1.第一季度亮点

●	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。

62026年第一季度Suncor Energy Inc.

2.合并财务和经营信息

财务亮点


	三个月结束 3月31日
（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。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 7

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。

经营亮点


	三个月结束 3月31日
（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。

财务业绩

净收益和调整后营业利润

调整后营业收入调节⁽¹⁾


	三个月结束 3月31日
（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。

影响这些期间净收益的其他项目包括：

●	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。

82026年第一季度Suncor Energy Inc.

调整后营业收入的桥梁分析（百万美元）⁽¹⁾

(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。

森科科技2026年第一季度调整后运营收益增至23.00亿美元（每股普通股1.93美元），而去年同期为16.29亿美元（每股普通股1.31美元），这主要是由于下游利润率和上游价格实现增加，以及上游和下游销量增加，但与销量增加相关的运营和运输费用增加部分抵消了这一影响。调整后的营业利润还受到本季度基准定价加强的影响，导致先进先出（FIFO）的库存估值收益，部分被部门间利润的递延所抵消。

经营活动产生的调整后资金和经营活动提供的现金流

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。

经营活动提供的现金流，包括非现金营运资本的变化，在2026年第一季度增至24.35亿美元（每股普通股2.05美元），而去年同期为21.56亿美元（每股普通股1.74美元）。除了影响调整后运营资金的因素外，与去年同期相比，2026年第一季度与公司营运资金余额相关的更多现金使用对经营活动提供的现金流产生了影响。营运资金受商品价格、交易时机和季节性因素的影响而波动。2026年第一季度使用现金的主要原因是基准定价的提高推动了应收账款的增加和库存余额的增加，但部分被应付账款和应计负债的增加所抵消。

营运、销售及一般开支


	三个月结束 3月31日
（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。

2026年第一季度OS & G费用为37.78亿美元，去年同期为32.97亿美元，增加的主要原因是股权激励费用增加、上下游销量增加、维护活动增加以及商品投入成本增加。该公司的商品成本风险敞口因计入营业收入的电力销售收入而得到部分缓解。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 9

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。

营商环境


		平均三个月结束 3月31日
		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。

102026年第一季度Suncor Energy Inc.

3.分部业绩及分析

油砂

财务亮点


	三个月结束 3月31日
（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。

2026年第一季度，油砂部门调整后运营收益为15.74亿美元，而去年同期为16.20亿美元，减少的主要原因是运营费用增加，包括股权报酬费用、商品投入成本和资产垫付费用增加，以及勘探费用增加，部分被价格实现和销量增加所抵消。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 11

油砂沥青总产量为933,900桶/天，与去年同期的937,300桶/天相当，Fort Hills的季度产量创历史新高。本季度沥青产量也受到Syncrude维护以及该地区第三方天然气输入管道限电影响的影响。SINCOR的区域资产整合部分缓解了SINCOR的维护，这使得SINCOR可以将SINCOR沥青转向油砂基地的升级。

产量


	三个月结束 3月31日
（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。

2026年第一季度，该公司的SCO净产量为519,300桶/天，而去年同期为536,600桶/天，油砂基地的季度升级装置利用率达到创纪录的108%，Syncrude的升级装置利用率达到84%，这受到维护活动增加的影响，而去年同期分别为103%和100%。

2026年第一季度非升级沥青产量增至27.95万桶/天，而去年同期为25.43万桶/天，这主要是由于升级装置供应减少。

122026第一季度Suncor Energy Inc.

销量


	三个月结束 3月31日
（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。

价格实现⁽¹⁾⁽²⁾


版税前	三个月结束 3月31日
（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。

版税

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。

费用和其他因素

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。

与去年同期相比，2026年第一季度的运输成本有所增加，这主要是由于对美国墨西哥湾沿岸的出口增加。

包括其他收入在内的融资费用和其他与去年同期相当。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 13

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。

现金运营成本


	三个月结束 3月31日
（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。

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。

Syncrude每桶现金运营成本⁽¹⁾2026年第一季度为42.20美元，而去年同期为36.10美元，增加的主要原因是产量减少和维护活动增加，部分被Firebag沥青用于Syncrude升级的比例降低所抵消。

计划维护更新

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。

142026年第一季度Suncor Energy Inc.

勘探和生产

财务亮点


	三个月结束 3月31日
（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 3月31日
（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 3月31日
（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

与去年同期相比，2026年第一季度的运营和运输费用有所增加，这主要是由于销量增加。

运营资产的计划维护更新

2025年年度MD & A中讨论的影响勘探与生产部门的计划维护活动没有更新。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 15

R & M 2026年第一季度调整后营业利润增至16.84亿美元，去年同期为6.67亿美元，这主要是由于与本季度基准原油定价加强、基准裂解价差提高和炼油厂产量增加相关的显着先进先出（FIFO）库存估值收益，部分被相关的运营和运输费用增加所抵消。

精炼和营销

财务亮点


	三个月结束 3月31日
（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。

卷


	三个月结束 3月31日
	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。

由于森科利用全球出口销售机会，同时继续通过零售增长和战略合作伙伴关系交付更多的国内销量，精炼产品销量增至68.09万桶/日的季度记录，而去年同期为60.49万桶/日。销量反映出本季度炼油厂产量增加，部分原因是二次装置利用率提高。

(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。

162026年第一季度Suncor Energy Inc.

炼油和营销毛利率⁽¹⁾

炼油和营销毛利率受到以下因素的影响：

●	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。

费用和其他因素

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 .

计划维护更新

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。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 17

管理层的讨论与分析

企业和淘汰

财务亮点


	三个月结束 3月31日
（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。

182026年第一季度Suncor Energy Inc.

4.所得税


	三个月结束 3月31日
（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%

2026年第一季度所得税拨备增至7.26亿美元，去年同期为6.01亿美元，主要是由于应税收入增加。2026年第一季度，该公司净收益的有效税率与去年同期相比有所下降，这主要是由于更高的收益以及影响本季度总税费的永久性项目没有重大变化。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 19

在2026年第一季度，该公司发生了10.76亿美元的资本支出，不包括资本化利息，而去年同期为10.87亿美元。森科科技在2026年第一季度将4100万美元的借款成本资本化，作为主要开发资产和在建工程项目成本的一部分，而去年同期为5800万美元。

5.资本投资更新

按类型分列的资本支出，不包括资本化利息


	三个月结束
			3月31日， 2026	3月31日， 2025
	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。

2026年第一季度经济投资资本支出包括：

●	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。

2026年第一季度资产维持和维护资本支出包括：

●	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。

202026第一季度Suncor Energy Inc.

6.财务状况和流动性

指标


	十二个月结束 3月31日
	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。

资本资源

森科科技的资本资源主要由经营活动提供的现金流、现金和现金等价物以及可用信贷额度组成。森科科技管理层认为，该公司将拥有所需的资本资源，为其计划的56亿至58亿美元的2026年资本支出计划提供资金，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。公司经营活动提供的现金流取决于几个因素，包括商品价格、产量、销量、炼油和营销毛利率、运营费用、税收、特许权使用费和外汇汇率。

公司已将现金投资于以现金及现金等价物列报的短期金融工具。公司短期投资组合的目标是确保资本保值，保持充足的流动性以满足森科的现金流需求，并在可接受的风险参数范围内提供来自投资质量和多样化的有竞争力的回报。短期投资组合的最大加权平均到期期限预计不超过六个月，所有投资均与投资级债项评级的交易对手进行。

可用流动性来源

截至2026年3月31日止三个月，现金及现金等价物从2025年12月31日的36.50亿美元降至32.71亿美元。2026年第一季度现金的使用主要是由于公司的股东回报，包括根据其正常课程发行人出价（NCIB）回购森科尔的普通股并支付股息，以及公司的资本支出超过了经营活动提供的公司现金流。

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。

融资活动

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。

总债务比总债务加上股东权益

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。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 21

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。

债务变化


		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。

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。

普通股


		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。

222026第一季度Suncor Energy Inc.

