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EX-99.2 3 a2024年管理层讨论.htm EX-99.2 文件

附件 99.2

Cenovus Energy Inc.

管理层的讨论与分析（未经审计）

截至2024年12月31日止年度

（加元）

管理层的讨论和分析


截至2024年12月31日止年度


CENOVUS概览						3

回顾年份						3
经营和财务业绩						6
支撑我们财务业绩的商品价格						11
展望						14
可报告分部						17
上流						17
油砂						17
常规						22
离岸						24
下游						28
加拿大炼油						28
美国炼油						29
企业和消除						32
季度业绩						34
石油和天然气储备						37
流动性和资本资源						38
风险管理和风险因素						43
关键会计判断、估计不确定性和会计政策						62
控制环境						65
咨询						66
缩写和定义						69
具体财务措施						70
上期修订						81

本管理层于2025年2月19日对Cenovus Energy Inc.（包括提及“我们”、“我们的”、“我们”、“我们的”、“其”、“公司”或“Cenovus”，指Cenovus Energy Inc.、TERM1、TERM1的子公司、合营安排以及Cenovus Energy Inc.直接或间接持有的合伙权益）的讨论和分析（“MD & A”）应与我们2024年12月31日经审计的合并财务报表及随附的附注（“合并财务报表”）一并阅读。除非另有说明，本MD & A所载的所有信息和声明均于2025年2月19日作出。本MD & A包含有关我们当前预期、估计、预测和假设的前瞻性信息。有关可能导致实际结果出现重大差异的风险因素以及我们前瞻性信息所依据的假设的信息，请参阅咨询。Cenovus Management（“Management”）准备了MD & A。Cenovus董事会（“董事会”）的审计委员会审查并建议董事会批准MD & A，该事项发生在2025年2月19日。有关Cenovus的更多信息，包括我们的季度和年度报告、年度信息表（“AIF”）和40-F表，可在SEDAR +上sedarplus.ca、EDGAR上sec.gov和我们的网站cenovus.com上查阅。我们网站上或连接到我们网站的信息，即使在本MD & A中提及，也不构成本MD & A的一部分。

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

列报依据

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			2



CENOVUS概览

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

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

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

有关我们业务部门的描述，请参阅本MD & A的可报告部门部分。

我们的策略

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

2024年12月12日，我们发布了2025年公司指引，该指引侧重于有纪律的资本配置，以支持随着时间的推移提高股东回报。我们将继续专注于控制成本、提高战略下游业务的盈利能力以及优化我们的优势投资组合，为股东创造价值。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的展望部分和我们于2024年12月11日发布的2025年公司指南，可在我们的网站cenovus.com上查阅。



回顾年份

总体而言，我们的2024年业绩反映了上游业务的强劲运营表现、加拿大炼油业务的稳健表现以及美国炼油业务的业绩改善。建设性的原油价格，包括轻重价差的缩小，有利于我们的上游财务业绩，而随着WTI-WCS和升级价差的缩小，市场裂解价差的下降对我们的下游运营利润率产生了重大影响。此外，我们：

•交付了安全可靠的上游性能。上游产量平均为每天79.72万桶油当量，而2023年为每天77.87万桶油当量，这主要是由于我们的油砂资产表现强劲。油砂产量平均为每天61.07万桶油当量，这是我们有史以来最高的年产量，而2023年为每天59.54万桶油当量。产量增加归功于我们的再开发、维持、增长和优化计划取得的成功成果。

•实现离岸里程碑。我们推进了西白玫瑰项目，并有望在2026年交付第一批石油。该项目大约完成了88%，上部和混凝土重力结构的机械完成发生在第四季度。改装工作海玫瑰浮式生产、储存和卸载（“FPSO”）船完工，该船已于11月返回现场。The海玫瑰FPSO已上线，并重新连接到白玫瑰场。预计将于2025年2月下旬恢复生产。

•推进我们的油砂增长项目。我们在主要的上游增长项目上实现了重要的里程碑，包括机械完成通往克里斯蒂娜湖的Narrows Lake管道、作为Sunrise增长计划的一部分使三个井台上线以及推进Foster Creek优化项目的建设，截至2024年12月31日，该项目已完成约64%。在我们的劳埃德明斯特常规重油资产，我们继续推进我们计划的钻探计划。


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•美国炼油吞吐量和精炼产品生产改善。平均原油单位吞吐量（或“吞吐量”）较2023年增加96.7千桶/日，2024年为556.4千桶/日。精炼产品产量平均为590.0千桶/日，较2023年增加105.0千桶/日。吞吐量和精炼产品产量的增长主要是由托莱多和高级炼油厂一整年的生产以及我们美国炼油业务的可靠性提高所推动的。

•安全地完成了重大转变。在加拿大炼油部门，我们在5月初至7月初的Lloydminster Upgrader（“Upgrader”）完成了该资产历史上最大的周转。在美国炼油部门，我们在利马炼油厂完成了重大转变，并在我们未运营的博格炼油厂完成了转变。在我们的上游业务中，我们在Christina Lake和某些常规资产完成了周转。

•经营活动产生现金92亿美元。与2023年相比，经营活动产生的现金增加了18亿美元。调整后的资金流量为82亿美元，与2023年相比减少了6.39亿美元，反映出市场裂解价差走弱影响了我们的下游业绩，但部分被较高的实际定价和销量增加导致的强劲上游业绩所抵消。芝加哥3-2-1裂解价差较2023年下降31%至16.74美元/桶。

•增加了我们对股东的目标回报。在实现我们的净债务目标后，我们在第三季度增加了对股东的目标回报，随着时间的推移管理100%的超额自由资金流动。这一年，我们向普通股和优先股股东返还了32亿美元，包括通过我们的正常发行人出价（“NCIB”）以14亿美元购买5590万股普通股，通过普通股基础和可变股息购买15亿美元，通过优先股股息支付4500万美元，并以每股25.00美元的价格赎回公司所有1000万股系列3优先股，总计2.5亿美元。

•提高了我们的普通股基础股息。从第二季度开始，董事会批准将基本股息提高29%，达到每年每普通股0.720美元。2025年2月19日，董事会宣布第一季度基本股息为每股普通股0.180美元。

•上调信用评级。继2024年3月18日标普全球将Cenovus评级上调至BBB并展望稳定后，我们在所有机构中实现了中等BBB的信用评级目标。这一升级反映了我们的债务削减、金融政策往绩记录和运营势头。


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年度业绩摘要


（百万美元，除非另有说明）	2024	2023	2022

上游产量(1) （MBOE/d）	797.2	778.7	786.2

下游总加工输入(2) (3)（MBBLS/d）	678.0	586.8	513.0

原油单位吞吐量(2)（MBBLS/d）	646.9	560.4	493.7

下游产量（MBBLS/d）	693.1	599.2	525.1

收入	54,277	52,204	66,897

营业利润率(4)	10,809	11,022	14,263
营业利润率–上游(5)	11,121	9,870	11,824
营业利润率–下游(5)	(312)	1,152	2,439

来自（用于）经营活动的现金	9,235	7,388	11,403

调整后资金流(4)	8,164	8,803	10,978
每股–基本(4) ($)	4.41	4.64	5.63
每股–摊薄(4) ($)	4.38	4.54	5.47

资本投资	5,015	4,298	3,708

自由资金流动(4)	3,149	4,505	7,270

净收益（亏损）	3,142	4,109	6,450
每股–基本($)	1.68	2.15	3.29
每股–摊薄($)	1.67	2.09	3.20

总资产	56,539	53,915	55,869

长期负债合计(4)	19,408	18,993	20,259

长期债务，包括流动部分	7,534	7,108	8,691

净债务	4,614	5,060	4,282

普通股和优先股股东的现金回报	3,246	2,798	3,457
普通股–基本股息	1,255	990	682
每股普通股基本股息($)	0.680	0.525	0.350
普通股–可变股息	251	—	219
每股普通股可变股息($)	0.135	—	0.114
根据NCIB购买普通股	1,445	1,061	2,530
购买认股权证的付款	—	711	—
支付优先股股息	45	36	26
优先股赎回	250	—	—

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

(2)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。

(3)加工后的总投入包括原油和其他原料。混合被排除在外。

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

(5)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。


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经营和财务业绩

精选经营和财务业绩—上游


	截至12月31日止年度，
				百分比变化
		2024			2023
按分部划分的产量(1)（MBOE/d）
油砂			610.7	3		595.4
常规			119.9	—		119.9
离岸			66.6	5		63.4
总生产量			797.2	2		778.7

按产品分列的生产量(1)
沥青（MBBLS/d）			591.3	3		576.7
重质原油（MBBLS/d）			17.6	5		16.7
轻质原油（MBBLS/d）			12.9	(9)		14.1
NGLs（MBBLS/d）			32.0	(2)		32.5
常规天然气（MMcF/d）			860.2	3		832.6
总生产量（MBOE/d）			797.2	2		778.7

按分部划分的每单位营业费用(2) （美元/京东方）
油砂			11.40	(9)		12.54
常规			11.99	(8)		13.02
离岸(3)			19.27	12		17.20

石油和天然气储量（MMBOE）(4)
证明总数			5,664	(3)		5,866
可能			2,793	(2)		2,836
证明总数加上可能			8,457	(3)		8,702

(1)请参阅本MD & A的油砂、常规或海上可报告分部部分，了解按产品类型按分部进行的生产汇总。包括Cenovus在Husky-CNOOC Madura Ltd.（“HCML”）合资企业中的40%股权，该股权在合并财务报表中采用权益法核算。

(2)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(3)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。离岸每单位运营费用反映了Cenovus在HCML合资企业中40%的股权。截至2024年12月31日止年度，离岸业务部门（不包括印度尼西亚）的运营费用为4.23亿美元（2023年– 3.84亿美元）。

(4)包括归属于Cenovus在Duvernay Energy Corporation（“Duvernay”）合资企业中30%的股权以及Cenovus在HCML合资企业中40%的股权的价值。

生产

与2023年相比，2024年上游总产量有所增加，原因是：

•我们在油砂部门的重建、维持、增长和优化计划取得了成功的结果。

•一整年的生产从Terra NovaFPSO于2023年11月复产。

•提高了2023年第四季度首次采气的MAC油田在印度尼西亚的产量。

同比增长的另一个原因是，在2023年4月第三方船只断开脐带造成临时非计划中断后，中国2023年的产量下降。2024年的产量增长被油砂和常规部分的周转活动以及2023年12月White Rose油田的停产部分抵消。海玫瑰大西洋地区资产寿命延长（“ALE”）项目。

在我们的常规部分，产量同比保持一致。产量增加是由于与2023年相比，2024年的油井停机时间减少，部分被非核心资产的剥离所抵消。2024年的油井停机时间与计划的周转活动有关，而2023年的停机时间主要是为了应对野火活动。2024年下半年，由于天然气基准价格降低，新井开发被推迟，产量受到影响。


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每单位运营费用

截至2024年12月31日止年度，与2023年相比，油砂部门的单位运营费用有所下降，这主要是由于天然气定价大幅下降和销量增加导致燃料成本下降。与2023年相比，常规部分的每单位运营费用有所下降，主要是由于处理和收集成本、电力成本和修井成本降低，部分被维修和维护成本增加所抵消。与2023年相比，离岸业务部门的每单位运营费用有所增加，这主要是由于与海玫瑰ALE项目，以及Terra Nova油田更高的维修和维护成本。总体而言，该公司通过使用长期合同、与供应商合作以及管理长期领先项目的采购时间来管理通胀压力。

石油和天然气储量

根据我们由独立合格储量评估机构（“IQRES”）编制的储量报告，截至2024年12月31日，总探明储量和总探明储量加上概略储量分别约为57亿BOE和85亿BOE。与2023年相比，总探明储量和总探明储量加上概略储量各下降了3%。

有关我们储量的更多信息包含在本MD & A的石油和天然气储量部分中。

精选经营和财务业绩—下游


	截至12月31日止年度，
				百分比变化
		2024			2023
按分部划分的原油单位吞吐量（MBBLS/d）
加拿大炼油			90.5	(10)		100.7
美国炼油			556.4	21		459.7
原油总单位吞吐量			646.9	15		560.4

按产品分列的生产量(1) （MBBLS/d）
汽油			280.5	21		231.2
馏分(2)			219.9	22		179.9
合成原油			41.0	(14)		47.6
沥青			44.0	25		35.2
乙醇			4.8	(4)		5.0
其他			102.9	3		100.3
总生产量			693.1	16		599.2

按分部划分的每单位营业费用(3) (4)（美元/桶）
加拿大炼油			22.56	68		13.40
美国炼油			12.99	(11)		14.63

每单位运营费用–不包括按分部划分的周转成本(3) （美元/桶）
加拿大炼油			15.38	16		13.29
美国炼油			11.55	(18)		14.01

(1)请参阅本MD & A的加拿大炼油和美国炼油可报告分部部分，了解按分部划分的产品生产汇总。

(2)包括柴油和喷气燃料。

(3)特定的财务措施。每单位指标是根据处理后的总输入计算得出的。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(4)包括周转费用。在加拿大炼油部门，运营费用指与劳埃德明斯特升级装置、劳埃德明斯特炼油厂和商业燃料业务相关的费用。

2024年，我们在炼油部门安全地完成了两次重大转变，以及博格炼油厂的一次转变。在加拿大，我们在Upgrader完成了从5月初到7月初的周转，这是其历史上范围和成本最大的一次。在美国，我们在利马炼油厂完成了从9月初到10月底的重大转变。

2024年下游吞吐总量和精炼产品产量均较2023年有所增长。由于Toledo和Superior炼油厂实现了一整年的生产，加上我们运营和非运营炼油厂的可靠性提高，吞吐量和产量都有所增加。我们于2023年2月28日收购了托莱多炼油厂（“托莱多收购”），高级炼油厂在整个2023年都在增加。上述转变期间的吞吐量和产量减少部分抵消了增长。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			7

2024年，与2023年相比，加拿大炼油部门的单位运营费用（不包括周转成本）有所增加，这主要是由于在周转期内完成的可靠性项目。美国炼油部门的每单位运营费用（不包括周转成本）同比下降，主要是由于加工后的总投入增加。

选定的合并财务业绩

收入

与2023年相比，收入增长了4%。与2023年相比，上游收入增长了7%，这主要是由于随着Trans Mountain Pipeline扩建项目（“TMX”）的启动以及销量增加，WTI-WCS和凝析油-WCS的差异有所缩小。与2023年相比，下游收入增长了3%，这主要是由于美国炼油部门的销量增加，但部分被较低的精炼产品定价所抵消。

营业利润率

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


	截至12月31日止年度，
（百万美元）		2024	2023
总销售额
对外销售		57,726	55,474
分部间销售		8,970	8,234
		66,696	63,708
版税		(3,449)	(3,270)
收入		63,247	60,438
费用
购买产品		33,926	31,425
运输和混合		11,331	11,088
营业费用		7,159	6,891
风险管理活动已实现（收益）损失		22	12
营业利润率		10,809	11,022

分部营业利润率

截至2024年12月31日及2023年12月31日止年度


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			8

营业利润率与2023年相比有所下降。如上文所述，收入的增长被以下因素所抵消：

•较低的市场裂解价差影响了我们的美国炼油部门，较高的重质原油成本影响了我们的两个炼油部门。

•由于Upgrader、Lima Refinery和Christina Lake资产的周转活动，运营费用增加。

•由于出口到艾伯塔省以外目的地的销量增加，运输费用增加影响了我们的油砂部门。这包括与我们使用TMX相关的运输费用以及增加的运往美国目的地的货物的管道运输费率。

来自（用于）经营活动的现金和调整后的资金流

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


	截至12月31日止年度，
（百万美元）		2024	2023
来自（用于）经营活动的现金		9,235	7,388
（加）扣除：
退役负债的结算		(234)	(222)
非现金营运资本净变动		1,305	(1,193)
调整后资金流		8,164	8,803

与2023年相比，2024年调整后的资金流量较低，这主要是由于当期税费增加、营业利润率下降以及支付的长期激励成本增加，部分被2024年实现的汇兑收益所抵消，而2023年实现的汇兑损失。

与2023年相比，2024年经营活动产生的现金有所增加，这主要是由于营运资金释放，这足以抵消调整后资金流的减少。非现金营运资本的净变动主要是由于2024年的现金来源，因为应收账款减少，应付账款和应付税款增加，而2023年使用现金主要是由于2022年的所得税负债在2023年第一季度支付。

净收益（亏损）

2024年净收益为31亿美元（2023年– 41亿美元）。减少的主要原因是外汇损失、较高的折旧、损耗、摊销和勘探费用、较低的营业利润率以及较高的一般和管理费用。减少的部分被2024年非核心资产剥离的收益所抵消。

净债务


截至（百万美元）	2024年12月31日	2023年12月31日
短期借款	173	179
长期债务的当前部分	192	—
长期债务的长期部分	7,342	7,108
总债务	7,707	7,287
现金及现金等价物	(3,093)	(2,227)
净债务	4,614	5,060

长期债务较2023年12月31日增加4.26亿美元，主要是由于加元相对于美元走弱导致未实现亏损4.42亿美元，影响了我们以美元计价的债务的换算。净债务较2023年12月31日减少4.46亿美元，主要是由于经营活动产生的现金92亿美元，部分被50亿美元的资本投资、32亿美元的普通股和优先股股东现金回报以及上文讨论的长期债务增加所抵消。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的流动性和资本资源部分。


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资本投资(1)


	截至12月31日止年度，
（百万美元）		2024		2023
上游
油砂			2,714		2,382
常规			421		452
离岸			1,145		642
上游合计			4,280		3,476
下游
加拿大炼油			208		145
美国炼油			488		602
下游合计			696		747
企业和淘汰			39		75
资本投资总额			5,015		4,298

(1)包括不动产、厂房和设备（“PP & E”）、勘探和评估（“E & E”）资产和资本化利息的支出。不包括与公司合资企业相关的资本支出。

2024年的资本投资主要涉及：

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

•西白玫瑰项目的进展和执行海玫瑰ALE项目。

•维持我们运营的加拿大和美国炼油资产的活动，以及我们未运营的炼油厂的炼油可靠性项目。

•我们油砂部门的增长项目，包括机械完成通往Christina湖的Narrows Lake管道、Foster Creek的优化项目、Sunrise增长计划以及我们Lloydminster常规重油资产的计划钻井计划的进展。

•常规段的钻探、完井、搭接和基础设施项目。

钻探活动


	净地层测试井和观察井		净生产井(1)
	2024	2023	2024	2023
福斯特溪	85	87	22	44
克里斯蒂娜湖	61	53	23	27
昇兴股份	40	38	14	24
劳埃德明斯特热力	53	71	22	9
劳埃德明斯特常规重油	19	3	49	34

其他	—	3	—	—
	258	255	130	138

(1)油砂段蒸汽辅助重力排水（“SAGD”）井对计为单口生产井。

钻探地层测试井是为了帮助确定未来的井台位置，并进一步推进对其他资产的评估。打观察井，收集信息，监测储层情况。


	2024			2023
（净井）	钻孔(1)	已完成	捆绑	钻孔	已完成	捆绑
常规	36	31	31	38	37	41

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

在海上部分，我们在中国钻探和评估了1口探井（2023年–在印度尼西亚的MAC油田钻探并完成了1口（0.4净）开发井）。


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支撑我们财务业绩的商品价格

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

选定的基准价格和汇率(1)




（平均美元/桶，除非另有说明）	2024	百分比变化	2023	2024年第四季度	2024年第三季度	2023年第四季度
过时的布伦特	80.76	(2)	82.62	74.69	80.18	84.05
WTI	75.72	(2)	77.62	70.27	75.09	78.32
差分DATED布伦特-WTI	5.04	1	5.00	4.42	5.09	5.73
Hardisty的WCS	60.97	3	58.97	57.71	61.54	56.43
Hardisty的差分WTI-WCS	14.75	(21)	18.65	12.56	13.55	21.89
Hardisty的WCS（加元/桶）	83.52	5	79.59	80.74	83.95	76.95
荷兰WCS	69.69	—	69.74	65.69	68.51	71.59
Nederland的差分WTI-WCS	6.03	(23)	7.88	4.58	6.58	6.73
凝析油（埃德蒙顿C5）	72.94	(5)	76.61	70.66	71.19	76.24
差分凝析油-WTI升水/（贴水）	(2.78)	175	(1.01)	0.39	(3.90)	(2.08)
差分凝析油-Hardisty的WCS 溢价/ （折扣）	11.97	(32)	17.64	12.95	9.65	19.81
冷凝物（加元/桶）	99.92	(3)	103.43	98.84	97.10	103.90
埃德蒙顿合成	75.07	(6)	79.61	71.11	76.41	78.64
差分合成-WTI升水/（贴水）	(0.65)	(133)	1.99	0.84	1.32	0.32
埃德蒙顿合成（加元/桶）	102.83	(4)	107.47	99.45	104.22	107.21
成品价格
芝加哥常规无铅汽油（“RUL”）	89.95	(8)	97.86	78.95	92.29	83.72
芝加哥超低硫柴油（“ULSD”）	97.47	(11)	109.70	89.28	96.55	107.24
炼油基准
芝加哥3-2-1裂解价差(2)	16.74	(31)	24.19	12.12	18.62	13.24
第3组3-2-1裂解价差(2)	16.81	(43)	29.66	12.66	18.95	18.55
可再生识别号码（“RINS”）	3.74	(47)	7.04	4.02	3.89	4.77
升级差异(3)（加元/桶）	19.21	(30)	27.55	18.64	20.26	29.97
天然气价格
AECO(4) （加元/千立方英尺）	1.46	(45)	2.64	1.48	0.69	2.30
纽约商品交易所(5) （美元/千立方英尺）	2.27	(17)	2.74	2.79	2.16	2.88
外汇汇率
美元/1加元–平均	0.730	(1)	0.741	0.715	0.733	0.734
美元/1加元–期末	0.695	(8)	0.756	0.695	0.741	0.756
每1加元人民币–平均	5.255	—	5.247	5.142	5.255	5.304

(1)这些基准价格不是我们的实际销售价格，代表近似值。关于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上游可报告细分部分中的Netback表格。

(2)平均3-2-1裂解价差是炼油毛利的一个指标，按后进先出会计基础进行估值。

(3)升级差值是Edmonton的合成原油和Hardisty的Lloydminster Blend原油之间的差值。升级差并不能精确反映我们炼厂的配置和产品产量；但是，它被用作一般的市场指标。

