附錄 99.2

Cenovus Energy Inc

管理層的討論和分析（未經審計）

截至2023年3月31日的期間

（加元）

管理層的討論和分析

CENOVUS 概述						3
季度業績概述						4
運營和財務業績						7
作為我們財務業績基礎的大宗商品價格						13
展望						16
可報告的細分市場						17
上游						17
油砂						17
傳統的						21
離岸						23
下游						27
加拿大製造業						27
美國製造業						28
公司和淘汰						31
流動性和資本資源						33
風險管理和風險因素						38
關鍵會計判斷、估算不確定性和會計政策						38
控制環境						38
諮詢						39
縮寫						42
特定的財務措施						43

管理層於2023年4月25日發佈的Cenovus Energy Inc.（包括提及 “我們”、“其”、“公司” 或 “Cenovus”，指Cenovus Energy Inc.、Cenovus Energy Inc.及其子公司的子公司和合夥權益）2023年4月25日的討論與分析（“MD&A”）應與我們的3月31日一起閲讀，2023 年未經審計的中期合併財務報表及附註（“中期合併財務報表”）、2022 年 12 月 31 日經審計的合併財務報表及隨附的附註（“合併財務報表”）和 2022 年 12 月 31 日 MD&A（“年度 MD&A”）。除非另有説明，否則本 MD&A 中包含的所有信息和聲明均自 2023 年 4 月 25 日起生效。本 MD&A 包含有關我們當前的預期、估計、預測和假設的前瞻性信息。有關可能導致實際業績存在重大差異的風險因素以及我們前瞻性信息所依據的假設的信息，請參閲公告。Cenovus 管理層（“管理層”）編制了 MD&A。Cenovus 董事會（“董事會”）的審計委員會於 2023 年 4 月 25 日審查並建議董事會批准 MD&A。有關Cenovus的更多信息，包括我們的季度和年度報告、年度信息表（“AIF”）和40-F表格，可在sedar.com的SEDAR、sec.gov的EDAR和我們的網站cenovus.com上查閲。我們網站上或與之相關的信息，即使在本 MD&A 中提及，也不構成本 MD&A 的一部分。

演示基礎

本MD&A和中期合併財務報表及比較信息均以加元（包括提及 “美元” 或 “美元”）編制，除非已註明另一種貨幣，並且符合國際會計準則理事會發布的國際財務報告準則（“IFRS” 或 “GAAP”）。產量按特許權使用費前列報。有關常用的石油和天然氣術語，請參閲 “縮寫” 部分。

我們是一家總部位於加拿大的綜合能源公司，總部位於艾伯塔省卡爾加里。我們是加拿大第二大原油和天然氣生產商，在加拿大和亞太地區開展上游業務，也是總部位於加拿大的第二大煉油商和升級商，下游業務在加拿大和美國（“美國”）。

我們的上游業務包括艾伯塔省北部的油砂項目；加拿大西部的熱能和常規原油、天然氣和液化天然氣（“NGL”）項目；紐芬蘭和拉布拉多近海的原油生產；以及中國和印度尼西亞近海的天然氣和液化天然氣生產。我們的下游業務包括加拿大和美國的升級和煉油業務，以及加拿大各地的商業燃料業務。

我們的業務涉及整個價值鏈的活動，在加拿大和國際上開發、生產、提煉、運輸和銷售原油、天然氣和精煉石油產品。我們物理整合的上游和下游業務有助於我們減輕輕質重質原油差異波動的影響，並通過從原油和天然氣生產中獲取價值並通過銷售運輸燃料等成品來為我們的淨收益做出貢獻。

我們 2023 年的戰略和主要優先事項

在Cenovus，我們的目標是為世界注入活力，讓人們的生活更美好。我們的戰略側重於通過有競爭力的成本結構和優化利潤來最大限度地提高股東價值，同時提供一流的安全績效和可持續發展領導力。公司優先考慮在所有價格週期中產生自由資金流，以管理我們的資產負債表，通過股息增長和股票回購增加股東回報，對我們的業務進行再投資並實現投資組合的多元化。2022 年 12 月 6 日，我們發佈了 2023 年的預算。我們的2023年指南於2023年4月25日更新，可在我們的網站cenovus.com上查閲。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的運營和財務業績部分。

2023 年，我們的目標是通過五個關鍵目標實現我們的戰略。

一流的安全和運營績效

安全可靠的運營是我們的第一要務。我們努力確保整個投資組合的安全可靠運營，包括一流的健康和安全績效。

我們將繼續以改善運營績效為目標，包括讓蘇必利爾煉油廠安全恢復全面運營，整合託萊多煉油廠，重點是展示我們運營資產的穩定可靠業績。

可持續發展領導力

可持續發展一直深深紮根於Cenovus的文化中。我們在五個ESG重點領域設定了雄心勃勃的目標，並將繼續推進實現這些目標的切實計劃。我們的五個 ESG 重點領域是：

•氣候和温室氣體排放。

•水資源管理。

•生物多樣性。

•土著和解。

•包容性和多元化。

有關Cenovus在ESG重點領域的努力和績效的更多信息，包括我們的ESG目標和實現這些目標的計劃，可在我們的網站cenovus.com上發佈的Cenovus2021年ESG報告中找到。

成本領導力

我們的目標是通過有競爭力的成本結構和優化的利潤實現股東價值最大化。在我們努力優化所有業務領域的成本結構的同時，我們的重點領域之一是優化基礎設施，降低運營和資本成本，減少常規資產的温室氣體排放。

財務紀律和自由資金流增長

我們專注於實現和維持目標債務水平，同時讓Cenovus在所有大宗商品價格週期中保持彈性。我們計劃根據我們的財務和股東回報框架，繼續為股東提供有意義的回報。

以回報為中心的資本配置

我們繼續採取嚴格的方法向在大宗商品價格週期底部產生回報併為股東回報可持續增長提供機會的項目分配資本。

我們計劃實質性地推進西白玫瑰項目，在2026年交付第一批石油。

我們的運營

公司通過以下應申報部門運營：

上游細分市場

•油砂，包括艾伯塔省北部和薩斯喀徹温省瀝青和重油的開發和生產。Cenovus的油砂資產包括福斯特溪、克里斯蒂娜湖、日出、勞埃德明斯特熱能和勞埃德明斯特常規重油資產。Cenovus通過對赫斯基中游有限合夥企業（“HMLP”）的股權入股，共同擁有和運營管道收集系統和碼頭。Cenovus的生產和第三方大宗商品交易量的銷售和運輸是通過獲得加拿大和美國的第三方管道和存儲設施的容量來管理和營銷的，以優化產品組合、交付點、運輸承諾和客户多元化。

