管理层的讨论与分析
2026年5月5日
森科能源是加拿大领先的综合能源公司。森科尔的运营横跨整个能源价值链，包括油砂开采和就地运营、升级、海上生产、加拿大和美国的石油提炼、营销和贸易，以及全国范围的加拿大石油公司™零售和批发网络–提供可靠的能源，推动经济增长，满足加拿大和全球客户的需求。凭借对安全、卓越运营和盈利能力的坚定不移的关注，新科致力于提供行业领先的业绩和长期的股东价值。森科尔的普通股（代码：SU）在多伦多和纽约证券交易所上市。
有关森科分部的描述，请参阅森科管理层于2026年2月25日发布的截至2025年12月31日止年度的讨论与分析（MD & A）（2025年年度MD & A）。
这份截至2026年3月31日止三个月的MD & A应与森科尔截至2026年3月31日止三个月未经审计的中期综合财务报表、森科尔截至2025年12月31日止年度经审计的综合财务报表以及2025年年度MD & A一并阅读。
有关Suncor向加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会（SEC）提交的更多信息，包括季度和年度报告以及Suncor日期为2026年2月25日的年度信息表（2025年AIF），该表格也以表格40-F为封面向SEC提交，可在www.sedarplus.ca、www.sec.gov和我们的网站www.suncor.com在线查阅。包含在我们网站中或以其他方式可通过我们网站访问的信息不构成本MD & A的一部分，也不通过引用并入本MD & A。
凡提及“我们”、“我们的”、“森科能源”、“森科能源”或“本公司”均指Suncor Energy Inc.及其子公司、合伙企业和合营安排，除非另有说明或文意另有所指。
列报依据
除非另有说明，所有财务信息均来自公司的简明合并财务报表，该报表基于加拿大公认会计原则（GAAP），特别是国际会计准则委员会发布的国际财务报告准则（IFRS），并根据国际会计准则（IAS）34中期财务报告编制。
除非另有说明，所有财务信息均以加元报告。生产量按工作利益基准列报，未计特许权使用费，但公司利比亚业务的生产量除外，后者按经济基础列报。
提及油砂业务不包括森科尔对Fort Hills的所有权和对Syncrude的权益。
常见缩写
有关本MD & A可能使用的缩写的列表，请参阅本MD & A的常用缩写部分。
1. |
6 |
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2. |
7 |
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3. |
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4. |
19 |
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5. |
20 |
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6. |
21 |
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7. |
24 |
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8. |
26 |
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9. |
27 |
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10. |
33 |
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11. |
34 |
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| ● | 财务结果。调整后的运营资金(1)为40.30亿美元（合每股普通股3.39美元），而去年同期为30.45亿美元（合每股普通股2.46美元）。调整后营业收入(1)为23.00亿美元（合每股普通股1.93美元），而去年同期为16.29亿美元（合每股普通股1.31美元）。 |
| ● | 为股东回报了价值。森科科技向股东返还价值超15亿美元，股票回购8.25亿美元，分红7.12亿美元。 |
| ● | 2026年预计股票回购增加超30%.本季度后，森科将每月股票回购计划从每月2.75亿美元增加到每月3.5亿美元，预计2026年股票回购总额近40亿美元，相对于2025年股票回购增加超30%。 |
| ● | 创纪录的第一季度上游产量。上游产量创下第一季度纪录，为87.52万桶/天，比去年同期高出2.2万桶/天，其中第一季度油砂产量创纪录，Fort Hills的季度产量也创纪录。 |
| ● | 创纪录的第一季度炼油吞吐量。炼油吞吐量创第一季度纪录，为49.78万桶/天，比去年同期高出1.51万桶/天。炼油厂利用率(2)2026年第一季度为97%，反映了自2026年1月1日起炼油网络铭牌产能增加10%至51.1万桶/天。 |
| ● | 创纪录的季度精炼产品销售.由于森科利用全球出口销售机会，精炼产品销量增至68.09万桶/天的季度纪录，比去年同期高出7.6万桶/天。 |
(1) |
非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
(2) |
自2026年1月1日起，森科尔将其炼油网络的铭牌产能从46.6万桶/天提高10%至51.1万桶/天。所有上一季度的利用率均已重述，以反映这一变化。 |
|
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三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
所得税前收益（亏损） |
|
|
|
油砂 |
|
1 516 |
1 675 |
勘探和生产 |
|
382 |
158 |
精炼和营销 |
|
1 650 |
672 |
企业和淘汰 |
|
(722) |
(215) |
所得税费用 |
|
(726) |
(601) |
净收益 |
|
2 100 |
1 689 |
调整后营业利润（亏损）(1) |
|
|
|
油砂 |
|
1 574 |
1 620 |
勘探和生产 |
|
382 |
158 |
精炼和营销 |
|
1 684 |
667 |
企业和淘汰 |
|
(583) |
(229) |
计入调整后营业利润的所得税费用 |
|
(757) |
(587) |
合计 |
|
2 300 |
1 629 |
来自（用于）运营的调整后资金(1) |
|
|
|
油砂 |
|
2 894 |
2 810 |
勘探和生产 |
|
562 |
330 |
精炼和营销 |
|
1 981 |
902 |
企业和淘汰 |
|
(630) |
(349) |
当期所得税费用 |
|
(777) |
(648) |
合计 |
|
4 030 |
3 045 |
非现金营运资本变动 |
|
(1 595) |
(889) |
经营活动提供的现金流 |
|
2 435 |
2 156 |
资本支出(2) |
|
|
|
资产维持和维护 |
|
580 |
498 |
经济投资 |
|
496 |
589 |
合计 |
|
1 076 |
1 087 |
自由资金流动(1) |
|
2 913 |
1 900 |
| (1) | 非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
| (2) | 不包括2026年第一季度的资本化利息4100万美元，而2025年第一季度为5800万美元。 |
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|
三个月结束 |
|
（mbBLS/d，除非另有说明） |