(4)艾伯塔省Energy Company（“AECO”）5A天然气每日指数。

(5)纽约商业交易所（“NYMEX”）天然气月度指数。

原油和凝析油基准

2024年原油基准价、Brent和WTI较2023年下降。与2023年上半年相比，2024年上半年的价格更高，因为与俄罗斯和乌克兰、以色列和加沙、伊朗、红海、委内瑞拉和圭亚那相关的地缘政治事件增加了波动性和风险溢价，但对全球石油市场的实际供需影响有限。全球需求弱于预期以及OPEC +自愿减产的潜在解除进一步打压了2024年下半年的价格，这部分被全球原油低库存所抵消。由于解除自愿减产的计划延长至2025年第一季度，OPEC +政策在这一年继续支持市场，因此到2024年全球供需相对平衡。


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

我们的大西洋原油和亚太NGLs收到的价格主要是由布伦特原油价格驱动的。2024年布伦特-WTI价差与2023年相比较为一致。

WCS是一种混合重油，由常规重油和非常规稀释沥青组成。Hardisty价差对WTI的WCS是轻重原油品质差、运输成本的函数关系。与2023年相比，2024年Hardisty的WTI-WCS价差缩小，原因是TMX的启动增加了WCS原油的市场准入，沙特阿拉伯自愿减产的影响，这些减产的权重集中在中质和重质原油，以及全球对重质原油的需求走强。

WCS at Nederland is a heavy oil benchmark for sales of our products in the U.S. Gulf Coast（“USGC”）。Nederland差速器的WTI-WCS是重油质量差的代表，受全球重油炼油能力和全球重油供应的影响。2024年，与2023年相比，荷兰的WTI-WCS差异缩小，原因是包括沙特阿拉伯在内的OPEC +成员国继续自愿减产。

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

2024年，埃德蒙顿的合成原油定价为较WTI贴水，而2023年为较WTI升水。相对于2023年的定价疲软是2024年第一季度大幅折扣的作用，原因是艾伯塔省合成原油产量高，轻质原油供应高于轻质原油管道的管道容量，以及当地储存能力有限。

原油基准价格(1)

(1)截至2025年1月31日的远期定价。

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

2024年，与2023年相比，埃德蒙顿凝析油平均基准交易价格较WTI的折价幅度更大。疲软是受到阿尔伯塔省2024年第一季度轻质原油价格低迷的影响，因为轻质原油供应过剩超过了管道外卖能力。


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炼油基准

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

与2023年相比，2024年的精炼产品价格有所下降，原因是全球精炼产能增量以及美国炼油厂在2024年大部分时间以高利用率运营导致全球和区域精炼产品供应高企。尽管汽油的季节性需求较低，导致芝加哥3-2-1裂解价差相对于2023年第四季度走弱1.00美元/桶，但PADD2的炼油厂利用率在整个2024年第四季度都保持在高位。由于生物燃料原料成本下降和可再生柴油产量增加，2024年RIN的平均成本也低于2023年。

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

我们的炼油利润率受到各种其他因素的影响，例如原油原料的质量和购买地点、炼油厂配置和产品产量，以及原料购买和产品销售之间的时间差，因为原料是根据先进先出（“FIFO”）会计基础进行估值的。市场裂解价差并不精确地反映我们炼油厂的配置和产品产量，或者我们销售产品的地点；但是，它们被用作一般的市场指标。

精细化产品基准(1)

(1)截至2025年1月31日的远期定价。

天然气基准

2024年，由于美国和加拿大西部的高产量、高库存水平以及温和的天气，与2023年相比，NYMEX和AECO天然气平均价格有所下降。由于加拿大西部的外卖能力有限，AECO价格相对于NYMEXG天然气进一步走弱。我们亚太天然气生产收到的价格很大程度上是基于长期合同。

外汇基准

由于我们的原油、天然气凝液、天然气和精炼产品的销售价格是参照美元基准价格确定的，因此我们的收入受制于外汇敞口。与美元相比，加元的价值增加会对我们报告的收入产生负面影响。除了我们的收入以美元计价外，我们长期债务的很大一部分也是以美元计价的。随着加元走弱，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。外汇汇率的变化也影响到我们在美国和亚太地区业务的翻译。


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与2023年相比，2024年平均而言，加元相对于美元走弱，对我们报告的收入产生了积极影响。与2023年12月31日相比，截至2024年12月31日，加元相对于美元走弱，导致我们的美元债务换算产生了未实现的外汇损失。

我们在亚太地区的部分长期销售合同以人民币计价。加元相对于人民币的币值增加，将减少该地区以加元计算的天然气商品销售收入。2024年，平均而言，与2023年相比，加元与人民币相对一致。

利率基准

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

截至2024年12月31日，加拿大央行政策利率为3.25%，较2023年12月31日的5.00%有所下降。2025年1月29日，由于通胀担忧缓解和贸易关税威胁，加拿大央行将隔夜利率下调25个基点至3.00%。



展望

商品价格展望

尽管有关美国和加拿大之间潜在经济安排的讨论仍在继续，但是否会实施关税、附加税或其他限制性贸易措施或反措施仍存在很大的不确定性。潜在措施可能包括，除其他外，增加对加拿大能源出口的关税、限制跨境供应链，或额外的监管障碍，这些障碍可能对加拿大和国际上的原油、NGLs、天然气和精炼石油产品市场产生重大影响，除其他外，可能导致成本和价格的高度波动、加元相对走弱和差异扩大。我们继续密切关注这些事态发展；然而，这些事项给市场带来了不确定性和波动性。目前，实施的任何措施的范围、影响和持续时间仍不确定。

与2023年相比，2024年全球原油价格呈走低趋势，因为OPEC +宣布打算结束支撑价格的减产。OPEC +计划从2025年4月开始，在18个月内逐步解除自愿减产。以美国页岩为首的非OPEC +供应增长强劲，预计2025年将继续增长，尽管自2023年以来美国钻井活动放缓，适度软化了对美国供应增长的预期。需求增长仍在继续，但弱于2023年，原因是中国需求增长低于预期，这也对价格造成了压力。当前的地缘政治风险正在导致全球油价波动，任何升级都会导致价格上涨，任何降级都会导致价格结算。由于减产解除，预计OPEC +将实现计划产量增长，且中东闲置产能居高不下，地缘政治紧张局势对全球油价的影响并不像在供应不足或更加平衡的全球石油市场中那样严重。

在关键驱动因素不可预测的市场和政府政策在供需动态中发挥重要作用的情况下，原油价格轨迹仍然不确定和波动。

OPEC +政策继续对全球石油供需平衡和价格至关重要。在美国，围绕关税、贸易关系、全球冲突和国内供应的特朗普政府政策将是能源价格的关键考虑因素。有关俄罗斯、伊朗和委内瑞拉的全球政策是推动能源供应和改变全球贸易格局的关键因素之一。总体而言，我们预计原油和成品油价格的总体前景将波动，并受到OPEC +政策、俄罗斯持续入侵乌克兰的持续时间和严重程度、俄罗斯出口因制裁或减产而减少的程度、非OPEC +供应增长的步伐、如果停火破裂，包括任何扩散到更广泛的冲突，以色列和加沙的危机恢复的可能性、与涉及伊朗的冲突和红海船只袭击有关的事态发展，以及委内瑞拉和圭亚那之间的紧张局势的影响。

此外，全球经济活动减弱、通胀和利率不确定性以及经济衰退的可能性仍然是需求增长步伐的风险。

与2023年相比，2024年的精炼产品价格有所下降，原因是全球产能增量、RIN价格下降以及美国炼油厂以非常高的利用率运营。远期曲线显示2025年成品油价格有走强迹象。


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除上述因素外，我们对未来12个月的大宗商品定价展望还受到以下因素的影响：

•我们预计，只要供应保持在加拿大原油出口能力范围内，Hardisty Differential的WTI-WCS将在很大程度上与全球供应因素和重质原油加工能力保持联系。正如预期的那样，2024年TMX的启动正在对WTI-WCS差分产生收窄的影响。

•我们预计成品油价格将维持震荡。俄罗斯持续入侵乌克兰和央行政策的经济影响继续影响需求。精炼产品价格和市场裂解价差可能会继续波动，根据北美和全球的季节性趋势和炼油厂利用率进行调整。

•由于供应强劲和储存的天然气充足，预计纽约商品交易所和AECO天然气价格将在短期内继续承压，尽管美国新的液化天然气设施在未来12个月内投入使用或增加的前景可能会增加需求并支撑纽约商品交易所的天然气价格。天气将继续成为需求的关键驱动因素，并影响价格。

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

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

我们的炼油能力集中在美国中西部，同时在USGC和艾伯塔省的风险敞口较小，这使Cenovus面临这些市场的市场裂解价差。我们将继续监测市场基本面，并相应优化我们炼油厂的运行率。

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

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

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

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

•监测市场基本面，并相应优化我们炼油厂的运行率。

•各地理位置的传统原油储罐。

2025年关键优先事项

我们2025年的优先事项集中在顶级安全性能、提高下游业务的可靠性、保持和扩大我们在油砂业务中的竞争优势以及执行我们的增长项目。我们将继续保持对股东的回报，并专注于成本和可持续性的改善。

顶级安全性能

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

下游竞争力

有竞争力、可靠的下游业务对我们的综合业务至关重要。它使我们能够灵活应对对精炼产品的波动需求，并在位置扩大和重油差异时期充当自然的部分对冲。

我们将继续以提高下游资产的可靠性为目标，利用我们的上游专业知识来最大限度地提高我们资产的长期盈利能力。

油砂业务

我们的油砂业务是我们公司的支柱。在安全可靠运营的同时保持和扩大我们的竞争优势对我们公司至关重要。


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项目执行

对未来增长进行投资是我们的一个重点，几个关键项目正在进行中，包括West White Rose项目、Foster Creek的优化和硫磺回收项目、Sunrise增长计划和Lloydminster常规重油增长项目。我们计划继续按时按预算执行这些多年期项目。

我们决定重新校准企业范围IT系统升级的工作，以实现更适合目标的结果。由于继续专注于控制企业成本，该项目的某些组成部分，包括更换Cenovus的企业资源规划系统，将被搁置。将继续开展网络安全弹性和数据治理标准化工作，以提高公司系统的效率和有效性。

成本领先

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

对股东的回报

保持强劲的资产负债表，具有抵御价格波动的韧性，并利用整个大宗商品价格周期的机会，是Cenovus资本配置框架的关键要素。我们计划将净债务控制在40亿美元，并随着时间的推移将100%的超额自由资金流返还给股东。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的流动性和资本资源部分。

可持续性

可持续性是Cenovus文化的核心。我们在五个环境、社会和治理（“ESG”）重点领域确立了雄心勃勃的目标，我们将继续推进工作，以支持在实现这些目标方面取得进展。

我们继续支持我们对Pathways Alliance基础项目的承诺，包括努力与联邦和省政府达成协议，为推进大型碳捕获项目提供足够水平的财政支持，同时保持全球竞争力。至关重要的是，联邦和省政府应提供与全球范围内类似的大型碳捕集项目所获得的水平一致的支持，以使加拿大能够实现其温室气体（“GHG”）排放目标。

有关Cenovus在安全、土著和解以及包容性和多样性方面表现的更多信息，请参阅我们网站cenovus.com上的Cenovus 2023年企业社会责任报告。

2025年企业指导

我们日期为2024年12月11日的企业指南可在我们的网站cenovus.com上查阅。

我们对2025年总资本投资的企业指导在46亿美元到50亿美元之间。这包括32亿美元用于维持资本以维持基地生产和支持持续安全可靠的运营，以及14亿至18亿美元的优化和增长资本。

优化成长资本将主要投向：

•西白玫瑰项目安装调试。

•推进Foster Creek的优化和强化硫磺回收项目。

•在Sunrise公司钻探新的井场，在Lloydminster地区我们的常规重油业务进行开发钻探。

•我们下游业务的举措，以提高安全性、维护性和可靠性。

下表显示了我们对2025年的企业指引：


	资本投资（百万美元）	生产（MBOE/d）	原油单位吞吐量（MBBLS/d）
上游
油砂	2,700 - 2,800	615 - 635
常规	350 - 400	125 - 135
离岸	900 - 1,000	65 - 75
上游合计	3,950 - 4,200	805 - 845

下游	650 - 750		650 - 685

企业和淘汰	最多50


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可报告分部

公司通过以下可报告分部运营：

上游细分市场

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

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

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

下游细分领域

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

•美国炼油，包括在全资拥有的利马、苏必利尔和托莱多炼油厂提炼原油生产汽油、柴油、航煤、沥青等产品。美国炼油部门还包括共同拥有的Wood River和Borger炼油厂，通过与运营商Phillips 66的共同拥有实体WRB Refining LP（“WRB”）持有。Cenovus销售部分自有和第三方精炼产品，包括汽油、柴油、航煤和沥青。

企业和淘汰

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

上流

油砂

2024年，我们：

•交付了安全可靠的运营，包括提前完成的Christina Lake周转的安全执行。

•日产61.07万BOE，这是我们有史以来最高的年产量（2023 – 59.54万BOE/日）。

•从我们的重建、维持、增长和优化计划中交付了成功的结果。

•产生的营业利润率为98亿美元，与2023年相比增加了16亿美元，原因是平均实现销售价格提高、销量增加和燃料运营成本降低。

•获得每BOE 44.88美元的净回报（2023 –每BOE 38.10美元）。

•为维持活动和增长项目投入了27亿美元的资本。作为Sunrise增长计划的一部分，我们机械地完成了通往Christina湖的Narrows Lake管道，并将三个井垫上线。


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财务业绩



（百万美元）	2024	2023
总销售额
对外销售	21,857	20,608
分部间销售	6,590	5,584
	28,447	26,192
版税	(3,274)	(3,059)
收入	25,173	23,133
费用
购买产品	1,851	1,457
运输和混合	11,000	10,774
运营中	2,511	2,716
风险管理已实现（收益）损失	20	17
营业利润率	9,791	8,169
风险管理未实现（收益）损失	(16)	15
折旧、损耗和摊销	3,117	2,993
勘探费用	2	19
（收入）权益核算附属公司亏损	(14)	6
分部收入（亏损）	6,702	5,136

营业利润率差异

截至2024年12月31日止年度

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

(2)包括第三方来源的数量、建筑和其他不属于生产原油或天然气的活动。


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经营业绩



	2024	2023
总销量(1) （MBOE/d）	599.5	589.5

已实现销售价格(2)（美元/京东方）	80.20	73.02

按资产分列的原油产量（MBBLS/d）
福斯特溪	196.0	186.3
克里斯蒂娜湖	234.2	237.4
昇兴股份	49.6	48.9
劳埃德明斯特热力	111.5	104.1
劳埃德明斯特常规重油	17.6	16.7
原油总产量(3)（MBBLS/d）	608.9	593.4
天然气(4)（MMcF/d）	11.1	11.9
总产量（MBOE/d）	610.7	595.4

有效版税率(5)（百分比）
福斯特溪	24.0	25.1
克里斯蒂娜湖	27.3	29.5
昇兴股份	6.1	6.8
劳埃德明斯特(6)	11.7	9.5
总有效版税率	21.0	21.9

运输和混合费用(7) （美元/京东方）	9.00	8.18

营业费用(7) （美元/京东方）	11.40	12.54

每单位DD & A(7)（美元/京东方）	13.49	12.94

(1)沥青、重质原油和天然气。

(2)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(3)油砂生产主要是沥青，除了劳埃德明斯特常规重油，也就是重质原油。

(4)常规天然气产品类型。

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

(6)由劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产组成。

(7)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

收入

与2023年相比，2024年的总销售额有所增加，原因是随着TMX的启动，WTI-WCS和凝析油-WCS差异缩小导致实现销售价格增加，并且销量增加。

价格

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

我们在2024年实现的销售价格与2023年相比有所上升，主要是由于WTI-WCS和凝析油-WCS差收窄，受TMX开车带动。

2024年，我们约33%（2023– 25%）的原油销量销往艾伯塔省以外的目的地，约20%（2023– 20%）的油砂原油销量销往加拿大和美国的下游业务。

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			19

产量

与2023年相比，2024年油砂原油产量有所增加，原因是：

•更少的井停机时间和我们在Foster Creek的维持和优化计划的成功结果。

•我们在劳埃德明斯特资产的再开发和优化计划取得了成功的结果。

•我们在Sunrise的维持、再开发、增长和优化计划取得了积极成果。

这一增长被克里斯蒂娜湖2024年9月的周转活动部分抵消。

版税

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

我们的艾伯塔省油砂特许权使用费项目（Foster Creek、Christina Lake和Sunrise）基于政府规定的支付前后特许权使用费率，该费率使用等值加元的WTI基准价按滑动比额表确定。

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

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

Foster Creek和Christina Lake是后支付项目，Sunrise是预支付项目。

对于我们的萨斯喀彻温省资产、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油，特许权使用费计算基于适用于每个项目的年费率，其中包括每个项目的皇冠和永久产权分割。对于Crown特许权使用费，预付费计算基于产品收入的百分之一，后付费计算基于营业利润率的20%。永久产权的计算仅限于支付后的项目，并基于8%的费率。

与2023年相比，2024年油砂特许权使用费有所增加，这主要是由于更高的已实现定价和销量。油砂有效特许权使用费率略有下降，主要是由于期末申报的年度调整，部分被与2023年相比更高的实现价格所抵消。

费用

运输和混合

与2023年相比，2024年的混合费用增加了600万美元，原因是销量增加部分被凝析油价格下降所抵消。

与2023年相比，2024年的运输费用和单位运输费用有所增加，原因是出口到艾伯塔省以外目的地的销量增加，其中包括与我们使用TMX相关的运输成本，以及增加了运往美国目的地的货物的管道运输费率。

每单位运输费用(1)



（美元/京东方）	2024	2023
福斯特溪	13.57	11.98
克里斯蒂娜湖	6.53	6.69
昇兴股份	16.07	12.47
劳埃德明斯特(2)	3.95	3.51
油砂总量	9.00	8.18

(1)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(2)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

在Foster Creek，单位运输费用增加主要是由于TMX的启动导致成本增加，但部分被铁路运输成本下降所抵消。2024年，我们的西海岸销售额为20%，销往美国目的地的销量为37%，与2023年销往美国目的地的44%相比有所下降。

在克里斯蒂娜湖，单位运输费用下降主要是由于铁路成本下降，部分被管道运输成本增加所抵消。2024年，我们将Christina Lake运量的18%（2023 – 18%）运往美国目的地。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			20

在Sunrise，单位运输费用增加主要是由于使用了TMX以及前往美国目的地的销量增加。2024年，对美国目的地的销售额从2023年的50%增至67%。此外，由于2024年将使用TMX,18%的销售额在西海岸。

在劳埃德明斯特，单位运输费用增加主要是由于管道运输费率提高以及艾伯塔省以外地区的销售增加。我们向美国目的地发运了3%的货物（2023年–没有向美国目的地的销售），向我们的加拿大炼油业务发运了大约55%的产量。

运营中

2024年我们运营费用的主要驱动因素是燃料、维修和保养以及劳动力。与2023年相比，2024年的总运营费用有所下降，原因是AECO基准价格大幅下降导致燃料成本下降。减少的部分被较高的维修和维护成本以及GHG合规成本所抵消。我们的成本经历了一些通胀压力；然而，我们通过获得长期合同、与供应商合作以及购买长期领先的项目来管理我们的成本，以缓解未来的成本上涨。

每单位运营费用(1)



（美元/京东方）	2024	百分比改变	2023
福斯特溪
燃料	2.10	(40)	3.48
非燃料	7.77	(2)	7.96
合计	9.87	(14)	11.44
克里斯蒂娜湖
燃料	2.09	(30)	2.98
非燃料	6.54	18	5.54
合计	8.63	1	8.52
昇兴股份
燃料	2.89	(40)	4.78
非燃料	11.47	(6)	12.24
合计	14.36	(16)	17.02
劳埃德明斯特(2)
燃料	2.74	(40)	4.54
非燃料	14.78	(6)	15.78
合计	17.52	(14)	20.32

油砂总量
燃料	2.30	(36)	3.60
非燃料	9.10	2	8.94
合计	11.40	(9)	12.54

(1)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(2)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

如上所述，由于天然气价格大幅下降，单位燃料费用总体下降。

与2023年相比，2024年Foster Creek的单位非燃料费用略有下降，原因是电力成本下降和销量增加，但部分被修井活动增加和GHG合规成本所抵消。

与2023年相比，2024年Christina Lake的单位非燃料费用有所增加，原因是周转活动、修井活动和GHG合规成本增加。

与2023年相比，2024年Sunrise单位非燃料费用有所下降，原因是销量增加和电力成本下降，但部分被维修和维护成本增加所抵消。

与2023年相比，2024年劳埃德明斯特单位非燃料费用有所下降，原因是销量增加以及化学品成本和修井活动降低，但部分被增加的GHG合规成本所抵消。


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Netback(1)



（美元/京东方）	2024	2023
销售价格	80.20	73.02
版税	14.92	14.20
运输和混合	9.00	8.18
营业费用	11.40	12.54
Netback	44.88	38.10

(1)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

常规

2024年，我们：

•交付了安全可靠的操作，包括安全地执行周转。

•日产11.99万BOE（2023 – 11.99万BOE/日）。

•产生的营业利润率为2.91亿美元，比2023年减少了2.92亿美元，这主要是由于天然气基准价格下降。

•平均每BOE净回馈6.48美元（2023 –每BOE 12.02美元）。

•投资4.21亿美元，继续专注于钻井、完井、搭售和基础设施项目。

财务业绩



（百万美元）	2024	2023

总销售额
对外销售	1,211	1,488
分部间销售	1,848	1,785
	3,059	3,273
版税	(76)	(112)
收入	2,983	3,161
费用
购买产品	1,823	1,695
运输和混合	320	298
运营中	555	590
风险管理已实现（收益）损失	(6)	(5)
营业利润率	291	583
风险管理未实现（收益）损失	4	(19)
折旧、损耗和摊销	442	386
勘探费用	1	6
（收入）权益核算附属公司的亏损	2	—
分部收入（亏损）	(158)	210


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营业利润率差异

截至2024年12月31日止年度

(1)价格变动包括已实现风险管理损益的影响。

(2)反映加工设施的营业利润率。

经营业绩



	2024	2023
总销量（MBOE/d）	119.9	119.9

已实现销售价格(1)（美元/京东方）	25.18	31.76
轻质原油（美元/桶）	92.68	101.34
NGLs （美元/桶）	54.62	48.25
常规天然气（$/McF）	2.51	3.91

