管理层的讨论与分析
截至2021年12月31日止的年度
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Cenovus概述 | | 2 |
回顾的年份 | | 4 |
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 | | 13 |
可报告的细分市场 | | 15 |
上游 | | 15 |
油砂 | | 15 |
常规 | | 20 |
离岸 | | 22 |
下游 | | 26 |
加拿大制造业 | | 26 |
美国制造业 | | 28 |
零售业 | | 30 |
公司和淘汰 | | 31 |
季度业绩 | | 34 |
石油和天然气储量 | | 36 |
流动资金和资本资源 | | 37 |
风险管理和风险因素 | | 42 |
关键会计判断、估计不确定性和会计政策 | | 66 |
控制环境 | | 72 |
展望 | | 72 |
咨询 | | 75 |
缩略语 | | 78 |
定义 | | 78 |
指明的财务措施 | | 79 |
对合并收益表(亏损)的调整 | | 94 |
本管理层于2022年2月7日对Cenovus Energy Inc.(包括提及“我们”、“ITS”、“公司”或“Cenovus”,以及指Cenovus Energy Inc.、Cenovus Energy Inc.的子公司以及由Cenovus Energy Inc.及其子公司持有的合伙权益)的讨论和分析(“MD&A”),应与我们2021年12月31日的经审计综合财务报表和附注(“综合财务报表”)结合阅读。除非另有说明,本MD&A中包含的所有信息和声明均截至2022年2月7日。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。有关可能导致实际结果大不相同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”)准备了MD&A。Cenovus董事会(“董事会”)的审计委员会于2022年2月7日审查并建议董事会批准MD&A。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(“AIF”)和Form 40-F,请访问SEDAR(sedar.com)、Edgar(sec.gov)或我们的网站(cenovus.com)。我们网站上的信息或连接到我们网站的信息,即使在本MD&A中提及,也不构成本MD&A的一部分。
2021年1月1日,根据《商业公司法》(艾伯塔省)的安排计划,赫斯基能源公司(“赫斯基”)成为Cenovus的全资子公司。赫斯基随后于2021年3月31日根据加拿大商业公司法与Cenovus合并(“合并”),并不再作为报告发行人单独提交文件。除文意另有所指外,此处所指的赫斯基指的是赫斯基在合并前的业务和运营。
陈述的基础
本MD&A及综合财务报表及比较资料均以加元编制(包括对“美元”或“$”的参考),除非另一货币已注明,并符合国际会计准则委员会(“IASB”)颁布的国际财务报告准则(“IFRS”或“GAAP”)。生产量是在扣除特许权使用费之前列报的。有关常用的石油和天然气术语,请参阅缩写部分。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 1 |
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。我们的普通股和普通股认购权证(“Cenovus认股权证”)在多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)和纽约证券交易所(“纽约证券交易所”)上市。我们的累计可赎回优先股系列1、2、3、5和7在多伦多证券交易所上市。我们是加拿大第二大原油和天然气生产商,也是加拿大第二大炼油商和提升商,业务遍及加拿大、美国(“美国”)。以及亚太地区。
塞诺夫斯和赫斯基的安排
2021年1月1日,Cenovus和赫斯基通过一项安排计划(“安排”)完成了合并两家公司的交易,根据该计划,Cenovus收购了赫斯基的所有已发行和已发行普通股,以换取普通股和Cenovus认股权证。此外,所有已发行和已发行的赫斯基优先股都以基本相同的条款交换了Cenovus优先股。
这一安排将优质油砂和重油资产与广泛的贸易、储存和物流基础设施以及下游资产结合在一起,创造了优化重油价值链利润率的机会。由于本公司大部分油砂和重油生产在艾伯塔省以外的地区拥有加工能力和市场准入,对艾伯塔省重油价差的敞口减少,同时保持对全球大宗商品价格的敞口。
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提炼业务,以及加拿大各地的零售业务。
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、运输和营销原油和天然气。我们实际整合的上下游业务帮助我们缓解了轻质-重质原油差价波动的影响,并通过从原油和天然气生产到运输燃料等成品销售的价值获取,为我们的底线做出贡献。
2021年,我们油砂资产的原油产量平均为58.15万桶/天,与我们下游50.8万桶/天的原油吞吐量大体一致。上游的总产量平均为每天791.5千桶油当量(“BOE”)。请参阅本MD&A的经营和财务结果部分,了解按产品类型划分的油砂产量和上游总产量的摘要。
我们的战略
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先地位,实现长期价值。我们的目标是通过有竞争力的成本结构和优化利润率最大化股东价值,同时提供一流的安全绩效和环境、社会和治理(“ESG”)领导地位。该公司优先考虑产生自由资金流,从而减少债务,通过股息增长和股票回购增加股东回报,对业务进行再投资,并实现多元化。我们相信,保持强劲的资产负债表将有助于Cenovus驾驭大宗商品价格波动。2021年,我们实现并超过了100亿美元的中期净债务目标(1),并开始根据正常的发行人投标(“NCIB”)计划购买股票。从长期来看,我们的净债务目标在60亿至80亿美元之间。这与我们在周期底部的净债务与调整后EBITDA比率目标(1)之间的1.0至1.5倍一致,我们认为这约为每桶WTI 45美元。
2021年12月8日,我们宣布了2022年预算,重点是我们的运营实力、资本纪律和ESG领导力。自由资金流的产生将用于增加股东回报和进一步减少债务。日期为2021年12月7日的2022年指导可在我们的网站cenovus.com上查阅。
(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 2 |
我们的运营
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Foster Creek、Christina Lake、SunISE(与BP Canada Energy Group ULC(“BP Canada”)共同拥有并由Cenovus运营)和Tucker油砂项目,以及Lloydminster热能和Lloydminster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和天然气生产通过获得第三方管道、出口终端和存储设施的能力,与额外的第三方商品交易量一起销售和运输,这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,以及在印度尼西亚的赫斯基-中国海洋石油马杜拉有限公司合资企业的股权会计投资。
下游航段
·加拿大制造,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升级为合成原油、柴油、沥青和其他辅助产品。Cenovus寻求通过其整合的资产网络实现重油和沥青生产的每桶价值最大化。此外,Cenovus还拥有并运营Bruderheim原油铁路终点站和两家乙醇工厂。Cenovus还销售其合成原油、沥青和附属产品的生产和第三方大宗商品交易量。
·美国制造业,包括在全资拥有的利马炼油厂和高级炼油厂、联合拥有的Wood River和Borger炼油厂(与运营商Phillips 66共同拥有)以及联合拥有的托莱多炼油厂(与运营商BP Products North America Inc.(与运营商BP Products North America Inc.共同拥有))提炼原油以生产汽油、柴油、航空燃料、沥青和其他产品。Cenovus还销售自己和第三方数量的一些精炼石油产品,包括汽油、柴油和喷气燃料。
·零售,包括通过零售、商业和散装石油销售点以及加拿大的批发渠道销售我们自己和第三方数量的精炼石油产品,包括汽油和柴油。
公司和淘汰
主要包括Cenovus范围内的一般和行政成本、融资活动、企业相关衍生工具和外汇风险管理的损益。减税包括调整部门间天然气生产的内部使用量、公司的铁路原油码头向油砂部门提供的运输服务、加拿大制造部门和美国制造部门用作原料的原油生产,以及出售给零售部门的加拿大制造部门的柴油生产。抵销是根据当前的市场价格记录的。
为了与本期经营部门采用的列报方式一致,市场优化活动、风险管理的未实现损益以及以前在炼油和营销部门报告的业绩已重新分类。
这一安排是按照国际财务报告准则第3号“企业合并”采用的购置法核算的。根据收购法,资产和负债按收购日的估计公允价值计量,但所得税、股票补偿、租赁负债和使用权(ROU)资产除外。总对价分配给购置的有形资产和无形资产以及承担的负债。本MD&A中的比较数字包括Cenovus在2021年1月1日安排结束之前的结果,并不反映赫斯基的任何历史数据。
最终收购价格分配基于管理层对公允价值的最佳估计,并已进行追溯调整,以反映在2021年1月1日至2021年12月31日期间获得的有关安排日期存在的条件的新信息。包括非控股权益在内的总对价为69亿美元。可确认净资产总额的公允价值为56亿美元,交易产生了13亿美元的商誉。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 3 |
Cenovus在2021年1月1日安排结束后,作为合并公司完成了非常成功的第一年。我们把健康和安全作为我们的首要任务,同时保持我们的低运营和资本成本结构。我们综合资产基础的强劲运营表现和不断改善的大宗商品价格环境推动了稳健的财务业绩。我们大幅减少了净债务,实现了计划的年度运行率协同目标。我们在第一季度重新引入了普通股股息,并在第四季度将其翻了一番。此外,我们还启动了NCIB,以进一步提高股东的回报。我们还通过多次处置优化了我们的资产组合,并重组了我们在大西洋地区的利益。
年度业绩摘要
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(百万美元,除非另有说明) | 2021 | | | 百分比 变化 | | | 2020 | | | 百分比 变化 | | | 2019 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
生产量(1)(MBOE/d) | 791.5 | | | | 68 | | | | 471.7 | | | | 4 | | | | 451.7 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油产量(2)(Mbbls/d) | 508.0 | | | | 173 | | | | 185.9 | | | | (16) | | | | 221.3 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
收入(3) | 46,357 | | | | 242 | | | | 13,543 | | | | (34) | | | | 20,542 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净额(4)(美元/桶) | 37.04 | | | | 267 | | | | 10.09 | | | | (61) | | | | 26.02 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
营业利润率(4) | 9,373 | | | | 918 | | | | 921 | | | | (79) | | | | 4,460 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
经营所得(用于)现金 活动 | 5,919 | | | | 2,068 | | | | 273 | | | | (92) | | | | 3,285 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
调整后的资金流量(4)(5) | 7,248 | | | | 6,095 | | | | 117 | | | | (97) | | | | 3,670 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
资本投资 | 2,563 | | | | 205 | | | | 841 | | | | (28) | | | | 1,176 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
自由资金流(4)(5) | 4,685 | | | | 747 | | | | (724) | | | | (129) | | | | 2,494 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净收益(亏损)(6) | 587 | | | | 125 | | | | (2,379) | | | | (208) | | | | 2,194 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
每股-基本和稀释后(美元) | 0.27 | | | | 114 | | | | (1.94) | | | | (209) | | | | 1.78 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
总资产 | 54,104 | | | | 65 | | | | 32,770 | | | | (7) | | | | 35,173 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
长期负债总额(4) | 23,191 | | | | 69 | | | | 13,704 | | | | (2) | | | | 13,991 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
长期债务,包括当期债务(7) | 12,385 | | | | 66 | | | | 7,441 | | | | 11 | | | | 6,699 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净债务(8)(9) | 9,591 | | | | 34 | | | | 7,184 | | | | 10 | | | | 6,513 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净债务与资本比率(9)(百分比) | 29 | | | | (3) | | | | 30 | | | | 20 | | | | 25 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净债务与调整后EBITDA比率(9)(倍) | 1.2 | | | | (90) | | | | 11.9 | | | | 644 | | | | 1.6 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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现金股利 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
普通股 | 176 | | | | 129 | | | | 77 | | | | (70) | | | | 260 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
每股普通股(美元) | 0.0875 | | | | 40 | | | | 0.0625 | | | | (71) | | | | 0.2125 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
优先股 | 34 | | | | — | | | | — | | | | — | | | | — | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(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。比较期间已根据Cenovus的净利息重新列报。
(3)重新列出了重新归类为特许权使用费的部分存货减记的比较数字。上期业绩已根据混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
(4)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。
(5)已重述比较数字,以符合本MD&A中的定义。
(6)截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的净收益(亏损)等于持续经营的净收益(亏损)。
(7)截至2021年、2020年和2019年12月31日,长期债务的当前部分为零。
(8)截至2021年12月31日,包括作为安排一部分的长期债务(包括当前部分)和作为安排的一部分而假设的公允价值为66亿美元的短期借款,扣除假设公允价值为7.35亿美元的现金和现金等价物。
(9)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 4 |
在业务方面,管理层控制的项目表现非常好:
·我们实现了安全运营。
2021年,上游日均产量为7915万京东方,比2020年增加319.8万京东方。2021年,在该安排中获得的资产平均每天290.4万BOE。有关按产品类型划分的上游生产的摘要,请参阅本MD&A的运营和财务结果部分。
2021年,下游原油日均吞吐量达到50.8万桶,比2020年增加32.21万桶。2021年,在该安排中获得的资产平均为每天303.3万桶原油产能。
·我们将Cenovus的运营模式应用于我们的Lloydminster热能资产,从而创造了新的产量纪录,并降低了在安排中收购的其他油砂资产的汽油比(SOR)。
·在福斯特克里克和克里斯蒂娜湖创造了单日产量纪录。
我们创造了464亿美元的收入和59亿美元的经营活动现金。调整后的资金流为72亿美元,资本投资为26亿美元,自由资金流为47亿美元。2021年的营业利润率为94亿美元,而2020年为9.21亿美元,这主要是由于平均已实现原油、NGL和天然气销售价格上涨、市场裂解价差上升、安排中收购的资产的销售量以及Foster Creek和Christina Lake的销售量增加所带来的收入增加。
我们加强了资产负债表:
·在协议完成后,我们的长期债务减少了17亿美元,净债务减少了35亿美元,并超过了100亿美元的中期净债务目标,使我们能够增加自由资金流向股东回报的配置。
·发行了12.5亿美元的10年期和30年期债券,用所得资金和手头现金回购了约22亿美元的未偿还债券本金。这些交易将在未来产生大量的利息支出节省,并延长我们债务的到期日。
·全年实现信用评级提升。
·2022年1月10日,我们宣布回购2023年和2024年到期的3.84亿美元未偿还票据本金。
到2021年底,我们实现了每年12亿美元的计划协同效应。2021年,我们产生了4.02亿美元的总集成成本(1),其中包括5300万美元的资本。
我们优化了我们的资产组合:
·宣布处置现金收益共计19亿美元,其中约4.3亿美元是在2021年收到的:
◦今年5月,我们出售了我们在艾伯塔省马滕山地区的总特许权使用费权益,现金收益为1.02亿美元。
◦在10月份,我们出售了艾伯塔省东清水和凯波布地区传统业务部门的资产,总收益为1.03亿美元。
◦在10月份,我们完成了我们购买的Headwater Explore Inc.(“Headwater”)总计5,000万股普通股的二次发行交易,现金总收益为2.28亿美元。
◦11月30日,我们宣布了一项协议,将出售温布利地区传统部门的资产,主要是我们的蒙特尼资产,获得约2.38亿美元的现金收益。这笔交易预计将在2022年第一季度完成。
◦11月30日,我们宣布达成协议,出售零售部门的337个加油站,总现金收益约为4.2亿美元。这笔交易预计将于2022年年中完成。我们将保留我们的商业燃料业务,包括167个卡锁、散装厂和旅游中心。
◦12月16日,我们宣布了一项协议,将出售我们在油砂部门的塔克资产,总现金收益为8亿美元。这笔交易于2022年1月31日完成。
·通过重组我们的利益,降低了我们在大西洋的业务风险。
◦我们与Terra Nova油田的合作伙伴达成了一项协议,以增加我们的工作兴趣。Terra Nova资产寿命延长(“ALE”)项目正在进行中,将油田的寿命延长到2033年。自2019年以来一直处于停产状态,预计2022年底前恢复生产。
◦我们与森科尔在白玫瑰油田达成了一项协议,以减少我们的工作利益。如果项目不继续进行,将不会发生工作利益重组。
(1)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。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 5 |
我们提高了对股东的回报:
·启动NCIB,购买至多1.465亿股公司普通股。2021年,Cenovus以2.65亿美元购买并注销了1700万股普通股。从2022年1月1日至2022年2月7日,Cenovus以1.6亿美元额外购买了900万股普通股。
·第四季度我们的股息增加了一倍,达到每股普通股0.035美元,而前三个季度的股息分别为每股0.0175美元。
我们优先考虑持续的ESG领导力,并将可持续发展考虑因素纳入我们的业务决策。6月,我们宣布了油砂净零排放路径倡议,这是一个由同行组成的联盟,与联邦和省级政府共同努力,目标是到2050年实现油砂作业的温室气体(GHG)净零排放。12月,我们发布了关于气候和温室气体排放、水管理、生物多样性、土著和解以及包容性和多样性的雄心勃勃的目标。
Cenovus在提供基本服务的同时,仍致力于其员工和公众的健康和安全。物理距离措施和其他协议继续到位,以维护我们人民的健康和安全,并帮助降低我们工作场所患新冠肺炎的风险。我们继续关注新冠肺炎形势的变化,并及时做出相应反应。在2021年的大部分时间里,我们在艾伯塔省、萨斯喀彻温省和马尼托巴省的联合办事处和工作地点的所有非必要工作人员仍然采取在家工作的措施,等待进一步审查。我们的全部业务范围将继续听从当地卫生当局关于他们在新冠肺炎工作场所的任务。各地点和办事处的工作人员级别已经并将继续遵循适用的联邦、省、州和地方政府以及公共卫生官员提供的指导。
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| | | | | | | | | | | | | 百分比变化 | | | | | | 百分比变化 | | | | |
| | | | | | | | | 2021 | | | | | 2020 | | | | | 2019 | |
按细分市场划分的上游生产量 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
油砂(Mbbls/d) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
福斯特克里克 | | | | | | | | | | 179.9 | | | 10 | | | | 163.2 | | | 2 | | | | 159.6 | |
克里斯蒂娜·莱克 | | | | | | | | | | 236.8 | | | 8 | | | | 218.5 | | | 12 | | | | 194.7 | |
日出(1) | | | | | | | | | | 25.9 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
劳埃德明斯特热能公司 | | | | | | | | | | 97.7 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
塔克(2) | | | | | | | | | | 21.0 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
劳埃德明斯特常规重油(3) | | | | | | | | | | 20.2 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
油砂原油总量(4) | | | | | | | | | | 581.5 | | | 52 | | | | 381.7 | | | 8 | | | | 354.3 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
油砂天然气(5)(MMcf/d) | | | | | | | | | | 12.6 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
常规(6)(MBOE/d) | | | | | | | | | | 133.6 | | | 49 | | | | 89.9 | | | (8) | | | | 97.4 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
离岸(MBOE/d) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
亚太地区(7)(8) | | | | | | | | | | 60.3 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
《大西洋》(9) | | | | | | | | | | 14.1 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
离岸合计 | | | | | | | | | | 74.4 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
总产量(MBOE/d) | | | | | | | | | | 791.5 | | | 68 | | | | 471.7 | | | 4 | | | | 451.7 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
按产品划分的上游生产量 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
沥青(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 561.3 | | | 47 | | | | 381.7 | | | 8 | | | | 354.3 | |
重质原油(3)(百万桶/日) | | | | | | | | | | 20.2 | | | 648 | | | | 2.7 | | | — | | | | — | |
轻质原油(百万桶/日) | | | | | | | | | | 22.5 | | | 400 | | | | 4.5 | | | (8) | | | | 4.9 | |
NGL(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 38.3 | | | 96 | | | | 19.5 | | | (11) | | | | 21.8 | |
常规天然气(MMcf/d) | | | | | | | | | | 895.5 | | | 136 | | | | 379.0 | | | (11) | | | | 424.5 | |
总产量(MBOE/d) | | | | | | | | | | 791.5 | | | 68 | | | | 471.7 | | | 4 | | | | 451.7 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
上游销售总量(10)(MBOE/d) | | | | | | | | | | 700.8 | | | 67 | | | | 420.5 | | | 8 | | | | 390.8 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
石油和天然气储量(MMBOE) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已证明的总数 | | | | | | | | | | 6,077 | | | 21 | | | | 5,030 | | | (1) | | | | 5,103 | |
很有可能 | | | | | | | | | | 2,201 | | | 33 | | | | 1,656 | | | (6) | | | | 1,768 | |
已证明的总可能性加可能性 | | | | | | | | | | 8,278 | | | 24 | | | | 6,686 | | | (3) | | | | 6,871 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(1)代表Cenovus在日出业务中拥有50%的权益。
(2)Tucker资产的出售于2022年1月31日完成。