•常規資產，包括艾伯塔省和不列顛哥倫比亞省的Elmworth-Wapiti、Kaybob‑Edson、Clearwater和Rainbow Lake運營區內富含液化天然氣和天然氣的資產，以及在眾多天然氣加工設施中的權益。Cenovus的液化天然氣和天然氣產量通過獲得第三方管道、出口碼頭和儲存設施的容量進行銷售和運輸，增加了第三方大宗商品交易量。它們為市場準入提供了靈活性，以優化產品組合、交付點、運輸承諾和客户多元化。

•離岸，包括在中國和加拿大東海岸的海上業務、勘探和開發活動，以及對印度尼西亞的赫斯基-中海油馬杜拉有限公司（“HCML”）合資企業的股權入賬投資。

下游細分市場

•加拿大製造業，包括擁有和運營的勞埃德明斯特升級和瀝青精煉綜合體，該綜合體將重油和瀝青轉化為合成原油、柴油、瀝青和其他輔助產品。Cenovus還擁有並經營布魯德海姆鐵路原油碼頭和兩座乙醇工廠。該公司在加拿大的商業燃料業務包含在該細分市場中。Cenovus推銷其產量和第三方大宗商品交易量，以期利用其綜合資產網絡實現價值最大化。

•美國製造業，包括在全資擁有的利馬、蘇必利爾和託萊多煉油廠以及合資的伍德河和博格煉油廠（與運營商菲利普斯66合資）提煉原油，以生產汽油、柴油、噴氣燃料、瀝青和其他產品。Cenovus還銷售自己和第三方的部分精煉石油產品，包括汽油、柴油、噴氣燃料和瀝青。

公司和淘汰賽

企業和抵消，主要包括Cenovus範圍內的一般和行政成本、融資活動成本、公司相關衍生工具和外匯風險管理的損益。抵消措施包括調整各分部之間天然氣生產的內部使用、公司鐵路原油碼頭向油砂板塊提供的轉運服務、加拿大製造和美國製造部門用作原料的原油產量、出售從加拿大製造板塊混合原油生產中提取並出售給油砂板塊的冷凝水，以及庫存中的未實現利潤。抵消額是根據當前市場價格記錄的。

我們在2023年第一季度實現了安全運營。我們的財務業績反映了上游業務大宗商品價格的下跌以及下游業務的運營挑戰。此外，我們上游業務的產量下降主要與我們為啟動新井墊做準備的油砂資產銷量減少有關。在我們的下游業務中，12月出現的大多數計劃外運營問題、與天氣相關的影響和第三方管道中斷已得到解決。勞埃德明斯特升級版（“升級版”）在1月中旬恢復了全額費率。在伍德河和博格煉油廠，我們出現了計劃外的停機，並在第一季度開始了計劃中的檢修。博格轉彎和伍德河改造的第一階段已於4月完成。利馬煉油廠和勞埃德明斯特煉油廠幾乎滿負荷運行。

與2022年第四和第一季度相比，第一季度精煉產品價格有所下降。與 2022 年第四季度相比，平均市場快克價差略有下降，與 2022 年第一季度相比顯著增加。WTI平均每桶約76.13美元，比2022年第四季度和第一季度分別下降了8％和19％。Hardisty的WTI-WCS差價為每桶24.77美元，與2022年第四季度相比略有縮小，與2022年第一季度（每桶14.53美元）相比大幅擴大。

季度業績摘要

(1) 有關按產品類型劃分的上游總產量摘要，請參閲本MD&A的運營和財務業績部分。

(2) 代表Cenovus在煉油業務中的淨權益。

(3) 非公認會計準則財務指標或包含非公認會計準則財務指標。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

(4) 上表中所有時期的淨收益（虧損）與持續經營業務的淨收益（虧損）相同。

(5) 2022年11月1日宣佈的優先股股息已於2023年1月3日支付。2023年2月15日宣佈的優先股股息已於2023年3月31日支付。

第一季度上游產量平均為每天77.9萬英國央行，而2022年第四季度為每天806.9萬英國央行，2022年第一季度為每天79.86萬英國央行。有關按產品類型劃分的上游生產摘要，請參閲本MD&A的運營和財務業績部分。

第一季度下游原油吞吐量平均為每天457.9萬桶，與2022年第四季度相比每天減少15.4萬桶，與2022年第一季度相比每天下降4.39萬桶。第一季度下游成品油產量平均為每天48.54萬桶，與2022年第四季度相比每天減少9.7萬桶，與2022年第一季度相比每天下降4.95萬桶。

2023 年 2 月 28 日，我們從 BP Products North America Inc.（“BP”）手中收購了託萊多煉油廠剩餘 50% 的權益，從而為我們提供了煉油廠的全部所有權和運營權（“託萊多收購”）。煉油廠於4月份部分重啟。在高級煉油廠，我們從2月開始循環碳氫化合物，並於3月中旬引入原油。

收入比2022年第四季度下降了13％，至123億美元，比2022年第一季度下降了24％，這主要是由於大宗商品價格下跌。2023年第一季度，我們上游業務的已實現銷售價格為每個英國央行60.83美元，下降了13％，而2022年第四季度為69.77美元，與2022年第一季度每個英國央行94.12美元相比下降了35％。

在我們的加拿大下游業務中，每桶煉油的實際利潤率比2022年第四季度下降了6％，比2022年第一季度幾乎翻了一番。與2022年第四季度和第一季度相比，我們美國下游業務的每桶煉油利潤率分別下降了8％和20％。

營業利潤率為21億美元，較2022年第四季度和第一季度分別下降24％和39％，這主要是由於原油基準定價下跌。用於經營活動的現金為2.86億美元，而2022年第四季度和第一季度的經營活動現金分別為30億美元和14億美元。除了營業利潤率下降外，來自（用於）經營活動的現金還受到16億美元非現金營運資本變化的負面影響，這主要是由2022年12月31日12億美元的所得税負債的支付所推動的。2023年第一季度調整後的資金流為14億美元，比2022年第四季度下降41％，比2022年第一季度下降46％。

