展品99.2

Cenovus Energy Inc.

管理层的讨论和分析(未经审计)

截至2023年12月31日止的年度

(加元)

管理层的讨论与分析

Cenovus概述						3
年度回顾						3
经营业绩和财务业绩						6
我们财务业绩背后的大宗商品价格						11
展望						14
可报告的细分市场						17
上游						18
油砂						18
常规						22
离岸						24
下游						28
加拿大炼油						28
美国炼油						30
清除率和消除						33
季度业绩						35
石油和天然气储量						38
流动资金和资本资源						39
风险管理和风险因素						44
关键会计判断、估计不确定性和会计政策						62
控制环境						65
咨询						65
缩略语						68
具体的财政措施						69
上一期间的修订						79

本管理层对Cenovus Energy Inc.的讨论和分析（“MD&A”）（包括提及“我们”、“我们的”、“我们的”、“其”、“公司”或“Cenovus”，指Cenovus Energy Inc.，Cenovus Energy Inc.之附属公司、合营安排及直接或间接持有之合伙权益）日期为2024年2月14日的公告应与我们于2023年12月31日的经审核综合财务报表及随附附注（“综合财务报表”）一并阅读。除非另有说明，本MD&A中包含的所有信息和声明均截至2024年2月14日。本管理层讨论和分析包含有关我们当前预期、估计、预测和假设的前瞻性信息。有关可能导致实际结果出现重大差异的风险因素以及我们前瞻性信息所依据的假设的信息，请参阅咨询。Cenovus管理层（“管理层”）编制了MD&A。Cenovus董事会（“董事会”）的审核委员会已于二零二四年二月十四日审阅并建议董事会批准管理层讨论及分析。有关Cenovus的其他信息，包括我们的季度和年度报告、年度信息表（sec.gov sedarplus.ca本网站上的信息或与本网站相关的信息，即使在本MD&A中提及，也不构成本MD&A的一部分。

陈述的基础

本管理层讨论和分析及合并财务报表以加元（包括提及“美元”或“$”）编制，除非指明其他货币，并根据国际会计准则委员会颁布的国际财务报告会计准则（“国际财务报告准则”或“公认会计原则”）编制。产量按特许权使用费前基准呈列。有关常用的石油和天然气术语，请参阅缩略语部分。

我们是一家总部位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里的综合能源公司。我们是以加拿大为基地的最大原油及天然气生产商之一，其上游业务遍及加拿大及亚太区，亦是以加拿大为基地的最大炼油商及炼油商之一，其下游业务遍及加拿大及美国（“美国”）。

我们的上游业务包括阿尔伯塔省北部的油砂项目；加拿大西部的热能和常规原油、天然气和天然气液体(“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NGL生产。我们的下游业务包括在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。我们的物质和经济一体化的上下游业务通过从原油、天然气和液化石油气生产到运输燃料等成品销售的价值获取，帮助我们缓解轻重质原油差价波动的影响，并为我们的净收益做出贡献。

有关我们业务分部的描述，请参阅本管理层讨论及分析的可报告分部部分。

我们的战略

在Cenovus，我们的目标是让世界充满活力，让人们的生活变得更美好。我们的战略重点是通过可持续、低成本、多元化和一体化的能源领导，实现股东价值的长期最大化。我们的五项战略目标包括：提供一流的安全绩效和可持续性领先地位；通过竞争性成本结构和优化利润率实现价值最大化；专注于财务纪律，包括达到并维持目标债务水平，同时为Cenovus提供通过大宗商品价格周期产生弹性的资金；有纪律的方法将资本分配到在大宗商品价格周期底部产生回报的项目；以及在所有价格周期确定自由资金流产生的优先顺序，以管理我们的资产负债表、通过股息增长和普通股购买增加股东回报、对我们的业务进行再投资以及实现投资组合多元化。

2023年12月14日，我们发布了2024年预算，重点是有纪律的资本投资，并平衡我们基础业务的增长和有意义的股东回报。我们将继续专注于安全运营、降低成本、资本纪律和实现我们综合业务的全部价值。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的展望部分和我们2023年12月13日的2024年企业指导，可在我们的网站cenovus.com上找到。

2023年，我们实现了多个运营里程碑，进一步提升了我们的综合运营，并为股东带来了可观的回报。

·提供安全可靠的上游性能。上游平均日产量为778.7万BOE，而2022年为78.62万BOE。在常规领域，我们对第二季度开始的重大野火活动做出了快速、安全的反应。在油砂业务方面，我们的业绩受到上半年产量下降的影响，因为我们准备启动新的油井衬垫。我们能够在下半年恢复势头。第四季度上游产量平均为每天80.86千BOE，这是自2021年第四季度以来的最高季度平均产量。

·取得了离岸里程碑。我们实质性地推进了西白玫瑰项目，在2026年交付了第一批石油。施工大约完成了75%，随着混凝土重力结构锥形滑模作业的完成，我们在第二季度达到了该项目的一个重要里程碑。Terra Nova浮式生产、储存和卸货装置(“浮式生产、储存和卸载装置”)于8月重返油田，并于11月下旬开始生产。我们还在9月份实现了印尼MAC气田的第一批天然气生产。

·进一步整合重油生产和炼油能力。今年2月，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，使我们获得了该炼油厂的全部所有权和运营权(“收购托莱多”)。我们在6月份安全地使炼油厂恢复了全面运营。在Superior炼油厂，我们继续朝着全面恢复运营的方向前进。托莱多的收购和Superior Refinery炼油厂的投产增加了约12.9万桶/天的炼油能力，其中7.9万桶/天是重油炼油能力。

·安全而强劲的加拿大炼油性能。2023年，平均原油单位产能(或“产能”)增加了7.8万桶/日，达到100.7万桶/日，原油利用率为91%(2022年-84%)。成品油日均产量增加9万桶，达到11.42万桶。产能和精炼产品产量的增加是由于有限的停机时间和可靠的运营。