|
2026 |
2025 |
上游 |
|
|
|
生产量 |
|
|
|
油砂–升级–净SCO和柴油 |
|
519.3 |
536.6 |
油砂–非升级沥青 |
|
279.5 |
254.3 |
油砂总产量 |
|
798.8 |
790.9 |
勘探和生产 |
|
76.4 |
62.3 |
上游总产量 |
|
875.2 |
853.2 |
上游销售 |
|
872.1 |
828.4 |
下游 |
|
|
|
炼油厂利用率(1)(%) |
|
97 |
94 |
炼厂原油加工 |
|
497.8 |
482.7 |
精制产品销售 |
|
680.9 |
604.9 |
| (1) | 自2026年1月1日起，森科尔将其炼油网络的铭牌产能从46.6万桶/天提高10%至51.1万桶/天。所有上一季度的利用率均已重述，以反映这一变化。 |
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
净收益 |
|
2 100 |
1 689 |
美元计价债务的未实现汇兑损失（收益） |
|
139 |
(14) |
风险管理活动未实现损失（收益） |
|
92 |
(60) |
调整后营业收入调整的所得税（回收）费用 |
|
(31) |
14 |
调整后营业收入(1) |
|
2 300 |
1 629 |
| (1) | 非GAAP财务指标。所有调节项目均在税前基础上列报，并根据调整后营业收入调整项目的所得税（回收）费用中的所得税进行调整。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
森科科技2026年第一季度合并净收益为21.00亿美元，去年同期为16.89亿美元。净利润主要受到以下讨论的影响调整后营业利润的相同因素的影响。
| ● | 2026年第一季度公司和消除部门的融资费用中记录了1.39亿美元的美元计价债务重估未实现外汇损失，而2025年第一季度的收益为1400万美元。 |
| ● | 2026年第一季度其他收入中记录的风险管理活动未实现损失为9200万美元，而2025年第一季度未实现收益为6000万美元。 |
| ● | 2026年第一季度与上述项目相关的所得税回收为3100万美元，而2025年第一季度的支出为1400万美元。 |
| (1) | 有关这一桥梁分析的解释，请参阅本MD & A的非GAAP和其他财务措施咨询部分。 |
2026年第一季度来自运营的调整后资金增至40.30亿美元（每股普通股3.39美元），而去年同期为30.45亿美元（每股普通股2.46美元），主要受到影响上述调整后运营收益的相同因素的影响。
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
运营、销售和企业成本 |
|
2 938 |
2 666 |
大宗商品 |
|
520 |
486 |
股份补偿(1) |
|
320 |
145 |
运营、销售和一般（OS & G）费用总额 |
|
3 778 |
3 297 |
| (1) | 2026年第一季度，3.2亿美元的股权激励费用包括油砂部门的1.04亿美元、勘探与生产部门的600万美元、R & M部门的4700万美元以及企业和消除部门的1.63亿美元。2025年第一季度，1.45亿美元的股权激励费用包括油砂部门的4700万美元、勘探与生产部门的200万美元、R & M部门的2500万美元以及企业和消除部门的7100万美元。 |
大宗商品价格、炼油裂解价差和外汇汇率是影响森科经营业绩的重要因素。有关更多详细信息，请参阅2025年年度MD & A的财务信息部分。
|
|
|
平均 |
|
|
|
|
2026 |
2025 |
库欣WTI原油 |
|
美元/桶 |
72.15 |
71.40 |
过时的布伦特原油 |
|
美元/桶 |
80.95 |
75.70 |
过时布伦特/玛雅原油离岸价格差 |
|
美元/桶 |
15.45 |
11.10 |
埃德蒙顿的MSW |
|
加元/桶 |
93.85 |
95.30 |
Hardisty的WCS |
|
美元/桶 |
58.00 |
58.75 |
WCS-WTI重/轻差分 |
|
美元/桶 |
(14.15) |
(12.65) |
SYN-WTI差分 |
|
美元/桶 |
(0.40) |
(2.35) |
埃德蒙顿凝析油 |
|
美元/桶 |
71.65 |
69.90 |
AECO的天然气（阿尔伯塔现货） |
|
加元/吉焦 |
1.90 |
2.05 |
艾伯塔省电力池价 |
|
加元/兆瓦时 |
32.15 |
39.80 |
纽约港2-1-1裂缝(1) |
|
美元/桶 |
35.40 |
21.05 |
芝加哥2-1-1快克(1) |
|
美元/桶 |
23.05 |
14.65 |
波特兰2-1-1快克(1) |
|
美元/桶 |
38.25 |
22.30 |
墨西哥湾沿岸2-1-1裂缝(1) |
|
美元/桶 |
32.55 |
20.85 |
美国可再生量义务 |
|
美元/桶 |
8.75 |
4.75 |
森科定制5-2-2-1指数(2) |
|
美元/桶 |
35.70 |
26.80 |
汇率（平均） |
|
美元/加元 |
0.73 |
0.70 |
汇率（期末） |
|
美元/加元 |
0.72 |
0.69 |
| (1) | 2-1-1裂解价差是将两桶WTI折算成一桶汽油和一桶柴油所产生的炼油毛利的指标。此处呈现的裂解价差一般近似于公司通过零售和批发渠道销售精炼产品的区域。 |
| (2) | 森科根据公开的定价数据开发了指示性的5-2-2-1指数，以更准确地反映公司已实现的炼油和营销毛利率。更多详情，包括5-2-2-1指数是如何计算的，看森科2025年年度MD & A。 |
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
营业收入 |
|
7 514 |
7 141 |
减：特许权使用费 |
|
(712) |
(815) |
营业收入，扣除特许权使用费 |
|
6 802 |
6 326 |
所得税前利润 |
|
1 516 |
1 675 |
调整为： |
|
|
|
风险管理活动未实现损失（收益） |
|
58 |
(55) |
调整后营业收入(1) |
|
1 574 |
1 620 |
调整后的运营资金(1) |
|
2 894 |
2 810 |
自由资金流动(1) |
|
2 148 |
2 061 |
| (1) | 非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
|
|
三个月结束 |
|
（mbBLS/d） |
|
2026 |
2025 |
油砂沥青总产量 |
|
933.9 |
937.3 |
升级–净上合组织和柴油 |
|
|
|
油砂作业(1)(2) |
|
378.7 |
361.3 |
Syncrude(1)(2) |
|
172.1 |
206.0 |
资产间转移和消费(3)(4) |
|
(31.5) |
(30.7) |
升级–净SCO和柴油产量 |
|
519.3 |
536.6 |
非升级沥青 |
|
|
|
油砂作业 |
|
161.1 |
165.3 |
Fort Hills |
|
187.2 |
176.4 |
Syncrude |
|
16.4 |
— |
资产间转移(5) |
|
(85.2) |
(87.4) |
非升级沥青生产 |
|
279.5 |
254.3 |
油砂产量到市场 |
|
|
|
升级–净上合组织和柴油 |
|
519.3 |
536.6 |
非升级沥青 |
|
279.5 |
254.3 |
油砂总产量 |
|
798.8 |
790.9 |
| (1) | 油砂基地升级机产量约为沥青吞吐量的80%，Syncrude升级机产量约为沥青吞吐量的85%。 |
| (2) | 升级器利用率是使用升级生产总量计算的，其中包括内部消费产品和资产间转移。 |