(3)劳埃德明斯特常规稠油地区以前被称为劳埃德明斯特冷采油和提高采油(EOR)。在截至2021年12月31日的年度内,该地区由中质原油组成的产量被重新归类为重质原油。
(4)油砂生产由沥青组成,劳埃德明斯特常规重油除外,其中包括重质原油。
(5)常规天然气产品类型。
(6)有关按产品类型划分的常规生产的总结,请参阅本MD&A的常规运营结果部分。
(7)报告的产量反映出Cenovus在Madura-BD天然气项目中拥有40%的权益。与HCML合资企业有关的收入和支出在合并财务报表中使用权益法入账。
(8)有关按产品类型划分的亚太地区生产的摘要,请参阅本MD&A的亚太经营业绩部分。
(9)请参阅本MD&A的大西洋经营业绩部分,了解按产品类型划分的大西洋生产总结。
(10)上游总销售量不包括油砂部门在截至2021年12月31日的年度内每天用于内部消费的天然气数量为517 MMcf(截至2020年12月31日的年度为每天336 MMcf)。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 6 |
精选经营业绩--下游
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | | | | | | | | | | | | 百分比变化 | | | | | | 百分比变化 | | | | |
| | | | | | | | | 2021 | | | | | 2020 | | | | | 2019 | |
下游制造原油生产能力 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
加拿大制造业(百万美元/日) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
劳埃德明斯特升级机 | | | | | | | | | | 79.0 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
劳埃德明斯特炼油厂 | | | | | | | | | | 27.5 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
加拿大制造业合计 | | | | | | | | | | 106.5 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
美国制造业(百万美元/日) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
利马炼油厂 | | | | | | | | | | 126.9 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
托莱多炼油厂(1) | | | | | | | | | | 69.9 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
Wood River和Borger炼油厂(1) | | | | | | | | | | 204.7 | | | 10 | | | | 185.9 | | | (16) | | | | 221.3 | |
美国制造业总量 | | | | | | | | | | 401.5 | | | 116 | | | | 185.9 | | | (16) | | | | 221.3 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
总吞吐量(MB/d) | | | | | | | | | | 508.0 | | | 173 | | | | 185.9 | | | (16) | | | | 221.3 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
零售业(2)(百万升/日) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
燃料销售,包括批发 | | | | | | | | | | 6.9 | | | — | | | | — | | | — | | | | — | |
(1)代表Cenovus在Wood River、Borger和Toledo业务中拥有的50%权益。
(2)出售我们的部分零售资产,预计将于2022年年中完成。
上游生产量
2021年,我们的上游资产表现良好。与2020年相比,油砂日产量增加19.8万桶,这是由于在该安排中收购的资产每天增加16.48万桶,以及福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的产量增加。福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的价格上涨是由于新油井上线,加上我们决定在2020年根据市场状况降低克里斯蒂娜湖的运营水平。这一增长被福斯特克里克计划中的扭亏为盈和2021年第二季度的运营中断部分抵消。年内产量稳步增长,我们在福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和我们的劳埃德明斯特热能资产取得了多项单日产量纪录。我们的劳埃德明斯特热能资产表现良好,因为我们将我们的运营战略以及生产和良好的交付技术应用于收购的资产。
常规产量每天增加43.8万BOE,主要是由于安排中收购的资产的产量,年内每天生产51.2万BOE。2021年下半年处置东清水区和凯波布区的资产部分抵消了这一增长。在关闭之前,这些资产每天生产约110000 BOE。
离岸生产于年内相对一致,并完全来自于安排所取得的资产。
石油和天然气储量
根据独立合格储量评估师(“IQRE”)编制的储量报告,截至2021年底,总探明储量和总探明储量加可能储量分别约为61亿BOE和83亿BOE,较2020年分别增长21%和24%。
关于我们储量的更多信息,包括按产品类型划分的上游总产量的摘要,包含在本MD&A的石油和天然气储量部分。
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下游制造业
按细分市场划分的原油产量
与2020年相比,美国制造业日生产能力增加了21.56万桶。由于安排中收购的资产的日产量增加了19.68万桶,以及随着精炼产品市场的改善,Wood River和Borger炼油厂的产能增加。
在Wood River和Borger炼油厂,2021年的计划外停电暂时影响了产能。我们在2021年前9个月保持了利马炼油厂的高产能,然后在10月和11月完成了扭亏为盈,并遇到了随后的计划外设备停机。该炼油厂在接近2022年1月底时恢复正常运营。在托莱多炼油厂,2021年产能根据市场需求进行了优化。
在加拿大制造部门,劳埃德明斯特升级机和劳埃德明斯特炼油厂都是在安排中收购的,在整个2021年都达到或接近产能。
选定的合并财务结果
营业利润率
营业利润率是一项非公认会计准则财务指标,用于为我们的资产的现金产生业绩提供一致的衡量标准,以比较我们不同时期的基本财务业绩。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 (1) | | | | 2019 (1) | |
销售总额(2) | | | | | | | | | 54,517 | | | | | 14,523 | | | | | 22,404 | | |
减去:版税 | | | | | | | | | 2,454 | | | | | 371 | | | | | 1,173 | | |
收入 | | | | | | | | | 52,063 | | | | | 14,152 | | | | | 21,231 | | |
费用 | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
购买的产品(2) | | | | | | | | | 28,369 | | | | | 5,959 | | | | | 9,206 | | |
运输和调合 | | | | | | | | | 7,930 | | | | | 4,764 | | | | | 5,234 | | |
运营费用 | | | | | | | | | 5,499 | | | | | 2,261 | | | | | 2,324 | | |
风险管理活动的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | 892 | | | | | 247 | | | | | 7 | | |
营业利润率(3) | | | | | | | | | 9,373 | | | | | 921 | | | | | 4,460 | | |
(1)2021年1月1日之前的存货减记已重新分类为特许权使用费、采购产品、运输和混合或业务费用,以符合目前存货减记的列报方式。
(2)上期业绩已根据调和和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
(3)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。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 8 |
按部门划分的营业利润率
截至2021年12月31日的年度
2021年营业利润率增加,主要原因是:
·由于基准定价较高,原油、天然气和天然气的平均销售价格较高。
·上游和精炼产品销售量来自在安排中收购的资产。
·福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的销售量增加。
·在美国制造业领域,市场裂缝蔓延的程度更高。
营业利润率的增长被以下因素部分抵消:
·由于凝析油价格和数量上升,混合成本增加。
·更高的特许权使用费、运输和混合成本,以及从协议中获得的资产的运营费用。
·由于天然气基准定价较高,油砂领域的燃料成本增加。
·由于基准价的结算相对于我们的风险管理合同价格,已实现的风险管理损失更高。
·增加的可再生识别码(RIN)成本影响了我们的美国制造部门。
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
经营活动所得(用于)现金 | | | | | | | | | 5,919 | | | | | 273 | | | | | 3,285 | | |
(添加)扣除: | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
退役债务的清偿 | | | | | | | | | (102) | | | | | (42) | | | | | (52) | | |
非现金营运资金净变动 | | | | | | | | | (1,227) | | | | | 198 | | | | | (333) | | |
调整后的资金流动 | | | | | | | | | 7,248 | | | | | 117 | | | | | 3,670 | | |
2021年来自经营活动的现金和调整后的资金流大幅增加,原因是:
·如上所述,提高了营业利润率。
·从股权会计附属公司收到的1.37亿美元分配。
·与Superior炼油厂相关的1.2亿美元的业务中断保险收益。
增加的款额被以下各项部分抵销:
·整合成本为3.49亿美元。
·作为安排的一部分,长期债务的利息支出导致融资成本上升。
·由于与达成以协同效应为重点的激励计划相关的安排和规定而产生的更多劳动力,增加了一般和行政费用。
·或有付款2.42亿美元,其中1.75亿美元确认为2021年业务活动现金和调整后资金流的减少额。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 9 |
·在2021年第一季度支付了1.11亿美元的长期激励,与加快支付给与这一安排相关的员工有关。
2021年非现金营运资金的变化主要是由于库存和应收账款的增加,但与2020年12月31日相比,2021年12月31日应付账款的增加部分抵消了这一影响。
2021年,应收账款的增加主要是由于油砂部门的原油定价和销售量增加,以及美国制造部门的精炼产品定价提高。从客户收到现金的时间安排和从Superior Refinery重建项目获得的保险收益部分抵消了增加的费用。与2020年相比,库存增加主要是由于获得运输和存储能力的机会增加,以及加拿大制造和美国制造部门的设施因这一安排而增加。应付帐款增加主要是由于油砂业务的凝析油价格上升、应付应计特许权使用费增加、应付长期奖励、应付应计或有负债及应付所得税所致。这一增长被合并成本、支付给Cenovus员工的长期激励成本的结算以及作为安排一部分承担的长期激励负债的支付部分抵消。
净收益(亏损)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | 2021 vs. 2020 | | | | 2020 vs. 2019 | |
净收益(亏损),比较年度 | | | | | | (2,379) | | | | | 2,194 | | |
增加(减少)由于: | | | | | | | | | | | |
营业利润率 | | | | | | 8,452 | | | | | (3,539) | | |
公司和淘汰: | | | | | | | | | | | |
未实现汇兑损益 | | | | | | 181 | | | | | (696) | | |
或有给付的重新计量 | | | | | | (655) | | | | | 244 | | |
整合成本 | | | | | | (320) | | | | | (29) | | |
一般和行政 | | | | | | (557) | | | | | 39 | | |
融资成本 | | | | | | (546) | | | | | (25) | | |
其他(1) | | | | | | 303 | | | | | 566 | | |
未实现风险管理收益(损失) | | | | | | 36 | | | | | 37 | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | (2,422) | | | | | (1,215) | | |
勘探费 | | | | | | 73 | | | | | (9) | | |
所得税退还(费用) | | | | | | (1,579) | | | | | 54 | | |
本年度净收益(亏损) | | | | | | 587 | | | | | (2,379) | | |
(1)包括利息收入、已实现汇兑(收益)损失、资产剥离(收益)损失、其他(收益)损失、净额、权益会计关联公司的收益(亏损)份额、公司和抵销收入、外购产品、运输和混合、运营费用和风险管理(收益)损失。
与2020年的净亏损相比,2021年的净收益显著改善,原因是:
·更高的营业利润率,如上所述。
·2020年,传统和美国制造领域的减值费用为11亿美元。
·由于远期商品价格改善,2021年常规部分减值冲销3.78亿美元。
·其他收入增加,原因是与Superior Refinery相关的业务中断保险收益1.2亿美元,以及2021年Cenovus胜诉的法律索赔达成和解,而我们在2020年第四季度确认Keystone XL管道项目亏损1亿美元。
·未实现外汇收益增加。
·2021年剥离资产的收益更高,主要与Marten Hills普通股和GORR的出售有关。
增加的款额被以下各项部分抵销:
·与2020年的复苏相比,所得税支出。
·重新计量或有付款损失5.75亿美元(2020年--收益8000万美元)。
·整合成本为3.49亿美元。
·由于远期价格影响精炼产品利润率,2021年第四季度美国制造部门的减值费用为19亿美元。
·2021年回购美元计价债务的实际汇兑损失。
·与达成以协同效应为重点的激励计划有关的条款。
·赎回长期债务的净保费为1.21亿美元(2020年--净折价2500万美元)。
·由于这一安排,一般和行政费用、财务费用以及折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用增加。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 10 |
净债务
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至(百万美元) | | 十二月三十一日, 2021 | | | | January 1, 2021 (1) | | | | 十二月三十一日, 2020 | | | | 十二月三十一日, 2019 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
短期借款 | | 79 | | | | | 161 | | | | | 121 | | | | | — | | |
长期债务的当期部分 | | — | | | | | — | | | | | — | | | | | — | | |
长期债务 | | 12,385 | | | | | 14,043 | | | | | 7,441 | | | | | 6,699 | | |
债务总额(2) | | 12,464 | | | | | 14,204 | | | | | 7,562 | | | | | 6,699 | | |
减去:现金和现金等价物 | | (2,873) | | | | | (1,113) | | | | | (378) | | | | | (186) | | |
净债务 | | 9,591 | | | | | 13,091 | | | | | 7,184 | | | | | 6,513 | | |
(1)包括2020年12月31日的余额,加上从该安排中承担的金额的公允价值。
(2)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。
截至2021年1月1日的净债务为131亿美元,包括从这一安排中承担的59亿美元的公允价值。自安排以来,我们已经减少了17亿美元的长期债务和35亿美元的净债务。
资本投资(1)(2)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
上游 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
油砂 | | | | | | | | | | 1,019 | | | | | 427 | | | | | 656 | | |
传统型 | | | | | | | | | | 222 | | | | | 78 | | | | | 103 | | |
离岸海域 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
亚太地区 | | | | | | | | | | 21 | | | | | — | | | | | — | | |
大西洋 | | | | | | | | | | 154 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | 1,416 | | | | | 505 | | | | | 759 | | |
下游 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
加拿大制造业 | | | | | | | | | | 37 | | | | | 33 | | | | | 52 | | |
美国制造业 | | | | | | | | | | 995 | | | | | 243 | | | | | 228 | | |
零售 | | | | | | | | | | 31 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | 1,063 | | | | | 276 | | | | | 280 | | |
公司和淘汰 | | | | | | | | | | 84 | | | | | 60 | | | | | 137 | | |
资本投资 | | | | | | | | | | 2,563 | | | | | 841 | | | | | 1,176 | | |
(1)包括PP&E、E&E资产和持有待售资产的支出。
(2)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
2021年油砂的资本投资主要集中在维持克里斯蒂娜湖、福斯特克里克和劳埃德明斯特热能资产的生产上。
常规资本投资侧重于短周期、高回报的开发井,预计将通过增加产量来改善潜在成本结构,并抵消自然下降。
2021年的离岸资本投资主要是大西洋地区西白玫瑰项目的保全资本。西白玫瑰项目的主要建设于2020年3月暂停,该项目仍在审查中,同时我们与合作伙伴一起评估各种选择。
美国制造业资本投资主要集中在Superior Refinery重建项目,以及Wood River和Borger炼油厂的炼油可靠性、维护和产量优化项目,以及托莱多炼油厂的维护项目。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 11 |
钻探活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总地层测试井和观测井 | | | 总产量 威尔斯(1) |
| | 2021 | 2020 | | | | 2019 | | | | 2021 | 2020 | | | | 2019 | |
福斯特克里克 | | 17 | | | | | 38 | | | | | 14 | | | | | 6 | | | | | — | | | | | — | | |
克里斯蒂娜·莱克(2) | | 25 | | | | | 117 | | | | | 30 | | | | | 18 | | | | | — | | | | | 11 | | |
日出 | | — | | | | | — | | | | | — | | | | | 2 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特热能公司 | | 115 | | | | | — | | | | | — | | | | | 46 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特常规重油 | | 15 | | | | | — | | | | | — | | | | | 3 | | | | | — | | | | | — | | |
其他(3) | | 17 | | | | | — | | | | | 14 | | | | | — | | | | | — | | | | | — | | |
| | 189 | | | | | 155 | | | | | 58 | | | | | 75 | | | | | — | | | | | 11 | | |
(1)油砂区段的蒸汽辅助重力排水(“SAGD”)井对计为单口生产井。
(2)包括纳罗斯湖。
(3)包括新的资源玩法。
钻探了地层测试井,以帮助确定维持井的井垫位置,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。
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| 2021 | | 2020 | | 2019 |
(除非另有说明,否则为净井) | 钻透 | 已完成 | 绑在一起 | | 钻透 | 已完成 | 绑在一起 | | 钻透 | 已完成 | 绑在一起 |
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传统型 | 27 | | 19 | | 18 | | | 6 | | 1 | | 3 | | | 11 | | 2 | | 3 | |
在近海部分,我们于2021年10月在中国打了一口计划中的探井。
未来资本投资
未来资本投资是一种特定的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。我们2021年12月7日的指导可在我们的网站cenovus.com上找到。
我们2022年的油砂资本投资预计在14亿至16亿美元之间。与2021年相比的增加主要与额外的持续资本活动有关。我们的油砂产量预计在57万桶/天到63万桶/天之间。油砂产量指引不会因2022年1月31日完成的Tucker资产出售而进行调整。
我们2022年的常规资本投资预计在1.5亿至2亿美元之间,重点是维持钻井项目。我们的常规产量预计在11.8万BOE/天到13.4万BOE/天之间。
我们2022年的离岸资本投资预计在2亿至2.5亿美元之间。这笔资本支出主要用于Terra Nova Ale项目和西白玫瑰项目的保护资本。我们离岸部门的产量预计在每天6.4万BOE到7.6万BOE之间。
2022年,我们计划在下游领域投资8.5亿至9.5亿美元,专注于炼油运营和可靠性,以及劳埃德明斯特炼油厂的一个消除瓶颈项目,以提高产能。下游资本投资包括用于Superior Refinery重建项目的2亿至2.5亿美元。重建项目预计将进一步加强我们的重油价值链整合,同时进一步降低公司对WTI-WCS区位差异的风险敞口。下游产能预计在53万桶/日至580万桶/日之间。
我们预计将在整个公司投资5,000万至7,000万美元的公司资本。
有关我们财务和经营业绩变化的更多信息,可以在本MD&A报告分部中找到。关于我们风险管理活动的信息,可以在本MD&A中的风险管理和风险因素部分以及合并财务报表的附注中找到。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 12 |
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)
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(除非另有说明,否则平均为美元/桶) | 2021 | | | 百分比变化 | 2020 | | | 2019 | | | Q4 2021 | | | | | | Q4 2020 | |
布伦特(2) | 70.73 | | | | 70 | | | | 41.67 | | | | 64.18 | | | | 79.73 | | | | | | | 44.22 | | |
WTI | 67.91 | | | | 72 | | | | 39.40 | | | | 57.03 | | | | 77.19 | | | | | | | 42.66 | | |
差价布伦特-西德克萨斯中质原油 | 2.82 | | | | 24 | | | | 2.27 | | | | 7.15 | | | | 2.54 | | | | | | | 1.56 | | |
哈迪斯蒂的WCS | 54.87 | | | | 105 | | | | 26.80 | | | | 44.27 | | | | 62.55 | | | | | | | 33.36 | | |
差分式WTI-WCS | 13.04 | | | | 3 | | | | 12.60 | | | | 12.76 | | | | 14.64 | | | | | | | 9.30 | | |
WCS(加元/桶) | 68.73 | | | | 93 | | | | 35.59 | | | | 58.77 | | | | 78.71 | | | | | | | 43.41 | | |
尼德兰的WCS | 64.09 | | | | 79 | | | | 35.86 | | | | 55.56 | | | | 71.62 | | | | | | | 40.36 | | |
荷兰差异化WTI-WCS | 3.82 | | | | 8 | | | | 3.54 | | | | 1.47 | | | | 5.57 | | | | | | | 2.30 | | |
凝析油(C5@Edmonton) | 68.20 | | | | 84 | | | | 37.16 | | | | 52.86 | | | | 79.13 | | | | | | | 42.54 | | |
差额WTI-冷凝水(溢价)/折扣 | (0.29) | | | | (113) | | | | 2.24 | | | | 4.17 | | | | (1.94) | | | | | | | 0.12 | | |
差额WCS-冷凝水(高级)/折扣 | (13.33) | | | | 29 | | | | (10.36) | | | | (8.59) | | | | (16.58) | | | | | | | (9.18) | | |
平均(加元/桶) | 85.47 | | | | 73 | | | | 49.44 | | | | 70.15 | | | | 99.64 | | | | | | | 55.36 | | |
合成@埃德蒙顿 | 66.28 | | | | 83 | | | | 36.25 | | | | 56.45 | | | | 75.40 | | | | | | | 39.60 | | |
WTI-合成(溢价)/折扣差异 | 1.63 | | | | (48) | | | | 3.15 | | | | 0.58 | | | | 1.79 | | | | | | | 3.06 | | |
成品油价格 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
芝加哥普通无铅汽油(RUL) | 85.07 | | | | 88 | | | | 45.24 | | | | 70.55 | | | | 91.84 | | | | | | | 47.31 | | |
芝加哥超低硫柴油(“超低硫柴油”) | 86.37 | | | | 72 | | | | 50.08 | | | | 77.97 | | | | 96.53 | | | | | | | 54.21 | | |
提炼基准 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