·美国的炼油业务。2023年平均日产量增加58.9万桶，达到45.97万桶。原油利用率为75%(2022年-80%)，成品油平均日产量为48.5万桶，比2022年增加65.1万桶。产量和精炼产品产量的增长主要是由上文讨论的托莱多和Superior炼油厂推动的。增加的部分被我们运营和非运营资产的计划外停机和计划维护所抵消。

·减少长期债务。我们在第三季度以8400万美元的折扣购买了10亿美元的长期债务。2023年与2022年相比，截至2023年12月31日，长期债务减少16亿美元，至71亿美元，净债务增加7.78亿美元，至51亿美元。2023年，我们加强了信用评级，将评级从芬兰评级公司上调至BBB稳定，S全球评级和穆迪投资者服务公司的前景从稳定上调至正面。

·为股东带来了可观的现金回报。我们向股东返还了28亿美元，其中包括通过我们的NCIB以11亿美元购买4360万股普通股，通过普通股基础股息和优先股股息购买10亿美元，以及购买和注销4550万份Cenovus认股权证7.11亿美元。2024年2月14日，董事会宣布第一季度基本股息为每股普通股0.140美元，优先股股息为900万美元。

·产生了88亿美元的调整后资金流。来自经营活动的现金流为74亿美元(2022年至114亿美元)，调整后资金流为88亿美元(2022年至110亿美元)，主要反映了大宗商品价格环境的疲软。与2022年相比，布伦特原油和西德克萨斯中质原油分别下跌18%，至每桶82.62美元和77.62美元，哈迪斯蒂的WCS下跌22%，至每桶58.97美元。与2022年相比，基准成品油价格也有所下降，柴油价格下降了24%，汽油价格下降了19%。芝加哥3-2-1裂解价差下跌29%，至每桶24.19美元。

·路径联盟取得进展。拟议的碳捕获和封存(“CCS”)项目的工程、地下评估和环境实地工作已完成，为2024年上半年提交监管申请做准备。如果建成，CCS项目将成为世界上最大的CCS网络之一，并在帮助加拿大实现净零目标方面发挥关键作用。

2024年1月1日，标志着Cenovus和赫斯基能源公司(“赫斯基”)合并交易完成三周年。我们在推进通过安全运营、资产整合、成本和可持续性领先、财务纪律和自由资金流增长实现股东价值最大化的战略方面取得了重大进展。三年来，我们减少了69亿美元的长期债务和80亿美元的净债务。我们通过我们的股东回报战略向股东返还了67亿美元，包括通过我们的NCIB购买和注销1.731亿股普通股，购买和注销4550万股Cenovus认股权证，以及支付股息。我们通过战略收购进一步整合了我们的资产，并完成了Superior Refinery重建。最后，我们围绕我们雄心勃勃的ESG目标制定并正在推进工作。

年度业绩摘要

(1)有关按产品类型划分的上游总产量的摘要，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)非公认会计准则财务计量或包含非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。

(4)上表所有期间的净收益(亏损)与持续经营的净收益(亏损)相同。

精选经营业绩和油气储量-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、常规或近海可报告区段部分。

生产

2023年，上游总产量比2022年略有下降。与2022年相比，2023年产量增加的因素如下：

·我们油砂资产的产量增加，主要是由于于2022年8月31日从BP Canada Energy Group ULC(BP Canada)手中收购了日出油砂合作伙伴关系(SOSP)剩余50%的权益，以及2023年再开发计划的成功结果。克里斯蒂娜湖产量的下降部分抵消了增长的影响，这是由于2023年新油井垫块的时间安排造成的。

·2022年第四季度，印度尼西亚的MBH和MDA气田首次生产天然气，2023年第三季度，MAC气田首次生产天然气。

与2022年相比，2023年产量下降的因素如下：

·为应对2023年第二季度的野火活动，我们常规业务的相当大一部分生产暂时停产。

·对2022年第二季度中国的荔湾3：1天然气销售协议进行了修改，完成了暂时增加销售量的修正案。

·2023年第二季度，中国的一次临时计划外停电，与4月初第三方船只切断脐带有关，于5月重新连接。

石油和天然气储量

根据我们由独立合格储量评估师(“IQRE”)编制的储量报告，截至2023年12月31日，总探明储量和总探明加上可能储量分别约为59亿BOE和87亿BOE。总探明储量比2022年减少了4%，探明加上可能储量比2022年减少了2%。

有关我们储量的更多信息，请参见本管理层讨论和分析的石油和天然气储量部分。

部分经营业绩-下游

（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，了解按产品类型划分的生产汇总。

加拿大炼油资产在2023年运行良好，升级厂和炼油厂的原油利用率分别为90%和95%（2022年分别为84%和83%）。业绩的改善是由于2023年的一致运营，而2022年两项资产的计划内周转和临时计划外停机。该增加部分被2023年第二及第四季度升级设备的计划外停机所抵销。

在我们的美国炼油业务中，原油吞吐量增加了5.89万桶/天，因为我们：

·完成了对托莱多炼油厂剩余50%股份的收购，使我们的日吞吐量增加了8万桶。

·安全重启托莱多炼油厂。到6月底，炼油厂已全面投产，下半年的利用率为88%。全年利用率为57%（2022年为45%）。

·自2018年以来关闭的Superior炼油厂在恢复全面运营方面取得了重大进展。我们于三月中旬引入原油，并于十月初安全重启催化裂化装置（“催化裂化装置”）。今年下半年，原油利用率为66%。