| (3) | 油砂运营和Syncrude都生产柴油和其他产品，这些产品在运营中被内部消耗。2026年第一季度，油砂业务内部产量为17,300桶/天消耗产品，其中油砂作业消耗9200桶/天，6,400Fort Hills的消费量为1,700 bbls/d，Syncrude的消费量为1,700 bbls/d。生产的Syncrude3,500内耗产品bbls/d。 |
| (4) | 2026年第一季度，升级后的资产间转移包括从油砂业务转移到Syncrude的10,700桶/天的酸性SCO。 |
| (5) | 2026年第一季度，未升级的资产间转移包括66,900桶/天的沥青从Fort Hills转移到油砂基地，16,400桶/天的沥青从Syncrude转移到油砂作业，以及1,900桶/天的沥青从Firebag转移到Syncrude。 |
|
|
三个月结束 |
|
（mbBLS/d） |
|
2026 |
2025 |
升级–净上合组织和柴油 |
|
510.0 |
528.5 |
非升级沥青 |
|
287.0 |
244.9 |
合计 |
|
797.0 |
773.4 |
2026年第一季度上合组织和柴油销量为510,000桶/天，而去年同期为528,500桶/天，下降主要是由于本季度上合组织产量下降。
2026年第一季度非升级沥青销量增至28.7万桶/天，而去年同期为24.49万桶/天，这主要是由于非升级沥青产量增加，以及与去年同期相比，本季度库存有所增加。
版税前 |
|
三个月结束 |
|
（美元/桶） |
|
2026 |
2025 |
升级–净上合组织和柴油 |
|
101.08 |
99.27 |
非升级沥青 |
|
79.77 |
78.00 |
加权平均 |
|
93.41 |
92.54 |
加权平均原油，相对于WTI |
|
(5.56) |
(9.92) |
| (1) | 包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
| (2) | 从2026年第一季度开始，该公司修改了价格实现的计算方法，以排除运输和分销费用，以更好地与管理层评估业绩的方式保持一致。已重述前期比较数据以反映这一变化。 |
与去年同期相比，2026年第一季度油砂价格实现有所增加，这主要是由于更高的上合组织基准定价以及美国墨西哥湾沿岸销售增加带来的更强劲的沥青价格实现。
与去年同期相比，2026年第一季度油砂部门的特许权使用费有所下降，这主要是由于加拿大重质原油定价较低。
与去年同期相比，2026年第一季度油砂总运营费用有所增加，这主要是由于销量增加、维护活动增加、股权报酬费用增加以及商品投入成本增加。
与去年同期相比，2026年第一季度的折旧、损耗和摊销（DD & A）费用有所增加，这主要是由于新资产的投产和本季度签订的新租约。
与去年同期相比，2026年第一季度的勘探费用有所增加，这主要是由于原地开发工作。
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元，除非另有说明） |
|
2026 |
2025 |
油砂OS & G(1) |
|
2 712 |
2 392 |
油砂运营现金运营成本对账 |
|
|
|
油砂运营OS & G |
|
1 406 |
1 286 |
非生产成本(3) |
|
95 |
126 |
电力过剩容量及其他(4) |
|
(96) |
(95) |
油砂运营现金运营成本(2) |
|
1 405 |
1 317 |
油砂作业产量（mbBLS/d） |
|
539.8 |
526.6 |
油砂运营现金运营成本(2)（美元/桶） |
|
28.95 |
27.80 |
Fort Hills现金运营成本 和解 |
|
|
|
Fort Hills OS & G |
|
679 |
617 |
非生产成本(3) |
|
(100) |
(74) |
电力产能过剩(4) |
|
(5) |
(5) |
Fort Hills现金运营成本(2) |
|
574 |
538 |
Fort Hills产量（mbBLS/d） |
|
187.2 |
176.4 |
Fort Hills现金运营成本(2)（美元/桶） |
|
34.10 |
33.85 |
Syncrude现金运营成本 和解 |
|
|
|
Syncrude OS & G |
|
745 |
659 |
非生产成本(3) |
|
(28) |
14 |
电力产能过剩(4) |
|
(1) |
(3) |
Syncrude现金运营成本(2) |
|
716 |
670 |
Syncrude产量（mbBLS/d） |
|
188.5 |
206.0 |
Syncrude现金运营成本(2)（美元/桶） |
|
42.20 |
36.10 |
| (1) | 油砂库存变化和内部转移以汇总方式呈现，反映了：i）库存水平和估值变化的影响，这样公司能够根据产量呈现成本信息；ii）资产之间的内部柴油销售调整。2026年第一季度，油砂OS & G包括（1.18）亿美元的库存变化和内部转移。2025年第一季度，油砂OS & G包括（1.7亿美元）的库存变化和内部转移。 |
| (2) | 非GAAP财务指标。相关的每桶金额包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
| (3) | 非生产成本包括但不限于股份报酬调整、研究成本、项目启动成本、资产垫资成本以及以生产成本相对于购买成本反映接收资产内部转移成本的调整。Fort Hills和Syncrude的非生产成本还包括但不限于一项调整，以反映以生产成本从油砂业务内部生产的柴油。 |
| (4) | 表示记入营业收入的热电联产机组的超额电力收入。油砂运营过剩电力容量和其他还包括但不限于作为涉及第三方处理商的非货币安排的一部分记录的天然气费用。 |
油砂业务每桶现金运营成本(1)2026年第一季度为28.95美元，而去年同期为27.80美元，增加的主要原因是Fort Hills和Syncrude沥青用于油砂基地升级的比例增加，以及商品投入成本增加，部分被产量增加所抵消。
Fort Hills每桶现金运营成本(1)2026年第一季度为34.10美元，而去年同期为33.85美元，增长主要是由于商品投入成本增加，部分被产量增加所抵消。
2025年年度MD & A中讨论的影响油砂部分的计划维护活动更新如下：
| ● | Syncrude工厂和矿山原定于第二季度进行的计划维护已推迟到第三季度。 |
(1) |
包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
勘探和生产
财务亮点
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
营业收入(1) |
|
961 |
729 |
减：特许权使用费(1) |
|
(229) |
(192) |
营业收入，扣除特许权使用费 |
|
732 |
537 |
所得税前利润 |
|
382 |
158 |
调整后营业收入(2) |
|
382 |
158 |
调整后的运营资金(2) |
|
562 |
330 |
自由资金流动(2) |
|
434 |
121 |
| (1) | 该公司利比亚业务的生产按经济基础呈现。公司利比亚业务的收入和特许权使用费按工作利益列报，这是公司合并财务报表列报所要求的。见E & P价格实现表非公认会计原则和其他财务措施咨询部分MD & A。 |
| (2) | 非GAAP财务指标。请参阅本文的非GAAP和其他财务措施咨询部分MD & A。 |
2026年第一季度勘探与生产部门的调整后营业利润增至3.82亿美元，而去年同期为1.58亿美元，这主要是由于基准定价提高导致销量增加和价格实现增加，但部分被运营和运输费用增加以及特许权使用费增加所抵消。
卷
|
|
三个月结束 |
|
（mbBLS/d） |
|
2026 |
2025 |
E & P加拿大 |
|
71.1 |