芝加哥3-2-1裂缝扩展(3) | 17.54 | | | | 133 | | | | 7.54 | | | | 16.00 | | | | 16.06 | | | | | | | 7.05 | | |
第3组3-2-1裂纹扩展(3) | 17.82 | | | | 106 | | | | 8.67 | | | | 16.67 | | | | 15.82 | | | | | | | 7.57 | | |
RIN | 6.76 | | | | 173 | | | | 2.48 | | | | 1.21 | | | | 6.11 | | | | | | | 3.48 | | |
天然气价格 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
AECO(加元/Mcf) | 3.56 | | | | 59 | | | | 2.24 | | | | 1.62 | | | | 4.94 | | | | | | | 2.77 | | |
纽约商品交易所(美元/Mcf) | 3.84 | | | | 85 | | | | 2.08 | | | | 2.63 | | | | 5.83 | | | | | | | 2.66 | | |
外汇牌价 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
每加元1美元-平均 | 0.798 | | | | 7 | | | | 0.746 | | | | 0.754 | | | | 0.794 | | | | | | | 0.768 | | |
每加元美元1加元-期末 | 0.789 | | | | 1 | | | | 0.785 | | | | 0.770 | | | | 0.789 | | | | | | | 0.785 | | |
人民币兑1加元-平均 | 5.147 | | | | — | | | | 5.147 | | | | 5.207 | | | 5.073 | | | | | | | 5.084 | | |
(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)日期为布伦特原油的日历月结算价平均值。
(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。
原油和凝析油基准
2021年,与2020年相比,布伦特原油和西德克萨斯中质原油基准大幅提高,原因是全球原油需求增加,新冠肺炎疫苗的推出、经济复苏和放宽限制导致原油供不应求。石油输出国组织(“欧佩克”)和10个非欧佩克成员国(统称为“欧佩克+”)继续支持全球价格,尽管第二季度开始逐步放宽生产配额。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。
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。2021年,布伦特-西德克萨斯中质原油的价差与2020年相比仍较窄,原因是北美原油出口持续低迷,以及美国原油供应减少。
WCS是一种混合重油,由常规重油和非常规稀释沥青组成。2021年,由于加拿大西部沉积盆地(“WCSB”)的外卖能力,WTI-WCS的平均差异仍然很小。
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荷兰的WCS是美国墨西哥湾沿岸(“USGC”)的重油基准,代表了我们在USGC的销售定价。与2020年相比,2021年荷兰的WCS价格强劲,与全球原油价格上涨保持一致,因为炼油商增加了原油运量,以适应日益增长的产品需求。2021年下半年,荷兰WTI-WCS价差较2020年有所扩大,主要原因是USGC焦化利用率较高,以及部分OPEC+中、重油桶逐步回归市场。
我们在Lloydminster Upgrader上将重质原油和沥青升级为低硫合成原油--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。
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,稀释剂体积占总混合体积的百分比,大约在23%到31%之间。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。
2021年,埃德蒙顿凝析油的平均基准价格相对于西德克萨斯中质原油略有溢价。与2020年相比,这一差距有所收窄,原因是油砂产量增加,导致混合需求增加。
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,反映了使用当前基于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,并按后进先出会计原则进行估值。
芝加哥3-2-1市场裂解蔓延反映了我们托莱多、利马和伍德河炼油厂的市场。第三组,3-2-1市场裂解蔓延,反映了我们博格炼油厂的市场。
与2020年相比,2021年芝加哥成品油平均价格上涨,原因是生物燃料市场吃紧导致RIN成本上升,以及推动RIN需求的政策存在不确定性,以及部署新冠肺炎疫苗、放松限制以及旅行和经济活动增加导致成品油需求上升。精炼产品需求的复苏导致库存水平下降,从而增加了市场裂解蔓延。由于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确定的,美国中西部和中大陆炼油市场裂解价差的强弱将反映布伦特原油和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;原油原料购买和交付之间的时间差;以及原料成本,该成本是按先进先出(FIFO)会计基础计算的。
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(1)RIN没有远期价格。
天然气基准
与2020年相比,纽约商品交易所2021年天然气平均价格大幅上涨,原因是炎热的夏季天气、美国国内需求反弹、创纪录的液化天然气出口,加上供应反应平淡和强劲的全球定价,支撑了市场。AECO平均价格与NYMEX基准指数一起上涨。由于供应增加,AECO和NYMEX之间的价差在2021年扩大。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
由于我们的原油、天然气、天然气和成品油的销售价格是参考美国基准价格确定的,因此我们的相当大一部分收入受到外汇风险的影响。加元相对于美元的升值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,汇率的变化还会影响美国和亚太地区业务的转换。
2021年,与2020年相比,加元兑美元平均走强,对我们的收入产生了负面影响。与2020年12月31日相比,2021年12月31日加元兑美元略有走强。加上偿还我们的无担保票据的1.73亿美元的汇兑损失,这导致了我们的美元债务折算的未实现汇兑收益2.3亿美元。
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。与2021年相比,加元对人民币的平均汇率一直保持相对持平。
上游
油砂
2020年12月31日,油砂部分包括Foster Creek、Christina Lake和Narrow Lake资产以及其他处于开发早期阶段的项目。2021年1月1日,作为安排的一部分,我们获得了:
·日出,位于艾伯塔省北部阿萨巴斯卡地区的SAGD油砂项目。Cenovus运营的项目是与BP加拿大公司50%的合作伙伴关系。
·塔克,一个油砂项目,位于艾伯塔省冷湖西北30公里处。
·劳埃德明斯特热能项目,包括萨斯喀彻温省劳埃德明斯特地区11家热电厂生产的沥青。
·劳埃德明斯特常规重油,该公司在艾伯塔省和萨斯喀彻温省的劳埃德明斯特地区生产重油。这一地区在以前的时期被称为劳埃德明斯特冷/提高采收率。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 15 |
·持有HMLP 35%的股权,该公司在劳埃德明斯特地区拥有2200公里长的管道,在哈迪斯蒂和劳埃德明斯特拥有590万桶的储油量。HMLP的财务结果按权益会计基础报告。
In 2021, we:
·提供安全可靠的运营。
·在福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和我们的劳埃德明斯特热能资产创造了多项单日生产纪录。
·日产量为58.15万桶,而2020年为38.17万桶。
·日产量从第一季度的55.34万桶增加到第四季度的62.49万桶。
·开始将窄湖油田并入克里斯蒂娜湖工厂。预计将于2025年从纳罗斯湖释放第一批蒸汽。
·达成协议,以8亿美元的总现金收益出售我们的塔克资产。这笔交易于2022年1月31日完成。
·收入为206亿美元。
·营业利润率为64亿美元,与2020年相比增加了53亿美元,主要原因是平均实现销售价格上涨,作为协议一部分收购的资产增加了销量,以及福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的销量增加。
·投资10亿美元,主要用于维持克里斯蒂娜湖、福斯特克里克和劳埃德明斯特热能资产的生产。
·实现了每个京东方33.69美元的净收益。
财务业绩
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(百万美元) | | 2021 | | | | 2020 (1) | | | | 2019 (1) | |
销售总额(2) | | 22,827 | | | | | 8,804 | | | | | 13,101 | | |
减去:版税 | | 2,196 | | | | | 331 | | | | | 1,143 | | |
收入 | | 20,631 | | | | | 8,473 | | | | | 11,958 | | |
费用 | | | | | | | | | | | |
购买的产品(2) | | 3,188 | | | | | 1,262 | | | | | 2,231 | | |
运输和调合 | | 7,841 | | | | | 4,683 | | | | | 5,152 | | |
运营中 | | 2,451 | | | | | 1,156 | | | | | 1,067 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 786 | | | | | 268 | | | | | 23 | | |
营业利润率 | | 6,365 | | | | | 1,104 | | | | | 3,485 | | |
风险管理中的未实现(收益)损失(3) | | 18 | | | | | 57 | | | | | 92 | | |
折旧、损耗和摊销 | | 2,666 | | | | | 1,687 | | | | | 1,543 | | |
勘探费 | | 16 | | | | | 9 | | | | | 18 | | |
权益会计关联公司的(收入)亏损份额 | | (5) | | | | | — | | | | | — | | |
分部收入(亏损) | | 3,670 | | | | | (649) | | | | | 1,832 | | |
(1)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(2)上期业绩已根据调和和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
(3)风险管理的未实现损益计入与衍生工具有关的应报告分项。比较期间已重新分类,因为这些金额在2021年1月1日之前记录在公司和抵销部分。
营业利润率差异
(1)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(2)收入包括作为重油混合出售的凝析油的价值。凝析油成本记入运输和调合费用。原油价格剔除了凝析油购买的影响。
(3)2021年1月1日之前的存货减记已重新分类为特许权使用费、采购产品、运输和混合或业务费用,以符合目前存货减记的列报方式。
(4)其他包括第三方来源的数量、建筑和其他不能归因于原油、天然气或天然气生产的活动。
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经营业绩
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| | 2021 | 2020 | | | | 2019 | |
总销售量(MBOE/d) | | 579.9 | | | | | 386.6 | | | | | 346.7 | | |
| | | | | | | | | | | |
实际销售总价(1)(美元/BOE) | | 62.82 | | | | | 28.64 | | | | | 53.78 | | |
| | | | | | | | | | | |
按资产划分的原油产量(Mbbls/d) | | | | | | | | | | | |
福斯特克里克 | | 179.9 | | | | | 163.2 | | | | | 159.6 | | |
克里斯蒂娜·莱克 | | 236.8 | | | | | 218.5 | | | | | 194.7 | | |
日出(2) | | 25.9 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特热能公司 | | 97.7 | | | | | — | | | | | — | | |
塔克 | | 21.0 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特常规重油 | | 20.2 | | | | | — | | | | | — | | |
原油日总产量(3) | | 581.5 | | | | | 381.7 | | | | | 354.3 | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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有效版税(百分比) | | 18.7 | | | | | 11.6 | | | | | 20.3 | | |
| | | | | | | | | | | |
单位运输和混合成本(1)(美元/BOE) | | 7.23 | | | | | 8.70 | | | | | 8.94 | | |
| | | | | | | | | | | |
单位运营成本(1)(美元/BOE) | | 11.52 | | | | | 7.84 | | | | | 8.15 | | |
| | | | | | | | | | | |
每单位副总面积(1)(元/京元) | | 11.28 | | | | | 10.40 | | | | | 11.15 | | |
(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)代表Cenovus在日出业务中拥有50%的权益。
(3)油砂生产由沥青组成,劳埃德明斯特常规重油除外,它由重质原油组成。在截至2021年12月31日的年度内,该地区由中质原油组成的产量被重新归类为重质原油。
收入
价格
已实现销售价格上升的主要原因是WTI基准价格上升,但WTI-WCS差价扩大部分抵消了这一影响。2021年,我们向美国目的地销售了大约20%(2020-25%)的产品,以提高我们实现的销售价格。
2021年,总销售额包括来自第三方来源的29亿美元(2020-13亿美元),这不包括在我们的单位定价指标或我们的净收入中。有关更多详细信息,请参阅本MD&A中的“网背协调-油砂”。
2021年,总销售额包括3.29亿美元(2020-900万美元),这不包括在我们的单位定价指标或净收入中,因为它与运输、混合和建筑活动有关。有关更多详细信息,请参阅本MD&A中的“网背协调-油砂”。
Cenovus生产的重油和沥青必须与凝析油混合以降低其粘度,才能通过管道运输到市场。我们的已实现沥青销售价格不包括凝析油的销售,但它受到凝析油价格的影响。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。从我们购买凝析油到出售我们的混合产品,可能需要长达三个月的时间。
Cenovus为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、交货点、运输承诺和客户多样化,并清点实物头寸。为了对与储存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性管理策略,包括风险管理合同,以降低未来现金流的波动性,提高现金流的稳定性,以支持财务优先事项。交易通常跨越期间,因此,这些交易既存在于已实现的风险管理中,也存在于未实现的风险管理中。随着财务合同的结算,它们将从未实现的风险管理损益流动到已实现的风险管理损益。
在截至2021年12月31日的年度内,由于结算基准价格高于我们的风险管理合同价格,我们产生了已实现的风险管理亏损;随着实物库存的出售,我们确认了由于基准价格上涨而产生的抵消性收益。于2021年,我们的原油金融工具录得未实现亏损,主要原因是远期基准价格高于我们与未来期间和结算头寸变现相关的风险管理合同价格。
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生产量
2021年油砂原油日产量为58.15万桶,比2020年增加19.8万桶。产量水平上升的主要原因是,作为安排的一部分,收购的资产每天增加16.48万桶,以及福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的产量增加。
由于2021年新油井上线,Foster Creek的日产量同比增加16.7万桶,但因计划中的扭亏为盈和第二季度运营中断而导致产量减少,部分抵消了这一影响。
克里斯蒂娜湖的日产量同比增加了1.83万桶。2021年,新油井上线,而2020年,我们选择在4月份降低运营水平,并在第三季度完成了计划中的扭亏为盈和维护活动。
由于我们应用了我们的经营战略、生产和油井交付技术,劳埃德明斯特全年的热能产量很高。计划中的扭亏为盈于第二季度在日出完成,影响了生产。塔克以稳定的速度生产。
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、日出和塔克)基于政府规定的支付前和支付后特许权使用费费率,这些费率是使用相当于加元的WTI基准价格按比例浮动确定的。
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税率(根据相当于WTI的加元基准价格,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以年化计算为基础,采用以下较大者:(1)毛收入乘以适用的特许权使用费费率(基于相当于加元的WTI基准价格,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(基于相当于加元的WTI基准价格,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的函数。
福斯特克里克、克里斯蒂娜·莱克和塔克是支付后项目,日出是支付前项目。
对于我们的萨斯喀彻温省物业、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是基于适用于每个项目的年费率,以及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。
实际特许权使用费增加的主要原因是实际定价较高和艾伯塔省油砂按比例滑动特许权使用费较高,但被协议中收购的萨斯喀彻温省业务较低的特许权使用费部分抵消。
与2020年相比,特许权使用费增加了19亿美元,主要是由于更高的已实现定价和产量增加导致净收入增加。
费用
运输和调合
与2020年相比,2021年的混合成本增加了29亿美元。在福斯特克里克和克里斯蒂娜湖,由于凝析油价格和数量上升,混合成本增加。日出的混合率可与福斯特克里克和克里斯蒂娜湖相媲美。由于原油粘度较低,我们的Tucker、Lloydminster热能和Lloydminster常规重油资产通常具有较低的调和率。
2021年的运输成本为15亿美元,与2020年相比增加了2.99亿美元,主要是由于安排中收购的资产的数量。此外,由于这一安排增加了运力,通过管道运往美国目的地的运量增加,成本上升,但部分被铁路运量减少所抵消。
单位运费
2021年,单位运输费用为7.23美元/京东方(2020-8.70美元/京东方)。下降的主要原因是福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和日出的原油产量通过管道运往美国目的地,对铁路的依赖较少。与福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和日出相比,在该安排中收购的塔克、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油资产的单位运输成本较低,这也是造成成本下降的原因之一。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 18 |
在福斯特克里克,单位运输成本比2020年下降了5%,至每桶10.51美元,因为我们减少了对通过铁路运输到美国的依赖,同时增加了通过我们的管道能力向美国输送的总运量。我们将35%(2020-30%)的货运量运往美国目的地,其中15%(2020-30%)通过铁路运输。
在克里斯蒂娜湖,单位运输成本比2020年下降了11%,至每桶6.19美元,因为我们运往美国目的地的货物中,只有不到2%(2020-15%)是通过铁路运输的。
运营中
2021年我们运营费用的主要驱动因素是燃料、劳动力、化学品成本以及维修和维护。总运营成本增加主要是由于从该安排获得的资产成本较高,每桶运营成本较高,以及天然气价格上涨导致燃料成本增加,再加上福斯特克里克和日出计划于2021年第二季度扭亏为盈。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
($/BOE) (1) | | 2021 | | | 百分比 变化 | | | 2020 | | | 百分比变化 | | | 2019 | |
福斯特克里克 | | | | | | | | | | | | | | | |
燃料 | | 4.07 | | | | 44 | | | | 2.83 | | | | 15 | | | | 2.47 | | |
非燃料 | | 6.67 | | | | 4 | | | | 6.41 | | | | (4) | | | | 6.67 | | |
总计 | | 10.74 | | | | 16 | | | | 9.24 | | | | 1 | | | | 9.14 | | |
克里斯蒂娜·莱克 | | | | | | | | | | | | | | | |
燃料 | | 3.52 | | | | 61 | | | | 2.18 | | | | 6 | | | | 2.06 | | |
非燃料 | | 4.72 | | | | 2 | | | | 4.61 | | | | (13) | | | | 5.27 | | |
总计 | | 8.24 | | | | 21 | | | | 6.79 | | | | (7) | | | | 7.33 | | |
其他油砂(2) | | | | | | | | | | | | | | | |
燃料 | | 5.01 | | | | — | | | | — | | | | — | | | | — | | |
非燃料 | | 11.97 | | | | — | | | | — | | | | — | | | | — | | |
总计 | | 16.98 | | | | — | | | | — | | | | — | | | | — | | |
总计 | | 11.52 | | | | 47 | | | | 7.84 | | | | (4) | | | | 8.15 | | |
(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)包括日出、塔克、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油资产。
在福斯特克里克和克里斯蒂娜湖,每桶燃料成本上升的主要原因是天然气价格上涨。福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的非燃料成本相对持平,因为较高的销售量抵消了由于电力成本上升、化学品成本上升、福斯特克里克计划在2021年第二季度扭亏为盈,以及由于新冠肺炎安全措施导致2020年维修和维护活动减少的影响。
与2020年相比,2021年单位总运营成本增加了3.68美元/京东方,达到11.52美元/京东方。这一增长是由于在安排中收购的资产的单位运营成本上升,如上所述福斯特克里克和克里斯蒂娜湖单位成本增加,以及计划在2021年第二季度实现日出的扭亏为盈。
净回扣
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
($/bbl) | | 2021 | 2020 | | | | 2019 | |
售价(1) | | 62.82 | | | | | 28.64 | | | | | 53.78 | | |
特许权使用费(1) | | 10.38 | | | | | 2.34 | | | | | 8.97 | | |
交通(1)(2) | | 7.23 | | | | | 8.70 | | | | | 8.94 | | |
营业费用(1)(2) | | 11.52 | | | | | 7.84 | | | | | 8.15 | | |
净额(2)(3) | | 33.69 | | | | | 9.76 | | | | | 27.72 | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)净回款不反映产品库存的非现金减记或产品库存的冲销,直到产品售出时才实现。
(3)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。
副署长及助理署长
我们在单位产量的基础上消耗原油和天然气属性,超过总已探明储量。单位产量计入了迄今发生的支出,以及开发这些已探明储量所需的估计未来开发支出。这一比率是按地区计算的,然后应用于我们的销售量,以确定每个时期的DD&A。我们认为,这种计算DD&A的方法是按销售的每桶原油当量及其在相关资产已探明储量所代表的总估计寿命内的投资资本成本的比例收取费用。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 19 |
2021年,与2020年相比,DD&A增加了9.79亿美元,这主要是这一安排的结果。截至2021年12月31日的一年,平均消耗率为每京东方11.28美元(2020年-每京东方10.40美元)。
我们以直线或单位生产为基础对我们的ROU资产进行折旧,以估计使用寿命或租赁期限中较短的一种为准。
常规
2020年12月31日,常规部分包括主要位于Elmworth-Wapiti、Kaybob-Edson和Clearwater作业区的资产,这些区域蕴藏着丰富的天然气和NGL。这些资产位于艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省,包括在许多天然气加工设施中拥有权益。
2021年1月1日,作为安排的一部分,我们收购了主要位于上述相同地区的资产,以及位于埃德蒙顿西北约900公里的彩虹湖作业区。收购的资产包括几个天然气加工设施的权益。
In 2021, we:
·提供安全可靠的运营。
·下半年,完成了艾伯塔省东Clearwater和Kaybob地区资产的出售,总收益为1.03亿美元。在关闭之前,这些资产每天产生的总收益约为11000 BOE。11月30日,我们宣布主要出售我们在温布利地区的蒙特尼资产,获得约2.38亿美元的现金收益。这笔交易预计将在2022年第一季度完成。
·收入为31亿美元。
·产生的营业利润率为8.03亿美元,与2020年相比增加了6.08亿美元,原因是作为安排的一部分收购的资产的平均实现销售价格上升和交易量增加,但由于作为安排的一部分收购的资产的单位运营费用增加,部分抵消了这一影响。
·2.22亿美元的投资资本集中在短周期、高回报的开发井上,预计将通过增加产量来改善基本成本结构,并抵消自然下降的影响。
·完成了许多涉及现场维护活动和安全关闭和恢复生产的周转工作。
·实现了每个京东方15.95美元的净收益。
财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | 2021 | | | | 2020 (1) | | | | 2019 (1) | |
销售总额 | | | | | | | | | | 3,235 | | | | | 904 | | | | | 935 | | |
减去:版税 | | | | | | | | | | 150 | | | | | 40 | | | | | 30 | | |
收入 | | | | | | | | | | 3,085 | | | | | 864 | | | | | 905 | | |
费用 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
购买的产品 | | | | | | | | | | 1,655 | | | | | 268 | | | | | 240 | | |
运输和调合 | | | | | | | | | | 74 | | | | | 81 | | | | | 82 | | |
