附录 99.2

Cenovus Energy Inc

管理层的讨论和分析（未经审计）

截至2023年3月31日的期间

（加元）

管理层的讨论和分析

CENOVUS 概述						3
季度业绩概述						4
运营和财务业绩						7
作为我们财务业绩基础的大宗商品价格						13
展望						16
可报告的细分市场						17
上游						17
油砂						17
传统的						21
离岸						23
下游						27
加拿大制造业						27
美国制造业						28
公司和淘汰						31
流动性和资本资源						33
风险管理和风险因素						38
关键会计判断、估算不确定性和会计政策						38
控制环境						38
咨询						39
缩写						42
特定的财务措施						43

管理层于2023年4月25日发布的Cenovus Energy Inc.（包括提及 “我们”、“其”、“公司” 或 “Cenovus”，指Cenovus Energy Inc.、Cenovus Energy Inc.及其子公司的子公司和合伙权益）2023年4月25日的讨论与分析（“MD&A”）应与我们的3月31日一起阅读，2023 年未经审计的中期合并财务报表及附注（“中期合并财务报表”）、2022 年 12 月 31 日经审计的合并财务报表及随附的附注（“合并财务报表”）和 2022 年 12 月 31 日 MD&A（“年度 MD&A”）。除非另有说明，否则本 MD&A 中包含的所有信息和声明均自 2023 年 4 月 25 日起生效。本 MD&A 包含有关我们当前的预期、估计、预测和假设的前瞻性信息。有关可能导致实际业绩存在重大差异的风险因素以及我们前瞻性信息所依据的假设的信息，请参阅公告。Cenovus 管理层（“管理层”）编制了 MD&A。Cenovus 董事会（“董事会”）的审计委员会于 2023 年 4 月 25 日审查并建议董事会批准 MD&A。有关Cenovus的更多信息，包括我们的季度和年度报告、年度信息表（“AIF”）和40-F表格，可在sedar.com的SEDAR、sec.gov的EDAR和我们的网站cenovus.com上查阅。我们网站上或与之相关的信息，即使在本 MD&A 中提及，也不构成本 MD&A 的一部分。

演示基础

本MD&A和中期合并财务报表及比较信息均以加元（包括提及 “美元” 或 “美元”）编制，除非已注明另一种货币，并且符合国际会计准则理事会发布的国际财务报告准则（“IFRS” 或 “GAAP”）。产量按特许权使用费前列报。有关常用的石油和天然气术语，请参阅 “缩写” 部分。

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。我们是加拿大第二大原油和天然气生产商，在加拿大和亚太地区开展上游业务，也是总部位于加拿大的第二大炼油商和升级商，下游业务在加拿大和美国（“美国”）。

我们的上游业务包括艾伯塔省北部的油砂项目；加拿大西部的热能和常规原油、天然气和液化天然气（“NGL”）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液化天然气生产。我们的下游业务包括加拿大和美国的升级和炼油业务，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，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。我们物理整合的上游和下游业务有助于我们减轻轻质重质原油差异波动的影响，并通过从原油和天然气生产中获取价值并通过销售运输燃料等成品来为我们的净收益做出贡献。

我们 2023 年的战略和主要优先事项

在Cenovus，我们的目标是为世界注入活力，让人们的生活更美好。我们的战略侧重于通过有竞争力的成本结构和优化利润来最大限度地提高股东价值，同时提供一流的安全绩效和可持续发展领导力。公司优先考虑在所有价格周期中产生自由资金流，以管理我们的资产负债表，通过股息增长和股票回购增加股东回报，对我们的业务进行再投资并实现投资组合的多元化。2022 年 12 月 6 日，我们发布了 2023 年的预算。我们的2023年指南于2023年4月25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的运营和财务业绩部分。

2023 年，我们的目标是通过五个关键目标实现我们的战略。

一流的安全和运营绩效

安全可靠的运营是我们的第一要务。我们努力确保整个投资组合的安全可靠运营，包括一流的健康和安全绩效。

我们将继续以改善运营绩效为目标，包括让苏必利尔炼油厂安全恢复全面运营，整合托莱多炼油厂，重点是展示我们运营资产的稳定可靠业绩。

可持续发展领导力

可持续发展一直深深扎根于Cenovus的文化中。我们在五个ESG重点领域设定了雄心勃勃的目标，并将继续推进实现这些目标的切实计划。我们的五个 ESG 重点领域是：

•气候和温室气体排放。

•水资源管理。

•生物多样性。

•土著和解。

•包容性和多元化。

有关Cenovus在ESG重点领域的努力和绩效的更多信息，包括我们的ESG目标和实现这些目标的计划，可在我们的网站cenovus.com上发布的Cenovus2021年ESG报告中找到。

成本领导力

我们的目标是通过有竞争力的成本结构和优化的利润实现股东价值最大化。在我们努力优化所有业务领域的成本结构的同时，我们的重点领域之一是优化基础设施，降低运营和资本成本，减少常规资产的温室气体排放。

财务纪律和自由资金流增长

我们专注于实现和维持目标债务水平，同时让Cenovus在所有大宗商品价格周期中保持弹性。我们计划根据我们的财务和股东回报框架，继续为股东提供有意义的回报。

以回报为中心的资本配置

我们继续采取严格的方法向在大宗商品价格周期底部产生回报并为股东回报可持续增长提供机会的项目分配资本。

我们计划实质性地推进西白玫瑰项目，在2026年交付第一批石油。

我们的运营

公司通过以下应申报部门运营：

上游细分市场

•油砂，包括艾伯塔省北部和萨斯喀彻温省沥青和重油的开发和生产。Cenovus的油砂资产包括福斯特溪、克里斯蒂娜湖、日出、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油资产。Cenovus通过对赫斯基中游有限合伙企业（“HMLP”）的股权入股，共同拥有和运营管道收集系统和码头。Cenovus的生产和第三方大宗商品交易量的销售和运输是通过获得加拿大和美国的第三方管道和存储设施的容量来管理和营销的，以优化产品组合、交付点、运输承诺和客户多元化。

