附录 99.2

Cenovus Energy Inc

管理层的讨论和分析（未经审计）

截至2024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
经营和财务业绩						6
构成我们财务业绩基础的大宗商品价格						11
展望						14
可报告的细分市场						16
上游						16
油砂						16
传统的						20
离岸						22
下游						25
加拿大炼油						25
美国炼油						27
企业和淘汰						30
流动性和资本资源						32
风险管理和风险因素						37
关键会计判断、估计、不确定性和会计政策						37
控制环境						38
咨询						38
缩写和定义						41
特定的财务措施						42
前一时期的修订						48

本管理层2024年4月30日对Cenovus Energy Inc.（包括提及 “我们”、“我们”、“其”、“公司” 或 “Cenovus”，指Cenovus Energy Inc.、Cenovus Energy Inc.的子公司、合资安排和合伙权益）于2024年4月30日同时阅读以及我们2024年3月31日未经审计的中期合并财务报表和附注（“中期合并财务报表”），2023年12月31日经审计的合并财务报表报表和附注（“合并财务报表”）以及2023年12月31日的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截至2024年4月30日作出。本MD&A包含有关我们当前预期、估计、预测和假设的前瞻性信息。有关可能导致实际业绩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，请参阅咨询报告。Cenovus管理层（“管理层”）编制了管理层和答案。Cenovus董事会（“董事会”）审计委员会审查并建议董事会于2024年4月30日批准管理层和分析。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+的sedarplus.ca、EDGAR的sec.gov上以及我们的网站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均以加元（包括提及 “美元” 或 “美元”）编制，除非注明了另一种货币，并且符合国际会计准则委员会发布的《国际财务报告准则》（“IFRS”）（“国际财务报告准则”）。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，请参阅缩写和定义部分。

我们是一家总部位于艾伯塔省卡尔加里的加拿大综合能源公司。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厂之一，下游业务位于加拿大和美国（“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用燃料业务。

我们的业务涉及整个价值链中的活动，包括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。我们在物理和经济上整合的上下游业务有助于我们减轻轻重质原油差异波动的影响，并通过从原油、天然气和液化天然气的生产到运输燃料等成品的销售中获取价值，为我们的净收益做出贡献。

我们的战略

在Cenovus，我们的目标是为世界注入活力，改善人们的生活。我们的战略侧重于通过可持续、低成本、多元化和综合的能源领导力，实现股东价值的长期最大化。我们的五个战略目标包括：提供一流的安全绩效和可持续发展领导力；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；注重财务纪律，包括达到和维持目标债务水平，同时让Cenovus在大宗商品价格周期的弹性中保持稳定；采用严格的方法向在大宗商品价格周期底部产生回报的项目分配资金；以及优先在所有价格周期中创造自由资金流以管理我们的余额表格，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，并分散我们的投资组合。

2023年12月14日，我们发布了2024年预算，重点是严格的资本投资，平衡基础业务的增长与丰厚的股东回报。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。欲了解更多详情，请参阅本管理层分析报告的 “展望” 部分以及我们于2023年12月13日发布的2024年企业指南，可在我们的网站cenovus.com上查阅。

我们的运营

该公司通过以下可报告的部门运营：

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、劳埃德明斯特热电和劳埃德明斯特的常规重油资产。Cenovus通过对赫斯基中游有限合伙企业（“HMLP”）的股权计入投资，共同拥有并运营管道收集系统和码头。Cenovus产品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、运输承诺和客户多样化。

•传统资产包括艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的埃尔姆沃斯-瓦皮蒂、凯博布-埃德森、克利尔沃特和彩虹湖运营区内富含液化天然气和天然气的资产，以及众多天然气处理设施的权益。Cenovus的液化天然气和天然气生产通过第三方管道、出口码头和储存设施的容量进行销售和运输，并增加第三方大宗商品的交易量。它们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海上作业、勘探和开发活动，以及对哈斯基-中海油马都拉有限公司（“HCML”）的股票计入投资，该公司在印度尼西亚近海勘探和生产液化天然气和天然气。

下游细分市场

•加拿大炼油公司包括自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还拥有并运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用燃料业务包括在该细分市场中。Cenovus推销其产品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。

•美国炼油包括在全资利马、苏必利尔和托莱多炼油厂以及通过与运营商菲利普斯66共同拥有的实体WRB Refining LP（“WRB”）控股的合资实体WRB Refining LP（“WRB”）提炼原油以生产汽油、柴油、喷气燃料、沥青和其他产品。Cenovus销售一些自有和第三方的精炼产品，包括汽油、柴油、喷气燃料和沥青。