运营中 | | | | | | | | | | 551 | | | | | 320 | | | | | 339 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | 2 | | | | | — | | | | | — | | |
营业利润率 | | | | | | | | | | 803 | | | | | 195 | | | | | 244 | | |
风险管理中的未实现(收益)损失(2) | | | | | | | | | | 1 | | | | | — | | | | | — | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | | | 3 | | | | | 880 | | | | | 319 | | |
勘探费 | | | | | | | | | | (3) | | | | | 82 | | | | | 64 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
分部收入(亏损) | | | | | | | | | | 802 | | | | | (767) | | | | | (139) | | |
(1)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(2)风险管理的未实现损益计入与衍生工具相关的应报告分部。比较期间已重新分类,因为这些金额在2021年1月1日之前记录在公司和抵销部分。
收入
2021年,总销售额包括与第三方来源数量相关的17亿美元(2020-2.69亿美元),这不包括在我们的单位定价指标或我们的净收入中。
2021年,收入包括与第三方加工和运输活动相关的金额6,100万美元(2020-4,900万美元),这不包括在我们的单位定价指标或我们的净收入中。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 20 |
经营业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
总销售量(MBOE/d) | | | | | | | | | | 133.4 | | | | | 89.8 | | | | | 97.4 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
实际销售总价(1)(美元/BOE) | | | | | | | | | | 31.20 | | | | | 17.84 | | | | | 17.95 | | |
重质原油(美元/桶) | | | | | | | | | | — | | | | | 31.45 | | | | | — | | |
轻质原油(美元/桶) | | | | | | | | | | 76.32 | | | | | 42.78 | | | | | 65.70 | | |
NGL($/bbl) | | | | | | | | | | 42.93 | | | | | 22.04 | | | | | 26.36 | | |
常规天然气(美元/立方米) | | | | | | | | | | 4.07 | | | | | 2.37 | | | | | 2.01 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
按产品分类的生产 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
重质原油(百万桶/日) | | | | | | | | | | — | | | | | 2.7 | | | | | — | | |
轻质原油(百万桶/日) | | | | | | | | | | 8.4 | | | | | 4.5 | | | | | 4.9 | | |
NGL(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 25.6 | | | | | 19.5 | | | | | 21.8 | | |
常规天然气(MMcf/d) | | | | | | | | | | 597.6 | | | | | 379.0 | | | | | 424.5 | | |
日总产量(MBOE/d) | | | | | | | | | | 133.6 | | | | | 89.9 | | | | | 97.4 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
常规天然气产量(占总量的百分比) | | | | | | | | | | 75 | | | | | 70 | | | | | 73 | | |
原油和液化石油气产量(占总量的百分比) | | | | | | | | | | 25 | | | | | 30 | | | | | 27 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
有效版税(百分比) | | | | | | | | | | 10.3 | | | | | 7.9 | | | | | 5.1 | | |
单位运输成本(1)(美元/BOE) | | | | | | | | | | 1.53 | | | | | 2.46 | | | | | 2.31 | | |
单位运营成本(1)(美元/BOE) | | | | | | | | | | 10.66 | | | | | 8.99 | | | | | 8.79 | | |
每单位副总面积(1)(元/京元) | | | | | | | | | | 9.11 | | | | | 9.85 | | | | | 9.15 | | |
(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2020年相比,我们2021年实现的总销售价格有所上升,主要是由于原油和天然气基准价格上涨。
生产量
2021年生产量增加,主要是由于作为安排的一部分收购的资产每天有51.2万BOE。此外,在截至2021年12月31日的一年中,我们带来了18口新的投产净油井。年内的资产处置和自然下降部分抵消了产量的增加。
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。
截至2021年12月31日的年度的有效特许权使用费费率增加,主要是由于实现的定价较高和天然气成本津贴抵免较低。
与2020年相比,2021年的版税增加了1.1亿美元。增加的主要原因是实现价格较高,以及作为安排的一部分获得的资产所产生的产量增加。
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2020年相比,2021年的运输成本减少了700万美元。在截至2021年12月31日的一年中,单位运输成本平均为1.53美元/京东方(2020-2.46美元/京东方)。
运营中
2021年我们运营费用的主要驱动因素是劳动力、维修和维护、物业税和租赁成本以及电力。与2020年相比,2021年的总运营成本增加了2.31亿美元,这主要是由于在安排中获得的资产。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 21 |
与2020年相比,2021年每个京东方的运营成本增加了1.67美元,这主要是由于作为安排的一部分收购的资产的运营费用。2021年,不包括在安排中获得的资产,单位运营成本同比增长约7%,主要原因是销量下降、电力、温室气体和监管成本上升。
净回扣
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(美元/京东方) | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
售价(1) | | | | | | | | | | 31.20 | | | | | 17.84 | | | | | 17.95 | | |
特许权使用费(1) | | | | | | | | | | 3.06 | | | | | 1.23 | | | | | 0.83 | | |
运输与调合(一) | | | | | | | | | | 1.53 | | | | | 2.46 | | | | | 2.31 | | |
运营费用(1) | | | | | | | | | | 10.66 | | | | | 8.99 | | | | | 8.79 | | |
净额(2)(3) | | | | | | | | | | 15.95 | | | | | 5.16 | | | | | 6.02 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(2)净回款不反映产品库存的非现金减记或产品库存的冲销,直到产品售出时才实现。
(3)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。
副署长及助理署长
我们在单位产量的基础上消耗原油和天然气属性,超过总已探明储量。单位产量计入了迄今发生的支出,以及开发这些已探明储量所需的估计未来开发支出。这一比率是按地区计算的,然后应用于我们的销售量,以确定每个时期的DD&A。我们认为,这种计算DD&A的方法是按销售的每桶原油当量及其在相关资产已探明储量所代表的总估计寿命内的投资资本成本的比例收取费用。2021年的平均消耗率为9.11美元/京东方(2020-9.85美元/京东方)。平均损耗率不包括减值和减值冲销的影响。
在截至2021年12月31日的一年中,常规DD&A总额为300万美元(2020-8.8亿美元)。减值减少是由于预计2020年底远期商品价格下降导致2020年减值减值5.55亿美元,以及由于远期商品价格改善导致2021年减值冲销3.78亿美元。减幅由安排中取得的资产的副本金及应收账款部分抵销。
离岸
作为安排的一部分,收购了离岸业务部分,包括于中国的离岸业务、勘探及开发活动、于印尼的合营公司的股权入账投资,以及于加拿大东海岸的业务、勘探及开发。
In 2021, we:
·提供安全可靠的运营。
·收入17亿美元。
·营业利润率为14亿美元。
·实现了每个京东方58.39美元的净收益。
·在我们的中国和印度尼西亚资产上创造了单日产量纪录。
·投资1.75亿美元,主要用于大西洋地区的West White Rose项目。
·与我们的合作伙伴达成协议,重组我们在大西洋地区资产的工作利益。
财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | 2021 | |
销售总额 | | | | | | 1,782 | | |
减去:版税 | | | | | | 108 | | |
收入 | | | | | | 1,674 | | |
费用 | | | | | | | |
运输和调合 | | | | | | 15 | | |
运营中 | | | | | | 239 | | |
营业利润率 | | | | | | 1,420 | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | 492 | | |
勘探费 | | | | | | 5 | | |
权益会计关联公司的(收入)亏损份额 | | | | | | (47) | | |
分部收入(亏损) | | | | | | 970 | | |
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 22 |
净回扣
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 |
($/BOE,除非另有说明) | 中国 | 印度尼西亚(1) | 大西洋(美元/桶) | 离岸合计 |
| | | | | | | |
售价(2) | 72.44 | | | 64.52 | | | 91.01 | | | 74.75 | |
特许权使用费(2) | 4.25 | | | 14.93 | | | 6.07 | | | 5.96 | |
运输与调合(二) | — | | | — | | | 3.02 | | | 0.54 | |
运营费用(2) | 5.10 | | | 9.55 | | | 28.34 | | | 9.86 | |
净得(3) | 63.09 | | | 40.04 | | | 53.58 | | | 58.39 | |
| | | | | | | |
总销售量(MBOE/d) | 50.8 | | | 9.5 | | | 13.2 | | | 73.5 | |
| | | | | | | |
每单位副地政主任及屋宇(2) | | | | | | | 25.62 | |
(1)报告的销售量、相关单位价值和特许权使用费反映了Cenovus在Madura-BD天然气项目中拥有40%的权益。与HCML合资企业有关的收入和支出在合并财务报表中使用权益法入账。
(2)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
(3)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
副署长及助理署长
于离岸业务,我们采用生产单位法以估计已探明已开发生产储量或总已探明及可能储量,连同未来开发成本(以远期价格及成本厘定)为基础,消耗原油及天然气资产。这一比率是按地区计算的,然后应用于我们的销售量,以确定每个时期的DD&A。我们认为,这种计算DD&A的方法是按销售的每桶原油当量及其在相关资产总估计寿命(以已探明开发、生产或已探明加可能储量为代表)的投资资本成本的比例收取费用。截至2021年12月31日的一年,平均消耗率为每京东方25.62美元。
我们在估计使用年限或租赁期限较短的情况下,以直线方式折旧我们的ROU资产。
亚太地区
在中国,荔湾天然气项目包括荔湾3-1和流花34-2气田天然气开发工作权益的49%,以及流花29-1气田天然气开发的75%。我们还有15/33、16/25和23/07区块的石油合同,这些合同正处于勘探阶段。2021年10月,我们在南中国海区15/33区块钻探了一口探井。遇到并测试了碳氢化合物,我们正在评估结果。15/33区块包含2018年钻探的现有发现。我们还在台湾近海的一个区块拥有勘探权。
在印度尼西亚,我们持有HCML 40%的股份,这是一家使用股权法核算的合资企业。HCML在马杜拉海峡产量分享合同(“PSC”)许可区从事印尼近海原油和天然气资源的勘探和生产。这一领域包括生产BD油田和正在进行的MDA、MBH和MDK油田的开发。预计MDA和MBH油田将于2022年年中开始生产。HCML于2021年6月做出了开发MAC油田的最终投资决定,预计2023年年中投产。我们在2021年第四季度签署了东爪哇利曼合同区的PSC。2021年12月,我们开始在MBH油田钻探开发井,并于2022年1月完工。2022年第一季度,我们开始在MBH油田钻探第二口开发井。
财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | 2021 | |
销售总额 | | | | | | 1,342 | | |
减去:版税 | | | | | | 79 | | |
收入 | | | | | | 1,263 | | |
费用 | | | | | | | |
运营中 | | | | | | 103 | | |
营业利润率(1) | | | | | | 1,160 | | |
(1)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 23 |
经营业绩
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | 2021 | |
总销售量(1)(2)(3)(MBOE/d) | | | | | | 60.3 | | |
NGL(1)(2)(3)(Mbbls/d) | | | | | | 12.7 | | |
常规天然气(1)(2)(3)(MMcf/d) | | | | | | 285.3 | | |
| | | | | | | |
每单位销售实现总价(3)(4)(美元/BOE) | | | | | | 71.19 | | |
NGL(3)($/bbl) | | | | | | 79.83 | | |
常规天然气(3)(元/立方米) | | | | | | 11.48 | | |
| | | | | | | |
有效版税税率(3)(百分比) | | | | | | 8.4 | | |
| | | | | | | |
单位营业费用(3)(4)(美元/BOE) | | | | | | 5.80 | | |
(1)销售量接近于日总产量。
(2)报告的销售量包括Cenovus在荔湾天然气项目中的工作权益。
(3)报告的销售量、相关单位价值和特许权使用费反映了Cenovus在Madura-BD天然气项目中拥有40%的权益。与HCML合资企业有关的收入和支出在合并财务报表中使用权益法入账。
(4)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
我们在亚洲收到的天然气价格是根据长期合同确定的。我们收到的NGL价格主要是由布伦特原油价格推动的。
生产量
亚太地区业务表现良好。2021年,年内日产比较一致。
版税
特许权使用费由与中国和印尼政府分享产量的生产分享合同控制。
费用
运营中
2021年我们运营费用的主要驱动因素是维修和维护、保险和劳动力。
大西洋
我们的大西洋勘探和开发计划主要集中在Jeanne d‘Arc盆地和位于纽芬兰和拉布拉多近海的佛兰德山口。Jeanne d‘Arc盆地包括Terra Nova油田,以及白玫瑰油田和卫星延伸部分,包括北紫水晶、西白玫瑰和南白玫瑰。在佛兰芒帕斯盆地,我们在北部湾、佛得角海湾、巴卡利乌、鱼叉和Mizzen油气田各拥有35%的非运营开采权益。我们是白玫瑰油田和卫星扩建油田的运营商,并持有Terra Nova油田以及几个较小的未开发油田的所有权权益。我们还拥有纽芬兰和拉布拉多近海的勘探面积。
我们在2021年的生产来自白玫瑰油田和卫星扩建。
Terra Nova油田的生产作业自2019年12月以来一直暂停。第三季度,Cenovus完成了与合作伙伴的协议,重组其在Terra Nova油田的工作权益。Cenovus的工作权益从13%增加到34%。在完成调整前,该公司从退出的合作伙伴那里获得7800万美元,作为未来退役债务的贡献。Terra Nova浮式生产、储存和卸货装置的ALE项目正在西班牙进行,用于该项目的干船坞部分。预计在2022年底之前恢复生产。
西白玫瑰项目仍然被推迟,同时我们继续与我们的合作伙伴评估各种选择。2021年第三季度,Cenovus与森科尔签订了一项协议,以减少我们在白玫瑰油田和卫星扩建项目的工作兴趣。如果项目不继续进行,将不会发生工作利益重组。Cenovus将把其在原始油田的工作权益从72.5%降至60.0%,对卫星扩建油田的权益从68.875%降至56.375%。是否重启西白玫瑰项目的决定预计将在2022年年中做出。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 24 |
财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | 2021 | |
销售总额 | | | | | | 440 | | |
减去:版税 | | | | | | 29 | | |
收入 | | | | | | 411 | | |
费用 | | | | | | | |
交通运输 | | | | | | 15 | | |
运营中 | | | | | | 136 | | |
营业利润率(1) | | | | | | 260 | | |
(1)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。
经营业绩
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | 2021 | |
总销售量 | | | | | | | |
轻质原油(百万桶/日) | | | | | | 13.2 | | |
| | | | | | | |
实际销售总价(1)(美元/桶) | | | | | | | |
轻质原油(美元/桶) | | | | | | 91.01 | | |
| | | | | | | |
日总产量 | | | | | | | |
轻质原油(百万桶/日) | | | | | | 14.1 | | |
| | | | | | | |
有效版税(百分比) | | | | | | 6.7 | | |
| | | | | | | |
每单位运营费用(1)(美元/桶) | | | | | | 28.34 | | |
(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
我们收到的轻质油价格主要是由布伦特原油价格推动的。
产销量
大西洋航空的业务表现良好。2021年,生产相对稳定,正常运行时间一直很高。第三季度有少量计划内停运,对SeaRose浮式生产、储存和卸货装置(“SeaRose FPSO”)进行了为期15天的计划维护,该维护从第三季度末开始,于10月份完成。
白玫瑰油田生产的轻质石油从SeaRose FPSO卸到油轮上,并储存在一个陆上码头,然后运往买家。其结果是生产和销售之间存在时间上的差异。2021年,我们的销售量为每天1.32万桶。
版税
白玫瑰油田的特许权使用费是基于我们的工作利益伙伴与纽芬兰和拉布拉多政府之间的一项协议。我们目前支付的基本特许权使用费是白玫瑰油田总销售额的7.5%,卫星扩建项目总销售额的5.0%。
费用
运营中
2021年我们运营费用的主要驱动因素是维修和维护、劳动力、船舶成本和直升机成本。
交通运输
运输包括通过油轮将原油从SeaRose FPSO运往岸上的成本,以及存储成本。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 25 |
下游
加拿大制造业
2020年12月31日,加拿大的制造业务包括布鲁德海姆原油铁路终点站。
2021年1月1日,作为安排的一部分,我们获得了:
·Lloydminster Upgrader,旨在加工混合的重质原油和沥青原料,生产高质量、低硫的合成原油和超低硫柴油。劳埃德明斯特升级机的原油吞吐能力为每天815万桶。
·劳埃德明斯特炼油厂,将重质原油加工成沥青产品,用于道路建设和维护。该炼油厂还生产凝析油、散装馏分油和工业产品。劳埃德明斯特炼油厂的原油日吞吐能力为2.9万桶。
·萨斯喀彻温省劳埃德明斯特和马尼托巴省明尼多萨的乙醇工厂。
Lloydminster Upgrader可以选择从我们的Lloydminster热能和Tucker生产中采购原油原料。劳埃德明斯特炼油厂从我们的劳埃德明斯特热油和劳埃德明斯特常规重油生产中获得原油原料。
In 2021 we:
·提供安全可靠的运营。
·劳埃德明斯特提升机和劳埃德明斯特炼油厂的原油平均综合利用率为96%。
·在劳埃德明斯特升级机上创造了多项单日柴油生产纪录。
·产生了5.32亿美元的营业利润率,与2020年相比增加了4.87亿美元,这是由于在安排中获得的资产。
·投资资本3700万美元。
财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
收入 | | | | | | | | | | 4,472 | | | | | 82 | | | | | 77 | | |
购买的产品 | | | | | | | | | | 3,552 | | | | | — | | | | | — | | |
毛利率(1) | | | | | | | | | | 920 | | | | | 82 | | | | | 77 | | |
费用 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
运营中 | | | | | | | | | | 388 | | | | | 37 | | | | | 41 | | |
营业利润率 | | | | | | | | | | 532 | | | | | 45 | | | | | 36 | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | | | 167 | | | | | 8 | | | | | 7 | | |
分部收入(亏损) | | | | | | | | | | 365 | | | | | 37 | | | | | 29 | | |
(1)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。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 26 |
经营业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
原油产能(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 110.5 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特升级机(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 81.5 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特炼油厂(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 29.0 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油产量(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 106.5 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特升级机(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 79.0 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特炼油厂(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 27.5 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油利用率(1)(百分比) | | | | | | | | | | 96 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
精炼产品产量(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 107.9 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
升级差异(%2) | | | | | | | | | | 16.83 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
炼油利润率(3)(美元/桶) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
劳埃德明斯特升级机($/bbl) | | | | | | | | | | 17.99 | | | | | — | | | | | — | | |
劳埃德明斯特炼油厂(美元/桶) | | | | | | | | | | 15.64 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
单位运营费用(4)(美元/桶) | | | | | | | | | | 9.97 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
铁路原油运输业务 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
加载的卷(5)(MB/d) | | | | | | | | | | 12.1 | | | | | 30.4 | | | | | 53.3 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
乙醇生产(数千升/天) | | | | | | | | | | 661.0 | | | | | — | | | | | — | | |
(1)基于Lloydminster Upgrader and Refinery的原油吞吐量和运营结果。
(2)以重油原料和合成原油的基准价差为基础。
(3)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)具体的财务措施。见本MD&A的指定财务措施咨询。运营成本除以原油吞吐量。
(5)运往加拿大艾伯塔省以外的货运量。
收入、毛利率和炼油利润率
提质操作流程将重质原油和沥青混合成高价值合成原油和低硫馏分油。营收取决于合成原油和柴油的销售价格。提升毛利率主要取决于合成原油和柴油的销售价格以及重质原油原料成本之间的差额。
劳埃德明斯特炼油厂的操作流程将重质原油混合到沥青和工业产品中。收入取决于沥青和其他工业产品的市场价格。毛利率主要取决于收入和重质原油原料的成本。劳埃德明斯特炼油厂的销售额在铺路季节期间增加,铺路季节通常从每年的5月持续到10月。
在截至2021年12月31日的一年中,收入包括大约5500万美元,用于客户结算与Bruderheim原油铁路终点站运营相关的要么接受要么支付的合同。与2020年相比,收入和毛利率有所下降,原因是第三方装载量最低,以及Cenovus减少了对铁路的依赖。
运营费用
2021年运营费用的主要驱动因素是劳动力、维修和维护以及能源成本。在截至2021年12月31日的一年中,单位运营费用为每桶原油9.97美元。
副署长及助理署长