股份回购


			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

在2026年3月3日至2026年4月30日期间，根据森科尔目前的NCIB，森科尔在公开市场上以6.25亿美元的价格回购了7,262，538股普通股，相当于其截至2026年2月18日普通股的0.6%，加权平均价格为每股普通股86.07美元。

根据NCIB可能回购的实际普通股数量以及任何此类回购的时间将由Suncor决定。公司认为，回购自家股份代表一个有吸引力的投资机会，并符合公司及其股东的最佳利益。该公司预计，分配现金回购股份的决定不会影响其长期战略。


	三个月结束 3月31日
（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。

合同义务、承诺、担保和表外安排

在正常的业务过程中，公司有义务进行未来的付款，包括与合同义务和不可撤销的承诺有关的付款。森科科技已将这些项目纳入2025年度MD & A的财务状况和流动性部分，截至2026年3月31日的三个月内没有需要注意的重大更新。森科科技不认为其有任何担保或表外安排对公司的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的重大影响。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 23

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。

7.季度财务数据

财务摘要


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

(1)	这种财务计量是一种非公认会计准则财务计量或包含一种非公认会计准则财务计量。请参阅本MD & A的Non-GAAP和其他财务指标咨询部分。调整后的运营收益、调整后的运营资金、净债务、自由资金流和ROCE在非公认会计原则和其他财务措施咨询部分中定义，并与合并财务信息中的公认会计原则措施以及森科尔就相关季度向股东发布的相应季度报告（季度报告）中的分部业绩和分析部分中的公认会计原则措施进行核对，这些信息以引用方式并入本文，可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca.

(2)	以基本每股为基础提出。

242026年第一季度Suncor Energy Inc.

营商环境


		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。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 25

森科尔的重要会计政策和最近公布的会计准则摘要在2025年度MD & A的会计政策和关键会计估计部分以及森科尔截至2025年12月31日止年度的经审计合并财务报表附注3和5中进行了描述。

8.其他项目

会计政策和新的国际财务报告准则

关键会计估计

按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计、判断和假设，这些估计、判断和假设会影响所报告的资产、负债、收入和费用、损益以及或有事项的披露。根据经验和新信息，这些估计和假设可能会发生变化。关键会计估计是指那些要求管理层对作出估计时高度不确定的事项作出假设的会计估计。关键会计估计也是指那些本可以使用不同估计或合理可能发生的估计变化将对公司财务状况、财务状况变化或财务业绩产生重大影响的估计。重要的会计估计和判断每年由董事会审计委员会进行审查。截至2025年12月31日止年度的经审计合并财务报表附注4以及2025年年度MD & A的会计政策和关键会计估计部分提供了有关森科科技关键会计估计的详细说明。

金融工具

森科定期订立远期、期货、掉期、期权和无成本项圈等衍生合约，以管理商品价格和外汇汇率波动的风险敞口，并优化公司在利息支付方面的头寸。有关森科科技金融工具及相关财务风险因素的更多信息，请参阅截至2025年12月31日止年度的经审计综合财务报表附注26、截至2026年3月31日止三个月的未经审计中期综合财务报表附注9，以及2025年年度MD & A的财务状况和流动性部分。

控制环境

根据截至2026年3月31日的评估，森科尔的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序（定义见经修订的1934年美国证券交易法（《交易法》）下的规则13a-15（e）和15d-15（e）），有效确保公司在提交或提交给加拿大和美国证券当局的报告中要求披露的信息在加拿大和美国证券法规定的时间段内记录、处理、汇总和报告。此外，截至2026年3月31日，在截至2026年3月31日的三个月期间，财务报告内部控制（定义见《交易法规则》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条）没有发生对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。管理层将继续定期评估公司的披露控制和程序以及对财务报告的内部控制，并将不时进行认为必要的任何修改。

基于其固有的局限性，财务报告的披露控制和程序以及内部控制可能无法防止或发现错报，即使那些被确定为有效的控制也只能在财务报表编制和列报方面提供合理的保证。

企业指导

262026年第一季度Suncor Energy Inc.

9.非公认会计原则和其他财务措施咨询

本MD & A中的某些财务指标——即调整后的营业收入（亏损）、调整后的运营资金（用于）、ROCE和ROCE中包含的不包括减值和减值转回的措施、价格实现、自由资金流（赤字）、油砂运营现金运营成本、Fort Hills现金运营成本、Syncrude现金运营成本、炼油和营销毛利率、炼油运营费用、炼油和营销利润率捕获、净债务、总债务、后进先出库存估值方法以及包含此类措施的相关每股或每桶金额或指标——未由GAAP规定。将这些非公认会计准则财务指标包括在内是因为管理层使用这些信息来分析业务绩效、杠杆和流动性（如适用），并且在相同的基础上可能对投资者有用。这些非GAAP财务指标没有任何标准化含义，因此，不太可能与其他公司提出的类似指标具有可比性。因此，不应孤立地考虑这些非GAAP财务指标，也不应将其作为根据GAAP编制的业绩指标的替代品。除另有说明外，这些非公认会计准则财务指标是在不同时期的一致基础上计算和披露的。具体调整项目可能只在特定时期有相关性。

调整后营业利润（亏损）

调整后的运营收益（亏损）是一种非公认会计准则财务指标，用于调整不代表运营业绩的重要项目的净收益（亏损）。管理层使用调整后的营业利润（亏损）来评估经营业绩，因为管理层认为它提供了更好的期间之间的可比性。调整后的营业利润（亏损）在本MD & A的合并财务和经营信息以及分部业绩和分析部分中与净利润（亏损）进行调节。

调整后营业利润（亏损）的桥梁分析

在这份MD & A中，该公司展示了一张图表，该图表通过关键方差因素说明了调整后营业收入（亏损）与比较期间的变化。这些因素在调整后的营业利润（亏损）叙述中按照本MD & A中的桥梁分析进行了分析。之所以提出这种桥梁分析，是因为管理层使用这种介绍来评估绩效。所有调节项目均在税前基础上列报，并根据所得税过桥系数中的所得税进行调整。

●	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。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 27

ROCE是一种非GAAP比率，管理层用来分析经营业绩和森科资本分配过程的效率。ROCE是使用非GAAP财务指标调整后的净收益和平均使用资本计算得出的。调整后净收益的计算方法是取净收益（亏损）并调整以美元计价债务的未实现外汇和净利息费用的税后金额。平均已使用资本计算为十二个月期间开始时的已使用资本余额和十二个月期间剩余期间的月末已使用资本余额的十二个月平均值。列报十二个月期间开始和结束时使用的资本的数字，以显示十二个月期间计算的组成部分的变化。

ROCE和ROCE不包括减值和减值转回


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。

282026年第一季度Suncor Energy Inc.

来自（用于）运营的调整后资金

来自（用于）运营的调整后资金是一种非GAAP财务指标，它针对非现金营运资本的变化调整GAAP指标——经营活动提供的现金流量，管理层使用该指标来分析经营业绩和流动性。除其他因素外，非现金营运资本的变化可能受到以下因素的影响：商品价格波动、购买和支付商品和所得税的离岸原料的时间、与应收账款和应付账款相关的现金流的时间以及库存的变化，管理层认为这会降低期间之间的可比性。

每个季度来自（用于）运营的调整后资金被单独定义，并与每个相应的MD & A或向股东提交的季度报告（如适用）的非公认会计原则和其他财务措施咨询部分中的运营活动措施提供的现金流量进行调节，这些信息通过引用并入本文，并可在SEDAR +上查阅，网址为www.sedarplus.ca。


截至3月31日止三个月	油砂		勘探和生产		炼油和市场营销		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)
退役结算和恢复负债	(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

自由资金流动（赤字）

自由资金流动（赤字）是一种非公认会计准则财务指标，计算方法是从运营中提取调整后的资金，并减去资本支出，包括资本化利息。自由资金流反映了可用于增加对股东的分配和减少债务的现金。管理层使用自由资金流来衡量公司增加股东回报和发展新科业务的能力。


			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。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 29

炼油和营销毛利率、炼油和营销利润率捕获和炼油运营费用是非公认会计准则财务指标。炼油和营销毛利率，在先进先出的基础上，是通过调整R & M部门营业收入、其他收入以及原油和产品采购（所有这些都是公认会计准则衡量标准）来计算记录在部门间收入中的部门间营销费用。炼油和营销毛利率，在后进先出法的基础上，根据记录在原油和产品采购中的先进先出库存估值以及记录在其他收入（损失）中的风险管理活动的影响进一步调整。炼油厂运营费用是通过调整R & M部门OS & G费用计算得出的，用于i）与公司供应、营销和乙醇业务相关的非炼油成本；及ii）管理层认为与精炼产品生产无关的非炼油成本，包括但不限于基于股份的薪酬和企业共享服务分配。炼油和营销利润率捕获的计算方法是，在后进先出法的基础上，将炼油和营销毛利率除以森科定制5-2-2-1指数。关于5-2-2-1指数是如何计算的，详见森科科技2025年度MD & A。管理层使用炼油和营销毛利率、炼油运营费用以及炼油和营销利润率捕获来衡量以生产桶为基础的经营业绩。

炼油和营销毛利率、利润率捕获和炼油运营费用


	三个月结束 3月31日
（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。

302026年第一季度Suncor Energy Inc.