公司和淘汰赛

企业和清除，包括Cenovus范围内的一般和行政费用、融资活动成本、企业相关衍生工具和外汇风险管理的收益和亏损。消除措施包括调整各细分市场之间原油、天然气、凝析油、其他液化天然气和成品的原料和内部使用量；公司铁路原油码头向油砂板块提供的转运服务；出售从加拿大炼油板块混合原油生产中提取并出售给油砂板块的凝析油；以及库存中未实现的利润。淘汰是根据市场价格记录的。

在2024年第一季度，我们的油砂和加拿大炼油资产的运营表现强劲，美国炼油资产的运营业绩也有所改善。与2023年第四季度相比，原油基准价格仍然强劲，尽管芝加哥3-2-1的市场快速利差在本季度波动不定，但平均比2023年第四季度高出32％。强劲的运营业绩，加上强劲的基准定价，带来了稳健的财务业绩。

•按照我们的第一优先级执行。我们在整个业务中实现了安全的运营，并将继续努力改善我们的安全记录。安全仍然是我们的首要任务。

•提供了稳定的上游性能。第一季度上游产量平均为每天800,900桶石油当量，而2023年第四季度为每天808,600桶石油当量。由于成功的重建计划，我们的劳埃德明斯特热力资产具有很高的可靠性，因此取得了强劲的业绩。在大西洋地区的白玫瑰油田，计划中的SeaRose浮式生产、储存和卸载装置（“FPSO”）资产寿命延长（“ALE”）项目于2023年12月下旬暂停生产，改装工作已经开始。由于FPSO于2023年11月恢复生产，Terra Nova的产量部分抵消了产量的下降。

•我们的加拿大炼油资产实现了强劲的运营业绩。我们在加拿大炼油资产的原油单位吞吐量（“吞吐量”）为每天104,100桶，比2023年第四季度增加了3,800桶。总产量为每天116,200桶，比2023年第四季度增加了每天2,900桶。加拿大炼油板块的原油利用率为94％（2023年第四季度为91％）。

•改善了我们的美国炼油资产的业绩。本季度我们在美国炼油厂的吞吐量为每天551,100桶，比2023年第四季度增加了每天72,300桶。该细分市场的精炼产品总产量每天增长71,800桶，至每天58.59万桶。美国炼油板块的原油利用率为87％，高于2023年第四季度的75％。

•报告了稳健的财务业绩。净收益从2023年第四季度的7.43亿美元增至12亿美元。调整后的资金流从21亿美元增加到22亿美元，这主要是由于炼油基准价格的改善和强劲的经营业绩。经营活动产生的现金流为19亿美元，低于2023年第四季度的29亿美元，这是由于非现金营运资本的变化足以抵消较高的营业利润率。

•已在实现净负债目标方面取得进展。我们继续朝着40亿美元的净负债目标迈进。截至2024年3月31日，净负债为48亿美元，而截至2023年12月31日为51亿美元。

•为股东带来了可观的现金回报。我们向股东返还了4.36亿美元，其中包括通过正常发行人出价（“NCIB”）以1.65亿美元的价格购买740万股普通股，以及通过普通股基础分红和优先股分红购买2.71亿美元的普通股。2024 年 4 月 30 日，我们董事会宣布第二季度基本股息为每股普通股 0.180 美元，比 2024 年 2 月宣布的第一季度股息增加 29%，可变股息为每股普通股 0.135 美元。

•实现了我们的信用评级目标。继标普全球于2024年3月18日将Cenovus上调至BBB，展望稳定之后，我们实现了所有机构的中等BBB信用评级目标。此次升级反映了我们的债务减免、金融政策往绩和运营势头。

•开始申报途径联盟（“Pathways”）的监管文件。2024年3月22日，Pathways宣布已开始向艾伯塔省能源监管机构申请拟议的碳交通网络和储存枢纽项目的监管申请。正如提议的那样，该项目将成为世界上最大的碳捕集系统之一，并将在帮助加拿大实现其净零排放目标方面发挥重要作用。

季度业绩摘要

(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。请参阅本MD&A的特定财务措施咨询。

选定的经营业绩——上游

(1) 有关各细分市场产品类型的产量摘要，请参阅本MD&A的 “油砂、常规或海上应申报细分市场” 部分。

与2023年相比，2024年第一季度的上游总产量每天增加了21,900桶英国当量，这是由于：

•我们的日出和劳埃德明斯特热力资产的基井优化取得了成功的结果。

•我们的劳埃德明斯特热力资产2023年重建计划的成功结果。

•Terra Nova FPSO 将于 2023 年 11 月下旬恢复生产。

增长被以下因素部分抵消：

•暂停了计划中的ALE项目的SeaRose FPSO的生产。我们预计将在2024年第三季度末恢复白玫瑰油田的生产。

选定的经营业绩-下游

(1) 有关按产品类型划分的产量摘要，请参阅本MD&A的 “加拿大炼油和美国炼油应报告的细分市场” 部分。

加拿大炼油资产在2024年第一季度可靠运营，劳埃德明斯特升级厂（或 “升级商”）和劳埃德明斯特炼油厂的原油利用率平均为94％（2023年至89％）。与2023年第一季度初影响Upgrader的寒冷天气和运营中断相比，该季度的持续运营推动了业绩同比的改善。

