附件 99.2
Cenovus Energy Inc.
管理层的讨论与分析（未经审计）
截至2024年9月30日止期间
（加元）
管理层的讨论和分析
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截至2024年9月30日止期间
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列报依据
本MD & A和中期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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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| CENOVUS概览 | ||
我们是一家总部位于加拿大的综合能源公司，总部位于艾伯塔省卡尔加里。我们是加拿大最大的原油和天然气生产商之一，在加拿大和亚太地区拥有上游业务，也是加拿大最大的炼油厂和升级商之一，在加拿大和美国（“美国”）拥有下游业务。
我们的上游业务包括阿尔伯塔省北部的油砂项目；加拿大西部的热力和常规原油、天然气和天然气液体（“NGLs”）项目；纽芬兰和拉布拉多近海的原油生产；以及中国和印度尼西亚近海的天然气和NGLs生产。我们的下游业务包括加拿大和美国的升级和精炼业务，以及加拿大各地的商业燃料业务。
我们的业务涉及整个价值链的活动，以在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。我们在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。
我们的策略
在Cenovus，我们的目标是为世界注入活力，让人们的生活变得更美好。我们的战略专注于通过可持续、低成本、多元化和综合能源领导地位实现股东价值的长期最大化。我们的五个战略目标包括：提供顶级安全性能；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；专注于财务纪律，包括达到并保持目标债务水平，同时将Cenovus定位于通过商品价格周期实现弹性；有纪律地将资本分配给在商品价格周期底部产生回报的项目；以及优先考虑通过所有价格周期产生自由资金流来管理我们的资产负债表，通过股息增长和购买普通股来增加股东回报，对我们的业务进行再投资，并使我们的投资组合多样化。
2023年12月14日，我们发布了2024年预算，重点关注有纪律的资本投资，以及平衡基础业务的增长与有意义的股东回报。我们将继续专注于安全运营、降低成本、资本纪律和实现综合业务的全部价值。我们的2024年企业指南于2024年7月31日更新，可在我们的网站cenovus.com上查阅。有关更多详细信息，请参阅本MD & A的Outlook部分。
我们的运营
公司通过以下可报告分部运营：
上游细分市场
•油砂，包括在艾伯塔省北部和萨斯喀彻温省开发和生产沥青和重油。Cenovus的油砂资产包括Foster Creek、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的Elmworth-Wapiti、Kaybob-Edson、Clearwater和Rainbow Lake作业区内富含NGLs和天然气的资产，以及在众多天然气处理设施中的权益。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，包括在中国和加拿大东海岸的海上作业、勘探和开发活动，以及对Husky-CNOOC Madura Ltd.（“HCML”）的股权投资，该公司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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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•美国炼油， 包括在全资拥有的Lima、Superior和Toledo炼油厂以及共同拥有的Wood River和Borger炼油厂提炼原油以生产汽油、柴油、喷气燃料、沥青和其他产品，这些炼油厂是通过与运营商WRB的共同拥有实体WRB Refining LP（“TERM1”）持有的。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内部GE of原油，NATURAL气体、凝析油、其他NGLs和分部之间的精炼产品；公司的铁路原油码头向油砂分部提供的转运服务；销售从加拿大炼油分部的混合原油生产中提取并出售给油砂分部的凝析油；以及库存中的未实现利润。消除是根据市场价格记录的。
| 季度业绩概览 | ||
第三季度的亮点是我们上游资产的稳健经营业绩，以及我们的几个上游资产和美国炼油部门的利马炼油厂安全地执行了周转。与2024年第二季度相比，维护活动的成本加上市场裂解价差的显着波动和不断下降的原油价格环境影响了我们的财务业绩。
•交付了安全可靠的运营。我们在整个业务中交付了安全运营，并在克里斯蒂娜湖、某些常规资产和利马炼油厂安全地完成了周转。扭亏为盈对于确保长期运营效率至关重要。安全仍然是我们的首要任务。
•为股东分配了可观的回报。我们在2024年7月实现了净债务目标。本季度，我们向普通股股东返还了11亿美元，其中包括通过我们的正常发行人出价（“NCIB”）以7.32亿美元购买2840万股普通股，以及通过普通股基础股息以3.29亿美元购买。2024年10月30日，我们的董事会宣布第四季度基本股息为每股普通股0.180美元。
•报告稳健的财务业绩。调整后的资金流为20亿美元，经营活动产生的现金为25亿美元。由于基准价格的下降，这些数字比2024年第二季度有所下降，但被我们下游业务的精炼产品生产增加所抵消。本季度净收益为8.2亿美元，而第二季度为10.0亿美元。
•上游生产保持强劲。上游产量为771.3千桶油当量/天，较2024年第二季度减少29.5千桶油当量/天，原因是周转活动显著。我们如期在克里斯蒂娜湖和我们的常规航段安全地完成了周转。
•下游吞吐量提升。本季度平均原油单位吞吐量（或“吞吐量”）为642.9千桶/天，较第二季度增加20.2千桶/天。这一增长主要是由于劳埃德明斯特升级商（“升级商”）在第二季度的周转活动后恢复全面运营。9月，我们在利马炼油厂开始了周转活动。通过在托莱多炼油厂加工中间产品，我们能够部分缓解这一转变的影响。
•推进大西洋关键项目。于2024年第一季度开始的SeaRose资产寿命延长（“ALE”）项目的改装工作在干船坞完成。SeaRose浮式生产、储存和卸载装置（“FPSO”）目前正在前往White Rose油田的途中，将在那里进行重新连接和调试活动。预计年底前后恢复生产。在西白玫瑰项目，我们继续取得进展，我们在本季度末完成了大约85%。
•推进我们的油砂增长项目。通往克里斯蒂娜湖的Narrows Lake回接管道已完成约93%的建设，并有望在年底前实现机械完工。作为Sunrise增长计划的一部分，我们带来了两个新的井垫上线。Foster Creek优化项目的建设已完成约43%。 在我们的劳埃德明斯特常规重油资产，我们继续推进计划中的钻井计划，目前有四台钻井平台在运行。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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季度业绩摘要
| 九个月 已结束 9月30日， |
2024 | 2023 | 2022 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2024 | 2023 | Q3 | 第二季度 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | 第二季度 | 第一季度 | 第四季度 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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上游产量(1) （MBOE/d）
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790.9 | 768.7 | 771.3 | 800.8 | 800.9 | 808.6 | 797.0 | 729.9 | 779.0 | 806.9 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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下游总加工输入(2) (3)（MBBLS/d）
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670.4 | 580.4 | 674.4 | 652.9 | 683.8 | 605.7 | 691.3 | 566.9 | 480.7 | 491.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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原油单位吞吐量(2) （MBBLS/d）
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640.3 | 554.1 | 642.9 | 622.7 | 655.2 | 579.1 | 664.3 | 537.8 | 457.9 | 473.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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下游产量(1) (2) （MBBLS/d）
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683.3 | 589.8 | 685.2 | 659.5 | 702.1 | 627.4 | 706.0 | 571.9 | 487.7 | 506.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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收入
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42,531 | 39,070 | 14,249 | 14,885 | 13,397 | 13,134 | 14,577 | 12,231 | 12,262 | 14,063 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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营业利润率(4)
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8,535 | 8,871 | 2,408 | 2,936 | 3,191 | 2,151 | 4,369 | 2,400 | 2,102 | 2,782 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 | 7,206 | 4,442 | 2,474 | 2,807 | 1,925 | 2,946 | 2,738 | 1,990 | (286) | 2,970 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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调整后资金流(4)
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6,563 | 6,741 | 1,960 | 2,361 | 2,242 | 2,062 | 3,447 | 1,899 | 1,395 | 2,346 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股-基本(4)($)
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3.53 | 3.55 | 1.06 | 1.27 | 1.20 | 1.10 | 1.82 | 1.00 | 0.73 | 1.22 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股-摊薄(4) ($)
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3.50 | 3.48 | 1.05 | 1.26 | 1.19 | 1.08 | 1.81 | 0.98 | 0.71 | 1.19 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 资本投资 | 3,537 | 3,128 | 1,346 | 1,155 | 1,036 | 1,170 | 1,025 | 1,002 | 1,101 | 1,274 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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自由资金流动(4)
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3,026 | 3,613 | 614 | 1,206 | 1,206 | 892 | 2,422 | 897 | 294 | 1,072 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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超额自由资金流(4)
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1,713 | 1,995 | 146 | 735 | 832 | 471 | 1,989 | 505 | (499) | 786 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净收益（亏损） | 2,996 | 3,366 | 820 | 1,000 | 1,176 | 743 | 1,864 | 866 | 636 | 784 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股-基本($)
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1.60 | 1.76 | 0.44 | 0.53 | 0.62 | 0.39 | 0.98 | 0.45 | 0.33 | 0.40 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股-摊薄($)
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1.59 | 1.72 | 0.42 | 0.53 | 0.62 | 0.32 | 0.97 | 0.44 | 0.31 | 0.39 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总资产 | 54,680 | 54,427 | 54,680 | 56,000 | 54,994 | 53,915 | 54,427 | 53,747 | 54,000 | 55,869 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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长期负债合计
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18,692 | 18,395 | 18,692 | 18,945 | 18,884 | 18,993 | 18,395 | 19,831 | 19,917 | 20,259 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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长期债务，包括流动部分
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7,199 | 7,224 | 7,199 | 7,275 | 7,227 | 7,108 | 7,224 | 8,534 | 8,681 | 8,691 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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净债务
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4,196 | 5,976 | 4,196 | 4,258 | 4,827 | 5,060 | 5,976 | 6,367 | 6,632 | 4,282 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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普通股股东的现金回报
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2,513 | 2,040 | 1,061 | 1,025 | 427 | 722 | 1,225 | 575 | 240 | 807 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股–基本股息 | 925 | 729 | 329 | 334 | 262 | 261 | 264 | 265 | 200 | 201 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股普通股基本股息 ($)
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0.500 | 0.385 | 0.180 | 0.180 | 0.140 | 0.140 | 0.140 | 0.140 | 0.105 | 0.105 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股–可变股息 | 251 | — | — | 251 | — | — | — | — | — | 219 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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每股普通股可变股息 ($)
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0.135 | — | — | 0.135 | — | — | — | — | — | 0.114 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 根据NCIB购买普通股 | 1,337 | 711 | 732 | 440 | 165 | 350 | 361 | 310 | 40 | 387 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买认股权证的付款 | — | 600 | — | — | — | 111 | 600 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 支付优先股股息 | 27 | 27 | 9 | 9 | 9 | 9 | — | 9 | 18 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(1)有关按产品类型划分的总产量摘要，请参阅本MD & A的运营和财务结果部分。
(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。勾兑被排除在外。
(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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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| 经营和财务业绩 | ||
精选经营和财务业绩—上游
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月，
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| 百分比变化 | 百分比变化 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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按分部划分的产量(1)（MBOE/d）
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油砂
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587.7 | (3) | 603.4 | 604.8 | 3 | 589.0 | |||||||||||||||||||||||||||||
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常规
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118.1 | (7) | 127.2 | 120.5 | 2 | 118.5 | |||||||||||||||||||||||||||||
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离岸
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65.5 | (1) | 66.4 | 65.6 | 7 | 61.2 | |||||||||||||||||||||||||||||
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总产量
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771.3 | (3) | 797.0 | 790.9 | 3 | 768.7 | |||||||||||||||||||||||||||||
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按产品分列的生产量
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沥青（MBBLS/d）
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569.6 | (3) | 586.0 | 585.4 | 3 | 570.6 | |||||||||||||||||||||||||||||
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重质原油（MBBLS/d）
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16.3 | 4 | 15.6 | 17.4 | 5 | 16.5 | |||||||||||||||||||||||||||||
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轻质原油（MBBLS/d）
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13.6 | (11) | 15.2 | 13.2 | (2) | 13.5 | |||||||||||||||||||||||||||||
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NGLs（MBBLS/d）
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31.0 | (13) | 35.6 | 32.2 | 1 | 31.9 | |||||||||||||||||||||||||||||
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常规天然气（MMcF/d）
|
844.6 | (3) | 867.4 | 855.8 | 5 | 818.1 | |||||||||||||||||||||||||||||
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总产量（MBOE/d）
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771.3 | (3) | 797.0 | 790.9 | 3 | 768.7 | |||||||||||||||||||||||||||||
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按部门分列的每单位营业费用(2) （$/BOE）
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油砂
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11.17 | (11) | 12.56 | 11.50 | (12) | 13.09 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
常规
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12.77 | 3 | 12.36 | 12.35 | (7) | 13.26 | |||||||||||||||||||||||||||||
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离岸(3)
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17.97 | 23 | 14.66 | 19.36 | 11 | 17.37 | |||||||||||||||||||||||||||||
(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。
(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在中期合并财务报表中使用权益法核算的HCML的40%权益。截至2024年9月30日的三个月和九个月，离岸业务部门（不包括印度尼西亚）的运营费用分别为9200万美元和3.19亿美元（2023 – 7600万美元和2.81亿美元）。
与2023年相比，2024年第三季度上游总产量有所下降，主要原因是：
•我们的油砂部分和常规部分的周转活动。
•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。
减少额被以下因素部分抵消：
•Terra Nova FPSO于2023年11月恢复生产，部分被SeaRose ALE项目于2023年12月在White Rose油田暂停生产所抵消。
年初至今，上游产量增加，原因是：
•重新开发和维持计划以及基井优化的成功结果导致我们油砂部门的产量增加。
•继2023年第二季度因应野火活动临时关闭大部分生产后，成功重启常规部分的运营。
•中国的临时非计划停运与2023年4月第三方船只断开脐带有关。
与2023年相比，截至2024年9月30日止三个月的上述减少部分抵消了年初至今的增长。
截至2024年9月30日的九个月，由于销量增加，油砂分部和常规分部的单位运营费用与2023年相比有所下降。油砂分部还受益于由于天然气定价显着下降而降低的燃料运营成本。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周期项目的采购时间来管理通胀压力。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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精选经营和财务业绩—下游
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 百分比变化 | 百分比变化 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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按分部划分的原油单位吞吐量（MBBLS/d）
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|
加拿大炼油
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99.4 | (8) | 108.4 | 85.8 | (15) | 100.8 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
美国炼油
|
543.5 | (2) | 555.9 | 554.5 | 22 | 453.3 | |||||||||||||||||||||||||||||
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原油总单位吞吐量
|
642.9 | (3) | 664.3 | 640.3 | 16 | 554.1 | |||||||||||||||||||||||||||||