•常规资产，包括艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的Elmworth-Wapiti、Kaybob‑Edson、Clearwater和Rainbow Lake运营区内富含液化天然气和天然气的资产，以及在众多天然气加工设施中的权益。Cenovus的液化天然气和天然气产量通过获得第三方管道、出口码头和储存设施的容量进行销售和运输，增加了第三方大宗商品交易量。它们为市场准入提供了灵活性，以优化产品组合、交付点、运输承诺和客户多元化。

•离岸，包括在中国和加拿大东海岸的海上业务、勘探和开发活动，以及对印度尼西亚的赫斯基-中海油马杜拉有限公司（“HCML”）合资企业的股权入账投资。

下游细分市场

•加拿大制造业，包括拥有和运营的劳埃德明斯特升级和沥青精炼综合体，该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还拥有并经营布鲁德海姆铁路原油码头和两座乙醇工厂。该公司在加拿大的商业燃料业务包含在该细分市场中。Cenovus推销其产量和第三方大宗商品交易量，以期利用其综合资产网络实现价值最大化。

•美国制造业，包括在全资拥有的利马、苏必利尔和托莱多炼油厂以及合资的伍德河和博格炼油厂（与运营商菲利普斯66合资）提炼原油，以生产汽油、柴油、喷气燃料、沥青和其他产品。Cenovus还销售自己和第三方的部分精炼石油产品，包括汽油、柴油、喷气燃料和沥青。

公司和淘汰赛

企业和抵消，主要包括Cenovus范围内的一般和行政成本、融资活动成本、公司相关衍生工具和外汇风险管理的损益。抵消措施包括调整各分部之间天然气生产的内部使用、公司铁路原油码头向油砂板块提供的转运服务、加拿大制造和美国制造部门用作原料的原油产量、出售从加拿大制造板块混合原油生产中提取并出售给油砂板块的冷凝水，以及库存中的未实现利润。抵消额是根据当前市场价格记录的。

我们在2023年第一季度实现了安全运营。我们的财务业绩反映了上游业务大宗商品价格的下跌以及下游业务的运营挑战。此外，我们上游业务的产量下降主要与我们为启动新井垫做准备的油砂资产销量减少有关。在我们的下游业务中，12月出现的大多数计划外运营问题、与天气相关的影响和第三方管道中断已得到解决。劳埃德明斯特升级版（“升级版”）在1月中旬恢复了全额费率。在伍德河和博格炼油厂，我们出现了计划外的停机，并在第一季度开始了计划中的检修。博格转弯和伍德河改造的第一阶段已于4月完成。利马炼油厂和劳埃德明斯特炼油厂几乎满负荷运行。

与2022年第四和第一季度相比，第一季度精炼产品价格有所下降。与 2022 年第四季度相比，平均市场快克价差略有下降，与 2022 年第一季度相比显著增加。WTI平均每桶约76.13美元，比2022年第四季度和第一季度分别下降了8％和19％。Hardisty的WTI-WCS差价为每桶24.77美元，与2022年第四季度相比略有缩小，与2022年第一季度（每桶14.53美元）相比大幅扩大。

季度业绩摘要

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

(2) 代表Cenovus在炼油业务中的净权益。

(3) 非公认会计准则财务指标或包含非公认会计准则财务指标。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

(4) 上表中所有时期的净收益（亏损）与持续经营业务的净收益（亏损）相同。

(5) 2022年11月1日宣布的优先股股息已于2023年1月3日支付。2023年2月15日宣布的优先股股息已于2023年3月31日支付。

第一季度上游产量平均为每天77.9万英国央行，而2022年第四季度为每天806.9万英国央行，2022年第一季度为每天79.86万英国央行。有关按产品类型划分的上游生产摘要，请参阅本MD&A的运营和财务业绩部分。

第一季度下游原油吞吐量平均为每天457.9万桶，与2022年第四季度相比每天减少15.4万桶，与2022年第一季度相比每天下降4.39万桶。第一季度下游成品油产量平均为每天48.54万桶，与2022年第四季度相比每天减少9.7万桶，与2022年第一季度相比每天下降4.95万桶。

2023 年 2 月 28 日，我们从 BP Products North America Inc.（“BP”）手中收购了托莱多炼油厂剩余 50% 的权益，从而为我们提供了炼油厂的全部所有权和运营权（“托莱多收购”）。炼油厂于4月份部分重启。在高级炼油厂，我们从2月开始循环碳氢化合物，并于3月中旬引入原油。

收入比2022年第四季度下降了13％，至123亿美元，比2022年第一季度下降了24％，这主要是由于大宗商品价格下跌。2023年第一季度，我们上游业务的已实现销售价格为每个英国央行60.83美元，下降了13％，而2022年第四季度为69.77美元，与2022年第一季度每个英国央行94.12美元相比下降了35％。

在我们的加拿大下游业务中，每桶炼油的实际利润率比2022年第四季度下降了6％，比2022年第一季度几乎翻了一番。与2022年第四季度和第一季度相比，我们美国下游业务的每桶炼油利润率分别下降了8％和20％。

营业利润率为21亿美元，较2022年第四季度和第一季度分别下降24％和39％，这主要是由于原油基准定价下跌。用于经营活动的现金为2.86亿美元，而2022年第四季度和第一季度的经营活动现金分别为30亿美元和14亿美元。除了营业利润率下降外，来自（用于）经营活动的现金还受到16亿美元非现金营运资本变化的负面影响，这主要是由2022年12月31日12亿美元的所得税负债的支付所推动的。2023年第一季度调整后的资金流为14亿美元，比2022年第四季度下降41％，比2022年第一季度下降46％。