55.6 |
E & P国际 |
|
5.3 |
6.7 |
总产量 |
|
76.4 |
62.3 |
总销量 |
|
75.1 |
55.0 |
2026年第一季度勘探与生产产量增至76,400桶/天，而去年同期为62,300桶/天，所有资产的产量都很强劲。
2026年第一季度，勘探与生产总销量增至75,100桶/天，而去年同期为55,000桶/天，这主要是由于产量增加以及加拿大勘探与生产公司货物销售的时间安排。
价格实现(1)(2)
版税前 |
|
三个月结束 |
|
（美元/桶） |
|
2026 |
2025 |
E & P加拿大 |
|
114.41 |
108.18 |
| (1) | 包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
| (2) | 从2026年第一季度开始，该公司修改了价格实现的计算方法，以排除运输和分销费用，以更好地与管理层评估业绩的方式保持一致。已重述前期比较数据以反映这一变化。 |
与去年同期相比，2026年第一季度的勘探与生产价格实现有所增加，与布伦特原油基准价格的涨幅一致。
版税
不包括利比亚影响的勘探与生产特许权使用费在2026年第一季度与去年同期相比有所增加，这主要是由于销量和价格实现的增加。
费用和其他因素
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
营业收入 |
|
9 129 |
7 628 |
所得税前利润 |
|
1 650 |
672 |
调整为： |
|
|
|
风险管理活动未实现损失（收益） |
|
34 |
(5) |
调整后营业收入(1) |
|
1 684 |
667 |
调整后的运营资金(1) |
|
1 981 |
902 |
自由资金流动(1) |
|
1 749 |
722 |
| (1) | 非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
|
|
三个月结束 |
|
|
|
2026 |
2025 |
加工原油（mbBLS/d） |
|
497.8 |
482.7 |
炼油厂利用率(1)(%) |
|
97 |
94 |
成品销量（mbBLS/d） |
|
|
|
汽油 |
|
269.3 |
262.8 |
馏分 |
|
318.1 |
262.6 |
其他 |
|
93.5 |
79.5 |
合计 |
|
680.9 |
604.9 |
炼油厂生产(2)（mbBLS） |
|
47 581 |
45 798 |
炼油和营销毛利率–先进先出（FIFO）(3)（美元/桶） |
|
59.10 |
36.70 |
炼油和营销毛利率–后进先出（LIFO）(3)（美元/桶） |
|
48.25 |
38.00 |
炼油运营费用(3)（美元/桶） |
|
6.75 |
6.75 |
| (1) | 炼油厂利用率是原油蒸馏装置处理的原油和天然气液体的数量，以这些装置铭牌容量的百分比表示。自2026年1月1日起，森科尔将其炼油网络的铭牌产能从46.6万桶/天增加10%至51.1万桶/天。所有上一季度的利用率均已重述，以反映这一变化。 |
| (2) | 炼油厂生产是炼油过程的产出，不同于因非原油原料的体积调整、与炼油过程相关的体积增益和未完成产品库存变化而加工的原油。 |
| (3) | 包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
炼油吞吐量从去年同期的48.27万桶/天增至第一季度创纪录的49.78万桶/天，原因是消除瓶颈活动带来的产能增量以及本季度持续强劲的经营业绩。炼油厂利用率(1)2026年第一季度为97%，反映了自2026年1月1日起炼油网络铭牌产能增加10%至51.1万桶/天。
(1) |
自2026年1月1日起，森科尔将其炼油网络的铭牌产能从46.6万桶/天提高10%至51.1万桶/天。所有上一季度的利用率均已重述，以反映这一变化。 |
| ● | 在LIFO上(2)在此基础上，森科尔的炼油和营销毛利率从去年同期的38.00美元/桶增至2026年第一季度的48.25美元/桶，这主要是由于基准裂解价差提高以及与该公司区域市场相关的位置差异有所改善。保证金捕获(1)与2026年第一季度森科尔的5-2-2-1指数相比为99%。 |
| ● | 在先进先出的基础上，除了先进先出的库存估值影响外，由于上述相同因素，森科尔的炼油和营销毛利率从去年同期的36.70美元/桶增至2026年第一季度的59.10美元/桶。2026年第一季度，采用先进先出法进行库存估值产生了5.18亿美元的收益，而去年同期为亏损6000万美元，环比产生了5.78亿美元的有利影响。 |
与去年同期相比，2026年第一季度的运营费用有所增加，这主要是由于股权激励费用增加和商品投入成本增加。与去年同期相比，运输费用有所增加，这主要是由于全球出口销售机会增加。
每桶炼油运营费用(1)2026年第一季度为6.75美元，与去年同期的6.75美元相当，因为炼油厂产量增加抵消了较高的商品投入成本.
2025年年度MD & A中讨论的影响R & M部门的计划维护活动没有更新。
(1) |
包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
(2) |
后进先出法的估计影响是一种非公认会计准则财务指标。先进先出法存货估值的影响，相对于估计后进先出法会计方法，还包括商品风险管理活动的已实现部分的影响。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
管理层的讨论与分析
企业和淘汰
财务亮点
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
所得税前亏损 |
|
(722) |
(215) |
调整为： |
|
|
|
美元计价债务的未实现汇兑损失（收益） |
|
139 |
(14) |
调整后经营亏损(1) |
|
(583) |
(229) |
企业 |
|
(302) |
(301) |
抵销–实现的分部间利润（已抵销） |
|
(281) |
72 |
运营中使用的调整后资金(1) |
|
(630) |
(349) |
自由资金赤字(1) |
|
(641) |
(356) |
| (1) | 非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
企业在2026年第一季度发生了3.02亿美元的调整后运营亏损，与去年同期3.01亿美元的亏损相当。与去年同期确认的亏损相比，本季度增加的股权激励费用在很大程度上被本季度的运营外汇收益所抵消。
消除反映了从油砂到森科尔炼油厂的原油销售的递延或实现利润或亏损。只有当内部采购的精炼产品已销售给第三方时，才能实现合并损益。在2026年第一季度，该公司递延了2.81亿美元的部门间利润，而去年同期实现了7200万美元。2026年第一季度部门间利润递延主要是由于本季度基准原油定价走强。
2026年第一季度用于运营的企业和消除调整后资金为6.3亿美元，而去年同期用于运营的调整后资金为3.49亿美元，受影响调整后运营亏损的相同因素影响，不包括股权报酬费用的影响。
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
当期所得税费用 |
|
777 |
648 |
递延所得税回收 |
|
(51) |
(47) |
计入净收益的所得税费用 |
|
726 |
601 |
减：调整后营业收入调整的所得税（回收）费用 |
|
(31) |
14 |
计入调整后营业利润的所得税费用 |
|
757 |
587 |
实际税率 |
|
25.7% |
26.2% |
|
|
三个月结束 |
|
||||
|
|
|
|
3月31日， |
|
3月31日， |
|
|
|
资产维持和 |
经济 |
|
|
|
|
（百万美元） |
|
维修保养(1) |
投资(2) |
合计 |
|