先进先出存货估值对炼油和营销净收益（亏损）的影响

GAAP要求使用先进先出的库存估值方法。对森科尔而言，这导致反映当前市场状况的精炼产品销售价格与记录为相关炼油厂原料销售成本的金额之间存在脱节，后者反映了购买原料时的市场状况。这种采购和销售之间的滞后可能从几周到几个月不等，并受到购买后接收原油的时间、区域原油库存水平、精炼过程的完成、运输到分销渠道的时间和区域精炼产品库存水平的影响。

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。

净债务和总债务

净债务和总债务是管理层用来分析公司财务状况的非公认会计准则财务指标。总债务包括短期债务、长期债务的流动部分和长期债务（所有这些都是GAAP衡量标准）。净债务等于总债务减去现金和现金等价物（GAAP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

价格实现

价格实现是管理层用来衡量盈利能力的非公认会计准则衡量标准。油砂价格实现按原油产品基准呈列，并源自油砂分部净收益（亏损）报表，经调整不直接归属于与生产相关的收入的项目后。勘探与生产价格实现以资产所在地为基础列报，并来自勘探与生产分部净收益（亏损）报表，在对其他勘探与生产资产进行调整后，例如利比亚，这些资产没有提供价格实现。

油砂价格实现情况


	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。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 31

E & P价格实现


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。

322026第一季度Suncor Energy Inc.

10.常见缩写

以下是本MD & A中可能使用的缩写列表：


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

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 33

本MD & A包含某些前瞻性陈述和其他信息，这些信息是基于森科尔当前的预期、估计、预测和假设，这些信息是公司根据做出陈述时可获得的信息做出的，并考虑了森科尔的经验及其对历史趋势的看法，包括有关以下方面的预期和假设：储量估计的准确性；商品价格以及利率和外汇汇率；资产和设备的性能；与地缘政治冲突相关的不确定性；资本效率和成本节约；适用的法律和政府政策；未来的生产率；预算资本支出在开展计划活动方面的充分性；劳动力、服务和基础设施的可用性和成本；第三方履行其对森科尔的义务；项目的开发和执行；以及及时收到监管和第三方的批准。所有涉及对未来的预期或预测的声明和信息，以及有关森科尔增长战略、预期和未来支出或投资决策、商品价格、成本、时间表、生产量、运营和财务结果、未来融资和资本活动以及未来承诺的预期影响的其他声明和信息，均为前瞻性声明。有些前瞻性陈述可以用“预期”、“预期”、“将”、“估计”、“计划”、“计划”、“打算”、“相信”、“项目”、“表明”、“可能”、“专注”、“愿景”、“目标”、“展望”、“提议”、“目标”、“目标”、“继续”、“应该”、“可能”、“未来”、“潜在”、“机会”、“将”、“优先”、“战略”等类似表述。本MD & A中的前瞻性陈述包括以下内容：

11.建议

前瞻性陈述

●

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。

前瞻性陈述不是对未来业绩的保证，涉及许多风险和不确定性，有些与其他石油和天然气公司类似，有些是森科尔独有的。森科科技的实际结果可能与其前瞻性陈述中明示或暗示的结果存在重大差异，因此提醒读者不要过分依赖这些结果。公司可报告经营分部，特别是油砂、勘探与生产和R & M的财务和经营业绩可能受到多项因素的影响。

影响森科油砂分部的因素包括但不限于原油和其他生产的价格波动，以及波动的轻/重和甜/酸原油价差的相关影响；炼油厂原料和柴油燃料需求的变化，包括加工公司专有生产的炼油厂将被关闭、出现设备故障或其他事故的可能性；森科为达到生产目标而可靠地运营其油砂设施的能力；新投产设施的产量，其业绩在初始运营期间可能难以预测；森科尔对管道能力的依赖和其他后勤限制，这可能影响公司将产品分销到市场的能力，并可能导致公司在外卖能力不足的情况下推迟或取消计划中的增长项目；森科尔为油砂经济投资和资产维持和维护资本支出提供资金的能力；用于升级运营的沥青原料的可用性，这可能受到矿石品位差、计划外矿山设备和提取厂维护、尾矿储存的负面影响，和原位储层和设备性能，或无法获得第三方沥青；运营成本的变化，包括油砂工艺中使用的劳动力、天然气和其他能源的成本；以及公司按时和按预算完成项目（包括计划的维护活动）的能力，这可能会受到其他项目（包括其他油砂项目）对商品和服务的竞争以及对艾伯塔省伍德布法罗地区和周边地区基础设施（包括住房、道路和学校）的需求的影响。

影响森科石油勘探与生产部门的因素包括但不限于原油和天然气价格的波动；与石油和天然气活动相关的运营风险和不确定性，包括意外的地层或压力、储层过早下降、火灾、井喷、设备故障和其他事故、原油、天然气或井液无法控制的流动，以及污染和其他环境风险；不利的天气条件，这可能会扰乱生产资产的产出或影响钻井计划，从而导致成本增加和/或推迟新的生产；与森科石油国外相关的政治、经济和社会经济风险

342026第一季度Suncor Energy Inc.

运营，包括由于持续的政治动荡而在利比亚运营的不可预测性；以及市场对矿权和生产物业的需求，可能导致处置损失或增加物业购置成本。

影响R & M分部的因素包括但不限于影响公司利润率的精炼产品的需求和供应波动；市场竞争，包括潜在的新市场进入者；公司可靠运营精炼和营销设施以达到生产或销售目标的能力；以及影响建设或计划维护计划的风险和不确定性，包括劳动力的可用性以及在同一时间段内使用相同资源的竞争项目的其他影响。

可能影响森科尔所有经营分部和活动的财务和经营业绩的其他风险、不确定性和其他因素包括但不限于一般经济、市场和商业条件的变化，例如商品价格、利率、货币汇率和潜在的贸易关税（包括由于欧佩克+行动和/或中东武装冲突的影响、俄罗斯入侵乌克兰的影响和/或美国政府经济政策变化的影响而产生的需求和供应影响）；地缘政治紧张局势加剧，包括实施或升级经济制裁、出口管制和贸易限制，这可能导致全球和区域供应链中断；森科尔产品供需波动；资本项目的成功和及时实施，包括增长项目和监管项目；与森科尔主要项目的开发和执行以及新设施的投产和整合相关的风险；已完成的维护活动可能无法提高运营绩效或相关设施的产出；旨在实现现金流增长和/或降低运营成本的项目和举措可能无法在预期时间内或根本无法达到预期结果的风险；其他公司的竞争行为，包括来自其他石油和天然气公司或提供替代能源的公司的竞争加剧；劳动力和材料短缺；政府当局的行动，包括征收或重新评估或改变税收、费用、特许权使用费、关税和其他政府规定的合规成本；可能影响公司业务的法律和政府政策的变化，包括环境（包括气候变化）、特许权使用费和税收法律和政策；与森科尔有重大关系的各方履行其对公司义务的能力和意愿；无法获得或中断，可能导致生产中断或阻止公司运输其产品的第三方基础设施；发生长期运营中断、重大安全或环境事件，或发生火灾（包括森林火灾）、设备故障和其他类似事件等影响到森科尔或其运营或资产直接或间接影响到森科尔的其他各方的意外事件；恶意个人或实体可能对森科尔的信息技术和基础设施进行安全漏洞，以及此类漏洞导致此类系统无法使用或无法按预期运行；安全威胁和恐怖分子或激进分子活动；相互竞争的业务目标可能超出Suncor采用和实施变更的能力的风险；与为公司的运营、项目获得Suncor控制范围之外的监管、第三方和利益相关者批准相关的风险和不确定性，倡议和勘探开发活动以及满足任何条件以获得批准；由于森科尔与代表公司设施员工的工会的关系而导致运营和建设项目中断的可能性；公司寻找可经济开发的新石油和天然气储量的能力；森科尔储量的准确性，资源和未来产量估计；市场不稳定影响森科在资本债务市场以可接受的利率借款或以可接受的价格发行其他证券的能力；保持最佳债务与现金流量比率的能力；公司使用衍生品和其他金融工具的营销和物流活动的成功；遵守当前和未来环境法律的成本，包括气候变化法；与增加对化石燃料和油砂的积极性和公众反对有关的风险；交易对手及时遵守其义务的能力；与公司有利益关系的联合安排相关的风险；与土地索赔和土著协商要求相关的风险；公司可能受到诉讼的风险；技术的影响以及与开发和实施新技术相关的风险；以及成本估算的准确性，其中一些是在项目的概念或其他初步阶段以及在开始或构思所需的详细工程之前提供的，以减少误差幅度并提高精确度水平。上述重要因素并非详尽无遗。