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按产品分列的生产量(1) （MBBLS/d）
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汽油
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259.7 | (3) | 267.6 | 273.4 | 25 | 218.3 | |||||||||||||||||||||||||||||
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馏分(2)
|
217.1 | 3 | 209.9 | 216.7 | 22 | 178.0 | |||||||||||||||||||||||||||||
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合成原油
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47.3 | (11) | 53.2 | 38.4 | (20) | 47.9 | |||||||||||||||||||||||||||||
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沥青
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46.1 | 14 | 40.4 | 43.4 | 25 | 34.8 | |||||||||||||||||||||||||||||
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乙醇
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5.5 | (2) | 5.6 | 5.1 | 4 | 4.9 | |||||||||||||||||||||||||||||
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其他
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109.5 | (15) | 129.3 | 106.3 | — | 105.9 | |||||||||||||||||||||||||||||
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总产量
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685.2 | (3) | 706.0 | 683.3 | 16 | 589.8 | |||||||||||||||||||||||||||||
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按部门分列的每单位营业费用(3) (4) （美元/桶）
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加拿大炼油
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14.63 | 20 | 12.23 | 26.65 | 103 | 13.10 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
美国炼油
|
14.37 | 22 | 11.74 | 12.89 | (13) | 14.76 | |||||||||||||||||||||||||||||
(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。
在本季度，我们的下游业务受到周转活动的显着影响，再加上我们美国炼油资产的计划外停电。利马炼油厂的周转工作于2024年9月初开始。通过在托莱多炼油厂加工利马炼油厂的中间产品，我们能够部分缓解这一转变的影响。这使得利马炼油厂的原油装置得以继续运营。继2024年第二季度的周转活动之后，7月，升级版开始全面运营。与2023年相比，这些事件导致下游总吞吐量和总精炼产品产量下降，运营费用增加。
年初至今，下游总吞吐量和精炼产品产量较2023年有所增长。如上所述，周转活动对生产和吞吐量的影响被Toledo和Superior炼油厂实现全期生产所抵消。我们于2023年2月28日收购了托莱多炼油厂（“托莱多收购”），并于2023年提升了高级炼油厂。
截至2024年9月30日的九个月，与2023年相比，加拿大炼油部门的单位运营费用有所增加，这主要是由于升级商的扭亏为盈。美国炼油部门的单位运营费用今年迄今有所下降，原因是周转活动导致的运营费用增加被加工后投入总量的增加所抵消。
选定的合并财务业绩
收入
在截至2024年9月30日的三个月中，由于基准原油、天然气和精炼产品定价降低，加上我们上游业务的销量下降，收入与2023年相比下降了2%。
在截至2024年9月30日的九个月中，收入与2023年相比增长了9%。上游收入增长主要由于WTI-WCS和凝析油-WCS价差缩小，WTI价格相对一致，销量增加。下游收入增长主要是由于销量增加，但部分被较低的精炼产品定价所抵消。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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7
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营业利润率
营业利润率是一种非公认会计准则财务指标，用于提供对我们资产的现金产生业绩的一致衡量，以便我们在不同时期的基本财务业绩具有可比性。
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
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总销售额
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对外销售
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15,178 | 15,712 | 45,066 | 41,438 | |||||||||||||||||||
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分部间销售
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2,309 | 2,729 | 6,620 | 6,069 | |||||||||||||||||||
| 17,487 | 18,441 | 51,686 | 47,507 | ||||||||||||||||||||
| 版税 | (929) | (1,135) | (2,535) | (2,368) | |||||||||||||||||||
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收入
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16,558 | 17,306 | 49,151 | 45,139 | |||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | 9,725 | 8,847 | 26,629 | 22,874 | |||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 2,661 | 2,397 | 8,515 | 8,194 | |||||||||||||||||||
| 营业费用 | 1,778 | 1,692 | 5,451 | 5,201 | |||||||||||||||||||
| 风险管理活动已实现（收益）损失 | (14) | 1 | 21 | (1) | |||||||||||||||||||
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营业利润率
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2,408 | 4,369 | 8,535 | 8,871 | |||||||||||||||||||
分部营业利润率
截至2024年9月30日及2023年9月30日止三个月
第三季度，营业利润率与2023年相比大幅下降，主要原因是：
•较低的市场裂解价差影响了我们的美国炼油部门，再加上我们的两个下游部门在前期以较高价格购买的加工原料的不利影响。
•降低原油基准定价影响我们的油砂部分。
•由于周转活动，我们下游部门的运营费用增加。
这些减少部分被我们油砂部门较低的特许权使用费所抵消。
与2023年相比，常规部门的营业利润率有所下降，这主要是由于较低的实际自然价格。减少额被油砂部门燃料运营成本减少所抵消。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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8
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截至2024年9月30日及2023年9月的九个月
由于上述因素，加上我们油砂部门的特许权使用费增加，今年迄今的营业利润率与2023年相比有所下降，但部分被原油基准定价提高和油砂部门销量增加所抵消。
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。
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 来自（用于）经营活动的现金 | 2,474 | 2,738 | 7,206 | 4,442 | |||||||||||||||||||
| （加）扣除： | |||||||||||||||||||||||
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退役负债的结算
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(74) | (68) | (170) | (157) | |||||||||||||||||||
| 非现金营运资本净变动 | 588 | (641) | 813 | (2,142) | |||||||||||||||||||
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调整后资金流
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1,960 | 3,447 | 6,563 | 6,741 | |||||||||||||||||||
与2023年相比，2024年第三季度经营活动产生的现金减少，主要是由于营业利润率下降，部分被非现金营运资本的变化所抵消。非现金营运资本的变化使经营活动产生的现金增加5.88亿美元，这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。
与2023年相比，2024年前9个月经营活动产生的现金有所增加，这主要是由于非现金营运资本的变化，部分被较低的营业利润率所抵消。2023年前9个月，非现金营运资本的变化主要是由12亿美元的所得税支付推动的。
与2023年同期相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月的调整后资金流量较低。环比下降主要是由于营业利润率下降，如上所述，部分被较低的现金税所抵消。同比下降的主要原因是营业利润率下降和支付的长期激励成本增加，部分被现金税减少、净财务成本下降以及收到与托莱多炼油厂相关的保险收益所抵消。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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9
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净收益（亏损）
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月净收益减少了10亿美元至8.2亿美元，这主要是由于营业利润率下降，如上所述，部分被所得税费用减少、2024年的外汇收益与2023年的亏损相比以及一般和管理费用减少所抵消。截至2024年9月30日的九个月净收益减少3.7亿美元至30亿美元，主要是由于营业利润率下降以及折旧、损耗、摊销和勘探费用增加，部分被2024年资产剥离收益和收到保险收益所抵消。
净债务
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截至（百万美元）
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2024年9月30日
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2023年12月31日
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| 短期借款 | 101 | 179 | |||||||||
| 长期债务的当前部分 | 180 | — | |||||||||
| 长期债务的长期部分 | 7,019 | 7,108 | |||||||||
| 总债务 | 7,300 | 7,287 | |||||||||
| 现金及现金等价物 | (3,104) | (2,227) | |||||||||
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净债务
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4,196 | 5,060 | |||||||||
长期债务较2023年12月31日增加9100万美元，主要是由于加元疲软影响了我们以美元计价的债务。净债务较2023年12月31日减少8.64亿美元，主要是由于经营活动产生的现金72亿美元，部分被35亿美元的资本投资、25亿美元的股东现金回报以及上述加元疲软所抵消。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。
资本投资(1)
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 上游 | |||||||||||||||||||||||
| 油砂 | 681 | 590 | 1,941 | 1,764 | |||||||||||||||||||
| 常规 | 106 | 100 | 300 | 323 | |||||||||||||||||||
| 离岸 | 355 | 194 | 809 | 478 | |||||||||||||||||||
| 上游合计 | 1,142 | 884 | 3,050 | 2,565 | |||||||||||||||||||
| 下游 | |||||||||||||||||||||||
| 加拿大炼油 | 44 | 38 | 145 | 99 | |||||||||||||||||||
| 美国炼油 | 153 | 88 | 320 | 435 | |||||||||||||||||||
| 下游合计 | 197 | 126 | 465 | 534 | |||||||||||||||||||
| 企业和淘汰 | 7 | 15 | 22 | 29 | |||||||||||||||||||
| 资本投资总额 | 1,346 | 1,025 | 3,537 | 3,128 | |||||||||||||||||||
(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HCML合资企业相关的资本支出。
2024年前9个月的资本投资主要涉及：
•油砂部分的持续活动，包括钻探地层测试井，作为我们冬季综合计划的一部分。
•西白玫瑰项目和SeaRose ALE的进展。
•我们油砂部门的增长项目，包括Narrows Lake与Christina Lake的回接、Foster Creek和Sunrise的优化项目以及我们Lloydminster常规重油资产的计划钻探计划的进展。
•常规段的钻探、完井、搭接和基础设施项目。
•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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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10
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钻探活动
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净地层测试井
和观察井
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净生产井(1)
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截至9月30日的九个月，
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2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
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福斯特溪
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82 | 87 | 17 | 34 | |||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜湖 | 58 | 53 | 16 | 11 | |||||||||||||||||||
| 昇兴股份 | 40 | 38 | 8 | 15 | |||||||||||||||||||
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劳埃德明斯特热力
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25 | 8 | 18 | 2 | |||||||||||||||||||
| 劳埃德明斯特常规重油 | 8 | 1 | 23 | 21 | |||||||||||||||||||
| 中国 | 1 | — | — | — | |||||||||||||||||||
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其他
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— | 3 | — | — | |||||||||||||||||||
| 214 | 190 | 82 | 83 | ||||||||||||||||||||
(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。钻探观测井，收集信息，监测储层情况。
| 截至2024年9月30日止九个月 | 截至2023年9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （净井） | 钻孔 | 已完成 | 捆绑在一起 | 钻孔 | 已完成 | 捆绑在一起 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 常规 | 24 | 24 | 17 | 30 | 29 | 30 | |||||||||||||||||||||||||||||
在海上部分，我们在2024年的前9个月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）。
| 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)
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截至9月30日的九个月，
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| （平均美元/桶，除非另有说明） | 2024 | 百分比变化 | 2023 | 2024年第三季度 | 2024年第二季度 | 2023年第三季度 | |||||||||||||||||||||||||||||
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过时的布伦特
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82.79 | 1 | 82.14 | 80.18 | 84.94 | 86.76 | |||||||||||||||||||||||||||||
| WTI | 77.54 | — | 77.39 | 75.09 | 80.57 | 82.26 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 差分DATED布伦特-WTI | 5.25 | 11 | 4.75 | 5.09 | 4.37 | 4.50 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Hardisty的WCS | 62.05 | 4 | 59.82 | 61.54 | 66.96 | 69.35 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Hardisty的差分WTI-WCS | 15.49 | (12) | 17.57 | 13.55 | 13.61 | 12.91 | |||||||||||||||||||||||||||||
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Hardisty的WCS（加元/桶）
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84.45 | 5 | 80.47 | 83.95 | 91.63 | 93.06 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 荷兰WCS | 71.03 | 3 | 69.12 | 68.51 | 74.69 | 77.89 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Nederland的Differential WTI-WCS | 6.51 | (21) | 8.27 | 6.58 | 5.88 | 4.37 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 凝析油（埃德蒙顿C5） | 73.71 | (4) | 76.74 | 71.19 | 77.14 | 77.96 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 差分凝析油-WTI升水/（贴水） | (3.83) | 489 | (0.65) | (3.90) | (3.43) | (4.30) | |||||||||||||||||||||||||||||
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差分凝析油-Hardisty的WCS 溢价/（折价）
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11.66 | (31) | 16.92 | 9.65 | 10.18 | 8.61 | |||||||||||||||||||||||||||||
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冷凝物（加元/桶）
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100.28 | (3) | 103.28 | 97.10 | 105.55 | 104.63 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 埃德蒙顿合成 | 76.38 | (4) | 79.93 | 76.41 | 83.32 | 84.95 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 差分合成-WTI升水/（贴水） | (1.16) | (146) | 2.54 | 1.32 | 2.75 | 2.69 | |||||||||||||||||||||||||||||
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埃德蒙顿合成（加元/桶）
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103.96 | (3) | 107.56 | 104.22 | 114.01 | 114.01 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)这些基准价不是我们实现的销售价格，代表近似值。关于我们的平均实现销售价格和实现的风险管理结果，请参阅本MD & A的可报告细分部分中的Netback表格。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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选定的基准价格和汇率 -续(1)
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （平均美元/桶，除非另有说明） | 2024 | 百分比变化 | 2023 | 2024年第三季度 | 2024年第二季度 | 2023年第三季度 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 成品价格 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 芝加哥普通无铅汽油（“RUL”） | 93.62 | (9) | 102.58 | 92.29 | 99.09 | 105.59 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 芝加哥超低硫柴油（“ULSD”） | 100.21 | (9) | 110.52 | 96.55 | 99.80 | 113.77 | |||||||||||||||||||||||||||||
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炼油基准
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升级差异(2)（加元/桶）
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19.40 | (27) | 26.74 | 20.26 | 22.28 | 20.85 | |||||||||||||||||||||||||||||
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芝加哥3-2-1裂解价差(3)
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18.27 | (34) | 27.83 | 18.62 | 18.76 | 26.06 | |||||||||||||||||||||||||||||
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第3组3-2-1裂解价差(3)
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18.19 | (45) | 33.36 | 18.95 | 18.13 | 36.96 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 可再生识别号码（“RINS”） | 3.65 | (53) | 7.80 | 3.89 | 3.39 | 7.42 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 天然气价格 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
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AECO(4) （加元/千立方英尺）
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1.45 | (47) | 2.76 | 0.69 | 1.18 | 2.60 | |||||||||||||||||||||||||||||
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纽约商品交易所(5) （美元/千立方英尺）
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2.10 | (22) | 2.69 | 2.16 | 1.89 | 2.55 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 外汇汇率 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美元/1加元-平均 | 0.735 | (1) | 0.743 | 0.733 | 0.731 | 0.746 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 美元/1加元-期末 | 0.741 | — | 0.740 | 0.741 | 0.731 | 0.740 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 人民币每1加元-平均 | 5.293 | 1 | 5.229 | 5.255 | 5.293 | 5.402 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)这些基准价不是我们实现的销售价格，代表近似值。关于我们的平均实现销售价格和实现的风险管理结果，请参阅本MD & A的可报告细分部分中的Netback表格。