合计 |
|
油砂 |
|
|
|
|
|
|
|
油砂基地 |
|
144 |
78 |
222 |
|
242 |
|
原位 |
|
62 |
82 |
144 |
|
142 |
|
Fort Hills |
|
36 |
141 |
177 |
|
123 |
|
Syncrude |
|
149 |
36 |
185 |
|
202 |
|
勘探与生产 |
|
— |
107 |
107 |
|
191 |
|
R & M |
|
179 |
51 |
230 |
|
180 |
|
企业和淘汰 |
|
10 |
1 |
11 |
|
7 |
|
|
|
580 |
496 |
1 076 |
|
1 087 |
|
债务资本化利息 |
|
|
|
41 |
|
58 |
|
资本支出总额 |
|
|
|
1 117 |
|
1 145 |
|
| (1) | 资产维持和维护资本支出包括旨在通过确保遵守监管机构和其他利益相关者并保持当前处理能力来实现现有价值的资本投资。 |
| (2) | 经济投资资本支出包括预计将通过增加储量或提高加工能力、利用率、成本或利润率而导致价值增加的资本投资，包括相关的基础设施。 |
| ● | 正在进行的井场设计和建设，以开发旨在维持现有生产水平的额外储量，并采取举措在原地增加增量产能。 |
| ● | 推进Fort Hills North Pit矿的第二次开放。 |
| ● | 推进Mildred Lake Mine Extension East项目并准备在Syncrude进行自主拖运系统转换。 |
| ● | 在E & P部门内推进West White Rose项目，该项目已接近尾声。 |
| ● | 加强R & M销售和营销业务，包括继续对特定公司拥有的零售场所进行战略投资。 |
| ● | 计划的维护和周转活动、矿山尾矿开发以支持正在进行的运营，以及油砂部分内的其他维护项目。 |
| ● | 计划的维护和周转活动以及R & M部门内炼油厂、零售和物流资产的持续维持。 |
|
|
十二个月结束 |
|
|
|
2026 |
2025 |
已使用资本回报率（ROCE）(1)(2)(%) |
|
12.4 |
12.8 |
经营活动调整后资金净负债(1)（次） |
|
0.5 |
0.6 |
总债务比总债务加股东权益(1)(%) |
|
18.1 |
18.7 |
净负债比净负债加股东权益(1)(%) |
|
13.0 |
14.4 |
| (1) | 非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
| (2) | 截至二零二六年三月三十一日止十二个月及截至二零二五年三月三十一日止十二个月，概无减值或减值转回。因此，不计减值的ROCE等于ROCE。 |
截至2026年3月31日，公司短期投资组合的加权平均到期天数约为24天。
截至2026年3月31日，用于流动性目的的可用信贷额度为52.63亿美元，而截至2025年12月31日为52.19亿美元。
鉴于公司的长期计划和预期未来商业环境的波动性，管理债务水平和流动性仍然是森科的优先事项。森科科技认为，对现有和未来项目采取分阶段和灵活的方法将有助于公司保持管理项目成本和债务水平的能力。
Suncor受制于与其银行债务和公开市场债务相关的财务和经营契约。未能满足这些契约中的一项或多项条款可能构成各自债务协议中定义的“违约事件”，可能导致加速偿还一项或多项债务义务。该公司遵守其要求债务和租赁负债总额不超过其债务和租赁负债总额加上股东权益的65%的财务契约。于2026年3月31日，总债务及租赁负债占总债务及租赁负债加上股东权益的比率为24.4%（2025年12月31日– 24.3%）。该公司还继续遵守其债务协议下的所有经营契约。
|
|
三个月结束 |
（百万美元） |
|
2026年3月31日 |
总债务(1)–期初 |
|
9 987 |
长期债务减少 |
|
— |
短期债务减少 |
|
— |
债务外汇，以及其他 |
|
126 |
总债务(1)– 2026年3月31日 |
|
10 113 |
减：现金及现金等价物– 2026年3月31日 |
|
3 271 |
净债务(1)– 2026年3月31日 |
|
6 842 |
| (1) | 非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。 |
该公司的总债务在2026年第一季度有所增加，主要是由于与2025年12月31日相比，美元计价债务的不利外汇汇率。
截至2026年3月31日，森科尔的净债务为68.42亿美元，而截至2025年12月31日为63.37亿美元。净债务增加主要是由于现金和现金等价物减少以及上述因素。
|
|
3月31日， |
（千） |
|
2026 |
普通股 |
|
1 184 187 |
普通购股权–可行使 |
|
1 871 |
普通购股权–不可行使 |
|
1 812 |
截至2026年4月30日，已发行普通股总数为1,180，745,189股，可行使及不可行使的已发行普通股期权总数为3,149，378股。一旦归属，每份尚未行使的普通股购股权可就一股普通股行使。
|
|
|
|
|
|
最大值 |
|
最大值 |
|
数量 |
|
|
开工 |
|
|
|
股份 |
|
股份 |
|
股份 |
（千股普通股） |
|
日期 |
|
到期 |
|
用于回购 |
|
回购（%） |
|
已回购 |
2024年NCIB |
|
2024年2月26日 |
|
2025年2月25日 |
|
128 700 |
|
10 |
|
61 066 |
2025年NCIB |
|
2025年3月3日 |
|
2026年3月2日 |
|
123 800 |
|
10 |
|
54 151 |
2026年NCIB |
|
2026年3月3日 |
|
2027年3月2日 |
|
118 700 |
|
10 |
|
7 263 |
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元，除非另有说明） |
|
2026 |
2025 |
股份回购活动（千股普通股） |
|
11 072 |
13 600 |
加权平均每股回购价格（美元/股） |
|
74.51 |
55.15 |
股份回购成本(1) |
|
825 |
750 |
| (1) | 截至2025年3月31日的三个月，不包括为股票回购成本支付的4800万美元税款。 |
森科尔季度收入、收益和运营调整后资金的趋势主要由产量驱动，而产量可能受到重大维护事件、商品价格和原油价差变化、炼油裂解价差、外汇汇率和其他影响运营的重大事件（例如运营事件）的显着影响。
三个月结束 |
|
3月31日 |
12月31日 |
9月30日 |
6月30日 |
3月31日 |
12月31日 |
9月30日 |
6月30日 |
（百万美元，除非另有说明） |
|
2026 |
2025 |
2025 |
2025 |
2025 |
2024 |
2024 |
2024 |
总产量（mbBLs/d） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
油砂 |
|
798.8 |
845.4 |
812.2 |
748.4 |
790.9 |
817.5 |
776.0 |
716.0 |
勘探和生产 |
|
76.4 |
63.6 |
57.8 |
59.7 |
62.3 |
57.5 |
52.6 |
54.6 |
上游总产量 |
|
875.2 |
909.0 |
870.0 |
808.1 |
853.2 |
875.0 |
828.6 |
770.6 |
炼厂原油加工量（mbBLS/d） |
|
497.8 |
504.2 |
491.7 |
442.3 |
482.7 |
486.2 |
487.6 |
430.5 |
毛收入 |
|
15 422 |
12 733 |
13 565 |
12 749 |
13 330 |
13 657 |