·伍德河炼油厂的业绩强劲。此外，2022年的计划周转活动比2023年春季计划周转的影响更大。伍德河和博格炼油厂的综合利用率为81%（2022 - 83%）。

增加的款额被以下各项部分抵销：

·博格炼油厂的计划内检修和临时计划外停机，其影响大于2022年完成的计划外停机和检修。

·2023年下半年利马炼油厂的计划外停机和计划内维护。2023年利马炼油厂的原油利用率为85%（2022年为90%）。

·在2023年第四季度，由于炼油基准价格大幅降低，我们调整了美国炼油厂的吞吐量，以优化我们的利润率。

部分合并财务业绩

收入

收入较2022年减少22%至522亿元，主要由于混合原油基准定价下降影响我们的油砂分部，以及天然气和精炼产品基准定价下降，部分被加元相对于美元平均走软所抵消。

营业利润率

营业利润率是一项特定的财务指标，用于提供对我们资产现金产生绩效的一致衡量，以便于我们不同时期的基本财务绩效具有可比性。

（1）比较期间反映了某些修订。有关进一步详情，请参阅综合财务报表附注39及本管理层讨论及分析的咨询部分所载的前期修订。

按部门划分的营业利润率

截至2023年12月31日及2022年12月31日的年度

与2022年相比，2023年的营业利润率下降了32亿美元，降至110亿美元，主要原因是：

·由于基准定价较低，已实现原油和NGL销售价格较低。

·由于市场裂解价差降低，美国炼油部门的毛利率下降。

·我们离岸部门的销售额下降。

·油砂部门的非燃料运营费用增加。与2022年相比，油砂每单位非燃料运营费用增加了15%，2023年达到每桶8.94美元，主要是由于福斯特克里克和克里斯蒂娜湖计划中的扭亏为盈导致维修和维护成本上升，以及总销售量下降。

·美国炼油部门的运营费用上升，主要是因为收购了托莱多，以及Superior和托莱多炼油厂的启动。

营业利润率的下降被以下因素部分抵消：

·与2022年相比，2023年已实现的风险管理损失大幅降低。

·油砂和常规领域的特许权使用费较低，原因是原油和天然气基准定价较低。

·如上所述，更高的生产能力和精炼产品主要来自托莱多和Superior炼油厂。

与2022年相比，传统部门的营业利润率下降，主要是由于实现的天然气价格下降。这一下降通常被油砂和加拿大炼油部门从传统部门购买的天然气燃料运营成本的减少所抵消。

经营活动的现金和调整后的资金流

调整后的资金流是石油和天然气行业常用的一种非GAAP财务衡量标准，用于帮助衡量公司为其资本计划融资和履行财务义务的能力。

2023年经营活动产生的现金较2022年减少。下降主要是由于上文所述的经营利润率下降及非现金营运资金变动，部分被2022年支付的与收购FCCL Partnership 50%股权相关的或然付款6. 31亿美元所抵销。2023年的非现金营运资金净变动为12亿美元，主要是由于2023年第一季度结算了12亿美元的所得税负债。

2023年的经调整资金流较2022年减少，主要由于经营利润率下降。

净收益（亏损）

2023年的净利润为41亿美元，而2022年为65亿美元。这一下降主要是由于上文所述的营业利润率下降，此外：

·与2022年日出收购有关的重估收益。

·2023年其他收入减少，主要是由于2022年与2018年Superior炼油厂和大西洋地区事故有关的保险收益。

·2022年资产剥离净收益较高。

减少额被以下因素部分抵消：

·较低的所得税费用。

·2023年未实现外汇收益与2022年亏损相比。

·由于长期激励成本降低，一般和行政费用减少。

·由于在2022年和2023年第三季度购买无担保票据，财务成本降低。

·减少重新计量或有付款的损失。

净债务

长期债务较2022年12月31日减少16亿美元，主要是由于在2023年第三季度购买了本金总额为10亿美元的无担保票据。净债务较2022年12月31日增加7.78亿美元，主要来自74亿美元的经营活动现金、43亿美元的资本投资、5.15亿美元的收购和28亿美元的股东现金回报。

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)包括房地产、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合资企业有关的资本支出。

2023年资本投资主要涉及：

·维持油砂领域的活动，包括钻探地层测试井，这是我们第一季度和第四季度冬季综合计划的一部分，此外还包括将纳罗斯湖与克里斯蒂娜湖连接起来，以及福斯特克里克和日出的其他增长项目。

·常规领域的钻井、完井、连接和基础设施项目。

·大西洋区域西白玫瑰项目和Terra Nova资产寿命延长(“ALE”)项目的进展。

·伍德河炼油厂、博格炼油厂、利马炼油厂和托莱多炼油厂的Superior炼油厂重建、利润率提高和可靠性倡议。

钻探活动

(1)油砂区段SAGD井对计为单口生产井。

(2)包括新的资源玩法。

钻探了地层测试井，以帮助确定未来的井垫位置，并进一步推进对其他资产的评估。为了收集信息和监测储集层状况，打了观察井。

在离岸部分，我们于2023年在印尼的MAC油田钻探并完成一口(净额0.4口)计划开发井(2022年-在印度尼西亚的MBH、MDA及MAC油田钻探及完成九口(净额3.6口)计划开发井)。

我们财务业绩的主要表现驱动因素包括大宗商品价格、质量和区位价差、精炼产品价格和炼油裂解价差以及美元/加元和人民币/加元汇率。下表显示了精选的市场基准价格和平均汇率，以帮助了解我们的财务业绩。

部分基准价格和汇率(1)

(1)这些基准价不是我们的已实现销售价格，而是近似值。有关我们的平均已实现销售价格和已实现风险管理结果，请参阅本MD&A报告细分部分中的净额回收表。

(2)哈迪斯蒂的WCS。

(3)平均3-2-1裂解扩展是炼油利润率的一个指标，并以后进先出的会计基础进行估值。

(4)艾伯塔省能源公司(AECO)5A天然气日指数。

(5)NYMEX天然气月度指数。

原油和凝析油基准

与2022年相比，2023年原油基准价格布伦特原油和西德克萨斯中质原油价格有下降的趋势。2023年，我们看到原油市场更加平衡，导致平均价格从2022年的较高水平回落。尽管存在宏观经济担忧，2023年全球需求增长仍保持健康，但被非欧佩克+国家的高供应增长所超过。OPEC+产量配额的反复和延长削减抵消了其他地方的产量增长，并支撑了价格。2022年上半年，油价处于高位，原因是在全球库存较低和原油生产闲置产能有限的情况下，全球需求上升，与俄罗斯出口供应短缺不确定性相关的风险加剧了这一点。2022年下半年，随着对俄罗斯重大供应中断的担忧缓解，几乎所有短期供应来源都能满足需求，包括史无前例地释放美国政府战略石油储备(SPR)，油价逐渐下降。