这些风险因素中的许多以及与森科科技的前瞻性陈述相关的其他假设在整个MD & A中都有进一步详细的讨论，在该公司的2025年度MD & A中，在www.sedarplus.ca和美国证券交易委员会www.sec.gov上存档的2025年AIF和40-F表格中都有进一步详细的讨论。读者还可参考新科不时向证券监管部门提交的其他MD & As中描述的风险因素和假设。这些MD & A的副本可从公司免费获得。

本MD & A中包含的前瞻性陈述是在本MD & A发布之日作出的。除适用的证券法要求外，我们不承担公开更新或以其他方式修改任何前瞻性陈述或影响此类前瞻性陈述的上述风险和假设的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 35

综合全面收益表


	三个月结束 3月31日
（百万美元）	2026	2025
收入和其他收入
毛收入（注3）	15 422	13 330
减：特许权使用费	(941)	(1 007)
其他收入（附注4）	182	130
	14 663	12 453
费用
购买原油和产品	5 218	4 300
营运、销售及一般	3 778	3 297
运输和配送	563	448
折旧、损耗和摊销	1 731	1 663
探索	136	122
处置资产收益	(13)	—
融资费用（附注6）	424	333
	11 837	10 163
所得税前利润	2 826	2 290

所得税费用（回收）
当前	777	648
延期	(51)	(47)
	726	601
净收益	2 100	1 689

其他综合收益
随后可能重新分类为收益的项目：
外币换算调整	57	(21)
不会重分类至收益的项目：
雇员退休福利计划的精算收益，扣除所得税	73	35
其他综合收益	130	14

综合收益总额	2 230	1 703

每股普通股（美元）（附注7）
净收益–基本和稀释	1.77	1.36
现金分红	0.60	0.57

362026第一季度Suncor Energy Inc.

合并资产负债表


	3月31日	12月31日
（百万美元）	2026	2025
物业、厂房及设备
流动资产
现金及现金等价物	3 271	3 650
应收账款	7 798	5 087
库存	6 178	5 121
应收所得税	215	371
流动资产总额	17 462	14 229
固定资产、工厂及设备，净值	68 013	68 428
勘探与评估	1 742	1 742
其他资产	2 090	1 977
商誉和其他无形资产	3 442	3 455
递延所得税	77	82
总资产	92 826	89 913

负债和股东权益
流动负债
长期债务的流动部分（附注9）	979	973
长期租赁负债的流动部分	651	638
应付账款和应计负债	9 595	7 523
准备金的当前部分	1 013	1 056
应付所得税	81	20
流动负债合计	12 319	10 210
长期债务（附注9）	9 134	9 014
长期租赁负债	4 048	3 879
其他长期负债	1 481	1 416
规定	11 934	12 108
递延所得税	8 134	8 162
股权	45 776	45 124
负债和股东权益合计	92 826	89 913

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 37

合并现金流量表


	三个月结束 3月31日
（百万美元）	2026	2025
经营活动
净收益	2 100	1 689
调整：
折旧、损耗和摊销	1 731	1 663
递延所得税回收	(51)	(47)
吸积（注6）	153	143
美元计价债务的未实现外汇亏损（收益）（附注6）	139	(14)
金融工具及交易存货公允价值变动	189	(57)
处置资产收益	(13)	—
股份补偿	(120)	(303)
退役和恢复负债的结算	(158)	(94)
其他	60	65
非现金营运资本增加	(1 595)	(889)
经营活动提供的现金流	2 435	2 156
投资活动
资本支出	(1 117)	(1 145)
资产处置收益	13	—
其他投资和收购	(7)	(6)
非现金营运资本增加	(91)	(104)
投资活动使用的现金流	(1 202)	(1 255)
融资活动
租赁负债付款	(176)	(180)
根据购股权计划发行普通股	69	75
回购普通股⁽¹⁾（注8）	(825)	(798)
有关非控股权益的分派	(4)	(4)
支付普通股股息	(712)	(705)
用于筹资活动的现金流	(1 648)	(1 612)
现金及现金等价物减少	(415)	(711)
外汇对现金及现金等价物的影响	36	—
期初现金及现金等价物	3 650	3 484
期末现金及现金等价物	3 271	2 773
补充现金流信息
已付利息	159	148
缴纳的所得税	500	604

(1)	截至2025年3月31日的前一年三个月包括2024年股票回购支付的4800万美元税款。

382026年第一季度Suncor Energy Inc.

合并权益变动表


			累计			数量
			其他			共同
	分享	贡献了	综合	保留		股份
（百万美元）	资本	盈余	收入	收益	合计	（千）
截至2024年12月31日	21 121	520	1 201	21 672	44 514	1 244 332
净收益	—	—	—	1 689	1 689	—
外币换算调整	—	—	(21)	—	(21)	—
员工退休福利计划的精算收益，扣除所得税11美元	—	—	—	35	35	—
综合收益总额	—	—	(21)	1 724	1 703	—
根据购股权计划发行	88	(13)	—	—	75	1 847
回购普通股注销⁽¹⁾ （注8）	(232)	—	—	(531)	(763)	(13 600)
股份回购承诺负债变动	10	—	—	(4)	6	—
股份补偿	—	4	—	—	4	—
支付普通股股息	—	—	—	(705)	(705)	—
截至2025年3月31日	20 987	511	1 180	22 156	44 834	1 232 579
截至2025年12月31日	20 402	502	999	23 221	45 124	1 193 520
净收益	—	—	—	2 100	2 100	—
外币换算调整	—	—	57	—	57	—
员工退休福利计划的精算收益，扣除所得税23美元	—	—	—	73	73	—
综合收益总额	—	—	57	2 173	2 230	—
根据购股权计划发行	84	(15)	—	—	69	1 739
回购普通股注销⁽¹⁾ （注8）	(190)	—	—	(649)	(839)	(11 072)
股份回购承诺负债变动（注8）	12	—	—	(110)	(98)	—
股份补偿（附注5）	—	2	—	—	2	—
支付普通股股息	—	—	—	(712)	(712)	—
截至2026年3月31日	20 308	489	1 056	23 923	45 776	1 184 187

(1)	包括截至2026年3月31日止三个月的股份回购税款1400万美元（2025年3月31日– 1300万美元）。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 39

合并财务报表附注

公司注册办事处地址为150 – 6th Avenue S.W.，Calgary，Alberta，Canada，T2P 3E3。

1.报告实体和业务说明

2.编制依据

（a）遵约声明

这些简明中期综合财务报表以国际会计准则理事会颁布的国际财务报告准则（“国际财务报告准则”）为基础，并根据国际会计准则第34号中期财务报告编制。该等简明中期综合财务报表所采用的会计政策及计算方法与公司截至2025年12月31日止年度的经审核综合财务报表所采用的会计政策及计算方法一致。这些简明中期综合财务报表不包括完整年度财务报表所需的所有信息，应与公司截至2025年12月31日止年度的经审计综合财务报表一并阅读。