13 905 |
14 014 |
净收益 |
|
2 100 |
1 476 |
1 619 |
1 134 |
1 689 |
818 |
2 020 |
1 568 |
每普通股–基本（美元） |
|
1.77 |
1.23 |
1.34 |
0.93 |
1.36 |
0.65 |
1.59 |
1.22 |
调整后营业收入(1) |
|
2 300 |
1 325 |
1 794 |
873 |
1 629 |
1 566 |
1 875 |
1 626 |
每普通股(1)(2)（美元） |
|
1.93 |
1.10 |
1.48 |
0.71 |
1.31 |
1.25 |
1.48 |
1.27 |
调整后的运营资金(1) |
|
4 030 |
3 218 |
3 831 |
2 689 |
3 045 |
3 493 |
3 787 |
3 397 |
每普通股(1)(2)（美元） |
|
3.39 |
2.68 |
3.16 |
2.20 |
2.46 |
2.78 |
2.98 |
2.65 |
经营活动提供的现金流 |
|
2 435 |
3 921 |
3 785 |
2 919 |
2 156 |
5 083 |
4 261 |
3 829 |
每普通股(2)（美元） |
|
2.05 |
3.27 |
3.13 |
2.38 |
1.74 |
4.05 |
3.36 |
2.98 |
自由资金流动(1) |
|
2 913 |
1 699 |
2 347 |
981 |
1 900 |
1 923 |
2 232 |
1 350 |
每普通股(1)(2)（美元） |
|
2.45 |
1.42 |
1.94 |
0.80 |
1.53 |
1.53 |
1.76 |
1.05 |
ROCE(1)（%）截至12个月 |
|
12.4 |
11.3 |
11.0 |
11.1 |
12.8 |
13.0 |
15.6 |
15.6 |
净债务(1) |
|
6 842 |
6 337 |
7 147 |
7 673 |
7 559 |
6 861 |
7 968 |
9 054 |
共同份额信息（美元） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
每股普通股股息(2) |
|
0.60 |
0.60 |
0.57 |
0.57 |
0.57 |
0.57 |
0.55 |
0.55 |
尾盘股价 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
多伦多证券交易所（CDN $） |
|
92.01 |
60.92 |
58.24 |
51.01 |
55.72 |
51.31 |
49.92 |
52.15 |
纽交所（美元） |
|
66.11 |
44.36 |
41.81 |
37.45 |
38.72 |
35.68 |
36.92 |
38.10 |
| (2) | 以基本每股为基础提出。 |
|
|
|
3月31日 |
12月31日 |
9月30日 |
6月30日 |
3月31日 |
12月31日 |
9月30日 |
6月30日 |
（截至3个月的平均值） |
|
|
2026 |
2025 |
2025 |
2025 |
2025 |
2024 |
2024 |
2024 |
库欣WTI原油 |
|
美元/桶 |
72.15 |
59.15 |
64.95 |
63.70 |
71.40 |
70.30 |
75.15 |
80.55 |
过时的布伦特原油 |
|
美元/桶 |
80.95 |
63.70 |
69.10 |
67.80 |
75.70 |
74.70 |
80.25 |
84.90 |
过时布伦特/玛雅离岸价差 |
|
美元/桶 |
15.45 |
9.70 |
8.80 |
10.10 |
11.10 |
11.85 |
13.90 |
12.05 |
埃德蒙顿的MSW |
|
加元/桶 |
93.85 |
76.55 |
86.40 |
84.25 |
95.30 |
94.95 |
98.00 |
105.25 |
Hardisty的WCS |
|
美元/桶 |
58.00 |
47.95 |
54.55 |
53.50 |
58.75 |
57.75 |
61.65 |
67.00 |
WCS-WTI重/轻差分 |
|
美元/桶 |
(14.15) |
(11.20) |
(10.40) |
(10.20) |
(12.65) |
(12.55) |
(13.50) |
(13.55) |
SYN-WTI（差值）溢价 |
|
美元/桶 |
(0.40) |
(1.30) |
1.35 |
1.00 |
(2.35) |
0.85 |
1.30 |
2.80 |
埃德蒙顿凝析油 |
|
美元/桶 |
71.65 |
57.00 |
63.10 |
63.50 |
69.90 |
70.65 |
71.30 |
77.15 |
AECO的天然气（阿尔伯塔现货） |
|
加元/吉焦 |
1.90 |
2.20 |
0.60 |
1.65 |
2.05 |
1.45 |
0.65 |
1.10 |
艾伯塔省电力池价 |
|
加元/兆瓦时 |
32.15 |
43.00 |
51.30 |
40.50 |
39.80 |
51.50 |
55.35 |
45.15 |
纽约港2-1-1裂缝(1) |
|
美元/桶 |
35.40 |
29.90 |
29.95 |
25.90 |
21.05 |
18.80 |
21.05 |
24.75 |
芝加哥2-1-1快克(1) |
|
美元/桶 |
23.05 |
21.50 |
26.40 |
22.05 |
14.65 |
13.85 |
19.35 |
18.85 |
波特兰2-1-1快克(1) |
|
美元/桶 |
38.25 |
31.75 |
42.05 |
38.20 |
22.30 |
20.95 |
20.35 |
29.30 |
墨西哥湾沿岸2-1-1裂缝(1) |
|
美元/桶 |
32.55 |
27.15 |
27.10 |
23.20 |
20.85 |
17.00 |
18.90 |
22.10 |
美国可再生量义务 |
|
美元/桶 |
8.75 |
6.10 |
6.40 |
6.15 |
4.75 |
4.05 |
3.90 |
3.40 |
森科定制5-2-2-1指数(2) |
|
美元/桶 |
35.70 |
32.00 |
31.20 |
27.85 |
26.80 |
24.25 |
26.05 |
26.70 |
汇率（平均） |
|
美元/加元 |
0.73 |
0.72 |
0.73 |
0.72 |
0.70 |
0.71 |
0.73 |
0.73 |
汇率（期末） |
|
美元/加元 |
0.72 |
0.72 |
0.72 |
0.73 |
0.69 |
0.69 |
0.74 |
0.73 |
| (1) | 2-1-1裂解价差是将两桶WTI折算成一桶汽油和一桶柴油所产生的炼油毛利的指标。此处呈现的裂解价差一般近似于公司通过零售和批发渠道销售精炼产品的区域。 |
| (2) | 森科根据公开的定价数据开发了指示性的5-2-2-1指数，以更准确地反映公司已实现的炼油和营销毛利率。有关更多详细信息，包括定制指数是如何计算的，请参阅森科科技2025年年度MD & A。 |
| ● | 销量和组合因子是根据油砂和勘探与生产部门的销量和组合以及R & M部门的炼油厂产量计算得出的。 |
| ● | 价格、保证金和其他收入的因素包括特许权使用费前的上游价格实现，但公司的利比亚业务除外，该业务已扣除特许权使用费，并已实现商品风险管理活动。还包括炼油和营销毛利率、其他运营收入以及第三方原油销售和采购的净影响，包括为在公司油砂业务中用作稀释剂而购买的产品，随后作为稀释沥青的一部分出售。 |
| ● | 特许权使用费的因素不包括公司利比亚业务的影响，因为如上所述，利比亚的特许权使用费包含在价格、保证金和其他收入中。 |