本季度淨負債增加了24億美元，達到66億美元，這主要是由於：

•如上所述，非現金營運資本的變化。

•11億美元的資本投資。

•如上所述，營業利潤率下降。

•支付的4.65億美元現金主要與託萊多收購的完成有關。

•普通股股東的回報為2.4億美元，包括通過每股普通股0.105美元的基本股息獲得的2億美元，以及通過我們的NCIB以4000萬美元的價格購買160萬股普通股。

•與收購Sunrise剩餘的50％權益有關的9200萬美元的或有付款。

超額自由資金流為負4.99億美元。

2023 年 4 月 25 日，我們的第二季度股息比 2023 年 2 月宣佈的第一季度股息增長了 33%。這一增長符合我們的長期價值主張以及我們可持續增長基本股息的計劃。董事會宣佈第二季度基本股息為每股普通股0.140美元。股息將於2023年6月30日支付給截至2023年6月15日的登記在冊的普通股股東。董事會還宣佈，我們的優先股第二季度分紅為900萬美元，將於2023年6月30日支付給截至2023年6月15日的登記在冊的優先股股東。

部分經營業績-上游

(1) 有關按產品類型劃分的產量摘要，請參閲本MD&A的油砂、常規或海上可報告細分市場部分。

(2) 上游總銷量不包括油砂板塊在截至2023年3月31日的三個月中用於內部消費的天然氣量，即每天541百萬立方英尺（截至2022年3月31日的三個月每天527百萬立方英尺）。

(3) 如中期合併財務報表附註1所示，截至2023年3月31日的三個月中，上游收入為68億美元（截至2022年3月31日的三個月為97億美元）。

(4) 包含一項非公認會計準則財務指標。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

2023 年第一季度，原油、液化天然氣和天然氣總產量比 2022 年第一季度略有下降。與2022年相比，以下因素在2023年增加了產量：

•2022 年 8 月 31 日，我們從英國石油加拿大能源集團 ULC（“加拿大石油公司”）手中收購了 Sunrise（“日出收購”）剩餘的 50% 權益。

•2022年第三季度雲杉湖北熱電廠的第一批石油。

•2022年第四季度，印度尼西亞的MBH和MDA油田首次生產天然氣。

與 2022 年相比，以下因素在 2023 年降低了產量：

•2022年第二季度中國荔灣3-1生產分成合同的變更，結束了暫時增加銷量的修正案。

•塔克和温布利資產在2022年第一季度的處置。

•2022年5月31日，我們在白玫瑰油田和向合作伙伴提供的衞星擴建方面的工作興趣減少了12.5％。

•在我們為新井墊的啟動做準備之際，福斯特溪和克里斯蒂娜湖的跌幅有所下降。

•我們的Sunrise和Lloydminster熱能資產的重建項目已下線。

部分經營業績-下游

在加拿大製造業，吞吐量同比相對保持不變。升級版在 2022 年第四季度受到寒冷天氣和運營中斷的影響，並在 1 月中旬恢復到全速運營。2022 年第一季度，升級商的吞吐量受到了維護活動的影響。勞埃德明斯特煉油廠在2023年第一季度和2022年第一季度以或接近產能運行。

在美國製造業領域，與2022年第一季度相比，2023年第一季度的總吞吐量每天減少了44.5萬桶，至每天359.2萬桶。成品油總產量每天減少4.95萬桶，至每天48.54萬桶。

•利馬煉油廠表現非常出色。每天的吞吐量增加了31.1萬桶，達到每天16.72萬桶。

•與2022年相比，伍德河和博格煉油廠的吞吐量相對穩定。2022 年第四季度引發的運營中斷已得到解決，包括噴氣燃料生產的主要部件於 3 月中旬恢復使用。停電對我們的毛利率產生了重大的負面影響。

•2月底，伍德河煉油廠計劃檢修的第一階段開始，該煉油廠於4月初完工。第二階段也將影響吞吐量，於4月中旬開始，預計將於5月完成。

•在博格煉油廠，計劃中的檢修工作於3月底開始，並於4月下旬完成。

•2023年2月28日，我們完成了對英國石油公司託萊多煉油廠剩餘50％權益的收購。該煉油廠於4月份部分重啟，並將持續到第二季度。在2022年第一季度，我們在煉油廠的吞吐量中所佔份額為每天72.1萬桶。

•高級煉油廠從2023年3月中旬開始推出原油，並將持續到第二季度。

精選合併財務業績

營業利潤率

營業利潤率是一項特定的財務指標，用於一致地衡量我們資產的現金產生業績，以便我們在不同時期的基礎財務業績之間具有可比性。

按分部劃分的營業利潤率

截至2023年3月31日的三個月

在截至2023年3月31日的三個月中，營業利潤率與2022年同期相比有所下降，主要是由於：

•基準定價下跌導致已實現的原油銷售價格降低。

•我們上游業務的銷售量下降。

•我們的上游和下游業務的運營費用均增加。

•與2022年相比，2023年第一季度加工的原料成本更高，精煉產品定價降低以及RIN成本上漲，美國製造業部門的毛利率降低。

•2023年第一季度我們的下游業務出現計劃內和計劃外停機，這影響了銷售量。

•我們上游業務的運輸費用增加，這主要是由於關税税率的提高和對美國的銷售量增加

營業利潤率的下降被以下因素部分抵消：

•由於2022年第一季度大宗商品價格環境上漲，以及管理層決定在2022年第二季度清算我們與原油銷售價格風險管理相關的WTI頭寸，基準價格結算的已實現風險管理虧損大大降低。