本季度净负债增加了24亿美元，达到66亿美元，这主要是由于：

•如上所述，非现金营运资本的变化。

•11亿美元的资本投资。

•如上所述，营业利润率下降。

•支付的4.65亿美元现金主要与托莱多收购的完成有关。

•普通股股东的回报为2.4亿美元，包括通过每股普通股0.105美元的基本股息获得的2亿美元，以及通过我们的NCIB以4000万美元的价格购买160万股普通股。

•与收购Sunrise剩余的50％权益有关的9200万美元的或有付款。

超额自由资金流为负4.99亿美元。

2023 年 4 月 25 日，我们的第二季度股息比 2023 年 2 月宣布的第一季度股息增长了 33%。这一增长符合我们的长期价值主张以及我们可持续增长基本股息的计划。董事会宣布第二季度基本股息为每股普通股0.140美元。股息将于2023年6月30日支付给截至2023年6月15日的登记在册的普通股股东。董事会还宣布，我们的优先股第二季度分红为900万美元，将于2023年6月30日支付给截至2023年6月15日的登记在册的优先股股东。

部分经营业绩-上游

(1) 有关按产品类型划分的产量摘要，请参阅本MD&A的油砂、常规或海上可报告细分市场部分。

(2) 上游总销量不包括油砂板块在截至2023年3月31日的三个月中用于内部消费的天然气量，即每天541百万立方英尺（截至2022年3月31日的三个月每天527百万立方英尺）。

(3) 如中期合并财务报表附注1所示，截至2023年3月31日的三个月中，上游收入为68亿美元（截至2022年3月31日的三个月为97亿美元）。

(4) 包含一项非公认会计准则财务指标。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

2023 年第一季度，原油、液化天然气和天然气总产量比 2022 年第一季度略有下降。与2022年相比，以下因素在2023年增加了产量：

•2022 年 8 月 31 日，我们从英国石油加拿大能源集团 ULC（“加拿大石油公司”）手中收购了 Sunrise（“日出收购”）剩余的 50% 权益。

•2022年第三季度云杉湖北热电厂的第一批石油。

•2022年第四季度，印度尼西亚的MBH和MDA油田首次生产天然气。

与 2022 年相比，以下因素在 2023 年降低了产量：

•2022年第二季度中国荔湾3-1生产分成合同的变更，结束了暂时增加销量的修正案。

•塔克和温布利资产在2022年第一季度的处置。

•2022年5月31日，我们在白玫瑰油田和向合作伙伴提供的卫星扩建方面的工作兴趣减少了12.5％。

•在我们为新井垫的启动做准备之际，福斯特溪和克里斯蒂娜湖的跌幅有所下降。

•我们的Sunrise和Lloydminster热能资产的重建项目已下线。

部分经营业绩-下游

在加拿大制造业，吞吐量同比相对保持不变。升级版在 2022 年第四季度受到寒冷天气和运营中断的影响，并在 1 月中旬恢复到全速运营。2022 年第一季度，升级商的吞吐量受到了维护活动的影响。劳埃德明斯特炼油厂在2023年第一季度和2022年第一季度以或接近产能运行。

在美国制造业领域，与2022年第一季度相比，2023年第一季度的总吞吐量每天减少了44.5万桶，至每天359.2万桶。成品油总产量每天减少4.95万桶，至每天48.54万桶。

•利马炼油厂表现非常出色。每天的吞吐量增加了31.1万桶，达到每天16.72万桶。

•与2022年相比，伍德河和博格炼油厂的吞吐量相对稳定。2022 年第四季度引发的运营中断已得到解决，包括喷气燃料生产的主要部件于 3 月中旬恢复使用。停电对我们的毛利率产生了重大的负面影响。

•2月底，伍德河炼油厂计划检修的第一阶段开始，该炼油厂于4月初完工。第二阶段也将影响吞吐量，于4月中旬开始，预计将于5月完成。

•在博格炼油厂，计划中的检修工作于3月底开始，并于4月下旬完成。

•2023年2月28日，我们完成了对英国石油公司托莱多炼油厂剩余50％权益的收购。该炼油厂于4月份部分重启，并将持续到第二季度。在2022年第一季度，我们在炼油厂的吞吐量中所占份额为每天72.1万桶。

•高级炼油厂从2023年3月中旬开始推出原油，并将持续到第二季度。

精选合并财务业绩

营业利润率

营业利润率是一项特定的财务指标，用于一致地衡量我们资产的现金产生业绩，以便我们在不同时期的基础财务业绩之间具有可比性。

按分部划分的营业利润率

截至2023年3月31日的三个月

在截至2023年3月31日的三个月中，营业利润率与2022年同期相比有所下降，主要是由于：

•基准定价下跌导致已实现的原油销售价格降低。

•我们上游业务的销售量下降。

•我们的上游和下游业务的运营费用均增加。

•与2022年相比，2023年第一季度加工的原料成本更高，精炼产品定价降低以及RIN成本上涨，美国制造业部门的毛利率降低。

•2023年第一季度我们的下游业务出现计划内和计划外停机，这影响了销售量。

•我们上游业务的运输费用增加，这主要是由于关税税率的提高和对美国的销售量增加

营业利润率的下降被以下因素部分抵消：

•由于2022年第一季度大宗商品价格环境上涨，以及管理层决定在2022年第二季度清算我们与原油销售价格风险管理相关的WTI头寸，基准价格结算的已实现风险管理亏损大大降低。

•由于原油基准定价下跌，油砂板块的特许权使用费减少。

•由于冷凝油价格下跌，混合成本降低。

•由于升级差异的增加以及沥青和工业产品的利润率提高，加拿大制造业的毛利率有所提高。

来自（用于）经营活动的现金和调整后的资金流

调整后的资金流是一种非公认会计准则财务指标，通常用于石油和天然气行业，用于帮助衡量公司为资本计划融资和履行财务义务的能力。

2023年第一季度用于经营活动的现金为2.86亿美元，而2022年同期来自经营活动的现金为14亿美元。这一变化主要是由于营业利润率的降低和非现金营运资本的变化。2023年第一季度非现金营运资本的净变化为16亿美元（2022年至12亿美元），主要是由于支付了2022年12月31日的12亿美元所得税负债。此外，由于原料成本降低、天然气价格下降和特许权使用费减少，应付账款减少。