在我们的美国炼油业务中，吞吐量每天增加191,900桶，原因是我们：

•原油利用率达到87％（2023年至67％）。

•受益于托莱多炼油厂和苏必利尔炼油厂整整四分之一的产量。

•利用了伍德河和博格炼油厂自1月底以来有利的市场条件，以及两家炼油厂在2023年计划中的检修和计划外停机。

增长被以下因素部分抵消：

•由于本季度初基准价格大幅下降，我们调整了美国炼油厂的吞吐量以优化利润率。

•利马炼油厂的计划外停电。

•计划中的第三方氢气中断影响了托莱多炼油厂的产量。

•由于冬季冻结导致Superior Refinery的吞吐量和成品产量降低，导致计划外停机。

精选合并财务业绩

收入

与2023年第一季度相比，收入增长了9％，达到134亿美元，这主要是由于原油产量的增加和混合原油基准价格的上涨影响了我们的油砂板块，以及下游产量的增加主要是由于托莱多和苏必利尔炼油厂的重启。天然气、合成原油和成品油价格的下降部分抵消了这一增长。

营业利润率

营业利润率是一项非公认会计准则衡量标准，用于一致地衡量我们资产的现金创收表现，以使我们的基础财务业绩在不同时期之间具有可比性。

(1) 比较期反映了某些修订。有关更多详情，请参阅本MD&A咨询部分中的中期合并财务报表和前期修订附注24。

各细分市场的营业利润率

截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 日的三个月

与2023年同期相比，2024年第一季度的营业利润率增加了11亿美元，达到32亿美元，这主要是由于：

•更高的原油产量和更高的原油基准价格影响了我们的油砂板块。

•由于整整一个季度的运营，托莱多炼油厂和苏必利尔炼油厂的精炼产品产量有所增加。

•认识到从bp Products North America Inc. 手中收购托莱多炼油厂剩余的50％权益（“托莱多收购”）所带来的好处，这使我们能够更好地利用美国投资组合中的现有资源来改善我们的产品组合。

这些增长被以下因素部分抵消：

•较低的天然气基准定价影响了我们的常规细分市场。

•我们的海上板块的销量降低。

•加拿大炼油板块的营业利润率下降，这主要是由于升级差异缩小至每桶19.31美元。

•较低的市场裂缝利差影响了我们的美国炼油部门。

来自（用于）经营活动的现金和调整后的资金流

调整后资金流是一项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其资本计划融资和履行财务义务的能力。

与2023年相比，2024年前三个月来自经营活动的现金有所增加。如上所述，增长主要是由于2024年营业利润率的提高以及非现金营运资金的变化。2024年非现金营运资金净变动为负2.69亿美元，主要是由原油和成品油定价上涨导致应收账款、应付账款和库存增加所致。在2023年第一季度，来自运营活动的非现金营运资金的变化使现金减少了16亿美元，这主要是由同期缴纳的12亿美元所得税所推动的。

与2023年相比，2024年第一季度调整后的资金流有所增加，这主要是由于营业利润率的提高，但该季度支付的长期激励成本增加和当期税收支出的增加部分抵消了这一点。

净收益（亏损）

2024年第一季度的净收益为12亿美元，而2023年为6.36亿美元。增长的主要原因是如上所述，营业利润率的提高以及资产剥离的收益，但部分被所得税支出以及一般和管理成本的增加所抵消。

净负债

自2023年12月31日以来，净负债减少了2.33亿美元，这主要是由于经营活动产生的现金19亿美元，但部分被10亿美元的资本投资、4.36亿美元的股东现金回报以及影响我们以美国计价的债务的加元疲软所抵消。有关更多详细信息，请参阅本管理数据和分析的 “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。不包括与HCML合资企业相关的资本支出。