•由於原油基準定價下跌，油砂板塊的特許權使用費減少。

•由於冷凝油價格下跌，混合成本降低。

•由於升級差異的增加以及瀝青和工業產品的利潤率提高，加拿大製造業的毛利率有所提高。

來自（用於）經營活動的現金和調整後的資金流

調整後的資金流是一種非公認會計準則財務指標，通常用於石油和天然氣行業，用於幫助衡量公司為資本計劃融資和履行財務義務的能力。

2023年第一季度用於經營活動的現金為2.86億美元，而2022年同期來自經營活動的現金為14億美元。這一變化主要是由於營業利潤率的降低和非現金營運資本的變化。2023年第一季度非現金營運資本的淨變化為16億美元（2022年至12億美元），主要是由於支付了2022年12月31日的12億美元所得税負債。此外，由於原料成本降低、天然氣價格下降和特許權使用費減少，應付賬款減少。

如上所述，在截至2023年3月31日的三個月中，調整後的資金流與2022年同期相比有所下降，這主要是由於營業利潤率下降。與2017年收購FCCL Partnership 50％權益相關的2022年或有付款部分抵消了這一下降。

淨收益（虧損）

(1) 包括公司和沖銷收入、購買的產品、運輸和混合費用、運營費用和風險管理（收益）虧損；股權入賬關聯公司的收益（虧損）份額；利息收入和已實現的外匯（收益）損失。

2023 年第一季度的淨收益與 2022 年同期相比有所下降，原因是營業利潤率下降，與 Superior Refinery 事件相關的 2022 年保險收益導致的其他收入減少，與 2023 年的小規模剝離相比，2022 年剝離塔克和温布利資產的收益，以及與 2022 年未實現的外匯收益相比，未實現的外匯損失。與託萊多收購相關的遞延所得税回收、與2022年虧損相比的未實現風險管理收益以及我們對或有付款的重新計量，部分抵消了淨收益的下降。

淨負債

有關更多詳細信息，請參閲本 MD&A 的 “流動性和資本資源” 部分。

資本投資 (1)

(1) 包括不動產、廠房和設備（“PP&E”）、勘探和評估（“E&E”）資產的支出以及資本化利息。不包括我們在印度尼西亞的股票入賬投資所產生的成本。

作為我們綜合冬季計劃的一部分，2023年第一季度的油砂資本投資主要用於維持克里斯蒂娜湖、福斯特溪、勞埃德明斯特熱資產和Sunrise的活動，以及鑽探地層測試井。

2023 年第一季度的常規資本投資側重於鑽探、完井和連接活動以及支持多年發展的基礎設施項目。

2023年第一季度的離岸資本投資主要用於西白玫瑰項目和Terra Nova資產壽命延長（“ALE”）項目。

2023 年第一季度，美國製造業資本投資主要集中在蘇必利爾煉油廠的重建以及伍德河和博格煉油廠的煉油可靠性舉措上。

鑽探活動

(1) 油砂板塊中的SAGD油井成對被視為單一產井。

(2) 包括新的資源遊戲和2022年1月31日出售的塔克資產。

鑽探地層學測試井是為了幫助確定維持油井的井墊位置，並進一步推進對其他資產的評估。鑽探了觀測井以收集信息並監測水庫狀況。

在海上領域，我們在 2023 年第一季度（2022 年）在印度尼西亞 MAC 油田鑽探並完成了一口（淨重 0.4）的計劃開發井（在印度尼西亞的 MBH 油田）鑽探並完成了兩口（淨重 0.8）的開發井。

未來資本投資

未來資本投資是一項特定的財務措施。請參閲本MD&A的特定財務措施諮詢。我們的2023年指南於2023年4月25日更新，可在我們的網站cenovus.com上查閲。

我們更新的指南反映了大宗商品價格和現金税的最新展望，此外：

•下調產量指引，其中包括削減Terra Nova的產量。

•由於第一季度的計劃外停機以及託萊多煉油廠的擴產期延長，我們的非運營煉油廠的吞吐量降低。

•油砂單位運營費用下降，以反映2023年剩餘時間天然氣價格的下調，以及由於吞吐量和產量下降分別導致美國製造業和大西洋單位運營支出的增加。

下表顯示了 2023 年的指導方針：

2023年資本投資總額的指導值在40億美元至45億美元之間。這包括約28億美元的維持資本，以及12億至17億美元的優化和增長資本。作為2023年4月25日更新的一部分，資本投資指導沒有改變。

有關我們財務和經營業績變化的更多信息，請參閲本MD&A的 “可報告細分市場” 部分。有關我們的風險管理活動的信息可在本MD&A的風險管理和風險因素部分以及中期合併財務報表的附註中找到。

我們財務業績的主要業績驅動因素包括大宗商品價格、質量和地點價格差異、精煉點差以及美元/加元和人民幣（“RMB”）/加元匯率。下表顯示了選定的市場基準價格和平均匯率，以幫助瞭解我們的財務業績。

精選基準價格和匯率 (1)

(1) 這些基準價格不是我們的已實現銷售價格，代表近似值。有關我們的平均已實現銷售價格和已實現的風險管理業績，請參閲本 MD&A 的 “可申報細分市場” 部分中的淨回報表。

(2) Hardisty 的 WCS。

(3) 平均3-2-1裂解價差是煉油利潤率的指標，按後進先出的會計基礎進行估值。

原油和凝析油基準

2023年第一季度，全球原油價格與2022年所有季度相比繼續下跌。由於對宏觀經濟放緩的擔憂和俄羅斯出口的彈性，價格下跌。對俄羅斯供應中斷的擔憂有所緩解，幾乎所有的短期供應來源都已獲準滿足需求，包括2022年美國政府前所未有的戰略石油儲備（“SPR”）釋放。季節性需求疲軟也影響了自 2022 年第四季度以來的下降。2023年4月2日，歐佩克+宣佈削減該集團的生產配額，這支持定價。

WTI是加拿大原油的重要基準，因為它反映了北美內陸的原油價格，而加元等值是確定我們許多原油資產的特許權使用費率的基礎。

我們的大西洋原油和亞太液化天然氣的價格主要由布倫特原油的價格推動。由於庫欣庫存下降以及中西部煉油廠原油需求強勁，布倫特-WTI的差異與2022年第一和第四季度相比略有縮小。

WCS 是一種混合重油，由常規重油和非常規稀釋瀝青組成。哈迪斯蒂的WCS與WTI的差異是輕質和重質原油的質量差異以及運輸成本的函數。2023年第一季度，與2022年第一季度相比，Hardisty的平均WTI-WCS差異顯著擴大，這主要是由於下文概述的美國墨西哥灣沿岸（“USGC”）的質量差異更大，以及加拿大西部的生產活動增加。