如上所述，在截至2023年3月31日的三个月中，调整后的资金流与2022年同期相比有所下降，这主要是由于营业利润率下降。与2017年收购FCCL Partnership 50％权益相关的2022年或有付款部分抵消了这一下降。

净收益（亏损）

(1) 包括公司和冲销收入、购买的产品、运输和混合费用、运营费用和风险管理（收益）亏损；股权入账关联公司的收益（亏损）份额；利息收入和已实现的外汇（收益）损失。

2023 年第一季度的净收益与 2022 年同期相比有所下降，原因是营业利润率下降，与 Superior Refinery 事件相关的 2022 年保险收益导致的其他收入减少，与 2023 年的小规模剥离相比，2022 年剥离塔克和温布利资产的收益，以及与 2022 年未实现的外汇收益相比，未实现的外汇损失。与托莱多收购相关的递延所得税回收、与2022年亏损相比的未实现风险管理收益以及我们对或有付款的重新计量，部分抵消了净收益的下降。

净负债

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)

(1) 包括不动产、厂房和设备（“PP&E”）、勘探和评估（“E&E”）资产的支出以及资本化利息。不包括我们在印度尼西亚的股票入账投资所产生的成本。

作为我们综合冬季计划的一部分，2023年第一季度的油砂资本投资主要用于维持克里斯蒂娜湖、福斯特溪、劳埃德明斯特热资产和Sunrise的活动，以及钻探地层测试井。

2023 年第一季度的常规资本投资侧重于钻探、完井和连接活动以及支持多年发展的基础设施项目。

2023年第一季度的离岸资本投资主要用于西白玫瑰项目和Terra Nova资产寿命延长（“ALE”）项目。

2023 年第一季度，美国制造业资本投资主要集中在苏必利尔炼油厂的重建以及伍德河和博格炼油厂的炼油可靠性举措上。

钻探活动

(1) 油砂板块中的SAGD油井成对被视为单一产井。

(2) 包括新的资源游戏和2022年1月31日出售的塔克资产。

钻探地层学测试井是为了帮助确定维持油井的井垫位置，并进一步推进对其他资产的评估。钻探了观测井以收集信息并监测水库状况。

在海上领域，我们在 2023 年第一季度（2022 年）在印度尼西亚 MAC 油田钻探并完成了一口（净重 0.4）的计划开发井（在印度尼西亚的 MBH 油田）钻探并完成了两口（净重 0.8）的开发井。

未来资本投资

未来资本投资是一项特定的财务措施。请参阅本MD&A的特定财务措施咨询。我们的2023年指南于2023年4月25日更新，可在我们的网站cenovus.com上查阅。

我们更新的指南反映了大宗商品价格和现金税的最新展望，此外：

•下调产量指引，其中包括削减Terra Nova的产量。

•由于第一季度的计划外停机以及托莱多炼油厂的扩产期延长，我们的非运营炼油厂的吞吐量降低。

•油砂单位运营费用下降，以反映2023年剩余时间天然气价格的下调，以及由于吞吐量和产量下降分别导致美国制造业和大西洋单位运营支出的增加。

下表显示了 2023 年的指导方针：

2023年资本投资总额的指导值在40亿美元至45亿美元之间。这包括约28亿美元的维持资本，以及12亿至17亿美元的优化和增长资本。作为2023年4月25日更新的一部分，资本投资指导没有改变。

有关我们财务和经营业绩变化的更多信息，请参阅本MD&A的 “可报告细分市场” 部分。有关我们的风险管理活动的信息可在本MD&A的风险管理和风险因素部分以及中期合并财务报表的附注中找到。

我们财务业绩的主要业绩驱动因素包括大宗商品价格、质量和地点价格差异、精炼点差以及美元/加元和人民币（“RMB”）/加元汇率。下表显示了选定的市场基准价格和平均汇率，以帮助了解我们的财务业绩。

精选基准价格和汇率 (1)

(1) 这些基准价格不是我们的已实现销售价格，代表近似值。有关我们的平均已实现销售价格和已实现的风险管理业绩，请参阅本 MD&A 的 “可申报细分市场” 部分中的净回报表。

(2) Hardisty 的 WCS。

(3) 平均3-2-1裂解价差是炼油利润率的指标，按后进先出的会计基础进行估值。

原油和凝析油基准

2023年第一季度，全球原油价格与2022年所有季度相比继续下跌。由于对宏观经济放缓的担忧和俄罗斯出口的弹性，价格下跌。对俄罗斯供应中断的担忧有所缓解，几乎所有的短期供应来源都已获准满足需求，包括2022年美国政府前所未有的战略石油储备（“SPR”）释放。季节性需求疲软也影响了自 2022 年第四季度以来的下降。2023年4月2日，欧佩克+宣布削减该集团的生产配额，这支持定价。

WTI是加拿大原油的重要基准，因为它反映了北美内陆的原油价格，而加元等值是确定我们许多原油资产的特许权使用费率的基础。

我们的大西洋原油和亚太液化天然气的价格主要由布伦特原油的价格推动。由于库欣库存下降以及中西部炼油厂原油需求强劲，布伦特-WTI的差异与2022年第一和第四季度相比略有缩小。

WCS 是一种混合重油，由常规重油和非常规稀释沥青组成。哈迪斯蒂的WCS与WTI的差异是轻质和重质原油的质量差异以及运输成本的函数。2023年第一季度，与2022年第一季度相比，Hardisty的平均WTI-WCS差异显著扩大，这主要是由于下文概述的美国墨西哥湾沿岸（“USGC”）的质量差异更大，以及加拿大西部的生产活动增加。