按产品分列的产量
轻质原油（MBBLS/d）	4.9	5.9
NGLs （MBBLS/d）	21.0	21.7
常规天然气（MMcF/d）	563.8	554.1
总产量（MBOE/d）	119.9	119.9

常规天然气生产（占总数的百分比）	78	77
原油和NGLs产量（占总数的百分比）	22	23

有效版税率(2) （百分比）	10.3	10.8

运输费(3)（美元/京东方）	4.98	4.16

营业费用(3) （美元/京东方）	11.99	13.02

每单位DD & A(3)（美元/京东方）	9.90	8.76

(1)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

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

(3)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

收入

与2023年相比，2024年的总销售额有所下降，原因是基准定价下降。

价格

与2023年相比，我们2024年的总实现销售价格有所下降，这主要是由于天然气基准价格降低。截至2024年12月31日止年度，AECO天然气基准价格较2023年下降45%。


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产量

与2023年相比，2024年的产量保持一致。2024年，由于与2023年相比，油井停工时间减少，产量有所增加，部分被非核心资产的剥离所抵消。2024年的井停机时间与第三季度的计划周转活动有关，而2023年的停机时间主要是为了应对野火活动。2024年下半年，由于天然气基准价格降低，新井开发被推迟，产量受到影响。

版税

常规资产受制于艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的特许权使用费制度。与2023年相比，2024年的特许权使用费有所下降，这主要是由于天然气基准价格下降。

费用

交通运输

我们的运输费用反映了原油、NGLs和天然气从生产点运输到产品销售地的费用。与2023年相比，2024年的运输费用和单位运输费用增加主要是由于管道运输费率增加。

运营中

2024年运营费用的主要驱动因素是维修和保养、劳动力和财产税成本。与2023年相比，总运营费用和单位运营成本有所下降，这主要是由于处理和收集成本、电力成本和修井成本降低，部分被周转活动增加导致的维修和维护成本增加所抵消。

2024年，我们在常规部门完成了五次周转，产生了4000万美元的周转成本（2023 – 900万美元）。不包括周转成本的每单位运营费用为每BOE 11.08美元（2023年–每BOE 12.82美元）。

Netback(1)



（美元/京东方）	2024	2023
销售价格	25.18	31.76
版税	1.73	2.56
运输和混合	4.98	4.16
营业费用	11.99	13.02
Netback	6.48	12.02

(1)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

离岸

2024年，我们：

•交付了安全可靠的运营。

•每天生产6.66万BOE的轻质原油、NGLs和天然气（2023 – 6.34万BOE/天）。

•产生营业利润率10亿美元，比2023年减少7900万美元，主要是由于实现销售价格下降和运营费用增加。

•平均每BOE净回馈52.38美元（2023 –每BOE 56.48美元）。

•投资资本11亿美元，主要涉及西白玫瑰项目的进展和执行海玫瑰ALE项目。

2023年12月下旬，我们暂停了白玫瑰油田的生产，因为我们正在为海玫瑰ALE项目。2024年第一季度开始的改装工作完成，该船于11月返回现场。The海玫瑰FPSO已上线，并重新连接到白玫瑰场。预计将于2025年2月下旬恢复生产。

我们在西白玫瑰项目上取得了重大进展，我们有望在2026年交付第一批石油。该项目已完成约88%，上部和混凝土重力结构的机械完成发生在第四季度。2025年的重点将是平台的安装和调试，因为我们准备将项目从建设过渡到运营。自2022年决定重启该项目以来，我们已投资约16亿美元。


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财务业绩



	2024			2023
（百万美元）	大西洋	亚太地区	离岸	大西洋	亚太地区	离岸
总销售额
对外销售	322	1,250	1,572	400	1,217	1,617
分部间销售	—	—	—	—	—	—
	322	1,250	1,572	400	1,217	1,617
版税	(2)	(97)	(99)	(15)	(84)	(99)
收入	320	1,153	1,473	385	1,133	1,518
费用
运输和混合	11	—	11	16	—	16
运营中	290	133	423	262	122	384
营业利润率(1)	19	1,020	1,039	107	1,011	1,118
折旧、损耗和摊销			563			487
勘探费用			66			17
（收入）权益核算附属公司亏损			(53)			(57)
分部收入（亏损）			463			671

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

营业利润率差异

截至2024年12月31日止年度


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经营业绩



	2024	2023
销量
大西洋（MBBLS/d）	8.0	9.6
亚太地区（MBOE/d）
中国	42.6	40.5
印度尼西亚(1)	16.0	14.7
亚太地区合计	58.6	55.2
总销量（MBOE/d）	66.6	64.8

已实现销售价格(1) (2) （美元/京东方）	78.40	81.63

大西洋-轻质原油（美元/桶）	109.58	113.74

亚太地区(1)（美元/京东方）	74.13	76.04
NGLs（美元/桶）	97.59	99.73
常规天然气（$/McF）	11.45	11.71

按产品分列的产量
大西洋–轻质原油（MBBLS/d）	8.0	8.2
亚太地区(1)
NGLs （MBBLS/d）	11.0	10.8
常规天然气（MMcF/d）	285.3	266.6
亚太地区合计（MBOE/d）	58.6	55.2
总产量（MBOE/d）	66.6	63.4

有效版税率(3) （百分比）
大西洋	0.7	3.7
亚太地区(1)	9.5	10.3

营业费用(2) （美元/京东方）	19.27	17.20
大西洋(4)	97.70	67.93
亚太地区(1) (2)	8.52	8.37

每单位DD & A(4)（美元/京东方）	22.33	25.57

(1)报告的销量、相关的单位价值和特许权使用费反映了Cenovus在HCML合资企业中40%的股权。HCML合资公司在合并财务报表中采用权益法核算。

(2)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

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

(4)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

收入

与2023年相比，2024年的总销售额有所下降，原因是布伦特基准定价降低导致实现销售价格下降，但部分被中国销量增加所抵消。

价格

由于较低的布伦特基准定价，与2023年相比，我们的大西洋2024年轻质原油实现销售价格有所下降。我们收到的在亚太地区销售的天然气价格是根据长期合同确定的。

产量

与2023年相比，2024年大西洋的产量有所下降，这主要是由于2023年12月白玫瑰油田的生产暂停海玫瑰ALE项目，2023年11月Terra Nova油田恢复生产部分抵消。White Rose和Terra Nova油田的轻质原油产量从海玫瑰和Terra NovaFPSO分别运往油轮并储存在陆上码头，然后再运往买家，这导致了生产和销售之间的时间差异。

与2023年相比，2024年亚太地区的产量有所增加，原因是中国的油井停机时间减少，以及2023年9月上线的印度尼西亚MAC油田的产量增加。2023年，油井停运是由于2023年第二季度发生的临时非计划停运，与第三方船只断开脐带有关。


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版税

截至2024年12月31日止年度，大西洋特许权使用费和有效特许权使用费率较2023年有所下降。减少的原因是白玫瑰油田在2024年全年暂停生产，该油田的有效特许权使用费率更高。2024年的所有生产都在有效特许权使用费率较低的Terra Nova油田。

亚太地区的特许权使用费由产量分成合同管理，其中产量与中国和印度尼西亚政府共享。与2023年相比，亚太地区2024年的有效特许权使用费率有所下降，这主要是由于向印度尼西亚政府支付了一笔生产奖金，用于在2023年第一季度实现生产里程碑，但部分被2023年6月在中国实施并在2024年全年生效的消费税所抵消。

费用

交通运输

运输费用包括运输原油的费用。Terra NovaFPSO和海玫瑰FPSO船只通过油轮前往陆上码头，以及存储成本。截至2024年12月31日止年度的运输费用为1100万美元（2023年– 1600万美元）。

运营中

2024年大西洋运营费用的主要驱动因素是维修和保养、与船只和航空服务相关的成本以及劳动力。与2023年相比，运营费用有所增加，主要是由于与海玫瑰ALE项目，以及Terra Nova油田更高的维修和维护成本。与2023年相比，2024年的每单位运营费用有所增加，主要是由于上述相同因素以及销量下降。

2024年我们中国运营费用的主要驱动因素是维修和保养、劳动力成本和保险。截至2024年12月31日止年度，营业费用较2023年有所增加，主要是由于保险费用、劳动力以及维修和保养费用增加。与2023年相比，单位运营费用有所增加，主要是由于上述因素，部分被更高的销量所抵消。

截至2024年12月31日止年度，印尼单位运营费用较2023年有所增加，原因是维修和维护成本以及劳动力成本增加，但销量增加部分抵消了这一影响。

网背(1)


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

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


	2023
（美元/京东方，除非另有说明）	大西洋（美元/桶）		中国	印度尼西亚		离岸总额(2)

销售价格		113.74	82.14		59.16		81.63
版税		4.24	5.68		13.75		7.29
运输和混合		4.44	—		—		0.66
营业费用		67.93	7.51		10.76		17.20
Netback		37.13	68.95		34.65		56.48

(1)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(2)报告的销量和相关的单位价值反映了Cenovus在HCML合资企业中40%的股权。HCML合资公司在合并财务报表中采用权益法核算。


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下游

加拿大炼油

2024年，我们：

•交付了安全可靠的运营。

•安全地完成了升级版历史上最大的周转，该周转于5月开始，并于7月全面投入运营。

•实现原油单位利用率84%，吞吐量90.5千桶/日（分别为2023 – 93%和100.7千桶/日）。

•不包括周转成本的每单位运营费用为15.38美元/桶（2023年– 13.29美元/桶）。

•录得营业利润率缺口8000万美元，比2023年减少7.55亿美元，主要是由于扭亏为盈和商品价格下降导致产量下降。

•投资资本2.08亿美元，主要专注于维持活动。

财务和经营业绩



（百万美元，除非另有说明）	2024	2023
总销售额
对外销售	4,787	5,385
分部间销售	523	848
收入	5,310	6,233
购买产品	4,483	4,919
毛利率(1)	827	1,314
费用
运营中	907	639
营业利润率	(80)	675
折旧、损耗和摊销	185	185
分部收入（亏损）	(265)	490

可运营能力 (2) （MBBLS/d）	108.0	108.0

处理过的输入总数(3)（MBBLS/d）	96.6	107.1

原油单位吞吐量（MBBLS/d）	90.5	100.7

原油单位利用率(4) （百分比）	84	93

总产量（MBBLS/d）	103.1	114.2
合成原油	41.0	47.6
沥青	15.7	15.4
柴油	10.8	12.9
其他	30.8	33.3
乙醇	4.8	5.0

炼油毛利(1) （美元/桶）	20.82	30.13

(1)非GAAP财务指标或包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。截至2024年12月31日止年度，Upgrader、商业燃料业务和劳埃德明斯特炼油厂的收入为50亿美元（2023年– 58亿美元）。

(2)可运行容量是基于每个日历日的吞吐量桶的容量。它是蒸馏设施在通常的操作条件下可以处理的投入量。我们此前报告的原油名盘产能。请参阅本MD & A的缩写和定义部分。

(3)加工后的总投入包括原油和其他原料。混合被排除在外。

(4)原油装置利用率的计算方法为原油装置吞吐量除以可运行容量。以前的期间已重新列报，以与这一计算保持一致。

与2023年相比，2024年我们的加拿大炼油资产的吞吐量和产量有所下降，这主要是由于计划在5月初至7月初进行的升级装置的周转以及随后的全面运营。

收入、毛利率和炼油利润率

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			28

劳埃德明斯特炼油厂将重质原油加工成沥青、散装馏分油和工业产品。毛利率很大程度上取决于沥青和工业品定价以及重质原油原料成本。劳埃德明斯特炼油厂的销售是季节性的，在铺路季节增加，通常从每年的5月到10月。

Upgrader和Lloydminster炼油厂从我们的油砂部门采购原油原料。2024年，我们油砂资产约12%的原油总销量出售给了我们的加拿大炼油部门（2023 – 13%）。

如上文所述，由于合成原油和柴油基准价格下降以及产量下降，收入与2023年相比有所下降。毛利率和每桶炼油利润率与2023年相比有所下降，原因是销售价格下降、产量下降和原料成本上升。

营业费用

下表和讨论显示了与升级商、劳埃德明斯特炼油厂和商业燃料业务相关的运营费用。



（百万美元，除非另有说明）	2024	2023

运营费用-升级和精炼	798	524
运营费用–不包括周转成本	544	520
运营费用–周转成本	254	4

每单位运营费用(1) （美元/桶）	22.56	13.40
每单位运营费用–不包括周转成本(1)	15.38	13.29
每单位运营费用–周转成本(1)	7.18	0.11

(1)特定的财务措施。每单位指标是根据处理后的总输入计算的。与前几个时期相比，指标的变化已被重新呈现。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

运营费用的主要驱动因素是周转成本、劳动力成本以及维修和保养。与2023年相比，2024年不包括周转成本的运营费用有所增加，这主要是由于在升级版的周转期内发生的与可靠性相关的项目。运营费用的增加，加上加工后的总投入减少，导致单位运营费用与2023年相比有所增加。

美国炼油

2024年，我们：

•交付了安全操作。

•安全地完成了从9月初一直运行到10月下旬的利马炼油厂的重大转变。

•实现原油单位利用率91%（2023 – 78%），吞吐量从2023年的459.7千桶/天增至556.4千桶/天。

•实现了不包括周转成本的单位运营费用11.55美元/桶（2023 – 14.01美元/桶）。

•录得营业利润率缺口2.32亿美元，较2023年减少7.09亿美元。下降的主要原因是市场裂解价差同比下降，第四季度大幅下降，Hardisty的WTI-WCS价差收窄，以及利马炼油厂扭亏为盈的影响，部分被RINS成本下降所抵消。

•投资资本4.88亿美元，主要专注于维持我们运营资产的活动和完善我们非运营资产的可靠性项目。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			29

财务和经营业绩



（百万美元，除非另有说明）	2024	2023
总销售额
对外销售	28,299	26,376
分部间销售	9	17
收入	28,308	26,393
购买产品	25,769	23,354
毛利率(1)	2,539	3,039
费用

运营中	2,763	2,562
风险管理已实现（收益）损失	8	—
营业利润率	(232)	477
风险管理未实现（收益）损失	8	(17)
折旧、损耗和摊销	462	486
分部收入（亏损）	(702)	8

可运营能力(2) （MBBLS/d）	612.3	612.3

处理过的输入总数(3) （MBBLS/d）	581.4	479.7

原油单位吞吐量（MBBLS/d）	556.4	459.7
重质原油	219.6	173.9
轻质/中质原油	336.8	285.8

原油单位利用率(4) (5) （百分比）	91	78

精炼产品生产总量（MBBLS/d）	590.0	485.0
汽油	280.5	231.2
馏分(6)	209.1	167.0
沥青	28.3	19.8
其他	72.1	67.0

炼油毛利(1) （美元/桶）	11.93	17.36
加权平均裂解价差，RINS净额(7) （美元/桶）	13.01	18.15
加权平均裂解价差，RINS净额(7) （加元/桶）	17.82	24.49
市场捕捉(1) (5) (8) （百分比）	67	71

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

(3)加工后的总投入包括原油和其他原料。混合被排除在外。

(4)原油装置利用率的计算方法为原油装置吞吐量除以可运行容量。以前的期间已重新列报，以与这一计算保持一致。

(5)2023年4月1日生效的指标中包含了该高级炼油厂的可运营产能。托莱多炼油厂在指标中包括加权平均可运营产能，因为托莱多炼油厂的全部所有权是在2023年2月28日获得的。

(6)包括柴油和喷气燃料。

(7)加权平均裂解价差，净RINS计算为Cenovus的芝加哥和第3组3-2-1基准市场裂解价差的可操作容量加权平均值，净RINS。该期间的平均外汇汇率用于兑换加元。

(8)市场捕获的定义是精炼保证金除以加权平均裂解价差，净RINS，以百分比表示。

与2023年相比，2024年的吞吐量和精炼产品产量有所增加，这主要是由于托莱多收购的全面运营和2023年高级炼油厂的产能提升，以及我们美国炼油业务的可靠性有所提高。增长部分被利马炼油厂的好转和我们炼油厂全年的计划外停电所抵消。通过在我们的托莱多炼油厂加工利马中间产品，我们能够部分缓解利马炼油厂扭亏为盈对生产的影响，从而使利马炼油厂的原油装置能够继续运营。此外，我们在2024年完成了未运营的Borger炼油厂的周转，而2023年则完成了两次周转。

收入

由于销量增加，与2023年相比，2024年的收入有所增加。与2023年相比，基准汽、柴油价格分别下降8%和11%，部分抵消了涨幅。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			30

毛利率和市场捕捉

市场裂解价差并不精确反映炼油厂配置的原油日粮和产品产量，或我们销售产品的地点；然而，它们被用作一般市场指标。虽然市场裂解价差是将原油加工成精炼产品的利润率指标，但炼油实现的裂解价差，即每桶的毛利率，受多种因素影响。其中一些因素包括加工的原油原料类型；炼油厂配置以及汽油、馏分油和二次产品产量的比例；从购买原油原料到通过炼油厂加工该原油之间的时滞；以及原料成本。加工相对于WTI更便宜的原油创造了原料成本优势。我们的原料成本是按先进先出的会计基础进行估值的。

与2023年相比，2024年的毛利率下降了16个百分点，这主要是由于较低的市场裂解价差以及由于TMX的启动导致Hardisty的WTI-WCS价差缩小21个百分点，这增加了进入我们炼油厂的重质原油成本。与2023年相比，芝加哥3-2-1裂解价差下降31%，第3组3-2-1裂解价差下降43%。这些因素，再加上与2023年相比加工投入总量的增加，也降低了我们的每桶炼油利润率。

市场捕获是精炼保证金，根据先进先出的会计基础计算，以加权平均市场裂解价差的百分比生成，扣除RINs。芝加哥和第3组3-2-1市场裂解价差用于计算市场捕获，更重的权重指向芝加哥3-2-1。

与2023年相比，2024年的市场捕获量有所下降，这主要是由于Hardisty的WTI-WCS差异缩小，如上所述。

营业费用



（百万美元，除非另有说明）	2024	2023
营业费用	2,763	2,562
运营费用–不包括周转成本	2,457	2,454
运营费用–周转成本	306	108

每单位运营费用(1)（美元/桶）	12.99	14.63
每单位运营费用–不包括周转成本(1)	11.55	14.01
每单位运营费用–周转成本(1)	1.44	0.62

(1)特定的财务措施。每单位指标是根据处理后的总输入计算的。与前几个时期相比，指标的变化已被重新呈现。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

运营费用的主要驱动因素是维修和保养、劳动力和周转成本。2024年，运营费用增加主要是由于利马炼油厂的重大扭亏为盈。2023年，未运营的Wood River和Borger炼油厂完成了周转。运营费用的增加也是由于在2023年获得了托莱多炼油厂的全部所有权。如上文所述，每单位运营费用减少的主要原因是加工后的投入总额增加，但部分被运营费用增加所抵消。

与2023年相比，不包括周转成本的运营费用相对一致，这主要是由于上文讨论的托莱多收购，但被2023年托莱多和高级炼油厂完成调试和启动活动后的维修和维护费用减少所抵消。不包括周转成本的每单位运营费用下降，主要是由于加工后的投入总额增加。


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企业和消除

财务业绩



（百万美元）	2024	2023
风险管理已实现（收益）损失	24	(3)
风险管理未实现（收益）损失	16	73
折旧、损耗和摊销	102	107
一般和行政	794	688
财务成本，净额(1)	514	538
整合、交易和其他成本	166	85
外汇（收益）损失，净额	462	(67)
资产剥离（收益）损失(1)	(119)	20
重新计量或有付款	30	59
其他（收入）损失，净额	(55)	(63)

(1)截至2024年1月1日修订后的列报方式。详情请参阅综合财务报表附注4。

一般和行政

2024年我们一般和行政费用的主要驱动因素是劳动力成本和信息技术相关成本。一般及行政开支增加，主要是由于资讯科技及软件成本增加，以及人力成本增加。

财务成本，净额

与2023年相比，净财务成本较低，主要是由于长期债务的利息支出减少和2024年利息收入增加，部分被2023年购买10亿美元无担保票据赎回长期债务的折扣所抵消。有关长期债务的更多详细信息，请参阅本MD & A的流动性和资本资源部分。

2024年未偿债务的年化加权平均利率为4.5%（2023– 4.7%）。

整合、交易和其他成本

2024年，我们产生了1.66亿美元的成本，主要与对某些信息技术系统进行现代化改造和更换、优化业务流程以及在整个公司实现数据标准化有关。我们正在重新调整先前宣布的企业范围IT系统升级的工作，使其更适合目标结果，并推迟了2025年之后的企业范围升级。

2023年，我们产生了8500万美元的交易和整合成本，主要与Toledo收购有关。

外汇（收益）损失，净额



（百万美元）	2024	2023
未实现外汇（收益）损失	550	(210)
已实现外汇（收益）损失	(88)	143
	462	(67)

未实现汇兑损益主要是由于换算以美元计价的债务。2024年，已实现的外汇收益主要与营运资金有关。2023年，已实现的外汇损失主要与购买以美元计价的票据有关。截至2024年12月31日，截至2023年12月31日，加元相对于美元贬值8%。

资产剥离（收益）损失

公司完成了与阿萨巴斯卡石油公司的交易，以创建共同控制的Duvernay，其中我们持有30%的股权，并在合并财务报表中使用权益法核算。我们在该交易上录得6500万美元的税前收益。

该公司还完成了常规部门非核心资产的出售，净收益为3900万美元，录得税前收益5100万美元。

2023年，作为托莱多收购的一部分，我们录得3400万美元的非现金重估损失。


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重新计量或有付款

2024年8月31日，与BP加拿大能源集团ULC购买Sunrise油砂合伙企业剩余50%权益的交易相关的可变支付义务结束，最终付款于2024年10月支付。我们在2024年记录了与这笔付款相关的3000万美元的非现金重新计量损失（2023 – 5900万美元）。

所得税



（百万美元）	2024	2023
当前税
加拿大	1,141	1,041
美国	9	(109)
亚太地区	214	224
其他国际	39	25
当期税费总额（回收）	1,403	1,181
递延税项开支（追讨）	(474)	(250)
	929	931

截至2024年12月31日止年度，我们记录了与我们经营所在的所有司法管辖区的业务相关的当期税务费用。当前税收支出总额的增加主要是由于2023年美国当前的税收复苏。2024年有效税率为22.8%（2023 – 18.5%）。2024年较高的有效税率主要是由于长期债务的非应税外汇损失与2023年的非应税外汇收益相比，以及较低的美国基差确认。