加拿大制造业资产在设施每个部件的估计使用寿命内按直线折旧,估计使用年限从3年到60年不等。这些资产的使用寿命每年都会进行审查。净收益资产按资产的估计使用年限或租赁期中较短的一项按直线折旧。在截至2021年12月31日的一年中,加拿大制造业DD&A为1.67亿美元(2020-800万美元),这是对作为安排一部分收购的资产进行DD&A的结果。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 27 |
美国制造业
2020年12月31日,我们在美国的制造业务包括我们在WRB Refining LP的50%权益,该公司拥有Wood River和Borger炼油厂。WRB Refining LP是与运营商Phillips 66共同拥有的。
2021年1月1日,作为安排的一部分,我们获得了:
·我们全资拥有的利马炼油厂位于俄亥俄州利马。该炼油厂生产低硫汽油、汽油混合燃料、超低硫柴油、喷气燃料、石化原料和其他副产品。
·托莱多炼油厂,拥有50%的所有权,由BP Products North America Inc.通过BP-Husky Refining LLC运营。该炼油厂的产品包括低硫汽油、超低硫柴油、喷气燃料和其他副产品。
·我们全资拥有的苏必利尔炼油厂位于威斯康星州苏必利尔市。2018年4月26日,该炼油厂在准备重大转机时发生事故,被要求停产。该炼油厂正在重建,预计将在2023年第一季度左右重启。
In 2021:
·在Wood River和Borger炼油厂,产量受到以下方面的负面影响:
◦计划的扭亏为盈于第一季度开始,第二季度完成。
年内◦临时计划外停机。
·在利马炼油厂,产量受到以下方面的负面影响:
◦A计划周转在10月和11月完成,随后发生计划外设备停机。该炼油厂在接近2022年1月底时恢复正常运营。
第一季度◦临时计划外停机。
◦第一季度中谷管道中断两周,该管道将原料输送到利马炼油厂。
第二季度◦对馈线管道进行第三方维护。
·托莱多炼油厂根据市场需求进行了产能优化。
·随着市场裂解蔓延的改善,我们在第一季度初提高了产量,原油利用率从2020年的75%提高到80%,但被上面讨论的因素部分抵消。
·我们投资了9.95亿美元,主要用于Superior炼油厂的重建,结合了Wood River和Borger炼油厂的炼油可靠性、维护和产量优化项目,以及托莱多炼油厂的维护项目。
财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 (1) | | | | 2019 (1) | |
收入 | | | | | | | | | | 20,043 | | | | | 4,733 | | | | | 8,291 | | |
购买的产品 | | | | | | | | | | 17,955 | | | | | 4,429 | | | | | 6,735 | | |
毛利率(2) | | | | | | | | | | 2,088 | | | | | 304 | | | | | 1,556 | | |
费用 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
运营中 | | | | | | | | | | 1,772 | | | | | 748 | | | | | 877 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | 104 | | | | | (21) | | | | | (16) | | |
营业利润率 | | | | | | | | | | 212 | | | | | (423) | | | | | 695 | | |
风险管理中的未实现(收益)损失(3) | | | | | | | | | | 1 | | | | | (1) | | | | | 1 | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | | | 2,381 | | | | | 728 | | | | | 273 | | |
分部收入(亏损) | | | | | | | | | | (2,170) | | | | | (1,150) | | | | | 421 | | |
(1)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(2)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。
(3)风险管理的未实现损益计入与衍生工具有关的应报告分项。比较期间已重新分类,因为这些金额在2021年1月1日之前记录在公司和抵销部分。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 28 |
选择运营结果
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
原油产能(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 502.5 | | | | | 247.5 | | | | | 241.0 | | |
利马炼油厂 | | | | | | | | | | 175.0 | | | | | — | | | | | — | | |
托莱多炼油厂(1) | | | | | | | | | | 80.0 | | | | | — | | | | | — | | |
Wood River和Borger炼油厂(1) | | | | | | | | | | 247.5 | | | | | 247.5 | | | | | 241.0 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油产量(Mbbls/d) | | | | | | | | | | 401.5 | | | | | 185.9 | | | | | 221.3 | | |
利马炼油厂 | | | | | | | | | | 126.9 | | | | | — | | | | | — | | |
托莱多炼油厂(1) | | | | | | | | | | 69.9 | | | | | — | | | | | — | | |
Wood River和Borger炼油厂(1) | | | | | | | | | | 204.7 | | | | | 185.9 | | | | | 221.3 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
按产品统计的吞吐量(Mbbls/d) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
重质原油 | | | | | | | | | | 138.7 | | | | | 74.6 | | | | | 88.3 | | |
轻质和中质原油 | | | | | | | | | | 262.8 | | | | | 111.3 | | | | | 133.0 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油利用率(百分比) | | | | | | | | | | 80 | | | | | 75 | | | | | 92 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
炼油利润率(2)(3)(美元/桶) | | | | | | | | | | 14.25 | | | | | 4.47 | | | | | 19.26 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
单位运营费用(3)(4)(美元/桶) | | | | | | | | | | 12.09 | | | | | 11.00 | | | | | 10.86 | | |
(1)代表Cenovus在Wood River、Borger和Toledo炼油厂业务中拥有50%的权益。
(2)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。
(3)根据伍德河、博尔格、利马和托莱多炼油厂的原油吞吐量和运营结果。
(4)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
所有炼油厂都在根据市场情况继续优化产能。我们从2020年第一季度末开始经济原油降息,以应对新冠肺炎导致的成品油需求下降。随着市场裂解蔓延开始改善,我们的炼油厂继续以较低的速度运行,直到2021年第一季度初。第二季度和第三季度由于计划内和计划外停电,以及第四季度利马炼油厂计划中的扭亏为盈,产能受到影响。
在利马炼油厂,由于一次关闭我们的催化裂化装置的事故,我们在2021年第一季度发生了一次临时的计划外停机。此外,在2月份的两周时间里,冬季风暴乌里扰乱了供应炼油厂原料的中谷管道,进一步影响了产能。随着市场状况的改善,吞吐量在3月份开始上升。第二季度,中谷和西得克萨斯州海湾管道进行了第三方维护,这降低了吞吐量。维修完成后,吞吐量在5月下旬和6月有所增加。生产在9月底放缓,因为我们正在为10月和11月完成的计划扭亏为盈做准备。在周转完成后,我们遇到了计划外的设备停机。因此,该炼油厂第四季度的原油利用率仅为34%,而2021年前九个月的原油利用率为85%。
在托莱多炼油厂,2021年产能根据市场需求进行了优化。
在Wood River和Borger炼油厂,计划中的扭亏为盈从第一季度开始,分别于5月中旬和4月初完成。2021年的计划外停机暂时进一步影响了吞吐量。第四季度,炼油厂的原油利用率为92%。
收入和毛利率
虽然市场裂解价差是将原油加工成精炼产品的利润率指标,但炼油实现的裂解价差,即每桶的毛利,受到许多因素的影响,如加工的原料原油的品种;炼油厂的配置和汽油、馏分和二次产品产量的比例;购买原油原料和通过炼油厂加工原油之间的时间差;以及原料成本。与西德克萨斯中质原油相比,加工成本较低的原油创造了原料成本优势。我们的原料成本是在先进先出会计基础上计价的。
2021年,由于安排中收购的资产数量和更高的精炼产品定价基准,收入增加了153亿美元。
2021年,毛利率比2020年增加了18亿美元,这是由于市场裂解蔓延的改善以及安排以及Wood River和Borger炼油厂产能的增加,但部分被RIN成本上升所抵消。
2021年,由于更高的RIN定价和在安排中获得的资产,RIN成本为8.8亿美元(2020-1.77亿美元)。在截至2021年12月31日的一年中,RIN价格为每桶6.76美元(2020年-每桶2.48美元)。年内,RIN的价格波动很大,从每桶4.00美元以下到每桶近10.00美元不等。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 29 |
运营费用
截至2021年12月31日的一年,运营费用的主要驱动因素是劳动力成本、维修、维护、服务和能源成本。2021年,运营成本同比增加10亿美元。增加的原因是:
·在该安排中获得的资产的运营费用。
·伍德河、博格和利马炼油厂的扭亏为盈活动。
·2021年第一季度,由于冬季风暴乌里的影响,利马和博尔格炼油厂的公用事业价格上涨。
副署长及助理署长
美国制造业资产在设施每个部件的估计使用寿命内按直线折旧,估计使用年限从3年到60年不等。这些资产的使用寿命每年都会进行审查。净收益资产按资产的估计使用年限或租赁期中较短的一项按直线折旧。2021年,美国制造业DD&A为24亿美元(2020-7.28亿美元)。这一增长是由于对该安排中收购的资产进行DD&A,以及利马、Wood River和Borger现金产生单位(“CGU”)的减值费用19亿美元的结果。这一增长被2020年与Borger CGU相关的4.5亿美元减值费用部分抵消。
零售业
作为安排的一部分,零售业务于2021年1月1日被收购。
截至2021年12月31日,共有531个独立运营的赫斯基和埃索品牌成品油网点。我们的零售和商业运营模式由企业拥有/经销商运营和品牌经销商拥有和运营的网站来平衡。该网络由各种全方位和自助式零售站、旅游中心和卡锁组成,服务于加拿大各地的城市和农村市场,而我们的大宗分销商向草原省份的商业和农业市场提供直接销售。
2021年11月30日,Cenovus宣布达成协议,在完成调整之前出售我们零售燃料网络中的337个加油站,总现金收益为4.2亿美元。这笔交易预计将于2022年年中完成。我们将保留我们的商业燃料业务,包括167个卡锁、散装厂和旅游中心。
财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | 2021 | |
销售总额 | | | | | | 2,158 | | |
购买的产品 | | | | | | 2,019 | | |
毛利率(1) | | | | | | 139 | | |
费用 | | | | | | | |
运营中 | | | | | | 98 | | |
营业利润率 | | | | | | 41 | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | 59 | | |
分部收入(亏损) | | | | | | (18) | | |
(1)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。
选择运营结果
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 2021 | |
燃料销售量,包括批发 | | | | | | | |
燃料销售量(百万升/天) | | | | | | 6.9 | | |
每家零售店的燃油销售额(千升/天) | | | | | | 13.0 | | |
毛利率
毛利率主要受汽油和柴油价格以及车用燃料零售价格的推动。
运营费用
截至2021年12月31日的一年,我们运营费用的主要驱动因素是维修和维护、物业税、劳动力和公用事业。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 30 |
副署长及助理署长
零售资产在设施每个部件的估计使用年限内按直线折旧,估计使用年限从3年到30年不等。这些资产的使用寿命每年都会进行审查。净收益资产按资产的估计使用年限或租赁期中较短的一项按直线折旧。在截至2021年12月31日的年度内,零售DD&A为5900万美元,这是该安排收购的零售资产的结果。
公司和淘汰
在截至2021年12月31日的年度内,我们的公司和消除风险管理活动导致已实现的风险管理亏损1.01亿美元(2020年-亏损500万美元),主要原因是作为安排的一部分,WTI看跌和看涨期权合同在2021年第一季度实现。
费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
一般和行政 | | | | | | | | | | 849 | | | | | 292 | | | | | 331 | | |
融资成本 | | | | | | | | | | 1,082 | | | | | 536 | | | | | 511 | | |
利息收入 | | | | | | | | | | (23) | | | | | (9) | | | | | (12) | | |
整合成本 | | | | | | | | | | 349 | | | | | 29 | | | | | — | | |
外汇(收益)损失,净额 | | | | | | | | | | (174) | | | | | (181) | | | | | (404) | | |
或有给付的重新计量 | | | | | | | | | | 575 | | | | | (80) | | | | | 164 | | |
(收益)资产剥离损失 | | | | | | | | | | (229) | | | | | (81) | | | | | (2) | | |
其他(收入)损失,净额 | | | | | | | | | | (309) | | | | | 40 | | | | | 9 | | |
| | | | | | | | | | 2,120 | | | | | 546 | | | | | 597 | | |
一般和行政
我们一般和行政费用的主要驱动因素是劳动力成本、员工长期激励成本、信息技术成本和与我们的房地产投资组合相关的运营成本。在截至2021年12月31日的一年中,与2020年相比,一般和行政费用有所增加,这是由于这一安排产生了更多的劳动力,以及与实现我们的协同目标相关的激励奖励拨备。此外,2021年由于股价上涨,长期激励成本高于2020年。
融资成本
在截至2021年12月31日的一年中,财务成本增加了5.46亿美元,原因是:
·作为协议的一部分承担的长期债务利息支出。
·2021年第三季度和第四季度赎回长期债务的1.21亿美元净溢价。
·由于这一安排,取消退役负债的折扣增加。
·因作为安排一部分承担的负债而产生的租赁负债的利息支出。
截至2021年12月31日的年度未偿债务加权平均利率为4.6%(2020年-4.9%)。
整合成本
在截至2021年12月31日的一年中,我们因这一安排产生了3.49亿美元的成本,不包括资本支出。2021年,整合成本包括1.8亿美元的遣散费、6500万美元的交易成本和1.04亿美元的其他整合相关成本。
外汇交易
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
未实现汇兑(利得)损失 | | | | | | | | | | (312) | | | | | (131) | | | | | (827) | | |
已实现汇兑(利得)损失 | | | | | | | | | | 138 | | | | | (50) | | | | | 423 | | |
| | | | | | | | | | (174) | | | | | (181) | | | | | (404) | | |
2021年,3.12亿美元的未实现外汇收益主要是由于转换了我们的美元计价债务。已实现汇兑亏损1.38亿美元,主要是由于确认了2021年第三季度和第四季度回购美元计价债务的1.73亿美元亏损。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 31 |
或有给付的重新计量
与Foster Creek和Christina Lake的生产相关,Cenovus同意在2017年5月17日从康菲石油手中收购其在FCCL合作伙伴关系中的50%权益的交易完成日期后的五年内,就WCS原油平均价格超过每桶52美元的季度,向康菲石油公司及其部分子公司(“康菲石油”)支付季度付款。WCS价格每桶超过52美元,每季度支付600万美元。没有最高付款条件。这一计算包括与福斯特克里克和克里斯蒂娜湖某些重大生产中断相关的调整机制,这可能会减少或有付款的金额。
该协议将于2022年5月17日到期。
或有付款被视为一种财务选择。2021年12月31日的公允价值为2.36亿美元,是通过使用期权定价模型计算未来预期现金流的现值来估计的。或有付款于每个报告日期按公允价值重新计量,公允价值变动在净收益中确认。在截至2021年12月31日的一年中,记录了5.75亿美元的非现金重新计量亏损。截至2021年12月31日,根据本协议应支付1.6亿美元。2021年,我们根据这项协议支付了2.42亿美元,其中1.75亿美元被确认为经营活动的现金流,并减少了调整后的资金流。未来的所有付款将确认为业务活动和调整后资金流产生的现金流的减少。
或有付款剩余期限的平均WCS远期定价为每桶77.87美元。协议剩余期限的估计季度WCS远期价格约为每桶77.35美元至每桶78.39美元。
其他(收入)损失,净额
在截至2021年12月31日的一年中,其他(收入)损失增加了3.49亿美元。增加的主要原因是:
·2021年,与Superior Refinery相关的商业中断保险收益为1.2亿美元。
·2020年与Keystone XL管道项目有关的1亿美元损失。
·2021年解决了对Cenovus有利的法律索赔。
·2021年与2021年12月行使的Headwater认股权证有关的3500万美元的其他收入。
副署长及助理署长
公司和消除DD&A涉及公司资产,如计算机设备、租赁改进、办公家具和某些ROU资产。与公司资产相关的成本在资产的估计使用年限内按直线折旧,估计使用年限从3年到25年不等。净收益资产按资产的估计使用年限或租赁期按直线折旧。截至2021年12月31日的一年,DD&A为1.18亿美元(2020-1.61亿美元)。DD&A同比减少的主要原因是,预计该安排将于2020年结束,因此核销了5200万美元的信息技术资产。
所得税
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
当期税额 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
加拿大 | | | | | | | | | | 104 | | | | | (14) | | | | | 14 | | |
美国 | | | | | | | | | | — | | | | | 1 | | | | | 3 | | |
亚太地区 | | | | | | | | | | 171 | | | | | — | | | | | — | | |
其他国际组织 | | | | | | | | | | 1 | | | | | — | | | | | — | | |
当期税费(回收) | | | | | | | | | | 276 | | | | | (13) | | | | | 17 | | |
递延税费(回收) | | | | | | | | | | 452 | | | | | (838) | | | | | (814) | | |
税费总额(退税) | | | | | | | | | | 728 | | | | | (851) | | | | | (797) | | |
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 32 |
下表将按加拿大法定税率计算的所得税与记录的所得税进行核对:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元,不包括税率) | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | | | | | |
所得税前营业收入(亏损) | | 1,315 | | | | (3,230) | | | | 1,397 | | | | | |
加拿大法定利率 | | 23.7 | % | | | | 24.0 | % | | | | 26.5 | % | | | | | |
预期所得税支出(从运营中收回) | | 312 | | | | (775) | | | | 370 | | | | | |
以下各项对税项的影响: | | | | | | | | | | | | | | | |
法定差额和其他差额 | | 3 | | | | 19 | | | | (52) | | | | | |
非应税资本(收益)损失 | | 63 | | | | (42) | | | | (38) | | | | | |
未确认资本(收益)损失 | | 27 | | | | (42) | | | | (39) | | | | | |
因上一年度报税而产生的调整 | | (5) | | | | (8) | | | | 4 | | | | | |
美国税基的确认 | | — | | | | — | | | | (387) | | | | | |
美国税收属性限制 | | 217 | | | | — | | | | — | | | | | |
汇率变动的影响 | | 106 | | | | (7) | | | | (671) | | | | | |
其他 | | 5 | | | | 4 | | | | 16 | | | | | |
总税费(从运营中收回) | | 728 | | | | (851) | | | | (797) | | | | | |
实际税率 | | 55.4 | % | | | | 26.3 | % | | | | (57.1) | % | | | | | |
Cenovus及其子公司运营的各个司法管辖区的税收解释、法规和立法可能会发生变化。我们相信,我们的所得税拨备是足够的。通常有许多税务事项在审查中,考虑到当前的经济环境,所得税受到计量不确定性的影响。确认当期税费收入和扣除的时间由相关税法确定。
在截至2021年12月31日的一年中,该公司记录了一项主要与加拿大和亚太地区应税收入有关的当期税项支出。这一增长是由于在该安排中收购的亚太地区业务以及与2020年相比更高的收益。第四季度,由于某些美国税收属性的可获得性有限,我们记录了2.17亿美元的递延税费支出。此外,由于与省级拨款相关的税率变化,该公司记录了1.06亿美元的递延税费支出。
我们的有效税率是总税收支出(回收)和所得税前收益(亏损)之间的关系的函数。实际税率与法定税率不同,因为它反映了其他司法管辖区的不同税率、非应课税外汇(收益)损失、税率和其他税务法规变动的调整、炼油资产计税基础的调整、准备金估计的差异、拨备与其后在纳税申报表上报告的实际金额之间的差异,以及其他永久性差异。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 33 |
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| | | | | | | 2021 | | 2020 | |
(百万美元,除非另有说明) | | | | | | | | | | | | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
商品平均价格(美元/桶) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
布伦特(1) | | | | | | | | | | | | | 79.73 | | 73.47 | | 68.83 | | 60.90 | | | 44.22 | | 42.99 | | 29.20 | | 50.26 | | | | | |
WTI | | | | | | | | | | | | | 77.19 | | 70.56 | | 66.07 | | 57.84 | | | 42.66 | | 40.93 | | 27.85 | | 46.17 | | | | | |
WCS | | | | | | | | | | | | | 62.55 | | 56.98 | | 54.58 | | 45.37 | | | 33.36 | | 31.84 | | 16.38 | | 25.64 | | | | | |
芝加哥3-2-1裂缝蔓延 | | | | | | | | | | | | | 16.06 | | 20.67 | | 20.50 | | 12.93 | | | 7.05 | | 7.89 | | 6.44 | | 8.79 | | | | | |
RIN | | | | | | | | | | | | | 6.11 | | 7.32 | | 8.12 | | 5.49 | | | 3.48 | | 2.64 | | 2.21 | | 1.58 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
生产量(MBOE/d) | | | | | | | | | | | | | 825.3 | | 804.8 | | 765.9 | | 769.3 | | | 467.2 | | 471.8 | | 465.4 | | 482.6 | | | | | |
沥青(Mbbls/d) | | | | | | | | | | | | | 606.0 | | 576.5 | | 528.6 | | 532.9 | | | 380.7 | | 386.0 | | 373.2 | | 387.0 | | | | | |
重质原油(Mbbls/d)(2) | | | | | | | | | | | | | 18.9 | | 20.5 | | 20.8 | | 20.5 | | | 1.9 | | 3.2 | | 2.2 | | 3.6 | | | | | |
轻、中质原油(Mbbls/d)(2) | | | | | | | | | | | | | 17.8 | | 22.6 | | 24.4 | | 25.6 | | | 4.3 | | 4.3 | | 4.3 | | 5.1 | | | | | |
NGL(Mbbls/d) | | | | | | | | | | | | | 35.6 | | 35.5 | | 41.1 | | 41.1 | | | 18.4 | | 18.3 | | 20.3 | | 21.1 | | | | | |
常规天然气(MMcf/d) | | | | | | | | | | | | | 883.5 | | 897.9 | | 905.6 | | 894.9 | | | 369.5 | | 360.1 | | 392.2 | | 394.8 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油产量(3)(Mbbls/d) | | | | | | | | | | | | | 469.9 | | 554.1 | | 539.0 | | 469.1 | | | 169.0 | | 191.1 | | 162.3 | | 221.1 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
收入(4) | | | | | | | | | | | | | 13,726 | | 12,701 | | 10,637 | | 9,293 | | | 3,543 | | 3,737 | | 2,311 | | 3,952 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | | | 2,600 | | 2,710 | | 2,184 | | 1,879 | | | 625 | | 594 | | 291 | | (589) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