(2)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。
(3)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。
(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年第三季度，原油基准价格Brent和WTI与2024年第二季度相比有所下降。OPEC +宣布计划在今年夏天开始解除自愿减产，供应增加的前景令全球油价承压。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在2024年第三季度继续增加波动，但对全球石油市场的影响有限。自2023年初以来美国钻井活动放缓降低了全球供应增长，收紧了全球原油供需平衡。
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价格驱动的。与2024年第二季度相比，2024年第三季度布伦特-WTI价差扩大，这主要是由于中东地缘政治紧张局势以及利比亚的供应中断对布伦特原油定价的影响大于对WTI的影响。
WCS是一种混合重油，由常规重油和非常规稀释沥青组成。Hardisty价差对WTI的WCS是轻重原油品质差、运输成本的函数关系。与2024年第一季度和第二季度相比，截至2024年9月30日止三个月，跨山管道扩建项目（“TMX”）的启动导致Hardisty的WTI-WCS差异收窄。与2023年同期相比，Hardisty的WTI-WCS差异在2024年第三季度扩大，这是由于沙特阿拉伯于2023年7月生效的自愿减产的影响。在截至2024年9月30日的九个月中，Hardisty的WTI-WCS价差较2023年收窄，原因是TMX启动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。在截至2024年9月30日的三个月中，与2023年同期和2024年第二季度相比，荷兰的WTI-WCS差异扩大，原因是来自重质原油进口的USGC竞争。在截至2024年9月30日的九个月中，由于包括沙特阿拉伯在内的OPEC +成员国的自愿减产，荷兰的WTI-WCS差异缩小。
在加拿大，我们在升级站将重质原油和沥青升级为甜合成原油，即赫斯基合成混合油（“HSB”）。HSB实现的价格主要受WTI价格驱动，受加拿大西部低硫合成原油供需影响，从而影响WTI-合成差。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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在2024年和2023年第三季度，埃德蒙顿的合成原油价格高于WTI。截至2024年9月30日止九个月，埃德蒙顿的合成原油价格较WTI贴水。今年早些时候的定价疲软是阿尔伯塔省合成原油产量高的结果，轻质原油供应过剩，导致其在轻质原油管道上高于管道容量，并限制了当地的储存能力。
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25%到35%。凝析油-WCS价差是一个重要的基准，因为当出售一桶混合原油时，更大的溢价通常会导致凝析油成本回收的下降。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。
在截至2024年9月30日和2023年9月30日的三个月和九个月中，埃德蒙顿凝析油基准的平均交易价格低于WTI。截至2024年9月30日止三个月的疲软主要是由较低的季节性稀释剂混合比率推动的。截至2024年9月30日的九个月，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。国际石脑油需求疲软进一步打压了2024年的价格。需求疲软降低了进口到加拿大的USGC凝析油的价格，导致混合成本降低。
炼油基准
RUL和ULSD基准价是内陆精炼产品价格的代表，用于推导芝加哥3-2-1市场裂解价差。3-2-1市场裂解价差是将三桶原油转换为两桶常规无铅汽油和一桶超低硫柴油，使用以WTI为基础的当月原油原料价格并按后进先出的基础估值所产生的炼油利润的指标。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月内，精炼产品价格有所下降，原因是全球产能增量增加使炼油厂裂解价差回到了与近期历史一致的区间。此外，在截至2024年9月30日的九个月中的大部分时间里，美国炼油厂的利用率一直非常高，但PADD2中的一些重大非计划停电除外。
由于生物燃料原料成本下降和可再生柴油产量增加，截至2024年9月30日的三个月和九个月的平均RINS成本也低于2023年同期。
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。
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天然气基准
在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，由于美国和加拿大西部沉积盆地的高产量，以及温和的冬季使库存过剩进入夏季储存注入季节，与2023年相比，纽约商业交易所和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。此外，外汇汇率的变化影响了我们在美国和亚太地区业务的翻译。
与2023年同期相比，在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，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9月30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。在截至2024年9月30日的三个月中，与2023年同期相比，平均而言，加元相对于人民币走弱，对我们报告的收入产生了积极影响。截至2024年9月30日的9个月中，平均而言，与2023年相比，加元相对于人民币略有走强。
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9月30日，加拿大央行的政策利率为4.25%。2024年10月23日，加拿大央行将隔夜利率下调50个基点至3.75%。
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| 展望 | ||
商品价格展望
与2024年第二季度相比，2024年第三季度全球原油价格有所下降，因为OPEC +宣布计划解除支撑价格的减产。目前的自愿削减已从原定的2024年9月结束日期延长至2024年11月底，并计划从2024年12月开始，在12个月内逐步解除自愿削减。以美国页岩为首的非OPEC +供应增长一直强劲，预计2024年剩余时间和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，但比2023年疲软，原因是中国需求增长低于预期，这也打压了价格。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紧缩的市场中那样严重。
在关键驱动因素难以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且波动。有关俄罗斯、伊朗和委内瑞拉的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、战略石油储备的重新补充、以色列和加沙的危机包括任何蔓延到更广泛的冲突、伊朗、红海船只遭到袭击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。
由于全球产能增量和美国炼油厂以非常高的利用率运营，精炼产品价格已从2022年和2023年的高位有所下降。
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可能会影响需求。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，预计近期内NYMEXS和AECO天然气价格将继续承压，尽管预计季节性冬季取暖需求将为天然气价格提供一些支撑。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、原油价格和新出现的宏观经济因素的影响。
我们的上游原油和下游精炼产品生产大部分都受到WTI原油价格走势的影响。我们的上下游一体化运营有助于我们缓解大宗商品价格波动的影响。我们上游资产的原油生产与凝析油和丁烷混合，在我们的下游业务中用作原油原料，从我们的混合原油中提取的凝析油被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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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2024年关键优先事项
我们2024年的优先事项集中在顶级安全绩效、股东目标回报、项目执行，以及持续关注成本和可持续性改善。
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。
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，并在整个大宗商品价格周期中利用机会，这是Cenovus资本配置框架的关键要素。7月份，我们实现了40亿美元的净债务目标。因此，我们计划将净债务控制在40亿美元，并通过股票回购和/或可变股息，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。
项目执行
对未来增长进行投资是我们的一个重点，有几个关键项目正在进行中，包括西白玫瑰项目、Narrows Lake与Christina Lake的连接、Foster Creek优化项目和Sunrise增长计划。此外，我们在2024年还有多项信息系统升级正在进行中。SeaRose ALE代表了我们在干船坞完成的一个关键项目。我们计划继续按时按预算执行这些多年期项目。
成本领先
我们的目标是通过持续关注成本结构和利润率优化来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。
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，最大限度地提高我们资产的长期盈利能力。
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，为推进大型碳捕集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，联邦和省政府提供的支持水平应与全球范围内类似的大型碳捕集项目所获得的水平一致，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。
2024年企业指导
我们于2024年7月31日更新的2024年指南可在我们的网站cenovus.com上查阅。
下表是我们对2024年的完整指导的子集：
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资本投资
（百万美元）
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生产
（MBOE/d）
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原油单位吞吐量
（MBBLS/d）
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| 上游 | |||||||||||||||||
| 油砂 |
2,500 - 2,750
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600 - 610
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| 常规 |
350 - 425
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120 - 125
|
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| 离岸 |
850 - 950
|
65 - 75
|
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上游合计
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3,700 - 4,125
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785 - 810
|
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| 下游 | 750 - 850 |
640 - 670
|
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| 企业和淘汰 |
60 - 70
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全年总资本投资指引在45亿至50亿美元之间。这包括用于维持生产和支持持续安全可靠运营的30亿美元，以及15亿至20亿美元的优化和增长资本。
| 可报告分部 | ||
上流
油砂
2024年第三季度，我们：
•交付了安全可靠的操作，包括提前完成的克里斯蒂娜湖周转的安全执行。
•生产原油585.9千桶/日（2023 – 601.6千桶/日）。
•作为Sunrise增长计划的一部分，在网上带来了两个新的井垫。
•从我们的维持、再开发和基井优化计划中交付了成功的结果。
•产生的营业利润率为25亿美元，与2023年第三季度相比有所下降，这主要是由于较低的已实现销售价格。
•投资资本6.81亿美元，主要用于维持活动和增长项目。
•平均每BOE净回拨45.16美元（2023 –每BOE 54.78美元）。
财务业绩
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 总销售额 | |||||||||||||||||||||||
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对外销售
|
5,456 | 5,645 | 16,525 | 15,654 | |||||||||||||||||||
|
分部间销售
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1,719 | 1,926 | 4,831 | 4,061 | |||||||||||||||||||
| 7,175 | 7,571 | 21,356 | 19,715 | ||||||||||||||||||||
| 版税 | (889) | (1,082) | (2,400) | (2,218) | |||||||||||||||||||
| 收入 | 6,286 | 6,489 | 18,956 | 17,497 | |||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | 629 | 462 | 1,321 | 1,231 | |||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 2,579 | 2,324 | 8,265 | 7,965 | |||||||||||||||||||
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运营中
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621 | 688 | 1,896 | 2,101 | |||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (10) | (6) | 23 | (7) | |||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 2,467 | 3,021 | 7,451 | 6,207 | |||||||||||||||||||
|
风险管理未实现（收益）损失
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(1) | 47 | (13) | 44 | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 784 | 785 | 2,330 | 2,230 | |||||||||||||||||||
| 勘探费用 | 2 | — | 6 | 4 | |||||||||||||||||||
| （收入）权益核算附属公司亏损 | — | — | (14) | 6 | |||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | 1,682 | 2,189 | 5,142 | 3,923 | |||||||||||||||||||
营业利润率差异
截至2024年9月30日止三个月
(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、NGLs或天然气的活动。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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截至2024年9月30日止九个月
(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、NGLs或天然气的活动。
经营业绩
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||
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总销量(1) （MBOE/d）
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595.3 | 597.2 | 596.3 | 584.1 | |||||||||||||||||||
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已实现销售价格(2)（$/BOE）
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81.77 | 94.45 | 81.01 | 74.08 | |||||||||||||||||||
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按资产分列的原油产量（MBBLS/d）
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|||||||||||||||||||||||
| 福斯特溪 | 198.0 | 189.3 | 196.3 | 182.1 | |||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜湖 | 211.8 | 237.6 | 228.4 | 236.6 | |||||||||||||||||||
|
昇兴股份
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50.4 | 54.5 | 48.4 | 48.6 | |||||||||||||||||||
| 劳埃德明斯特热力 | 109.4 | 104.6 | 112.3 | 103.3 | |||||||||||||||||||
| 劳埃德明斯特常规重油 | 16.3 | 15.6 | 17.4 | 16.5 | |||||||||||||||||||
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原油总产量(3)（MBBLS/d）
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585.9 | 601.6 | 602.8 | 587.1 | |||||||||||||||||||
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天然气(4)（MMcF/d）
|
10.4 | 10.6 | 10.9 | 12.0 | |||||||||||||||||||
|
总产量（MBOE/d）
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587.7 | 603.4 | 604.8 | 589.0 | |||||||||||||||||||
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有效版税率(5)（百分比）
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| 福斯特溪 | 25.9 | 23.4 | 24.0 | 22.9 | |||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜湖 | 27.7 | 33.2 | 26.2 | 29.8 | |||||||||||||||||||
|
昇兴股份
|
7.0 | 5.6 | 6.2 | 5.4 | |||||||||||||||||||
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劳埃德明斯特(6)
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14.3 | 8.5 | 10.9 | 8.7 | |||||||||||||||||||
| 总有效版税率 | 22.4 | 22.6 | 20.4 | 21.1 | |||||||||||||||||||
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运输和混合费用(7) （$/BOE）
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9.18 | 7.41 | 8.89 | 8.16 | |||||||||||||||||||
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营业费用(7) （$/BOE）
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11.17 | 12.56 | 11.50 | 13.09 | |||||||||||||||||||
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每单位DD & A(7)（$/BOE）
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13.62 | 12.96 | 13.53 | 12.90 | |||||||||||||||||||
(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)有效的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，截至2024年9月30日止三个月的总销售额有所下降，原因是WTI基准价格下降以及Hardisty的WTI-WCS差价扩大。与2023年相比，截至2024年9月30日止九个月的总销售额有所增长，原因是Hardisty的WTI-WCS差异缩小，销量增加。
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价格
我们的重油和沥青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。在我们的净回值计算中，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，我们实现的重油和沥青销售价格下降。
截至2024年9月30日的三个月和九个月，我们的原油销量分别约38%和31%（2023年–约25%）销往艾伯塔省以外地区。在同一时期，我们油砂原油销量的大约25%和20%分别销往了我们的加拿大和美国下游业务。
我们的实现销售价格环比下降，主要是由于较低的WTI基准价格以及较大的WTI-WCS和凝析油-WCS差异。实现销售价格的同比增长主要是由于WTI-WCS和凝析油-WCS价差收窄，而WTI价格较为一致。
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。
产量
截至2024年9月30日止三个月及九个月，油砂原油产量分别为585.9千桶/日及602.8千桶/日（2023 – 601.6千桶/日及587.1千桶/日）。环比下降主要是由于2024年9月我们的Christina Lake资产的周转活动。同比增长主要是由于我们的Foster Creek和Lloydminster资产增加，部分被讨论的Christina Lake减少所抵消。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月内，Foster Creek的产量有所增加。这些增长主要是由于我们的重建和维持计划、基井优化以及2023年第二季度的好转取得了成功的结果。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月内，Christina Lake的产量有所下降。减少的主要原因是2024年9月的好转，部分被重建和维持计划的成功结果以及基井优化所抵消。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月，我们劳埃德明斯特热力资产的产量有所增加。增加的主要原因是2023年重建计划和基井优化取得了成功。
版税
我们油砂部分的特许权使用费计算是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、劳埃德明斯特热力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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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截至2024年9月30日的三个月和九个月，油砂特许权使用费分别为8.89亿美元和24亿美元（2023年–分别为11亿美元和22亿美元）。环比下降主要是由于较低的已实现定价以及较低的销量。同比增长主要是由于更高的已实现定价以及更高的销量。与2023年相比，截至2024年9月30日止三个月，油砂有效特许权使用费率下降的主要原因是实现价格下降以及艾伯塔省滑动比例油砂特许权使用费率下降。截至2024年9月30日止九个月，油砂有效使用费率下降主要是由于期末申报的年度调整，与2023年相比，部分被较高的实现价格和较高的艾伯塔省滑动比例油砂使用费率所抵消。
费用
运输和混合
与2023年相比，2024年第三季度，由于使用了价格较高的凝析油，混合费用增加了1.32亿美元，但销量下降部分抵消了这一影响。由于销量增加，2024年前9个月的混合费用比2023年增加了1.49亿美元。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月的运输费用增加，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，以及由于艾伯塔省以外地区的销售增加而导致的关税成本增加。
每单位运输费用(1)
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （$/BOE） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
|
福斯特溪
|
12.90 | 10.55 | 12.58 | 12.20 | |||||||||||||||||||
|
克里斯蒂娜湖
|
7.63 | 5.76 | 6.69 | 6.46 | |||||||||||||||||||
|
昇兴股份
|
15.36 | 12.29 | 17.41 | 12.49 | |||||||||||||||||||
|
劳埃德明斯特(2)
|
3.63 | 3.29 | 4.02 | 3.54 | |||||||||||||||||||
|
油砂总量
|
9.18 | 7.41 | 8.89 | 8.16 | |||||||||||||||||||
(1)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。
(2)包括劳埃德明斯特热力和劳埃德明斯特常规重油资产。
与2023年同期相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月的每单位运输费用有所增加，这主要是由于上述运输费用增加。
Foster Creek在截至2024年9月30日的三个月内，单位运输费用有所增加，主要是由于与2023年相比，我们增加了对TMX的使用，导致成本增加，但部分被铁路运输成本下降所抵消。截至2024年9月30日的九个月，由于上述原因，单位运输费用有所增加，但部分被销量增加所抵消。在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，销往艾伯塔省以外目的地的销量分别增长至66%和50%（2023 – 44%和46%）。
在Christina Lake，这两个期间的单位运输费用均有所增加，这主要是由于对美国目的地的销售增加、关税税率提高和销量下降，部分被铁路成本下降所抵消。在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，运往美国目的地的货运量分别增长至24%和19%（2023 – 14%和17%）。