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

2024年6月，加拿大颁布了《全球最低税法》，以实施新的全球最低税收框架（“第二支柱”），该框架将追溯适用于自2023年12月31日或之后开始的财政期间。公司受制于第二支柱，已应用IAS12的强制性临时豁免，“所得税”进而未在递延所得税计算中确认第二支柱的影响。

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


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季度业绩



	2024	2023
（百万美元，除非另有说明）			第四季度	Q3	第二季度	第一季度	第四季度	Q3	第二季度	第一季度
平均商品价格(1) （美元/桶）
过时的布伦特			74.69	80.18	84.94	83.24	84.05	86.76	78.39	81.27
WTI			70.27	75.09	80.57	76.96	78.32	82.26	73.78	76.13
Hardisty的WCS			57.71	61.54	66.96	57.65	56.43	69.35	58.74	51.36
Hardisty的差分WTI-WCS			12.56	13.55	13.61	19.31	21.89	12.91	15.04	24.77
芝加哥3-2-1裂解价差(2)			12.12	18.62	18.76	17.45	13.24	26.06	28.57	28.88
第3组3-2-1裂解价差(2)			12.66	18.95	18.13	17.50	18.55	36.96	31.78	31.35
RINS			4.02	3.89	3.39	3.68	4.77	7.42	7.72	8.20
上游产量
沥青（MBBLS/d）			608.6	569.6	591.7	595.4	595.1	586.0	554.6	570.7
重质原油（MBBLS/d）			18.0	16.3	18.1	17.9	17.5	15.6	17.0	16.8
轻质原油（MBBLS/d）			12.3	13.6	13.5	12.5	15.8	15.2	10.1	15.3
NGLs（MBBLS/d）			31.7	31.0	33.0	32.4	34.2	35.6	26.7	33.4
常规天然气（MMcF/d）			873.3	844.6	867.2	855.8	876.3	867.4	729.4	857.0
总生产量（MBOE/d）			816.0	771.3	800.8	800.9	808.6	797.0	729.9	779.0

下游总加工输入(3) （MBBLS/d）			700.5	674.4	652.9	683.8	605.7	691.3	566.9	480.7
原油单位吞吐量(3)（MBBLS/d）			666.7	642.9	622.7	655.2	579.1	664.3	537.8	457.9
下游产量(3) （MBBLS/d）			722.6	685.2	659.5	702.1	627.4	706.0	571.9	487.7

收入(4)			12,813	13,819	14,582	13,063	13,134	14,577	12,231	12,262

营业利润率(5)			2,274	2,408	2,936	3,191	2,151	4,369	2,400	2,102
营业利润率–上游(6)			2,670	2,731	3,089	2,631	2,455	3,447	2,257	1,711
营业利润率–下游(6)			(396)	(323)	(153)	560	(304)	922	143	391

来自（用于）经营活动的现金			2,029	2,474	2,807	1,925	2,946	2,738	1,990	(286)

调整后资金流(5)			1,601	1,960	2,361	2,242	2,062	3,447	1,899	1,395
每股–基本(5) ($)			0.88	1.06	1.27	1.20	1.10	1.82	1.00	0.73
每股–摊薄(5) ($)			0.87	1.05	1.26	1.19	1.08	1.81	0.98	0.71

资本投资			1,478	1,346	1,155	1,036	1,170	1,025	1,002	1,101

自由资金流动(5)			123	614	1,206	1,206	892	2,422	897	294

超额自由资金流(5)			(416)	146	735	832	471	1,989	505	(499)

净收益（亏损）			146	820	1,000	1,176	743	1,864	866	636
每股–基本($)			0.08	0.44	0.53	0.62	0.39	0.98	0.45	0.33
每股–摊薄($)			0.07	0.42	0.53	0.62	0.32	0.97	0.44	0.31

总资产			56,539	54,680	56,000	54,994	53,915	54,427	53,747	54,000



长期债务，包括流动部分			7,534	7,199	7,275	7,227	7,108	7,224	8,534	8,681

净债务			4,614	4,196	4,258	4,827	5,060	5,976	6,367	6,632

普通股和优先股股东的现金回报			706	1,070	1,034	436	731	1,225	584	258
普通股–基本股息			330	329	334	262	261	264	265	200
每股普通股基本股息($)			0.180	0.180	0.180	0.140	0.140	0.140	0.140	0.105
普通股–可变股息			—	—	251	—	—	—	—	—
每股普通股可变股息($)			—	—	0.135	—	—	—	—	—
根据NCIB购买普通股			108	732	440	165	350	361	310	40
购买认股权证的付款			—	—	—	—	111	600	—	—
支付优先股股息			18	9	9	9	9	—	9	18
优先股赎回			250	—	—	—	—	—	—	—

(1)这些基准价格不是我们的实际销售价格，代表近似值。关于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上游部分的Netback表格。

(2)平均3-2-1裂解价差是炼油毛利的一个指标，按后进先出会计基础进行估值。

(3)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。

(4)2024年比较期间反映了某些修订。请参阅本MD & A的前期修订部分。

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

(6)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。


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与2024年第三季度相比，我们第四季度的业绩反映了上游业务的强劲运营表现以及炼油业务的业绩改善。我们的美国炼油财务业绩受到市场裂解价差下降的显着影响。本季度总营业利润率为23亿美元，其中上游为27亿美元，下游为3.96亿美元的营业利润率缺口（2024年第三季度营业利润率– 24亿美元）。

•上游产量平均为每天81.60万桶油当量，比2024年第三季度增加4.47万桶油当量/天，这是由于9月份完成了Christina Lake的周转以及周转后的积极影响。

•下游吞吐量较2024年第三季度增长4%至66.67万桶/日，这主要是由于美国炼油环节的可靠性提高以及10月份利马炼油厂完成扭亏为盈，部分被市场裂解价差走弱导致的一些经济运行削减所抵消。

•基准市场裂解价差在2024年第四季度显著下降。芝加哥3-2-1裂解价差和集团3 3-2-1裂解价差较2024年第三季度分别下跌35%和33%，至每桶12.12美元和12.66美元。扣除RINS，第四季度芝加哥市场裂解价差平均为每桶8.10美元，而2024年第三季度为每桶14.73美元。

•我们机械地完成了通往克里斯蒂娜湖的窄湖管道。该管道将于春季开始注入蒸汽，该项目仍处于2025年中期首次出油的轨道上。

•我们推进了西白玫瑰项目和机械完成上部和混凝土重力结构发生在第四季度。该项目有望在2026年交付第一批石油。

•2024年第一季度开始的改装工作海玫瑰FPSO完成，该船于11月返回现场。

•经营活动产生的现金从2024年第三季度的25亿美元降至20亿美元，调整后的资金流量从第三季度的20亿美元降至16亿美元，这主要是由于更高的现金税和更低的营业利润率。

•我们通过基础股息和1.08亿美元的股票回购向普通股股东返还了4.38亿美元。

2024年第四季度业绩与2023年第四季度相比

下文摘要将截至2024年12月31日止三个月的财务和经营业绩与2023年同期进行比较。

上游产量

与2023年相比，2024年第四季度上游总产量每天增加7.4万BOE，主要原因是：

•我们的Christina Lake资产的再开发井和积极的转型后影响取得了成功的结果。

•2023年9月上线的全面运营的MAC油田产量增加，加上更高的买家提名和我们印度尼西亚业务的凝析油提升增加。

增长部分被较少的新井开发和2024年第一季度和第三季度我们常规部门非核心资产的剥离所抵消。

下游炼油吞吐量和产量

加拿大炼油业务在第四季度表现强劲，原油装置利用率为97%（2023年– 93%）。吞吐量增加4.1千桶/天至104.4千桶/天，产量较2023年增加5.1千桶/天至118.4千桶/天。

美国炼油吞吐量增加83.5千桶/日至56 2.3千桶/日，精炼产品总产量较2023年增加90.1千桶/日至604.2千桶/日，主要是由于2024年的维护活动减少，而2023年未运营的Borger炼油厂出现好转。利马炼油厂的好转部分抵消了这一增长，该炼油厂已于10月下旬结束。通过在我们的托莱多炼油厂加工中间产品，我们能够部分缓解利马炼油厂扭亏为盈的影响，这使得利马炼油厂的原油装置能够继续运营。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			35

营业利润率

截至2024年12月31日及2023年12月31日止三个月

2024年第四季度营业利润率为23亿美元，而2023年第四季度为22亿美元。这一增长主要是由于受WTI-WCS差异收窄的推动，我们油砂部门的已实现销售价格上涨。这一增长被加拿大炼油部门的毛利率下降所部分抵消，这是由于炼油产品定价下降和我们离岸部门的销量下降。由于市场裂解价差下降和运营费用增加，美国炼油部门的运营利润率下降。

来自（用于）经营活动的现金和调整后的资金流

与2023年第四季度相比，2024年第四季度来自经营活动的现金减少了9.17亿美元至20亿美元，这主要是由于非现金营运资本的变化和更高的现金税。非现金营运资本的净变化是2024年4.92亿美元的现金来源，主要是由于应付账款和应付税款增加，加上应收账款减少，部分被库存增加所抵消。2023年，9.49亿美元的现金来源主要是由于应收账款和存货减少，部分被应付账款减少所抵消，所有这些都是由于该期间商品价格下降所致。

调整后的资金流在2024年第四季度减少至16亿美元，而2023年为21亿美元，这主要是由于更高的现金税。

净收益（亏损）

2024年第四季度净收益为1.46亿美元，而2023年第四季度为7.43亿美元。减少的主要原因是2024年的外汇损失为3.81亿美元，而收益为7400万美元，以及一般和行政费用增加，主要是由于与2023年相比人员成本增加。

资本投资

随着我们继续上游增长项目和下游维持工作，2024年第四季度的资本投资增至15亿美元，而2023年第四季度为12亿美元。


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石油和天然气储备


截至2024年12月31日（版税前）(1) (2)	沥青(3) （MMBBLS）	光和中质油（MMBBLS）	NGLs （MMBBLS）	常规天然气(4) （BCF）	合计（MMBOE）
证明总数	5,179	91	69	1,950	5,664
可能	2,500	77	37	1,071	2,793
证明总数加上可能	7,679	168	107	3,021	8,457


截至2023年12月31日（版税前）(1) (2)	沥青(3) （MMBBLS）	光和中质油（MMBBLS）	NGLs （MMBBLS）	常规天然气(4) （BCF）	合计（MMBOE）




























证明总数	5,411	38	74	2,062	5,866




可能	2,487	125	40	1,100	2,836
证明总数加上可能	7,899	163	114	3,162	8,702

(1)由于四舍五入，总数可能不相加。

(2)包括归属于Cenovus在HCML合资企业中40%股权的价值。2024年包括归属于Cenovus在Duvernay合资企业中30%股权的价值。

(3)包括非实质性的重质原油。

(4)包括不是物质的页岩气。

与2023年相比，2024年出现了以下发展：

•沥青总探明和总探明加概略储量分别减少2.32亿桶和2.2亿桶。这些变化是由于本年度生产和Christina Lake和Foster Creek的恢复因子变化导致的负面技术修正，以及Sunrise和Lloydminster热力开发计划更新导致的负面技术修正。由于油砂部分的持续开发和更新开发计划而进行的延期，以及由于Sunrise和Lloydminster Thermal的恢复性能改善而进行的技术修订，部分抵消了这些减少。

•轻质和中质油总探明和总探明加概略储量分别增加5300万桶和500万桶。这些变化是由于继续开发West White Rose项目和收购Duvernay的股权导致的延期。这些增长被常规部分本年度的生产和处置部分抵消。

•NGLs总探明总量和总探明加概略储量分别减少500万桶和700万桶。这些变化是由于当年的生产、由于更新常规部分的开发计划和常规部分的处置而产生的负面技术修订。这些减少部分被更新常规部分开发计划导致的延期、常规部分和亚太地区恢复性能改善导致的技术修订以及收购Duvernay的股权所抵消。

•常规天然气总探明总量和总探明加概略储量分别减少1120亿立方英尺和1410亿立方英尺。这些变化是由于当年的生产、由于更新常规部分的开发计划和常规部分的处置而产生的负面技术修订。这些减少被部分抵消，原因是更新了常规部分的开发计划、由于增加了亚太地区的原始天然气到位量而进行的技术修订以及收购了Duvernay的股权。

储备数据采用McDaniel & Associates Consultants Ltd.、GLJ Ltd.和Sproule Associates Limited预测价格、通货膨胀和汇率（“平均预测”）的平均值，截至2024年12月31日。平均预测日期为2025年1月1日。截至2023年12月31日的比较资料，采用2024年1月1日的平均预测。

有关根据国家文书51-101评估和报告我们的储备的附加信息，“石油和天然气活动披露标准”载于我们截至2024年12月31日止年度的AIF。我们的AIF可在SEDAR +上的sedarplus.ca、EDGAR上的sec.gov和我们的网站cenovus.com上找到。与准备金估计相关的重大风险和不确定性在本MD & A的风险管理和风险因素部分以及咨询部分进行了讨论。


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流动性和资本资源

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

我们预计将通过经营活动产生的现金、谨慎使用我们的现金和现金等价物以及其他流动性来源为我们的近期现金需求提供资金。这包括利用我们承诺的信贷便利、利用我们未承诺的需求便利以及其他企业和金融机会，这些机会提供了及时获得资金以补充现金流的机会。我们仍然致力于将我们的投资级信用评级维持在标普全球评级、穆迪评级、晨星信息 DBRS和惠誉评级。2024年一季报获标普全球上调评级至BBB，展望稳定。借款的成本和可用性以及获得流动性和资本来源取决于当前的信用评级和市场条件。



（百万美元）	2024	2023
现金来自（用于）
经营活动	9,235	7,388
投资活动	(5,126)	(5,295)
融资活动前提供（使用）的现金净额	4,109	2,093
融资活动	(3,505)	(4,313)
外汇对现金及现金等价物的影响	262	(77)
现金及现金等价物增加（减少）额	866	(2,297)

	12月31日，	12月31日，
截至（百万美元）	2024	2023
现金及现金等价物	3,093	2,227
总债务	7,707	7,287

来自（用于）经营活动的现金

2024年，经营活动产生的现金较2023年增加，主要是由于营运资金释放，部分被较低的营业利润率所抵消。非现金营运资本是2024年13亿美元的现金来源，原因是应收账款减少、应付账款增加和应付税款增加，部分被库存增加所抵消。2023年，非现金营运资本的变化是使用了12亿美元的现金，主要是由于支付了2023年第一季度发生的2022年12月31日所得税负债。

来自（用于）投资活动的现金

与2023年相比，2024年用于投资活动的现金有所减少，这主要是由于2023年第一季度的托莱多收购，部分被2024年计划增加的资本投资所抵消。

来自（用于）融资活动的现金

与2023年相比，2024年用于筹资活动的现金有所减少。减少的主要原因是2023年第三季度购买了10亿美元的无担保票据。这一减少部分被30亿美元（2023 – 28亿美元）的普通股股东回报和2.5亿美元的优先股赎回所抵消。

营运资金

截至2024年12月31日，营运资金为31亿美元（2023年12月31日– 35亿美元）。营运资金减少是由于应付账款增加加上应收账款减少，部分被现金和存货增加所抵消。

我们预计，我们将继续履行到期的付款义务。

回报股东目标

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			38

在实现我们的净债务目标后，我们在第三季度提高了对股东的目标回报，随着时间的推移管理100%的超额自由资金流动，同时保持净债务接近40亿美元。营运资金变动、外汇汇率变动和其他因素可能会导致股东回报低于或超过超额自由资金流动的时期，以及净债务高于或低于我们的目标。管理层可酌情加快、递延或在季度间重新分配超额自由资金流对股东回报的分配。


	截至12月31日的三个月，		截至12月31日的12个月，
（百万美元）	2024	2023	2024	2023
超额自由资金流(1)	(416)	471	1,297	2,466
目标回报(2)	(416)	236	514	1,233

股东通过以下方式回报：
根据NCIB购买普通股	108	350	1,445	1,061
购买认股权证的付款	—	111	—	711
支付的可变股息	—	—	251	—
优先股赎回	250	—	250	—
合计	358	461	1,946	1,772

收益（超额）/低于目标	(774)	(225)	(1,432)	(539)

(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。

(2)截至2024年12月31日止年度的目标回报包括2024年第三季度和第四季度100%的超额自由资金流以及2024年第一季度和第二季度50%的超额自由资金流。2023年的目标回报是超额自由资金流的50%。

短期借款

截至2024年12月31日或2023年12月31日，我们的未承诺需求融资没有直接借款。截至2024年12月31日，公司从WRB未承诺需求融资中提取的比例份额为1.2亿美元（1.73亿加元）（2023年12月31日– 1.35亿美元（1.79亿加元））。

长期债务，包括流动部分

截至2024年12月31日，包括流动部分在内的长期债务为75亿美元（2023年12月31日– 71亿美元）。这一增长是由于加元相对于美元走弱，影响了我们以美元计价的债务的换算。我们持有38亿美元（55亿加元）的美元计价无担保票据（2023年12月31日– 38亿美元（50亿加元））和20亿美元的加元计价无担保票据（2023年12月31日– 20亿美元）。

截至2024年12月31日，我们遵守了债务协议的所有条款。

可用流动性来源

截至2024年12月31日，可获得的流动资金来源如下：

（百万美元）

成熟度

可用金额

现金及现金等价物

不适用

3,093

承诺的信贷安排

循环信贷便利– A档

2028年6月26日

3,300

循环信贷便利– B档

2027年6月26日

2,200

未承诺的需求设施

Cenovus Energy Inc.(1)

不适用

1,072

WRB(2)

不适用

151

(1)表示可用于现金提取的金额。我们未承诺的需求融资包括17亿美元，其中14亿美元可能用于一般用途，或者全额可用于签发信用证。截至2024年12月31日，未偿信用证总额为3.55亿美元（2023年12月31日– 3.64亿美元），没有直接借款（2023年12月31日–零美元）。

(2)代表Cenovus可用于满足短期营运资金需求的2.25亿美元的比例份额。截至2024年12月31日，提取了1.2亿美元（1.73亿加元）的这一产能（2023年12月31日– 1.35亿美元（1.79亿加元））。

2024年6月26日，Cenovus将其现有的承诺信贷额度展期，将到期日延长一年以上。截至2024年12月31日，该信贷额度未提取任何金额（2023年12月31日–零美元）。

根据我们承诺的信贷安排的条款，我们被要求保持债务与资本化比率，如债务协议中所定义的，不超过65%。我们低于这个限制。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			39

基地货架招股说明书

我们有一份基本货架招股说明书，允许我们在法律允许的情况下，不时在加拿大、美国和其他地方提供债务证券、普通股、优先股、认购收据、认股权证、股份购买合同和单位。基础货架招股说明书将于2025年12月到期。根据基本货架招股章程进行的发售须按一份或多份招股章程补充文件所载的条款受市场条件所规限。

财务指标

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

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


截至	2024年12月31日	2023年12月31日
净债务与调整后EBITDA比率（次）	0.5	0.5
净债务与调整后资金流动比率（次）	0.6	0.6
净债务与资本化比率（百分比）	13	15

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

我们截至2024年12月31日的净债务与调整后EBITDA比率和净债务与调整后资金流动比率与2023年12月31日一致，原因是净债务减少部分被营业利润率下降所抵消。有关运营利润率和净债务的更多信息，请参阅本MD & A的运营和财务业绩部分。

与2023年12月31日相比，我们截至2024年12月31日的净债务与资本化比率有所下降，这主要是由于42亿美元的综合收益被股东回报和较低的净债务部分抵消。

股本和以股票为基础的补偿计划

我们的普通股和普通股购买认股权证（“Cenovus认股权证”）在多伦多证券交易所（“TSX”）和纽约证券交易所上市。我们的累积可赎回优先股系列1、2、5和7在多伦多证券交易所上市。2024年12月31日，Cenovus行使权利，以每股25.00美元的价格赎回公司所有1000万股系列3优先股，总额为2.5亿美元。

截至2024年12月31日，共有约18.25亿股已发行普通股（2023年12月31日– 18.719亿股普通股）和2600万股已发行优先股（2023年12月31日– 3600万股优先股）。详情请参阅综合财务报表附注27。2024年，Cenovus成立了员工福利计划信托（“信托”）。该信托通过独立受托人在公开市场上收购Cenovus的普通股，持有这些普通股是为了履行公司在某些基于股票的补偿计划下的义务。截至2024年12月31日，信托持有200万股普通股。

截至2024年12月31日，约有360万份Cenovus认股权证未到期（2023年12月31日– 760万份Cenovus认股权证）。每份Cenovus认股权证赋予持有人自发行之日起五年内以每股普通股6.54美元的行权价收购一股普通股的权利。Cenovus认股权证将于2026年1月1日到期。详情请参阅综合财务报表附注27。


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有关我们的股票期权计划以及我们的业绩份额单位、受限制份额单位和递延份额单位计划的更多详细信息，请参阅综合财务报表附注29。我们的流通股数据如下：


截至2025年2月14日	未结清单位（千）	可行使的单位（千）
普通股	1,823,629	不适用
Cenovus认股权证	3,631	不适用
系列1第一优先股	10,740	不适用
系列2第一优先股	1,260	不适用
系列5第一优先股	8,000	不适用
系列7第一优先股	6,000	不适用
股票期权	8,890	4,999
其他基于股票的薪酬计划	17,094	1,792

普通股股息

2024年，我们支付了13亿美元或每股普通股0.680美元的基本股息（2023 – 9.9亿美元或每股普通股0.525美元）和2.51亿美元或每股普通股0.13 5美元的可变股息（2023 – 0美元）。

2025年2月19日，董事会宣布第一季度基本股息为每股普通股0.180美元。股息将于2025年3月31日支付给截至2025年3月14日登记在册的普通股股东。

宣布普通股股息由董事会全权酌情决定，每季度审议一次。

累计可赎回优先股股息

截至2024年12月31日止年度，第1、2、3、5和7系列优先股的股息为4500万美元（2023年– 3600万美元）。

2025年2月19日，董事会宣布向截至2025年3月14日登记在册的优先股股东发放第1、2、5和7系列优先股第一季度股息，总额为600万美元，将于2025年3月31日支付。

宣布优先股股息由董事会全权酌情决定，每季度审议一次。

股份回购

我们有一个NCIB计划，从2023年11月9日到2024年11月8日购买最多1.332亿股普通股。

2024年11月7日，公司收到TSX的批准，延长公司的NCIB计划，在2024年11月11日至2025年11月10日期间购买最多1.275亿股普通股。



	2024	2023
根据NCIB购买和注销的普通股（百万普通股）	55.9	43.6
每股普通股加权平均价格($)	25.38	24.32
根据NCIB购买普通股（百万美元）	1,445	1,061