（b）计量依据

除公司截至2025年12月31日止年度的经审核综合财务报表所披露的会计政策详述外，综合财务报表均按历史成本基准编制。

（c）功能货币和列报货币

这些合并财务报表以加元呈列，加元是公司的功能货币。

（d）使用估计、假设和判断

及时编制财务报表需要管理层作出估计和假设，并运用判断。因此，随着未来确认事件的发生，实际结果可能与估计金额不同。编制财务报表时使用的重大估计和判断在公司截至2025年12月31日止年度的经审计综合财务报表中有所描述。

（e）所得税

公司在适用税率变动颁布或实质颁布的期间确认所得税税率变动对收益的影响。

（f）采用新的国际财务报告准则

IASB发布了对IFRS 9金融工具和IFRS 7金融工具的修订：自2026年1月1日起生效的披露，允许提前采用。并无因首次应用而对中期综合财务报表产生影响。

（g）最近公布的会计公告

现将已发布但截至公司中期综合财务报表授权日尚未生效、且可能对公司披露及财务状况产生影响的准则、修订及解释披露如下。本公司拟于该等准则、修订及解释生效时采纳该等准则、修订及解释。

IASB发布了IFRS 18在财务报表中的列报和披露，将取代IAS 1在财务报表中的列报。新准则将建立综合收益合并报表的修订结构，并提高跨实体和报告期的可比性。IFRS 18自2027年1月1日或之后开始的年度期间生效。该标准将追溯适用，并有一定的过渡条款。公司目前正在评估采用IFRS 18对合并财务报表的影响。

402026年第一季度Suncor Energy Inc.

3.细分信息

公司的经营分部根据其产品和服务的性质以及管理责任进行报告。

原油的分部间销售按市场价值入账，为分部报告，计入作出转让的分部的收入和接受转让的分部的费用。分部间金额在合并时予以抵销。


				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			合计
（百万美元）	2026	2025		2026	2025		2026	2025		2026	2025		2026	2025

收入和其他收入
毛收入	5 335	4 990		961	729		9 126	7 611		—	—		15 422	13 330
分部间收入	2 179	2 151		—	—		3	17		(2 182)	(2 168)		—	—
减：特许权使用费	(712)	(815)		(229)	(192)		—	—		—	—		(941)	(1 007)
营业收入，扣除特许权使用费	6 802	6 326		732	537		9 129	7 628		(2 182)	(2 168)		14 481	12 323
其他收入（亏损）	179	98		36	5		(86)	(12)		53	39		182	130
	6 981	6 424		768	542		9 043	7 616		(2 129)	(2 129)		14 663	12 453
费用
购买原油和产品	851	609		—	—		6 256	5 922		(1 889)	(2 231)		5 218	4 300
营运、销售及一般	2 712	2 392		133	120		673	609		260	176		3 778	3 297
运输和配送	343	296		55	22		174	139		(9)	(9)		563	448
折旧、损耗和摊销	1 235	1 199		175	171		276	257		45	36		1 731	1 663
探索	134	68		2	54		—	—		—	—		136	122
处置资产收益	—	—		—	—		(6)	—		(7)	—		(13)	—
融资费用	190	185		21	17		20	17		193	114		424	333
	5 465	4 749		386	384		7 393	6 944		(1 407)	(1 914)		11 837	10 163
所得税前收益（亏损）	1 516	1 675		382	158		1 650	672		(722)	(215)		2 826	2 290
所得税费用（回收）
当前	—	—		—	—		—	—		—	—		777	648
延期	—	—		—	—		—	—		—	—		(51)	(47)
	—	—		—	—		—	—		—	—		726	601
净收益	—	—		—	—		—	—		—	—		2 100	1 689
资本支出	746	749		128	209		232	180		11	7		1 117	1 145

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 41

合并财务报表附注

与客户的合同收入和分部间收入的分类

该公司的收入来自以下主要商品：


截至3月31日止三个月	2026			2025
（百万美元）	北美洲	国际	合计	北美洲	国际	合计
油砂
合成原油和柴油	4 877	—	4 877	4 856	—	4 856
沥青	2 637	—	2 637	2 285	—	2 285
	7 514	—	7 514	7 141	—	7 141
勘探和生产
原油和天然气液体	718	243	961	470	259	729
	718	243	961	470	259	729
精炼和营销
汽油	3 464	—	3 464	3 248	—	3 248
馏分⁽¹⁾	4 859	146	5 005	3 670	77	3 747
其他	660	—	660	633	—	633
	8 983	146	9 129	7 551	77	7 628
企业和淘汰
	(2 182)	—	(2 182)	(2 168)	—	(2 168)
与客户签订的合同总收入	15 033	389	15 422	12 994	336	13 330

(1)	比较期间的国际收入以前在北美项下报告。

4.其他收益

其他收入（损失）包括：


		三个月结束 3月31日
（百万美元）		2026	2025
风险管理和能源交易		112	69
投资及利息收入		74	56
保险收益及其他		(4)	5
		182	130

5.股份补偿

下表汇总了在运营、销售和一般费用中记录的所有计划的股份补偿费用：


		三个月结束 3月31日
（百万美元）		2026	2025
权益结算计划		2	4
现金结算计划		318	141
		320	145

422026年第一季度Suncor Energy Inc.

6.融资费用


		三个月结束 3月31日
（百万美元）		2026	2025
债务利息		159	148
租赁负债利息		69	73
资本化利息		(41)	(58)
利息支出		187	163
合伙负债利息		11	12
养老金和其他退休后福利的利息		(5)	(1)
吸积		153	143
美元计价债务和租赁的汇兑损失（收益）		139	(14)
经营性外汇及其他		(61)	30
		424	333

7.每股普通股收益


		三个月结束 3月31日
（百万美元）		2026	2025
净收益		2 100	1 689

（百万普通股）
普通股加权平均数		1 189	1 239
稀释性证券：
购股权的影响		—	1
加权平均稀释普通股股数		1 189	1 240

（美元/普通股）
基本和稀释每股收益		1.77	1.36

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 43

合并财务报表附注

8.股份回购

下表汇总了该期间的股份回购活动：


		三个月结束 3月31日
（百万美元，除非另有说明）		2026	2025
股份回购活动（千股普通股）
回购股份		11 072	13 600
收取的金额：
股本		190	232
留存收益		635	518
税前股份回购成本		825	750
留存收益-应付股票回购税款		14	13
股份回购成本		839	763

根据与独立经纪商的自动回购计划协议，该公司已根据其内部停电期间可能发生的正常发行人投标记录了以下股份回购责任：


		3月31日	12月31日
（百万美元）		2026	2025
收取的金额：
股本		78	90
留存收益		339	229
股份购买承诺的责任		417	319

9.金融工具

衍生金融工具

（a）非指定衍生金融工具

该公司使用衍生金融工具，例如实物和金融合同，来管理利率、商品价格和外币汇率波动的某些风险敞口，作为其整体风险管理计划的一部分，以及用于交易目的。

非指定衍生资产和（负债）公允价值变动情况如下：


（百万美元）		合计
2025年12月31日公允价值未偿资产		193
期间收益中确认的公允价值变动-（亏损）		(249)
期间实现的合同		(116)
2026年3月31日未偿（负债）公允价值		(172)

442026年第一季度Suncor Energy Inc.