截至2024年9月30日的三个月和九个月，Sunrise的每单位运输费用增加，主要是由于与2023年相比，通过使用TMX在艾伯塔省以外地区的销售增加。在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，艾伯塔省以外地区的销售额分别增长至88%和92%（2023 – 51%和49%）。这被两个时期的销量增加部分抵消。
在劳埃德明斯特，截至2024年9月30日的三个月和九个月，单位运输费用有所增加，这主要是由于与2023年相比，艾伯塔省以外地区的销售关税税率提高。与2023年没有销售相比，我们分别向美国目的地发货了1%和4%。这被两个时期的销量增加部分抵消。
运营中
2024年前9个月，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，截至2024年9月30日的三个月和九个月，AECO基准价格大幅下降，导致燃料成本下降，导致总运营费用下降。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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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20
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每单位运营费用(1)
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截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
（$/BOE）
|
2024 | 百分比 改变 |
2023 | 2024 | 百分比 改变 |
2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 福斯特溪 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
燃料
|
1.52 | (46) | 2.83 | 2.24 | (40) | 3.76 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
非燃料
|
7.49 | (7) | 8.08 | 7.72 | (6) | 8.24 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
合计
|
9.01 | (17) | 10.91 | 9.96 | (17) | 12.00 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜湖 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 燃料 | 1.41 | (51) | 2.87 | 2.05 | (35) | 3.13 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 非燃料 | 7.92 | 23 | 6.45 | 6.72 | 18 | 5.71 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
合计
|
9.33 | — | 9.32 | 8.77 | (1) | 8.84 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 昇兴股份 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 燃料 | 1.81 | (56) | 4.13 | 2.95 | (41) | 4.98 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 非燃料 | 11.16 | (6) | 11.81 | 11.24 | (15) | 13.18 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
合计
|
12.97 | (19) | 15.94 | 14.19 | (22) | 18.16 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
劳埃德明斯特(2)
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 燃料 | 1.74 | (59) | 4.25 | 2.71 | (42) | 4.69 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 非燃料 | 15.17 | (4) | 15.82 | 14.88 | (9) | 16.42 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
合计
|
16.91 | (16) | 20.07 | 17.59 | (17) | 21.11 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 油砂总量 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 燃料 | 1.55 | (52) | 3.24 | 2.32 | (39) | 3.79 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 非燃料 | 9.62 | 3 | 9.32 | 9.18 | (1) | 9.30 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 11.17 | (11) | 12.56 | 11.50 | (12) | 13.09 | |||||||||||||||||||||||||||||
(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，由于天然气价格下降，每单位燃料费用总体下降。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月内，Foster Creek的单位非燃料费用有所下降。环比下降的原因是维修和维护以及电力成本降低，修井活动增加和销量下降部分抵消了这一影响。同比下降是由于销量增加和电力成本下降，但部分被修井活动增加和GHG合规成本所抵消。
与2023年相比，Christina Lake在截至2024年9月30日的三个月和九个月的单位非燃料费用有所增加，原因是周转活动和销量下降。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月，Sunrise单位非燃料费用有所下降，这主要是由于电力成本下降和销量增加，部分被维修和维护成本增加所抵消。
与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月，劳埃德明斯特单位非燃料费用有所下降。这两个期间的下降是由于销量增加以及化学品成本下降，但部分被增加的GHG合规成本所抵消。
网背(1)
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （$/BOE） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
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销售价格
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81.77 | 94.45 | 81.01 | 74.08 | |||||||||||||||||||
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版税
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16.26 | 19.70 | 14.68 | 13.91 | |||||||||||||||||||
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运输和混合
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9.18 | 7.41 | 8.89 | 8.16 | |||||||||||||||||||
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营业费用
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11.17 | 12.56 | 11.50 | 13.09 | |||||||||||||||||||
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Netback
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45.16 | 54.78 | 45.94 | 38.92 | |||||||||||||||||||
(1)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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常规
2024年第三季度，我们：
•在此期间交付了安全可靠的操作，包括安全地执行周转。
•日产11.81万BOE（2023 – 12.72万BOE/日）。
•产生运营利润率1200万美元，比2023年第三季度减少1.14亿美元，主要是由于天然气基准价格下降。
•投资1.06亿美元，继续专注于钻井、完井、搭售和基础设施项目。
•平均每BOE净回馈1.12美元（2023 –每BOE 9.66美元）。
财务业绩
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月，
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| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 总销售额 | |||||||||||||||||||||||
|
对外销售
|
225 | 285 | 866 | 1,160 | |||||||||||||||||||
|
分部间销售
|
488 | 525 | 1,417 | 1,307 | |||||||||||||||||||
| 713 | 810 | 2,283 | 2,467 | ||||||||||||||||||||
| 版税 | (15) | (27) | (61) | (85) | |||||||||||||||||||
| 收入 | 698 | 783 | 2,222 | 2,382 | |||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | 459 | 438 | 1,353 | 1,258 | |||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
80 | 73 | 241 | 220 | |||||||||||||||||||
| 运营中 | 147 | 150 | 432 | 444 | |||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | — | (4) | (7) | — | |||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 12 | 126 | 203 | 460 | |||||||||||||||||||
|
风险管理未实现（收益）损失
|
2 | 7 | 10 | (14) | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 109 | 104 | 330 | 286 | |||||||||||||||||||
| （收入）权益核算附属公司的亏损 | — | — | 1 | — | |||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | (99) | 15 | (138) | 188 | |||||||||||||||||||
营业利润率差异
截至2024年9月30日止三个月
截至2024年9月30日止九个月
(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。
|
Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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22
|
||||
经营业绩
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||
|
总销量 （MBOE/d）
|
118.1 | 127.2 | 120.5 | 118.5 | |||||||||||||||||||
|
已实现销售价格(1)（$/BOE）
|
20.42 | 28.13 | 25.18 | 32.70 | |||||||||||||||||||
|
轻质原油（美元/桶）
|
93.68 | 105.43 | 93.18 | 104.19 | |||||||||||||||||||
|
NGLs （美元/桶）
|
53.77 | 47.74 | 55.84 | 47.52 | |||||||||||||||||||
|
常规天然气 （$/McF）
|
1.53 | 3.05 | 2.43 | 4.19 | |||||||||||||||||||
| 按产品分列的产量 | |||||||||||||||||||||||
|
轻质原油（MBBLS/d）
|
4.6 | 6.3 | 5.0 | 5.8 | |||||||||||||||||||
|
NGLs （MBBLS/d）
|
21.1 | 23.9 | 21.5 | 21.3 | |||||||||||||||||||
|
常规天然气（MMcF/d）
|
554.8 | 582.1 | 564.8 | 548.8 | |||||||||||||||||||
|
总产量 （MBOE/d）
|
118.1 | 127.2 | 120.5 | 118.5 | |||||||||||||||||||
|
常规天然气生产（占总数的百分比）
|
78 | 76 | 78 | 77 | |||||||||||||||||||
|
原油和NGLs产量（占总数的百分比）
|
22 | 24 | 22 | 23 | |||||||||||||||||||
|
有效版税率(2) （百分比）
|
10.7 | 9.6 | 10.9 | 10.7 | |||||||||||||||||||
|
运输费(3)（$/BOE）
|
5.15 | 3.82 | 5.03 | 3.97 | |||||||||||||||||||
|
营业费用(3) （$/BOE）
|
12.77 | 12.36 | 12.35 | 13.26 | |||||||||||||||||||
|
每单位DD & A(3)（$/BOE）
|
9.97 | 8.82 | 9.89 | 8.77 | |||||||||||||||||||
(1)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。
(2)有效的特许权使用费率等于特许权使用费除以产品收入，扣除运输费用，不包括风险管理的已实现（收益）损失。
(3)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。
收入
截至2024年9月30日的三个月和九个月，总销售额分别为7.13亿美元和23亿美元（2023 – 8.1亿美元和25亿美元）。环比下降是由于基准定价下降和销量下降。同比下降的主要原因是基准定价下降，但销量增加部分抵消了这一影响。
价格
我们的总实现销售价格下降主要是由于天然气基准价格下降。截至2024年9月30日的三个月和九个月，与2023年相比，AECO基准价格分别下降了73%和47%。
产量
由于周转活动和2024年非核心资产的剥离，产量环比下降。产量同比增长主要是由于2023年野火活动后成功重启运营，部分被所讨论的非核心资产剥离所抵消。
版税
常规资产受艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的特许权使用费制度约束。与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月的特许权使用费有所下降，这主要是由于较低的天然气基准价格以及如上所述的非核心资产剥离。
费用
交通运输
我们的运输费用反映了原油、NGLs和天然气从生产点运输到产品销售地的费用。与2023年相比，在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，运输费用和单位运输费用主要由于关税税率增加而增加。
|
Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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23
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||||
运营中
2024年前9个月运营支出的主要驱动因素是维修和保养、劳动力和物业税成本。在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，总运营费用与2023年相比有所下降，这主要是由于剥离了非核心资产和降低了电力成本，部分被与本季度周转活动相关的维修和维护成本增加所抵消。与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月内，每单位运营费用有所增加，这主要是由于销量下降，部分被上述因素所抵消。与2023年相比，由于上述因素和更高的销量，截至2024年9月30日的九个月内，每单位运营费用有所下降。
网背(1)
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| （$/BOE） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 销售价格 | 20.42 | 28.13 | 25.18 | 32.70 | |||||||||||||||||||
|
版税
|
1.38 | 2.29 | 1.86 | 2.64 | |||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 5.15 | 3.82 | 5.03 | 3.97 | |||||||||||||||||||
|
营业费用
|
12.77 | 12.36 | 12.35 | 13.26 | |||||||||||||||||||
| Netback | 1.12 | 9.66 | 5.94 | 12.83 | |||||||||||||||||||
(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年第三季度，我们：
•交付了安全可靠的运营。
•每天生产6.55万BOE的轻质原油、NGLs和天然气（2023 –每天6.64万BOE）。
•产生的营业利润率为2.52亿美元，比2023年第三季度减少4800万美元，主要是由于销量下降。
•平均每BOE净回馈53.20美元（2023 –每BOE 57.87美元）。
•投入资本3.55亿美元，主要涉及西白玫瑰项目和SeaRose ALE项目的进展。
2023年12月下旬，我们在为计划中的SeaRose ALE项目做准备时暂停了White Rose油田的生产。2024年第一季度开始的改装工作在干船坞完成。SeaRose FPSO目前正在前往White Rose油田的途中，在那里将进行重新连接和调试活动。预计年底前后恢复生产。
我们继续推进西白玫瑰项目，截至2024年9月30日，该项目已完成约85%。自2022年决定重启该项目以来，我们已投资约13亿美元。预计2026年将有第一批石油。
财务业绩
| 截至9月30日的三个月， | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 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
|
71 | 300 | 371 | 78 | 324 | 402 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
分部间销售
|
— | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 71 | 300 | 371 | 78 | 324 | 402 | ||||||||||||||||||||||||||||||
|
版税
|
(1) | (24) | (25) | (2) | (24) | (26) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 70 | 276 | 346 | 76 | 300 | 376 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
2 | — | 2 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运营中
|
58 | 34 | 92 | 47 | 29 | 76 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
营业利润率(1)
|
10 | 242 | 252 | 29 | 271 | 300 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 134 | 130 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用 | 42 | 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| （收入）权益核算附属公司亏损 | (11) | (11) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | 87 | 179 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
(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。
|
Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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24
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||||
营业利润率差异
截至2024年9月30日止三个月
财务业绩
|
截至9月30日的九个月，
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 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
|
264 | 935 | 1,199 | 232 | 871 | 1,103 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
分部间销售
|
— | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 264 | 935 | 1,199 | 232 | 871 | 1,103 | ||||||||||||||||||||||||||||||
|
版税
|
(2) | (72) | (74) | (11) | (54) | (65) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 262 | 863 | 1,125 | 221 | 817 | 1,038 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
9 | — | 9 | 9 | — | 9 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运营中
|
225 | 94 | 319 | 190 | 91 | 281 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
营业利润率(1)
|
28 | 769 | 797 | 22 | 726 | 748 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 421 | 349 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用 | 50 | 6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| （收入）权益核算附属公司亏损 | (34) | (29) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | 360 | 422 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
(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9月30日止九个月
|
Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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|
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经营业绩
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||
|
销量
|
|||||||||||||||||||||||
|
大西洋（MBBLS/d）
|
7.2 | 7.8 | 8.6 | 7.8 | |||||||||||||||||||
|
亚太地区（MBOE/d）
|
|||||||||||||||||||||||
| 中国 | 40.5 | 43.8 | 42.6 | 39.4 | |||||||||||||||||||
|
印度尼西亚(1)
|
16.0 | 13.7 | 14.8 | 14.1 | |||||||||||||||||||
| 亚太地区合计 | 56.5 | 57.5 | 57.4 | 53.5 | |||||||||||||||||||
|
总销量（MBOE/d）
|
63.7 | 65.3 | 66.0 | 61.3 | |||||||||||||||||||
|
已实现销售价格(1) (2) （$/BOE）
|
77.28 | 79.27 | 78.95 | 79.42 | |||||||||||||||||||
|
大西洋-轻质原油（美元/桶）
|
106.56 | 107.99 | 111.21 | 108.48 | |||||||||||||||||||
|
亚太地区(1)（$/BOE）
|
73.55 | 75.38 | 74.09 | 75.18 | |||||||||||||||||||
|
NGLs（美元/桶）
|
98.35 | 101.97 | 99.15 | 95.36 | |||||||||||||||||||
|
常规天然气（$/McF）
|
11.37 | 11.43 | 11.39 | 11.70 | |||||||||||||||||||
| 按产品分列的产量 | |||||||||||||||||||||||
|
大西洋-轻质原油（MBBLS/d）
|
9.0 | 8.9 | 8.2 | 7.7 | |||||||||||||||||||
|
亚太地区(1)
|
|||||||||||||||||||||||
|
NGLs （MBBLS/d）
|
9.9 | 11.7 | 10.7 | 10.6 | |||||||||||||||||||
|
常规天然气（MMcF/d）
|
279.4 | 274.7 | 280.1 | 257.3 | |||||||||||||||||||
|
亚太地区合计（MBOE/d）
|
56.5 | 57.5 | 57.4 | 53.5 | |||||||||||||||||||
|
总产量 （MBOE/d）
|
65.5 | 66.4 | 65.6 | 61.2 | |||||||||||||||||||
|
有效版税率(3) （百分比）
|
|||||||||||||||||||||||
| 大西洋 | 1.0 | 2.4 | 0.6 | 4.6 | |||||||||||||||||||
|
亚太地区(1)
|
8.7 | 9.8 | 8.6 | 10.0 | |||||||||||||||||||
|
营业费用(2) （$/BOE）
|
17.97 | 14.66 | 19.36 | 17.37 | |||||||||||||||||||
|
大西洋(4)
|
88.40 | 65.91 | 93.74 | 78.61 | |||||||||||||||||||
|
亚太地区(1) (2)
|
8.98 | 7.73 | 8.15 | 8.42 | |||||||||||||||||||
|
每单位DD & A(4)（$/BOE）
|
22.16 | 26.29 | 22.51 | 26.00 | |||||||||||||||||||
(1)报告的销量、相关的单位价值和特许权使用费反映了Cenovus对HCML 40%的权益。HCML合营企业在中期综合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)有效的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