从2025年1月1日至2025年2月14日，公司以3200万美元额外购买了150万股普通股。截至2025年2月14日，公司可根据NCIB进一步购买最多1.249亿股普通股。


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合同义务和承诺

我们对在正常业务过程中订立的商品和服务负有义务。原始期限不到一年的债务不包括在我们下文披露的总承诺中。更多信息，见合并财务报表附注35。


截至2024年12月31日
（百万美元）	1年	2年	3年	4年	5年	此后	合计
承诺
运输和储存(1) (2)	2,122	1,947	1,921	1,904	1,815	14,551	24,260
产品采购	14	—	—	—	—	—	14

房地产	63	63	61	59	63	532	841
为HCML提供资金的义务	104	105	98	56	44	105	512
其他长期承诺	411	191	187	158	117	589	1,653
承诺总额	2,714	2,306	2,267	2,177	2,039	15,777	27,280
长期债务（本息）	526	324	1,586	1,502	487	7,286	11,711
退役负债	203	289	286	283	318	6,301	7,680

租赁负债（本金和利息）(3)	538	446	378	339	306	2,606	4,613
承诺和义务总额	3,981	3,365	4,517	4,301	3,150	31,970	51,284

(1)包括须经监管机构批准或已获批准但尚未服务的运输承诺8.54亿美元（2023年12月31日– 130亿美元）。条款开始时最长为20年。

(2)截至2024年12月31日，包括与HMLP的运输和储存承诺相关的18亿美元（2023年12月31日– 21亿美元）。

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

截至2024年12月31日，根据某些合同作为履约担保签发的未偿信用证总额为3.55亿美元（2023年12月31日– 3.64亿美元）。

法律程序

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

与关联方的交易

赫斯基中游有限合伙企业

Cenovus持有HMLP 35%的权益。作为HMLP持有的资产的运营者，我们根据我们的利润分享协议为其提供管理服务，以收回分摊的服务成本。我们也是HMLP的承包商，在有一定限制的成本回收基础上建造其资产。截至2024年12月31日止年度，我们向HMLP收取的建筑和管理服务费用为1.55亿美元（2023 – 1.6亿美元）。我们向HMLP支付接入费，用于使用我们的混合业务使用的管道系统。我们还向HMLP支付运输和存储服务费。接入费以及运输和存储服务基于与HMLP签订的合同协议费率。截至2024年12月31日止年度，我们为使用HMLP的管道系统以及运输和存储服务产生了2.78亿美元的成本（2023 – 2.95亿美元）。

截至2024年12月31日止年度，公司从HMLP收到6500万美元的分配（2023 – 5600万美元），并支付了5100万美元的捐款（2023 – 6200万美元）。

Husky-CNOOC Madura Ltd。

Cenovus持有共同控制实体HCML 40%的股权。公司应占与合营企业相关的股权投资收益（亏损）计入权益核算关联企业的（收益）亏损。

截至2024年12月31日止年度，公司从HCML收到了1.07亿美元的分配（2023 – 9300万美元），并支付了零美元的捐款（2023 – 3500万美元）。


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风险管理和风险因素

风险治理

我们的企业风险管理（“ERM”）计划驱动对我们风险的识别、衡量、优先排序和管理，并与Cenovus运营完整性管理系统（“COIMS”）集成。此外，我们持续监控我们的风险状况以及行业最佳实践。经董事会批准的ERM政策概述了我们的风险管理原则和期望，以及所有员工的角色和责任。我们的风险管理框架包含国际标准化组织（“ISO”）在其ISO 31000 –风险管理指南中推荐的关键属性。我们的ERM计划的结果记录在提交给董事会的综合风险报告中，并通过定期更新进行记录。

风险因素

通过追求我们的战略目标，我们面临着一系列风险。其中一些风险影响到整个能源行业，而其他风险则是我们运营所独有的。以下讨论描述了Cenovus面临的财务、运营、监管、环境、声誉、气候变化相关和其他风险。本MD & A中确定的每项风险可能单独或与其他风险相结合，对（其中包括）我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流、声誉、追求我们的战略优先事项、实现我们的目标或前景、目标、倡议和抱负的能力、对我们的经营环境变化作出反应的能力、获得资本的机会、借款成本、获得流动性的机会、为股票回购、股息支付和/或业务计划提供资金的能力、履行我们的义务和/或我们证券的市场价格产生重大影响。在投资Cenovus的证券时应考虑这些因素。

金融风险

商品价格

我们的财务表现在很大程度上取决于当前的大宗商品价格。原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的价格受到许多因素的影响，包括但不限于：这些商品的全球和区域供应和需求；生产商和政府替代减少的供应的能力；加工和出口能力；出口限制；国内和全球经济状况；通货膨胀和利率变化；关税的影响及其反应（包括政府、我们的贸易伙伴和客户），其中可能包括但不限于报复性关税、对Cenovus产品的出口税，限制对美出口或其他措施；央行政策；市场竞争力；欧佩克和其他石油出口国的行动，包括但不限于遵守或不遵守欧佩克成员国商定的配额以及欧佩克决定不对其成员国实施生产配额；与这些商品市场相关的事态发展；这些商品的库存水平；季节性趋势；炼油厂可用性；当前和未来可能的环境法律法规；排放，包括，但不限于碳；市场定价以及这些市场和相关市场的可及性和流动性；替代能源的价格和可用性；国内或外国政府或监管机构的行动；执行政府或环境法律法规；在我们开展业务运营、开发或勘探的司法管辖区或其他地方，政府政策发生转变或变化；公众对使用不可再生资源的情绪；这些商品生产国的政治不稳定和社会状况；市场准入限制和运输限制或中断；恐怖主义威胁；技术发展；经济制裁；大流行病的爆发，或战争或其他国际或地区冲突及任何相关的政府行动或军事演习；自然灾害的发生；以及天气状况。

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

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			43

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

所有这些因素都超出了我们的控制范围，可能导致成本和价格的高度波动。

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

上述商品价格风险，以及本文更全面描述的市场准入限制和运输限制、储量置换和储量估算以及成本管理等其他风险，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大影响，并可能被视为减值指标。另一个潜在的减值指标是我们资产的账面价值与我们的市值的比较。

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

近期公布的美国对加拿大关税和潜在报复措施所带来的不确定性相关风险

2025年2月1日，美国总统特朗普签署行政命令（“行政命令”），对所有原产于加拿大并进口到美国的商品征收25%的关税，对来自加拿大的“能源和能源资源”征收10%的关税，自2025年2月4日起生效。行政命令还指出，如果加拿大出台报复性措施，例如通过对美国对加拿大的出口征收进口关税（或其他类似措施），美国的关税可能会增加或扩大。作为回应，加拿大政府对从美国进口的1550亿美元商品征收25%的关税，自2025年2月4日起分两个阶段生效。加拿大各地的省政府也对美国的关税做出了回应，在某些情况下出台了自己的报复性措施。2025年2月3日，加拿大和美国同意将各自对进口商品征收的关税推迟30天。特朗普总统还暗示，可能会与加拿大达成一项新的经济协议，尽管这种协议的范围和条款，如果有的话，还不得而知。

尽管有关两国之间潜在经济安排的讨论仍在继续，但关税、附加税或其他限制性贸易措施或反措施最终是否会实施，如果是，任何此类措施的范围、影响和持续时间仍存在很大的不确定性。潜在措施可能包括，除其他外，提高加拿大能源出口的关税、限制跨境供应链，或额外的监管障碍，这些障碍可能会影响我们进入国际市场和高效开展业务的能力。

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

此外，对我们的产品实施的报复性措施可能会降低我们在全球市场的竞争能力。我们还依赖从各种全球供应商进口专门设备、原材料和技术。对这些商品的任何关税增加都可能导致这些必要投入的成本上升，从而对我们的财务状况和现金流产生负面影响。

与金融风险管理活动相关的风险

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


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尽管开展这些风险管理活动有预期的好处，但使用这些活动可能会使我们面临可能造成重大损失的风险，包括与以下相关的风险：风险管理工具的估值变化与基础风险敞口的估值变化相关性较低；基础商品价格或工具市场价值的变化；缺乏市场流动性；交易对手不足；交易对手违约；系统或控制缺陷；人为错误；合同不可执行；以及我们无法履行与基础实物交易相关的交付义务。这些金融工具还可能限制商品价格、利息或外汇汇率变化对我们的好处。

有关我们的金融工具的详细信息，包括分类、在计算公允价值时所做的假设以及关于风险敞口和这些风险管理的额外讨论，请参阅综合财务报表附注32、33和36。

金融风险管理活动的影响

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

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

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


截至2024年12月31日	灵敏度范围	增加	减少
原油和凝析油商品价格	± 10.00美元/桶适用于WTI、凝析油及相关对冲	—	—
原油和凝析油差价格(1)	± 2.50美元/桶适用于与生产挂钩的差别对冲	20	(20)
WCS（Hardisty）差别价格	± 2.50美元/桶适用于与生产挂钩的WCS差别对冲	(6)	6
成品商品价格	± 10.00美元/桶应用于取暖油和汽油对冲	(3)	3
天然气商品价格	± 0.50美元/千立方英尺适用于与生产挂钩的天然气对冲	—	—
天然气基差价格	± 0.25美元/千立方英尺适用于天然气基差对冲	1	(1)
电力商品价格	± 10.00加元/兆瓦时(2)适用于电力对冲	46	(46)
美元兑加元汇率	美国对加元汇率± 0.05美元	24	(28)

(1)不包括Hardisty的WCS。

(2)每小时一千千瓦电力（“MWh”）。

有关我们风险管理头寸的更多信息，请参见合并财务报表附注32和33。

信贷、流动性和未来融资的可获得性

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

如果投资者、保险公司或其他相关利益相关者采取限制性更强的脱碳政策，我们未能实现我们的GHG减排目标，或者被认为我们的GHG减排目标不足或将无法实现，我们以合理成本获得资金和获得保险范围的能力，或者根本不会受到不利影响。

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

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


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

信用评级

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

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

对交易对手的风险敞口

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

外汇汇率

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

利率

利率波动可能对Cenovus在到期长期债务再融资或需要新的债务融资时的业绩产生重大不利影响。我们还面临着可能用于支持我们流动性需求的现有信贷工具利率变化的风险。利率变化也会影响某些负债的记录方式。这些因素可能会影响Cenovus的财务业绩。

股息支付及购买证券

股息的支付，无论是基础的、可变的还是优先的，我们的股息再投资计划的延续以及Cenovus对我们证券的任何潜在购买由我们的董事会酌情决定，并取决于（其中包括）财务业绩、债务契约、满足偿付能力测试、我们履行到期财务义务的能力、营运资金要求、未来纳税义务、未来资本要求、商品价格以及本MD & A的风险管理和风险因素部分中确定的其他风险。具体而言，就Cenovus的资本分配框架而言，该公司将以股东回报和净债务管理为目标，正如本MD & A中所述。可变股息支付的频率和金额（如果有的话）可能会随着时间的推移而发生显着变化，这是由于我们的净债务和超额自由资金流、股票回购金额以及我们不时的资本分配框架所固有的其他因素，包括管理层酌情加速、推迟或在季度间将任何超额自由资金流重新分配给股东回报。我们的净债务和超额自由资金流量可能会因（其中包括）我们的业务计划、经营业绩、财务状况以及本MD & A风险管理和风险因素部分中确定的任何风险的影响而不时变化。公司无法保证将继续按现行比率或根本不作为资本分配框架支付基本或可变股息或授权股份回购，而任何股份回购及根据该比率支付股息仍由董事会酌情决定，并取决于（其中包括）上述因素。此外，根据管辖Cenovus认股权证的契约条款，Cenovus不时支付的基础或可变股息的个别或合计金额（如有）可能导致对Cenovus认股权证的行使价和交换基础（每一份行使的Cenovus认股权证收到的普通股数量）进行调整。此类调整可能会影响Cenovus在行使Cenovus认股权证时获得的价值，并可能导致在行使Cenovus认股权证时额外发行普通股，这可能对Cenovus股东的所有权权益和Cenovus的每股收益产生进一步的稀释影响。


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披露控制和程序（“DC & P”）和财务报告内部控制（“ICFR”）

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

操作风险

运营考虑（安全、环境和可靠性）

我们的经营受到一般影响石油和天然气以及炼油行业的风险，并且通常附带于：（i）原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的储存、运输、加工和销售；（ii）陆上和海上原油和天然气井的钻探和完井；（iii）原油和天然气资产的运营和开发；（iv）炼油厂、码头、管道和其他运输和分销设施的运营或省级或区域当局对我们开展业务的辖区发布的区域疏散警报或命令，开发或勘探，包括在我们的合作伙伴或第三方运营的设施中；以及（v）与我们的GHG减排目标相关的项目的开发和运营，包括碳捕获、利用和储存项目。这些风险包括但不限于：政府行为、法律或法规、政策和举措的影响，包括由于我们开展业务、开发或勘探的辖区内新的或现有的行政当局；遇到意外的地层或压力；储层压力或生产力过早下降；火灾；洪水；水力压裂或碳捕获、利用和储存项目引起的地质活动；爆炸；井喷；失去封控；气体泄漏；停电；有害物质迁移到水系统；释放或溢出，包括海上作业的释放或溢出，船舶或其他海上运输事故；航空、轨道车或公路运输事故；冰山事故；由第三方造成或在我们业务运营中以其他方式发生的事故或损害；原油、天然气或井液的不可控流动；未遵循操作程序或在既定操作参数范围内操作；不利的天气条件；腐蚀；污染；冻结和其他类似事件；设备、管道、设施、水井和项目发生故障或故障；运营和信息技术及系统和流程发生故障或故障，任何妥协或公布的数据；定期或意外维护；设备性能低于最初预期的水平；未能保持足够的备件供应；操作员失误；熟练劳动力短缺；劳资纠纷和罢工；与互联设施和承运人的所有者或运营商的纠纷；第三方系统或炼油厂有计划或计划外的运营中断或分摊，这可能会阻碍该方设施和管道的充分利用；卡车码头和枢纽的溢漏；与潜在有害物质的装卸相关的溢漏；产品损失；原料无法获得；原料的价格和质量；流行病或流行病；抗议、封锁或其他激进主义行为；地缘政治因素、战争、破坏或恐怖主义，或其他区域或国际冲突；其他灾难性事件，包括但不限于不利的海况、极端天气事件、野火和自然灾害以及在往返商业或工业场所的运输过程中或可能发生的其他事故或危害。

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

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

我们就我们的资产和运营维持一个全面的保险计划。然而，并非所有与我们的资产或运营有关的潜在事件和中断都已投保或可投保，我们无法保证我们的保险范围将可用或足以完全涵盖此类事件或中断可能产生的任何索赔。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、经营业绩和现金流产生重大不利影响。


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市场准入限制和运输限制

我们的生产通过各种管道和终端以及铁路、海运和卡车网络运输，并且我们的炼油厂依赖这些管道和终端，以将原料和精炼产品运输到第三方或Cenovus，拥有和/或运营的设施。关税（及其任何应对措施，包括但不限于报复性关税、对Cenovus产品的出口税、限制对美国的出口或其他措施）或管道、终端、海运、铁路或卡车运输系统中断或供应受限的影响可能会限制交付生产量的能力，并对商品价格、销量和/或我们的产品收到的价格、预计产量增长、上游或炼油业务和现金流产生不利影响。这些中断和限制可能是由于（其中包括）管道或海运、铁路或卡车网络无法运营造成或加剧的，或者可能与如果进入系统的供应超过基础设施容量的容量限制有关。无法确定新建或扩建产能的第三方管道项目将获得批准或建设，或此类项目将提供足够的运输能力。

无法确定铁路、海运和卡车运输以及我们生产的其他替代运输类型将足以解决管道系统运营限制造成的任何缺口。此外，我们的铁路、海运和卡车运输可能会受到服务延误、劳资纠纷或罢工、熟练劳动力短缺、恶劣天气、船只、轨道车或卡车可用性、地缘政治因素、战争、恐怖主义或其他国际或区域冲突，或其他铁路、海运或卡车运输事件的影响，并可能对销量或产品收到的价格产生不利影响，或影响我们的声誉或导致法律责任、生命损失或人身伤害、设备或财产损失或环境损害。此外，铁路、海运和卡车运输法律法规也在不断审查，以确保供应链的安全运行。如果法规发生变化，遵守这些法规的成本可能会转嫁给托运人，并可能对我们通过铁路、海运或卡车运输的能力或与此类运输相关的经济性产生不利影响。最后，我们的炼油厂或第三方系统或炼油厂的有计划或非计划的停工、停运或关闭可能会限制我们交付产品的能力，从而对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。

储备金置换和储备金估算

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

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

所有这些估计都是不确定的，对储量进行分类只是试图确定所涉及的不确定性程度。出于这些原因，由不同工程师或由同一工程师在不同时间编制的归属于任何特定类别财产的经济可采原油和天然气储量估计、基于回收风险的此类储量分类以及由此预期的未来净收入估计，可能会有很大差异。我们的实际生产、收入、税收以及与我们的储备相关的开发和运营支出可能与当前的估计不同，这种差异可能是重大的。

对未来可能开发和生产的储量的估计通常基于体积计算和类比类似类型的储量，而不是基于实际生产历史。随后根据生产历史对相同储量的评估将导致估计储量的变化，这可能是重大的。

油气资产的产出率往往随着储量枯竭而下降，同时伴随的运营成本增加。维持可开发项目清单以支持未来的原油和天然气生产，除其他外，取决于：获得和更新勘探、开发和生产原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的权利；钻探成功；按预算和按期完成长周期资本密集项目；以及在成熟资产上应用成功的开采技术。我们的业务、声誉、财务状况、经营业绩和现金流高度依赖于成功地产生当前储备并增加额外储备。


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成本管理与通货膨胀

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

技术、信息系统和数据隐私

我们严重依赖技术，包括经营技术和信息技术，以有效地经营我们的业务。这包括内部部署系统（如网络、计算机硬件和软件）、电信系统、移动应用程序、云服务和其他技术系统、网络和服务，包括使用人工智能的系统。部分系统和服务由第三方提供。如果我们无法访问、使用、依赖、充分保护、升级和采取其他步骤来维持或提高此类系统和服务的效率、弹性和功效，则此类系统和服务的运营可能会中断，从而导致运营中断或数据丢失、损坏或发布。

在日常业务过程中，我们收集、使用和存储敏感数据，包括知识产权、专有信息、商业信息和个人数据。尽管我们采取了安全措施，但我们的技术系统、基础设施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）、工作人员或第三方错误造成的干扰、渎职、自然灾害、国家或工业间谍行为、激进主义、恐怖主义、战争、区域或国际冲突，或地缘政治格局。这些风险还包括但不限于与网络相关的欺诈或攻击，例如试图绕过电子通信控制，试图冒充内部人员或业务合作伙伴将付款和金融资产转移到肇事者控制的账户，或试图将勒索软件引入一个或多个系统或服务以提取付款，从而阻止对系统的访问等。

我们的内部或第三方服务提供商的技术系统或服务，或其他供应商技术系统和服务（包括威胁行为者成功绕过我们的网络安全措施和业务流程控制的情况）的任何此类事件、破坏或中断，都可能导致内部、机密、商业、财务、专有、个人或其他敏感数据的丢失或暴露。

生成性人工智能工具的迅速出现和持续发展可能会加剧公司的技术、信息系统和数据隐私相关风险，因为其可能会导致用户滥用、决策有偏见或未经授权暴露Cenovus的敏感数据。

网络事件、隐私或安全漏洞或不负责任地使用技术或数据，包括通过不负责任地使用或依赖人工智能工具，可能会导致业务中断、机密信息被盗或滥用、财务损失、补救和恢复成本、法律索赔或诉讼、根据管辖数据的法律承担的责任、数据的处理或由此可能产生的决定（包括与使用人工智能、网络安全、数据收集和保护以及隐私有关的法律）、监管处罚或罚款（如果此类处罚或罚款是根据相关立法授权的）、运营中断、站点关闭，泄密或其他负面后果，包括损害我们的声誉，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

在我们开展业务、开发或探索的许多司法管辖区，对技术使用的监管正在迅速演变，创造了一个复杂的法律和监管框架，包括管理数据、数据处理和相关工具、数据转让、人工智能、数据收集和保护以及隐私的现有和拟议的法律法规。这些法律法规对处理个人数据的公司规定了义务，并向其个人数据在公司控制下的个人提供了额外的诉讼权利和补救措施。

未能遵守有关网络安全、数据收集和保护以及隐私的法律和监管标准，包括滥用或未能充分保护和保护个人数据，影响人工智能的使用，可能会导致但不限于：政府实体或其他方面对公司提起刑事、行政和民事责任诉讼；处以严厉的罚款和处罚（如果此类罚款和处罚是根据相关立法授权的）；损害我们的声誉和信誉；并可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生负面影响。遵守不断演变的立法也可能导致运营成本增加。


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竞争

我们与其他生产商、炼油商和营销商在所有方面展开竞争，包括获得资本、勘探和开发新的和现有的供应来源、收购原油和天然气权益以及炼油、分销和营销油气产品。竞争对手可能比Cenovus拥有更低的运营/资本成本或更高质量的资源库存，可能开发和实施优于我们使用的技术和商业实践，和/或可能组装产生比Cenovus更强的财务回报的投资组合，从而降低我们的竞争能力。原油、天然气、NGL和炼油行业在向消费者供应能源、燃料和相关产品方面也与其他行业存在竞争，包括未来可能更加普遍的可再生能源。我们可能无法成功地与当前和未来的竞争对手竞争，竞争压力可能对我们的业务、声誉、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

项目执行

我们在我们的全球资产组合中管理着各种增长和优化项目。此外，我们还有一些其他项目处于规划和开发的不同阶段，包括维护和周转项目，以及与我们的GHG减排目标相关的项目。与项目开发和执行相关的广泛风险，以及新设施与现有资产的投产和整合，可能会影响我们项目的经济可行性。这些风险包括但不限于：我们获得必要的环境和监管批准的能力；我们获得有利合同条款或在土地使用协议范围内获得准入的能力；我们获取、实施和使用运营和信息技术和数据的能力，包括对其的改进；与进度、承包商绩效、工程和设计、项目组件的运输和安装、资源和成本有关的风险，包括材料、设备和合格人员的可用性和成本；供应链中断的影响；一般经济的影响，商业和市场状况，包括通胀压力；天气状况的影响；与项目成本估算的准确性相关的风险；我们以具有成本效益的方式为资本支出和费用提供资金的能力；我们识别或完成战略交易的能力；以及不断变化的政府法律法规的影响，包括由于我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区新的或现有的行政当局；以及公众对石油和天然气运营对环境的影响以及与GHG减排举措相关的影响的预期。在我们现有的资产基础内启用和整合新的基础设施和设施可能会导致实现业绩目标和目标的延迟。未能管理这些风险可能会影响我们的安全和环境记录，并对我们的财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大不利影响。

