附录 99.2

Cenovus Energy Inc

管理层的讨论和分析（未经审计）

截至2024年6月30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						15
可报告的细分市场						17
上游						17
油砂						17
传统的						22
离岸						24
下游						29
加拿大炼油						29
美国炼油						31
企业和淘汰						33
流动性和资本资源						35
风险管理和风险因素						40
关键会计判断、估计、不确定性和会计政策						40
控制环境						41
咨询						42
缩写和定义						45
特定的财务措施						46
前一时期的修订						58

本管理层2024年7月31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7月31日一起阅读以及我们2024年6月30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”），以及2023年12月31日经审计的合并财务报表及附注（“合并财务报表”）和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7月31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7月31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理事会（“IASB”）（“国际财务报告准则”）发布的国际财务报告准则（“IFRS”）（“IFRS 会计准则”）。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：实现顶级安全绩效；通过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中保持弹性；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资产负债表，增加股东通过股息增长和普通股购买获得回报，对我们的业务进行再投资以及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。我们的2024年企业指南已于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，请参阅本管理与分析的 “展望” 部分。

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。

第二季度的财务和经营业绩反映了我们油砂资产的强劲运营业绩和建设性的原油价格，劳埃德明斯特升级公司（“升级商”）的周转对我们加拿大炼油板块的影响，以及美国炼油厂原油单位吞吐量（“吞吐量”）的增加，但被哈迪斯蒂WTI-WCS差异缩小和市场裂缝利差波动的影响所抵消。

•继续关注安全。我们在整个业务中保持安全运营，并不断努力改善我们的安全记录。安全仍然是2024年的关键优先事项。

•在7月实现了我们的净负债目标。截至2024年6月30日，我们的净负债状况为43亿美元，而在7月，我们达到了40亿美元的净负债目标。因此，在2024年第三季度，我们的目标是将剩余自由资金流的100％分配给股东回报，净负债超过40亿美元，截至2024年6月30日为2.58亿美元。

•强劲的上游生产。第二季度上游产量平均为每天80.08万桶石油当量，与2024年第一季度每天80.09万桶石油当量持平。

•安全地执行了劳埃德明斯特升级器周转任务。从 2024 年 5 月 8 日到 7 月 4 日，我们完成了升级版历史上最大规模的周转。结果，加拿大炼油板块的日产量从2024年第一季度下降了50,300桶，至每天53.8万桶。加拿大炼油公司的总运营支出为4.15亿美元，其中包括与周转相关的2.11亿美元。升级器已恢复全面运行。

•提高了美国炼油吞吐量。由于我们运营和非运营炼油厂的原油装置可靠性提高，我们在美国炼油厂的原油吞吐量在本季度为每天568,900桶，比2024年第一季度增加了17,800桶。

•推动了成本结构的改善。我们的油砂和常规资产的单位运营支出较2024年第一季度有所下降。我们将继续专注于降低运营、资本以及一般和管理成本。

•大西洋关键项目取得进展。West White Rose项目达到了一个重要的里程碑，该平台的两个关键组件的重大建设已经完成。混凝土重力结构达到了最终高度，最后一台起重机安装完毕，在结构上完善了顶部。SeaRose资产寿命延长（“ALE”）项目继续推进2024年第一季度开始的改装工作。浮式生产、储存和卸载装置（“FPSO”）预计将在2024年第三季度末返回白玫瑰油田，并在第四季度恢复生产。

•推进我们的油砂增长项目。通往克里斯蒂娜湖的纳罗斯湖回程管道已建成约88％，预计将在今年年底前实现机械完工。在我们的 Sunrise 资产中，我们开始蒸制两块井垫，我们预计将在2024年第三和第四季度投产。我们的福斯特溪优化项目已完成约26％，预计将于2026年投入运营。在我们的劳埃德明斯特常规重油资产中，我们已经推进了计划中的钻探计划，目前有四台钻机在运行。