截至2024年9月30日止三个月，总销售额较2023年有所下降，原因是销量下降以及布伦特基准定价降低导致实现销售价格下降。截至2024年9月30日止九个月，由于销量增加，总销售额较2023年有所增加。
价格
截至2024年9月30日的三个月，我们的大西洋轻质原油实现销售价格下降，这主要是由于与2023年相比，布伦特基准定价降低。与2023年相比，由于布伦特基准定价略高，我们的大西洋在截至2024年9月30日的九个月内实现了轻质原油销售价格上涨。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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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26
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产量
截至2024年9月30日的三个月，与2023年相比，大西洋的产量相对稳定。截至2024年9月30日的九个月，Atlantic的产量较2023年有所增加，这主要是由于Terra Nova FPSO于2023年11月恢复生产，但被SeaRose ALE项目于2023年12月在White Rose油田的停产部分抵消。White Rose和Terra Nova油田的轻质原油生产分别从SeaRose FPSO和Terra Nova FPSO卸载到油轮上，并在装运给买家之前储存在陆上码头，这导致生产和销售之间的时间差异。
截至2024年9月30日止三个月，亚太地区产量较2023年有所下降，原因是中国计划进行维护，但部分被印度尼西亚MAC气田的天然气产量增加所抵消。截至2024年9月30日止九个月，亚太地区产量较2023年有所增加，原因是2023年第二季度发生临时非计划停电，与第三方船只断开脐带有关，以及上述MAC领域的生产。
版税
截至2024年9月30日的三个月和九个月，大西洋特许权使用费分别为100万美元和200万美元（2023 – 200万美元和1100万美元）。由于较低的特许权使用费率以及2024年第二季度收到的2023年白玫瑰年度特许权使用费申请的贷记，特许权使用费同比有所下降。
中国和印度尼西亚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。亚太地区截至2024年9月30日止三个月和九个月的有效特许权使用费率较2023年有所下降。环比下降主要是由于中国销量下降。同比下降的主要原因是，由于在2023年第一季度实现了生产里程碑，向印度尼西亚政府支付了一笔生产奖金，部分被2023年6月在中国实施的消费税所抵消。
费用
交通运输
运输费用包括通过油轮将原油从Terra Nova和SeaRose FPSO装置运输到陆上码头的费用，以及储存费用。截至2024年9月30日的三个月和九个月的运输费用分别为200万美元和900万美元（2023 –分别为0美元和900万美元）。
运营中
2024年前9个月，我们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。截至2024年9月30日止三个月及九个月，营运开支较2023年有所增加。增加的主要原因是维修和保养费用增加。同比增长还受到船舶和航空服务相关成本增加的影响，部分被2023年前九个月重启West White Rose项目相关成本所抵消。与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月的每单位运营费用有所增加，主要是由于上述相同因素。
2024年前9个月，我们中国运营费用的主要驱动因素是维修和保养、保险和劳动力成本。与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月中，运营费用和单位运营费用有所增加，这主要是由于维修和维护成本增加。由于销量下降，单位运营费用也有所增加。在截至2024年9月30日的九个月中，运营费用增加主要是由于保险和劳动力成本增加，部分被较低的维修和维护成本所抵消。与2023年相比，单位运营费用有所下降，原因是销量增加，但部分被较高的运营费用所抵消。
在截至2024年9月30日的三个月中，印度尼西亚的单位运营费用与2023年相比有所下降，原因是销量增加，但部分被2023年第三季度全面投入运营的MAC油田运营增加的运营费用所抵消。与2023年相比，截至2024年9月30日的九个月内，每单位运营费用相对一致。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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27
|
||||
网背(1)
| 截至2024年9月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （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 | 106.56 | 80.52 | 55.93 | 77.28 | ||||||||||||||||||||||
|
版税
|
1.03 | 6.31 | 6.54 | 5.77 | ||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 3.00 | — | — | 0.34 | ||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | 88.40 | 8.20 | 10.95 | 17.97 | ||||||||||||||||||||||
|
Netback
|
14.13 | 66.01 | 38.44 | 53.20 | ||||||||||||||||||||||
| 截至2023年9月30日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （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 | 107.99 | 80.61 | 58.68 | 79.27 | ||||||||||||||||||||||
|
版税
|
2.56 | 6.06 | 11.59 | 6.80 | ||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | (0.53) | — | — | (0.06) | ||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | 65.91 | 6.51 | 11.66 | 14.66 | ||||||||||||||||||||||
|
Netback
|
40.05 | 68.04 | 35.43 | 57.87 | ||||||||||||||||||||||
| 截至2024年9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （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 | 111.21 | 80.22 | 56.47 | 78.95 | ||||||||||||||||||||||
|
版税
|
0.65 | 6.17 | 6.94 | 5.62 | ||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 3.70 | — | — | 0.48 | ||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | 93.74 | 7.22 | 10.83 | 19.36 | ||||||||||||||||||||||
|
Netback
|
13.12 | 66.83 | 38.70 | 53.49 | ||||||||||||||||||||||
| 截至2023年9月30日止九个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （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 | 108.48 | 81.09 | 58.71 | 79.42 | ||||||||||||||||||||||
|
版税
|
4.94 | 5.05 | 14.44 | 7.20 | ||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 4.02 | — | — | 0.51 | ||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | 78.61 | 7.60 | 10.72 | 17.37 | ||||||||||||||||||||||
|
Netback
|
20.91 | 68.44 | 33.55 | 54.34 | ||||||||||||||||||||||
(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、相关的单位价值和特许权使用费反映了Cenovus对HCML 40%的权益。HCML合营企业在中期综合财务报表中采用权益法核算。
下游
加拿大炼油
2024年第三季度，我们：
•交付了安全可靠的运营。
•在第二季度扭亏为盈后，将升级程序恢复到全面运营。
•吞吐量99.4万桶/天，原油单位利用率92%（2023 – 108.4万桶/天，分别为100%）。
•产生了6000万美元的营业利润率（2023 – 1.7亿美元）。
•投入资金4400万美元。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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财务业绩
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
|
（百万美元，除非另有说明）
|
2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
|
总销售额
|
|||||||||||||||||||||||
|
对外销售
|
1,482 | 1,544 | 3,682 | 3,997 | |||||||||||||||||||
|
分部间销售
|
98 | 261 | 365 | 679 | |||||||||||||||||||
| 收入 | 1,580 | 1,805 | 4,047 | 4,676 | |||||||||||||||||||
| 购买产品 | 1,353 | 1,480 | 3,415 | 3,656 | |||||||||||||||||||
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毛利率(1)
|
227 | 325 | 632 | 1,020 | |||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 167 | 155 | 759 | 471 | |||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 60 | 170 | (127) | 549 | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 49 | 50 | 147 | 136 | |||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | 11 | 120 | (274) | 413 | |||||||||||||||||||
(1)非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。
经营业绩
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截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
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|
（百万美元，除非另有说明）
|
2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
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可运营能力 (1) （MBBLS/d）
|
108.0 | 108.0 | 108.0 | 108.0 | |||||||||||||||||||
|
处理过的输入总数（MBBLS/d）
|
106.4 | 114.7 | 91.4 | 107.7 | |||||||||||||||||||
|
原油单位吞吐量（MBBLS/d）
|
99.4 | 108.4 | 85.8 | 100.8 | |||||||||||||||||||
|
原油单位利用率(2) （百分比）
|
92 | 100 | 79 | 93 | |||||||||||||||||||
|
总产量（MBBLS/d）
|
113.6 | 122.4 | 98.0 | 114.6 | |||||||||||||||||||
| 合成原油 | 47.3 | 53.2 | 38.4 | 47.9 | |||||||||||||||||||
| 沥青 | 16.5 | 15.7 | 15.4 | 15.6 | |||||||||||||||||||
| 柴油 | 11.8 | 13.8 | 10.0 | 12.8 | |||||||||||||||||||
|
其他
|
32.5 | 34.1 | 29.1 | 33.4 | |||||||||||||||||||
| 乙醇 | 5.5 | 5.6 | 5.1 | 4.9 | |||||||||||||||||||
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炼油毛利(3) （美元/桶）
|
20.63 | 27.57 | 22.42 | 31.31 | |||||||||||||||||||
(1)可运行容量是基于桶/日历日的容量。它是一个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。
(2)原油机组利用率的计算方法为原油机组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。
(3)包含非GAAP财务指标。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。截至2024年9月30日的三个月和九个月，来自Upgrader、商业燃料业务和Lloydminster炼油厂的收入分别为15亿美元和38亿美元（2023年–分别为17亿美元和44亿美元）。
总体而言，我们的加拿大炼油资产在截至2024年9月30日的九个月内交付了可靠的运营。与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月的吞吐量有所下降，这主要是由于Upgrader在2024年5月8日至7月4日期间的周转以及随后的全面运营。
收入、毛利率和炼油利润率
该升级机将重质原油和沥青混合加工成高值合成原油和低硫柴油。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销售价格之间的差异，以及重质原油原料成本。
劳埃德明斯特炼油厂将重质原油混合加工成沥青和工业产品。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。在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，我们油砂资产的原油总销量分别约14%和11%出售给了我们的加拿大炼油部门（截至2023年9月30日的三个月和九个月分别为15%和14%）。
与2023年相比，收入有所下降，原因是合成原油和柴油基准价格下降以及精炼产品产量下降。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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29
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与2023年相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月的毛利率和炼油利润率有所下降，这主要是由于合成原油和柴油基准价格下降，以及如上所述的炼油产品产量下降。本季度，毛利率和炼油利润率也受到了前期以较高价格购买的加工原料的不利影响。年初至今，原料成本下降部分抵消了下降。
营业费用
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
|
运营费用-升级和精炼(1)
|
143 | 129 | 667 | 385 | |||||||||||||||||||
|
运营费用-周转成本
|
24 | 1 | 250 | 1 | |||||||||||||||||||
|
每单位运营费用(1) (2) （美元/桶）
|
14.63 | 12.23 | 26.65 | 13.10 | |||||||||||||||||||
|
每单位运营费用-周转成本(2)
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2.41 | 0.12 | 9.98 | 0.06 | |||||||||||||||||||
(1)包括周转费用。表示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运营费用。
(2)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。
在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，运营费用与2023年相比有所增加，这主要是由于与Upgrader周转相关的成本。与2023年相比，运营费用的增加，加上加工后的总投入减少，导致单位运营费用增加。
美国炼油
2024年第三季度，我们：
•交付了安全操作。
•开始在利马炼油厂进行重大转变。10月下旬安全完成转场。
•拥有原油吞吐量54 3.5千桶/日（2023 – 555.9千桶/日），原油单位利用率89%（2023 – 91%）。
•录得3.83亿美元的负营业利润率，主要是由于较低的市场裂解价差、处理前期购买的价格较高的原料的不利影响、较高的运营费用以及我们运营和非运营资产的可靠性问题。
•投资资本1.53亿美元，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。
财务业绩
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
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| （百万美元，除非另有说明） | 2024 | 2023 | 2024 |
2023
|
|||||||||||||||||||
| 总销售额 | |||||||||||||||||||||||
|
对外销售
|
7,644 | 7,836 | 22,794 | 19,524 | |||||||||||||||||||
|
分部间销售
|
4 | 17 | 7 | 22 | |||||||||||||||||||
|
收入
|
7,648 | 7,853 | 22,801 | 19,546 | |||||||||||||||||||
| 购买产品 | 7,284 | 6,467 | 20,540 | 16,729 | |||||||||||||||||||
|
毛利率(1)
|
364 | 1,386 | 2,261 | 2,817 | |||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 751 | 623 | 2,045 | 1,904 | |||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (4) | 11 | 5 | 6 | |||||||||||||||||||
| 营业利润率 | (383) | 752 | 211 | 907 | |||||||||||||||||||
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风险管理未实现（收益）损失
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5 | (2) | 3 | (13) | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 115 | 109 | 338 | 314 | |||||||||||||||||||
| 分部收入（亏损） | (503) | 645 | (130) | 606 | |||||||||||||||||||
(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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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经营业绩
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截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2024 | 2023 | 2024 |
2023
|
|||||||||||||||||||
|
可运营能力 （MBBLS/d）
|
612.3 | 612.3 | 612.3 | 612.3 | |||||||||||||||||||
|
处理过的输入总数（MBBLS/d）
|
568.0 | 576.6 | 579.0 | 472.7 | |||||||||||||||||||
|
原油单位吞吐量（MBBLS/d）
|
543.5 | 555.9 | 554.5 | 453.3 | |||||||||||||||||||
| 重质原油 | 215.7 | 210.6 | 219.9 | 165.4 | |||||||||||||||||||
| 轻质/中质原油 | 327.8 | 345.3 | 334.6 | 287.9 | |||||||||||||||||||
|
原油单位利用率(1) (2) （百分比）
|
89 | 91 | 91 | 78 | |||||||||||||||||||
|
总产量 （MBBLS/d）
|
571.6 | 583.6 | 585.3 | 475.2 | |||||||||||||||||||
| 汽油 | 259.7 | 267.6 | 273.4 | 218.3 | |||||||||||||||||||
|
馏分(3)
|
205.3 | 196.1 | 206.7 | 165.2 | |||||||||||||||||||
| 沥青 | 29.6 | 24.7 | 28.0 | 19.2 | |||||||||||||||||||
| 其他 | 77.0 | 95.2 | 77.2 | 72.5 | |||||||||||||||||||
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炼油毛利(4) （美元/桶）
|
6.97 | 26.13 | 14.25 | 21.83 | |||||||||||||||||||
|
加权平均裂解价差，RINS净额(5) （美元/桶）
|
14.79 | 20.75 | 14.60 | 21.13 | |||||||||||||||||||
|
加权平均裂解价差，RINS净额(5) （加元/桶）
|
20.18 | 27.81 | 19.87 | 28.44 | |||||||||||||||||||
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市场捕捉(2) (4) (6) （百分比）
|
35 | 94 | 72 | 77 | |||||||||||||||||||
(1)原油机组利用率的计算方法为原油机组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。
(2)该高级炼油厂的可运营产能包含在2023年4月1日生效的指标中。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。
(3)包括柴油和喷气燃料。
(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)加权平均裂解价差，净RINS计算为Cenovus的可操作容量加权平均芝加哥和第3组3-2-1基准市场裂解价差净RINS。换算成加元时使用每期平均外汇汇率。
(6)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。
2024年第三季度，我们在利马炼油厂开始了重大转变。9月初开始周转，10月下旬顺利完成。与2023年相比，该季度的扭亏为盈减少了吞吐量和精炼产品生产，并增加了运营费用。我们通过在托莱多炼油厂加工中间产品，能够部分缓解利马转变对生产的影响，这使得利马原油装置能够继续运营。
吞吐量和精炼产品生产也受到我们炼油厂计划外停电的影响。
年初至今美国炼油吞吐量和精炼产品产量较2023年有所增加，这主要是由于托莱多收购的全面运营，以及高级炼油厂于2023年重启。上述因素部分抵消了这一增长。
收入
与2023年相比，2024年第三季度的收入有所下降，主要是由于基准汽柴油价格下降了13%至15%。
与2023年相比，截至2024年9月30日的九个月中，收入增加了33亿美元，原因是销量增加，但部分被精炼产品定价降低所抵消。与2023年相比，汽油和柴油的平均基准价下降了9%。
毛利率和市场捕捉
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。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、炼油厂配置和汽油、馏分油和二次产品产量的比例、购买原油原料与通过炼油厂加工该原油之间的时滞，以及原料成本。加工出相对于WTI更便宜的原油创造了原料成本优势。我们的原料成本是根据先进先出的会计基础进行估值的。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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与2023年相比，截至2024年9月30日止三个月的毛利率有所下降，这主要是由于市场裂解价差降低，加上处理前期采购的价格较高的原料的不利影响。与2023年相比，芝加哥3-2-1裂解价差下降29%，第3组裂解价差下降49%。毛利率下降部分被Hardisty的WTI-WCS差异扩大所抵消。这些因素，与2023年相比，加工后投入总量的下降略有抵消，也影响了我们的炼油利润率。
毛利率在截至2024年9月30日的九个月内有所下降，主要是由于上述原因，以及Hardisty的WTI-WCS差异缩小。与2023年相比，芝加哥3-2-1裂解价差下降34%，第3组裂解价差下降45%。这些因素，加上加工投入总量的增加，也影响了我们的炼油利润率。
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Group 3 3-2-1市场裂解价差用于计算市场捕获，因为它们与我们的炼油资产相关，权重更重于芝加哥3-2-1。
在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，市场捕获量与2023年相比有所下降。减少的主要原因是处理前期采购的价格较高的原料的不利影响。年初至今，市场捕获也受到Hardisty的WTI-WCS差异缩小的影响，如上所述。
营业费用
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2024 | 2023 | 2024 |
2023
|
|||||||||||||||||||
|
营业费用(1)
|
751 | 623 | 2,045 | 1,904 | |||||||||||||||||||
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运营费用-周转成本
|
85 | 23 | 177 | 65 | |||||||||||||||||||
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每单位运营费用(1) (2) （美元/桶）
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14.37 | 11.74 | 12.89 | 14.76 | |||||||||||||||||||
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每单位运营费用-周转成本(2)
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1.63 | 0.43 | 1.12 | 0.51 | |||||||||||||||||||
(1)运营费用包括周转成本。
(2)特定的财务措施。请参阅本MD & A的特定财务措施咨询。
运营费用的主要驱动因素是维修和维护、劳动力和周转成本。
在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，运营费用增加主要是由于周转活动。年初至今，运营费用增加，主要是由于托莱多收购，部分被维修和维护费用的减少所抵消。
截至2024年9月30日的三个月内，每单位运营费用有所增加，这主要是由于如上所述，运营费用增加，加上加工后的总投入减少。与2023年相比，截至2024年9月30日的九个月内，每单位运营费用有所下降，这主要是由于更高的总处理投入，部分被更高的运营费用所抵消，如上所述。
企业和消除
财务业绩
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