2024年第一季度的资本投资主要与：

•维持油砂领域的活动，包括作为我们冬季综合计划的一部分钻探地层测试井、将纳罗斯湖与克里斯蒂娜湖连接起来，以及福斯特溪、劳埃德明斯特热能资产和日出的其他维护项目。

•西白玫瑰项目在大西洋地区的进展。

•常规领域的钻探、完井和基础设施项目。

•维持我们运营的炼油资产的活动，以及非运营的伍德河和博格炼油厂的炼油可靠性项目。

钻探活动

(1) 油砂段中的蒸汽辅助重力排水（“SAGD”）成对的油井被视为单口生产井。

钻探了地层测试井，以帮助确定未来的油井位置，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。

2024年第一季度（2023年——在印度尼西亚的MAC油田钻探并完成了一口（净值0.4个）的开发油井，海上部分没有钻探或完工。

我们财务业绩的关键业绩驱动因素包括大宗商品价格、质量和地点价格差异、成品油价格和炼油裂缝利差，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结果，请参阅本MD&A “可报告细分市场” 部分中的净回报表。

(2) 平均3-2-1裂纹差是炼油利润率的指标，按后进先出会计制进行估值。

（3）艾伯塔省能源公司（“AECO”）5A天然气每日指数。

（4）纽约商品交易所（“NYMEX”）天然气月度指数。

原油和凝析油基准

2024年第一季度，原油基准价格，布伦特原油和西中质原油，与2023年第一季度相比略有上涨，与2023年第四季度基本持平。自2023年初以来，全球原油供需一直相对平衡，因为欧佩克+减产的持续延长抵消了全球其他地方的产量增长并支撑了价格。围绕俄罗斯乌克兰冲突的地缘政治不确定性仍然是与原油和成品油价格有关的最大直接地缘政治风险。2024年第一季度，以色列/加沙、红海、委内瑞拉和圭亚那等地区的各种其他地缘政治事件加剧了波动，但迄今为止对全球石油市场的影响有限。

WTI是加拿大原油的重要基准，因为它反映了北美内陆原油的价格，而加元等值是确定我们一些原油物业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。与2023年第一和第四季度相比，布伦特与西德克萨斯中质原油的差异在2024年第一季度有所扩大，反映了运费的适度上涨。

WCS 是一种混合重油，由传统的重油和非常规的稀释沥青组成。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。2024年第一季度，哈迪斯蒂的WTI-WCS平均差异与2023年第一季度相比有所缩小，这主要是由于质量差异的缩小。由于计划外的炼油厂维护、全球炼油利用率高、市场中重油桶供应的增加以及成品油价格的波动，2023年第一季度出现了巨大的轻量级差异。由于欧佩克+的削减和重质原油加工能力的增加，全球重质和中质原油供应的减少导致质量差异缩小。艾伯塔省的高产量导致2024年第一季度的出口接近或超过管道容量；但是，这对WCS同比差异的影响微乎其微。正如预期的那样，跨山管道扩建工程将于2024年启动，对WTI-WCS差异的影响正在缩小。

荷兰的WCS是我们在美国墨西哥湾沿岸（“USGC”）销售产品的重油基准。荷兰的WTI-WCS差异代表了重油质量的差异，受全球重油提炼能力和全球重油供应的影响。与2023年第一季度相比，荷兰的WTI与WCS的差异在2024年第一季度有所缩小，这是由于影响上述哈迪斯蒂WTI-WCS差异的因素相同。

在加拿大，我们在升级中心将重质原油和沥青升级为甜味合成原油，即赫斯基合成混合原油（“HSB”）。汇丰银行的实现价格主要由西德克萨斯中质原油的价格以及加拿大西部的甜合成原油的供需推动，后者影响了WTI与合成原油的差异。

2024年第一季度，埃德蒙顿的合成原油价格低于西德中质原油，而2023年第一季度的溢价。合成原油的交易价格通常高于WTI。2024年第一季度价格疲软是由于艾伯塔省合成原油产量高，轻质原油供应过剩导致轻质原油超过轻质原油管道的管道容量以及当地储存容量有限。

将冷凝水与沥青混合使我们的产品能够通过管道运输。我们的混合比率以稀释剂体积占总混合量的百分比计算，范围从大约 20% 到 35% 不等。WCS-凝析油差异是一个重要的基准，因为更大的差异通常会导致出售一桶混合原油时冷凝油成本的回收率降低。当艾伯塔省的冷凝水供应无法满足需求时，埃德蒙顿冷凝水价格可能会受到USGC凝析油价格加上将冷凝水运往埃德蒙顿的成本的推动。我们的混合成本还受到购买冷凝水并将其运送到库存中以用于混合的时间以及混合产品的销售时间的影响。

与2023年第一季度的溢价相比，2024年第一季度的埃德蒙顿凝析油基准平均交易价格低于WTI。这是由艾伯塔省轻质原油和合成原油价格疲软推动的，因为轻质原油的供应过剩超过了管道外卖能力。

炼油基准

RUL和ULSD基准价格代表内陆成品价格，用于推导芝加哥3-2-1的市场裂缝价差。3-2-1的市场裂缝利差是衡量炼油利润率的指标，使用本月的WTI原油原料价格，以后进先出的方式估值，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。