（b）公允价值等级

为估计衍生工具的公允价值，公司采用可获得的市场报价，或利用可观察市场数据的第三方模型和估值方法。除市场信息外，该公司还纳入了市场参与者将在公允价值计量中使用的特定交易细节，包括不履约风险的影响。然而，这些公允价值估计不一定表明可以在当前市场交易中实现或结算的金额。该公司使用根据可观察到的程度对输入进行优先排序的层次结构来描述用于确定公允价值的输入。公允价值层次结构的三个层次如下：

●	第1级由相同资产或负债在活跃市场中以未经调整的报价确定公允价值的工具组成。活跃市场的特点是容易获得的定期报价，其中价格代表实际和定期发生的市场交易，以保证流动性。

●	第2级包括公允价值由非活跃市场中的报价确定的工具、具有可观察输入值的价格或具有不重要的不可观察输入值的价格。这些头寸的公允价值是根据来自交易所、定价服务、第三方独立经纪人报价和公布的运输通行费的可观察输入值确定的。可观察输入值可能会使用某些方法进行调整，其中包括在报价期限内进行外推以及可比资产和负债的报价。

●	第3级包括公允价值由具有重大不可观察输入的价格确定的工具。截至2026年3月31日，公司不存在以公允价值第三级计量的衍生工具。

在形成估计时，公司利用可用于估值目的的最可观察的输入值。公允价值计量反映层级内不同层级输入值的，按照对公允价值计量具有重要意义的最低层级输入值进行分类计量。

下表列示了截至2026年3月31日公司各层级以公允价值计量的衍生金融工具：


（百万美元）	1级	2级	3级	公允价值总额
应收账款	191	150	—	341
应付账款	(417)	(96)	—	(513)
	(226)	54	—	(172)

2026年第一季度，第一级和第二级公允价值计量之间没有转移。

非衍生金融工具

2026年3月31日，摊余成本项下的定期债务账面价值为101亿美元（2025年12月31日– 100亿美元），公允价值为99亿美元（2025年12月31日– 98亿美元）。长期债务的估计公允价值基于来自市场数据的定价。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 45

补充财务和经营信息

季度财务摘要


	季度末					年终
	3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日	12月31日
（百万美元，每股金额除外）	2026	2025	2025	2025	2025	2025
毛收入	15 422	12 733	13 565	12 749	13 330	52 377
所得税前收益（亏损）
油砂	1 516	1 120	1 638	844	1 675	5 277
勘探和生产	382	61	142	165	158	526
精炼和营销	1 650	895	878	377	672	2 822
企业和淘汰	(722)	(69)	(441)	48	(215)	(677)
所得税费用	(726)	(531)	(598)	(300)	(601)	(2 030)
净收益	2 100	1 476	1 619	1 134	1 689	5 918
调整后营业利润（亏损）^(A)
油砂	1 574	1 129	1 627	926	1 620	5 302
勘探和生产	382	61	142	165	158	526
精炼和营销	1 684	893	894	404	667	2 858
企业和淘汰	(583)	(249)	(255)	(318)	(229)	(1 051)
计入调整后营业利润的所得税费用	(757)	(509)	(614)	(304)	(587)	(2 014)
合计	2 300	1 325	1 794	873	1 629	5 621
来自（用于）运营的调整后资金^(A)
油砂	2 894	2 406	2 900	2 399	2 810	10 515
勘探和生产	562	214	279	372	330	1 195
精炼和营销	1 981	1 174	1 216	615	902	3 907
企业和淘汰	(630)	(108)	(152)	(285)	(349)	(894)
当期所得税费用	(777)	(468)	(412)	(412)	(648)	(1 940)
合计	4 030	3 218	3 831	2 689	3 045	12 783
非现金营运资本变动	(1 595)	703	(46)	230	(889)	(2)
经营活动提供的现金流	2 435	3 921	3 785	2 919	2 156	12 781
自由资金流动（赤字）^(A)
油砂	2 148	1 393	1 902	1 290	2 061	6 646
勘探和生产	434	37	97	143	121	398
精炼和营销	1 749	858	926	253	722	2 759
企业和淘汰	(641)	(121)	(166)	(293)	(356)	(936)
当期所得税费用	(777)	(468)	(412)	(412)	(648)	(1 940)
合计	2 913	1 699	2 347	981	1 900	6 927
每普通股
净收益–基本	1.77	1.23	1.34	0.93	1.36	4.85
净收益–摊薄	1.77	1.23	1.34	0.93	1.36	4.85
调整后营业收入^{（a）（b）}	1.93	1.10	1.48	0.71	1.31	4.61
现金分红^(b)	0.60	0.60	0.57	0.57	0.57	2.31
调整后的运营资金^{（a）（b）}	3.39	2.68	3.16	2.20	2.46	10.49
经营活动提供的现金流^(b)	2.05	3.27	3.13	2.38	1.74	10.48
自由资金流动^{（a）（b）}	2.45	1.42	1.94	0.80	1.53	5.68
对股东的回报
支付普通股股息	712	719	688	697	705	2 809
回购普通股^（c）	825	775	750	750	750	3 025
股东总回报	1 537	1 494	1 438	1 447	1 455	5 834
资本支出（包括资本化利息）
油砂	746	1 013	998	1 109	749	3 869
勘探和生产	128	177	182	229	209	797
精炼和营销	232	316	290	362	180	1 148
企业和淘汰	11	13	14	8	7	42
资本支出总额	1 117	1 519	1 484	1 708	1 145	5 856

(A)	非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

(b)	以基本每股为基础提出。

（c）	不包括2025年第四季度5600万美元、2025年第一季度4800万美元以及截至2025年12月31日的十二个月的1.04亿美元的股票回购成本所支付的税款。

462026年第一季度Suncor Energy Inc.

补充财务和经营信息（续）

季度财务摘要


	十二个月结束
	3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日
	2026	2025	2025	2025	2025
已使用资本回报率（ROCE）^(A)(%)	12.4	11.3	11.0	11.1	12.8

(A)	非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 47

季度运营摘要


		季度末					年终
		3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日	12月31日
油砂		2026	2025	2025	2025	2025	2025
生产量（mbBLs/d）
油砂沥青总产量		933.9	992.7	958.3	860.8	937.3	937.5
油砂产量
油砂作业– SCO、柴油及其他产品		378.7	361.9	370.6	280.6	361.3	343.7
油砂作业–沥青		161.1	165.2	150.4	162.8	165.3	160.9
Syncrude – SCO，柴油和沥青		188.5	225.0	200.7	196.5	206.0	207.1
Fort Hills –沥青		187.2	178.2	184.1	162.9	176.4	175.4
资产间转移和消费		(116.7)	(84.9)	(93.6)	(54.4)	(118.1)	(87.7)
油砂总产量		798.8	845.4	812.2	748.4	790.9	799.4
油砂–升级–净SCO和柴油
油砂作业		378.7	361.9	370.6	280.6	361.3	343.7
Syncrude		172.1	224.9	200.6	187.4	206.0	204.8
资产间转移和消费		(31.5)	(29.8)	(27.1)	(29.8)	(30.7)	(29.4)
Total Oil Sands – Updated – Net SCO and Diesel Production		519.3	557.0	544.1	438.2	536.6	519.1
油砂–非升级沥青
油砂作业		161.1	165.2	150.4	162.8	165.3	160.9
Fort Hills		187.2	178.2	184.1	162.9	176.4	175.4
Syncrude		16.4	0.1	0.1	9.1	—	2.3
资产间转移		(85.2)	(55.1)	(66.5)	(24.6)	(87.4)	(58.3)
Total Oil Sands – Non-upgraded沥青产量		279.5	288.4	268.1	310.2	254.3	280.3
油砂产量到市场
升级–净上合组织和柴油		519.3	557.0	544.1	438.2	536.6	519.1
非升级沥青		279.5	288.4	268.1	310.2	254.3	280.3
油砂总产量		798.8	845.4	812.2	748.4	790.9	799.4
油砂销量（mbBLS/d）
升级–净上合组织和柴油		510.0	570.3	541.9	440.2	528.5	520.4
非升级沥青		287.0	283.7	277.9	307.6	244.9	278.6
油砂总销量		797.0	854.0	819.8	747.8	773.4	799.0
油砂运营现金运营成本^{（1）（a）}（百万美元）
现金成本		1 273	1 119	1 142	1 024	1 194	4 479
天然气		132	137	51	102	123	413
		1 405	1 256	1 193	1 126	1 317	4 892
油砂运营现金运营成本^{（1）（a）}（美元/桶）*
现金成本		26.25	23.05	23.80	25.45	25.20	24.30
天然气		2.70	2.85	1.05	2.50	2.60	2.25
		28.95	25.90	24.85	27.95	27.80	26.55
Fort Hills现金运营成本^{（1）（a）}（百万美元）
现金成本		551	494	511	528	514	2 047
天然气		23	24	9	16	24	73
		574	518	520	544	538	2 120
Fort Hills现金运营成本^{（1）（a）}（美元/桶）*
现金成本		32.75	30.10	30.10	35.65	32.35	31.95
天然气		1.35	1.50	0.55	1.10	1.50	1.15
		34.10	31.60	30.65	36.75	33.85	33.10
Syncrude现金运营成本^{（1）（a）}（百万美元）
现金成本		696	624	576	636	654	2 490
天然气		20	19	5	16	16	56
		716	643	581	652	670	2 546
Syncrude现金运营成本^{（1）（a）}（美元/桶）*
现金成本		41.00	30.15	31.15	35.60	35.25	32.95
天然气		1.20	0.90	0.30	0.90	0.85	0.75
		42.20	31.05	31.45	36.50	36.10	33.70

(A)	非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的季度运营指标调节和运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

482026年第一季度Suncor Energy Inc.