•在韦斯特里奇海运码头装载了我们的第一批船只。随着跨山管道扩建项目（“TMX”）的成功启动，我们在韦斯特里奇海运码头装载了第一批船只，并继续巩固我们的阵地。

•报告了稳健的财务业绩。调整后的资金流从2024年第一季度的22亿美元增加到24亿美元，这主要是由于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28亿美元，较2024年第一季度的19亿美元有所增加，这是由于第二季度营业利润率的下降被非现金营运资金的变化所抵消。净收益为10亿美元，比2024年第一季度减少1.76亿美元。

•为普通股股东带来了可观的现金回报。我们向普通股股东返还了10亿美元，其中包括通过普通股发行人出价（“NCIB”）以4.4亿美元的价格购买1540万股普通股，通过普通股基础分红购买3.34亿美元以及通过普通股可变股息购买2.51亿美元的普通股。2024 年 7 月 31 日，我们董事会宣布第三季度基本股息为每股普通股 0.180 美元。

季度业绩摘要

(1) 有关按产品类型划分的总产量摘要，请参阅本MD&A的 “经营和财务业绩” 部分。

(2) 代表Cenovus在炼油业务中的净权益。

(3) 总加工投入包括原油和其他原料。混合不包括在内。

(4) 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。

部分经营和财务业绩——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。

(2) 特定的财务措施。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

(3) 反映了Cenovus对HCML的40％的兴趣。与HCML合资企业相关的费用在中期合并财务报表中使用权益法进行核算。

与 2023 年相比，上游总产量有所增加，原因是：

•在2023年全年，三座新的井口上线，一座于2024年第一季度在福斯特溪上线。

•2023年重建计划的成功结果，新油井在年内投入使用，我们的劳埃德明斯特热能资产进行了基础油井优化。

•2023年第二季度为应对野火活动而暂时关闭了很大一部分生产，此后，常规细分市场的运营成功重启。

•中国的暂时性计划外停电与2023年4月第三方船只断开脐带有关。

•我们的福斯特溪和大西洋业务于2023年第二季度完成了周转工作。

•Terra Nova FPSO 的维护活动已完成，并于 2023 年 8 月返回油田。生产于 2023 年 11 月下旬恢复。

增长被以下因素部分抵消：

•计划中的ALE项目的SeaRose FPSO将于2023年12月下旬暂停生产。FPSO预计将在2024年第三季度末重返白玫瑰油田，并在第四季度恢复生产。

油砂板块的单位运营费用下降，这反映了由于AECO基准价格大幅下跌而降低了燃料运营成本，以及努力通过签订长期合同、与供应商合作和购买长期交货项目来管理运营费用以缓解未来的成本上涨。常规业务板块的单位运营费用下降主要是由于资产剥离。

部分经营和财务业绩——下游

(1) 有关各细分市场的产量摘要，请参阅本MD&A的 “加拿大炼油和美国炼油应报告细分市场” 部分。

(2) 包括柴油和喷气燃料。

(3) 特定的财务措施。单位运营费用的定义已修订为运营费用除以已处理的投入总额。以前的时段已重新列报。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

(4) 代表与劳埃德明斯特升级公司、劳埃德明斯特炼油厂和商用燃料业务相关的运营费用。

与 2023 年相比，下游总吞吐量和下游总产量有所增加，原因是：

•2023年2月28日，我们意识到收购托莱多炼油厂（“托莱多收购”）所带来的好处，从而提高了美国炼油部门的吞吐量，这使我们能够更好地利用美国产品组合中的现有资源来改善我们的产品组合。