荷蘭的 WCS 是衡量我們產品在 USGC 銷售的重油基準。荷蘭的WTI-WCS差異代表了重油質量折扣，受全球重油煉製能力和全球重油供應的影響。荷蘭的WTI-WCS差異與2022年第一季度相比顯著擴大，這主要歸因於煉油廠的計劃內和計劃外維護導致需求減少，全球煉油利用率高，成品油價格波動以及歐佩克越來越多的中質和重油桶進入市場導致供應增加。

在加拿大，我們在 Upgrader 將重質原油和瀝青升級為甜合成原油，即赫斯基合成混合原油（“HSB”）。HSB的實現價格主要由WTI的價格以及加拿大西部的甜合成原油的供應和需求驅動，這影響了WTI合成原油的差異。

在2023年第一季度，埃德蒙頓的合成原油價格高於WTI，而2022年第一季度的折扣為準。與2022年第四季度相比，保費有所下降。由於加拿大西部的廣泛升級維護以及煉油廠對輕質原油的強勁需求，合成原油價格在 2022 年下半年尤其上漲。

將冷凝水與瀝青混合使我們的產品能夠通過管道運輸。我們的混合比率按稀釋劑體積佔總混合體積的百分比計算，介於大約 22% 到 35% 之間。WCS-凝析油差價在2023年第一季度擴大至每桶28.51美元，這是一個重要的基準，因為較寬的差異通常會導致出售一桶混合原油時凝析油成本的回收率降低。當艾伯塔省的凝析油供應不能滿足需求時，埃德蒙頓凝析油價格可能會受到美國海關總署凝析油價格加上向埃德蒙頓運輸冷凝油的成本的推動。我們的混合成本還受到冷凝水的購買和交付庫存以用於混合的時間以及混合產品的銷售時間的影響。

由於艾伯塔省對凝析油的需求強勁且供應仍然緊張，埃德蒙頓對WTI的平均凝析油溢價與2022年第一和第四季度相比有所擴大。

完善基準

RUL 和 ULSD 基準價格代表內陸成品油價格，用於計算芝加哥 3-2-1 的市場快捷價差。3-2-1的市場快克價差是使用當月基於WTI的原油原料價格將三桶原油轉換為兩桶普通無鉛汽油和一桶超低硫柴油所產生的煉油利潤率的指標，並按後進先出的基礎進行估值。

芝加哥3-2-1的市場差價反映了託萊多、利馬和伍德河煉油廠的市場。Group 3 3-2-1 的市場快克價差反映了博格煉油廠的市場。

與2022年第四和第一季度相比，第一季度精煉產品價格有所下降。市場裂解價差和成品油價格的走強是由需求增長、自 COVID-19 疫情開始以來的煉油廠合理化、計劃外維護導致全球煉油廠利用率高以及全球成品油庫存低所推動的。RIN的成本比2022年第一季度有所增加，與2022年第四季度相比略有下降。由於生物燃料市場緊張、原料價格上漲以及推動RIN需求的政策的不確定性，RIN的成本仍然很高。

北美煉油快克利差以WTI為基礎表示，而成品油通常由全球價格決定。美國中西部和中大陸煉油市場快克利差的走強通常反映了布倫特原油和WTI基準價格之間的差異。

我們已實現的裂解價差受到許多其他因素的影響，例如原油原料的種類；煉油廠的配置和產品產量；原料的收購地點以及原油原料的購買和交付之間的時間差；以及原料成本，按先進先出（“FIFO”）會計基礎估值。市場裂解價差並不能精確反映我們煉油廠的配置和產品產量，但是它們被用作一般的市場指標。

(1) RIN 沒有遠期價格。

天然氣基準

與2022年第一和第四季度相比，紐約商品交易所的平均天然氣價格有所下降，這是由於温和的冬季天氣打壓了美國國內需求，加上天然氣產量創歷史新高。AECO的平均價格也與紐約商品交易所的價格一起下跌，但由於加拿大國內需求強勁，下降幅度不一樣。我們在亞太地區的天然氣生產所獲得的價格主要基於長期合同。

外匯基準

我們的收入受外匯敞口的影響，因為我們的原油、液化天然氣、天然氣和精煉產品的銷售價格是參考美國基準價格確定的。與美元相比，加元的價值上漲對我們報告的收入產生了負面影響。除了我們的收入以美元計價外，我們的長期債務中有很大一部分也是以美元計價的。隨着加元的貶值，我們的美元債務在換算成加元后會造成未實現的外匯損失。此外，外匯匯率的變化會影響我們在美國和亞太地區業務的轉換。

2023 年第一季度，與 2022 年第一季度相比，加元兑美元平均走弱，對我們報告的季度收入產生了積極影響。與2022年12月31日相比，截至2023年3月31日，加元兑美元持平，因此對將美元債務轉換為加元的未實現外匯影響微乎其微。

我們在亞太地區的部分長期銷售合同以人民幣定價。加元相對於人民幣的價值增加將減少該地區從銷售天然氣商品中獲得的以加元計算的收入。2023年第一季度，與2022年第一季度相比，加元兑人民幣的平均匯率相對持平，因此對我們同比收入的影響微乎其微。

利率基準

我們的利息收入、短期借貸成本、報告的退役負債和公允價值衡量標準受到利率波動的影響。提高利率可能會增加我們的淨利息支出，影響某些負債的計量方式，並可能對我們的現金流和財務業績產生負面影響。

截至2023年3月31日，由於對通貨膨脹的擔憂，加拿大銀行的政策利率為4.50％，比2022年12月31日提高了0.25％。

大宗商品價格展望

在宏觀經濟環境疲軟的情況下，由於需求擔憂，原油價格自2022年第二季度以來逐漸下跌。由於俄羅斯原油和成品油出口保持彈性，與俄羅斯供應不確定性相關的地緣政治溢價也在 2022 年下半年逐漸消退。在市場關鍵驅動因素不可預測且政府政策在供需動態中起着重要作用的情況下，原油價格走勢仍然不確定且波動不定。有關俄羅斯、伊朗和委內瑞拉的政策是推動能源供應和改變全球貿易模式的關鍵因素之一。歐佩克+的政策將繼續是原油價格的關鍵驅動力，2023年4月2日宣佈削減該集團的產量配額支持了定價。