芝加哥3-2-1的市场裂缝利差反映了托莱多、利马和伍德里弗炼油厂的市场。第三组3-2-1的市场裂缝利差反映了苏必利尔和博格炼油厂的市场。

2024年第一季度成品油价格与2023年同期相比有所下降，原因是全球产能的增量增加打压了全球炼油厂裂缝利差，而芝加哥地区炼油厂的产量在获得更便宜的原料和较高的馏分油价格的推动下，导致成品供应过剩和大量库存增加，使芝加哥相对于其他市场的定价构成压力。到2024年第一季度末，芝加哥地区的计划内和计划外炼油厂维护加强了芝加哥的成品定价。

由于可再生柴油供应的增长，该季度的平均RIN成本也低于2023年第一季度。

北美炼油裂缝利差以西德中质原油计算，而成品油通常由全球价格确定。美国中西部和中部大陆炼油市场裂缝利差的强度总体上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其他各种因素的影响，例如原油原料的质量和购买地点、炼油厂的配置和产品产量，以及购买原料和产品销售之间的时间间隔，因为原料按先入先出（“FIFO”）会计制进行估值。市场裂缝利差并不能精确反映我们炼油厂的配置和产品产量；但是，它们被用作一般市场指标。

天然气基准

与2023年相比，纽约商品交易所和AECO天然气的平均价格在2024年第一季度有所下降，原因是美国供应迅速增长至创纪录的高水平，超过了需求的增长，这导致了库存水平居高不下。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

我们的收入受外汇敞口影响，因为我们的原油、液化天然气、天然气和成品油的销售价格是参考美元基准价格确定的。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以美元计价。随着加元贬值，我们的美元债务折算成加元后会产生未实现的外汇损失。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折算。

平均而言，在2024年第一季度，加元兑美元汇率与2023年第一季度相比走强，对我们报告的收入产生了负面影响。与2023年12月31日相比，截至2024年3月31日，加元兑美元汇率走弱，导致我们的美元债务折算出现未实现的外汇损失。

我们在亚太地区的部分长期销售合同以人民币定价。加元相对于人民币的升值将减少该地区天然气商品销售所获得的加元收入。平均而言，在2024年第一季度，加元兑人民币汇率与2023年第一季度相比走强，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。利率的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3月31日，加拿大银行的政策利率为5％。2024年4月10日，加拿大银行宣布利率将保持在百分之五。

大宗商品价格展望

由于欧佩克+减产的持续延长支撑了价格，全球原油价格与2023年第四季度基本持平。目前的自愿削减已延长至2024年第二季度末。在美国页岩油的带动下，非欧佩克+的供应增长一直强劲，预计将持续增长到2024年。在中国消费的推动下，需求增长也很强劲。由于全球原油供需平衡紧张，中东剩余产能居高不下，欧佩克+政策对全球石油平衡和价格仍然至关重要。围绕俄罗斯乌克兰冲突的地缘政治不确定性仍然是与原油和成品油价格有关的最大直接地缘政治风险。

在市场关键驱动因素不可预测和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。总体而言，我们预计原油和成品油价格的总体前景将动荡不定，并受到欧佩克+政策、俄罗斯持续入侵乌克兰的持续时间和严重程度、制裁或减产导致俄罗斯出口减少的程度、非欧佩克+供应增长的步伐、战略石油储备的补充、以色列和加沙危机（包括任何蔓延到更广泛的冲突）、对红海船只的袭击以及两国间紧张局势的影响委内瑞拉和圭亚那。此外，全球经济活动减弱、通货膨胀和利率的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。

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在Hardisty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挂钩。正如预期的那样，跨山管道扩建工程将于2024年启动，对WTI-WCS差异的影响正在缩小。

•我们预计成品油价格和市场裂缝利差将保持波动。俄罗斯持续入侵乌克兰的经济影响和中央银行的政策可能会影响需求。根据季节性趋势和北美炼油厂利用率进行调整，成品油价格和市场裂缝利差可能会继续波动。

•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的天然气价格将在短期内保持压力。天气将继续成为需求和影响价格的关键驱动力。

•我们预计，加元将继续受到美国联邦储备委员会和加拿大银行相互提高或降低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。

我们的大多数上游原油和下游成品生产都受到WTI原油价格变动的影响。我们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。我们上游资产中的原油产量与凝析油和丁烷混合，被我们的下游业务用作原油原料，而从我们的混合原油中提取的凝析油被回售给我们的油砂业务。

我们的炼油能力集中在美国中西部，而USGC和艾伯塔省的风险敞口较小，这使Cenovus面临所有这些市场的市场裂缝利差。我们将继续监控市场基本面，并相应地优化炼油厂的开工率。