季度运营摘要（续）


		季度末					年终
		3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日	12月31日
油砂分部经营净亏损^{（a）（b）}		2026	2025	2025	2025	2025	2025
非升级沥青（美元/桶）
平均实现价格		79.77	58.13	71.93	67.95	78.00	68.61
版税		(9.76)	(7.13)	(9.09)	(8.79)	(10.20)	(8.75)
运输和配送成本		(6.93)	(6.17)	(6.65)	(6.71)	(6.87)	(6.59)
净营业费用		(20.35)	(19.65)	(19.48)	(20.69)	(19.05)	(19.76)
运营净回		42.73	25.18	36.71	31.76	41.88	33.51

升级–净上合组织和柴油（美元/桶）
平均实现价格		101.08	83.40	92.43	90.10	99.27	91.16
版税		(10.02)	(8.28)	(12.98)	(8.75)	(12.41)	(10.64)
运输和配送成本		(3.58)	(3.13)	(3.67)	(3.67)	(3.03)	(3.37)
净营业费用		(40.13)	(33.51)	(31.89)	(39.90)	(36.83)	(35.26)
运营净回		47.35	38.48	43.89	37.78	47.00	41.89

平均油砂部分（美元/桶）
平均实现价格		93.41	75.00	85.48	80.98	92.54	83.29
版税		(9.93)	(7.90)	(11.66)	(8.76)	(11.71)	(9.98)
运输和配送成本		(4.78)	(4.14)	(4.68)	(4.92)	(4.26)	(4.49)
净营业费用		(33.01)	(28.90)	(27.68)	(32.00)	(31.20)	(29.86)
运营净回		45.69	34.06	41.46	35.30	45.37	38.96

(A)	包含非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的季度运营指标调节和运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

(b)	Netbacks基于销量。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 49

季度运营摘要（续）


		季度末					年终
		3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日	12月31日
勘探和生产		2026	2025	2025	2025	2025	2025
生产量
加拿大勘探与生产（mbBLS/d）		71.1	62.5	55.6	56.4	55.6	57.5
E & P国际（mbBLS/d）		5.3	1.1	2.2	3.3	6.7	3.3
总产量（mbBLS/d）		76.4	63.6	57.8	59.7	62.3	60.8

总销量（mbBLS/d）		75.1	51.5	67.4	65.0	55.0	59.8

运营净回扣^{（a）（b）}
加拿大勘探与生产（美元/桶）
平均实现价格		114.41	89.18	98.04	97.05	108.18	97.93
版税		(19.43)	(11.45)	(16.90)	(17.50)	(19.85)	(16.46)
运输和配送成本		(7.85)	(5.86)	(5.15)	(5.45)	(4.36)	(5.23)
运营成本		(16.34)	(16.74)	(18.64)	(17.90)	(20.24)	(18.35)
运营净回		70.79	55.13	57.35	56.20	63.73	57.89

(A)	包含非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的季度运营指标调节和运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

(b)	Netbacks基于销量。

502026第一季度Suncor Energy Inc.

季度运营摘要（续）


		季度末					年终
		3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日	12月31日
精炼和营销		2026	2025	2025	2025	2025	2025
成品销量（mbBLS/d）		680.9	640.4	646.8	600.5	604.9	623.3
加工原油（mbBLS/d）		497.8	504.2	491.7	442.3	482.7	480.3
Rack forward sales volume（ML）		5 659	5 883	6 040	5 724	5 419	23 066
炼油产能利用率（%）^(A)		97	99	96	87	94	94
炼油和营销毛利率–先进先出（FIFO）（$/bbl）^(b)		59.10	40.75	39.65	32.45	36.70	37.60
炼油和营销毛利率–后进先出（LIFO）（$/bbl）^(b)		48.25	45.15	39.55	34.40	38.00	39.50
机架远期毛利率（CPL）^(b)		5.20	6.85	4.35	6.15	6.45	5.95
炼油运营费用（美元/桶）^(b)		6.75	6.55	6.00	6.85	6.75	6.50
机架前向运营费用（CPI）^(b)		3.15	3.10	2.65	2.80	3.15	2.95
炼油和营销利润率捕获（%）^{（b）（c）}		99	101	92	89	99	96

成品销量（mbBLS/d）^(D)
运输燃料
汽油		269.3	274.0	262.1	251.1	262.8	262.5
馏分		318.1	272.7	289.6	270.1	262.6	273.8
运输燃料销售总额		587.4	546.7	551.7	521.2	525.4	536.3
石油化工		10.8	4.4	3.2	4.4	7.3	15.9
沥青		25.6	29.2	45.0	31.2	25.3	32.7
其他		57.1	60.1	46.9	43.7	46.9	49.5
精炼产品销售总额		680.9	640.4	646.8	600.5	604.9	623.3

(A)	自2026年1月1日起，该公司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。已重述上一季度的利用率以反映这一变化。

(b)	包含非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的季度运营指标调节和运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

（c）	炼油和营销利润率在2025年第二季度为96%，在调整排放合规费的一次性结算后，截至2025年12月31日的十二个月为97%。

(D)	从2026年第一季度开始，该公司将东部和西部精炼产品销售的列报汇总为一个单一的合并总数。对前期金额进行了修订，以反映列报方式的这一变化。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 51


	2026年3月31日			2025年12月31日
	非-	升级了–		非-	升级了–
	升级了	净上合组织和	油砂	升级了	净上合组织和	油砂
季度结束	沥青	柴油	段	沥青	柴油	段
营业收入	2 637	4 877	7 514	2 172	4 521	6 693
其他收益	78	101	179	25	52	77
购买原油和产品	(719)	(132)	(851)	(582)	(48)	(630)
实现毛额调整⁽²⁾	64	(207)		(98)	(151)
总实现	2 060	4 639		1 517	4 374
版税	(252)	(460)	(712)	(186)	(434)	(620)
运输和配送	(179)	(164)	(343)	(161)	(165)	(326)
营运、销售及一般（OS & G）	(588)	(2 124)	(2 712)	(565)	(1 983)	(2 548)
OS & G调整⁽³⁾	62	281		52	226
净营业费用	(526)	(1 843)		(513)	(1 757)
运营净回	1 103	2 172		657	2 018
销量（mbBLs）	25 830	45 899		26 102	52 472
每桶运营净回值	42.73	47.35		25.18	38.48


	2025年9月30日			2025年6月30日
	非-	升级了–		非-	升级了–
	升级了	净上合组织和	油砂	升级了	净上合组织和	油砂
季度结束	沥青	柴油	段	沥青	柴油	段
营业收入	2 346	4 704	7 050	2 718	3 722	6 440
其他收入（亏损）	70	36	106	(56)	(2)	(58)
购买原油和产品	(495)	(23)	(518)	(763)	(50)	(813)
实现毛额调整⁽²⁾	(81)	(108)		3	(62)
总实现	1 840	4 609		1 902	3 608
版税	(232)	(648)	(880)	(246)	(350)	(596)
运输和配送	(170)	(183)	(353)	(188)	(147)	(335)
OS & G	(538)	(1 791)	(2 329)	(644)	(1 712)	(2 356)
OS & G调整⁽³⁾	40	200		65	114
净营业费用	(498)	(1 591)		(579)	(1 598)
运营净回	940	2 187		889	1 513
销量（mbBLs）	25 567	49 856		27 989	40 055
每桶运营净回值	36.71	43.89		31.76	37.78

(A)	非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

522026第一季度Suncor Energy Inc.