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，而加元当量是确定我们许多原油资产特许权使用费费率的基础。

我们大西洋原油和亚太地区NGL的价格主要是由布伦特原油价格推动的。与2022年相比，2023年布伦特-西德克萨斯中质原油的价差收窄。2022年，在俄罗斯2022年2月入侵乌克兰后的几个月里，这一差距显著扩大。

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的差额是轻质和重质原油质量差额以及运输成本的函数。在全年基础上，2023年哈迪斯蒂的WTI-WCS平均差值与2022年持平。运输成本反映了2022年和2023年的管道经济，因为供应基本上保持在出口能力范围内。WCS差额在2023年第四季度扩大，最明显的是在12月份。第四季度的扩大是由于艾伯塔省炼油厂的高产量和停电导致出口超过管道产能。WCS质量差异与去年同期持平，因为差异在2022年下半年和2023年上半年扩大，原因是炼油厂计划外维护、全球炼油利用率高、欧佩克+向市场供应的中质和重油桶不断增加、SPR的发布以及成品油价格的波动。

荷兰的WCS是我们产品在USGC销售的重油基准。WTI-WCS荷兰差价是重油质量贴水的代表，受全球重油炼油能力和全球重油供应影响。2023年尼德兰的WTI-WCS差值比2022年有所下降，原因与上面讨论的影响哈迪斯蒂WTI-WCS差值的因素相同。

在加拿大，我们在Upgrader将重质原油和沥青升级为低硫合成原油，即赫斯基合成混合物(HSB)。HSB实现的价格主要是由WTI价格和来自加拿大西部的低硫合成原油的供求推动的，这影响了WTI-合成差价。

2023年，埃德蒙顿的合成原油相对于西德克萨斯中质原油的溢价低于2022年。2022年合成原油价格上涨，原因是加拿大西部的升级机维护和炼油厂对轻质原油的强劲需求。2023年的高升级机产量导致了这一溢价的侵蚀。与2023年第三季度相比，第四季度合成原油相对于WTI的溢价有所下降，原因是轻质原油管道的出口高于管道能力，以及当地石油储存能力有限。

将凝析油与沥青混合，使我们的产品能够通过管道运输。我们的混合比例，以稀释剂体积占总混合体积的百分比计算，范围约为20%至35%。WCS-凝析油差价是一个重要的基准，因为当销售一桶混合原油时，较大的差价通常会导致凝析油成本的回收减少。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是由USGC凝析油价格加上将凝析油运输到埃德蒙顿的成本推动的。我们的混合成本还受到可用于混合的凝析油购买和交付到库存的时间以及混合产品销售时间的影响。在全年基础上，2023年凝析油-WCS的平均差值与2022年一致。埃德蒙顿凝析油价差具有高度季节性，通常在冬季需求高峰期较WTI溢价，在夏季月份较WTI折价。这与WTI-WCS的差异是反季节的，经常导致WCS-凝析油差异在夏季和冬季经历大范围的波动。

2023年和2022年，埃德蒙顿凝析油平均基准与西德克萨斯中质原油接近平价，原因是艾伯塔省对重质原油混合的需求强劲，凝析油供应仍然紧张。

提炼基准

RUL和超低硫柴油基准价格是内陆成品油价格的代表，用于推导芝加哥3-2-1市场裂解价差。3-2-1市场裂解价差是一个指标，反映了使用基于WTI的当前月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产生的炼油利润率，并按后进先出原则进行估值。

芝加哥3-2-1市场裂解蔓延反映了托莱多、利马和伍德河炼油厂的市场。集团3 3-2-1市场裂解价差反映了Superior和Borger炼油厂的市场。

与2022年相比，2023年成品油价格有所下降。在此期间，市场裂解价差也有所下降，因为2022年经历了成品油价格和炼油利润率创历史新高的时期，原因是大流行炼油厂合理化、俄罗斯出口波动以及全球成品油库存极低。

与2022年相比，炼油厂停产减少和全球产能增加导致2023年成品油价格相对于WTI下降，但裂解价差仍高于历史正常水平。柴油利润率同比下降，但由于需求强劲、全球供需平衡紧张以及库存持续低迷，柴油利润率平均较高。2023年汽油利润率平均强劲，但在第四季度走软，原因是季节性需求下降和炼油厂利用率高导致供应过剩和库存增加。12月份，汽油和柴油利润率以及裂解扩展大幅下降。芝加哥成品油市场在2023年经历了相对于Group 3和USGC的疲软时期，因为地区炼油利用率很高，航道维护阻止了产品被驳船到其他市场需求中心。

在全年基础上，2023年的平均RIN成本与2022年持平，但由于可再生柴油供应的增长，2023年第四季度下降。

北美炼油裂解价差是在WTI的基础上表达的，而精炼产品通常是由全球价格决定的。美国中西部和中大陆炼油市场裂解价差的强劲通常反映了布伦特原油和西德克萨斯中质原油基准价格之间的差异。

我们的炼油利润率受到许多其他因素的影响，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，因为原料是按先进先出(FIFO)会计基础进行估值的。市场裂解价差并未准确反映我们炼油厂的配置和产品产量，但它们被用作一般市场指标。