我们的原油差价敞口包括轻质和中低价差价。中低价差风险敞口主要集中在美国中西部市场地区的轻质中质原油，我们的大部分炼油产能位于该地区，美国石油公司和艾伯塔省的程度较小。我们面临的轻重质原油价格差异由全球轻质原油价格差异、我们运往的石油市场中的区域成分以及可能受到运输限制的艾伯塔省差价构成。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减轻原油和成品油差异的影响：

•运输承诺和安排-利用我们现有的公司服务承诺来提高外卖能力，并支持将原油从我们的生产区域运往消费市场（包括潮水市场）的运输项目。

•整合——重油提炼能力使我们能够从加拿大原油的WTI-WCS差异以及成品油的利差中获取价值。

•监控市场基本面并相应地优化炼油厂的运行率。

•位于不同地理位置的传统原油储罐。

2024年的主要优先事项

我们在2024年的优先事项侧重于顶级安全绩效、股东回报率目标、项目执行以及持续关注成本和可持续发展领导力。

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最佳运营商。

股东目标回报

保持强劲的资产负债表，具有抵御价格波动和在整个大宗商品价格周期中抓住机会的韧性，是Cenovus资本配置框架的关键要素。我们的最终净负债目标是40亿美元，我们将努力在实现这一目标方面继续取得进展。有关更多详细信息，请参阅本管理数据和分析的 “流动性和资本资源” 部分。

项目执行

投资未来的增长是我们的重点，有几个关键项目正在进行中，包括西白玫瑰项目、SeaRose FPSO ALE项目、与克里斯蒂娜湖的纳罗斯湖回流项目以及福斯特溪优化项目。此外，我们将在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期项目。

成本领导力

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、资本以及一般和管理成本，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。

我们将继续利用我们的上游专业知识提高下游资产的可靠性，以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扎根于Cenovus的文化中。我们在环境、社会和治理（“ESG”）的五个重点领域制定了雄心勃勃的目标，并将继续推进切实的计划以实现这些目标。

我们已分配资源投资于我们的五个ESG重点领域，包括减排举措。我们将继续支持我们对Pathways Alliance基础项目的承诺，包括努力与联邦和省政府达成协议，为推进大规模脱碳项目提供足够的财政支持，同时保持全球竞争力。联邦和省政府提供与全球其他大规模脱碳项目相一致的支持至关重要。这将使加拿大石油和天然气行业能够实现其温室气体（“GHG”）减排目标，并与其他石油和天然气生产司法管辖区保持竞争力。

有关Cenovus努力和目标的更多信息，请参见我们网站cenovus.com上的Cenovus2022年ESG报告。

上游

油砂

在 2024 年第一季度，我们：

•提供安全可靠的操作。

•每天生产613,300桶原油（2023年—每天生产587,500桶原油）。

•在 Sunrise 引进了三年来的第一座新井垫。

•我们的日出和劳埃德明斯特热力资产的基井优化以及劳埃德明斯特热力资产的重建计划取得了成功的成果。

•创造了22亿美元的营业利润率，与2023年相比增加了11亿美元，这主要是由于已实现销售价格的上涨和销售量的增加。

•6.47亿美元的投资资本主要用于维持活动，包括作为我们冬季综合计划的一部分钻探地层测试井、将纳罗斯湖与克里斯蒂娜湖连接以及福斯特溪、劳埃德明斯特热能资产和Sunrise的其他维护项目。

•实现了每英国央行40.79美元的净回报（2023年—每英国央行22.55美元）。

财务业绩

(1) 比较期反映了某些修订。有关更多详情，请参阅本MD&A咨询部分中的中期合并财务报表和前期修订附注24。

营业利润率差异

截至2024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油的价值。冷凝水成本记录在运输和混合费用中。原油价格不包括凝析油购买的影响。价格变动包括已实现的风险管理收益和损失的影响。

(2) 包括第三方来源的数量、施工和其他与原油、液化天然气或天然气生产无关的活动。

经营业绩

(1) 沥青、重质原油和天然气。

(2) 包含非公认会计准则财务指标。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

(3) 比较期反映了某些修订。有关更多详情，请参阅本MD&A咨询部分中的中期合并财务报表和前期修订附注24。

(4) 油砂的生产主要是沥青，劳埃德明斯特的常规重油除外，它是重质原油。

（5）常规天然气产品类型。

(6) 有效特许权使用费率等于特许权使用费支出除以产品收入，减去运输费用，不包括风险管理的已实现（收益）损失。

(7) 由劳埃德明斯特热电和劳埃德明斯特的常规重油资产组成。

(8) 特定的财务措施。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

收入

2024年第一季度，总销售额从2023年的57亿美元增至66亿美元。增长主要是由于哈迪斯蒂的WTI与WCS的差异缩小至每桶19.31美元（2023年至每桶24.77美元），以及产量从每天587,500桶增加到每天613.3万桶。特许权使用费的增加主要是由于与2023年第一季度相比总销售额的增加。