荷兰的 WCS 是衡量我们产品在 USGC 销售的重油基准。荷兰的WTI-WCS差异代表了重油质量折扣，受全球重油炼制能力和全球重油供应的影响。荷兰的WTI-WCS差异与2022年第一季度相比显著扩大，这主要归因于炼油厂的计划内和计划外维护导致需求减少，全球炼油利用率高，成品油价格波动以及欧佩克越来越多的中质和重油桶进入市场导致供应增加。

在加拿大，我们在 Upgrader 将重质原油和沥青升级为甜合成原油，即赫斯基合成混合原油（“HSB”）。HSB的实现价格主要由WTI的价格以及加拿大西部的甜合成原油的供应和需求驱动，这影响了WTI合成原油的差异。

在2023年第一季度，埃德蒙顿的合成原油价格高于WTI，而2022年第一季度的折扣为准。与2022年第四季度相比，保费有所下降。由于加拿大西部的广泛升级维护以及炼油厂对轻质原油的强劲需求，合成原油价格在 2022 年下半年尤其上涨。

将冷凝水与沥青混合使我们的产品能够通过管道运输。我们的混合比率按稀释剂体积占总混合体积的百分比计算，介于大约 22% 到 35% 之间。WCS-凝析油差价在2023年第一季度扩大至每桶28.51美元，这是一个重要的基准，因为较宽的差异通常会导致出售一桶混合原油时凝析油成本的回收率降低。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美国海关总署凝析油价格加上向埃德蒙顿运输冷凝油的成本的推动。我们的混合成本还受到冷凝水的购买和交付库存以用于混合的时间以及混合产品的销售时间的影响。

由于艾伯塔省对凝析油的需求强劲且供应仍然紧张，埃德蒙顿对WTI的平均凝析油溢价与2022年第一和第四季度相比有所扩大。

完善基准

RUL 和 ULSD 基准价格代表内陆成品油价格，用于计算芝加哥 3-2-1 的市场快捷价差。3-2-1的市场快克价差是使用当月基于WTI的原油原料价格将三桶原油转换为两桶普通无铅汽油和一桶超低硫柴油所产生的炼油利润率的指标，并按后进先出的基础进行估值。

芝加哥3-2-1的市场差价反映了托莱多、利马和伍德河炼油厂的市场。Group 3 3-2-1 的市场快克价差反映了博格炼油厂的市场。

与2022年第四和第一季度相比，第一季度精炼产品价格有所下降。市场裂解价差和成品油价格的走强是由需求增长、自 COVID-19 疫情开始以来的炼油厂合理化、计划外维护导致全球炼油厂利用率高以及全球成品油库存低所推动的。RIN的成本比2022年第一季度有所增加，与2022年第四季度相比略有下降。由于生物燃料市场紧张、原料价格上涨以及推动RIN需求的政策的不确定性，RIN的成本仍然很高。

北美炼油快克利差以WTI为基础表示，而成品油通常由全球价格决定。美国中西部和中大陆炼油市场快克利差的走强通常反映了布伦特原油和WTI基准价格之间的差异。

我们已实现的裂解价差受到许多其他因素的影响，例如原油原料的种类；炼油厂的配置和产品产量；原料的收购地点以及原油原料的购买和交付之间的时间差；以及原料成本，按先进先出（“FIFO”）会计基础估值。市场裂解价差并不能精确反映我们炼油厂的配置和产品产量，但是它们被用作一般的市场指标。

(1) RIN 没有远期价格。

天然气基准

与2022年第一和第四季度相比，纽约商品交易所的平均天然气价格有所下降，这是由于温和的冬季天气打压了美国国内需求，加上天然气产量创历史新高。AECO的平均价格也与纽约商品交易所的价格一起下跌，但由于加拿大国内需求强劲，下降幅度不一样。我们在亚太地区的天然气生产所获得的价格主要基于长期合同。

外汇基准

我们的收入受外汇敞口的影响，因为我们的原油、液化天然气、天然气和精炼产品的销售价格是参考美国基准价格确定的。与美元相比，加元的价值上涨对我们报告的收入产生了负面影响。除了我们的收入以美元计价外，我们的长期债务中有很大一部分也是以美元计价的。随着加元的贬值，我们的美元债务在换算成加元后会造成未实现的外汇损失。此外，外汇汇率的变化会影响我们在美国和亚太地区业务的转换。

2023 年第一季度，与 2022 年第一季度相比，加元兑美元平均走弱，对我们报告的季度收入产生了积极影响。与2022年12月31日相比，截至2023年3月31日，加元兑美元持平，因此对将美元债务转换为加元的未实现外汇影响微乎其微。

我们在亚太地区的部分长期销售合同以人民币定价。加元相对于人民币的价值增加将减少该地区从销售天然气商品中获得的以加元计算的收入。2023年第一季度，与2022年第一季度相比，加元兑人民币的平均汇率相对持平，因此对我们同比收入的影响微乎其微。

利率基准

我们的利息收入、短期借贷成本、报告的退役负债和公允价值衡量标准受到利率波动的影响。提高利率可能会增加我们的净利息支出，影响某些负债的计量方式，并可能对我们的现金流和财务业绩产生负面影响。

截至2023年3月31日，由于对通货膨胀的担忧，加拿大银行的政策利率为4.50％，比2022年12月31日提高了0.25％。

大宗商品价格展望

在宏观经济环境疲软的情况下，由于需求担忧，原油价格自2022年第二季度以来逐渐下跌。由于俄罗斯原油和成品油出口保持弹性，与俄罗斯供应不确定性相关的地缘政治溢价也在 2022 年下半年逐渐消退。在市场关键驱动因素不可预测且政府政策在供需动态中起着重要作用的情况下，原油价格走势仍然不确定且波动不定。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模式的关键因素之一。欧佩克+的政策将继续是原油价格的关键驱动力，2023年4月2日宣布削减该集团的产量配额支持了定价。