合资企业和伙伴关系

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

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

现有和新兴技术

目前用于回收沥青的技术是能源密集型的，包括SAGD，在生产回收过程中使用的蒸汽时需要大量消耗天然气。回收过程中所需的蒸汽量各不相同，因此会影响成本。储层的性能影响使用SAGD技术进行生产的时机和水平。回收成本的大量增加可能导致某些依赖SAGD技术的项目变得不经济，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。此外，除其他外，我们依赖现有和新兴技术的可用性和可扩展性来实现我们的业务目标，包括我们的ESG目标。与这些技术的开发、采用和成功或颠覆性技术的开发相关的限制可能会对我们的长期业务弹性产生负面影响。


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政府政策

在我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区或其他地方，新的或现有的行政当局对政府政策的转变可能会影响我们的运营和业务增长的能力。对以化石燃料为基础的能源使用的限制、跨境经济活动（包括外国政府征收关税影响我们的业务以及政府对此作出的任何回应，包括但不限于报复性关税、对Cenovus产品的出口税、限制对美国的出口或其他措施），以及发展新的基础设施都可能影响我们持续增长的机会。

我们致力于与我们开展业务运营、开发或勘探的司法管辖区的各级政府合作，以确保我们保持竞争力，了解风险并实施缓解策略；但是，我们无法保证政府政策变化的结果可能会对我们的业务、运营结果、财务状况或声誉产生不利影响。

监管风险

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

监管批准

我们的运营要求我们获得各种监管机构的批准，并且不能保证我们将能够获得、并在可接受的条件下维持，或根本无法获得开展与我们的项目相关的活动（包括但不限于某些勘探、开发和经营活动）所需的所有必要许可、许可和其他批准。此外，获得监管当局的某些批准可能涉及（其中包括）利益相关者协商、土著协商（包括寻求共识、合作或同意）、环境影响评估和公开听证会。获得的监管批准可能需要满足某些条件，包括但不限于：保证金义务；对项目的持续监管；减轻或避免项目影响；环境和生境评估；以及其他承诺或义务。未能及时获得适用的监管批准或满足任何条件或令人满意的条款可能会导致成本增加、项目延误，并可能限制Cenovus高效或根本无法开发或扩展拟议项目的能力。

退役

我们就我们的运营、开发和勘探承担石油和天然气资产退役、废弃、补救和回收（“退役”）责任，包括根据我们开展运营、开发或勘探的司法管辖区各级立法的监管规定施加的责任。

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

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			51

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

版税制度

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

土着土地和权利主张

土着人民和社区对我们公司的反对、运营、活动、开发或勘探，或土着社区之间或土着人民与政府之间的分歧，在我们开展运营、开发或勘探的辖区内，可能会对我们的声誉以及我们与东道国政府、当地社区和其他土着社区的关系产生不利影响。其他影响可能包括分流管理层的时间和资源，增加法律、监管和其他咨询费用，以及阻碍我们探索、开发和继续运营项目的能力。

在加拿大，土著人民拥有的土著和/或条约权利受到宪法保护。必须考虑对这些土著和/或条约权利的影响，特别是在Cenovus在王室土地上开展业务的地区。

加拿大联邦和省政府有义务在考虑可能对所宣称或证明的土著权利产生不利影响或影响条约权利的行动时与土著人民协商，并在某些情况下照顾到他们的利益。在一些司法管辖区，官方将协商责任委托给支持者。履行与土著人民协商的义务，以及任何相关的便利条件，可能会对我们获得或更新许可、租约、执照和其他批准，或满足这些批准的条款和条件的能力产生不利影响，或增加时间表。未能充分咨询可能会导致项目延误、法律挑战或损害我们的声誉。

此外，加拿大联邦政府、不列颠哥伦比亚省政府和西北地区领土政府已通过立法，要求这些政府采取一切必要措施，落实《联合国土著人民权利宣言》（“UNDRIP”）。与各国政府实施UNDRIP相关的手段和时间表正在进行中，在某些情况下还存在不确定性：已经并预计将继续创建额外的流程，或修订或引入与项目开发和运营相关的立法，这进一步增加了项目监管审批时间表和要求方面的不确定性。

气候变化相关风险

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			52

气候变化及其相关影响可能会增加我们对本MD & A风险管理和风险因素部分中确定的每一种风险的敞口和程度。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在多大程度上影响我们的业务、财务状况和经营业绩。我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流、声誉、监管批准、获得资本和保险、借款成本、为股息支付和/或业务计划提供资金的能力尤其可能不受限制地受到气候变化及其相关影响的不利影响。

气候变化条例

我们在几个监管或已提议监管GHG排放的司法管辖区开展业务，通常是为了过渡到更低碳的经济。其中一些条例已生效，而另一些条例仍处于审查、讨论或实施的不同阶段。这些新出现的法规和其他预期立法的时间和效果存在不确定性，包括如何协调它们，这使得难以准确确定由于政府政策变化，包括由于我们开展业务、开发或勘探的司法管辖区的新的或现有的行政当局而可能发生的成本影响和变化。气候变化立法的额外变化可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、监管批准和现金流产生不利影响，目前无法可靠或准确估计。

根据《加拿大净零排放问责法》，加拿大政府的目标是到2030年将温室气体排放量比2005年的水平减少40%至45%，到2035年减少45%至50%。这些目标是加拿大到2050年实现净零排放的更广泛战略的一部分。目前尚无具体计划，但政府正试图通过包括其经济范围内的碳税价格或碳税在内的多项措施来实现这些目标。到2030年，碳税将增至170美元/吨CO2e，2025年的税率定为95美元/吨CO2e。如果一个省的碳定价系统不符合联邦严格要求，则适用联邦“支持”规定。我们大多数位于加拿大的大型排放设施都在省级碳定价法规适用于工业的辖区内运营。在不列颠哥伦比亚省，省级碳定价系统全面适用。在艾伯塔省、萨斯喀彻温省以及纽芬兰省和拉布拉多省，省级碳定价系统部分适用。预计这些省级项目将继续满足联邦严格要求，从而不适用联邦支持规定。

2024年11月，加拿大政府根据1999年《加拿大环境保护法》发布了石油和天然气部门温室气体排放上限法规草案。正如目前起草的那样，该条例将于2026年生效，第一个三年合规期从2030年1月1日开始。除其他外，该法规将适用于上游石油和天然气设施的所有直接GHG排放，包括海上设施和沥青升级商。在2030-2032年遵约期间，设施将被要求在2026年水平的基础上将全行业排放量减少27%。根据拟议的制度，排放量超过根据分配率公式分配的配额的设施将具有一定的灵活性，可以通过向脱碳基金和联邦认可的抵消信贷的组合付款来覆盖高达20%的合规义务。如果供应充足，可以从其他运营商购买更多配额。加拿大环境与气候变化协会没有提供有关2032年以后上限水平的实质性细节。

加拿大政府还实施了减少原油和天然气部门甲烷排放的法规。关于减少甲烷和某些挥发性有机物（上游石油和天然气部门）释放的法规（“甲烷法规”）旨在通过对完井和压缩机的无组织设备泄漏和排气的要求（于2020年1月1日生效）以及对设施生产排气限制和气动设备的排气限制（于2023年1月1日生效），到2025年实现比2012年水平减少40%至45%。2023年12月，加拿大政府公布了《甲烷法规》修正案草案，以促进实现到2030年将石油和天然气甲烷排放量比2012年水平至少减少75%的额外目标。拟议的法规修正案涉及通风、燃烧、油气销毁设备和无组织排放，将于2027年至2030年期间生效。

在美国，可再生燃料标准（“RFS”）的制定是为了减少GHG排放，该计划带来的风险如下所述。此外，联邦环境保护署（“EPA”）已经并可能继续颁布有关GHG排放报告和控制的法规。自2010年以来，美国环保署的温室气体报告计划（“GHGRP”）要求任何每年释放超过25,000吨CO2e排放量的设施每年报告这些排放量。除了报告直接的CO2e排放，GHGRP还要求炼油厂估算炼油厂产品潜在的后续燃烧产生的CO2e排放。美国制定的2030年目标是将GHG排放量在2005年水平上减少50%至52%。预计这一目标将主要通过根据《降低通胀法》引入的清洁能源激励措施而不是监管措施来实现。


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政府当局对环境和排放法规的改变可能会导致设施设计和运营要求的改变，从而可能增加建设、运营和废弃的成本。新出现的法规可能产生的其他影响还可能包括但不限于：合规成本增加；处罚；允许延迟；普遍放弃以化石燃料为基础的能源；以及产生或购买排放积分或配额的大量成本，其中任何一项都可能增加运营费用。此外，排放配额或抵消信用可能无法获得或可能无法在经济基础上获得，所要求的减排可能在技术上或经济上不可行，无法全部或部分实施，以及无法获得资源或技术以满足减排要求或其他合规机制可能对我们的业务产生重大不利影响，导致（其中包括）罚款、允许延迟、处罚、停产和暂停运营。

目前无法可靠或准确估计当前或额外方案或法规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终确定，并且在考虑的额外措施和遵守的时间框架方面存在不确定性。因此，不能保证未来气候变化法规的影响对我们来说不会很大。

清洁燃料条例

在加拿大，《清洁燃料条例》于2022年6月生效。该法规的目的是通过要求汽油、柴油、煤油以及轻质和重质燃料油的生产商或进口商（“一级供应商”）降低此类燃料的碳强度，从而降低各种液体化石燃料的GHG排放量。该法规为每种液体化石燃料设定了基线碳强度，主要供应商必须根据该基准进行年度碳强度降低。该法规可能会导致上述“气候变化法规”中提到的负面后果，包括合规成本增加、运营成本和资本支出增加。

低碳燃料标准

美国某些州、加拿大各省和地区、加拿大联邦政府和欧盟成员国制定的监管碳燃料标准的现有和拟议环境立法和法规可能会导致合规成本增加，并可能导致收入减少。现有和拟议的法规可能会对我们的沥青、原油或精炼产品（柴油和乙醇）的营销产生负面影响，并可能要求我们购买低碳燃料合规额度，以确保合规并支持此类管辖范围内的销售。这些规定有可能影响我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流。

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，这些法律法规提出了严格和昂贵的要求。美国环保署实施了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以石油为基础的运输燃料的数量。

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RINS和可再生燃料混合库存的未来价格，获得必要的RINS和混合库存的成本可能是重大的。如果我们被要求为RIN或混合库存支付明显更高的价格以遵守RFS规定的标准，我们的财务状况、经营业绩和现金流可能会受到重大影响。

清洁电力条例

2024年12月，加拿大政府发布了最终的《清洁电力条例》，意在加速推进加拿大接近于零的发电部门。该法规将根据严格的碳强度阈值和发电机组容量对总排放量施加限制，并将于后者于2035年1月1日或设施投产日期后25年生效。这些规定的任何不利影响的全部程度目前无法可靠或准确估计。

轻型汽车温室气体排放标准

2024年3月，美国环保署宣布了新的、更严格的最终标准，从2027年款车型开始，进一步降低轻型汽车到中型汽车的温室气体排放。这项新规建立在2021年针对2023至2026年车型年的乘用车和轻型卡车制定的现行联邦GHG排放标准的基础上。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，取决于许多因素，包括对标准提出法律挑战的结果以及美国环保署在特朗普政府领导下重新考虑这些标准的可能性。此外，加拿大联邦政府公布了拟议的电动汽车受监管的销售目标。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			54

气候情景和假设

我们将气候变化和GHG法规的潜在影响，以及不同价格水平的碳成本纳入我们的业务规划流程。为了缓解围绕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一些全球公认的情景，并对公共和私人情景进行持续评估。尽管管理层认为，我们与气候相关的估计是合理的，符合当前、待定和潜在的未来法规，并以这些外部气候情景为依据，但它们是基于许多假设，如果这些假设是错误的，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。具体地说，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部分基于与气候相关的估计，实际结果与我们的预期之间的差异可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、声誉和现金流产生重大不利影响。

劳资关系

我们依赖工会劳工来运营某些设施，可能会受到员工关系和劳资纠纷的影响，这可能会扰乱这些设施的运营。截至2024年12月31日，根据集体谈判协议，我们约11%的员工由工会代表，其中包括略高于46%的美国劳动力。在工会组织的工作场所，可能会发生罢工或停工的风险。任何罢工或停工都可能对我们的业务、安全、声誉、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

如果发生劳资纠纷、罢工或停工，缓解和紧急行动计划可能涉及大量额外支出，以确保行动的连续性。此外，我们可能无法以令人满意的条款续签或重新谈判集体谈判协议，或者根本无法这样做，如果不这样做，可能会增加我们的成本。对我们现有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，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

此外，Cenovus无人代表的劳动力未来的工会努力或立法和法规的变化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，所有这些都可能对我们的安全和可靠性表现、声誉、运营结果和现金流产生重大不利影响，并可能限制我们的运营灵活性。

领导力和人才

我们的成功取决于我们的领导能力以及员工队伍的素质和能力。如果我们无法吸引和留住关键人员以及具有必要行为、领导技能以及专业和技术能力的关键和多样化人才，以推动我们期望的组织和安全文化，则可能对我们的业务、安全绩效、财务状况、运营结果和声誉产生重大不利影响。未能管理人力资源风险可能导致财务和/或声誉损失，包括与适用的就业法不一致的活动产生的损失。

安全和恐怖主义威胁

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

国际发展与地缘政治风险

我们面临与在亚太地区运营相关的财务和运营风险。我们的业务包括在南海的运营资产和非运营资产，需要与我们的合作伙伴中国海洋石油总公司或其子公司（统称“中国海油”）签订合作协议。此外，亚太业务包括由HCML运营的印度尼西亚Madura Straights海上非运营资产，据此，中国海油是HCML的运营商。

影响国际贸易的政治事态发展，特别是加拿大与美国、美国与中国、加拿大与中国、欧盟与中国之间的贸易，包括军事演习、贸易争端、新的或增加的关税、报复性关税、对Cenovus产品征收出口税、限制对美出口、制裁和其他措施，可能会对市场产生负面影响，导致宏观经济状况疲软或推动政治或国家情绪，削弱对原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的需求，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流等产生重大不利影响。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			55

我们可能会受到双边关系、管理国际贸易的框架和全球规范以及其他地缘政治发展变化的影响。这包括可能对我们的业务构成长期威胁的急性冲击（如内乱或制裁）和长期压力（如政治或商业纠纷，以及其他形式的冲突，包括军事冲突）。包括美国和中国在内的我们开展业务的国家采取的单方面行动，或它们之间关系的变化，以及这些国家对多边主义和贸易保护主义的做法，可能会影响我们进入市场、技术、人才和资本的能力。这种性质的中断或意外变化可能会影响我们以最佳价值销售产品的能力或获得有效运营所需的投入，并有可能对我们的财务状况产生不利影响。

围绕台湾和南海的军事演习或冲突导致美中紧张关系加剧，可能导致该地区的地缘政治不确定性，这可能会对我们的中国业务和运营产生负面影响，包括要求我们削减或暂停运营以及减少或关闭生产，并最终影响我们的财务状况。

此外，我们的业务可能受到政治、经济或社会不稳定或事件的重大不利影响，包括重新谈判或取消协议和条约、实施繁重的法规、禁运、制裁和财政政策、管理现有业务的法律发生变化、财务限制，包括货币限制和汇率波动、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、加中和欧中关系的影响。

为应对外国制裁，中国颁布了多项封锁法，意在削弱外贸制裁的效力和影响。具体而言，中国已颁布法规，授予自己单方面取消某些被认为对中国国民和实体不合理的外国限制的影响的能力。此外，中国制定了《反外国制裁法》，对外国违反国际法和国际关系基本准则或者对中国国民和实体采取歧视性限制措施，干涉中国内政的，给予采取相应反措施的权利。《反外国制裁法》的语言非常宽泛，除了法律本身之外，关于中国政府将如何执行封锁法，并通过这些法律创造的私人行动权来实现，几乎没有提供什么指导。这类法律的广度和缺乏特殊性给在中国经营的外国公司带来了额外的风险和不确定性，因为它们可能导致母国和东道国的规则和规定相互冲突。

尽管迄今为止对中国和中国实体实施的正式出口限制（包括将中国海油列入美国商务部的实体清单）尚未对我们在亚洲的业务活动产生实质性影响，但对中国和中国实体增加的出口限制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、经营业绩、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额外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、程度和幅度无法准确预测，可能对我们的业务、前景、财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大不利影响。

美国和加拿大的制裁以及与中国有关的贸易管制目前并不阻止或严重损害我们在亚洲的离岸业务，但他们未来可能会这样做，特别是如果美国对中国海油的制裁和贸易管制要扩大的话。我们无法准确预测影响中国海油、Cenovus的其他国际合作伙伴或Cenovus当前或未来任何活动的美国或加拿大政策的实施情况。同样，我们无法准确预测美国的限制是否会进一步收紧，或者政府行动对Cenovus在亚洲的离岸业务的影响。美国或加拿大政府可能会对中国海油或Cenovus的其他国际合作伙伴施加可能对我们在亚洲的海上业务产生不利影响的限制或制裁。

此外，如果存在涉及我们在中国的业务的业务纠纷或法律索赔，Cenovus人员有可能在中国受到入境/出境禁令。此外，有可能由于我们与中国海油的合作关系，我们可能会受到负面媒体关注，这可能会影响加拿大、美国和全球投资者对Cenovus的看法，并可能对我们的股价和声誉产生负面影响。

地缘政治事件，例如美国与中国、加拿大与中国之间的关系转变、制裁升级或实施、关税或其他贸易紧张局势，可能会影响原油、精炼产品、天然气、NGLs和其他相关产品的供应、需求和价格，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的时间、程度和后果仍不确定，对我们业务的影响也不得而知。


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全球权力关系的转变也可能在需要全球协调的问题（如气候变化、贸易协定、税收监管、航行自由和技术监管）方面带来更大的不确定性，并引发对国际机构，包括那些支撑国际贸易的机构的效力和信任的质疑。这些类型的变化可能会对我们的业务造成限制或带来成本，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任何上述风险的不利影响，特别是那些由不断演变的美中、加中和欧中关系产生的风险。动态贸易关系对我们的影响的性质、程度和幅度无法准确预测，并可能对我们的业务、前景、财务状况、经营业绩、现金流和声誉产生重大不利影响。

诉讼和索赔

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

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

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

环境计划和法规风险

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

美国的环境、健康和安全法规及其监管机构的积极执法给我们的美国业务带来了挑战和风险。如果新的排放标准、水质标准、职业或工艺安全管理要求，或对新出现的污染物的监管最终确定，或者政府制定新的解释，可能会增加合规成本，要求资本项目，延长项目实施时间，并对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响，则可能会出现这些风险。例如，2024年7月，美国监管机构将某些全氟和多氟烷基物质（“PFAS”）指定为危险物质，这可能会导致美国场地的额外清理责任。


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加拿大濒危物种法案

加拿大联邦《濒危物种法案》（“SARA”）和相关协议，以及关于受威胁或濒危物种及其栖息地的省级法规，可能会限制被确定为受关注物种关键栖息地的区域的发展速度和数量或活动，例如林地驯鹿或利奇的风暴-海燕。立法对项目开发和运营（可能包括排除进一步开发或修改现有运营）的任何潜在不利影响的程度和程度非常难以预测，因为（在区域/省一级）所采取的管辖计划和行动是否足以支持所列物种的恢复存在不确定性。同样，根据SARA可能发起的诉讼结果也存在不确定性。

加拿大联邦空气质量管理系统

根据1999年《加拿大环境保护法》颁布的《多部门空气污染物条例》（“MSPRS”）旨在通过制定强制性、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。MSPRS针对特定设备的基准级工业排放要求（“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BLIER按照规定的性能标准进行调节。我们预计，MSAP将对Cenovus造成不利影响，包括但不限于改造现有设备所需的资本投资和增加的运营成本。

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

审查环境和监管程序

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

水监管

我们在某些业务中使用淡水，这是根据各自司法管辖区的规定获得的，包括通过供水许可证。如果水费增加、用水许可条款发生变化或可供我们使用的水量受到限制，产量可能下降或运营费用可能增加，这两者都可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。无法保证不会撤销取水许可证或不会在许可证中增加附加条件。没有任何保证，如果我们要求新的许可证或对现有许可证的修订，这些许可证或修订将被授予，或以优惠条件授予。这可能会对我们的业务产生不利影响，包括运营我们的资产和执行发展计划的能力。

我们的美国炼油厂受制于水排放要求，需要在排放之前对废水进行处理。不遵守这些要求可能会导致监管机构采取执法行动，包括开出罚单、下令升级处理厂和暂停运营。美国联邦和州监管机构目前正在通过要求安装额外的废水处理装置并要求监测排放物中的PFAS来解决水排放许可中的PFAS问题。

水力压裂

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

Cenovus ESG重点领域和目标

我们在五个ESG重点领域建立了雄心勃勃的目标，并继续分配资源和推进切实的计划来实现这些目标。为了实现这些目标和应对不断变化的市场需求，我们可能会产生额外的成本，并投资于新技术和创新。这些投资的收益可能低于我们的预期，这可能对我们的业务、财务状况和声誉产生不利影响。


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一般来说，我们的ESG目标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经营所在行业相关的众多风险和不确定性的影响，如本MD & A的风险管理和风险因素部分所述。投资者和利益相关者越来越多地根据与ESG相关的表现，包括与气候相关的表现，对公司进行比较。未能实现我们的ESG目标，或关键利益相关者认为我们的ESG目标不足或无法实现，可能会对我们的声誉以及我们吸引资本和保险覆盖的能力产生不利影响。

还有一种风险是，实现各种ESG目标的部分或全部预期收益和机会可能无法实现，实现成本可能比我们预期的要高，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方面采取的行动可能会（其中包括）增加我们的资本支出，从而削弱我们对业务其他方面进行投资的能力，这可能对我们未来的经营和财务业绩产生负面影响。