经营活动所得(用于)现金 | | | | | | | | | | | | | 2,184 | | 2,138 | | 1,369 | | 228 | | | 250 | | 732 | | (834) | | 125 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
调整后的资金流(5) | | | | | | | | | | | | | 1,948 | | 2,342 | | 1,817 | | 1,141 | | | 333 | | 407 | | (469) | | (154) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
资本投资 | | | | | | | | | | | | | 835 | | 647 | | 534 | | 547 | | | 242 | | 148 | | 147 | | 304 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
自由资金流 | | | | | | | | | | | | | 1,113 | | 1,695 | | 1,283 | | 594 | | | 91 | | 259 | | (616) | | (458) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净收益(亏损) | | | | | | | | | | | | | (408) | | 551 | | 224 | | 220 | | | (153) | | (194) | | (235) | | (1,797) | | | | | |
每股-基本(美元) | | | | | | | | | | | | | (0.21) | | 0.27 | | 0.11 | | 0.10 | | | (0.12) | | (0.16) | | (0.19) | | (1.46) | | | | | |
每股-稀释后(美元) | | | | | | | | | | | | | (0.21) | | 0.27 | | 0.11 | | 0.10 | | | (0.12) | | (0.16) | | (0.19) | | (1.46) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
长期债务,包括当期债务(6) | | | | | | | | | | | | | 12,385 | | 12,986 | | 13,380 | | 13,947 | | | 7,441 | | 7,797 | | 8,085 | | 6,979 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净债务(7) | | | | | | | | | | | | | 9,591 | | 11,024 | | 12,390 | | 13,340 | | | 7,184 | | 7,530 | | 8,232 | | 7,421 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金股利 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
普通股 | | | | | | | | | | | | | 70 | | 35 | | 36 | | 35 | | | — | | — | | — | | 77 | | | | | |
每股普通股(美元) | | | | | | | | | | | | | 0.0350 | | 0.0175 | | 0.0175 | | 0.0175 | | | — | | — | | — | | 0.0625 | | | | | |
优先股 | | | | | | | | | | | | | 8 | | 9 | | 8 | | 9 | | | — | | — | | — | | — | | | | | |
(1)日期为布伦特原油的日历月结算价平均值。
(2)将2021年前三季度的中质原油产量重新归类为重油生产。
(3)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。比较期间已根据Cenovus的净利息重新列报。
(4)重新列出了重新归类为特许权使用费的存货减记部分的比较数字。上期业绩已根据混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
(5)已重述比较数字,以符合本MD&A中的定义。
(6)包括截至2021年12月31日的长期债务的当前部分为零,截至2021年9月30日的5.45亿美元和截至2021年6月30日的6.32亿美元(2021年3月31日、2020年12月31日、2020年9月30日、2020年6月30日和2020年3月31日-零)。
(7)2021年,包括长期债务,包括当期债务,以及作为安排的一部分,按公允价值假设为66亿美元的短期借款,扣除假设为7.35亿美元的现金和现金等价物净额。
2021年第四季度业绩与2020年第四季度的比较
以下摘要将截至2021年12月31日的三个月的财务业绩与2020年进行了比较。与上一年的差异反映了大宗商品价格上涨、安排中收购的资产的影响以及我们上游资产的强劲表现。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 34 |
上游生产量
与2020年第四季度相比,日产量增加35.81千BOE,主要是由于安排中收购的资产每天增加28.54万BOE,以及Foster Creek和Christina Lake的产量增加。福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的增长是由于2021年新油井上线,相比之下,克里斯蒂娜湖计划扭亏为盈,福斯特克里克在2020年第四季度发生运营中断。
2021年第四季度,我们向美国目的地出售了约20%(2020-20%)的油砂产量,以提高我们实现的销售价格。
与2020年第四季度相比,常规产量每天增加39.1千BOE,这主要是由于在安排中获得的资产,但被2021年出售East Clearwater和Kaybob地区的资产部分抵消。
该季度的离岸产量为每天73.1万BOE,完全来自于在安排中获得的资产。
下游制造业
在加拿大制造部门,劳埃德明斯特升级机和劳埃德明斯特炼油厂在整个2021年第四季度都达到或接近产能。
与2020年第四季度相比,美国制造产能增加了19.26万桶/日,这是由于安排中收购的资产的日产量为13.43万桶,以及随着精炼产品市场的改善,Wood River和Borger炼油厂的产能大幅提高。我们在10月和11月完成了利马炼油厂的计划周转,随后遇到了计划外的设备停运。在托莱多炼油厂,产能在整个2021年都根据市场需求进行了优化。2021年第四季度,托莱多炼油厂实现了94%的原油利用率。
收入
与2020年同期相比,2021年第四季度的总收入增加了102亿美元。下游收入增加70亿美元,主要是由于精炼产品定价与改善的平均精炼产品基准价格一致,以及由于产能增加而提高了精炼产品产量。上游收入增加55亿美元,主要是由于更高的实现销售价格,与2020年的每京东方38.37美元相比,每京东方70.02美元,加上销售量的增加。
营业利润率
2021年第四季度营业利润率增加,主要原因是:
·由于基准定价较高,原油、天然气和天然气的平均销售价格较高。
·上游和精炼产品销售量来自在安排中收购的资产。
·福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的销售额增加。
·在美国制造业领域,市场裂缝蔓延的程度更高。
营业利润率的增长被以下因素部分抵消:
·由于凝析油价格和数量上升,混合成本增加。
·更高的特许权使用费、运输和混合成本,以及从协议中获得的资产的运营费用。
·由于基准价的结算相对于我们的风险管理合同价格,已实现的风险管理损失更高。
·RIN成本增加影响了我们的美国制造部门。
经营活动的现金和调整后的资金流
由于营运利润率增加(如上所述),以及Keystone XL管道项目在2020年第四季度亏损1亿美元,2021年来自经营活动的现金和调整后的资金流大幅增加。增加的款额被以下各项部分抵销:
·作为安排的一部分,长期债务的利息支出导致融资成本上升。
·由于与达成以协同效应为重点的激励计划相关的安排和规定而产生的更多劳动力,增加了一般和行政费用。
·或有付款1.19亿美元。2020年第四季度,或有付款记入投资活动(用于)现金。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 35 |
2021年第四季度非现金营运资金的变化主要是由于应收账款的增加和应收账款的减少,但与2021年9月30日相比,2021年12月31日的库存增加部分抵消了这一变化。在截至2021年12月31日的三个月中,应收账款减少的主要原因是来自客户的现金收入的时机、与第三季度相比结束季度的重油差额扩大以及美国制造部门的销售量下降。油砂部门在本季度结束时的销售量增加,部分抵消了下降的影响。库存增加的主要原因是福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的库存原油数量增加。应付账款增加的原因是应计长期奖励增加、应计凝析油采购增加、应计或有负债增加以及应缴所得税增加。
净收益(亏损)
2021年第四季度净亏损高于2020年净亏损,原因是:
·2021年,美国制造部门的减值费用为19亿美元。
·与2020年相比,未实现外汇收益减少。
·与达成以协同效应为重点的激励计划有关的条款。
·由于这一安排而增加了一般和行政费用、财务费用和DD&A费用。
·与2020年的复苏相比,所得税支出。
增加的款额被以下各项部分抵销:
·更高的营业利润率,如上所述。
·2021年第四季度常规部分减值冲销3.78亿美元。
·2020年第四季度,常规部分的减值费用为2.4亿美元。
·未实现风险管理收益2.22亿美元(2020年--亏损4900万美元)。
·2021年与Superior Refinery相关的业务中断保险收益,以及2020年第四季度Keystone XL管道项目1亿美元的亏损,导致其他收入增加。
资本投资
2021年第四季度的资本投资为8.35亿美元,而2020年第四季度为2.42亿美元。这一增长主要是由于我们在2020年减少了响应新冠肺炎的资本投资计划和对安排中获得的资产的资本投资。
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截至2021年12月31日 (未计特许权使用费)(1) | | 沥青(2) (Mmbbls) | | | | 轻油和中油 (Mmbbls) | | | | NGL (Mmbbls) | | | | 传统型 天然气(3) (Bcf) | | | | 总计 (Mmboe) | |
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已证明的总数 | | 5,573 | | | | 45 | | | | 89 | | | | 2,219 | | | | 6,077 | |
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很有可能 | | 1,850 | | | | 152 | | | | 39 | | | | 959 | | | | 2,201 | |
已证明的总可能性加可能性 | | 7,423 | | | | 197 | | | | 128 | | | | 3,178 | | | | 8,278 | |
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截至2020年12月31日 (未计版税) | | 沥青 (Mmbbls) | | | | 轻油和中油 (Mmbbls) | | | | NGL (Mmbbls) | | | | 传统型 天然气(3) (Bcf) | | | | 总计 (Mmboe) | |
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已证明的总数 | | 4,812 | | | | 7 | | | | 50 | | | | 965 | | | | 5,030 | |
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很有可能 | | 1,520 | | | | 6 | | | | 31 | | | | 601 | | | | 1,656 | |
已证明的总可能性加可能性 | | 6,332 | | | | 13 | | | | 81 | | | | 1,566 | | | | 6,686 | |
(1)包括与2022年1月31日出售的Tucker资产相关的储量,即按已探明总储量和总探明加可能储量计算的特许权使用费前储量分别为1.23亿桶和1.45亿桶。
(2)包括非实质性的重质原油储量。
(3)包括非物质的页岩气储量。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 36 |
与2020年相比,2021年的发展包括:
·沥青总探明储量和总探明储量以及总探明储量和可能储量分别增加了7.61亿桶和11亿桶,原因是该安排增加了储量,克里斯蒂娜湖的表现有所改善,劳埃德明斯特热能资产获得监管批准,但部分被本年度的产量所抵消。
·轻质和中质石油已探明总储量和总探明加可能储量分别增加3800万桶和1.84亿桶,原因是安排增加、常规区段开发计划更新、Terra Nova重组以及产品定价上涨带来的经济因素。增加的部分被传统部门和本年度产量的处置所抵消。
·NGL总探明储量和总探明储量加可能储量分别增加3900万桶和4700万桶,原因是安排增加了储量,更新了常规区块开发计划,以及产品定价上涨带来的经济因素。增加的部分被传统部门和本年度产量的处置所抵消。
·常规天然气已探明总储量和总探明加可能储量分别增加1.3万亿立方英尺和1.6万亿立方英尺,原因是安排增加了储量,更新了常规区段开发计划,批准了印度尼西亚的MAC气田,以及产品定价改善带来的经济因素。增加的部分被传统部门和本年度产量的处置所抵消。
截至2021年12月31日的储量数据采用McDaniel&Associates Consulters Ltd.(“McDaniel”)、GLJ Ltd.(“GLJ”)和Sproule Associates Limited(“Sproule”)的平均预测(“IQRE Average Forecast”)。IQRE平均预测价格和成本的日期为2022年1月1日。截至2020年12月31日的比较信息使用2021年1月1日IQRE平均预测价格和成本。
关于根据国家文书51-101“石油和天然气活动披露标准”对我们的储量进行评估和报告的更多信息包含在我们截至2021年12月31日的年度的AIF中。我们的AIF可在SEDAR(sedar.com)、Edga(sec.gov)和我们的网站(cenovus.com)上获得。与储量估计相关的重大风险和不确定性在本MD&A中的风险管理和风险因素部分以及本MD&A的咨询部分中进行了讨论。
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(百万美元) | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
现金来源(用于) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
经营活动 | | | | | | | | | | 5,919 | | | | | 273 | | | | | 3,285 | | |
投资活动 | | | | | | | | | | (942) | | | | | (863) | | | | | (1,432) | | |
融资活动前提供(使用)的现金净额 | | | | | | | | | | 4,977 | | | | | (590) | | | | | 1,853 | | |
融资活动 | | | | | | | | | | (2,507) | | | | | 837 | | | | | (2,413) | | |
外币持有的现金和现金等价物的汇兑损益 | | | | | | | | | | 25 | | | | | (55) | | | | | (35) | | |
增加(减少)现金和现金等价物 | | | | | | | | | | 2,495 | | | | | 192 | | | | | (595) | | |
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截至12月31日,(百万美元) | | | | | | | 2021 | 2020 | | | | 2019 | |
现金及现金等价物(1) | | | | | | | | | | 2,873 | | | | | 378 | | | | | 186 | | |
债务总额(2) | | | | | | | | | | 12,464 | | | | | 7,562 | | | | | 6,699 | | |
(1)于2021年1月1日,我们在安排结束时收购了7.35亿美元的现金和现金等价物。
(2)2021年1月1日,在安排结束时,我们收购了道达尔债务,公允价值为66亿美元。
经营活动所得(用于)现金
在截至2021年12月31日的年度内,经营活动产生的现金增加,主要是由于营业利润率上升以及从股权会计附属公司收到的分配。非现金营运资金的变化,以及财务成本、一般和行政成本以及整合成本的上升,部分抵消了增长,如本MD&A的公司和抵销部分所讨论的那样。
不包括或有付款的当前部分以及待售资产和负债,截至2021年12月31日,我们的调整后营运资本为38亿美元,而截至2020年12月31日,我们的调整后营运资本为6.53亿美元。增加的主要原因是从安排中获得的营运资本以及本MD&A的经营和财务业绩部分讨论的商品价格环境的改善。营运资本增加是由于应收账款和库存增加,但被增加的应收账款部分抵消。
我们预计,我们将继续履行到期的付款义务。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 37 |
来自(用于)投资活动的现金
在截至2021年12月31日的年度内,用于投资活动的现金较2020年减少,这主要是由于通过这一安排获得的现金、资产剥离的收益以及非现金营运资本的变化。这些现金流入部分被资本开支增加所抵销,这主要是由于我们通过安排获得了更大的资产基础。
来自(用于)融资活动的现金
在截至2021年12月31日的年度内,我们完成了在美国的12.5亿美元优先无担保票据的公开发行,其中包括2032年1月15日到期的5亿美元2.65%的优先无担保票据和2052年2月15日到期的7.5亿美元3.75%的优先无担保票据。我们还支付了23亿美元回购了一部分本金为22亿美元的无担保票据。此外,我们还偿还了7700万美元的短期借款和3.5亿美元的循环长期债务。
在截至2021年12月31日的年度内,公司通过NCIB购买了1700万股普通股,使公司在2021年11月9日至2022年11月8日期间购买了至多1.465亿股普通股。这些股票是以每股普通股15.56美元的平均价格购买的,总计2.65亿美元。普通股随后被注销。
长期债务和总债务
截至2021年12月31日的总债务为125亿美元(2020年12月31日-76亿美元),其中包括124亿美元的长期债务。债务总额的增加主要是由于在安排结束时承担了公平价值为66亿美元的债务总额。2024年至2037年期间,赫斯基承担的欠贷款人的债务本金为45亿美元。自上述安排结束以来,我们已将我们的总债务减少了17亿美元,如上文融资活动中使用的现金所述。
年底后,我们宣布将回购2023年和2024年到期的未偿还票据本金3.84亿美元,时间为2022年2月9日。
截至2021年12月31日,我们遵守了债务协议的所有条款。
可用流动资金来源
截至2021年12月31日,可获得以下流动资金来源:
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(百万美元) | | 术语 | | | | 可用金额 | |
现金和现金等价物 | | 不适用 | | | | 2,873 | | |
承诺信贷安排 | | | | | | | |
循环信贷安排--A档 | | 2025年8月 | | | | 4,000 | | |
循环信贷安排--B档 | | 2024年8月 | | | | 2,000 | | |
未承诺的需求设施 | | | | | | | |
Cenovus Energy Inc. | | 不适用 | | | | 1,015 | | |
WRB Refining LP(Cenovus的比例份额) | | 不适用 | | | | 111 | | |
日出油砂合作伙伴关系(Cenovus的比例份额) | | 不适用 | | | | 5 | |
我们希望通过经营活动的现金和审慎使用我们的资产负债表能力,包括利用我们承诺的信贷安排和未承诺的需求安排,以及我们可能获得的其他公司和财务机会,为我们的短期现金需求提供资金。2021年,我们被惠誉评级上调至投资级。我们仍然致力于维持我们在标准普尔全球评级、穆迪投资者服务、DBRS Limited和惠誉评级的投资级信用评级。借款的成本和可获得性以及获得流动资金和资金来源的机会取决于当前的信用评级和市场状况。
根据我们承诺的信贷安排的条款,我们必须保持债务与资本比率,如债务协议中所定义的,不超过65%。我们远远低于这一限制。
承诺信贷安排
截至2021年12月31日,Cenovus的承诺信贷安排总额为60亿美元,其中包括20亿美元于2024年8月18日到期的部分和40亿美元于2025年8月18日到期的部分。截至2021年12月31日,没有从承诺的信贷安排中提取任何金额(2020年12月31日-零美元)。
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未承诺的需求设施
在第四季度,我们取消了所有未承诺的需求设施,并以新的未承诺需求设施取代。我们有19亿美元的未承诺即期贷款,其中14亿美元可以用于一般用途,也可以全额用于开立信用证。截至2021年12月31日,这些贷款没有直接借款(2020年12月31日-为零),未偿还信用证总额为5.65亿美元(2020年12月31日-4.41亿美元)。
WRB Refining LP拥有3亿美元(我们的比例份额-1.5亿美元)的未承诺需求融资,以满足短期营运资金需求。截至2021年12月31日,这些设施吸引了1.25亿美元,其中6300万美元(7900万美元)是我们的比例份额(2020年12月31日-1.21亿美元)。在2021年12月31日之后,WRB增加了1.5亿美元的增量需求设施(我们的比例份额-7500万美元)。
日出油砂伙伴关系拥有1,000万美元的未承诺需求信贷安排,可用于一般用途。我们的比例份额是500万美元。在2021年12月31日(2020年12月31日-零美元),没有从这一即期信贷安排中提取任何金额。
加拿大元无担保票据和美元无担保票据
截至2021年12月31日,以美元计价的无担保票据的未偿还本金总额为74亿美元,以加元计价的无担保票据的未偿还本金总额为28亿美元。
自2021年3月31日起,由于赫斯基能源公司与Cenovus Energy Inc.的安排和随后的合并,Cenovus Energy Inc.成为赫斯基能源公司现有的5亿美元3.95%债券、2024年到期的7.5亿美元4.00%债券、2025年到期的7.5亿美元3.55%债券、2027年到期的7.5亿美元3.60%债券、2028年到期的12.5亿美元3.50%债券、2029年到期的7.5亿美元4.40%债券、2037年到期的3.87亿美元6.80%债券和其他直接债务的直接债务人。
该公司于2021年9月13日在美国完成公开发售12.5亿美元的优先无担保票据,其中包括2032年1月15日到期的5亿美元2.65%优先无担保票据和2052年2月15日到期的7.5亿美元3.75%优先无担保票据。
如前所述,在2021年9月和10月,公司支付了23亿美元回购了部分本金为22亿美元的无担保票据。赎回净溢价1.21亿美元计入财务费用。回购了Cenovus无担保票据的以下本金:
·3.95%2022年到期的无担保票据-5亿美元(全额回购)。
·3.00%2022年到期的无担保票据-5亿美元(全额回购)。
·3.80%的无担保票据将于2023年到期-3.35亿美元。
·4.00%2024年到期的无担保票据-4.81亿美元。
·5.38%的无担保票据将于2025年到期-3.34亿美元。
年底后,我们宣布打算回购2023年和2024年到期的未偿还票据中剩余的3.84亿美元本金,时间为2022年2月9日。
基地架简介
我们有基本的招股说明书,允许我们在法律允许的情况下,不时在加拿大、美国和其他地方提供高达50亿美元的债务证券、普通股、优先股、认购收据、认股权证、股票购买合同和单位。基础架招股说明书将于2023年11月到期。截至2021年12月31日,基础货架招股说明书下仍有47亿美元可供许可发行。
财务指标
我们监测我们的资本结构和融资要求,其中包括使用由净债务与调整后EBITDA比率和净债务与资本比率组成的特定财务指标。我们将净债务定义为短期借款和长期债务的当期和长期部分,扣除现金和现金等价物以及短期投资。比率的组成部分包括资本化和调整后的EBITDA。我们将资本化定义为净债务加股本。我们将经调整EBITDA定义为未计财务成本、利息收入、所得税支出(回收)、DD&A、勘探费用、商誉减值、风险管理未实现收益(亏损)、汇兑收益(亏损)、重估收益、或有付款重新计量、资产剥离收益(亏损)、其他收益(亏损)、权益会计投资收益(亏损)净额和份额(按往绩12个月计算)。这些比率被用来管理我们的整体债务状况,并作为我们整体财务实力的衡量标准。
请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。
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| | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
净债务与资本比率(百分比) | | 29 | | | | | 30 | | | | | 25 | | |
净债务与调整后EBITDA比率(倍) | | 1.2x | | | | 11.9x | | | | 1.6x | |
我们的净债务与调整后EBITDA比率目标在周期底部的1.0至1.5倍之间,我们认为这约为每桶WTI 45美元。由于大宗商品价格持续偏高或偏低等因素,这一比率可能会在区间外周期性波动。我们的目标是维持高度的资本纪律,并管理我们的资本结构,以帮助确保我们在经济周期的所有阶段都有足够的流动性。为了确保财务弹性,我们可能采取的行动包括调整资本和运营支出、动用信贷安排或偿还现有债务、调整支付给股东的股息、购买普通股以供注销、发行新债或发行新股。
2020年12月31日,在安排之前,我们的净债务与资本比率为30%。由于这一安排,我们的净债务与资本比率增加了。净债务的持续减少,如上文融资活动中的现金(用于)所述,使我们的净债务与资本比率在2021年12月31日降至29%。
截至2021年12月31日,我们的净债务与调整后EBITDA的比率为1.2倍。与2020年12月31日相比,我们的净债务与调整后EBITDA的比率有所下降,这是由于2021年营业利润率较高,但部分抵消了我们作为安排一部分获得的净债务的增加。有关净债务的更多信息,请参阅本MD&A的运营和财务结果部分。
我们遵守了债务协议的所有条款。根据我们承诺的信贷安排的条款,我们必须保持协议中定义的总债务与资本比率不超过65%。我们远远低于这一限制。有关我们的财务措施和资本结构的更多信息可在综合财务报表的附注中找到。
股本和基于股票的薪酬计划
根据该安排,我们收购了所有已发行和已发行的赫斯基普通股,代价是发行0.7845股塞诺夫斯普通股,外加每股赫斯基普通股0.0651股塞诺夫斯权证。我们发行了7.885亿股Cenovus普通股,公允价值为61亿美元,根据多伦多证券交易所的报道,2020年12月31日的收盘价为7.75美元。此外,还发行了6540万份Cenovus认股权证。每份完整的认股权证使持有者有权以每股6.54美元的行使价在五年内收购一股Cenovus普通股。认股权证的公允价值估计为2.16亿美元。我们还收购了所有已发行和已发行的赫斯基优先股,以换取3600万股Cenovus First优先股,条款基本相同,公允价值为5.19亿美元。
我们有许多基于股票的补偿计划,其中包括带有相关净结算权的股票期权、履约股份单位(“PSU”)、受限股份单位(“RSU”)和递延股份单位(“DSU”)。关于这一安排,于2021年1月1日交易结束时,未偿还的赫斯基股票期权被Cenovus替换股票期权(“Cenovus替换股票期权”)取代。每个Cenovus置换股票期权使持有者有权以赫斯基股票期权的每股行权价除以0.7845的价格收购Cenovus普通股的0.7845。替换股票期权的公允价值估计为900万美元。
截至2021年12月31日,已发行普通股约为20.1亿股(2020年12月31日-12.29亿股普通股)。详情请参阅合并财务报表附注30。
有关我们的股票期权计划以及PSU、RSU和DSU计划的更多详细信息,请参阅合并财务报表的附注32。
我们的流通股数据如下:
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截至2022年2月4日 | | 未完成的单位 (千人) | | | | 可行使的单位 (千人) | |
普通股(1) | | 1,995,284 | | | | | 不适用 | |
普通股认股权证 | | 63,750 | | | | | 不适用 | |
系列1优先股 | | 10,740 | | | | | 不适用 | |