總體而言，我們預計原油和成品產品價格的總體前景將波動不定，並受到俄羅斯持續入侵烏克蘭的持續時間和嚴重程度、制裁減少的俄羅斯出口的程度、生產商和政府更換減少供應的時機和能力、SPR的補充或釋放以及歐佩克+政策的影響。此外，潛在的 COVID-19 疫情和變異、全球經濟活動疲軟、通貨膨脹和利率上升以及經濟衰退的可能性仍然是需求增長步伐的風險。

除上述內容外，我們未來12個月的大宗商品定價前景還受到以下因素的影響：

•我們預計，只要供應保持在加拿大原油出口能力範圍內，WTI-WCS的差異將在很大程度上與全球供應因素和重質原油加工能力有關。我們預計，預計於2024年啟動的跨山管道擴建將縮小對WTI-WCS差異的影響。

•我們預計市場極限價差將保持波動。俄羅斯持續入侵烏克蘭的經濟影響和央行政策可能會影響需求。經季節性趨勢和北美煉油廠利用率調整後，煉油市場的裂解價差可能會繼續波動。

•由於供應強勁和儲存的天然氣充足，預計紐約商品交易所和AECO天然氣價格仍將承壓。天氣將繼續是需求和影響價格的關鍵驅動力。

•我們預計，加元將繼續受到原油價格、美國聯邦儲備委員會和加拿大銀行相對於彼此提高或降低基準貸款利率的步伐以及新興宏觀經濟因素的影響。

我們的大部分上游原油和下游成品油產量都受到WTI原油價格變動的影響。我們物理整合的上游和下游業務有助於我們減輕大宗商品價格波動的影響。與我們的常規業務相關的天然氣和液化天然氣生產為我們的油砂業務的燃料、溶劑和混合要求提供了經濟一體化。我們上游資產中的原油產量被我們的下游業務用作原料，從混合原油生產中提取的凝析油被賣回給我們的油砂業務。

我們的煉油產能集中在美國中西部，在美國海軍總局和艾伯塔省的風險敞口較小，這使Cenovus面臨所有這些市場的暴露點差。我們將繼續監測市場基本面，並相應地優化煉油廠的運行率。

我們對原油差價的敞口包括輕質原油和輕質中質原油價格差異。中低價差風險敞口集中在美國中西部市場地區的輕質中質原油上，我們的大部分煉油產能集中在輕質中質原油上，在較小程度上集中在USGC和艾伯塔省。我們面臨的輕質原油價格差異由全球輕質原油成分、我們運往的市場中的區域成分以及艾伯塔省的差異組成，後者可能受到運輸限制。儘管我們預計原油價格將出現波動，但我們有能力通過以下方式部分緩解原油和成品油差異的影響：

•運輸承諾和安排——利用我們現有的外賣能力的堅定服務承諾，支持將原油從我們的生產區運往消費市場（包括潮水市場）的運輸項目。

•整合 — 重油煉製能力使我們能夠從加拿大原油的WTI-WCS差價以及精煉產品的價差中獲得價值。

•動態存儲 — 我們能夠使用油砂儲層中的大量存儲容量，這為我們在庫存的生產和銷售時間方面提供了靈活性。我們將繼續管理產量，以應對管道容量限制、自願和強制性減產以及原油價格差異。

•不同地理位置的傳統原油儲罐。

上游

油砂

在 2023 年第一季度，我們：

•提供安全操作。

•每天生產58.75萬桶原油。

•創造了12億美元的營業利潤率，與2022年相比減少了10億美元，這主要是由於平均已實現銷售價格的降低。

•投資6.35億美元的資本主要用於維持克里斯蒂娜湖、福斯特溪、勞埃德明斯特熱資產和Sunrise的活動，以及作為我們綜合冬季計劃的一部分鑽探地層測試井。

•每個京東方實現了22.55美元的淨回報。

財務業績

營業利潤率差異

截至2023年3月31日的三個月

(1) 報告的收入包括作為重油混合物出售的冷凝水的價值。冷凝水成本記錄在運輸和混合費用中。原油價格不包括購買凝析油的影響。價格變動包括已實現的風險管理收益和虧損的影響。

(2) 其他包括與原油、液化天然氣或天然氣生產無關的第三方來源的產量、建築和其他活動。

經營業績

(1) 規定的財務措施。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

(2) 2022 年 8 月 31 日，我們從加拿大石油公司手中收購了 Sunrise 剩餘 50% 的權益。

(3) 塔克資產於2022年1月31日出售。

(4) 油砂產量主要是瀝青，但勞埃德明斯特常規重油除外，後者是重質原油。

（5）常規天然氣產品類型。

收入

價格

我們生產的重油和瀝青必須與冷凝水混合以降低其粘度，然後通過管道將其輸送到市場。我們的已實現瀝青銷售價格不包括凝析油的銷售；但是，它受凝析油價格的影響。隨着凝析油成本相對於混合原油價格的增加，我們實現的重油和瀝青銷售價格下降。2023年第一季度，凝析油基準價格比Hardisty的WCS高出每桶28.51美元，與2022年第四季度相比略有擴大，較2022年第一季度的每桶16.33美元大幅上漲。上漲對我們的實際瀝青銷售價格產生了負面影響。從我們購買冷凝水到出售混合產品，最多可能過了三個月。

由於WTI基準價格下跌和WTI-WCS差異擴大，我們在2023年第一季度每個英國央行的平均已實現銷售價格為55.60美元，而2022年為95.90美元。Hardisty的WTI-WSC差價大幅擴大至每桶24.77美元，而2022年第一季度為每桶14.53美元。為了提高我們的實際銷售價格，我們在美國目的地出售了大約 25%（2022 — 25%）的原油銷量。

在截至2023年3月31日的三個月中，總銷售額包括4.98億美元（2022年至11億美元），來自第三方的交易量，這些交易量未包含在我們的已實現價格或淨回值中。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的特定財務措施諮詢。

在截至2023年3月31日的三個月中，總銷售額包括8000萬美元（2022年至5200萬美元），與建築、運輸和混合活動有關。這些金額不包含在我們的已實現價格或淨回值中。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的特定財務措施諮詢。