气候与GHG减排目标

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

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

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

水务管理目标

我们实现水资源管理目标的能力将取决于相关减水战略的商业可行性和可扩展性，以及相关的蒸汽和水使用技术和产品。存在与主要或部分依赖新技术、将此类技术纳入新的或现有运营以及新技术在市场上被接受相关的风险。如果我们无法有效部署必要的技术，或者这类战略或技术的表现不如预期，朝着我们的目标取得的进展可能会被中断、推迟或放弃。

生物多样性目标

我们实现生物多样性目标的能力受到各种运营、环境和监管风险的影响，这可能会给我们带来巨大的成本、限制、责任和义务。见上文“退役”。此外，运营成本的增加、市场条件的变化以及在需要时获得额外资本，可能会导致我们无法在当前的时间表上资助并最终实现我们的生物多样性目标，或者根本无法实现。在某些情况下，实现我们的生物多样性目标对减少作业足迹和加速废弃、复垦和恢复具有业务影响。

土着和解目标

未能或延迟实现我们的土著和解目标或继续推进土著和解倡议，可能会对我们与邻近土著企业和社区的关系以及我们的声誉产生不利影响。如果我们无法与我们业务附近的土著社区保持积极关系，我们根据当前业务和运营战略开发和运营项目的进展和能力可能会受到不利影响。

包容性和多样性目标

包容和重视我们员工的多样性在加强我们的业务绩效和文化方面发挥着关键作用。未能或延迟实现我们的包容性和多样性目标，或一旦达到我们维持目标的能力失败，可能会对我们的招聘活动和在利益相关者中的声誉产生重大不利影响。


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声誉风险

我们依靠我们的声誉与投资者和其他利益相关者建立并保持积极的关系，招聘和留住员工，并成为一家可信、值得信赖的公司。我们采取的任何影响公众或关键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、发展计划和持续经营能力产生不利影响。

以化石燃料为基础的能源，特别是油砂的发展，在环境影响、气候变化、GHG排放和土著和解等主题上受到了相当大的关注。对油砂的担忧可能会直接或间接地损害我们当前油砂项目的盈利能力和未来油砂项目的可行性，从而造成重大的监管、经济和运营不确定性。公众对石油和天然气行业，特别是油砂行业的反对和污名化程度增加，可能导致获得保险、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、财务状况或经营业绩产生不利影响。

原油、天然气、NGL和炼油行业的股东积极性一直在增加，投资者可能会不时试图通过股东提案、公开竞选、代理征集或其他方式，改变我们在气候变化或其他方面的业务、治理或报告做法。此类行动可能会对我们的业务产生不利影响，从而分散我们董事会、管理层和员工对核心业务运营的注意力，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，并引发对我们业务未来方向的感知不确定性。如果这类激进股东获得成功，Cenovus可能会被要求承担成本并投入时间采用新的做法。这种感知到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大幅波动。

其他风险

稀释效应

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

与收购和处置相关的风险

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

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

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

新诺威重要股东相关风险

Cenovus的主要股东、Hutchison Whampoa Europe Investments S. à r.l.（“和记黄埔”）、L.F. Investments S. à r.l.（“L.F. Investments”）和Capital World Investors（“Capital World”，连同Hutchison和L.F. Investments，“主要股东”）向市场出售Cenovus普通股，或市场对主要股东出售Cenovus普通股的任何意图的看法，可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。虽然和黄及L.F. Investments各自须根据各自与Cenovus订立的停顿协议的条款受若干表决契诺所规限，但主要股东可能能够影响某些需要Cenovus股东批准的事项。


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Cenovus认股权证市场

无法保证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影响Cenovus普通股市场价格的因素类似的不利影响。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。

税法

所得税法律法规以及其他法律和政府激励计划（例如加拿大碳捕集利用和储存投资税收抵免）未来可能会发生更改或解释，从而对我们、我们的财务业绩、我们实现GHG减排目标的能力以及我们的股东产生不利影响。对Cenovus拥有管辖权的税务机关可能不同意我们计算税务负债的方式，因此其所得税拨备可能不足，或者这些机关可能会改变其行政做法，从而损害Cenovus或损害我们的股东。此外，由于通常有许多税务事项正在审查中，所得税受到计量不确定性的影响。此外，我们所有的税务申报都需要接受税务机关的审计，税务机关可能会以对Cenovus和我们的股东产生不利影响的方式不同意此类申报。

由于与经济合作与发展组织税基侵蚀和利润转移（“BEPS”）项目相关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。尽管实施的时机和方法各不相同，但包括加拿大在内的众多国家对BEPS项目的回应是，迅速实施或提议实施税法和税收协定的修改。这些变化可能会增加我们的税务合规成本，并以难以量化的方式影响我们的业务、财务状况和经营业绩。我们将继续监测和评估BEPS项目对我们全球税务形势的潜在不利影响。

大流行风险

大流行、流行病或爆发，对公司来说仍然是一个风险，大流行的最终影响具有高度不确定性，可能会发生变化。疫情和我们为保护员工健康和安全而采取的相应措施，以及我们业务的持续性，可能会导致新的法律挑战和纠纷，包括但不限于涉及合同方或员工的诉讼和集体诉讼索赔。各级政府和卫生当局在发生大流行、流行病或爆发时采取的行动可能会导致与我们的财务业绩密切相关的商品的需求和价格下降，并可能对我们的业务、经营业绩和财务状况以及声誉产生负面影响。

打击供应链中的强迫劳动和童工法案

《打击供应链中的强迫劳动和童工法案》要求Cenovus发布年度报告，说明为评估和减轻其业务和供应链中的强迫劳动或童工风险而采取的措施。此外，海关关税禁止进口全部或部分使用强迫劳动、童工和监狱劳动制造的商品。加强对加拿大市场和供应链中强迫或童工的审查，以及我们、我们的供应商、其他企业和加拿大政府采取的措施，可能会影响商业活动，包括货物和材料的进口。这些措施可能导致供应商和供应链发生变化或中断，影响我们采购的商品和材料的可用性或成本。这可能会影响我们以期望的价格获得某些商品或材料、采购流程、生产力、运营成本和财务状况。我们的供应链存在使用或被指控使用强迫或童工的风险，从供应商那里收集足够的信息来评估和减轻此类风险可能具有挑战性。我们的尽职调查和缓解活动可能无法识别或减轻所有风险，从而可能损害我们的声誉。加拿大政府计划扩大关于强迫劳动和童工的立法框架，可能包括对高风险商品的具体尽职调查要求。然而，这些额外措施的时间、要求、实施以及对我们的业务活动和供应链的影响存在不确定性。目前还不能全面评估扩大这一领域监管的风险和商业影响。

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


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关键会计判断、估计不确定性和会计政策

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

应用会计政策的关键判断

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

现金产生单位的识别

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

评估减值指标或减值转回

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

勘探和评估资产

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

联合安排

将单独持有的合营安排归类为共同经营或合营企业需要判断。

Cenovus在共同控制的实体WRB中拥有50%的权益。合营安排符合IFRS 11下合营经营的定义，“联合安排” (“国际财务报告准则第11号”）；因此，公司在资产、负债、收入和支出中所占的份额记录在综合财务报表中。

在2023年2月28日之前，Cenovus持有BP-Husky Refining LLC（“Toledo”）50%的权益，该公司与BP Products North America Inc.（“BP”）共同控制，符合IFRS 11下的共同经营定义。因此，Cenovus在其综合业绩中确认了其在资产、负债、收入和支出中所占的份额。2023年2月28日之后，Cenovus控制了IFRS 10定义的Toledo,“合并财务报表”，因此，Toledo被合并。


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在确定IFRS 11下其合营安排的分类时，公司考虑了以下几点：

•联合安排的初衷，是为了形成一体化的北美重油业务。伙伴关系是“流动的”实体。

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

•WRB拥有第三方债务融资来满足短期营运资金需求。

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

•英国石油公司作为Toledo的运营商直到2023年2月28日，直接或通过全资子公司购买必要的原料，并代表合作伙伴安排运输和储存。

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

估计不确定性的关键来源

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

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

以下是关于报告期末的未来和其他关键估计来源的关键假设，如果这些假设发生变化，可能会导致下一个财政年度内对资产和负债的账面金额进行重大调整。

原油和天然气储量

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

可收回金额

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


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退役费用

计提拨备，用于公司上游资产、炼油资产和铁路原油码头在其经济寿命结束时的未来退役和恢复。管理层用判断评估负债的存在，估计未来价值。退役和恢复的实际成本是不确定的，成本估算可能会因应众多因素而发生变化，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贴现率。这一贴现率是经信贷调整的，用于确定清偿债务所需的估计未来现金流出的现值，并可能因应众多市场因素而发生变化。

企业合并中取得的资产和承担的负债的公允价值

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

所得税拨备

确定公司的收入和其他税务负债需要对复杂的法律法规进行解释，这些法律法规通常涉及多个司法管辖区。通常有一些税务事项正在审查中；因此，所得税受到计量不确定性的影响。

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

会计政策更新

截至2024年1月1日，公司更新了会计政策，将综合全面收益（亏损）报表和综合现金流量表中列报的某些项目汇总，以更恰当地反映业务的综合运营情况。没有重新计量余额。合并财务报表附注1继续列报某些历史分类余额。

进行了以下列报方式变更，重新列报了比较期间：

•总销售额和特许权使用费被汇总并显示为‘收入’。

•采购产品以及运输和混合被汇总并显示为‘采购产品、运输和混合’。

•折旧、损耗和摊销以及勘探费用汇总后列为‘折旧、损耗、摊销和勘探费用’。

•财务成本和利息收入汇总后以‘财务成本，净额’列报。

•资产剥离的重估（收益）损失和（收益）损失汇总后列为‘资产剥离的（收益）损失’。

尚未采用的新会计准则和解释

财务报表中的列报和披露

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

IFRS 18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。


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金融工具

2024年5月30日，IASB发布了对IFRS 9的修订，“金融工具”，和IFRS 7，“金融工具：披露”。修订包括澄清金融负债的终止确认及若干金融资产的分类。此外，新增被指定为FVOCI的权益工具的披露要求。修订自2026年1月1日或之后开始的年度期间生效，并将追溯适用。公司目前正在评估修订对合并财务报表的影响。



控制环境

管理层，包括我们的总裁兼首席执行官和执行副总裁兼首席财务官，评估了截至2024年12月31日ICFR和DC & P的设计和有效性。在进行评估时，管理层使用了Treadway Commission Framework in Internal Control – Integrated Framework（2013）发起组织委员会来评估ICFR的设计和有效性。根据我们的评估，管理层得出结论，截至2024年12月31日，ICFR和DC & P均有效。

我们的ICFR的有效性已由独立的特许专业会计师事务所罗兵咸永道会计师事务所（PricewaterhouseCoopers LLP）于2024年12月31日进行审计，正如其独立注册公共会计师事务所的报告所述，该报告包含在我们截至2024年12月31日止年度的合并财务报表中。

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


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咨询

油气资讯

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

于合营企业的权益

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

前瞻性信息

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

这些前瞻性信息由“目标”、“预期”、“相信”、“承诺”、“继续”、“可以”、“估计”、“预期”、“专注”、“可能”、“目标”、“机会”、“计划”、“立场”、“优先”、“进展”、“努力”、“目标”和“将”等词语或类似表述识别，包括对未来结果的建议，包括但不限于，关于以下方面的陈述：我们的五个战略目标；股东价值和回报；安全性；可持续性；我们对Pathways Alliance基础项目的承诺；价值最大化；有纪律的资本分配；自由资金流；现金流的波动性和稳定性；关注成本和可持续性的改善；流动性；我们的基础业务的增长；资本投资；我们的2025年企业指导；实现我们综合业务的全部价值；对我们的业务进行再投资；利用机会；净债务；分配超额自由资金流；绝对和每股自由资金流增长；我们的竞争力，可靠的下游业务使我们能够灵活应对精炼产品的波动需求，并在位置和重油差异扩大时充当自然的部分对冲；项目执行；我们计划的钻探计划的进展；增加我们的竞争优势，同时安全可靠地运营，监测市场基本面并优化我们炼油厂的运行率；安全可靠的运营；成为一流的运营商；保持强劲的资产负债表；成本；利润率；Cenovus的长期价值；下游可靠性和盈利能力；从海玫瑰FPSO，West White Rose项目首批石油的时间安排；推进Foster Creek优化和Sunrise增长项目；我们的五个ESG重点领域；所得税拨备；为近期现金需求提供资金；信用评级；履行付款义务；精炼产品价格的波动性；美国关税对市场基准和Cenovus的影响；净债务与调整后资金流动比率；公司的资本分配框架；利用整个商品价格周期的机会；净债务与调整后EBITDA比率；保持充足的流动性；财务弹性；来自法律诉讼的负债；运输和储存承诺；以及公司对大宗商品的展望和加元，影响这种前景的因素，以及对Cenovus的影响和影响。

提醒读者不要过分依赖前瞻性信息，因为公司的实际结果可能与明示或暗示的结果存在重大差异。开发前瞻性信息涉及依赖一些假设并考虑某些风险和不确定性，其中一些是公司特有的，另一些则普遍适用于行业。前瞻性信息所依据的因素或假设包括但不限于：预测沥青、原油和天然气、天然气液体、凝析油和精炼产品价格以及轻质重质原油价差；公司实现收购预期收益的能力；就收购进行的任何评估的准确性；预测产量和原油吞吐量及其时间；预测价格和成本、预计资本投资水平、资本支出计划的灵活性和相关资金来源；政府政策没有发生重大不利变化，立法和法规（包括与气候变化有关的）、土著关系、特许权使用费制度、利率、通货膨胀、外汇汇率、全球经济活动、竞争条件以及沥青、原油和天然气、NGLS、凝析油和精炼产品的供需；公司经营所在司法管辖区的政治、经济和社会稳定；没有出现重大的运营中断，包括由于恶劣天气、自然灾害、事故、第三方行动、内乱或其他类似事件；公司经营地点的普遍气候条件；实现进一步


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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费率；未来产品运输能力的可用性改善；长期增加公司股价和市值；以公司可接受的价格购买股票以供注销的机会；公司使用金融衍生工具管理其对商品价格、外汇汇率和利率波动的风险敞口的能力；现金余额的充足性、内部产生的现金流、现有的信贷额度，管理公司的资产组合，获得资本和保险覆盖，以追求和资助未来的投资和发展计划以及股息，包括任何增加；我们的下游业务使我们能够灵活应对对精炼产品的波动需求，并在位置和重油差异扩大时充当自然的部分对冲；实现在公司尚未生产的油砂储层桶内储存的预期能力，包括公司将能够在需求增加的较晚日期生产和销售其库存，管道和/或储存能力有所改善，未来原油差异缩小；艾伯塔省的WTI-WCS差异在很大程度上仍与全球供应因素和重质原油加工能力相关；公司在不受约束的基础上利用油砂设施进行生产的能力；对来自资产和其他目前未被归类为证明来源的石油、沥青、天然气和液体数量的估计；会计估计和判断的准确性；公司获得必要监管和合作伙伴批准的能力；成功、及时和具有成本效益地实施资本项目，开发项目或其阶段；公司履行当前和未来义务的能力；估计的废弃和回收成本，包括相关的征费和适用的法规；公司及时且具有成本效益地获得和保留合格员工和设备的能力；公司完成收购和资产剥离的能力，包括在预期的时间范围内使用所需的交易指标；气候情景和假设的准确性，包括公司所依赖的第三方数据；获得和实施实现预期未来结果所需的所有技术和设备的能力，包括在气候和GHG排放目标和雄心以及减排战略及相关技术和产品的商业可行性和可扩展性方面；与政府、Pathways Alliance和其他行业组织的合作；市场和商业状况；预测通货膨胀和公司2025年指导中固有的其他假设，可在cenovus.com上查阅，如下所述；土著拥有或经营的业务的可用性以及公司保留这些业务的能力；以及公司向证券监管机构提交的文件中不时描述的其他风险和不确定性。

可在cenovus.com上查阅的日期为2024年12月11日的2025年指导假设：布伦特原油价格为每桶74.00美元，WTI价格为每桶70.00美元；WCS56.00美元/桶；差价WTI-WCS14.00美元/桶；AECO天然气价格为每千立方英尺2.05美元；芝加哥3-2-1裂解价差为每桶18.50美元；汇率为0.72美元/加元。

可能导致公司实际业绩与前瞻性信息存在重大差异的风险因素和不确定性，包括，但不限于：公司及时或完全实现收购的预期收益的能力；公司及时且具有成本效益地将收购的业务与自身成功整合的能力；与收购相关的不可预见或被低估的负债；与收购和资产剥离相关的风险；公司获得或实施部分或全部必要技术的能力，以高效和有效地运营其资产并实现预期的未来成果，包括在ESG目标和抱负以及ESG战略的商业可行性和可扩展性方面及相关技术和产品；制定和执行实施战略以实现ESG目标和抱负；新的重要股东的影响；大宗商品价格的波动性和其他假设；任何市场低迷的持续时间；公司整合上下游业务的能力，以帮助缓解轻重原油价差波动的影响并为其净利润做出贡献；外汇风险，包括与以外币计价的协议有关；公司持续的流动性足以在长期的市场低迷中维持运营；WTI-WCS差异在很大程度上仍与全球供应因素和重质原油加工能力相关；公司实现其在尚未生产的油砂储层桶内储存的能力的预期影响的能力，包括可能无法在管道和/或储存能力和原油差异有所改善的情况下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；公司对商品价格前景的准确性，关税的影响及其应对措施、货币和利率；产品供需；公司股价和市值假设的准确性；市场竞争，包括来自替代能源的竞争；公司营销业务中固有的风险，包括信用风险、对交易对手和合作伙伴的风险敞口，包括这些方及时履行合同义务的能力和意愿；公司原油铁路码头运营中固有的风险，包括健康、安全和环保风险；公司保持净债务与调整后EBITDA和净债务与调整后资金流的理想比率的能力；公司获得各种债务和股权资本来源的能力，一般而言，以可接受的条件；公司为增长和维持资本支出提供资金的能力；完成和优化钻井、完井、绑定和基础设施项目；公司在预期时间内增加其炼油厂活动的能力；适用于公司或其任何证券的信用评级的变化；公司股息计划的变化；公司未来利用税收损失的能力；税务审计和重新评估；公司储量、未来产量和未来净收入估计的准确性；公司会计估计和判断的准确性；公司替代和扩大原油和天然气储量的能力；获得勘探权、进行地质研究的成本，评估钻探和项目开发；适用会计准则下对估计可收回金额的减值或转回的潜在要求


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公司不时拥有的部分或全部资产或商誉；公司维持与合作伙伴关系以及成功管理和运营其综合运营和业务的能力；公司资产的可靠性，包括为了达到生产目标；开发新产品和精炼工艺的潜在中断或意外的技术困难；发生导致运营中断的意外事件，包括在我们的合作伙伴或第三方运营的设施中，例如井喷、火灾、爆炸、轨道车事故或脱轨、航空事故、冰山碰撞、气体泄漏、有害物质迁移，由于管道或其他泄漏、腐蚀、流行病和流行病导致的封控损失、释放或溢出，包括从码头或枢纽的近海设施和运输船只释放或溢出；以及灾难性事件，包括但不限于战争、不利的海况、极端天气事件、自然灾害、激进主义行为、破坏和恐怖主义，以及在往返商业或工业场所或在运输过程中可能发生的其他事故或危险以及其他事故或类似事件；炼油和营销利润率；成本上升，包括对运营成本的通胀压力，例如劳动力、材料、油砂工艺和下游作业中使用的天然气和其他能源以及增加的保险免赔额或保费；公司运营所必需的设备的成本和可用性；产品可能无法达到或保持市场认可度；与能源行业和公司的声誉、社会经营许可相关的风险以及与此相关的诉讼；运营、建设或改造炼油或精炼设施的意外成本增加或技术困难；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；公司进入市场并确保足够且具有成本效益的产品运输的能力，包括足够的管道运输、铁路原油运输、海运或替代运输，包括解决管道系统或储存能力方面的限制造成的任何缺口；是否有，以及公司吸引和留住关键和多样化人才的能力；可能无法以及时和具有成本效益的方式获得和留住合格的领导层和人员以及设备；劳动力人口结构和关系的变化，包括与任何加入工会的劳动力的变化；意外的废弃和回收成本；公司运营所在的任何地点或其所依赖的任何基础设施的监管框架、许可和批准的变化；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；监管审批程序和土地使用指定的变化，特许权使用费、税收、环境、GHG、碳、气候变化等法律或法规，或对采用或提议的此类法律法规的解释发生变化，其影响以及与合规相关的成本；各种会计公告、规则变更和准则对公司业务、财务业绩和合并财务报表的预期影响和时间；一般经济、市场和商业状况的变化；欧佩克和非欧佩克成员国之间的生产协议的影响；政治，公司经营或供应所在司法管辖区的社会和经济状况；公司与经营所在社区的关系状况，包括与土著社区的关系；发生抗议、流行病、战争、恐怖威胁等意外事件及其导致的不稳定；以及与现有和潜在的未来诉讼、股东提议和针对公司的监管行动相关的风险。此外，存在风险，即我们在实施ESG重点领域的目标和抱负方面采取的行动的效果可能会对我们现有的业务、增长计划和未来的运营结果产生负面影响。

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

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			68

缩写和定义

缩略语

本文件中使用了以下缩写和定义：

原油和NGLs

天然气

其他

英国石油

桶

McF

千立方英尺

京东方

桶油当量

MBBLS/d

千桶/日

MMF

百万立方英尺

MBOE

千桶油
等价

MMBBLS

百万桶

MMcF/d

百万立方英尺/日

MBOE/d

千桶油
每天等值

WCS

加拿大西部精选

BCF

十亿立方英尺

MMBOE

百万桶油当量

WTI

西德州中级

DD & A

折旧、损耗和
摊销

ESG

环境、社会和
治理

GHG

温室气体

二氧化碳当量

FPSO

浮式生产、储存和

卸载单元

NCIB

正常课程发行人投标

AECO

艾伯塔省Energy Company

纽约商品交易所

欧佩克

石油组织
出口国

欧佩克+

欧佩克和11国集团
非欧佩克成员国

SAGD

蒸汽辅助重力排水

USGC

美国墨西哥湾沿岸

修订运营指标

随着近年来我们的下游投资组合发生变化，我们对我们的下游披露进行了审查，目的是加强我们炼油业务的业绩报告并提高与同行的可比性。作为此次审查的结果，从2024年6月开始，我们向我们的加拿大炼油和美国炼油部门引入了以下新的和/或修订的运营指标。已提供比较期间或酌情重新计算。