系列2优先股 | | 1,260 | | | | | 不适用 | |
系列3优先股 | | 10,000 | | | | | 不适用 | |
系列5优先股 | | 8,000 | | | | | 不适用 | |
系列7优先股 | | 6,000 | | | | | 不适用 | |
股票期权(1) | | 37,559 | | | | | 23,414 | | |
其他基于股票的薪酬计划 | | 14,515 | | | | | 1,371 | | |
(1)包括根据安排发行的Cenovus替换股票期权(定义见上文),以取代所有已发行和未发行的赫斯基股票期权。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 40 |
普通股分红
2021年,我们支付了1.76亿美元的股息,即每股普通股0.0875美元(2020年-7,700万美元,或每股普通股0.0625美元)。宣布股息是Cenovus董事会的唯一决定权,并被认为是季度派息。董事会宣布第一季度每股普通股0.035美元的股息,将于2022年3月31日支付给截至2022年3月15日登记在册的普通股股东。
累计可赎回优先股股息
2021年,1、2、3、5和7系列优先股支付了3400万美元的股息。宣布优先股股息由Cenovus董事会全权决定,每季度发放一次。董事会宣布,第一季度1、2、3、5和7系列优先股的股息将于2022年3月31日支付,金额为900万美元。
资本投资决策
我们的2022年资本计划预计在26亿至30亿美元之间。我们的未来资本投资专注于维持安全可靠的运营,同时定位公司以提升股东价值,以实现上游日产量约80万BOE和下游日吞吐量约555.0万桶。
调整后的资金流与自由资金流
调整资金流是石油和天然气行业常用的一种非公认会计准则财务指标,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,也是计算自由资金流的起点。自由资金流是一种非公认会计准则的财务衡量指标,用于帮助衡量公司在为其资本计划融资后所拥有的可用资金。
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(百万美元) | | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
经营活动所得(用于)现金 | | | | | | | | | | 5,919 | | | | | 273 | | | | | 3,285 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
调整后的资金流(1) | | | | | | | | | | 7,248 | | | | | 117 | | | | | 3,670 | | |
总资本投资 | | | | | | | | | | 2,563 | | | | | 841 | | | | | 1,176 | | |
自由资金流(1) | | | | | | | | | | 4,685 | | | | | (724) | | | | | 2,494 | | |
现金股利 | | | | | | | | | | 210 | | | | | 77 | | | | | 260 | | |
| | | | | | | | | | 4,475 | | | | | (801) | | | | | 2,234 | | |
(1)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的指定财务措施咨询部分。为符合本MD&A中的定义,已重述了比较数字。
我们在财务框架上的做法仍然是一致的。我们将继续根据每桶45美元的WTI价格评估所有机会,以保持谨慎和灵活的资本结构和强劲的资产负债表指标。这种方法使我们在现金流较低的时候具有财务弹性。资产负债表实力仍然是首要任务,我们计划继续将我们的自由资金流分配给减少债务,并在实现净债务目标时进一步增加股东的回报。
合同义务和承诺
我们对在正常业务过程中签订的货物和服务负有义务。承诺主要与运输协定有关,不包括原始到期日不到一年的债务。有关详细信息,请参阅合并财务报表。
这一安排导致了不可撤销的合同和其他商业承诺。2021年1月1日,我们假设总承诺额为176亿美元,其中74亿美元用于各种交通承诺额。运输承诺包括17亿美元,有待监管部门批准,或已获批准,但尚未投入使用。
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截至2021年12月31日 (百万美元) | 2022 | | | 2023 | | | 2024 | | | 2025 | | | 2026 | | | 此后 | | | 总计 | |
承付款 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
运输与仓储(一) | | 3,288 | | | | 3,567 | | | | 3,373 | | | | 2,146 | | | | 2,012 | | | | 16,600 | | | | 30,986 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
房地产(2) | | 44 | | | | 43 | | | | 52 | | | | 54 | | | | 57 | | | | 658 | | | | 908 | |
为股权会计关联公司提供资金的义务(3) | | 68 | | | | 85 | | | | 99 | | | | 90 | | | | 90 | | | | 210 | | | | 642 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
其他长期承诺 | | 509 | | | | 156 | | | | 145 | | | | 136 | | | | 150 | | | | 1,214 | | | | 2,310 | |
总承诺额(4) | | 3,909 | | | | 3,851 | | | | 3,669 | | | | 2,426 | | | | 2,309 | | | | 18,682 | | | | 34,846 | |
其他义务 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
长期债务(本金和利息)(5) | | 561 | | | | 713 | | | | 895 | | | | 2,128 | | | | 475 | | | | 14,892 | | | | 19,664 | |
退役负债 | | 231 | | | | 329 | | | | 569 | | | | 678 | | | | 426 | | | | 4,629 | | | | 6,862 | |
或有付款 | | 238 | | | | — | | | | — | | | | — | | | | — | | | | — | | | | 238 | |
租赁负债(本金和利息)(6) | | 453 | | | | 410 | | | | 384 | | | | 322 | | | | 312 | | | | 3,192 | | | | 5,073 | |
承诺额和债务总额 | | 5,392 | | | | 5,303 | | | | 5,517 | | | | 5,554 | | | | 3,522 | | | | 41,395 | | | | 66,683 | |
(1)包括81亿美元(2020年12月31日-140亿美元)的交通承诺,这些承诺有待监管部门批准或已获批准,但尚未投入使用。有效期最长为自生效之日起20年。
(2)涉及租赁负债的非租赁部分,包括运营成本和办公空间的无保留停车位。不包括已拨备的已承诺付款。
(3)涉及对HCML的供资义务。
(4)承诺反映在Cenovus在基础合同中的比例份额。
(5)2022年1月10日,公司宣布打算在2022年2月9日赎回3.80%的票据和4.00%的无担保票据的全部未偿还余额。上述长期债务到期日尚未针对此次赎回进行调整。
(6)与办公空间、我们的零售和商业网络、轨道车、存储资产、钻机和其他炼油和现场设备有关的租赁合同。
截至2021年12月31日,我们的总承诺额为348亿美元,其中310亿美元用于各种运输和储存承诺。条款自生效之日起最长为20年,应有助于与公司未来的运输需求保持一致。
截至2021年12月31日,我们与HMLP的承诺包括与运输、储存和其他长期合同有关的26亿美元。
截至2021年12月31日,根据某些合同作为履约担保签发的未偿还信用证总额为5.65亿美元(2020年12月31日-4.41亿美元)。
法律诉讼
我们涉及与正常运营过程相关的有限数量的法律索赔。我们相信,任何因该等事宜而产生的负债,如未作拨备,不太可能对我们的综合财务报表产生重大影响。
与关联方的交易
与HMLP的交易属于关联方交易,因为我们拥有HMLP 35%的所有权权益。作为HMLP持有的资产的运营商,我们提供管理服务,并收回分摊的服务成本。我们也是HMLP的承包商,在有一定限制的基础上收回成本来建造其资产。在截至2021年12月31日的一年中,我们向HMLP收取了2.43亿美元的建设和管理服务费用。
我们向HMLP支付访问费,以使用我们的混合业务使用的管道系统。我们还支付HMLP的运输和存储服务费用。在截至2021年12月31日的年度内,我们为使用HMLP的管道系统以及运输和存储服务产生了2.84亿美元的成本。
在追求我们的战略目标的过程中,我们面临着许多风险。其中一些风险影响了整个能源行业,另一些风险则是我们的业务所特有的。任何风险或风险组合的影响可能会对我们的业务、声誉、财务状况、运营结果和现金流等产生不利影响,这可能会降低或限制我们追求我们的战略重点、实现我们的目标或前景、目标、举措和雄心、应对我们经营环境的变化、向我们的股东支付股息和履行我们的义务(包括偿债要求)的能力,并可能对我们的证券的市场价格产生重大影响。
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我们的企业风险管理(“ERM”)计划推动风险的识别、衡量、优先排序和管理,并与Cenovus运营完整性管理系统(“COIMS”)集成。此外,我们还持续监控我们的风险状况以及行业最佳实践。
风险治理
经董事会批准的机构风险管理政策概述了我们的风险管理原则和期望,以及所有员工的角色和责任。在机构风险管理政策的基础上,我们建立了风险管理标准、风险管理框架和风险评估工具,包括Cenovus风险矩阵。我们的风险管理框架包含国际标准化组织在其国际标准化组织31000-风险管理指南中建议的关键属性。我们ERM计划的结果记录在提交给我们董事会的半年一次的风险报告中,并通过定期更新。
风险因素
以下讨论描述了与Cenovus相关的财务、运营、监管、环境、声誉和其他风险。本MD&A中确定的每个风险可能单独或与其他风险一起对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流、声誉、获得资本、借款成本、获得流动资金、为股息支付和/或业务计划提供资金的能力以及我们证券的市场价格产生重大影响。在投资Cenovus的证券时,应考虑这些因素。
大流行风险
新冠肺炎大流行(包括新冠肺炎变异株的出现)以及世界各国政府和卫生当局采取的应对措施造成了持续的不确定性,已经并可能继续导致对行动和业务的限制被维持、重新实施或在更严格的基础上实施,这可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生负面影响。在这一点上,无法准确预测新冠肺炎疫情对我们的员工、客户、合作伙伴和业务造成的影响的持续时间或程度,或者经济活动何时恢复正常。
新冠肺炎疫情可能会增加我们在本MD&A的风险管理和风险因素一节中确定的以及我们不时提交给证券监管机构的其他文件中确定的每个风险的风险敞口和程度。我们的业务、财务状况、经营结果、现金流、声誉、获得资本的机会、借款成本、获得流动资金的机会、为股息支付和/或业务计划提供资金的能力,可能尤其会因为大流行和/或以下原因而受到不利影响:
·设施关闭或主要基本建设项目延误或暂停工作,原因包括但不限于:工人感染新冠肺炎造成劳动力中断或劳动力短缺;西诺夫斯执行的新冠肺炎安全协议受到挑战;政府或卫生当局强制限制工人旅行,这可能会影响跨境商务旅行和前往远程工作地点的旅行;关闭我们的设施、劳动力营地或工作场所,或我们依赖的那些;工人自然减员增加以及与健康相关的休假和缺勤影响运营。
·全球供应链中断,如供应商和第三方供应商遭遇类似的劳动力中断或被勒令停止运营。
·现金流减少,导致可用于资助资本支出计划的运营资金减少;
·对商品的需求减少,商品价格降低,导致我们的储备量和价值减少(见下文“商品价格”)。
·商品储存和运输受到限制,导致减产或停产。
·精炼产品数量、对精炼产品的需求或炼油厂利用率下降。
·交易对手不能及时或根本不履行对我们的合同义务。
·由于边境限制、道路或港口关闭或管道关闭导致无法向客户交付产品或以其他方式将原油、成品油或天然气运往市场,包括管道公司遭受劳动力中断或无法继续运营。
·我们信息技术系统的能力,以及由于大量员工、客户和合作伙伴远程工作和访问我们的系统而造成的网络安全或隐私泄露的潜在威胁。
·我们获得更多资本的能力,包括但不限于债务和股权融资,由于不可预测的金融市场或商品价格和/或市场基本面的变化而受到不利影响。
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新冠肺炎大流行对我们的业务、运营结果和财务状况的影响程度将取决于未来的事态发展,这些事态发展具有高度不确定性,难以准确预测,包括但不限于:新冠肺炎及其变种的严重程度、持续时间、传播或卷土重来;为遏制或治疗新冠肺炎及其变种而采取的行动的时机、程度和有效性,包括任何疫苗或助推剂的可用性、分布率、有效性和公众接种率;以及恢复正常经济和运营条件的速度和程度。与2020年和2021年相比,新冠肺炎疫情对我们的业务、运营结果和财务状况的潜在影响在本年度可能更加重大。新冠肺炎疫情已经并可能继续导致巨大的市场不确定性,包括大宗商品价格、货币汇率、通胀、利率、交易对手信用和业绩风险以及投资和消费总体水平的大幅波动。即使新冠肺炎疫情已经消退,我们的业务也可能会继续受到全球经济影响的实质性不利影响。
最近没有可比的事件为新冠肺炎大流行可能产生的影响提供指导,因此,新冠肺炎大流行的最终影响高度不确定,可能会发生变化。管理层还不知道这对我们的业务、运营和财务状况或对整个全球经济的影响有多大。
我们已采取积极措施,保护员工的健康和安全,以及我们业务的连续性,以应对新冠肺炎疫情。我们继续遵循联邦、省、地区、州、地区和市政府政府以及公共卫生官员的指导,并为访问我们高使用率工作场所和劳动力营地的工作人员实施了新冠肺炎测试协议。我们还制定了全面的业务连续性计划,以确保在我们的任何工作场所发生新冠肺炎疫情时持续安全可靠的运营。尽管我们尽了最大努力,但新冠肺炎疫情和我们采取的相应措施可能会导致新的法律挑战和纠纷,包括但不限于集体诉讼索赔。
财务风险
大宗商品价格
我们的财务业绩在很大程度上取决于原油、成品油、天然气和天然气的现行价格。原油价格受到一系列因素的影响,这些因素包括但不限于:全球和区域原油供求;全球经济状况,包括影响全球贸易的因素;欧佩克和其他石油出口国的行动,包括但不限于,遵守或不遵守欧佩克成员国商定的配额以及欧佩克不对其成员国实施生产配额的决定;替代能源的价格和可获得性;可能影响大宗商品价格的国内外政府或监管机构的行动;政府或环境法规的执行;公众对使用包括原油在内的非可再生资源的情绪;石油生产国的政治稳定和社会条件;市场准入限制和运输中断(管道、海运或铁路);经济条件;战争爆发;大流行病爆发或持续;恐怖主义威胁;技术发展;自然灾害的发生;以及天气条件。
我们油砂业务的财务业绩也受到我们油砂生产的商品价格相对于某些国际基准价格的折扣或下降的影响,部分原因是对向国内和国际市场运输和销售产品的能力以及生产的石油质量的限制。对我们来说尤其重要的是稀释剂成本和供应,以及沥青与轻、中、重质原油之间的价差。对于炼油厂来说,沥青的加工成本更高,因此通常交易价格低于轻质至中型原油和重质原油的市场价格,再加上较高的稀释剂成本,可能对我们的财务状况产生不利影响。
我们的天然气和天然气生产目前位于加拿大西部和亚太地区。影响天然气和NGL价格的因素很多,包括但不限于:全球和区域对天然气和NGL的供需;市场竞争力;与液化天然气市场有关的发展;替代能源的价格和可获得性;可能影响商品价格的国内或外国政府或监管机构的行动;政府或环境法规的执行;公众对使用不可再生资源的情绪,包括天然气和NGL;天然气和NGL生产国的政治稳定和社会状况;市场准入限制和运输中断(管道、海运或铁路);经济状况;技术发展;大流行的爆发或持续;恐怖主义威胁;自然灾害的发生;以及天气状况。
成品油价格受到一系列因素的影响,这些因素包括但不限于:全球和地区对成品油的供需情况;市场竞争力;成品油库存水平;炼油厂可获得性;计划内和计划外的炼油厂维护;目前和未来可能出台的环境法规,包括美国可再生燃料标准(RFS)以及与成品油和不可再生资源的生产和使用有关的其他法规;排放量,包括碳排放、市场定价以及此类市场的可获得性和流动性;替代能源的价格和可获得性;公众对成品油使用的情绪;价格和替代燃料来源的可获得性;技术发展;大流行的爆发或持续;自然灾害的发生;以及天气状况。
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我们炼油业务的财务表现也受到精炼产品价格和炼油厂原料价格之间的关系或利润率的影响。随着产量水平的变化以匹配季节性需求,炼油利润率受到季节性因素的影响。销售量、价格、库存水平和库存价值将相应波动。未来炼油利润率不确定,炼油利润率下降可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生负面影响。
此外,关于原油、成品油、天然气和天然气的未来需求水平(以及相应的价格水平),最近对向低碳经济过渡的时机和速度的关注显著增加。见下文“气候变化过渡--需求和商品价格”。所有这些因素都是我们无法控制的,可能会导致成本和价格的高度波动。货币汇率的波动进一步加剧了这种波动性,因为大宗商品价格通常是以美元制定的,而大宗商品价格是以加元表示的。请参阅下面的“外汇汇率”。
大宗商品价格、相关价差和炼油利润率的波动可能会影响我们实现指导目标的能力、我们的资产价值、我们的现金流以及我们维持业务和资金项目的能力。这些大宗商品价格大幅下跌或大宗商品价格持续低迷可能导致我们无法履行到期的所有财务义务、现有或未来钻探、开发或建设计划的延迟或取消、减产、未使用的长期运输承诺和/或我们炼油厂的低利用率。大宗商品价格的波动、相关的价差和炼油利润率影响我们的财务状况、运营结果、现金流、增长、获得资本的机会和借款成本。
上述商品价格风险,以及其他风险,如市场准入限制和运输限制、储量重置和储量估计以及成本管理,均可能对本公司的业务、财务状况、经营业绩、现金流或声誉产生重大影响,并可能被视为减值指标。减值的另一个指标是我们资产的账面价值与我们的市值的比较。
如本MD&A所述,吾等于每个报告日期根据国际财务报告准则对本公司资产的账面价值进行评估。如果原油、成品油和天然气价格大幅下降并在较长一段时间内保持在较低水平,或者如果我们开发该等资源的成本大幅增加,我们资产的账面价值可能会受到减值,我们的净收益可能会受到不利影响。
我们通过整合我们的业务、金融工具、实物合同、市场准入承诺以及通过我们承诺的信贷安排,部分降低了我们对大宗商品价格风险的敞口。在某些情况下,我们将使用衍生品工具来管理我们部分成品油、石油和天然气生产、库存或长途运输中数量的价格波动风险。有关我们的金融工具的详情,包括分类、在计算公允价值时作出的假设,以及有关风险敞口及该等风险管理的额外讨论,请参阅综合财务报表附注35及36及下文的“对冲活动”。
对冲活动
我们的市场风险管理政策已获董事会批准,允许管理层根据需要使用包括交易所交易期货合约、商品看跌期权和其他批准工具(包括非交易所交易工具)在内的衍生工具,以帮助缓解原油、凝析油价格和差价、天然气价差、基差和价格、NGL、精炼产品和裂解价差以及外汇汇率和利率波动的影响。我们也可以使用固定价格承诺购买或销售原油、天然气、天然气和成品油。我们还在不同的运营市场使用衍生工具,以帮助优化我们的供应成本或产品的销售。
这些套期保值活动可能会使我们面临可能造成重大损失的风险。这些风险包括但不限于:对冲工具的估值变化与被套期保值的标的风险的估值变化相关性不大;标的商品的价格或该工具的市值变化;市场流动性不足;交易对手不足;交易对手违约;系统或控制方面的缺陷;人为错误;合同的不可执行性。
有一种风险是,为防范不利市场状况的可能性而进行对冲的后果,可能会限制大宗商品价格、利率和汇率变化给我们带来的好处。如果我们无法履行与基础实物交易相关的交付义务,我们还可能因套期保值安排而蒙受财务损失。这些风险是通过我们的市场风险管理政策授权的对冲限额进行管理的。
有关我们的金融工具的详情,包括分类、在计算公允价值时作出的假设,以及有关风险暴露及该等风险的管理的额外讨论,请参阅综合财务报表附注3、35及36。
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金融风险管理活动的影响
2021年,对于现金流衍生品,由于基准价格相对于我们的风险管理合同价格的结算,我们发生了已实现亏损。对于优化衍生品,已实现的损失来自我们决定运输和储存而不是出售我们的实物原油和凝析油数量,以及与原油和凝析油运输相关的对冲活动。我们利用我们的营销和运输计划,包括存储和管道资产,来优化产品组合、交货点、运输承诺和客户多样化,并清点实物头寸。当我们决定储存原油和凝析油数量时,我们计划出售的未来时期的可用价格可以被锁定,并在未来时期实现改善的利润率,这优于短期价格。风险管理损益抵消了基础实物销售产生的收入的相应波动。
于截至2021年12月31日止年度,我们的原油金融工具录得未实现亏损,主要是由于大宗商品价格较年末价格变动及结清头寸所致。
为了执行优化策略,事务通常跨越多个时期,这些事务既存在于已实现的风险管理中,也存在于未实现的风险管理中。
下表总结了在所有其他变量保持不变的情况下,我们风险管理头寸的公允价值对大宗商品价格和汇率波动的敏感性。管理层认为,下表中确定的价格波动是对波动性的合理衡量。大宗商品价格波动对我们未平仓风险管理头寸的影响可能会导致影响所得税前收益的未实现收益(亏损)如下:
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截至2021年12月31日 | 灵敏度范围 | | | 增加 | | | | 减少量 | |
原油大宗商品价格 | ±5.00美元/桶,适用于WTI、凝析油和相关的对冲 | | | (225) | | | | 225 | |
WCS和凝析油差价 | ±2.50美元/桶适用于WCS和与生产相关的差异限制 | | | 4 | | | | (4) | |
成品油商品价格 | ±5.00美元/桶,适用于取暖油和汽油对冲 | | | (2) | | | | 2 | |
美元兑加元汇率 | 美元兑加元汇率为±0.05 | | | 11 | | | | (12) | |
有关我们风险管理状况的进一步信息,请参阅综合财务报表附注35和36。
对交易对手的风险敞口
在正常业务过程中,我们与供应商、合作伙伴、贷款人和其他交易对手就提供和销售商品和服务以及与我们的套期保值活动、收购和处置有关的事宜建立合同关系。如果这些交易对手不及时或根本不履行他们的合同义务,我们可能会遭受财务损失,我们的发展计划可能会延迟,或者我们可能不得不放弃其他可能对我们的业务、运营结果或财务状况产生重大影响的机会。
信用、流动性和未来融资的可得性
我们业务的未来发展可能取决于我们获得额外资本的能力,包括但不限于债务和股权融资。此外,不可预测的金融市场、大宗商品价格的持续低迷、重大的意外支出或法律、市场基本面、我们的信用评级、业务运营、投资者或贷款人情绪或政策的变化可能会阻碍我们获得和保持具有成本效益的融资的能力。无法以我们可以接受的条款或根本无法获得资本,可能会影响我们未来进行资本支出的能力、保持债务(和净债务)与调整后EBITDA的理想比率以及债务(和净债务)与资本的比率以及在到期时履行我们的所有财务义务的能力,可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、遵守各种财务和运营契约的能力、信用评级和声誉造成重大不利影响。
我们偿还债务的能力将取决于我们未来的财务和经营业绩,这将受到当前经济、商业、监管、市场和其他条件的影响,其中一些情况是我们无法控制的。如果我们的经营和财务结果不足以偿还当前或未来的债务,我们可能会采取行动,如减少或暂停派息、减少或推迟业务活动、投资或资本支出、出售资产、重组或再融资我们的债务,或寻求条款较差的额外资本。
通过积极管理现金和现金等价物、经营活动提供的现金流、可用的信贷安排能力以及进入资本市场,我们的流动性风险得到了缓解。
我们被要求遵守我们的信贷安排下的各种财务和运营契约以及管理我们的债务证券的契约。我们定期审查我们的契约,以确保遵守。如果我们不遵守这些公约,我们获得资本的机会可能会受到限制,或者偿还速度可能会加快。
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信用评级
我们的公司和我们的资本结构定期得到信用评级机构的评估。信用评级基于我们的财务和运营实力,以及一些不完全在我们控制范围内的因素,包括但不限于影响石油和天然气行业总体状况的条件、与气候变化和能源转型相关的行业风险以及经济状况。我们不能保证我们的一个或多个信用评级不会被评级机构下调或完全撤销。
任何一项信贷评级的下调,都可能对借贷成本和可获得性,以及获得流动性和资金来源产生不利影响。如果不能维持我们目前的信用评级,可能会影响我们与交易对手、运营伙伴和供应商的业务关系。
如果我们的一个或多个信用评级低于某些评级门槛,我们可能有义务以现金、信用证或其他金融工具的形式提供抵押品,以建立或维持业务安排。由于评级进一步下调至某些评级门槛以下,可能需要额外的抵押品。未能向交易对手和供应商提供充分的信用风险保证,可能导致上述或终止合同业务安排。
外汇汇率
不同货币之间的汇率波动可能会影响我们的结果。全球原油、成品油和天然气的价格通常以美元计价,而我们的许多运营和资本成本则以加元计价。加元相对于美元的价值变化将增加或减少以加元表示的从石油和精炼产品销售以及我们的一些天然气销售中获得的收入。此外,加元对美元价值的变化将导致以加元表示的美元计价债务和相关利息支出的增加或减少。我们可能会定期进行交易,以管理我们对汇率波动的敞口。然而,汇率的波动是我们无法控制的,可能会对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。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。
利率
由于使用浮动利率证券或借款而导致的利率波动可能会影响我们的现金流和财务业绩。利率上升可能会增加我们的净利息支出,并影响某些负债的记录方式,这两者都可能对我们的现金流和财务业绩产生负面影响。此外,我们面临到期长期债务的再融资以及未来可能以现行利率进行融资的利率波动的风险。
我们可能会定期进行交易,以管理我们对利率波动的敞口。
股息支付和证券购买
股息的支付、我们股息再投资计划的继续以及Cenovus对我们证券的任何潜在购买都由我们的董事会酌情决定,并取决于财务业绩、债务契约、偿付能力测试的满足程度、我们履行到期财务义务的能力、营运资金要求、未来的纳税义务、未来的资本要求、商品价格和其他业务以及本MD&A中阐述的风险因素。
财务报告披露控制和程序及内部控制(“ICFR”)
基于其固有的局限性,披露控制和程序以及国际财务报告准则可能无法防止或发现错误陈述,即使那些被确定为有效的控制措施也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理保证。如果不能充分预防、发现和纠正错误陈述,可能会对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流和我们的声誉产生实质性的不利影响。
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操作风险
操作注意事项(安全、环境和可靠性)
我们的业务受到普遍影响能源行业的风险的影响,通常与以下风险有关:(I)原油、精炼产品、天然气和其他相关产品的储存、运输、加工和销售;(Ii)陆上和海上原油和天然气井的钻探和完成;(Iii)原油和天然气资产的运营和开发;以及(Iv)在我们开展业务的司法管辖区内炼油厂、码头、管道和其他运输和分销设施的运营。这些风险包括但不限于:政府行动或法规、政策和举措的影响;遇到意想不到的地层或压力;储油层压力或产能过早下降;火灾;爆炸;井喷;失去控制;气体泄漏;停电;有害物质进入供水系统;泄漏或泄漏,包括海上作业、船舶或其他海上运输事故的泄漏或泄漏;原油、天然气或油井液体无法控制的流动;未能遵循操作程序或在既定的操作参数内操作;恶劣天气条件;腐蚀;污染;冻结和其他类似事件;设备、管道和设施、信息技术和系统及流程的故障或故障;定期或不可预见的维护;设备的性能低于原计划的水平;轨道车事故或脱轨;未能维持足够的备件供应;信息技术和控制系统及相关数据的损害;操作员错误;劳资纠纷;与相互连接的设施和承运商的纠纷;第三方系统或炼油厂的运营中断或分摊, 这可能会妨碍充分利用缔约方的设施和管道;卡车终点站和枢纽的泄漏;与将潜在有害物质装卸到卡车上有关的泄漏;产品损失;无法获得原料;原料的价格和质量;流行病或流行病;灾难性事件,包括但不限于战争、极端天气事件、自然灾害、冰山事件、破坏行为和恐怖主义行为,以及在往返商业或工业场所的运输过程中可能发生的其他事故或危害。
如果任何此类风险成为现实,它们可能会中断运营、影响我们的声誉、造成生命损失或人身伤害、导致设备、财产、信息技术和控制系统、相关数据的损失或损坏、造成环境破坏,包括污染水、土地或空气,并可能导致监管行动、罚款、处罚、民事诉讼或对我们的刑事或监管指控,任何这些都可能对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流和声誉产生实质性的不利影响。