•受益于托莱多和苏必利尔炼油厂的全周期产量和产量。

•提高了我们运营和非运营炼油厂的原油装置可靠性。

增长被以下因素部分抵消：

•升级厂完成的周转对我们加拿大炼油部门的吞吐量产生了重大影响。

•我们运营和未运营的炼油厂的计划内和计划外停机。

与2023年相比，加拿大炼油单位运营费用有所增加，这主要是由于升级商的周转成本增加以及总加工投入减少。

与2023年相比，美国炼油单位运营费用有所下降，这主要是由于上述托莱多和苏必利尔炼油厂的总加工投入增加，总运营费用保持相对稳定。

精选合并财务业绩

收入

与2023年相比，截至2024年6月30日的三个月中，收入增长了22％，达到149亿美元。与2023年相比，今年迄今为止，收入增长了15％，达到283亿美元。这两个时期的增长主要是由于上游总产量的增加和原油基准价格的上涨，再加上托莱多和苏必利尔炼油厂的全期生产所带来的好处，下游总产量增加，但被加拿大炼油板块的产量下降所抵消。与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月和六个月中，天然气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财务指标，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 6 月 30 日和 2023 年 6 月 30 日的三个月

与2023年相比，截至2024年6月30日的三个月中，营业利润率增加了5.36亿美元，至29亿美元，这主要是由于：

•更高的原油基准定价和更高的销售量影响了我们的油砂板块。

•我们的离岸板块的销量增加和已实现的销售价格上涨。

•受益于托莱多和苏必利尔炼油厂的全周期生产。

这些增长被以下因素部分抵消：

•由于周转活动，加拿大炼油板块的营业利润率降低。

•由于已实现价格上涨以及艾伯塔省滑动比例油砂特许权使用费率的提高，我们的油砂板块的特许权使用费增加。

•较低的市场裂缝利差和较小的轻重差异影响了我们的美国炼油板块。

•随着我们增加使用TMX，运输费用增加。

与2023年相比，常规细分市场的营业利润率有所下降，这主要是由于已实现的天然气价格下降。油砂板块从常规板块购买天然气的燃料运营成本降低抵消了这一下降。

截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月

在截至2024年6月30日的六个月中，与2023年相比，营业利润率增加了16亿美元，达到61亿美元，这主要是由于上述原因。

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年同期相比，2024年第二季度来自经营活动的现金有所增加。增长主要是由于营业利润率的提高以及非现金营运资金的变化。非现金营运资金的变化使本季度来自经营活动的现金增加了4.94亿美元，这主要是由于应付账款的增加，但部分被库存的增加所抵消。

2024年前六个月，来自经营活动的现金为47亿美元，而2023年为17亿美元。增长主要是由于非现金营运资金的变化和营业利润率的提高。2023年上半年，非现金营运资金的变化使经营活动产生的现金减少了15亿美元，这主要是由同期缴纳的12亿美元所得税所推动的。

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，调整后的资金流与2023年同期相比有所增加。如上所述，同比增长主要是由于营业利润率的提高，但部分被当期所得税支出的增加所抵消。同比增长主要是由于营业利润率的提高，但部分被当期所得税支出和支付的长期激励成本的增加所抵消。

净收益（亏损）

截至2024年6月30日的三个月和六个月中，净收益分别为10亿美元和22亿美元，而2023年分别为8.66亿美元和15亿美元。如上所述，这两个时期的增长都是由于营业利润率的提高，但与2023年的收益相比，2024年所得税支出的增加、DD&A和外汇损失的增加部分抵消了这一增长。

净负债

自2023年12月31日以来，净负债减少了8.02亿美元，这主要是由于经营活动产生的现金47亿美元，但部分被22亿美元的资本投资、15亿美元的普通股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年前六个月的资本投资主要与：

•维持油砂领域的活动，包括钻探地层测试井，这是我们冬季综合计划的一部分。

•西白玫瑰项目和SeaRose ALE的进展。

•我们的油砂板块的增长项目，包括纳罗斯湖与克里斯蒂娜湖的回流工程，福斯特溪和日出项目的优化项目，以及劳埃德明斯特常规重油资产计划钻探计划的进展。

•常规领域的钻探、完井、配套和基础设施项目。

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

•在中国钻探一口勘探井。

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。

在海上领域，我们于2024年第二季度开始在中国钻探一口井。在2024年的前六个月（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。