(1)RIN没有远期价格。

天然气基准

与2022年相比，2023年NYMEX和AECO天然气平均价格大幅下降。2022年价格非常高，原因是美国国内需求强劲，液化天然气出口高，再加上供应反应滞后，以及在俄罗斯供应担忧的情况下，全球定价强劲。2023年，随着美国供应快速增长，达到创纪录高位，超过需求增长，导致库存水平居高不下，价格走软。我们亚太地区天然气生产的价格主要基于长期合同。

外汇基准

我们的收入受到外汇风险的影响，因为我们的原油、NGL、天然气和成品油的销售价格是参考美元基准价格确定的。除了我们的收入以美元计价外，我们的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汇兑损失。此外，汇率的变化会影响我们美国和亚太地区业务的转换。

2023年，与2022年相比，加元兑美元平均疲软，对我们报告的收入产生了积极影响。与2022年12月31日相比，截至2023年12月31日，加元兑美元汇率略有走强，导致我们的美元债务转换产生了未实现的外汇收益。

我们在亚太地区的长期销售合同有一部分是以人民币计价的。加元相对人民币升值，将减少在该地区销售天然气商品所获得的加元收入。2023年，与2022年相比，加元兑人民币平均略有走强，对我们报告的收入产生了负面影响。

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都受到利率波动的影响。利率的变化可能会改变我们的净利息支出，影响某些负债的衡量方式，并影响我们的现金流和财务业绩。

截至2023年12月31日，由于对通胀的担忧，加拿大银行的政策利率为5.00%，高于2022年12月31日的4.25%。2024年1月24日，加拿大银行宣布利率将保持在5.00%。

大宗商品价格展望

与2022年相比，2023年全球原油价格在较窄的区间内交易，但在欧盟对俄罗斯原油和产品的进口禁令以及随后全球贸易流动的重新洗牌、与利率和通胀上升相关的全球宏观经济担忧以及以色列和加沙危机等地缘政治事件之后，全球原油价格仍然波动。2022年，在俄罗斯入侵乌克兰后，全球原油价格在今年上半年飙升，原因是全球闲置产能较低，引发了人们对供应短缺的担忧。2022年下半年，由于几乎所有短期供应来源都被调用，价格逐渐下降，俄罗斯出口保持弹性。尽管宏观经济指标疲软，但2023年原油需求增长最终是强劲的，这得益于中国在今年早些时候取消对新冠肺炎的限制。来自非欧佩克+的高供应增长给全年的价格带来了下行压力；但欧佩克+宣布的减产和延长减产措施管理和支撑了供应增长带来的下行压力。欧佩克+政策对全球石油平衡和价格仍然至关重要。

在一个不可预测的关键驱动因素和政府政策在供需动态中发挥重要作用的市场中，原油价格的轨迹仍然不确定和不稳定。与俄罗斯、伊朗和委内瑞拉有关的政策是推动能源供应和改变全球贸易模式的关键因素。欧佩克+宣布延长减产，这将继续支持定价，生产配额是原油价格的关键驱动因素。总体而言，我们预计原油和成品油价格的总体前景将不稳定，并受到欧佩克+政策、俄罗斯入侵乌克兰的持续时间和严重性、俄罗斯出口因制裁或减产而减少的程度、非欧佩克+供应增长的速度、战略石油储备的补充以及以色列和加沙危机的影响。此外，全球经济活动疲软、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速度的风险。

除上述因素外，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在哈迪斯蒂的差价将在很大程度上与全球供应因素和重质原油加工能力挂钩。我们预计，2024年跨山管道扩建的启动将对WTI-WCS的差异产生较小的影响。

·我们预计成品油价格和市场裂解价差将保持波动。俄罗斯持续入侵乌克兰的经济影响以及央行政策可能会影响需求。成品油价格和市场裂解价差可能会继续波动，根据北美的季节性趋势和炼油厂利用率进行调整。

·由于强劲的供应和充足的天然气储备，NYMEX和AECO的天然气价格预计在短期内仍将承压。天气将继续是需求和影响价格的关键驱动因素。

·我们预计加元将继续受到美国联邦储备委员会(Federal Reserve Board)和加拿大央行(Bank Of Canada)上调或下调基准贷款利率的速度、原油价格和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生产都受到WTI原油价格变动的影响。我们整合的上下游业务帮助我们缓解了大宗商品价格波动的影响。我们上游资产中的原油生产与凝析油和丁烷混合，并由我们的下游业务用作原油原料，从我们的混合原油中提取的凝析油被卖回我们的油砂业务。苏必利尔炼油厂和托莱多炼油厂的重启提供了进一步的物理整合。这两家炼油厂都从我们的油砂资产中加工混合原油，并从Upgrader加工HSB。

我们的炼油产能集中在美国中西部，在USGC和艾伯塔省的敞口较小，使Cenovus面临所有这些市场的市场裂解价差。我们将继续监测市场基本面，并相应地优化我们炼油厂的运行率。

我们对原油差价的敞口包括轻质和轻质-中质价差。轻中价差敞口主要集中在美国中西部市场地区的轻中型原油，我们在该地区拥有大部分炼油产能，在USGC和艾伯塔省也有较小程度的差距。我们对轻质-重质原油价差的敞口包括全球轻重成分、我们运输桶到的市场中的地区性成分，以及艾伯塔省的差价，这可能受到运输限制的影响。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价的影响：

·运输承诺和安排-利用我们现有的坚定服务承诺提供外卖能力，并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。

·一体化-重油精炼能力使我们能够从加拿大原油的WTI-WCS价差以及精炼产品的价差中获取价值。

·不同地理位置的传统原油储油罐。

2024年的主要优先事项

我们2024年的重点是安全，通过下游盈利能力实现股东价值最大化，推进重大项目和其他资产机会以及成本领先地位，并继续为我们的公司和行业辩护。

顶级安全性能

安全可靠的运营是我们的首要任务。我们努力确保我们的投资组合安全可靠地运营，并致力于成为我们每项主要资产和业务的一流运营商。

股东回报目标

Cenovus资本配置框架的一个关键要素是保持强劲的资产负债表，并具有抵御价格波动的弹性，并在整个商品价格周期中利用机会。我们的最终净债务目标是40亿美元，这是我们的净债务底线，我们努力继续朝着这一目标取得进展。当净债务在季度末达到40亿美元的底线时，我们的目标是将下一季度的超额自由资金流100%返还给股东。