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| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (13) | (1) | (10) | 2 | |||||||||||||||||||
| 风险管理未实现（收益）损失 | 1 | 20 | 31 | 71 | |||||||||||||||||||
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一般和行政
|
172 | 292 | 593 | 617 | |||||||||||||||||||
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财务成本，净额(1)
|
118 | 73 | 394 | 393 | |||||||||||||||||||
| 整合、交易和其他成本 | 41 | 12 | 113 | 49 | |||||||||||||||||||
| 外汇（收益）损失，净额 | (73) | 133 | 81 | 7 | |||||||||||||||||||
|
资产剥离（收益）损失(1)
|
(17) | — | (121) | 22 | |||||||||||||||||||
| 重新计量或有付款 | — | 67 | 30 | 83 | |||||||||||||||||||
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其他（收入）损失，净额
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(28) | (22) | (158) | (42) | |||||||||||||||||||
(1)截至2024年1月1日修订后的列报方式。详情请参阅中期综合财务报表附注3。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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一般和行政
2024年前9个月，我们的一般和管理费用的主要驱动因素是劳动力成本、长期激励成本以及信息技术相关成本。一般和行政费用包括2024年第三季度非现金股票薪酬回收1200万美元（2023年–成本1.51亿美元）和年初至今成本1.23亿美元（2023年– 1.96亿美元）。
财务成本，净额
与2023年相比，财务成本较高，主要是由于2023年第三季度记录的8400万美元长期债务赎回折扣，部分被2024年长期债务利息支出减少所抵消。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。
截至2024年9月30日止三个月和九个月的未偿债务年化加权平均利率分别为4.54%和4.50%（2023 – 4.67%和4.70%）。
整合、交易和其他成本
在截至2024年9月30日的三个月和九个月中，我们分别产生了4100万美元和1.13亿美元的成本，这些成本与对整个公司的某些信息技术系统进行现代化和更换、优化业务流程和数据标准化有关。
在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，我们分别产生了与Toledo收购相关的1200万美元和4900万美元的整合和交易成本。
外汇（收益）损失，净额
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月，
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| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 未实现外汇（收益）损失 | (108) | 59 | 101 | (99) | |||||||||||||||||||
| 已实现外汇（收益）损失 | 35 | 74 | (20) | 106 | |||||||||||||||||||
| (73) | 133 | 81 | 7 | ||||||||||||||||||||
未实现汇兑损益主要是由于换算以美元计价的债务。已实现汇兑损益主要与营运资金有关。截至2024年9月30日，加元于2024年6月30日相对于美元走强，相对于2023年12月31日走弱。
资产剥离（收益）损失
该公司与阿萨巴斯卡石油公司完成了一项交易，以创建Duvernay能源公司，我们在其中持有30%的权益，并在该交易中录得6500万美元的税前收益。
该公司还在2024年完成了常规部门非核心资产的出售，净收益为4000万美元，录得税前收益5200万美元。
重新计量或有付款
2024年8月31日，与BP Canada Energy Group ULC购买Sunrise Oil Sands Partnership剩余50%权益的交易相关的可变支付义务结束。截至2024年9月30日的九个月，公司为截至2023年11月30日、2024年2月29日和2024年5月31日的季度付款期间支付了2.61亿美元。
截至2024年9月30日，4000万美元已列入应付账款和应计负债，代表本协议项下的最终欠款金额。最后一笔款项已于2024年10月支付。
其他（收入）损失，净额
截至2024年9月30日的9个月，其他收入主要与托莱多炼油厂收到保险收益有关。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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所得税
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截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 当前税 | |||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 184 | 484 | 830 | 941 | |||||||||||||||||||
| 美国 | — | 4 | 2 | 4 | |||||||||||||||||||
| 亚太地区 | 57 | 68 | 157 | 152 | |||||||||||||||||||
| 其他国际 | 9 | 7 | 26 | 19 | |||||||||||||||||||
| 当期税费总额（回收） | 250 | 563 | 1,015 | 1,116 | |||||||||||||||||||
| 递延税项开支（追讨） | (46) | (2) | (124) | (416) | |||||||||||||||||||
| 204 | 561 | 891 | 700 | ||||||||||||||||||||
截至2024年9月30日的九个月，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费支出。本期税项费用减少是由于与2023年同期相比收益减少。2024年前9个月的有效税率为22.9%（2023 – 17.2%）。2023年前9个月较低的有效税率反映了Toledo收购的计税基础升级的影响。
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。
我们的有效税率是总税费（回收）与所得税前收益（损失）金额之间关系的函数。实际税率与法定税率不同的原因有很多，包括但不限于法域间税率不同、非应税外汇（收益）损失、税率变动调整等立法。
| 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。该框架使向普通股股东支付更高比例的超额自由资金流动的转变成为可能，杠杆更低，风险状况更低。
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。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状况。
|
截至9月30日的三个月，
|
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 现金来自（用于） | |||||||||||||||||||||||
| 经营活动 | 2,474 | 2,738 | 7,206 | 4,442 | |||||||||||||||||||
| 投资活动 | (1,308) | (1,101) | (3,613) | (4,015) | |||||||||||||||||||
| 融资活动前提供（使用）的现金净额 | 1,166 | 1,637 | 3,593 | 427 | |||||||||||||||||||
| 融资活动 | (1,175) | (2,600) | (2,764) | (3,674) | |||||||||||||||||||
| 外汇对现金及现金等价物的影响 | (41) | 58 | 48 | (15) | |||||||||||||||||||
| 现金及现金等价物增加（减少）额 | (50) | (905) | 877 | (3,262) | |||||||||||||||||||
| 9月30日， | 12月31日， | ||||||||||||||||||||||
| 截至（百万美元） | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||
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现金及现金等价物
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3,104 | 2,227 | |||||||||||||||||||||
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总债务
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7,300 | 7,287 | |||||||||||||||||||||
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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来自（用于）经营活动的现金
截至2024年9月30日止三个月，经营活动产生的现金较2023年有所减少，主要是由于营业利润率较低，部分被非现金营运资本的变化所抵消。非现金营运资本的变化使经营活动产生的现金增加5.88亿美元，这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。
截至2024年9月30日止九个月，经营活动产生的现金较2023年增加，主要是由于非现金营运资本的变化，部分被较低的营业利润率所抵消。2023年前9个月，非现金营运资本的变化使经营活动产生的现金减少了21亿美元，这主要是由于该期间发生了12亿美元的所得税支付。
来自（用于）投资活动的现金
用于投资活动的现金在2024年第三季度有所增加，原因是与2023年相比计划增加资本投资。
与2023年相比，2024年前9个月用于投资活动的现金有所减少，这是由于2023年第一季度的托莱多收购，部分被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年同期相比，截至2024年9月30日的三个月和九个月内，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。截至2024年9月30日止九个月的减少，部分被普通股股东获得的25亿美元现金回报高于2023年同期的20亿美元所抵消。
营运资金
截至2024年9月30日，营运资金为38亿美元（2023年12月31日– 35亿美元）。营运资金增加是由现金增加推动的，但被应收账款减少和应付账款增加部分抵消。
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。2024年7月，我们实现了40亿美元的净债务目标。这代表了大宗商品定价周期底部约1.0倍的净债务与调整后资金流动比率目标，我们认为约为每桶45.00美元。
根据我们的股东回报框架，我们计划将净债务引导至40亿美元，并随着时间的推移通过股票回购和/或可变股息的方式将100%的超额自由资金返还给股东。营运资金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、净债务高于或低于我们的目标的时期。管理层可酌情加快、递延或在季度间重新分配超额自由资金流对股东回报的分配。
Cenovus通过股票回购返还了7.32亿美元，比2024年第三季度产生的超额自由资金流多出5.86亿美元。截至2024年9月30日，净债务为42亿美元。
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
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（百万美元）
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2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
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超额自由资金流(1)
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146 | 1,989 | 1,713 | 1,995 | |||||||||||||||||||
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目标回报(2)
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146 | 995 | 930 | 998 | |||||||||||||||||||
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根据NCIB购买普通股
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732 | 361 | 1,337 | 711 | |||||||||||||||||||
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购买认股权证的付款
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— | 600 | — | 600 | |||||||||||||||||||
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支付的可变股息
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— | — | 251 | — | |||||||||||||||||||
| 回报金额（上）低于目标 | (586) | 34 | (658) | (313) | |||||||||||||||||||
(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9月30日止九个月的目标回报包括第三季度100%的超额自由资金流和2024年第一季度和第二季度50%的超额自由资金流。截至2023年9月30日的三个月和九个月的目标回报率为超额自由资金流的50%。
短期借款
截至2024年9月30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9月30日，公司从WRB未承诺需求融资中提取的比例份额为7500万美元（1.01亿加元）（2023年12月31日– 1.35亿美元（1.79亿加元））。
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长期债务，包括流动部分
截至2024年9月30日，包括流动部分在内的长期债务为72亿美元（2023年12月31日– 71亿美元）。这包括38亿美元（51亿加元）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9月30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9月30日，可用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 | 3,104 | |||||||||
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承诺信贷安排(1)
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循环信贷便利– A档
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2028年6月26日 | 3,300 | |||||||||
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循环信贷便利– B档
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2027年6月26日 | 2,200 | |||||||||
| 未承诺的需求设施 | |||||||||||
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Cenovus Energy Inc.(2)
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不适用 | 1,060 | |||||||||
|
WRB(3)
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不适用 | 202 | |||||||||
(1)截至2024年9月30日，未就信贷融资提取任何金额（2023年12月31日–零美元）。
(2)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，或全额可用于签发信用证。截至2024年9月30日，未偿信用证总额为3.75亿美元（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）。
(3)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9月30日，这一产能提取了7500万美元（1.01亿加元）（2023年12月31日– 1.35亿美元（1.79亿加元））。
2024年6月26日，Cenovus将现有承诺信贷额度展期，将到期日延长一年以上。承诺的信贷安排包括2027年6月26日到期的22亿美元部分和2028年6月26日到期的33亿美元部分。截至2024年9月30日，未就信贷融资提取任何金额（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。
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
我们监控我们的资本结构和融资需求，其中包括总债务、净债务与调整后EBITDA的比率、净债务与调整后资金流动比率以及净债务与资本化比率。详情请参阅中期综合财务报表附注12。
我们将净债务定义为短期借款和长期债务的当前和长期部分，扣除现金和现金等价物，以及短期投资。这些比率的组成部分包括资本化、调整后的资金流动和调整后的EBITDA。我们将资本化定义为净债务加上股东权益。我们将净债务与调整后资金流量比率中使用的调整后资金流量定义为来自（用于）经营活动的现金，减去退役负债的结算和按过去12个月计算的经营性非现金营运资本的净变化。我们将净债务与调整后EBITDA比率中使用的调整后EBITDA定义为扣除财务成本前的净收益（亏损）、净额、所得税费用（回收）、DD & A、E & E资产减记、商誉减值、来自权益核算关联公司的（收入）损失、风险管理的未实现（收益）损失、净外汇（收益）损失、资产剥离的（收益）损失、重新计量或有付款和按过去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9月30日 | 2023年12月31日 | |||||||||
|
净债务与调整后EBITDA比率（次）
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0.4 | 0.5 | |||||||||
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净债务与调整后资金流动比率（次）
|
0.5 | 0.6 | |||||||||
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净债务与资本化比率（百分比）
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12 | 15 | |||||||||
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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比率目标在大宗商品价格周期底部约为1.0倍，我们认为约为45.00美元/桶WTI。由于大宗商品价格持续处于高位或低位等因素，这一比率可能会在区间外出现周期性波动。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、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、购买我们的普通股进行注销、发行新债务或发行新股。
与2023年12月31日相比，我们截至2024年9月30日的净债务与调整后资金流动比率和净债务与调整后EBITDA比率有所下降，原因是净债务和营业利润率下降。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9月30日的净债务与资本化比率有所下降，这主要是由于净债务减少。
股本和以股票为基础的补偿计划
我们的普通股和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、3、5和7在多伦多证券交易所上市。
截至2024年9月30日，共有约18.295亿股已发行普通股（2023年12月31日– 18.719亿股普通股）和3600万股已发行优先股（2023年12月31日– 3600万股优先股）。详情请参阅中期综合财务报表附注16。
截至2024年9月30日，约有380万份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。详情请参阅中期综合财务报表附注16。
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，请参阅中期综合财务报表附注18。我们的流通股数据如下：
| 截至2024年10月28日 |
未结清的单位
（千）
|
可行使的单位
（千）
|
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普通股
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1,827,096 | 不适用 | |||||||||
| Cenovus认股权证 | 3,804 | 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3第一优先股 | 10,000 | 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
|
9,057 | 5,145 | |||||||||
| 其他基于股票的薪酬计划 | 17,094 | 1,736 | |||||||||
2024年第三季度，我们支付了3.29亿美元或每股普通股0.180美元的基本股息（2023年– 2.64亿美元或每股普通股0.140美元）。在2024年的前9个月，我们支付了9.25亿美元或每股普通股0.500美元的基本股息（2023年– 7.29亿美元或每股普通股0.385美元）。
2024年10月30日，董事会宣布第四季度基本股息为每股普通股0.180美元。股息将于2024年12月31日支付给截至2024年12月13日登记在册的普通股股东。
2024年第三季度或2023年第三季度没有宣布或支付可变股息。2024年第二季度，我们支付了2.51亿美元的可变股息，即每股普通股0.13 5美元。
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9月30日的三个月和九个月，第1、2、3、5和7系列优先股的股息分别为900万美元和2700万美元（2023 –分别为0美元和2700万美元）。2024年10月30日，董事会宣布对系列1、2、3、5和7优先股派发第四季度股息，总额为900万美元，将于2024年12月31日支付给截至2024年12月13日登记在册的优先股股东。
宣布优先股股息由董事会全权酌情决定，每季度审议一次。
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股份回购
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。
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月，
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||||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||
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根据NCIB购买和注销的普通股
（百万普通股）
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28.4 | 13.8 | 51.2 | 29.4 | |||||||||||||||||||
|
每股普通股加权平均价格($)
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25.22 | 26.18 | 25.60 | 24.19 | |||||||||||||||||||
|
根据NCIB购买普通股（百万美元）
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732 | 361 | 1,337 | 711 | |||||||||||||||||||
从2024年10月1日至2024年10月28日，公司以5900万美元额外购买了250万股普通股。截至2024年10月28日，公司可根据NCIB进一步购买最多6890万股普通股。
2024年10月30日，公司收到董事会批准向TSX申请额外的NCIB计划。在获得TSX接受的情况下，公司将能够根据NCIB计划购买最多约1.27亿股普通股，期限为自该计划续延之日起十二个月。
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，见中期综合财务报表附注23。
截至2024年9月30日，我们的承诺总额为274亿美元（2023年12月31日– 288亿美元），其中243亿美元用于各种运输和储存承诺，6200万美元用于产品采购承诺。运输承诺包括8.43亿美元，这些承诺须经监管部门批准，或已获批准，但尚未投入使用。条款在开始时长达20年，应有助于与公司未来的运输需求保持一致。
截至2024年9月30日，我们的承诺总额包括与长期运输和储存承诺相关的19亿美元的HMLP承诺。
截至2024年9月30日，作为某些合同项下履约担保而签发的未偿信用证总额为3.75亿美元（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，不太可能对我们的中期合并财务报表产生重大影响。
与关联方的交易
Cenovus持有共同控制实体HCML 40%的权益。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9月30日的九个月，公司从HCML收到6800万美元的分配（2023 – 6100万美元），并支付了零美元的捐款（2023 – 3100万美元）。
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提供管理服务，为其收回分摊的服务成本。我们也是HMLP的承包者，在有一定限制的成本回收基础上建造其资产。截至2024年9月30日止九个月，我们向HMLP收取的建筑和管理服务费用为1.16亿美元（2023 – 1.12亿美元）。
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的支付基于与HMLP通过合同约定的费率。截至2024年9月30日止九个月，我们因使用HMLP的管道系统以及运输和存储服务产生了2.07亿美元的成本（2023 – 2.05亿美元）。
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| 风险管理和风险因素 | ||
为了全面了解影响我们的风险，以下讨论应与我们2023年度MD & A的风险管理和风险因素部分一起阅读。
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。任何风险或风险组合的影响可能对（其中包括）我们的业务、声誉、财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响，这可能但不限于降低或限制我们追求战略优先事项、实现我们的目标或前景、目标、倡议和抱负、应对我们的经营环境变化、回购我们的股份、向我们的股东支付股息和履行我们的义务（包括偿债要求）的能力和/或可能对我们证券的市场价格产生重大影响。
| 关键会计判断、估计不确定性和会计政策 | ||
管理层被要求作出估计和假设，以及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，请参阅截至2023年12月31日止年度的综合财务报表附注。
会计政策应用的关键判断及估算不确定性的关键来源
关键判断是管理层在应用会计政策过程中做出的那些对我们年度和中期综合财务报表中记录的金额影响最大的判断。应用会计政策所使用的关键判断和估计不确定性的关键来源的完整列表可在截至20年12月31日止年度的综合财务报表附注中找到23.