精选基准价格和汇率 — 续 (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）升级差异是埃德蒙顿的合成原油和哈迪斯蒂的劳埃德明斯特混合原油之间的区别。升级差异并不能精确反映我们炼油厂的配置和产品产量；但是，它被用作一般市场指标。

(3) 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。

（4）艾伯塔省能源公司（“AECO”）5A天然气每日指数。

（5）纽约商品交易所（“NYMEX”）天然气月度指数。

原油和凝析油基准

2024年第二季度，原油基准价格，即布伦特原油和西中质原油，与2024年第一季度相比继续上涨。在全球原油需求强劲增长的情况下，欧佩克+继续管理全球石油市场并通过延长减产来支撑价格。与俄罗斯和乌克兰、以色列和加沙、伊朗、红海、委内瑞拉和圭亚那有关的地缘政治事件在2024年第二季度继续增加波动性，但对全球石油市场的影响有限。自2023年初以来，美国钻探活动放缓，进一步缓解了全球原油供需平衡的压力。

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受布伦特原油价格的推动。与2024年第一季度相比，布伦特与西德克萨斯中质原油的差异在2024年第二季度有所缩小，部分原因是与炼油厂周转相关的欧洲轻质原油需求疲软。

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。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，哈迪斯蒂的WTI与WCS的差异与2023年相比有所缩小，部分原因是TMX的启动以及重油质量差异的加强，如下所述。

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。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，荷兰的WTI与WCS的差异与2023年同期相比有所缩小。欧佩克+削减和增加重质原油加工能力导致全球重质和中质原油供应减少导致质量差异与2023年相比有所缩小。由于计划外炼油厂维护、全球炼油利用率高、市场中和重油桶供应增加以及成品油价格波动，2023年出现了广泛的轻质差异。

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。

在2024年和2023年第二季度，埃德蒙顿的合成原油价格高于西德中质原油。今年迄今为止，埃德蒙顿合成原油的价格低于西德中质原油。2024年第一季度价格疲软是由于艾伯塔省合成原油产量高，轻质原油供过于求，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 25% 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和交付冷凝水进入库存以供混合的时间以及混合产品销售时间的影响。

在2024年和2023年第二季度，埃德蒙顿凝析油基准的平均交易价格低于西德中质原油。在截至2024年6月30日的六个月中，埃德蒙顿凝析油基准指数的交易价格与截至2023年6月30日的六个月的溢价相比有所折扣。疲软主要是由艾伯塔省2024年第一季度轻质原油和合成原油价格低迷所致，因为轻质原油的供应过剩超过了管道外卖能力。国际石脑油需求疲软，影响了出口到加拿大的USGC凝析油的价格，进一步打压了2024年第二季度的价格。

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。

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，成品油价格与2023年相比有所下降，原因是全球产能增量打压了全球炼油厂裂缝利差，而且美国炼油厂的利用率非常高。2024年初，成品供应过剩和美国中西部的大量库存增加给芝加哥相对于其他市场的定价带来了压力；但是，这被2024年上半年该地区计划和计划外炼油厂维护导致的相对强劲时期所抵消。

由于可再生柴油供应的增加，在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，与2023年同期相比，平均RIN成本也有所降低。

北美炼油裂缝利差以WTI为基础计算，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

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，纽约商品交易所和AECO天然气的平均价格与2023年相比有所下降，这是由于美国供应充足、冬季温和和以及库存充足。由于加拿大西部的外卖能力有限，AECO价格相对于纽约商品交易所的天然气进一步走弱。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。

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，平均而言，加元兑美元汇率与2023年同期相比疲软，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6月30日，加元兑美元汇率走弱，导致未实现的外汇影响对我们的美元债务折算。

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。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，平均而言，加元兑人民币汇率与2023年同期相比走强，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6月30日，加拿大银行的政策利率为4.75％。2024年7月24日，加拿大银行将隔夜利率下调了25个基点至4.50％。