项目执行

投资未来增长是我们的重点，目前有几个关键项目正在进行中，包括West White Rose项目、SeaRose FPSO资产寿命延长项目（“SeaRose ALE项目”）、Narrows Lake回接Christina Lake和Foster Creek优化项目。此外，我们于2024年进行多项信息系统升级。我们计划按时按预算执行这些多年项目。

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最大化股东价值。我们专注于降低运营、资本、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。

我们将继续致力提高下游资产的可靠性，利用我们的上游专业知识，最大限度地提高资产的长期盈利能力。

可持续性

可持续发展一直深深植根于Cenovus的文化。我们已在五个环境、社会及管治重点领域订立雄心勃勃的目标，并继续推进切实可行的计划以实现该等目标。

我们已分配资源投资于五个环境、社会及管治重点范畴，包括减排措施。我们继续支持我们对路径联盟基础项目的承诺，包括努力与联邦和省政府达成协议，为大型脱碳项目的进展提供足够的财政支持。至关重要的是，联邦和省政府提供的支持水平与全球其他大型脱碳项目的支持水平一致。这将使加拿大石油和天然气部门能够实现其温室气体减排目标，并保持与其他石油和天然气生产管辖区的竞争力。

有关Cenovus的工作及目标的其他资料，可于我们网站cenovus. com的Cenovus二零二二年环境、社会及管治报告内查阅。

2024企业指南

我们2024年的资本投资预算在45亿至50亿美元之间。其中包括30亿美元用于维持生产和支持持续安全可靠的运营，以及15亿至20亿美元的优化和增长资本。

优化和增长资本主要涉及：

·推进西部白玫瑰项目。

·福斯特溪、克里斯蒂娜湖和日出工厂的产量不断增长。

·在我们的下游业务中采取措施，以提高可靠性并增加利润率。

·传统领域的机会。

下表显示2024年的指导方针：

我们的2024年指南日期为2023年12月13日，可在我们的网站cenovus.com上找到。

该公司通过以下可报告的部门进行经营：

上游航段

·油砂，包括艾伯塔省北部和萨斯喀彻温省的沥青和重油的开发和生产。Cenovus的油砂资产包括福斯特克里克、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通过对赫斯基中流有限合伙企业(“HMLP”)的股权投资，共同拥有和运营管道收集系统和码头。Cenovus生产和第三方商品交易量的销售和运输是通过访问加拿大和美国的第三方管道和存储设施的能力来管理和销售的，以优化产品组合、交货点、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和彩虹湖作业区内富含NGL和天然气的资产，以及在许多天然气加工设施中的权益。Cenovus的NGL和天然气生产通过第三方管道、出口终端和储存设施的能力进行销售和运输，并增加第三方大宗商品交易量。这些措施为市场准入提供了灵活性，以优化产品组合、交货点、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离岸业务、勘探和开发活动，以及对赫斯基-中国海洋石油马杜拉有限公司的股权会计投资，该公司在印度尼西亚近海从事天然气和天然气的勘探和生产。

下游航段

·加拿大炼油，包括拥有和运营的劳埃德明斯特提质和沥青精炼综合体，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还拥有并运营Bruderheim原油铁路终点站和两家乙醇工厂。该公司在加拿大的商业燃料业务包括在这一领域。Cenovus营销其生产和第三方大宗商品交易量，以努力利用其整合的资产网络实现价值最大化。该公司于2023年将其加拿大制造部门更名为加拿大炼油。

·美国炼油，包括在全资拥有的利马、苏必利和托莱多炼油厂以及联合拥有的Wood River和Borger炼油厂(与运营商Phillips 66共同拥有)提炼原油以生产汽油、柴油、喷气燃料、沥青和其他产品。Cenovus销售一些自己的和第三方精炼产品，包括汽油、柴油、喷气燃料和沥青。该公司于2023年将其美国制造部门更名为美国炼油。

公司和淘汰

公司和抵销，主要包括Cenovus范围内的一般和行政成本、融资活动、公司相关衍生工具和外汇风险管理的损益。抵销包括调整原料和内部使用的原油、天然气、凝析油、其他NGL和精炼产品；公司的铁路原油码头向油砂部门提供的运输服务；出售从加拿大炼油部门混合原油生产中提取并出售给油砂部门的凝析油；以及库存中的未实现利润。抵销是根据市场价格记录的。

上游

油砂

2023年，我们：

·提供了安全操作。

·每天生产593.4万桶原油(2022年至586.6万桶/天)。

·福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的三个新井垫开始生产。

·第二季度在福斯特克里克完成了计划中的扭亏为盈。

·克里斯蒂娜湖在第三季度完成了计划中的扭亏为盈，对生产的影响最小。

·营业利润率为82亿美元，与2022年相比减少了8.1亿美元，主要是因为实现的平均销售价格较低。

·投资24亿美元，主要用于维持活动，包括钻探地层测试井，这是我们第一季度和第四季度冬季综合计划的一部分，此外还有纳罗斯湖与克里斯蒂娜湖的连接，以及福斯特克里克和日出的其他增长项目。