| ● | 库存估值的因素包括先进先出库存估值的变化和R & M部分报告的商品风险管理活动的已实现部分，以及公司和消除部分报告的从油砂部分向森科尔炼油厂的原油销售递延或实现损益的影响。 |
| ● | 运营和运输费用的因素包括项目启动成本、OS & G费用和运输费用。 |
| ● | 融资费用和其他的因素包括融资费用、其他收入、经营性汇兑损益和处置资产损益变动未作调整的经营收益（亏损）调整。 |
| ● | DD & A和勘探费用的因素包括折旧、损耗和摊销费用以及勘探费用。 |
| ● | 所得税的因素包括公司调整后营业利润的当期和递延所得税费用、法定所得税率的变化和其他所得税调整。 |
截至3月31日止十二个月 |
|
|
|
|
（百万美元，除非另有说明） |
|
|
2026 |
2025 |
净收益调整 |
|
|
|
|
净收益 |
|
|
6 329 |
6 095 |
（扣除）加上税后金额： |
|
|
|
|
美元计价债务的未实现外汇（收益）损失 |
|
|
(221) |
393 |
净利息支出 |
|
|
349 |
267 |
调整后净收益(1) |
|
A |
6 457 |
6 755 |
已使用资本–十二个月期间的开始 |
|
|
|
|
净债务(2) |
|
|
7 559 |
9 552 |
股东权益 |
|
|
44 834 |
44 308 |
|
|
|
52 393 |
53 860 |
已使用资本–十二个月期末 |
|
|
|
|
净债务(2) |
|
|
6 842 |
7 559 |
股东权益 |
|
|
45 776 |
44 834 |
|
|
|
52 618 |
52 393 |
平均使用资本 |
|
B |
52 178 |
52 690 |
ROCE（%）(3) |
|
A/B |
12.4 |
12.8 |
| (1) | 截至2026年3月31日的十二个月，调整的税前影响总额为2.27亿美元，截至2025年3月31日的十二个月为7.99亿美元。 |
| (2) | 净债务是一种非公认会计准则财务指标。 |
| (3) | 截至二零二六年三月三十一日止十二个月及截至二零二五年三月三十一日止十二个月，概无减值或减值转回。因此，不计减值的ROCE等于ROCE。 |
截至3月31日止三个月 |
|
油砂 |
勘探和生产 |
炼油和 |
企业和淘汰 |
所得税 |
合计 |
||||||
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
所得税前收益（亏损） |
|
1 516 |
1 675 |
382 |
158 |
1 650 |
672 |
(722) |
(215) |
— |
— |
2 826 |
2 290 |
调整： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
折旧、损耗和摊销 |
|
1 235 |
1 199 |
175 |
171 |
276 |
257 |
45 |
36 |
— |
— |
1 731 |
1 663 |
吸积 |
|
130 |
124 |
19 |
16 |
4 |
3 |
— |
— |
— |
— |
153 |
143 |
美元计价债务的未实现汇兑损失（收益） |
|
— |
— |
— |
— |
— |
— |
139 |
(14) |
— |
— |
139 |
(14) |
金融工具及交易存货公允价值变动 |
|
141 |
(68) |
(8) |
(6) |
56 |
17 |
— |
— |
— |
— |
189 |
(57) |
处置资产收益 |
|
— |
— |
— |
— |
(6) |
— |
(7) |
— |
— |
|
(13) |
— |
股份补偿 |
|
(34) |
(86) |
(2) |
(6) |
(14) |
(40) |
(70) |
(171) |
— |
— |
(120) |
(303) |
退役结算和 |
|
(140) |
(79) |
(5) |
(3) |
(13) |
(12) |
— |
— |
— |
— |
(158) |
(94) |
其他 |
|
46 |
45 |
1 |
— |
28 |
5 |
(15) |
15 |
— |
— |
60 |
65 |
当期所得税费用 |
|
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
(777) |
(648) |
(777) |
(648) |
来自（用于）运营的调整后资金 |
|
2 894 |
2 810 |
562 |
330 |
1 981 |
902 |
(630) |
(349) |
(777) |
(648) |
4 030 |
3 045 |
非现金营运资本变动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1 595) |
(889) |
经营活动提供的现金流 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 435 |
2 156 |
|
|
|
|
勘探和 |
炼油和 |
企业和 |
|
|
|
|
|
|||
截至3月31日止三个月 |
|
油砂 |
生产 |
市场营销 |
消除 |
所得税 |
合计 |
|||||||
（百万美元） |
|
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
2026 |
|
2025 |
来自（用于）运营的调整后资金 |
|
2 894 |
2 810 |
562 |
330 |
1 981 |
902 |
(630) |
(349) |
(777) |
(648) |
4 030 |
|
3 045 |
包括资本化利息在内的资本支出 |
|
(746) |
(749) |
(128) |
(209) |
(232) |
(180) |
(11) |
(7) |
— |
— |
(1 117) |
|
(1 145) |
自由资金流动（赤字） |
|
2 148 |
2 061 |
434 |
121 |
1 749 |
722 |
(641) |
(356) |
(777) |
(648) |
2 913 |
|
1 900 |
油砂运营、Fort Hills和Syncrude现金运营成本
现金运营成本通过调整非生产成本和过剩电力产能的油砂分部OS & G费用计算得出。重大非生产成本包括但不限于以股份为基础的薪酬调整、研究成本、项目启动成本以及以生产成本相对于购买成本反映接收资产内部转移成本的调整。Fort Hills和Syncrude的非生产成本还包括但不限于一项调整，以反映以生产成本从油砂业务内部生产的柴油。过剩电力容量是指计入营业收入的热电联产机组的过剩电力收入。油砂运营过剩电力容量和其他还包括但不限于作为涉及第三方处理商的非货币安排的一部分记录的天然气费用。油砂业务、Fort Hills和Syncrude产量是内部消耗的柴油和原料在资产之间转移的毛额。油砂运营、Fort Hills和Syncrude现金运营成本在本MD & A的分部业绩和分析–油砂–现金运营成本部分进行了核对。管理层使用现金运营成本来衡量经营业绩。
|
|
三个月结束 |
|
（百万美元，除非另有说明） |
|
2026 |
2025 |
炼油和营销毛利率对账 |
|
|
|
营业收入 |
|
9 129 |
7 628 |
购买原油和产品 |
|
(6 256) |
(5 922) |
|
|
2 873 |
1 706 |
其他损失 |
|
(86) |
(12) |
非精炼和营销利润率 |
|
26 |
(13) |
炼油和营销毛利率–先进先出 |
|
2 813 |
1 681 |
炼油厂生产(1)（mbBLS） |
|
47 581 |
45 798 |
炼油和营销毛利率–先进先出（$/bbl） |
|