价格

我们的重油和沥青生产必须与冷凝水混合以降低其粘度，然后通过管道将其运往市场。在我们的净回报计算中，我们的已实现沥青和重油销售价格不包括购买的凝析油的影响；但是，它受凝析油价格的影响。随着用于混合的冷凝油成本相对于混合原油价格的增加，我们的混合比率增加，已实现的重油和沥青销售价格下降。

2024年第一季度，我们约有25％的原油销量在美国目的地出售给第三方，大约20％的油砂原油销量出售给了我们的加拿大和美国下游业务。所有剩余的销售都在加拿大的目的地。

我们的已实现销售价格从2023年第一季度的每英国央行的55.60美元上涨至2024年第一季度的每桶72.79美元，这主要是由于WTI-WCS的差异缩小和冷凝水与WCS的差异缩小。在2024年的前三个月，WTI平均价格为每桶76.96美元（2023年至每桶76.13美元），WTI与WCS在哈迪斯蒂的差异为每桶19.31美元（2023年至每桶24.77美元）。2024年第一季度，哈迪斯蒂的冷凝水基准价格为每桶WCS溢价15.13美元，而2023年同期的每桶溢价为28.51美元。

Cenovus做出存储和运输决策，即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、运输承诺和客户多样化。为了保护与存储或运输决策相关的库存，Cenovus可能会采用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。

产量

2024年第一季度，油砂原油日产量为613,300桶（2023年为每天587,500桶）。

与2023年相比，福斯特克里克的日产量增加了6,000桶，达到每天196.0桶。增长的主要原因是三个新的井口在2023年全年上线，一个新的井口在2024年第一季度上线。

与2023年相比，克里斯蒂娜湖的产量相对稳定，为每天236,500桶。

与2023年相比，Sunrise的日产量增加了4,300桶，达到每天48.8万桶，这主要是由于我们的2023年重建计划和基井优化取得了成功的结果。

与2023年相比，我们的劳埃德明斯特热能资产的日产量增加了15,100桶，达到每天114.1万桶。这一增长归因于2024年第一季度投入使用的新井的强劲业绩以及我们在2023年成功的重建计划。

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）基于政府规定的付款前和付款后的特许权使用费率，该税率使用加元等值的WTI基准价格按浮动比例确定。

预付款项目的特许权使用费是按月计算的，该计算将特许权使用费率（根据加元等值的WTI基准价格，从1％到9％不等）应用于该项目的总收入。

后期付款项目的特许权使用费按年计算得出，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（1％至9％，基于加元等值的WTI基准价格）；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是后期付款项目，Sunrise是一个预付款项目。

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传统重油，特许权使用费是根据适用于每个项目的年费率计算的，其中包括每个项目的皇冠和永久产权分配。对于皇冠特许权使用费，预付款的计算基于百分之一的税率，后期付款的计算基于20％的税率。永久产权的计算仅限于付款后的项目，并以8％的税率为基础。

在2024年第一季度，特许权使用费为6.97亿美元（2023年至5.16亿美元）。油砂特许权使用费的增加主要是由于已实现价格的提高以及交易量的增加。油砂的有效特许权使用费率从2023年的21.4％降至2024年的19.3％，这主要是由于期末申报的年度调整。

开支

运输和混合

2024年第一季度，混合成本与2023年相比下降了1.42亿美元，至23亿美元，这是由于冷凝水价格的下降被产量的增加部分抵消。与2023年相比，2024年的运输成本下降了6600万美元，至4.24亿美元，这主要是由于美国目的地的销量减少和铁路成本的降低。

每单位运输费用

英国央行每单位运费从2023年的每桶9.07美元降至2024年第一季度的7.54美元，这主要是由于销量增加以及前往美国目的地的销售量减少。

在福斯特克里克，每桶运输量从2023年的每桶13.45美元降至2024年的每桶10.25美元，这主要是由于对美国目的地的销售减少，导致运输费用降低。2024年，我们将34％（2023年至49％）的货量从福斯特溪运往美国目的地。

在克里斯蒂娜湖，单位运输量从2023年的每桶7.70美元降至2024年的每桶5.40美元，这主要是由于固定铁路成本和费率的降低。2024年，我们将11％（2023年至15％）的货量从克里斯蒂娜湖运往美国目的地。