·每个京东方的平均净收益为38.10美元(2022-49.10美元)。

财务业绩

（1）比较期间反映了某些修订。有关进一步详情，请参阅综合财务报表附注39及本管理层讨论及分析的咨询部分所载的前期修订。

营业利润率差异

截至2023年12月31日的年度

(1)报告的收入包括作为重油混合出售的凝析油的价值。凝析油成本记录在运输和混合费用中。原油价格剔除了凝析油购买的影响。价格变动包括已实现的风险管理损益的影响。

(2)包括第三方来源的数量、建筑和其他不属于原油、天然气或天然气生产的活动。

经营业绩

（1）沥青、重质原油和天然气。

（2）具体的财务措施。参见本管理层讨论和分析的特定财务措施咨询。

(3)On 2022年8月31日，我们从bp Canada收购了日出剩余的50%权益。

（4）二零二二年的沥青产量包括于二零二二年一月三十一日出售的Tucker资产每日1. 6千桶。

（5）油砂产品主要为沥青，但非常规重油为重质原油。

（6）常规天然气产品类型。

（7）实际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。

（8）由稠油热采和稠油常规资产组成。

收入

价格

我们的重油和沥青产品必须与凝析油混合以降低其粘度，以便通过管道将其运输到市场。在我们的净回计算中，我们的沥青和重油销售价格不包括购买凝析油的影响;但是，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价格的增加或我们的混合比的增加，我们实现的重油和沥青销售价格下降。

我们的已实现销售价格由二零二二年的每京东方91. 70美元下降至二零二三年的每京东方73. 02美元，主要由于WTI基准价格下降。于二零二三年，WTI平均每桶77. 62美元（二零二二年：每桶94. 23美元），而WTI-WCS于Hardisty的差价为每桶18. 65美元（二零二二年：每桶18. 22美元）。于二零二三年，凝析油基准价格较Hardisty的WCS溢价每桶17. 64美元，而二零二二年则为每桶溢价17. 77美元。

总销售额包括来自第三方的12亿美元（2022年-44亿美元）和与建筑，运输和混合活动有关的3.77亿美元（2022年-3.58亿美元）。

Cenovus利用我们的营销和运输基础设施（包括存储和管道资产）做出存储和运输决策，以优化产品组合、交付点、运输承诺和客户多样化。为保护我们与储存或运输决策相关的存货价格，Cenovus可能会采用各种价格调整及波动管理策略（包括风险管理合约），以减少未来现金流的波动并提高现金流稳定性。

生产量

于二零二三年，油砂原油产量为每日593. 4千桶（二零二二年：每日586. 6千桶）。

2023年，我们向美国目的地的第三方销售了约25%（2022年-20%）的油砂原油销量，并向加拿大和美国下游业务销售了约20%的油砂原油销量。所有剩余的销售都是在加拿大目的地。

于二零二三年，FosterCreek的产量较二零二二年减少4. 7千桶╱日至186. 3千桶╱日，主要由于二零二三年四月中旬开始并于五月初完成的计划检修，其影响大于二零二二年的计划维修及计划外停运。减少部分被二零二三年启动的三个新井场所抵销。

于二零二三年，Christina Lake的产量较二零二二年减少9. 1千桶╱日至237. 4千桶╱日，主要由于三个新井场于二零二三年启动，加上过往年度钻探的开发井于二零二二年产量强劲。减少部分被二零二二年的周转活动所抵销。我们于二零二三年第三季度完成了计划中的扭亏为盈，对生产的影响微乎其微。

与2022年相比，2023年日出油田的日产量增加了17.6万桶，达到4.89万桶。对日出的收购于2022年8月31日完成。此外，我们在第三季度完成的2023年重建计划的成功结果使产量同比增加。

与2022年相比，2023年劳埃德明斯特热能资产的日产量增加了4.2万桶，达到10.41万桶。这一增长是由于2022年8月Spruce Lake North热电厂的第一批石油，但部分抵消了2023年因重新开发计划和修井活动而下线的油井。

版税

我们油砂部门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(福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和日出)是基于政府规定的支付前和支付后特许权使用费费率，该费率是使用相当于加元的WTI基准价格按浮动比例确定的。

预付款项目的特许权使用费是根据每月计算得出的，该特许权使用费税率(根据相当于WTI的加元基准价格，从1%到9%不等)适用于该项目的毛收入。

支付后项目的特许权使用费以年化计算为基础，采用以下较大的计算方法：(1)毛收入乘以适用的特许权使用费费率(根据相当于加元的WTI基准价，为1%至9%)；或(2)项目的净收入乘以适用的特许权使用费费率(根据相当于加元的WTI基准价，为25%至40%)。毛收入是销售收入减去稀释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成本、运输成本以及允许的运营和资本成本。

福斯特克里克和克里斯蒂娜湖是预付款项目，日出是预付款项目。

对于我们的萨斯喀彻温省资产、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油，特许权使用费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保有权分割。对于Crown特许权使用费，支付前的计算基于1%的比率，支付后的计算基于20%的比率。永久保有权的计算仅限于支付后的项目，并基于8%的费率。

2023年，版税为31亿美元(2022年至45亿美元)。油砂有效特许权使用费从2022年的25.2%降至2023年的21.9%，主要是由于实现价格较低和艾伯塔省油砂滑动规模特许权使用费较低。

费用

运输和调合

2023年，由于凝析油价格下降，混合成本比2022年减少了14亿美元，降至89亿美元，但产量增加部分抵消了这一影响。与2022年相比，2023年的运输成本增加了1.38亿美元，达到18亿美元，这主要是由于收购了日出。

单位运费

运输成本从2022年的7.89美元增加到2023年的8.18美元。

在福斯特克里克，单位运输成本从2022年的每桶11.78美元略微上升至2023年的每桶11.98美元，主要是由于存储成本上升，但部分被较低的固定铁路成本所抵消。2023年，我们将44%(2022-43%)的货运量从福斯特克里克运往美国目的地。

在克里斯蒂娜湖，运输成本从2022年的每桶6.51美元小幅上涨至2023年的每桶6.69美元。运费的提高和运往美国目的地的运量的更高比例被较低的固定铁路成本部分抵消。2023年，我们将18%(2022-13%)的货运量从克里斯蒂娜湖运往美国目的地。

