买的产品.结果， Cenovus修改了比较期，增加了收入和购买了产品， 对净利润（亏损）没有影响， 分部收入（亏损）， 网背， 现金流量或财务状况，
下表将以前在合并收益（亏损）表中报告的金额与相应的修订金额进行了核对:
2021年修订
| 结束三个月 2021年3月31日 |
结束三个月 2021年6月30日 |
结束三个月 2021年9月30日 |
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| 油砂板块 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 4,775 | 143 | 4,918 | 5,015 | 60 | 5,075 | 6,114 | 3 | 6,117 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 718 | 143 | 861 | 574 | 60 | 634 | 822 | 3 | 825 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2020年修订
| 结束三个月 2020年3月31日 |
结束三个月 2020年6月30日 |
结束三个月 2020年9月30日 |
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| 油砂板块 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 2,434 | (9) | 2,425 | 1,247 | 137 | 1,384 | 2,436 | 78 | 2,514 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 405 | (9) | 396 | 166 | 137 | 303 | 235 | 78 | 313 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 结束三个月 2020年12月31日 |
截至12个月 2020年12月31日 |
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| 油砂板块 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 2,364 | 117 | 2,481 | 8,481 | 323 | 8,804 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 133 | 117 | 250 | 939 | 323 | 1,262 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2019年修订
| 截至12个月 2019年12月31日 |
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| 油砂板块 | 以前的报告 | 修订 | 修订 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 12,739 | 362 | 13,101 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买的产品 | 1,869 | 362 | 2,231 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Cenovus Energy Inc.-2021年管理层的讨论和分析 |
94
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