•加工总投入是反映我国炼油厂生产精炼产品所需总投入的新计量，在我国单位计量中作为分母，替代原油单位吞吐量。

•市场捕获是我们美国炼油部门的一项新措施，它反映了在先进先出的会计基础上，以加权平均裂解价差（扣除RINs）的百分比产生的炼油利润率。加权平均裂解价差，净RINS是根据Cenovus的芝加哥和第3组3-2-1基准市场裂解价差的可操作容量加权平均值，净RINS计算得出。

•可运行容量是以桶/日历日为基础的容量。它是蒸馏设施在通常的操作条件下可以处理的投入量。可运行能力取代了原油单位吞吐能力，后者基于桶/流日，代表蒸馏设施在最佳原油和产品板岩条件下可以处理的投入量，不考虑停机时间。

•原油机组利用率是原油机组吞吐量除以可运行容量，以百分比表示。此前，这一措施是使用原油单位吞吐能力计算得出的。

下表详细列出截至2023年12月31日的可运营能力和原油单位吞吐能力，并提供以说明上文详述的修订指标的规模：


（MBBLS/d）	加拿大炼油	美国炼油
可运营能力	108.0	612.3
原油单位吞吐量能力	110.5	635.2

某些特定财务措施的定义和调节，例如精炼利润率、市场捕获、单位运营费用、单位运营费用——不包括周转成本和单位运营费用——周转成本包含在本MD & A的特定财务措施部分。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			69

具体财务措施

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

这些措施可能无法与其他发行人提出的类似措施相比较。描述和介绍这些措施是为了向股东和潜在投资者提供额外的措施，以分析我们产生资金为我们的运营提供资金的能力以及有关我们流动性的信息。这些额外信息不应被孤立地考虑，也不应作为根据国际财务报告准则会计准则编制的措施的替代。每项特定财务措施的定义和调节（如适用）在本咨询中提出，也可能在本MD & A的经营和财务结果或流动性和资本资源部分提出。以下找不到的2024年、2023年和2022年上一期间信息的营业利润率、调整后资金流、自由资金流、超额自由资金流、已实现销售价格和净回扣的调节，请参阅相关期间的MD & A的特定财务措施咨询。

非公认会计原则措施和非公认会计原则比率

营业利润率

营业利润率和按资产划分的营业利润率是非公认会计准则财务指标，上游或下游业务的营业利润率是特定的财务指标。这些被用来提供我们的运营和资产的现金产生业绩的一致衡量标准，以便我们在不同时期的基本财务业绩具有可比性。营业利润率定义为收入减去采购产品、运输和混合费用、营业费用，加上风险管理活动的已实现收益减去已实现损失。公司和消除部门内的项目不包括在营业利润率的计算中。下表提供了与我们截至2024年12月31日止期间未经审计的中期综合财务报表及附注（“中期综合财务报表”）的对账。

营业利润率


	截至12月31日的三个月，
	2024	2023	2024	2023	2024	2023
（百万美元）	上游(1)		下游(1)		合计
总销售额
对外销售	6,050	5,796	7,677	8,240	13,727	14,036
分部间销售	2,190	2,001	160	164	2,350	2,165
	8,240	7,797	7,837	8,404	16,077	16,201
版税	(914)	(902)	—	—	(914)	(902)
收入	7,326	6,895	7,837	8,404	15,163	15,299
费用
购买产品	1,000	663	7,364	7,888	8,364	8,551
运输和混合	2,816	2,894	—	—	2,816	2,894
运营中	842	864	866	826	1,708	1,690
风险管理已实现（收益）损失	(2)	19	3	(6)	1	13
营业利润率	2,670	2,455	(396)	(304)	2,274	2,151

(1)见中期综合财务报表附注1。


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	截至12月31日止年度，
	2024	2023		2024	2023	2024	2023
（百万美元）	上游(1)		下游(1)		合计
总销售额
对外销售	24,640	23,713		33,086	31,761	57,726	55,474
分部间销售	8,438	7,369		532	865	8,970	8,234
	33,078	31,082		33,618	32,626	66,696	63,708
版税	(3,449)	(3,270)		—	—	(3,449)	(3,270)
收入	29,629	27,812		33,618	32,626	63,247	60,438
费用
购买产品	3,674	3,152		30,252	28,273	33,926	31,425
运输和混合	11,331	11,088		—	—	11,331	11,088
运营中	3,489	3,690		3,670	3,201	7,159	6,891
风险管理已实现（收益）损失	14	12		8	—	22	12
营业利润率	11,121	9,870		(312)	1,152	10,809	11,022

(1)见合并财务报表附注1。

按资产划分的营业利润率


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


	截至2023年12月31日止年度
（百万美元）		大西洋	亚太地区	离岸(1)
总销售额		400	1,217	1,617
版税		(15)	(84)	(99)
收入		385	1,133	1,518
费用
运输和混合		16	—	16
运营中		262	122	384
营业利润率		107	1,011	1,118

(1)见合并财务报表附注1。

调整后的资金流动、自由资金流动和超额自由资金流动

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

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


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			71

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


	截至12月31日的三个月，		截至12月31日止年度，
（百万美元）	2024	2023	2024	2023
来自（用于）经营活动的现金	2,029	2,946	9,235	7,388
（加）扣除：
退役负债的结算	(64)	(65)	(234)	(222)
非现金营运资本净变动	492	949	1,305	(1,193)
调整后资金流	1,601	2,062	8,164	8,803
资本投资	1,478	1,170	5,015	4,298
自由资金流动	123	892	3,149	4,505
加（减）：
以普通股支付的基本股息	(330)	(261)	(1,255)	(990)
支付优先股股息	(18)	(9)	(45)	(36)
雇员项下购买普通股福利计划	(43)	—	(43)	—
退役负债的结算	(64)	(65)	(234)	(222)
偿还租赁本金	(80)	(72)	(299)	(288)
收购，扣除已收购现金	(3)	(14)	(22)	(515)
资产剥离收益	(1)	—	46	12

超额自由资金流	(416)	471	1,297	2,466

长期负债合计

长期负债总额是一种非公认会计准则财务指标。该措施披露，以实现国家仪器51-102的要求，“持续披露义务"并定义为负债总额减去流动负债总额。


	截至12月31日，
（百万美元）	2024	2023	2022
负债总额	26,770	25,203	28,280
减：流动负债总额	7,362	6,210	8,021
长期负债合计	19,408	18,993	20,259

毛利率、炼油利润率和市场捕捉

毛利率是一种非公认会计准则财务指标，炼油利润率包含一种非公认会计准则财务指标。这些措施被用来评估我们下游业务的表现。我们将毛利率定义为收入减去购买的产品。我们将炼油利润率定义为我们的炼油厂、升级商和商业燃料业务的毛利率除以加工后的总投入。从2024年6月开始，已加工的总投入被更新为分母，以更好地反映生产精炼产品所需的总投入。2024年6月30日前，比较期按桶原油单位吞吐量计算。所有比较期间均已修订，以符合我们目前的表述。下表为截至2024年12月31日和2023年12月31日的季度提供了与我们中期合并财务报表的对账。


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加拿大炼油


	截至2024年12月31日止三个月

（百万美元）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	1,207	56	1,263
购买产品	1,032	36	1,068
毛利率	175	20	195

处理过的输入总数（MBBLS/d）	112.1

炼油毛利（美元/桶）	16.95

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)这些金额，不包括毛利率，见中期综合财务报表附注1。


	截至2023年12月31日止三个月

（百万美元）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	1,454	103	1,557
购买产品	1,197	66	1,263
毛利率	257	37	294

处理过的输入总数（MBBLS/d）	105.1

炼油毛利（美元/桶）	26.48

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)这些金额，不包括毛利率，见中期综合财务报表附注1。


	截至2024年12月31日止年度

（百万美元）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	5,014	296	5,310
购买产品	4,278	205	4,483
毛利率	736	91	827

处理过的输入总数（MBBLS/d）	96.6

炼油毛利（美元/桶）	20.82

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)这些金额，不包括毛利率，见综合财务报表附注1。


	截至2023年12月31日止年度

（百万美元）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制(2)
收入	5,812	421	6,233
购买产品	4,634	285	4,919
毛利率	1,178	136	1,314

处理过的输入总数（MBBLS/d）	107.1

炼油毛利（美元/桶）	30.13

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

(2)这些金额，不包括毛利率，见综合财务报表附注1。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			73


	截至2024年3月31日止三个月

（百万美元）	Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计	其他(1)	加拿大共计炼制
收入	1,249	83	1,332
购买产品	1,024	63	1,087
毛利率	225	20	245

处理过的输入总数（MBBLS/d）	108.8

炼油毛利（美元/桶）	22.68

(1)包括乙醇业务和铁路原油业务。

美国炼油

Market Capture包含一项非公认会计准则财务指标，用于我们的美国炼油部门，以提供相对于基于广泛使用的基准在市场上可用的利润率的指标。我们将市场捕获定义为精炼保证金除以加权平均3-2-1市场基准裂解，扣除RINs，以百分比表示。加权平均裂解价差，扣除RINS，是根据Cenovus的芝加哥和第3组3-2-1基准市场裂解价差的可操作容量加权平均值，扣除RINS计算得出的。


	截至12月31日的三个月，		截至12月31日止年度，
（百万美元）	2024	2023	2024	2023
收入(1)	6,574	6,847	28,308	26,393
购买产品(1)	6,296	6,625	25,769	23,354
毛利率	278	222	2,539	3,039

处理过的输入总数（MBBLS/d）	588.4	500.6	581.4	479.7

炼油毛利（美元/桶）	5.14	4.82	11.93	17.36

可运营能力（MBBLS/d）	612.3	612.3	612.3	612.3
按区域基准划分的可运营能力（百分比）
芝加哥3-2-1裂解价差加权	81	81	81	82
第3组3-2-1裂解价差加权	19	19	19	18

基准价格和汇率
芝加哥3-2-1裂解价差（美元/桶）	12.12	13.24	16.74	24.19
第3组3-2-1裂解价差（美元/桶）	12.66	18.55	16.81	29.66
RINS（美元/桶）	4.02	4.77	3.74	7.04
美元/1加元–平均	0.715	0.734	0.730	0.741

加权平均裂解价差，RINS净额（美元/桶）	11.47	12.94	17.82	24.49

市场捕捉(2) （百分比）	45	37	67	71

(1)见中期综合财务报表附注1。

(2)高级炼油厂的可运营产能包含在市场捕获中，自2023年4月1日起生效。截至2023年12月31日止年度，市场捕获包括托莱多炼油厂的加权平均可运营产能，因为完全所有权是在2023年2月28日获得的。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			74



（百万美元）									三个月结束 2024年3月31日
收入(1)									6,901
购买产品(1)									5,798
毛利率									1,103

处理过的输入总数（MBBLS/d）									575.0

炼油毛利（美元/桶）									21.08

可运营能力（MBBLS/d）									612.3
按区域基准划分的可运营能力（百分比）
芝加哥3-2-1裂解价差加权									81
第3组3-2-1裂解价差加权									19

基准价格和汇率
芝加哥3-2-1裂解价差（美元/桶）									17.45
第3组3-2-1裂解价差（美元/桶）									17.50
RINS（美元/桶）									3.68
美元/1加元–平均									0.741

加权平均裂解价差，RINS净额（美元/桶）									18.59

市场捕捉（百分比）									113

(1)反映了某些修订。请参阅本MD & A的前期修订部分。

Netback对账和实现销售价格

Netback是石油和天然气行业常用的非GAAP财务指标，用于辅助衡量经营业绩。我们的Netback计算与《加拿大石油和天然气评估手册》中的定义基本一致。Netback的定义是总销售额减去特许权使用费、运输和混合以及运营费用。Netbacks不反映产品库存的非现金减记或转回，直到在产品销售时实现并排除风险管理活动。冷凝物或丁烷（稀释剂）与原油混合后运往市场。2024年3月，对我们的Netback定义进行了修改，以提高该指标中捕获的某些成本的清晰度。这些修改导致了微小的调整，这些调整在未来的Netback计算中得到了体现。

实现销售价格包含一个非GAAP衡量标准。它包括我们的总销售额、购买的稀释剂成本以及优化活动的利润，例如热电联产、第三方加工和贸易。离岸和亚太每单位运营费用包含非GAAP衡量标准。离岸和亚太地区的运营费用，如我们在NetBack计算基础上使用的，反映了我们在HCML中40%的股权。HCML合资公司在合并财务报表中采用权益法核算。每桶石油当量的净回值包含一个非GAAP衡量标准。每BOE的净回扣反映了我们在每桶石油当量基础上的利润率。单位计量按销量划分。

下表提供了我们在中期合并财务报表和合并财务报表中发现的Netback与营业利润率的对账。


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油砂


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


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

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)其他包括建造、运输和混合。

(3)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


	Netback计算基础
截至2023年12月31日止三个月（百万美元）	福斯特溪	克里斯蒂娜湖	昇兴股份	劳埃德明斯特油砂(1)	沥青和重油合计	天然气	油砂总量
总销售额	1,312	1,447	357	778	3,894	2	3,896
版税	(353)	(366)	(32)	(86)	(837)	(1)	(838)
收入	959	1,081	325	692	3,057	1	3,058
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	—
运输和混合	200	161	58	39	458	—	458
运营中	174	167	65	203	609	1	610
Netback	585	753	202	450	1,990	—	1,990
风险管理已实现（收益）损失							24
营业利润率							1,966


	Netback计算基础	调整
截至2023年12月31日止三个月（百万美元）	油砂总量		冷凝物	第三方来源	其他(2)	油砂总量(3)
总销售额	3,896		2,329	156	96	6,477
版税	(838)		—	—	(3)	(841)
收入	3,058		2,329	156	93	5,636
费用
购买产品	—		—	156	70	226
运输和混合	458		2,329	—	22	2,809
运营中	610		—	—	5	615
Netback	1,990		—	—	(4)	1,986
风险管理已实现（收益）损失	24		—	—	—	24
营业利润率	1,966		—	—	(4)	1,962

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)其他包括建造、运输和混合。

(3)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


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


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

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)其他包括建造、运输和混合。

(3)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


	Netback计算基础
截至2023年12月31日止年度（百万美元）	福斯特溪	克里斯蒂娜湖	昇兴股份	劳埃德明斯特油砂(1)	沥青和重油合计	天然气	油砂总量
总销售额	5,347	5,848	1,298	3,208	15,701	8	15,709
版税	(1,136)	(1,556)	(74)	(285)	(3,051)	(5)	(3,056)
收入	4,211	4,292	1,224	2,923	12,650	3	12,653
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	—
运输和混合	819	572	215	153	1,759	—	1,759
运营中	782	729	294	884	2,689	9	2,698
Netback	2,610	2,991	715	1,886	8,202	(6)	8,196
风险管理已实现（收益）损失							17
营业利润率							8,179


	Netback计算基础	调整
截至2023年12月31日止年度（百万美元）	油砂总量		冷凝物	第三方来源	其他(2)	油砂总量(3)
总销售额	15,709		8,907	1,199	377	26,192
版税	(3,056)		—	—	(3)	(3,059)
收入	12,653		8,907	1,199	374	23,133
费用
购买产品	—		—	1,199	258	1,457
运输和混合	1,759		8,907	—	108	10,774
运营中	2,698		—	—	18	2,716
Netback	8,196		—	—	(10)	8,186
风险管理已实现（收益）损失	17		—	—	—	17
营业利润率	8,179		—	—	(10)	8,169

(1)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。

(2)其他包括建造、运输和混合。

(3)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


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常规


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


	Netback计算基础	调整
截至2023年12月31日止三个月（百万美元）	常规	第三方来源	其他(1)	常规(2)
总销售额	331	437	38	806
版税	(27)	—	—	(27)
收入	304	437	38	779
费用
购买产品	—	437	—	437
运输和混合	54	—	24	78
运营中	141	—	5	146
Netback	109	—	9	118
风险管理已实现（收益）损失	(5)	—	—	(5)
营业利润率	114	—	9	123

(1)其他包括主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本重新分类。

(2)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


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


	Netback计算基础	调整
截至2023年12月31日止年度（百万美元）	常规	第三方来源	其他(1)	常规(2)
总销售额	1,390	1,695	188	3,273
版税	(112)	—	—	(112)
收入	1,278	1,695	188	3,161
费用
购买产品	—	1,695	—	1,695
运输和混合	182	—	116	298
运营中	570	—	20	590
Netback	526	—	52	578
风险管理已实现（收益）损失	(5)	—	—	(5)
营业利润率	531	—	52	583

(1)其他包括主要与第三方热电联产、加工和运输相关的成本重新分类。

(2)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


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离岸


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


	Netback计算基础					调整
截至2023年12月31日止三个月（百万美元）	大西洋	中国	印度尼西亚(1)	合计亚太地区	离岸总额	股权调整(1)	其他(2)	离岸总额(3)
总销售额	168	346	91	437	605	(91)	—	514
版税	(4)	(30)	(18)	(48)	(52)	18	—	(34)
收入	164	316	73	389	553	(73)	—	480
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	—	—
运输和混合	7	—	—	—	7	—	—	7
运营中	71	29	17	46	117	(15)	1	103
Netback	86	287	56	343	429	(58)	(1)	370
风险管理已实现（收益）损失					—	—	—	—
营业利润率					429	(58)	(1)	370

(1)与HCML合资公司相关的收入和费用在中期合并财务报表中采用权益法核算。

(2)主要与离岸项目费用有关。

(3)这些金额，不包括Netback，见中期综合财务报表附注1。


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


	Netback计算基础					调整
截至2023年12月31日止年度（百万美元）	大西洋	中国	印度尼西亚(1)	合计亚太地区	离岸总额	股权调整(1)	其他(2)	离岸总额(3)
总销售额	400	1,217	317	1,534	1,934	(317)	—	1,617
版税	(15)	(84)	(74)	(158)	(173)	74	—	(99)
收入	385	1,133	243	1,376	1,761	(243)	—	1,518
费用
购买产品	—	—	—	—	—	—	—	—
运输和混合	16	—	—	—	16	—	—	16
运营中	239	111	58	169	408	(47)	23	384
Netback	130	1,022	185	1,207	1,337	(196)	(23)	1,118
风险管理已实现（收益）损失					—	—	—	—
营业利润率					1,337	(196)	(23)	1,118

(1)与HCML合资公司相关的收入和费用在合并财务报表中采用权益法核算。

(2)主要与离岸项目费用有关。

(3)这些金额，不包括Netback，见综合财务报表附注1。


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上游销量(1)

下表提供了用于计算Netback的销量：


	截至12月31日的三个月，		截至12月31日止年度，
（MBOE/d）	2024	2023	2024	2023
油砂(2)
福斯特溪	184.0	192.6	188.8	187.4
克里斯蒂娜湖	245.7	238.6	231.9	234.3
昇兴股份	52.2	50.8	50.0	47.3
劳埃德明斯特	125.9	123.4	127.7	120.5
油砂总量	607.8	605.4	598.4	589.5

常规	117.8	123.8	119.9	119.9

离岸
大西洋	6.2	15.0	8.0	9.6
亚太地区
中国	42.6	44.2	42.6	40.5
印度尼西亚	19.6	16.3	16.0	14.7
亚太地区合计	62.2	60.5	58.6	55.2
离岸总额	68.4	75.5	66.6	64.8

(1)销量不包括外购凝析油的影响。

(2)包括沥青和重质原油销售。

其他特定财务措施

每单位运营费用和周转成本

每单位运营费用是用于评估我们上下游运营绩效的特定财务指标。我们将Canadian Refining的单位运营费用定义为来自Updrader、Lloydminster炼油厂和商业燃料业务的总运营费用，除以加工后的总投入。我们将美国炼油单位运营费用定义为运营费用除以加工后的总投入。

每单位运营费用–不包括周转成本是用于评估我们下游运营的正常化绩效的特定财务措施。我们定义每单位运营费用——不包括周转成本作为炼油部门的运营费用——不包括周转成本除以加工后的总投入。

每单位运营费用–周转成本是用于评估我们下游业务周转成本的特定财务措施。我们将单位运营费用–周转成本定义为炼油部门的运营费用–周转成本除以加工后的总投入。

我们的上游单位运营费用定义为总运营费用除以销量，是我们Netback计算的一部分，可以在上面找到。

每单位运输费用

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

每单位折旧、损耗和摊销

每单位DDD & A是一种特定的财务指标，用于以每单位为基础衡量DDD & A在我们的上游部门。我们将单位DD & A定义为生产原油和天然气属性的上游消耗，以及相关的退役成本之和，除以销量。


Cenovus Energy Inc. – 2024年度管理层讨论及分析			80


前期修订

在截至2024年12月31日的三个月中，经查明，美国炼油部门在相互考虑的情况下进行的某些交易是按收入和购买产品的毛额而不是按净额报告的。因此，截至2024年9月30日的九个月的收入和购买的产品被夸大了。已重述前几个季度以反映这一变化。对净收益（亏损）、分部收益（亏损）、现金流量或财务状况均无影响。

下表将综合综合收益（亏损）表和分部披露中先前报告的金额与相应的修订金额进行了核对：


	美国炼油部门			合并
截至3个月 2024年3月31日	此前报道	修订	订正余额	此前报道	修订	订正余额
收入	7,235	(334)	6,901	13,397	(334)	13,063
购买产品	6,132	(334)	5,798	6,133	(334)	5,799
运输和混合	—	—	—	2,575	—	2,575
采购产品、运输和混合(1)	6,132	(334)	5,798	8,708	(334)	8,374
	1,103	—	1,103	4,689	—	4,689


	美国炼油部门			合并
截至3个月 2024年6月30日	此前报道	修订	订正余额	此前报道	修订	订正余额
收入	7,918	(303)	7,615	14,885	(303)	14,582
购买产品	7,124	(303)	6,821	7,184	(303)	6,881
运输和混合	—	—	—	2,865	—	2,865
采购产品、运输和混合(1)	7,124	(303)	6,821	10,049	(303)	9,746
	794	—	794	4,836	—	4,836


	美国炼油部门			合并
截至3个月 2024年9月30日	此前报道	修订	订正余额	此前报道	修订	订正余额
收入	7,648	(430)	7,218	14,249	(430)	13,819
购买产品	7,284	(430)	6,854	7,556	(430)	7,126
运输和混合	—	—	—	2,489	—	2,489
采购产品、运输和混合(1)	7,284	(430)	6,854	10,045	(430)	9,615
	364	—	364	4,204	—	4,204

(1)截至2024年1月1日修订后的列报方式。详情请参阅综合财务报表附注4。


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