Sunrise的每单位运输量从2023年的每桶12.67美元增加到2024年的每桶18.51美元，这主要是由于我们运往美国目的地的运送量比例有所提高。2024年，我们将94％（2023年至46％）的货量从日出运往美国目的地。

在我们的劳埃德明斯特油砂资产中，2024年的单位运输量为每桶3.89美元（2023年至每桶3.74美元）。

正在运营

我们在2024年第一季度运营支出的主要驱动因素是燃料、员工、维修和保养以及化学品。与2023年相比，2024年的总运营支出减少了7700万美元至6.6亿美元，这主要是由于天然气基准定价大幅下跌导致的燃料成本降低。与2023年相比，2024年温室气体合规成本以及维修和维护成本的上涨部分抵消了这些下降。我们的成本承受了一些通货膨胀压力；但是，我们通过签订长期合同、与供应商合作以及购买长期交货项目来管理成本，以缓解未来的成本上涨。

单位运营费用 (1)

(1) 特定的财务措施。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

(2) 包括劳埃德明斯特热电和劳埃德明斯特的常规重油资产。

与2023年相比，福斯特克里克、日出和劳埃德明斯特在2024年前三个月的单位非燃料成本有所下降，这主要是由于销量的增加。

由于温室气体合规成本、维修和维护以及废物处置成本的增加，克里斯蒂娜湖的单位非燃料成本增加，但销量的增加部分抵消了这一点。

净回报 (1)

(1) 包含非公认会计准则财务指标。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

常规

在 2024 年第一季度，我们：

•交付了安全操作。

•每天生产120,700桶桶油（2023年至每天123,900桶桶油）。

•营业利润率为1.49亿美元，低于2023年的2.61亿美元，这主要是由于天然气基准价格下跌。

•投资资本为1.26亿美元，继续专注于钻探、完井和基础设施项目。

•平均每位英国央行的净回报为13.04美元（2023年—每位英国央行22.08美元）。

财务业绩

(1) 比较期反映了某些修订。有关更多详情，请参阅本MD&A咨询部分中的中期合并财务报表和前期修订附注24。

营业利润率差异

截至2024年3月31日的三个月

(1) 价格变动包括已实现的风险管理收益和损失的影响。

(2) 反映了加工设施的营业利润率。

经营业绩

(1) 包含非公认会计准则财务指标。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

(2) 比较期反映了某些修订。有关更多详情，请参阅本MD&A咨询部分中的中期合并财务报表和前期修订附注24。

(3) 有效特许权使用费率等于特许权使用费支出除以产品收入，减去运输费用，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《特定财务措施建议》。

收入

总销售额

2024年第一季度，总销售额从2023年的10亿美元降至8.79亿美元。下降的主要原因是天然气基准价格下跌，加上产量从每天的123,900英镑略有下降至每天120.7万桶桶当量。

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。特许权使用费从2023年第一季度的5400万美元降至2024年第一季度的2400万美元，这主要是由于定价下跌。

开支

运输

我们的运输成本反映了原油、液化天然气和天然气从生产点到产品销售地的运输费用。与2023年相比，2024年第一季度的运输成本下降了300万美元，至7800万美元。每单位运输成本从2023年的每英国央行的4.03美元增加到2024年第一季度的4.67美元，这主要是由于销售量略有下降。

正在运营

2024年前三个月运营支出的主要驱动因素是维修和保养、劳动力和财产税成本。与2023年相比，2024年第一季度的英国央行总运营支出和运营支出保持一致。

净回报 (1)

(1) 包含非公认会计准则财务指标。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

(2) 比较期反映了某些修订。有关更多详情，请参阅本MD&A咨询部分中的中期合并财务报表和前期修订附注24。

离岸

在 2024 年第一季度，我们：

•交付了安全操作。

•每天生产64,900桶桶油的轻质原油、液化天然气和天然气（2023年至每天65,600桶当量）。

•由于 2023 年 11 月恢复生产，Terra Nova FPSO 的平均日产量为 7,200 桶（2023 年为零）。

•产生的营业利润率为2.46亿美元，与2023年相比减少了5400万美元，这主要是由于大西洋地区的销售量下降。

•实现了每位英国央行净回报52.80美元（2023年—每英国央行57.06美元）。

•投资资本1.59亿美元，主要用于大西洋地区的西白玫瑰项目。

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白玫瑰油田的生产，改装工作已经开始。我们预计将在2024年第三季度末恢复白玫瑰油田的生产。

截至2024年3月31日，西白玫瑰项目已完成约80％。自从我们在2022年决定重启该项目以来，我们已经投资了约7.97亿美元。预计第一批石油将在2026年上市。

财务业绩

(1) 大西洋和亚太地区的营业利润率是非公认会计准则财务指标。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

营业利润率差异

截至2024年3月31日的三个月

经营业绩