总体而言，我们预计原油和成品产品价格的总体前景将波动不定，并受到俄罗斯持续入侵乌克兰的持续时间和严重程度、制裁减少的俄罗斯出口的程度、生产商和政府更换减少供应的时机和能力、SPR的补充或释放以及欧佩克+政策的影响。此外，潜在的 COVID-19 疫情和变异、全球经济活动疲软、通货膨胀和利率上升以及经济衰退的可能性仍然是需求增长步伐的风险。

除上述内容外，我们未来12个月的大宗商品定价前景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，WTI-WCS的差异将在很大程度上与全球供应因素和重质原油加工能力有关。我们预计，预计于2024年启动的跨山管道扩建将缩小对WTI-WCS差异的影响。

•我们预计市场极限价差将保持波动。俄罗斯持续入侵乌克兰的经济影响和央行政策可能会影响需求。经季节性趋势和北美炼油厂利用率调整后，炼油市场的裂解价差可能会继续波动。

•由于供应强劲和储存的天然气充足，预计纽约商品交易所和AECO天然气价格仍将承压。天气将继续是需求和影响价格的关键驱动力。

•我们预计，加元将继续受到原油价格、美国联邦储备委员会和加拿大银行相对于彼此提高或降低基准贷款利率的步伐以及新兴宏观经济因素的影响。

我们的大部分上游原油和下游成品油产量都受到WTI原油价格变动的影响。我们物理整合的上游和下游业务有助于我们减轻大宗商品价格波动的影响。与我们的常规业务相关的天然气和液化天然气生产为我们的油砂业务的燃料、溶剂和混合要求提供了经济一体化。我们上游资产中的原油产量被我们的下游业务用作原料，从混合原油生产中提取的凝析油被卖回给我们的油砂业务。

我们的炼油产能集中在美国中西部，在美国海军总局和艾伯塔省的风险敞口较小，这使Cenovus面临所有这些市场的暴露点差。我们将继续监测市场基本面，并相应地优化炼油厂的运行率。

我们对原油差价的敞口包括轻质原油和轻质中质原油价格差异。中低价差风险敞口集中在美国中西部市场地区的轻质中质原油上，我们的大部分炼油产能集中在轻质中质原油上，在较小程度上集中在USGC和艾伯塔省。我们面临的轻质原油价格差异由全球轻质原油成分、我们运往的市场中的区域成分以及艾伯塔省的差异组成，后者可能受到运输限制。尽管我们预计原油价格将出现波动，但我们有能力通过以下方式部分缓解原油和成品油差异的影响：

•运输承诺和安排——利用我们现有的外卖能力的坚定服务承诺，支持将原油从我们的生产区运往消费市场（包括潮水市场）的运输项目。

•整合 — 重油炼制能力使我们能够从加拿大原油的WTI-WCS差价以及精炼产品的价差中获得价值。

•动态存储 — 我们能够使用油砂储层中的大量存储容量，这为我们在库存的生产和销售时间方面提供了灵活性。我们将继续管理产量，以应对管道容量限制、自愿和强制性减产以及原油价格差异。

•不同地理位置的传统原油储罐。

上游

油砂

在 2023 年第一季度，我们：

•提供安全操作。

•每天生产58.75万桶原油。

•创造了12亿美元的营业利润率，与2022年相比减少了10亿美元，这主要是由于平均已实现销售价格的降低。

•投资6.35亿美元的资本主要用于维持克里斯蒂娜湖、福斯特溪、劳埃德明斯特热资产和Sunrise的活动，以及作为我们综合冬季计划的一部分钻探地层测试井。

•每个京东方实现了22.55美元的净回报。

财务业绩

营业利润率差异

截至2023年3月31日的三个月

(1) 报告的收入包括作为重油混合物出售的冷凝水的价值。冷凝水成本记录在运输和混合费用中。原油价格不包括购买凝析油的影响。价格变动包括已实现的风险管理收益和亏损的影响。

(2) 其他包括与原油、液化天然气或天然气生产无关的第三方来源的产量、建筑和其他活动。

经营业绩

(1) 规定的财务措施。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

(2) 2022 年 8 月 31 日，我们从加拿大石油公司手中收购了 Sunrise 剩余 50% 的权益。

(3) 塔克资产于2022年1月31日出售。

(4) 油砂产量主要是沥青，但劳埃德明斯特常规重油除外，后者是重质原油。

（5）常规天然气产品类型。

收入

价格

我们生产的重油和沥青必须与冷凝水混合以降低其粘度，然后通过管道将其输送到市场。我们的已实现沥青销售价格不包括凝析油的销售；但是，它受凝析油价格的影响。随着凝析油成本相对于混合原油价格的增加，我们实现的重油和沥青销售价格下降。2023年第一季度，凝析油基准价格比Hardisty的WCS高出每桶28.51美元，与2022年第四季度相比略有扩大，较2022年第一季度的每桶16.33美元大幅上涨。上涨对我们的实际沥青销售价格产生了负面影响。从我们购买冷凝水到出售混合产品，最多可能过了三个月。

由于WTI基准价格下跌和WTI-WCS差异扩大，我们在2023年第一季度每个英国央行的平均已实现销售价格为55.60美元，而2022年为95.90美元。Hardisty的WTI-WSC差价大幅扩大至每桶24.77美元，而2022年第一季度为每桶14.53美元。为了提高我们的实际销售价格，我们在美国目的地出售了大约 25%（2022 — 25%）的原油销量。

在截至2023年3月31日的三个月中，总销售额包括4.98亿美元（2022年至11亿美元），来自第三方的交易量，这些交易量未包含在我们的已实现价格或净回值中。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的特定财务措施咨询。

在截至2023年3月31日的三个月中，总销售额包括8000万美元（2022年至5200万美元），与建筑、运输和混合活动有关。这些金额不包含在我们的已实现价格或净回值中。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的特定财务措施咨询。