Cenovus就利用我們的營銷和運輸基礎設施（包括存儲和管道資產）來優化產品組合、交付點和運輸承諾以及客户多元化做出存儲和運輸決策。為了對與存儲或運輸決策相關的庫存進行價格保護，Cenovus採用了各種價格調整和波動率管理策略，包括風險管理合同，以減少未來現金流的波動性並提高現金流的穩定性。

在2023年的前三個月，由於結算基準價格高於我們的風險管理合約價格，我們蒙受了800萬美元（2022年至8.67億美元）的已實現風險管理損失。這一變化是由於2022年第一季度大宗商品價格環境的上漲，以及管理層決定在2022年第二季度清算我們與原油銷售價格風險管理相關的WTI頭寸。在2023年的前三個月，我們的原油和凝析油金融工具的未實現風險管理收益為3,400萬美元（2022年虧損2.66億美元），這主要是由於遠期基準定價相對於未來時期的風險管理合約價格的變化。

產量

2023年第一季度，油砂原油產量略有下降至每天58.75萬桶，而2022年為每天59.5萬桶。

與2022年相比，福斯特溪的產量在2023年減少了每天7.9萬桶，至每天19.0萬桶。與2022年相比，克里斯蒂娜湖的產量在2023年減少了每天16.9萬桶，至每天23.72萬桶。在我們為新井墊的啟動做準備時，福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的產量有所下降。Foster Creek和Christina Lake各有另外三個井墊，預計將在2023年下半年投入使用。

Sunrise 收購於 2022 年 8 月 31 日完成。與2022年相比，Sunrise在2023年第一季度的日產量增加了20.4萬桶。為準備2023年重建計劃而下線的油井部分抵消了與收購相關的產量增長。

與2022年相比，我們的勞埃德明斯特熱能資產的產量在2023年有所增加，這要歸因於2022年8月斯普魯斯湖北熱電廠的第一批石油。2023 年第一季度因重建計劃和修井活動而下線的油井部分抵消了這一增長。

與 2022 年相比，勞埃德明斯特常規重油產量在 2023 年有所增加。

特許權使用費

我們的油砂板塊的特許權使用費計算基於艾伯塔省和薩斯喀徹温省政府規定的特許權使用費制度。

我們的艾伯塔省油砂特許權使用費項目（Foster Creek、Christina Lake和Sunrise）基於政府規定的支付前和支付後特許權使用費率，這些費率使用加元等值的WTI基準價格按浮動比例確定。

預付款項目的特許權使用費基於每月計算，將特許權使用費率（根據等值的加元WTI基準價格，從1％到9％不等）應用於該項目的總收入。

支付後項目的特許權使用費按年計算，使用以下兩項中較大值：（1）總收入乘以適用的特許權使用費率（基於加元等值的WTI基準價格的百分之一至百分之九）；或（2）該項目的淨收入乘以適用的特許權使用費率（25％至40％，基於加元等值的WTI基準價格）。總收入是銷售收入減去稀釋成本和運輸成本的函數。淨收入按銷售收入減去稀釋劑成本、運輸成本以及允許的運營和資本成本計算。

Foster Creek和Christina Lake是後期付款項目，而Sunrise是預付款項目。

對於我們在薩斯喀徹温省的資產，勞埃德明斯特熱油和勞埃德明斯特常規重油，特許權使用費的計算基於適用於每個項目的年費率，其中包括每個項目的皇冠和永久產權分割。對於 Crown 特許權使用費，預付款計算基於百分之一的費率，後付款計算基於 20% 的費率。永久產權的計算僅限於支付後的項目，基於8％的税率。

與2022年相比，有效特許權使用費率下降的主要原因是已實現定價降低和艾伯塔省油砂滑動規模特許權使用費率降低，但與期末申報年度調整相關的克里斯蒂娜湖有效特許權使用費率的增加部分抵消。在截至2023年3月31日的三個月中，特許權使用費為5.16億美元（2022年至11億美元）。

開支

運輸和混合

在2023年第一季度，混合成本與2022年相比下降了3.08億美元，至25億美元。下降的主要原因是凝析油價格和產量的下降。

與2022年相比，2023年前三個月的運輸成本增加了9300萬美元，達到4.9億美元。增長主要是由於成本上漲，如下所述，但部分被銷量的減少所抵消。

每單位運輸費用

2023年第一季度，每個英國央行的運輸成本為9.07美元，而2022年每個英國央行的運輸成本為7.23美元。

與2022年相比，福斯特克里克的單位運輸成本在2023年增長了36％，達到每桶13.45美元。增長主要是由於銷量減少。此外，在2023年，我們將49％的銷量從福斯特克里克運往美國目的地，而2022年的這一比例為38％。

在克里斯蒂娜湖，2023年的運輸成本為每桶7.70美元，比2022年的每桶6.37美元有所增加，這主要是由於銷量減少和關税税率上升。2023 年，我們將銷量的 15%（2022 — 17%）從克里斯蒂娜湖運往美國目的地。

在 Sunrise，2023 年的運輸成本為每桶 12.67 美元，低於 2022 年的每桶 13.15 美元，因為我們將總銷量的 46%（2022 — 67%）運往美國。這一下降被2023年總銷量的減少和關税税率的提高部分抵消。

在我們的其他油砂資產中，2023年的運輸成本為每桶3.74美元，與2022年的每桶3.51美元持平。

正在運營

2023 年第一季度我們運營支出的主要驅動因素是燃料、勞動力、化學品以及維修和維護。由於維修和維護、勞動力、液體和廢物處理以及電力成本的增加，總運營支出增加。由於AECO基準價格比2022年第一季度下降了5％，燃料成本的下降部分抵消了這一增長。

單位運營費用 (1)

(1) 規定的財務措施。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

(2) 包括塔克、勞埃德明斯特熱能和勞埃德明斯特常規重油資產。塔克資產於 2022 年 1 月 31 日出售。

如上所述，由於天然氣價格下跌，單位燃料價格總體下降。單位燃料價格還受到缺貨銷售的時間和價值的影響。在燃料價格下跌的環境中，庫存價值通常高於銷售時的價值，從而導致更高的燃料運營成本。