在日出，运输成本从2022年的每桶12.26美元小幅上涨至2023年的每桶12.47美元，主要是由于关税税率上升。2023年，我们将50%(2022-51%)的货运量从日出运往美国目的地。

在我们的其他油砂资产中，2023年的运输成本为每桶3.51美元(2022年至每桶3.49美元)。

运营中

2023年我们运营费用的主要驱动因素是燃料、劳动力、维修和维护以及化学品。与2022年相比，2023年的总运营费用减少了2.14亿美元，降至27亿美元，主要是由于AECO基准价格大幅下降导致燃料成本下降。与2022年相比，2023年的维修和维护费用增加，抵消了减少的费用。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、与供应商合作和购买长期产品来管理成本，以缓解未来的成本上升。

单位运营费用(1)

(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。

(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。

与2022年相比，我们所有油砂资产的单位非燃料成本在2023年有所增加，主要原因是：

·福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的销量下降和计划中的扭亏为盈，部分被计划中的扭亏为盈、维护活动和2022年的计划外停电所抵消。

·日出的维修和维护成本上升，但部分被2023年更高的总销量所抵消。

·我们其他油砂资产的维修、维护和修井活动增加。

净回扣(1)

（1）净值的组成部分是特定的财务指标。Netbacks包含非GAAP财务指标。参见本管理层讨论和分析的特定财务措施咨询。

风险管理中的已实现(收益)损失

2023年，我们已实现的风险管理损失为1700万美元（2022年为15亿美元）。较2022年减少是由于管理层决定于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。

传统型

2023年，我们：

·实现安全运营。

·每天生产119.9千桶油当量（2022 -每天127.2千桶油当量）。

·应对艾伯塔省北部的野火。5月初，我们在Rainbow Lake、Elmante-Wapiti、Kaybob-Edson和Clearwater的运营区域暂时关闭了每天约8.5万京东方的生产，以确保我们的员工、当地社区和资产的安全。受火灾影响的大部分油井和设施已于6月重新启动。额外的野火活动影响了我们的彩虹湖财产在9月和第四季度，并对生产的影响较小。我们在第四季度恢复了全面运营。

运营利润率为5.83亿美元，低于2022年的12亿美元，主要原因是平均实现销售价格下降。

·投资4.52亿美元，继续专注于钻井，完井，连接和基础设施项目。

·平均净值为$12.02/BOE（2022 - $27.43/BOE）。

财务业绩

（1）比较期间反映了某些修订。有关进一步详情，请参阅综合财务报表附注39及本管理层讨论及分析的咨询部分所载的前期修订。

营业利润率差异

截至2023年12月31日的年度

(1)价格变动包括已实现风险管理损益的影响。

(2)反映加工设施的营业利润率。

经营业绩

(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。

收入

价格

与2022年相比，我们2023年实现的总销售价格下降，主要是由于原油和天然气基准价格下降。

2023年，总销售额包括与第三方来源的数量有关的17亿美元(2022年至20亿美元)；与为第三方进行的加工活动有关的金额1.88亿美元(2022年至1.78亿美元)。

生产量

与2022年相比，2023年的日产量减少了7.3万BOE，降至119.9万BOE/日。同比下降主要是由于2023年第二季度野火的影响，但我们2023年发展计划的成功结果部分抵消了这一影响。

版税

传统资产在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省受特许权使用费制度的约束。特许权使用费从2022年的2.98亿美元降至2023年的1.12亿美元，有效特许权使用费费率下降，主要原因是天然气价格大幅下降。

费用

交通运输

我们的运输成本反映了原油、天然气和天然气从生产地点到产品销售地点的运输费用。与2022年相比，2023年的运输成本增加了4800万美元，达到2.98亿美元，单位运输成本从2022年的3.16美元增加到2023年的4.16美元。增长主要是由于关税税率上升和额外的仓储成本，加上销售量下降。

运营中

2023年运营费用的主要驱动因素是维修和维护、劳动力、物业税和租赁成本以及电力。与2022年相比，2023年的总运营费用增加了4900万美元，达到5.9亿美元，这是因为维修和维护成本更高。野火对总运营费用的影响微乎其微。与2022年相比，2023年每个京东方的运营费用增加了1.84美元，达到每个京东方13.02美元，这是由于影响总运营成本的相同因素以及野火活动导致的销售量下降。

净回扣(1)

(1)净回补的组成部分是具体的财务措施。净收益包含非公认会计准则的财务指标。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。

离岸海域

2023年，我们：

·实现安全运营。

·Terra Nova FPSO于11月下旬恢复生产。我们12月份的产量份额为每天41000桶。

·今年9月，印度尼西亚的MAC气田实现了首个天然气生产。

·每天生产63.4万桶轻质原油、天然气和天然气(2022年至7030万桶/天)。

·营业利润率为11亿美元，与2022年相比减少了4.92亿美元，主要是因为我们的大西洋和中国业务的销售量下降，以及实现的轻质原油销售价格下降。

·每个京东方的净收益为56.48美元(2022-68.90美元)。

·投资6.42亿美元，主要用于大西洋地区的West White Rose项目和Terra Nova Aale项目。

截至2023年12月31日，西白玫瑰项目约完成75%。自从我们在2022年决定重启该项目以来，我们已经投资了大约5.78亿美元。随着混凝土重力结构锥形滑模作业的完成，我们在第二季度达到了该项目的一个重要里程碑。第一批石油预计将于2026年投入使用。

2023年12月下旬，我们暂停了白玫瑰油田的生产，为计划中的海玫瑰啤酒项目做准备。SeaRose号浮式生产储油船于2024年1月下旬离开现场，进行原定的干式停靠。我们预计白玫瑰油田将于2024年第三季度末恢复生产。

财务业绩

（1）大西洋和亚太运营利润率是非GAAP财务指标。参见本管理层讨论和分析的特定财务措施咨询。

营业利润率差异

截至2023年12月31日的年度

经营业绩