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）报表中列报的某些项目汇总，以更恰当地反映业务的综合运营。没有对余额进行重新计量。某些历史分类余额继续在中期综合财务报表附注1中列报。
进行了以下列报方式变更，比较期间重新列报：
•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呈现为‘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显示为‘财务成本，净额’。
•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
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。
2024年5月30日，IASB发布了对IFRS 9的修订，“金融工具”，和IFRS 7，“金融工具：披露”。修订包括澄清金融负债的终止确认及若干金融资产的分类。此外，新增指定为公允价值变动计入其他综合收益（亏损）的权益工具的披露要求。该修订自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。
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| 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9月30日财务报告内部控制（“ICFR”）以及披露控制和程序（“DC & P”）的设计和有效性。在进行评估时，管理层使用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9月30日，ICFR和DC & P均有效。
内部控制制度，无论设计得多么好，都有先天的局限性。因此，即使是那些被确定为有效的制度，也只能在财务报表编制和列报方面提供合理保证。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都会受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
| 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。鉴于基于原油当前价格与天然气相比的价值比与6：1的能源当量转换比存在显著差异，利用6：1基础上的转换并不能准确反映价值。
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；财务纪律；有纪律的资本分配；自由资金流；现金流波动和稳定性；管理我们的资产负债表；流动性；我们的基础业务的增长；资本投资；我们的2024年企业指导；降低成本；实现我们综合业务的全部价值；对我们的业务进行再投资；使我们的投资组合多样化；利用机会；净债务；分配多余的自由资金流；项目执行；我们计划的钻井计划的进展；使油井上线；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；实现我们综合业务的全部价值；Cenovus的长期价值；下游可靠性和盈利能力；就白玫瑰项目而言，将SeaRose FPSO送回现场，重新连接和调试，恢复生产并实现首次出油；推进Narrows Lake与Christina Lake的衔接；推进Foster Creek和Sunrise优化项目；推进信息系统升级；加大对TMX的使用；我们的五个ESG重点领域；可变付款；所得税拨备；为近期现金需求提供资金；信用评级；满足付款义务；现金流的波动性和稳定性；净债务与调整后资金流动比率；公司的资本配置框架；利用整个商品价格周期的机会；净债务与调整后EBITDA的比率；保持充足的流动性；财务韧性；来自法律诉讼的负债；运输和储存承诺；以及公司对大宗商品和加元的前景，影响这种前景的因素，以及对Cenovus的影响和影响。
请读者注意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；公司实现收购的预期收益和预期成本协同效应的能力；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法规）、土著关系、利率、通货膨胀、外汇汇率、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；
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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公司经营所在司法管辖区的政治、经济和社会稳定；不存在严重的运营中断，包括由于恶劣天气、自然灾害、事故、内乱或其他类似事件；公司经营地点的普遍气候条件；实现进一步的成本削减及其可持续性；适用的特许权使用费制度，包括预期的特许权使用费率；未来产品运输能力的可用性改善；长期增加公司的股价和市值；以公司可接受的价格购买股票进行注销的机会；现金余额的充足性，内部产生的现金流、现有的信贷额度、公司资产组合的管理以及获得资本和保险的机会，以追求和资助未来的投资、可持续性和发展计划以及股息，包括任何增加；公司常规部门的生产为公司油砂和炼油业务所需的作为燃料来源的天然气提供了经济对冲；实现在公司尚未生产的油砂储藏桶内储存的预期能力，包括公司将能够在需求增加、管道和/或储存能力改善以及未来原油价差缩小的较晚日期生产和销售其库存；艾伯塔省的WTI-WCS价差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；公司炼油能力的能力、动态储存、现有管道承诺，原油铁路装载量和金融对冲交易，以部分缓解公司WCS原油量的一部分，以应对更大的差异；公司在不受约束的基础上利用油砂设施进行生产的能力；对来自目前未被归类为证明的财产和其他来源的石油、沥青、天然气和液体数量的估计；会计估计和判断的准确性；公司获得必要的监管和合作伙伴批准的能力；成功、及时和具有成本效益地实施资本项目，开发项目或其阶段；公司及时或完全实现信息系统升级投资的预期收益的能力；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于此的法规；公司及时和具有成本效益地获得和保留合格的工作人员和设备的能力；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；与政府合作，Pathways Alliance和其他行业组织；用于计算向加拿大石油公司支付的可变款项的已实现WCS和WCS价格的一致性；市场和商业状况；预测通货膨胀和公司2024年指导中固有的其他假设，可在cenovus.com上获得，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2024年7月31日的2024年指导假设：布伦特原油价格为每桶83.50美元，WTI价格为每桶79.00美元；WCS63.00美元/桶；差价WTI-WCS16.00美元/桶；AECO天然气价格为每千立方英尺1.65美元；芝加哥3-2-1裂解价差为每桶17.40美元；汇率为0.73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；与收购相关的不可预见或低估的负债；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战略及相关技术和产品的商业可行性和可扩展性方面；制定和执行实现ESG目标的实施战略和雄心；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；外汇风险，包括与以外币计价的协议有关的风险；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；公司实现其在其尚未生产的油砂储藏桶内储存能力的预期影响的能力，包括可能无法在管道和/或储存能力和原油差价改善的较晚日期安排生产和销售时间；公司风险管理计划的有效性；公司对商品价格、货币和利率前景的准确性；实现的WCS价格与用于重新计算向加拿大石油公司的可变支付的WCS价格不一致；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，包括此类各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、安全和环境风险；公司保持净债务与调整后EBITDA和净债务与调整后资金流动的理想比率的能力；公司获得各种债务和股权资本来源的能力，一般来说，并在可接受的条件下；公司为增长和维持资本支出提供资金的能力；适用于公司或其任何证券的信用评级的变化；公司股息计划的变化；公司未来利用税收损失的能力；公司储量、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、评估钻探的成本
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和项目发展；适用会计准则下对公司部分或全部资产或商誉的估计可收回金额的减值或转回的潜在要求；公司维持与合作伙伴关系以及成功管理和运营其综合运营和业务的能力；公司资产的可靠性，包括为了达到生产目标；开发新产品和精炼工艺的潜在中断或意外技术困难；发生导致运营中断的意外事件，包括在我们的合作伙伴或第三方运营的设施中，例如井喷，火灾、爆炸、轨道车事故或脱轨、航空事故、冰山碰撞、气体泄漏、有害物质迁移、失去封控、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，以及由于管道或其他泄漏、腐蚀和灾难性事件，包括但不限于战争、不利的海况、极端天气事件、自然灾害、激进主义行为、破坏公物和恐怖主义，以及在往返商业或工业场所的运输过程中或在运输过程中可能发生的其他事故或危险以及其他事故或类似事件；炼油和营销利润；成本上升，包括运营成本的通胀压力，例如油砂工艺和下游运营中使用的劳动力、材料、天然气和其他能源以及增加的保险免赔额或保费；公司运营所必需的设备的成本和可用性；产品可能无法达到或保持市场认可度；与能源行业和公司声誉相关的风险，社会经营许可及与之相关的诉讼；运营、建造或改造炼油或精炼设施的意外成本增加或技术困难；生产、运输或将沥青和/或原油提炼成石油和化工产品的意外困难；与技术和设备相关的风险及其对公司业务的应用，包括潜在的网络攻击；与公司国际业务相关的地缘政治和其他风险；与气候变化相关的风险以及公司与此相关的假设；油井和管道建设的时间安排和成本；公司进入市场的能力，以及确保足够且具有成本效益的产品运输的能力，包括足够的管道、铁路原油、海运或替代运输，包括解决管道系统或储存能力限制造成的任何缺口；关键和多样化人才的可用性，以及公司吸引和留住关键和多样化人才的能力；可能无法获得和留住合格的领导层和人员，及时且经济高效地配备设备；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；政府为限制能源运营或追求更广泛的气候变化议程而采取的行动或监管举措；监管批准程序和土地使用指定、特许权使用费、税收、环境、GHG、碳、气候变化和其他法律法规的变化，或对此类法律法规的解释发生变化，如采纳或提议，其影响以及与合规相关的成本；各种会计公告、规则变更和标准对公司业务、财务业绩和合并财务报表的预期影响和时间安排；总体经济、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；公司经营或供应所在司法管辖区的政治、社会和经济状况；公司与其经营所在社区的关系状况，包括与土著社区的关系；发生意外事件，如抗议、流行病、战争，恐怖威胁及其导致的不稳定；以及与针对公司的现有和潜在的未来诉讼、股东提议和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、承诺和抱负方面采取的行动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，这些文件可在SEDAR +的sedarplus.ca上查阅，在EDGAR的美国证券交易委员会的sec.gov上查阅，以及在公司网站cenovus.com上查阅。
公司网站cenovus.com上或与之相关的信息不构成本MD & A的一部分，除非以引用方式明确并入本文。
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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 |
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| WCS | 加拿大西部精选 | MMcF/d | 百万立方英尺/日 | MBOE/d | 千桶油 每天等值 |
||||||||||||
| WTI | 西德州中级 | DD & A | 折旧、损耗和 摊销 |
||||||||||||||
| ESG | 环境、社会和 治理 |
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| GHG | 温室气体 | ||||||||||||||||
| FPSO | 浮式生产、储存和 卸载单元 |
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| NCIB | 正常课程发行人投标 | ||||||||||||||||
| AECO | 艾伯塔省Energy Company | ||||||||||||||||
| 纽约商品交易所 | 纽约商品交易所 | ||||||||||||||||
| 欧佩克 | 石油组织 出口国 |
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| 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。
•处理后的输入总数是一种新的衡量标准，反映了我们炼油厂生产精炼产品所需的整体投入，在我们的单位衡量标准中被用作分母，取代了原油单位吞吐量。
•市场捕捉是我们美国炼油部门的一项新衡量标准，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。
•可运营能力是基于桶/日历日的产能。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。
•粗单位利用率是原油单位吞吐量除以可作业能力，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
|
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| 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。
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具体财务措施
本文件中的某些财务计量不具有IFRS会计准则规定的标准化含义，包括营业利润率、按资产划分的营业利润率、调整后的资金流量、调整后的每股资金流量-基本、调整后的每股资金流量-稀释、自由资金流量、超额自由资金流量、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。不应孤立地考虑这些额外信息，也不应将其作为根据国际财务报告准则会计准则编制的措施的替代措施。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。请参阅相关期间的MD & A的特定财务措施咨询，以了解以下找不到的2024年和2023年的前期信息的调节营业利润率、调整后的资金流、自由资金流、超额自由资金流、已实现的销售价格和净回扣。
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。这些用于提供对我们的运营和资产的现金产生业绩的一致衡量，以便我们在不同时期的基本财务业绩具有可比性。营业利润率定义为收入减去采购产品、运输和混合费用、营业费用，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。
营业利润率
|
截至9月30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
|
6,052 | 6,332 | 9,126 | 9,380 | 15,178 | 15,712 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
分部间销售
|
2,207 | 2,451 | 102 | 278 | 2,309 | 2,729 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 8,259 | 8,783 | 9,228 | 9,658 | 17,487 | 18,441 | ||||||||||||||||||||||||||||||
|
版税
|
(929) | (1,135) | — | — | (929) | (1,135) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 7,330 | 7,648 | 9,228 | 9,658 | 16,558 | 17,306 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买产品
|
1,088 | 900 | 8,637 | 7,947 | 9,725 | 8,847 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
2,661 | 2,397 | — | — | 2,661 | 2,397 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运营中
|
860 | 914 | 918 | 778 | 1,778 | 1,692 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (10) | (10) | (4) | 11 | (14) | 1 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 2,731 | 3,447 | (323) | 922 | 2,408 | 4,369 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)见中期综合财务报表附注1。
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截至9月30日的九个月，
|
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| 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
|
18,590 | 17,917 | 26,476 | 23,521 | 45,066 | 41,438 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
分部间销售
|
6,248 | 5,368 | 372 | 701 | 6,620 | 6,069 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 24,838 | 23,285 | 26,848 | 24,222 | 51,686 | 47,507 | ||||||||||||||||||||||||||||||
|
版税
|
(2,535) | (2,368) | — | — | (2,535) | (2,368) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 22,303 | 20,917 | 26,848 | 24,222 | 49,151 | 45,139 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
购买产品
|
2,674 | 2,489 | 23,955 | 20,385 | 26,629 | 22,874 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
8,515 | 8,194 | — | — | 8,515 | 8,194 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运营中
|
2,647 | 2,826 | 2,804 | 2,375 | 5,451 | 5,201 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | 16 | (7) | 5 | 6 | 21 | (1) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 8,451 | 7,415 | 84 | 1,456 | 8,535 | 8,871 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)见中期综合财务报表附注1。
按资产划分的营业利润率
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截至2024年9月30日止三个月
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截至2024年9月30日止九个月
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| （百万美元） | 大西洋 | 亚太地区 |
离岸(1)
|
大西洋 | 亚太地区 |
离岸(1)
|
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| 总销售额 | 71 | 300 | 371 | 264 | 935 | 1,199 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
版税
|
(1) | (24) | (25) | (2) | (72) | (74) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 70 | 276 | 346 | 262 | 863 | 1,125 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
2 | — | 2 | 9 | — | 9 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运营中
|
58 | 34 | 92 | 225 | 94 | 319 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 10 | 242 | 252 | 28 | 769 | 797 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
截至2023年9月30日止三个月
|
截至2023年9月30日止九个月
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 大西洋 | 亚太地区 |
离岸(1)
|
大西洋 | 亚太地区 |
离岸(1)
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 总销售额 | 78 | 324 | 402 | 232 | 871 | 1,103 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
版税
|
(2) | (24) | (26) | (11) | (54) | (65) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 76 | 300 | 376 | 221 | 817 | 1,038 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
运输和混合
|
— | — | — | 9 | — | 9 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
运营中
|
47 | 29 | 76 | 190 | 91 | 281 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 29 | 271 | 300 | 22 | 726 | 748 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)见中期综合财务报表附注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，在总额和每股基础上。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及应计收入、应收所得税、存货（不含非现金存货减记及转回）、应付账款及应计负债、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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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超额自由资金流是公司用来交付股东回报和根据我们的股东回报和资本分配框架分配资本的非公认会计准则财务指标。超额自由资金流定义为自由资金流减去普通股支付的基本股息、优先股支付的股息、现金的其他用途（包括解决退役负债和偿还租赁本金），以及收购支出扣除获得的现金，加上资产剥离的收益或与资产剥离相关的付款。
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三个月结束
9月30日，
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九个月结束
9月30日，
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截至12月31日的12个月，
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| （百万美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 |
2023
|
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| 来自（用于）经营活动的现金 | 2,474 | 2,738 | 7,206 | 4,442 | 7,388 | ||||||||||||||||||||||||
| （加）扣除： | |||||||||||||||||||||||||||||
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退役负债的结算
|
(74) | (68) | (170) | (157) | (222) | ||||||||||||||||||||||||
| 非现金营运资本净变动 | 588 | (641) | 813 | (2,142) | (1,193) | ||||||||||||||||||||||||
| 调整后资金流 | 1,960 | 3,447 | 6,563 | 6,741 | 8,803 | ||||||||||||||||||||||||
|
资本投资
|
1,346 | 1,025 | 3,537 | 3,128 | 4,298 | ||||||||||||||||||||||||
|
自由资金流动
|
614 | 2,422 | 3,026 | 3,613 | 4,505 | ||||||||||||||||||||||||
| 加（减）： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 以普通股支付的基本股息 | (329) | (264) | (925) | (729) | (990) | ||||||||||||||||||||||||
| 支付优先股股息 | (9) | — | (27) | (27) | (36) | ||||||||||||||||||||||||
|
退役负债的结算
|
(74) | (68) | (170) | (157) | (222) | ||||||||||||||||||||||||
| 偿还租赁本金 | (74) | (70) | (219) | (216) | (288) | ||||||||||||||||||||||||
| 收购，扣除已收购现金 | (4) | (32) | (19) | (501) | (515) | ||||||||||||||||||||||||
| 资产剥离收益 | 22 | 1 | 47 | 12 | 12 | ||||||||||||||||||||||||
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超额自由资金流
|
146 | 1,989 | 1,713 | 1,995 | 2,466 | ||||||||||||||||||||||||
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。
加拿大炼油
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截至2024年9月30日止三个月
|
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| （百万美元） | Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计 |
其他(1)
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加拿大合计
炼制(2)
|
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| 收入 | 1,493 | 87 | 1,580 | ||||||||||||||
| 购买产品 | 1,292 | 61 | 1,353 | ||||||||||||||
| 毛利率 | 201 | 26 | 227 | ||||||||||||||
|
处理过的输入总数（MBBLS/d）
|
106.4 | ||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
20.63 | ||||||||||||||||
(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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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截至2023年9月30日止三个月
|
|||||||||||||||||
| （百万美元） | Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计 |
其他(1)
|
加拿大合计
炼制(2)
|
||||||||||||||
|
收入
|
1,690 | 115 | 1,805 | ||||||||||||||
| 购买产品 | 1,399 | 81 | 1,480 | ||||||||||||||
| 毛利率 | 291 | 34 | 325 | ||||||||||||||
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处理过的输入总数（MBBLS/d）
|
114.7 | ||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
27.57 | ||||||||||||||||
(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。
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截至2024年9月30日止九个月
|
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| （百万美元） | Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计 |
其他(1)
|
加拿大合计
炼制(2)
|
||||||||||||||
| 收入 | 3,807 | 240 | 4,047 | ||||||||||||||
| 购买产品 | 3,246 | 169 | 3,415 | ||||||||||||||
| 毛利率 | 561 | 71 | 632 | ||||||||||||||
|
处理过的输入总数 （MBBLS/d）
|
91.4 | ||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
22.42 | ||||||||||||||||
(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9月30日止九个月 | |||||||||||||||||
| （百万美元） | Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计 |
其他(1)
|
加拿大合计
炼制(2)
|
||||||||||||||
|
收入
|
4,358 | 318 | 4,676 | ||||||||||||||
| 购买产品 | 3,437 | 219 | 3,656 | ||||||||||||||
| 毛利率 | 921 | 99 | 1,020 | ||||||||||||||
|
处理过的输入总数（MBBLS/d）
|
107.7 | ||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
31.31 | ||||||||||||||||
(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)
|
加拿大合计
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。
|
Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
|
47
|
||||
|
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)
|
加拿大合计
炼制
|
||||||||||||||
|
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。
|
截至2023年12月31日止十二个月
|
|||||||||||||||||
| （百万美元） |
Lloydminster Upgrader和Lloydminster Refinery合计
|
其他(1)
|
加拿大炼油总量
|
||||||||||||||
|
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。
美国炼油
Market Capture包含一个非GAAP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，净额RINS，是根据Cenovus的芝加哥和第3组3-2-1基准市场裂解价差的可操作容量加权平均值，净额RINS计算得出的。
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） |
2024
|
2023
|
2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
|
收入(1)
|
7,648 | 7,853 | 22,801 | 19,546 | |||||||||||||||||||
|
购买产品(1)
|
7,284 | 6,467 | 20,540 | 16,729 | |||||||||||||||||||
| 毛利率 | 364 | 1,386 | 2,261 | 2,817 | |||||||||||||||||||
|
处理过的输入总数（MBBLS/d）
|
568.0 | 576.6 | 579.0 | 472.7 | |||||||||||||||||||
|
炼油毛利（美元/桶）
|
6.97 | 26.13 | 14.25 | 21.83 | |||||||||||||||||||
|
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 | 80 | |||||||||||||||||||
|
第3组3-2-1裂解价差加权
|
19 | 19 | 19 | 20 | |||||||||||||||||||
|
基准价格和汇率
|
|||||||||||||||||||||||
|
芝加哥3-2-1裂解价差（美元/桶）
|
18.62 | 26.06 | 18.27 | 27.83 | |||||||||||||||||||
|
第3组3-2-1裂解价差（美元/桶）
|
18.95 | 36.96 | 18.19 | 33.36 | |||||||||||||||||||
|
RINS（美元/桶）
|
3.89 | 7.42 | 3.65 | 7.80 | |||||||||||||||||||
| 美元/1加元-平均 | 0.733 | 0.746 | 0.735 | 0.743 | |||||||||||||||||||
|
加权平均裂解价差，RINS净额 （美元/桶）
|
20.18 | 27.81 | 19.87 | 28.44 | |||||||||||||||||||
|
市场捕捉(2) （百分比）
|
35 | 94 | 72 | 77 | |||||||||||||||||||
(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被纳入市场捕获，自2023年4月1日起生效。截至2023年9月30日的九个月，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年第三季度管理层的讨论与分析