59.10 |
36.70 |
先进先出和风险管理活动调整 |
|
(518) |
60 |
炼油和营销毛利率– LIFO |
|
2 295 |
1 741 |
炼油和营销毛利率– LIFO（$/bbl） |
|
48.25 |
38.00 |
炼油运营费用对账 |
|
|
|
运营、销售和一般费用 |
|
673 |
609 |
非精炼成本 |
|
(352) |
(301) |
炼油运营费用 |
|
321 |
308 |
炼油厂生产(1)（mbBLS） |
|
47 581 |
45 798 |
炼油运营费用（美元/桶） |
|
6.75 |
6.75 |
精炼和营销利润率捕获对账 |
|
|
|
炼油和营销毛利率– LIFO（$/bbl） |
|
48.25 |
38.00 |
森科定制5-2-2-1指数（$/bbl） |
|
48.95 |
38.45 |
炼油和营销利润率捕获（%） |
|
99 |
99 |
| (1) | 炼油厂生产是炼油过程的产出，不同于因非原油原料的体积调整、与炼油过程相关的体积增益和未完成产品库存变化而加工的原油。 |
森科尔编制并提出使用先进先出库存估值方法与后进先出方法相比的影响估计，因为管理层使用这些信息来分析经营业绩，并将自己与根据美国公认会计原则允许使用后进先出库存估值的炼油同行进行比较。
该公司的估计并非来自标准化计算，因此可能无法与其他公司提出的类似衡量标准直接进行比较，不应孤立地考虑或替代根据GAAP或美国GAAP编制的业绩衡量标准。
|
|
3月31日 |
12月31日 |
（百万美元，除非另有说明） |
|
2026 |
2025 |
短期债务 |
|
— |
— |
长期债务的流动部分 |
|
979 |
973 |
长期负债 |
|
9 134 |
9 014 |
总债务 |
|
10 113 |
9 987 |
减：现金及现金等价物 |
|
3 271 |
3 650 |
净债务 |
|
6 842 |
6 337 |
股东权益 |
|
45 776 |
45 124 |
总债务加上股东权益 |
|
55 889 |
55 111 |
总负债比总负债加股东权益（%） |
|
18.1 |
18.1 |
净负债比净负债加股东权益（%） |
|
13.0 |
12.3 |
|
|
2026年3月31日 |
|
2025年3月31日 |
||||
|
|
|
升级了– |
油砂 |
|
|
升级了– |
油砂 |
三个月结束 |
|
非- |
净 |
段 |
|
非- |
净 |
段 |
|
|
升级了 |
上合组织和 |
平均 |
|
升级了 |
上合组织和 |
平均 |
（百万美元，除非另有说明） |
|
沥青 |
柴油 |
原油 |
|
沥青 |
柴油 |
原油 |
营业收入 |
|
2 637 |
4 877 |
7 514 |
|
2 285 |
4 856 |
7 141 |
其他收益 |
|
78 |
101 |
179 |
|
41 |
57 |
98 |
购买原油和产品 |
|
(719) |
(132) |
(851) |
|
(572) |
(37) |
(609) |
实现毛额调整(1) |
|
64 |
(207) |
(143) |
|
(35) |
(154) |
(189) |
价格实现 |
|
2 060 |
4 639 |
6 699 |
|
1 719 |
4 722 |
6 441 |
销量（mbBLs） |
|
25 830 |
45 899 |
71 729 |
|
22 041 |
47 567 |
69 608 |
每桶价格实现情况(2) |
|
79.77 |
101.08 |
93.41 |
|
78.00 |
99.27 |
92.54 |
| (1) | 反映未直接归属于在其认定的销售点销售专有原油和净非专有活动所获得的收入的项目。 |
| (2) | 从2026年第一季度开始，该公司修改了价格实现的计算方法，以排除运输和分销费用，以更好地与管理层评估业绩的方式保持一致。已重述前期比较数据以反映这一变化。 |
三个月结束 |
|
2026年3月31日 |
|
2025年3月31日 |
||||
|
|
勘探与生产 |
|
勘探与生产 |
|
勘探与生产 |
|
勘探与生产 |
（百万美元，除非另有说明） |
|
加拿大 |
其他(1)(2) |
段 |
|
加拿大 |
其他(1)(2) |
段 |
营业收入 |
|
718 |
243 |
961 |
|
470 |
259 |
729 |
价格实现 |
|
718 |
243 |
|
|
470 |
259 |
|
销量（mbBLs） |
|
6 277 |
|
|
|
4 344 |
|
|
每桶价格实现情况(3) |
|
114.41 |
|
|
|
108.18 |
|
|
| (1) | 反映了未提供价格实现的其他勘探与生产资产，例如利比亚。 |
| (2) | 该公司利比亚业务的生产按经济基础呈现。公司利比亚业务的收入和特许权使用费按工作利益列报，这是公司合并财务报表列报所要求的。2026年第一季度，收入包括1.85亿美元（2025– 1.96亿美元）的毛额，其中抵消了勘探与生产部门1.07亿美元（2025– 1.06亿美元）的特许权使用费和合并层面记录的7800万美元（2025– 9000万美元）的所得税费用。 |
| (3) | 从2026年第一季度开始，该公司修改了价格实现的计算方法，以排除运输和分销费用，以更好地与管理层评估业绩的方式保持一致。已重述前期比较数据以反映这一变化。 |
测量 |
地方和货币 |
||
英国石油 |
桶 |
美国 |
美国 |
桶/天 |
桶/天 |
英国 |
英国 |
mbBLS/d |
每天数千桶 |
|
|
|
|
$或CDN $ |
加拿大元 |
GJ |
千兆焦耳 |
美元 |
美元 |
|
|
||
兆瓦 |
兆瓦 |
|
|
兆瓦时 |
兆瓦时 |
金融和商业环境 |
|
|
|
第一季度 |
截至3月31日止三个月 |
|
|
DD & A |
折旧、损耗和摊销 |
|
|
WTI |
西德州中级 |
|
|
WCS |
加拿大西部精选 |
上海合作组织 |
合成原油 |
||
|
|
SYN |
合成原油基准 |
|
|
MSW |
混合甜调和 |
| ● | 森科科技2026年投资者日目标及对森科科技实现新三年目标的预期； |
| ● | 森科预测2026年股票回购近40亿美元，相对于2025年股票回购增长超30%； |
| ● | 计划中的维护活动的预期持续时间和影响，包括原定于2026年第二季度进行的Syncrude工厂和矿山的计划维护被推迟到2026年第三季度； |
| ● | 资产保有维护资本支出和经济投资资本支出的预期收益； |
| ● | 森科科技为开发额外储量而设计和建造新井场的预期将维持现有产量水平并在原地增加增量产能； |
| ● | Suncor预计勘探与生产部门的West White Rose项目接近完成； |
| ● | 关于森科计划的56亿至58亿美元的2026年资本支出计划的声明，包括森科管理层认为其将拥有资本资源为其提供资金，并通过现金和现金等价物余额、经营活动提供的现金流、可用的承诺信贷额度、发行商业票据以及在必要时进入资本市场来满足营运资金需求； |
| ● | 新科短期投资组合的目标和新科预期短期投资组合的最大加权平均到期期限不超过六个月，所有投资将与具有投资级债项评级的交易对手； |
| ● | 鉴于公司的长期计划和定价环境中的未来预期波动性，公司优先考虑债务水平和流动性的管理，以及森科尔认为对现有和未来项目采取分阶段和灵活的方法将有助于公司管理项目成本和债务水平； |
| ● | 关于公司NCIB的声明，包括认为回购自己的股份代表了一个有吸引力的投资机会，符合公司及其股东的最佳利益，并期望其分配现金回购股份的决定不会影响其长期战略；和 |
| ● | 公司认为其不存在对公司财务业绩或财务状况、经营业绩、流动性或资本支出产生或合理可能产生当前或未来重大影响的任何担保或表外安排。 |