Cenovus就利用我们的营销和运输基础设施（包括存储和管道资产）来优化产品组合、交付点和运输承诺以及客户多元化做出存储和运输决策。为了对与存储或运输决策相关的库存进行价格保护，Cenovus采用了各种价格调整和波动率管理策略，包括风险管理合同，以减少未来现金流的波动性并提高现金流的稳定性。

在2023年的前三个月，由于结算基准价格高于我们的风险管理合约价格，我们蒙受了800万美元（2022年至8.67亿美元）的已实现风险管理损失。这一变化是由于2022年第一季度大宗商品价格环境的上涨，以及管理层决定在2022年第二季度清算我们与原油销售价格风险管理相关的WTI头寸。在2023年的前三个月，我们的原油和凝析油金融工具的未实现风险管理收益为3,400万美元（2022年亏损2.66亿美元），这主要是由于远期基准定价相对于未来时期的风险管理合约价格的变化。

产量

2023年第一季度，油砂原油产量略有下降至每天58.75万桶，而2022年为每天59.5万桶。

与2022年相比，福斯特溪的产量在2023年减少了每天7.9万桶，至每天19.0万桶。与2022年相比，克里斯蒂娜湖的产量在2023年减少了每天16.9万桶，至每天23.72万桶。在我们为新井垫的启动做准备时，福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的产量有所下降。Foster Creek和Christina Lake各有另外三个井垫，预计将在2023年下半年投入使用。

Sunrise 收购于 2022 年 8 月 31 日完成。与2022年相比，Sunrise在2023年第一季度的日产量增加了20.4万桶。为准备2023年重建计划而下线的油井部分抵消了与收购相关的产量增长。

与2022年相比，我们的劳埃德明斯特热能资产的产量在2023年有所增加，这要归因于2022年8月斯普鲁斯湖北热电厂的第一批石油。2023 年第一季度因重建计划和修井活动而下线的油井部分抵消了这一增长。

与 2022 年相比，劳埃德明斯特常规重油产量在 2023 年有所增加。

特许权使用费

我们的油砂板块的特许权使用费计算基于艾伯塔省和萨斯喀彻温省政府规定的特许权使用费制度。

我们的艾伯塔省油砂特许权使用费项目（Foster Creek、Christina Lake和Sunrise）基于政府规定的支付前和支付后特许权使用费率，这些费率使用加元等值的WTI基准价格按浮动比例确定。

预付款项目的特许权使用费基于每月计算，将特许权使用费率（根据等值的加元WTI基准价格，从1％到9％不等）应用于该项目的总收入。

支付后项目的特许权使用费按年计算，使用以下两项中较大值：（1）总收入乘以适用的特许权使用费率（基于加元等值的WTI基准价格的百分之一至百分之九）；或（2）该项目的净收入乘以适用的特许权使用费率（25％至40％，基于加元等值的WTI基准价格）。总收入是销售收入减去稀释成本和运输成本的函数。净收入按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计算。

Foster Creek和Christina Lake是后期付款项目，而Sunrise是预付款项目。

对于我们在萨斯喀彻温省的资产，劳埃德明斯特热油和劳埃德明斯特常规重油，特许权使用费的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，预付款计算基于百分之一的费率，后付款计算基于 20% 的费率。永久产权的计算仅限于支付后的项目，基于8％的税率。

与2022年相比，有效特许权使用费率下降的主要原因是已实现定价降低和艾伯塔省油砂滑动规模特许权使用费率降低，但与期末申报年度调整相关的克里斯蒂娜湖有效特许权使用费率的增加部分抵消。在截至2023年3月31日的三个月中，特许权使用费为5.16亿美元（2022年至11亿美元）。

开支

运输和混合

在2023年第一季度，混合成本与2022年相比下降了3.08亿美元，至25亿美元。下降的主要原因是凝析油价格和产量的下降。

与2022年相比，2023年前三个月的运输成本增加了9300万美元，达到4.9亿美元。增长主要是由于成本上涨，如下所述，但部分被销量的减少所抵消。

每单位运输费用

2023年第一季度，每个英国央行的运输成本为9.07美元，而2022年每个英国央行的运输成本为7.23美元。

与2022年相比，福斯特克里克的单位运输成本在2023年增长了36％，达到每桶13.45美元。增长主要是由于销量减少。此外，在2023年，我们将49％的销量从福斯特克里克运往美国目的地，而2022年的这一比例为38％。

在克里斯蒂娜湖，2023年的运输成本为每桶7.70美元，比2022年的每桶6.37美元有所增加，这主要是由于销量减少和关税税率上升。2023 年，我们将销量的 15%（2022 — 17%）从克里斯蒂娜湖运往美国目的地。

在 Sunrise，2023 年的运输成本为每桶 12.67 美元，低于 2022 年的每桶 13.15 美元，因为我们将总销量的 46%（2022 — 67%）运往美国。这一下降被2023年总销量的减少和关税税率的提高部分抵消。

在我们的其他油砂资产中，2023年的运输成本为每桶3.74美元，与2022年的每桶3.51美元持平。

正在运营

2023 年第一季度我们运营支出的主要驱动因素是燃料、劳动力、化学品以及维修和维护。由于维修和维护、劳动力、液体和废物处理以及电力成本的增加，总运营支出增加。由于AECO基准价格比2022年第一季度下降了5％，燃料成本的下降部分抵消了这一增长。

单位运营费用 (1)

(1) 规定的财务措施。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

(2) 包括塔克、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油资产。塔克资产于 2022 年 1 月 31 日出售。

如上所述，由于天然气价格下跌，单位燃料价格总体下降。单位燃料价格还受到缺货销售的时间和价值的影响。在燃料价格下跌的环境中，库存价值通常高于销售时的价值，从而导致更高的燃料运营成本。