|
48
|
||||
| 三个月结束 | 十二个月结束 | ||||||||||||||||
| （百万美元） | 3月31日， 2024 |
2023年12月31日 | 2023年12月31日 | ||||||||||||||
| 收入 | 7,235 | 6,847 | 26,393 | ||||||||||||||
| 购买产品 | 6,132 | 6,625 | 23,354 | ||||||||||||||
| 毛利率 | 1,103 | 222 | 3,039 | ||||||||||||||
|
处理过的输入总数 （MBBLS/d）
|
575.0 | 500.6 | 479.7 | ||||||||||||||
|
炼油毛利 （美元/桶）
|
21.08 | 4.82 | 17.36 | ||||||||||||||
|
可运营能力 （MBBLS/d）
|
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 | 82 | ||||||||||||||
|
第3组3-2-1裂解价差加权
|
19 | 19 | 18 | ||||||||||||||
|
基准价格和汇率
|
|||||||||||||||||
|
芝加哥3-2-1裂解价差（美元/桶）
|
17.45 | 13.24 | 24.19 | ||||||||||||||
|
第3组3-2-1裂解价差（美元/桶）
|
17.50 | 18.55 | 29.66 | ||||||||||||||
|
RINS（美元/桶）
|
3.68 | 4.77 | 7.04 | ||||||||||||||
| 美元/1加元-平均 | 0.741 | 0.734 | 0.741 | ||||||||||||||
|
加权平均裂解价差，RINS净额 （美元/桶）
|
18.59 | 12.94 | 24.49 | ||||||||||||||
|
市场捕捉(1) （百分比）
|
113 | 37 | 71 | ||||||||||||||
(1)高级炼油厂的可运营产能被纳入市场捕获，自2023年4月1日起生效。截至2023年12月31日的十二个月，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。
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，这些调整在未来的净回值计算中得到了体现。
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，如我们的净回值计算基础中所使用的，反映了我们在HCML中40%的权益。HCML合营企业在中期综合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。每桶油当量的净回扣反映了我们在每桶石油当量基础上的利润率。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中发现的Netback与营业利润率的对账。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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49
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油砂
| Netback计算基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
截至2024年9月30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 | 1,494 | 1,622 | 416 | 939 | 4,471 | — | 4,471 | |||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (329) | (406) | (23) | (131) | (889) | — | (889) | |||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 1,165 | 1,216 | 393 | 808 | 3,582 | — | 3,582 | |||||||||||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 227 | 156 | 77 | 42 | 502 | — | 502 | |||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 159 | 190 | 64 | 197 | 610 | — | 610 | |||||||||||||||||||||||||
| Netback | 779 | 870 | 252 | 569 | 2,470 | — | 2,470 | |||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (10) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 2,480 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | ||||||||||||||||||||||
|
截至2024年9月30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 | 4,471 | 2,021 | 548 | 135 | 7,175 | ||||||||||||||||||
| 版税 | (889) | — | — | — | (889) | ||||||||||||||||||
| 收入 | 3,582 | 2,021 | 548 | 135 | 6,286 | ||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | 548 | 81 | 629 | ||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 502 | 2,021 | — | 56 | 2,579 | ||||||||||||||||||
| 运营中 | 610 | — | — | 11 | 621 | ||||||||||||||||||
| Netback | 2,470 | — | — | (13) | 2,457 | ||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (10) | — | — | — | (10) | ||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 2,480 | — | — | (13) | 2,467 | ||||||||||||||||||
(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9月30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 | 1,798 | 1,936 | 456 | 998 | 5,188 | 1 | 5,189 | |||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (375) | (603) | (22) | (81) | (1,081) | (1) | (1,082) | |||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 1,423 | 1,333 | 434 | 917 | 4,107 | — | 4,107 | |||||||||||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 192 | 122 | 58 | 36 | 408 | — | 408 | |||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 198 | 197 | 75 | 218 | 688 | 2 | 690 | |||||||||||||||||||||||||
| Netback | 1,033 | 1,014 | 301 | 663 | 3,011 | (2) | 3,009 | |||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (6) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 3,015 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | ||||||||||||||||||||||
|
截至2023年9月30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 | 5,189 | 1,889 | 398 | 95 | 7,571 | ||||||||||||||||||
| 版税 | (1,082) | — | — | — | (1,082) | ||||||||||||||||||
| 收入 | 4,107 | 1,889 | 398 | 95 | 6,489 | ||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | 398 | 64 | 462 | ||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 408 | 1,889 | — | 27 | 2,324 | ||||||||||||||||||
| 运营中 | 690 | — | — | (2) | 688 | ||||||||||||||||||
| Netback | 3,009 | — | — | 6 | 3,015 | ||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (6) | — | — | — | (6) | ||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 3,015 | — | — | 6 | 3,021 | ||||||||||||||||||
(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。
|
Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
|
50
|
||||
| Netback计算基础 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
截至2024年9月30日止九个月（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 | 4,383 | 4,782 | 1,194 | 2,853 | 13,212 | — | 13,212 | |||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (893) | (1,146) | (59) | (296) | (2,394) | — | (2,394) | |||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 3,490 | 3,636 | 1,135 | 2,557 | 10,818 | — | 10,818 | |||||||||||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 656 | 417 | 235 | 141 | 1,449 | — | 1,449 | |||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 519 | 546 | 191 | 619 | 1,875 | — | 1,875 | |||||||||||||||||||||||||
| Netback | 2,315 | 2,673 | 709 | 1,797 | 7,494 | — | 7,494 | |||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | 23 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 7,471 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | ||||||||||||||||||||||
|
截至2024年9月30日止九个月（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 | 13,212 | 6,732 | 1,066 | 346 | 21,356 | ||||||||||||||||||
| 版税 | (2,394) | — | — | (6) | (2,400) | ||||||||||||||||||
| 收入 | 10,818 | 6,732 | 1,066 | 340 | 18,956 | ||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | 1,066 | 255 | 1,321 | ||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,449 | 6,732 | — | 84 | 8,265 | ||||||||||||||||||
| 运营中 | 1,875 | — | — | 21 | 1,896 | ||||||||||||||||||
| Netback | 7,494 | — | — | (20) | 7,474 | ||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | 23 | — | — | — | 23 | ||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 7,471 | — | — | (20) | 7,451 | ||||||||||||||||||
(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9月30日止九个月（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 | 4,035 | 4,401 | 941 | 2,430 | 11,807 | 6 | 11,813 | |||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (783) | (1,190) | (42) | (199) | (2,214) | (4) | (2,218) | |||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 3,252 | 3,211 | 899 | 2,231 | 9,593 | 2 | 9,595 | |||||||||||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 619 | 411 | 157 | 114 | 1,301 | — | 1,301 | |||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 608 | 562 | 229 | 681 | 2,080 | 8 | 2,088 | |||||||||||||||||||||||||
| Netback | 2,025 | 2,238 | 513 | 1,436 | 6,212 | (6) | 6,206 | |||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (7) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 6,213 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | ||||||||||||||||||||||
|
截至2023年9月30日止九个月（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 | 11,813 | 6,578 | 1,043 | 281 | 19,715 | ||||||||||||||||||
| 版税 | (2,218) | — | — | — | (2,218) | ||||||||||||||||||
| 收入 | 9,595 | 6,578 | 1,043 | 281 | 17,497 | ||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | 1,043 | 188 | 1,231 | ||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 1,301 | 6,578 | — | 86 | 7,965 | ||||||||||||||||||
| 运营中 | 2,088 | — | — | 13 | 2,101 | ||||||||||||||||||
| Netback | 6,206 | — | — | (6) | 6,200 | ||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (7) | — | — | — | (7) | ||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 6,213 | — | — | (6) | 6,207 | ||||||||||||||||||
(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。
|
Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
|
51
|
||||
常规
| Netback计算基础 | 调整 | |||||||||||||||||||
|
截至2024年9月30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 | 222 | 460 | 31 | 713 | ||||||||||||||||
| 版税 | (15) | — | — | (15) | ||||||||||||||||
| 收入 | 207 | 460 | 31 | 698 | ||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | 460 | (1) | 459 | ||||||||||||||||
| 运输和混合 | 56 | — | 24 | 80 | ||||||||||||||||
| 运营中 | 139 | — | 8 | 147 | ||||||||||||||||
| Netback | 12 | — | — | 12 | ||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | — | — | — | — | ||||||||||||||||
| 营业利润率 | 12 | — | — | 12 | ||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | |||||||||||||||||||
|
截至2023年9月30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 | 330 | 438 | 42 | 810 | ||||||||||||||||
| 版税 | (26) | — | (1) | (27) | ||||||||||||||||
| 收入 | 304 | 438 | 41 | 783 | ||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | 438 | — | 438 | ||||||||||||||||
| 运输和混合 | 44 | — | 29 | 73 | ||||||||||||||||
| 运营中 | 144 | — | 6 | 150 | ||||||||||||||||
| Netback | 116 | — | 6 | 122 | ||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (4) | — | — | (4) | ||||||||||||||||
| 营业利润率 | 120 | — | 6 | 126 | ||||||||||||||||
(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9月30日止九个月（百万美元）
|
常规 |
第三方来源
|
其他(1)
|
常规(2)
|
||||||||||||||||
| 总销售额 | 832 | 1,353 | 98 | 2,283 | ||||||||||||||||
| 版税 | (61) | — | — | (61) | ||||||||||||||||
| 收入 | 771 | 1,353 | 98 | 2,222 | ||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | 1,353 | — | 1,353 | ||||||||||||||||
| 运输和混合 | 166 | — | 75 | 241 | ||||||||||||||||
| 运营中 | 408 | — | 24 | 432 | ||||||||||||||||
| Netback | 197 | — | (1) | 196 | ||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | (7) | — | — | (7) | ||||||||||||||||
| 营业利润率 | 204 | — | (1) | 203 | ||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | |||||||||||||||||||
|
截至2023年9月30日止九个月（百万美元）
|
常规 | 第三方来源 |
其他(1)
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常规(2)
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| 总销售额 | 1,059 | 1,258 | 150 | 2,467 | ||||||||||||||||
| 版税 | (85) | — | — | (85) | ||||||||||||||||
| 收入 | 974 | 1,258 | 150 | 2,382 | ||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | 1,258 | — | 1,258 | ||||||||||||||||
| 运输和混合 | 128 | — | 92 | 220 | ||||||||||||||||
| 运营中 | 429 | — | 15 | 444 | ||||||||||||||||
| Netback | 417 | — | 43 | 460 | ||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | — | — | — | — | ||||||||||||||||
| 营业利润率 | 417 | — | 43 | 460 | ||||||||||||||||
(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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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52
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离岸
| Netback计算基础 | 调整 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
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截至2024年9月30日止三个月（百万美元）
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大西洋 | 中国 |
印度尼西亚(1)
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合计 亚太地区 |
离岸总额 |
股权调整(1)
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其他(2)
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离岸总额(3)
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| 总销售额 | 71 | 300 | 82 | 382 | 453 | (82) | — | 371 | |||||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (1) | (24) | (9) | (33) | (34) | 9 | — | (25) | |||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 70 | 276 | 73 | 349 | 419 | (73) | — | 346 | |||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 2 | — | — | — | 2 | — | — | 2 | |||||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 59 | 30 | 16 | 46 | 105 | (14) | 1 | 92 | |||||||||||||||||||||||||||
| Netback | 9 | 246 | 57 | 303 | 312 | (59) | (1) | 252 | |||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 312 | (59) | (1) | 252 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
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截至2023年9月30日止三个月（百万美元）
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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)
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离岸总额(3)
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| 总销售额 | 78 | 324 | 74 | 398 | 476 | (74) | — | 402 | |||||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (2) | (24) | (15) | (39) | (41) | 15 | — | (26) | |||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 76 | 300 | 59 | 359 | 435 | (59) | — | 376 | |||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | — | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 47 | 27 | 15 | 42 | 89 | (12) | (1) | 76 | |||||||||||||||||||||||||||
| Netback | 29 | 273 | 44 | 317 | 346 | (47) | 1 | 300 | |||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 346 | (47) | 1 | 300 | |||||||||||||||||||||||||||||||
(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 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
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截至2024年9月30日止九个月（百万美元）
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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)
|
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| 总销售额 | 264 | 935 | 229 | 1,164 | 1,428 | (229) | — | 1,199 | |||||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (2) | (72) | (28) | (100) | (102) | 28 | — | (74) | |||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 262 | 863 | 201 | 1,064 | 1,326 | (201) | — | 1,125 | |||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 9 | — | — | — | 9 | — | — | 9 | |||||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 222 | 84 | 44 | 128 | 350 | (37) | 6 | 319 | |||||||||||||||||||||||||||
| Netback | 31 | 779 | 157 | 936 | 967 | (164) | (6) | 797 | |||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 967 | (164) | (6) | 797 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Netback计算基础 | 调整 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
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截至2023年9月30日止九个月（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)
|
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| 总销售额 | 232 | 871 | 226 | 1,097 | 1,329 | (226) | — | 1,103 | |||||||||||||||||||||||||||
| 版税 | (11) | (54) | (56) | (110) | (121) | 56 | — | (65) | |||||||||||||||||||||||||||
| 收入 | 221 | 817 | 170 | 987 | 1,208 | (170) | — | 1,038 | |||||||||||||||||||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 购买产品 | — | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||
| 运输和混合 | 9 | — | — | — | 9 | — | — | 9 | |||||||||||||||||||||||||||
| 运营中 | 168 | 82 | 41 | 123 | 291 | (32) | 22 | 281 | |||||||||||||||||||||||||||
| Netback | 44 | 735 | 129 | 864 | 908 | (138) | (22) | 748 | |||||||||||||||||||||||||||
| 风险管理已实现（收益）损失 | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业利润率 | 908 | (138) | (22) | 748 | |||||||||||||||||||||||||||||||
(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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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上游销量(1)
下表提供了用于计算Netback的销量：
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截至9月30日的三个月，
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截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| （MBOE/d） | 2024 | 2023 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
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油砂(2)
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| 福斯特溪 | 191.7 | 197.6 | 190.4 | 185.6 | |||||||||||||||||||
| 克里斯蒂娜湖 | 221.6 | 229.4 | 227.3 | 232.9 | |||||||||||||||||||
| 昇兴股份 | 54.4 | 51.2 | 49.2 | 46.1 | |||||||||||||||||||
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劳埃德明斯特
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126.6 | 119.0 | 128.4 | 119.5 | |||||||||||||||||||
| 油砂总量 | 594.3 | 597.2 | 595.3 | 584.1 | |||||||||||||||||||
| 常规 | 118.1 | 127.2 | 120.5 | 118.5 | |||||||||||||||||||
| 离岸 | |||||||||||||||||||||||
| 大西洋 | 7.2 | 7.8 | 8.6 | 7.8 | |||||||||||||||||||
| 亚太地区 | |||||||||||||||||||||||
| 中国 | 40.5 | 43.8 | 42.6 | 39.4 | |||||||||||||||||||
| 印度尼西亚 | 16.0 | 13.7 | 14.8 | 14.1 | |||||||||||||||||||
| 亚太地区合计 | 56.5 | 57.5 | 57.4 | 53.5 | |||||||||||||||||||
| 离岸总额 | 63.7 | 65.3 | 66.0 | 61.3 | |||||||||||||||||||
| 内部消费前销售额 | 776.1 | 789.7 | 781.8 | 763.9 | |||||||||||||||||||
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内部消费(3)
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(92.8) | (87.9) | (98.4) | (88.5) | |||||||||||||||||||
| 上游销售总额 | 683.3 | 701.8 | 683.4 | 675.4 | |||||||||||||||||||
(1)销量不包括外购凝析油的影响。
(2)包括沥青和重质原油销售。
(3)表示油砂部分用于内部消费的常规部分生产的天然气量。
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。
单位运营费用–周转成本是特定的财务指标，用于评估我们下游业务的周转成本。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。
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Cenovus Energy Inc. – 2024年第三季度管理层的讨论与分析
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