與2022年相比，Foster Creek的單位非燃料成本增長了22％，達到每桶7.88美元，這是由於銷量減少以及維修和保養、化學和勞動力成本的增加。

與2022年相比，克里斯蒂娜·萊克的單位非燃料成本增長了14％，達到每桶5.36美元，這是由於銷量減少以及勞動力成本增加。

與2022年相比，Sunrise每單位非燃料成本增長了48％，達到每桶15.37美元，這得益於2023年總銷量下降以及勞動力、電力、水運和卡車運輸成本的增加。2023年的總銷量為每天39.8萬桶，而2022年為每天50.6萬桶。

與2022年相比，我們其他油砂資產的單位非燃料成本增長了26％，達到每桶17.15美元，這主要是由於維修、維護和修井活動增加以及銷售量減少。

淨回值

(1) 規定的財務措施。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

(2) 包含一項非公認會計準則財務指標。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

DD&A

在截至2023年3月31日的三個月中，DD&A為7.15億美元，而2022年為6.35億美元。截至2023年3月31日的三個月中，每個英國央行的平均枯竭率為12.72美元，而2022年每個英國央行的平均枯竭率為11.80美元。

常規

在 2023 年第一季度，我們：

•提供安全可靠的操作。

•創造了2.61億美元的營業利潤率，與2022年相比略有下降。

•1.41億美元的投資資本主要用於鑽探、完井和連接活動以及基礎設施項目，以支持多年發展。

•每個京東方實現了22.08美元的淨回報。

財務業績

營業利潤率差異

截至2023年3月31日的三個月

(1) 反映加工設施的營業利潤率。

經營業績

(1) 規定的財務措施。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

收入

價格

我們的已實現總銷售價格與 2022 年持平，這要歸因於已實現的天然氣價格上漲，但被已實現原油和液化天然氣價格的下降所抵消。AECO基準天然氣價格比2022年下降了5％，我們的已實現天然氣總銷售價格比2022年增長了19％，這是因為我們意識到在美國目的地銷售量的價格大幅上漲。由於基準定價下跌，我們的已實現石油和液化天然氣價格下跌。

在截至2023年3月31日的三個月中，總銷售額包括5.1億美元（2022年至6.06億美元），與第三方來源的交易量有關，未包含在我們的已實現價格或淨回值中。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的特定財務措施諮詢。

在截至2023年3月31日的三個月中，總銷售額包括與為第三方開展的加工和運輸活動相關的2,700萬美元（2022年至2400萬美元）的金額，這些金額未包含在我們的已實現價格或淨回值中。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的特定財務措施諮詢。

產量

與2022年相比，產量持平。我們在本季度將16口淨新油井上線（2022年—20口淨新井）。這些積極影響被自然下跌和2022年2月28日温布利資產的出售所抵消。

特許權使用費

在艾伯塔省和不列顛哥倫比亞省，常規資產受特許權使用費制度的約束。由於特許權使用費率降低和天然氣成本補貼（“GCA”）扣除額增加，特許權使用費總額較2022年有所下降。在艾伯塔省，天然氣井受益於GCA，GCA減少了特許權使用費，以考慮處理和運輸皇家部分天然氣生產所產生的資本和運營成本。由於銷量減少，有效特許權使用費率從 2022 年開始增加。

開支

運輸

我們的運輸成本反映了將原油、液化天然氣和天然氣從生產點運往產品銷售地點的費用。與2022年相比，運輸成本增加了1400萬美元，達到4,800萬美元。2023 年，每個英國央行的單位運輸成本平均為 4.34 美元，而 2022 年每個英國央行的平均運輸成本為 3.18 美元。

正在運營

2023 年第一季度我們運營支出的主要驅動因素是維修和維護、勞動力、財產税和租賃成本以及電力。與2022年相比，2023年第一季度，每個英國央行的運營費用增加了1.74美元，至每個英國央行的13.07美元，這主要是由於勞動力、維修和維護以及修繕成本的增加。與2022年相比，2023年的總運營支出增加了1,600萬美元，達到1.5億美元。

淨回值

(1) 規定的財務措施。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

(2) 包含一項非公認會計準則財務指標。參見本MD&A的特定財務措施諮詢。

DD&A

在截至2023年3月31日的三個月中，常規DD&A總額為9500萬美元（2022年至8000萬美元）。2023年第一季度的平均枯竭率為每個英國央行8.41美元（2022年——每個英國央行8.16美元）。

離岸

在 2023 年第一季度，我們：

•提供安全操作。

•創造了3億美元的營業利潤率，與2022年相比減少了1.58億美元，這主要是由於我們在中國業務的銷售量減少以及基準定價的下降。此外，在西白玫瑰項目重大施工開始之前，我們大西洋業務的運營費用有所增加。主要施工於三月下旬開始。

•每位英國央行賺取了57.06美元的淨回報。

•投資了1億美元的資金，主要用於大西洋地區的西白玫瑰項目和Terra Nova ALE項目。

2022 年 5 月 31 日，Cenovus 及其合作伙伴宣佈重啟西白玫瑰項目，導致我們在白玫瑰油田和衞星延伸方面的工作興趣減少了 12.5%。預計西白玫瑰項目的峯值產量將達到每天8萬桶（每天4.5萬桶，淨產量為Cenovus），第一批石油預計在2026年上半年投產。預計Cenovus獲得第一批石油所需的總資本約為20億至23億美元。截至2023年3月31日，該項目已完成約65％。自從我們決定重啟該項目以來，我們已經投資了大約1.55億美元。

在Terra Nova，浮式生產、儲存和卸載裝置（“FPSO”）的準備和維護工作仍在繼續，我們正在評估時間表。

利用我們在印度尼西亞的股權核算資產，我們在MAC油田鑽探並完成了三口計劃開發井中的第三口。我們預計該油田將在2023年第三季度首次生產天然氣。

在中國，我們在2022年第二季度敲定了一項協議，該協議在合同有效期內增加流花29-1的天然氣銷售量。這部分抵消了荔灣3-1簽約天然氣銷售的部分減少，這是由於2022年第二季度達成了一項暫時增加銷量的修正案。從2023年開始，作為荔灣3-1合同的一部分，合同天然氣銷售量進一步下降。

財務業績