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，全球原油价格逐季上涨。目前的自愿削减已延长至2024年第三季度末，该集团已表示计划从2024年10月起在12个月内逐步放松自愿削减。以美国页岩为首的非欧佩克+供应增长一直强劲，预计将在2024年之前持续增长，尽管自2023年以来美国钻探活动放缓缓了对美国供应增长的预期。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。当前的地缘政治风险正在导致全球油价的波动，任何升值都会导致全球油价上涨，任何缓和都会导致价格稳定。

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）、伊朗、对红海船只的袭击以及委内瑞拉和圭亚那之间的紧张关系。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。

由于全球产能增加以及美国炼油厂以非常高的利用率运营，成品油价格已从2022年和2023年的较高水平下降。这导致汽油和柴油的储存量从低水平增加。预计在夏季需求高峰期，利用率将保持在较高水平，从而保持炼油利润率稳定。

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，2024年TMX的启动对WTI-WCS差异的影响正在缩小。

•我们预计成品油价格将保持波动。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和全球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性改进。

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一流运营商。

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。7月，我们实现了40亿美元的净负债目标。因此，我们的目标是在第三季度通过股票回购和/或可变股息将剩余自由资金流的100％分配给股东回报，减少上一季度末净负债超过40亿美元的金额。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连接项目以及Sunrise和Foster Creek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

可持续发展是Cenovus文化的核心。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，并将继续分配资源并推进切实的计划以实现这些目标。

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，为推进大规模碳捕集项目提供足够的财政支持，同时保持全球竞争力。至关重要的是，联邦和省政府提供与全球类似的大型碳捕集项目相一致的支持，以使加拿大能够实现其温室气体（“GHG”）排放目标。

2024 年企业指导

我们的2024年指南于2024年7月31日更新，可在我们的网站cenovus.com上查阅。

我们更新后的指南的变更包括：

•由于年初至今的强劲性能和可靠性，上游总产量的中点有所增加。

•由于年初至今表现强劲，以及下半年周转活动的优化，包括推迟到2025年的周转期，下游总吞吐量的中点有所增加。

下表是我们2024年完整指南的子集：

我们将继续执行资本计划，全年45亿美元至50亿美元的预期资本投资区间没有变化。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。

上游

油砂

在 2024 年第二季度，我们：

•提供安全可靠的操作。

•每天生产60.98万桶原油（2023年—每天生产571.6万桶原油）。

•我们在福斯特溪、克里斯蒂娜湖、日出和劳埃德明斯特热力资产的维护、重建和基井优化计划中取得了成功的成果。

•产生的营业利润率为27亿美元，与2023年第二季度相比增加了7.12亿美元，这主要是由于已实现销售价格上涨和运营费用降低。

•6.13亿美元的投资资本主要用于维持活动和增长项目。持续活动包括钻探地层测试井，这是我们冬季综合计划的一部分。增长项目包括将纳罗斯湖与克里斯蒂娜湖连接起来，以及福斯特溪和日出地区的优化项目。

•每位英国央行的净回报为52.10美元（2023年—每位英国央行38.49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6月30日的三个月

截至2024年6月30日的六个月

(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。

经营业绩 — 续

(1) 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。

(2) 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。

(3) 特定的财务措施。请参阅本 MD&A 的《特定财务措施建议》。

收入

与2023年相比，截至2024年6月30日的三个月和六个月的总销售额有所增长，这要归因于WTI基准价格的上涨，哈迪斯蒂的WTI与WCS差异的缩小以及销量的增加。

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，然后通过管道将其输送到市场。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或我们的混合比率的增加，我们的已实现重油和沥青销售价格下降。

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们的原油销量分别约有29％和26％是在美国目的地销售的。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们的油砂原油销量中约有20％出售给了我们的加拿大和美国下游业务。

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们的已实现销售价格分别为每英国央行88.76美元和每位英国央行80.62美元（分别为2023年——每位英国央行71.03美元，每位英国央行63.37美元），这主要是由于西德中质原油基准价格上涨，WTI-WCS和Condensate-WCS的差异缩小。