与2022年相比，Foster Creek的单位非燃料成本增长了22％，达到每桶7.88美元，这是由于销量减少以及维修和保养、化学和劳动力成本的增加。

与2022年相比，克里斯蒂娜·莱克的单位非燃料成本增长了14％，达到每桶5.36美元，这是由于销量减少以及劳动力成本增加。

与2022年相比，Sunrise每单位非燃料成本增长了48％，达到每桶15.37美元，这得益于2023年总销量下降以及劳动力、电力、水运和卡车运输成本的增加。2023年的总销量为每天39.8万桶，而2022年为每天50.6万桶。

与2022年相比，我们其他油砂资产的单位非燃料成本增长了26％，达到每桶17.15美元，这主要是由于维修、维护和修井活动增加以及销售量减少。

净回值

(1) 规定的财务措施。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

(2) 包含一项非公认会计准则财务指标。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

DD&A

在截至2023年3月31日的三个月中，DD&A为7.15亿美元，而2022年为6.35亿美元。截至2023年3月31日的三个月中，每个英国央行的平均枯竭率为12.72美元，而2022年每个英国央行的平均枯竭率为11.80美元。

常规

在 2023 年第一季度，我们：

•提供安全可靠的操作。

•创造了2.61亿美元的营业利润率，与2022年相比略有下降。

•1.41亿美元的投资资本主要用于钻探、完井和连接活动以及基础设施项目，以支持多年发展。

•每个京东方实现了22.08美元的净回报。

财务业绩

营业利润率差异

截至2023年3月31日的三个月

(1) 反映加工设施的营业利润率。

经营业绩

(1) 规定的财务措施。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

收入

价格

我们的已实现总销售价格与 2022 年持平，这要归因于已实现的天然气价格上涨，但被已实现原油和液化天然气价格的下降所抵消。AECO基准天然气价格比2022年下降了5％，我们的已实现天然气总销售价格比2022年增长了19％，这是因为我们意识到在美国目的地销售量的价格大幅上涨。由于基准定价下跌，我们的已实现石油和液化天然气价格下跌。

在截至2023年3月31日的三个月中，总销售额包括5.1亿美元（2022年至6.06亿美元），与第三方来源的交易量有关，未包含在我们的已实现价格或净回值中。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的特定财务措施咨询。

在截至2023年3月31日的三个月中，总销售额包括与为第三方开展的加工和运输活动相关的2,700万美元（2022年至2400万美元）的金额，这些金额未包含在我们的已实现价格或净回值中。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的特定财务措施咨询。

产量

与2022年相比，产量持平。我们在本季度将16口净新油井上线（2022年—20口净新井）。这些积极影响被自然下跌和2022年2月28日温布利资产的出售所抵消。

特许权使用费

在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省，常规资产受特许权使用费制度的约束。由于特许权使用费率降低和天然气成本补贴（“GCA”）扣除额增加，特许权使用费总额较2022年有所下降。在艾伯塔省，天然气井受益于GCA，GCA减少了特许权使用费，以考虑处理和运输皇家部分天然气生产所产生的资本和运营成本。由于销量减少，有效特许权使用费率从 2022 年开始增加。

开支

运输

我们的运输成本反映了将原油、液化天然气和天然气从生产点运往产品销售地点的费用。与2022年相比，运输成本增加了1400万美元，达到4,800万美元。2023 年，每个英国央行的单位运输成本平均为 4.34 美元，而 2022 年每个英国央行的平均运输成本为 3.18 美元。

正在运营

2023 年第一季度我们运营支出的主要驱动因素是维修和维护、劳动力、财产税和租赁成本以及电力。与2022年相比，2023年第一季度，每个英国央行的运营费用增加了1.74美元，至每个英国央行的13.07美元，这主要是由于劳动力、维修和维护以及修缮成本的增加。与2022年相比，2023年的总运营支出增加了1,600万美元，达到1.5亿美元。

净回值

(1) 规定的财务措施。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

(2) 包含一项非公认会计准则财务指标。参见本MD&A的特定财务措施咨询。

DD&A

在截至2023年3月31日的三个月中，常规DD&A总额为9500万美元（2022年至8000万美元）。2023年第一季度的平均枯竭率为每个英国央行8.41美元（2022年——每个英国央行8.16美元）。

离岸

在 2023 年第一季度，我们：

•提供安全操作。

•创造了3亿美元的营业利润率，与2022年相比减少了1.58亿美元，这主要是由于我们在中国业务的销售量减少以及基准定价的下降。此外，在西白玫瑰项目重大施工开始之前，我们大西洋业务的运营费用有所增加。主要施工于三月下旬开始。

•每位英国央行赚取了57.06美元的净回报。

•投资了1亿美元的资金，主要用于大西洋地区的西白玫瑰项目和Terra Nova ALE项目。

2022 年 5 月 31 日，Cenovus 及其合作伙伴宣布重启西白玫瑰项目，导致我们在白玫瑰油田和卫星延伸方面的工作兴趣减少了 12.5%。预计西白玫瑰项目的峰值产量将达到每天8万桶（每天4.5万桶，净产量为Cenovus），第一批石油预计在2026年上半年投产。预计Cenovus获得第一批石油所需的总资本约为20亿至23亿美元。截至2023年3月31日，该项目已完成约65％。自从我们决定重启该项目以来，我们已经投资了大约1.55亿美元。

在Terra Nova，浮式生产、储存和卸载装置（“FPSO”）的准备和维护工作仍在继续，我们正在评估时间表。

利用我们在印度尼西亚的股权核算资产，我们在MAC油田钻探并完成了三口计划开发井中的第三口。我们预计该油田将在2023年第三季度首次生产天然气。

在中国，我们在2022年第二季度敲定了一项协议，该协议在合同有效期内增加流花29-1的天然气销售量。这部分抵消了荔湾3-1签约天然气销售的部分减少，这是由于2022年第二季度达成了一项暂时增加销量的修正案。从2023年开始，作为荔湾3-1合同的一部分，合同天然气销售量进一步下降。

财务业绩