	2025年3月31日
	非-	升级了–
	升级了	净上合组织和	油砂
季度结束	沥青	柴油	段
营业收入	2 285	4 856	7 141
其他收益	41	57	98
购买原油和产品	(572)	(37)	(609)
实现毛额调整⁽²⁾	(35)	(154)
总实现	1 719	4 722
版税	(225)	(590)	(815)
运输和配送	(151)	(145)	(296)
OS & G	(451)	(1 941)	(2 392)
OS & G调整⁽³⁾	31	189
净营业费用	(420)	(1 752)
运营净回	923	2 235
销量（mbBLs）	22 041	47 567
每桶运营净回值	41.88	47.00



	2025年12月31日
	非-	升级了–
	升级了	净上合组织和	油砂
年终	沥青	柴油	段
营业收入	9 521	17 803	27 324
其他收益	80	143	223
购买原油和产品	(2 412)	(158)	(2 570)
实现毛额调整⁽²⁾	(211)	(475)
总实现	6 978	17 313
版税	(889)	(2 022)	(2 911)
运输和配送	(670)	(640)	(1 310)
OS & G	(2 198)	(7 427)	(9 625)
OS & G调整⁽³⁾	188	729
净营业费用	(2 010)	(6 698)
运营净回	3 409	7 953
销量（mbBLs）	101 699	189 950
每桶运营净回值	33.51	41.89

(A)	非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 53


	2026年3月31日			2025年12月31日
	勘探与生产		勘探与生产	勘探与生产		勘探与生产
季度结束	加拿大	其他⁽⁴⁾⁽⁵⁾	段	加拿大	其他⁽⁴⁾⁽⁵⁾	段
营业收入	718	243	961	415	35	450
版税	(122)	(107)	(229)	(53)	(18)	(71)
运输和配送	(49)	(6)	(55)	(26)	(2)	(28)
OS & G	(114)	(19)	(133)	(91)	(36)	(127)
非生产成本⁽⁶⁾	11			13
运营净回	444			258
销量（mbBLs）	6 277			4 642
每桶运营净回值	70.79			55.13


	2025年9月30日			2025年6月30日
	勘探与生产		勘探与生产	勘探与生产		勘探与生产
季度结束	加拿大	其他⁽⁴⁾⁽⁵⁾	段	加拿大	其他⁽⁴⁾⁽⁵⁾	段
营业收入	588	77	665	545	120	665
版税	(101)	(32)	(133)	(98)	(64)	(162)
运输和配送	(30)	(2)	(32)	(32)	(4)	(36)
OS & G	(115)	(34)	(149)	(105)	(20)	(125)
非生产成本⁽⁶⁾	3			5
运营净回	345			315
销量（mbBLs）	5 998			5 619
每桶运营净回值	57.35			56.20


	2025年3月31日
	勘探与生产		勘探与生产
季度结束	加拿大	其他⁽⁴⁾⁽⁵⁾	段
营业收入	470	259	729
版税	(86)	(106)	(192)
运输和配送	(19)	(3)	(22)
OS & G	(95)	(25)	(120)
非生产成本⁽⁶⁾	7
运营净回	277
销量（mbBLs）	4 344
每桶运营净回值	63.73

(A)	非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

542026第一季度Suncor Energy Inc.



	2025年12月31日
	勘探与生产		勘探与生产
年终	加拿大	其他⁽⁴⁾⁽⁵⁾	段
营业收入	2 018	491	2 509
版税	(338)	(220)	(558)
运输和配送	(107)	(11)	(118)
OS & G	(406)	(115)	(521)
非生产成本⁽⁶⁾	28
运营净回	1 195
销量（mbBLs）	20 603
每桶运营净回值	57.89

(A)	非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

2026年第一季度Suncor Energy Inc. 55


		季度末					年终
		3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日	12月31日
炼油和营销毛利率对账		2026	2025	2025	2025	2025	2025
营业收入		9 129	7 648	8 085	7 310	7 628	30 671
购买原油和产品		(6 256)	(5 657)	(6 208)	(5 969)	(5 922)	(23 756)
		2 873	1 991	1 877	1 341	1 706	6 915
其他（亏损）收入		(86)	25	25	18	(12)	56
非精炼和营销利润率⁽⁷⁾		26	(15)	14	14	(13)	—
炼油和营销毛利率–先进先出^(A)		2 813	2 001	1 916	1 373	1 681	6 971
炼油厂产量（mbBLs）⁽⁸⁾		47 581	49 091	48 326	42 282	45 798	185 497
炼油和营销毛利率–先进先出（$/bbl）^(A)		59.10	40.75	39.65	32.45	36.70	37.60
先进先出和风险管理活动调整		(518)	215	(5)	82	60	352
炼油和营销毛利率– LIFO^{（a）（b）}		2 295	2 216	1 911	1 455	1 741	7 323
炼油和营销毛利率– LIFO（$/bbl）^{（a）（b）（c）}		48.25	45.15	39.55	34.40	38.00	39.50

机架前向毛利率
炼油和营销毛利率–先进先出^(A)		2 813	2 001	1 916	1 373	1 681	6 971
炼油和供应毛利率		(2 518)	(1 597)	(1 653)	(1 022)	(1 331)	(5 603)
机架前向毛利率^{（a）（9）}		295	404	263	351	350	1 368
销量（ML）		5 659	5 883	6 040	5 724	5 419	23 066
机架远期毛利率（CPL）^(A)		5.20	6.85	4.35	6.15	6.45	5.95

精炼和机架远期运营费用对账
营运、销售及一般		673	650	602	578	609	2 439
减：Rack Forward运营费用^{（a）（10）}		179	184	160	161	171	676
减：其他经营费用⁽¹¹⁾		173	144	153	128	130	555
炼油运营费用^(A)		321	322	289	289	308	1 208
炼油厂产量（mbBLs）⁽⁸⁾		47 581	49 091	48 326	42 282	45 798	185 497
炼油运营费用（美元/桶）^(A)		6.75	6.55	6.00	6.85	6.75	6.50
销量（ML）		5 659	5 883	6 040	5 724	5 419	23 066
机架前向运营费用（CPI）^(A)		3.15	3.10	2.65	2.80	3.15	2.95

(A)	非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本季度报告的运营摘要信息–非GAAP和其他财务指标部分。

(b)	炼油和营销毛利率–后进先出法不包括风险管理活动的影响。

（c）	Suncor 5-2-2-1指数与该公司在后进先出法基础上呈现的已实现炼油和营销利润率最具可比性。

562026年第一季度Suncor Energy Inc.

季度运营指标调节（续）

精炼和营销

森科定制5-2-2-1指数^{（a）（12）}


（美元/桶，除非另有说明）		季度末					年终
		3月31日	12月31日	9月30日	6月30日	3月31日	12月31日
（结束的三个月和十二个月的平均值）		2026	2025	2025	2025	2025	2025
库欣WTI原油		72.15	59.15	64.95	63.70	71.40	64.75
埃德蒙顿SYN原油		71.75	57.85	66.30	64.70	69.05	64.45
Hardisty的WCS		58.00	47.95	54.55	53.50	58.75	53.65
纽约港2-1-1裂缝^(b)		35.40	29.90	29.95	25.90	21.05	26.75
芝加哥2-1-1快克^(b)		23.05	21.50	26.40	22.05	14.65	21.15

产品价值
纽约港2-1-1裂缝^（c）	40%	43.00	35.60	37.95	35.85	37.00	36.60
芝加哥2-1-1快克^(D)	40%	38.10	32.25	36.55	34.30	34.40	34.35
WTI	20%	14.45	11.85	13.00	12.75	14.30	12.95
季节性因素		6.50	6.50	5.00	5.00	6.50	5.75
		102.05	86.20	92.50	87.90	92.20	89.65

原油价值
SYN	40%	28.70	23.15	26.50	25.90	27.60	25.80
WCS	40%	23.20	19.20	21.80	21.40	23.50	21.45
WTI	20%	14.45	11.85	13.00	12.75	14.30	12.95
		66.35	54.20	61.30	60.05	65.40	60.20
森科定制5-2-2-1指数		35.70	32.00	31.20	27.85	26.80	29.45
森科定制5-2-2-1指数（加元/桶）^(A)		48.95	44.65	42.95	38.55	38.45	41.15

(A)	Suncor 5-2-2-1指数与该公司在后进先出法基础上呈现的已实现炼油和营销利润率最具可比性。

(b)	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。

（c）	纽约港2-1-1裂解的产品价值是通过将纽约港2-1-1裂解和WTI的值相加，乘以40%，四舍五入得到镍。

(D)	芝加哥2-1-1裂解的产品价值是通过将芝加哥2-1-1裂解和WTI的值相加，乘以40%，四舍五入得到最接近的镍来计算的。