Cenovus做出存储和运输决策，利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

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，油砂原油日产量分别为60.98万桶和每天611.5万桶（分别为2023年每天571.6万桶和每天57.94万桶），这主要是由于我们的福斯特克里克和劳埃德明斯特热能资产的增加，而我们的其他油砂资产的产量保持相对稳定。

与2023年相比，在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，福斯特溪的日产量分别增加了2.8万桶和每天171万桶。增长的主要原因是三座新的井口在2023年投入使用，一个新的井口在2024年第一季度投入使用，以及我们的重建计划取得了成功的结果。此外，我们在2023年第二季度出现了转机。

与2023年相比，在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们的劳埃德明斯特热能资产的日产量分别增加了0.73万桶和每天1.12万桶。增长主要归因于2023年重建计划的成功结果和基井优化。

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Crown特许权使用费，预付款的计算基于产品收入的百分之一，后期付款的计算基于营业利润率的20％。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。

与2023年相比，油砂特许权使用费有所增加。在截至2024年6月30日的三个月中，油砂的有效特许权使用费率从2023年的18.7％提高到19.4％，这主要是由于已实现价格上涨以及艾伯塔省浮动比例油砂特许权使用费率的提高。在截至2024年6月30日的六个月中，油砂的有效特许权使用费率从2023年的19.8％降至19.4％，这主要是由于期末申报的年度调整。

开支

运输和混合

在2024年第二季度，由于凝析油价格上涨和销售量增加，混合费用与2023年相比增加了1.59亿美元，达到24亿美元。2024年上半年，与2023年相比，混合费用增加了1700万美元，达到47亿美元，这是由于销售量的增加被凝析油价格的下降部分抵消。

在截至2024年6月30日的三个月中，由于出口到艾伯塔省以外目的地的销量与2023年相比有所增加，运输费用有所增加。在本季度，我们开始增加在TMX上的头寸，这导致了运输费用增加。

每单位运输费用

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，与2023年同期相比，每单位运输费用有所增加，这是由于上述运输费用增加，但销量的增加部分抵消了这一点。

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，福斯特克里克的单位运输费用分别为每桶14.69美元和每桶12.42美元（2023年——分别为每桶12.80美元和每桶13.13美元）。同比增长主要是由于我们增加使用TMX时运输费用增加，但销量的增加部分抵消了这一增长。同比下降主要是由于对艾伯塔省以外目的地的销售减少以及销售量的增加，但如上所述，这部分被TMX支出的增加所抵消。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们分别向艾伯塔省以外的目的地运送了49％和41％（2023年分别为47％和48％）。

在克里斯蒂娜湖，在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，每桶运输费用分别为每桶7.16美元和每桶6.23美元（2023年——分别为每桶5.91美元和每桶6.81美元）。环比增长主要是由于对美国目的地的销售增加和关税率的提高，但部分被较低的铁路成本所抵消。同比下降主要是由于铁路成本降低。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们从克里斯蒂娜湖向美国目的地的出货量分别占23％和17％（2023年分别为17％和18％）。

与2023年相比，在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，Sunrise的单位运输费用有所增加，这主要是由于使用TMX的运输成本上涨以及艾伯塔省以外的销售增加。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们将94％（2023年分别为50％和48％）的运量从日出运往艾伯塔省以外的目的地。

在劳埃德明斯特，在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，每单位运输费用有所增加，这主要是由于与2023年相比，运往美国目的地的销量增加，关税率更高。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们向美国目的地的运送量分别为6％和5％（2023年——两个时期均为零）。

正在运营

我们在2024年前六个月的运营开支的主要驱动因素是燃料、劳动力以及维修和保养。截至2024年6月30日的三个月和六个月中，AECO的基准价格与2023年相比大幅下跌，这是由于燃料成本降低，总运营支出有所下降。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)