此外,由于我们的组件系统相互依赖,我们的油砂业务很容易受到减产、减速、停产或生产更高价值产品的能力的限制。资源的划定、与生产相关的成本,包括为SAGD作业钻探油井,以及与炼油相关的成本,都可能需要大量的资本支出。与石油生产相关的运营成本在短期内基本上是固定的,因此,单位运营成本在很大程度上取决于产量水平。
为了部分降低我们的风险,我们有一套标准、实践和程序体系,以识别、评估和缓解我们运营中的安全、运营和环境风险。此外,我们试图通过对我们的资产和业务维持全面的保险计划来部分降低运营风险。然而,我们并不为我们的资产或业务的所有潜在事故和中断提供保险,也不能保证我们的保险覆盖范围将可用或足以完全覆盖该等事故或中断可能引起的任何索赔。如果发生我们的保险计划没有完全覆盖的事件,可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
航空事故
我们的离岸业务依赖于定期乘坐直升机旅行。直升机事故造成人员受伤、生命损失、设施关闭或监管行动,可能会对我们的运营和声誉产生重大不利影响。这种风险是通过航空管理流程进行管理的。航空安全审查由第三方专业承包商进行,以核实直升机服务提供商是否符合我们在航空安全方面的内部和行业标准。我们在设计要求中指定了针对我们具有挑战性的操作环境的其他措施,并且试点培训与行业最佳实践保持一致。
冰上管理
虽然我们已经采取了广泛的措施来防止与海冰和冰山有关的事件,但我们在纽芬兰和拉布拉多近海的大西洋业务面临着冰山引起的事件的风险,这些事件可能会中断运营,影响我们的声誉,造成生命损失、人身伤害或设备或环境的破坏,并可能导致针对我们的监管行动或诉讼。我们的大西洋业务有一个强大的冰管理计划。我们已经制定了在极端天气条件和不利冰情情况下保护人员、设备和环境的政策,包括SeaRose浮式生产储油船的不利天气指南。我们继续通过针对极端天气事件的工程来管理物理风险。
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市场准入限制和运输限制
我们的产品通过各种管道、码头、海运和铁路网络运输,我们的炼油厂依靠各种管道和铁路网络将原料和精炼产品运往和离开我们的设施。增加关税或管道服务和/或海运或铁路运输中断或限制供应,可能对原油、成品油、天然气和天然气销售、预计产量增长、上游或炼油业务和现金流产生不利影响。
这些管道、码头、海运和铁路系统供应的中断或限制也可能限制产量的交付能力,并可能对商品价格、销售量和/或我们产品的接收价格产生不利影响。除其他外,这些中断和限制可能是由于管道、海洋或铁路网络无法运行造成的,也可能与向系统供应超过基础设施能力的能力限制有关。不能确定新的管道项目是否将由适用的第三方管道供应商进行投资,任何扩大能力的申请是否会获得所需的监管批准,或任何此类批准是否会导致管道项目的建设,或此类项目是否会提供足够的运输能力。
不能确定我们的生产所需的铁路、海运和其他替代运输方式是否足以填补因管道系统运行受限而造成的任何缺口。此外,我们的铁路和海运发货可能会受到服务延误、恶劣天气、有轨电车可用性、有轨电车脱轨或其他铁路或海运事故的影响,并可能对销售量或收到的产品价格产生不利影响,或影响我们的声誉或导致法律责任、生命损失或人身伤害、设备或财产损失或环境破坏。此外,铁路和海事法规正在不断审查,以确保供应链的安全运行。如果法规发生变化,遵守这些法规的成本可能会转嫁给铁路和/或海运托运人,并可能对我们的铁路和/或海运能力或与铁路或海运相关的经济产生不利影响。最后,我们炼油厂或炼油厂客户的计划或计划外关闭或关闭可能会限制我们交付对销售和经营活动现金产生负面影响的产品的能力。
储量置换和储量估算
如果我们不能获得、开发或发现更多的原油和天然气储量,我们的储量和产量将从目前的水平大幅下降。我们的财务状况、经营业绩和现金流在很大程度上依赖于从现有储量中成功开采以及获得、发现或开发额外储量。勘探、开发或获取储量是资本密集型的。如果我们的现金流不足以支付资本支出,外部资本来源变得有限或不可用,我们进行必要资本投资以维持和扩大原油和天然气储备的能力将受到损害。此外,我们可能无法找到和开发或获得额外的储量,以可接受的成本取代我们的原油和天然气生产。
在估计储量数量时,存在许多固有的不确定性,包括许多我们无法控制的因素。一般而言,对经济上可开采的原油和天然气储量以及由此产生的未来现金流量净额和收入的估计基于许多可变因素和假设,包括但不限于:产品价格;未来的运营和资本成本;矿产的历史产量和政府机构监管的假设结果,包括特许权使用费支付和税收、环境和排放相关的条例和税收;初始生产率;产量递减率;以及石油和天然气收集系统、管道、铁路运输和加工设施的可用性、邻近性和能力。
所有这些估计在某种程度上都是不确定的,对储备的分类只是试图确定所涉及的不确定程度。由于这些原因,由不同工程师或同一工程师在不同时间编制的对任何特定资产组的经济可采原油和天然气储量的估计、基于开采风险对此类储量的分类以及对未来预期净收入的估计可能会有很大差异。我们与储量相关的实际产量、收入、税收以及开发和运营支出可能与目前的估计不同,这种差异可能是实质性的。
对未来可能开发和生产的储量的估计往往基于体积计算和对类似类型储量的类比,而不是根据实际生产历史。随后根据生产历史对相同储量进行评估将导致估计储量出现差异,这种差异可能是实质性的。
随着储量的枯竭,石油和天然气资产的产量往往会下降,而相关的运营成本则会增加。维持可开发项目的库存以支持未来的原油和天然气生产取决于但不限于:获得和续期勘探、开发和生产石油和天然气的权利;钻探成功;按预算和计划完成长期的资本密集型项目;以及在成熟资产上应用成功的开采技术。我们的业务、财务状况、运营结果和现金流高度依赖于成功开采当前储量和增加额外储量。
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成本管理
开发、运营和建设成本受到一系列因素的影响,这些因素包括但不限于:新技术的开发、采用和成功;通胀价格压力;监管合规成本的变化;进度延误;现有市场准入基础设施的中断;未能保持高质量的施工和制造标准;设备限制,包括油气田设备的成本或可用性;大宗商品价格;油砂作业的SOR上升;额外的政府或环境监管;以及供应链中断,包括获得熟练劳动力的机会。虽然我们不认为通胀对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响;但如果我们的开发、运营或劳动力成本受到重大通胀压力,我们可能无法通过商品价格的相应上涨来完全抵消这些更高的成本。我们无法按照预期价格、预期时间表或根本无法管理成本或获得勘探、开发、建造和运营所需的设备、材料或熟练劳动力,可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
竞争
加拿大和国际能源行业在各个方面都具有很强的竞争力,包括获得资本、勘探和开发新的和现有的供应来源、收购原油和天然气权益以及炼油、分销和销售石油和天然气产品。我们与其他生产商和炼油商竞争,其中一些可能比我们公司拥有更低的运营成本或更多的资源。相互竞争的生产商和炼油商可能会开发和实施比我们雇用的技术更优越的技术。石油和天然气行业还与其他行业竞争,向消费者供应能源、燃料和相关产品,包括未来可能变得更加普遍的可再生能源。
项目执行
我们通过我们的全球资产组合管理各种石油、天然气和炼油项目,包括目前重建的Superior Refinery。与项目开发和执行相关的广泛风险,以及新设施的投产和与现有资产的整合,可能会影响我们项目的经济可行性。这些风险包括但不限于:我们获得必要的环境和监管批准的能力;我们在土地使用协议中获得有利条款或获准进入的能力;与时间表、资源和成本有关的风险,包括材料、设备和合格人员的可用性和成本;供应链中断的影响;总体经济、商业和市场状况的影响;天气状况的影响;与项目成本估计的准确性有关的风险;我们为资本支出和支出融资的能力;我们筹集或完成战略交易的能力;新冠肺炎疫情对项目执行和时间表的影响;以及改变政府监管和公众对石油和天然气作业对环境影响的预期的影响。在我们现有的资产基础内启用和整合新设施可能会导致实现业绩目标和目的的延误。未能管理这些风险可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响,并可能影响我们的安全和环境记录,从而对我们的声誉和社会经营牌照产生负面影响。
合作伙伴风险
我们的一些资产不是由我们运营或控制的,或者是与其他公司合作持有的,包括通过合资企业。因此,我们的运营结果和现金流可能会受到第三方运营商或合作伙伴行为的影响,我们控制和管理风险的能力可能会降低。我们依赖合作伙伴在此类资产运营方面的判断力和运营专长,并提供有关此类资产状况和相关运营结果的信息;然而,我们有时依赖我们的合作伙伴成功执行各种项目。
我们的合作伙伴的目标和利益可能与我们的利益不一致或可能冲突。不能保证我们未来与这类资产有关的需求或期望将及时或根本令人满意地得到满足。如果与一个或多个合作伙伴就项目的开发和运营发生纠纷,或者如果一个或多个合作伙伴无法为其合同份额的资本支出提供资金,项目可能会被推迟,我们可能对我们的合作伙伴在该项目中的份额承担部分或全部责任。如果我们的合作伙伴之一破产,我们可能同样会受到适用监管机构的指示,代表我们的合作伙伴履行义务,并可能无法获得这些费用的补偿,这可能会对我们的财务状况、经营业绩、声誉和现金流产生重大不利影响。
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SAGD技术
目前用于回收沥青的技术是能源密集型技术,包括SAGD,这需要在生产回收过程中使用的蒸汽时消耗大量天然气。回收过程中所需的蒸汽量各不相同,因此会影响成本。储油层的性能影响使用SAGD技术的生产时机和水平。回收成本的大幅增加可能会导致某些依赖SAGD技术的项目变得不经济,这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生负面影响。主要或部分依赖新技术的增长和其他资本项目、将这些技术纳入新的或现有的业务以及市场对新技术的接受都存在风险。采用新技术的项目的成功不能得到保证。
技术、信息系统和隐私
我们严重依赖包括运营技术和信息技术在内的技术来有效地运营我们的业务。这可能包括内部系统(如网络、计算机硬件和软件)、网络和电信系统、移动应用程序和云服务。此类系统和服务可以由第三方提供。如果我们无法定期有效地访问、使用、依赖、保护、升级和采取其他步骤来维持或改进此类系统和服务的效率和效力,则此类系统和服务的运行可能会中断,从而导致运行中断或数据丢失、损坏或发布。
在正常业务过程中,我们收集、使用和存储敏感数据,包括知识产权、专有和商业信息以及个人信息,包括第三方信息。尽管我们采取了安全措施,但我们的技术系统和服务可能容易受到攻击(例如黑客、网络恐怖分子或其他第三方的攻击),或由于员工或第三方错误或渎职或其他中断而造成的中断,包括自然灾害和国家或工业间谍行为、激进主义、恐怖主义或战争造成的中断。任何此类事件都可能危及在我们的系统或服务中使用或存储的信息,并导致丢失、被盗、无法访问、使用或依赖、未经授权访问、披露、复制、使用、修改、处置或销毁内部、机密、个人或其他敏感信息,包括与公司资产和运营、技术、知识产权、公司或零售信用卡信息、客户个人信息、员工个人信息、勘探活动、公司行为、高管通信和财务结果有关的信息。这可能导致法律索赔或诉讼、根据保护个人信息隐私的法律承担责任、监管处罚、运营中断、网站关闭、泄漏或其他负面后果,包括损害我们的声誉,这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
在不限制上述风险的情况下,这些风险包括与网络有关的欺诈或攻击的风险,威胁行为者试图规避电子通信管制,或试图冒充内部人员或业务伙伴,将付款和金融资产转移到肇事者控制的账户,或将勒索软件引入一个或多个系统或服务,以骗取付款。如果威胁参与者成功绕过我们的网络安全措施和业务流程控制,此类与网络相关的风险可能会导致财务损失、补救和恢复成本,以及不利的声誉影响。
数据保护和隐私由一个复杂的法律和监管框架管理,该框架在我们运营的领域迅速发展。这类立法适用于广泛的数据处理活动,包括但不限于处理个人信息。例如,2021年11月1日起,《个人信息保护法》(以下简称《个人信息保护法》)在人民大会堂Republic of China正式施行。PIPL是中国首部旨在规范网络数据和保护个人信息的综合性法律。此外,2021年9月1日,《数据安全法》在人民Republic of China正式施行。这类立法适用于广泛的数据处理活动,包括但不限于处理个人信息。随着治外法权的扩大以及严厉的罚款和处罚,这些不断演变的法律为收集、使用和处理个人信息施加了越来越复杂和全面的法律框架。遵守此类法规可能会导致运营成本增加,而不遵守此类法规可能会导致严厉的罚款和处罚,每一项都可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响。
安全和恐怖主义威胁
安全威胁和恐怖分子或激进活动可能会影响我们的人员,或合作伙伴、客户和供应商的人员,并可能导致受伤、生命损失、敲诈勒索、人质情况和/或绑架或非法监禁、破坏或损坏Cenovus或其他人的财产、影响环境和业务中断的情况。针对Cenovus或我们的任何系统、服务、基础设施、市场准入路线或合作伙伴拥有或运营的设施、航站楼、管道、铁路网、办公室或海上船只/设施的安全威胁、恐怖袭击或激进事件可能会导致我们业务的关键要素中断或停止。此类事件的结果可能会对我们的运营结果、财务状况和业务战略产生重大不利影响。进入或在中国工作的我们的员工/承包商仍然有可能被拘留和/或监禁,因此,审查和重新考虑前往中国已成为一个商业/公司流程。
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激进主义和对运营的破坏
在能源工业和继续开发以化石燃料为基础的能源方面,公众的参与和行动普遍增加,不时导致石油和天然气的开发、作业和运输暂时中断。这种反对尚未直接对我们的设施产生实质性影响;然而,激进团体和个人可能参与抗议、示威或封锁,这些抗议、示威或封锁可能扰乱我们的设施或行动,或扰乱我们所依赖的设施或行动。任何此类中断都可能对我们的业务、运营、财务状况或声誉产生不利影响。
虽然我们有旨在防止或限制这种破坏性事件的影响的系统、政策和程序,但不能保证这些措施将是足够的,不会发生这种干扰,或者如果它们确实发生了,也不能保证它们将得到及时的适当处理。
领导力与人才
我们的成功取决于我们的管理、我们的领导能力以及我们人才的素质和能力。如果我们无法留住关键人员和关键人才,或无法吸引和留住具有必要领导、专业和技术能力的新人才,可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
诉讼
我们可能会不时地卷入与我们的业务相关的要求、纠纷和诉讼中。索赔和相关诉讼可能是实质性的。由于我们的业务性质,我们可能会遇到各种类型的索赔,包括但不限于未能遵守适用的法律法规、环境破坏、违约、疏忽、产品责任、反垄断、贿赂和其他形式的腐败、税务、证券集体诉讼、衍生诉讼、专利侵权、隐私和与雇佣相关的事项。我们可能被要求承担巨额费用或投入大量资源来对抗任何此类诉讼,这些诉讼可能导致不利的决定,包括罚款、制裁、金钱损害、暂时或永久暂停运营,或无法进行某些交易。此类索赔的结果可能难以评估或量化,并可能对我们的声誉、财务状况和运营结果产生重大不利影响。此外,我们可能会受到与气候变化相关的诉讼或影响。见下文“与气候变化相关的诉讼”。
土著土地和权利主张
土著居民对我们的公司、我们在开展业务的司法管辖区的运营、开发或勘探的反对可能会对我们产生不利影响。这些影响包括对我们的声誉、与东道国政府、当地社区和其他土著社区的关系的影响,转移管理层的时间和资源,增加法律、法规和其他咨询费用,并可能对我们的进度和勘探、开发和继续运营物业的能力产生不利影响。
一些土著群体确立或主张了加拿大部分地区的土著权利和条约权利。在我们经营的土地上有尚未解决的土著和条约权利主张,其中可能包括土著所有权主张,如果成功,这类权利主张可能会对我们的运营或增长速度产生重大不利影响。不能确定目前未受土著群体提出的索赔影响的任何土地是否会继续不受未来索赔的影响。一些土著团体还对侵犯土著权利的项目经营者提出私人妨害索赔。此类索赔如果成功,可能会对我们的业务、运营结果、财务状况或声誉产生不利影响。
加拿大联邦和省级政府有义务在考虑采取可能对所主张或证明的土著或条约权利产生不利影响的行动时,与土著人民进行协商,并在某些情况下照顾到他们的利益。联邦和省级政府的协商义务的范围因情况而异,往往是正在进行的诉讼的主题。履行咨询土著人民和任何相关便利的职责可能会对我们获得或续签许可证、租约、许可证和其他批准的能力或延长时间产生不利影响,或影响我们满足这些批准的条款和条件的能力。
此外,加拿大联邦政府通过立法,要求其采取一切必要措施执行《联合国土著人民权利宣言》(《联合国土著人民权利宣言》)。加拿大其他司法管辖区也提出或通过了类似的立法,或开始审议联合国开发计划署的原则和目标,或今后可能这样做。与政府执行联合国发展援助方案有关的手段和时间表是不确定的;已经并预计将继续制定更多的程序,或修订或引入与项目开发和运作有关的立法,这进一步增加了项目监管审批时间表和要求方面的不确定性。
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政府风险
现有政府政策的转变,或在我们运营的司法管辖区或其他地方政府发生变化后,可能会影响我们的运营和业务增长的能力。对以化石燃料为基础的能源使用、跨境经济活动和新基础设施开发的限制可能会影响我们持续增长的机会。我们致力于与我们运营所在司法管辖区的各级政府合作,以确保了解我们的业务利益和风险,并实施缓解策略;然而,政府政策的变化在很大程度上不是我们所能控制的,可能会对我们的业务、运营结果、财务状况或声誉产生不利影响。
监管风险
石油和天然气行业和炼油行业,特别是我们的业务,在我们进行业务、开发或勘探的国家,尤其是我们的业务,受到国际、联邦、省、领土、州、地区和市政立法的监管和干预,这些事项包括但不限于:土地保有权;生产项目的许可;特许权使用费;税收(包括所得税);政府费用;生产率;环境保护;保护某些物种或土地;省级和联邦土地用途指定;减少温室气体和其他排放;原油、天然气和其他产品的出口;通过铁路、管道或海运运输原油;产生、处理、储存、运输、处理和处置有害物质;授予或取得探矿权和生产权、油砂或其他权益;规定具体钻探义务;控制油田和(或)设施的开发、废弃和复垦(包括限制生产);以及可能没收或取消合同权。美国的炼油行业一直并将继续受到联邦和州政府严格的环境法规、监督和执法的约束。第三方非政府组织和公民团体也可以直接在美国执行环境法规,多年来一直积极反对美国炼油业。监管制度的任何变化,包括实施新法规或修改或改变现有法规的解释,都可能影响我们现有和计划中的项目,或增加资本投资、运营费用或合规成本,这可能对我们的财务状况、运营结果产生不利影响。, 现金流和声誉。为了降低这些风险,我们制定了监管计划,涵盖利益相关者参与、空气排放、水排放、深井作业、固体和危险废物管理、泄漏和遗留污染问题。
监管审批
我们的业务需要我们获得各监管部门的批准,不能保证我们能够获得或在可接受的条件下获得在我们的物业上进行某些勘探、开发和经营活动可能需要的所有必要的许可证、许可证和其他批准。此外,获得监管当局的某些批准可能涉及利益攸关方协商、土著协商、寻求共识和协作、环境影响评估和公开听证等。获得监管批准可能需要满足某些条件,包括但不限于:保证金义务;对项目的持续监管;减轻或避免项目影响;环境和生境评估;以及其他承诺或义务。如果不能以令人满意的条件及时获得适用的监管批准或满足任何条件,可能会导致项目延误、放弃或重组,并增加成本。
废弃和填海成本风险
对于我们的运营、开发和勘探,包括我们开展运营、开发或勘探所在司法管辖区的联邦、省、地区、州、地区和市政法规规定的责任,我们必须承担石油和天然气资产放弃、补救和复垦(“A&R”)责任。
我们维持对A&R负债的估计;然而,由于法规变化、技术变化、退役时间表的加快和通胀等变量,这些成本在退役前可能会发生实质性变化。对于我们的大西洋近海业务,近海油井和设施退役和废弃的现值成本是根据当今已知的退役法规、程序和成本估算的,其中大部分预计将在本世纪30年代发生。
在艾伯塔省,A&R责任制度包括由孤儿井协会(“OWA”)管理的孤儿井基金。OWA管理孤儿资产,资金来自对包括Cenovus在内的被许可人征收的税,该税基于被许可人在艾伯塔省石油和天然气设施、油井和未开垦地点被视为A&R责任的比例份额。近些年来,OWA承担的A&R负债的总价值有所增加,并将保持在较高的水平,直到OWA退役相当数量的孤儿油井。OWA可能会从包括Cenovus在内的行业参与者那里寻求为此类债务提供额外资金。
2021年,AER引入了一项新的全面持牌人能力评估,为AER提供了额外的酌情决定权和标准,用于考虑许可证资格、转让申请以及发布安全或进行A&R工作的要求。2022年1月,AER引入了要求被许可人每年在A&R工作上花费最低金额的要求,这是基于每个被许可人在不活动油井责任中所占的份额。预计将于2023年在萨斯喀彻温省实施类似的计划。
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被视为高风险和/或在其资产基础内具有相对较高水平的A&R义务的许可证持有人可能会受到这些新要求的负面影响,包括我们的潜在交易对手。这可能会导致未来的破产和额外的孤儿资产。此外,这可能会影响我们转让许可证、批准或许可的能力,并可能导致成本增加和延误,或者需要更改或放弃项目和交易。
我们对自有和租赁的零售点进行持续的环境监测计划,并在需要遵守合同和法律义务的地方进行补救。这种补救措施的费用取决于若干不确定因素,例如所需补救措施的范围和类型。由于估计过程中固有的不确定性,可能需要修订现有的估计数,而且不同零售地点可能存在需要未来支出的情况。由于可能需要采取纠正行动的时间和程度未知,此类未来成本可能无法确定。
在我们进行运营、开发或勘探的司法管辖区内,与A&R责任监管制度相关的任何立法、监管或政策决定对我们业务的影响无法可靠或准确地估计。适用的监管机构采取的任何收回成本或采取的其他措施可能会影响Cenovus,并对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流等产生重大不利影响。
版税制度
我们的现金流可能会直接受到特许权使用费制度变化的影响。我们拥有生产资产的司法管辖区的政府从他们各自拥有矿业权的土地上生产碳氢化合物收取特许权使用费,我们根据各自政府的协议生产这些土地。由于多种原因,政府对特许权使用费的监管可能会发生变化,其中包括政治因素。在加拿大,从官方土地以外的土地生产碳氢化合物需要缴纳某些省级矿产税。我们运营所在司法管辖区适用的特许权使用费和矿产税制度可能发生变化,或适用政府对现有特许权使用费制度的解释和应用方式发生变化,这带来了与准确估计未来特许权使用费税率或矿产税的能力相关的不确定性,并可能对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生重大影响。在我们拥有生产资产的司法管辖区增加特许权使用费或矿产税将减少我们的收益,并可能使未来的资本支出或现有业务在各自的司法管辖区内不经济,并可能降低我们相关资产的价值。
加拿大-美国-墨西哥协定(“Cusma”)
2020年7月1日,新的CUSMA生效,在美国被称为美国-墨西哥-加拿大协定(USMCA),取代了北美自由贸易协定(NAFTA)。根据CUSMA,适用于含有稀释剂的重油的原产地规则已经放宽,允许在不影响产品原产地的情况下,添加高达40%的非原产稀释剂用于管道运输,这使得加拿大产品在进口到美国时,更容易有资格获得CUSMA规定的免税待遇。加拿大和美国之间关于能源的相关函件还促进了在获得或使用能源基础设施方面的监管透明度和非歧视性,这可能会使加拿大重油行业受益。虽然与原产地认证过程有关的一些不确定性仍然存在,因为所需的文件是在个案的基础上确定的,但这是对北美自由贸易协定原产地规则的一项有希望的改进。
投资者与国家之间的争端解决条款将不再适用于保护加拿大人未来在美国的投资或美国在加拿大的投资。在北美自由贸易协定终止后的三年内,现有的遗留投资将继续根据北美自由贸易协定第11章的规定获得投资者与国家之间的争端解决。
劳工风险
我们依赖加入工会的劳工来运营某些设施,并可能受到不利的雇员关系和劳资纠纷的影响,这可能会扰乱这些设施的运营。截至2022年1月1日,我们大约7.2%的员工由工会根据集体谈判协议代表,其中包括略高于50%的美国劳动力。在加入工会的工作地点,可能会发生罢工或停工的风险。任何罢工或停工都可能对我们的业务、安全、声誉、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
在合同谈判期间,减少停工和紧急业务计划伴随着大量额外支出,以确保在发生罢工或停工时业务的连续性。此外,我们可能无法以令人满意的条款续签或重新谈判集体谈判协议,或者根本无法续签或重新谈判,否则可能会增加我们的成本。对我们现有的集体谈判协议的任何重新谈判都可能导致对我们不利的条款,这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
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此外,目前没有工会代表的雇员将来可能会寻求工会代表,并可能不时努力成立其他劳动人口的工会。未来的工会努力或法律法规的变化可能会导致劳动力短缺、劳动力成本上升以及工资、福利和其他就业后果,特别是在关键的维护和建设期间,所有这些都可能增加我们的成本,减少我们的收入或限制我们的运营灵活性。
国际事态发展与地缘政治风险
我们面临着与不确定的国际关系相关的金融和业务风险。我们的业务包括位于南中国海和印度尼西亚近海马杜拉海峡的亚太资产,并包括与中国海洋石油公司或其子公司(统称“中国海洋石油”)的合作协议,后者也经营这些资产中的某些资产。
影响国际贸易的政治事态发展,包括贸易争端和关税上升,特别是美国与中国和加拿大与中国之间的贸易争端和关税上升,可能会对市场产生负面影响,导致宏观经济状况变弱,或者推动政治或国家情绪,削弱对原油、天然气和成品油的需求。例如,美国政府的贸易政策已经并可能导致更多的美国贸易伙伴采取响应性的贸易政策,并可能使我们在这些国家经营和向这些国家出口我们的产品变得更加困难或成本更高。
此外,我们的业务可能受到政治、经济或社会不稳定或事件的重大不利影响,包括重新谈判或废除协议和条约,实施繁琐的法规、禁运、制裁和财政政策,改变管理现有业务的法律,财务限制,包括货币限制和汇率波动,不合理的税收,以及国际公职人员、合资伙伴或第三方代表的行为。具体地说,我们的亚太资产使我们受到美国-中国和加拿大-中国关系变化的影响,包括紧张局势升级和可能的报复。
作为对外国制裁的回应,中国颁布了多部阻止法律,旨在削弱外贸制裁的效力和影响。具体地说,中国颁布了一些规定,允许自己有权单方面取消某些被认为对中国公民和实体没有正当理由的外国限制的影响,这些限制于2021年1月9日生效。此外,2021年6月10日,中国制定了《反外国制裁法》。《反外国制裁法》赋予外国违反国际法和国际关系基本准则,或者对中国公民和实体采取歧视性限制措施,干涉中国内政的权利。《反外国制裁法》的措辞非常宽泛,除了法律本身,几乎没有就中国政府将如何执行阻止法律,以及如何通过这些法律创造的私人诉权来实施这些法律提供指导。此类法律的广泛性和缺乏针对性给在中国经营的外国公司带来了额外的风险和不确定性,因为它们可能导致母国和东道国的规章制度相互冲突。
虽然针对中国和中国实体实施的正式出口限制(包括将中国海洋石油列入美国商务部的实体名单)到目前为止还没有对我们在亚洲的业务活动产生实质性影响,但增加对中国和中国实体的出口限制可能会限制我们在亚洲业务的某些供应范围,并对运营效率、运营结果、财务状况或声誉产生不利影响。
美国(及其贸易伙伴和盟友)、加拿大、中国和其他国家采取的额外相关行动可能会限制或限制外国公司参与中国经济某些领域的项目和运营的能力,包括能源行业。动态贸易关系的影响的性质、程度和程度无法准确预测,可能会对我们的业务、前景、财务状况、运营结果、现金流和声誉产生实质性的不利影响。
美国对中国的制裁目前不会阻止或严重损害我们在亚洲的离岸业务,但未来可能会这样做,特别是如果美国扩大对中国海洋石油的制裁。我们无法准确预测美国或加拿大政策的实施会影响中国海洋石油、切诺瓦斯的其他国际合作伙伴或切诺瓦斯当前或未来的任何活动。同样,我们无法准确预测美国的限制是否会进一步收紧,或者政府行动对Cenovus在亚洲的离岸业务的影响。美国或加拿大政府可能会对中国海洋石油或Cenovus的其他国际合作伙伴施加限制或制裁,这可能会对我们在亚洲的离岸业务产生不利影响。
此外,由于我们与中国海洋石油的合作,我们可能会受到媒体的负面关注,这可能会影响加拿大、美国和全球投资者对Cenovus的看法,并可能对我们的股价和声誉产生负面影响。
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此外,我们可能会受到双边关系、管理国际贸易的框架和全球规范以及其他地缘政治事态发展变化的影响。这包括可能对我们的业务构成长期威胁的急性冲击(如内乱或制裁)和长期压力(如政治或商业纠纷以及其他形式的冲突,包括军事冲突)。我们开展业务的国家,包括美国和中国,采取的单边行动或改变它们之间的关系,以及这些国家对多边主义和贸易保护主义的态度,可能会影响我们进入市场、技术、人才和资本的能力。这种性质的中断或意外变化可能会影响我们以最佳价值销售产品的能力,或获取有效运营所需的投入的能力,并有可能对我们的财务状况产生不利影响。
地缘政治事件,如美国与中国、加拿大和中国之间的关系转变、制裁升级或实施、关税或其他贸易紧张局势,可能会影响原油、天然气和成品油的供应、需求和价格,从而影响我们的财务状况。美国和中国以及加拿大和中国之间持续紧张的时间、程度和后果仍不确定,对我们业务的影响也是未知的。
全球权力关系的转变还可能在需要全球协调的问题(如气候变化、贸易协定、税收监管、航行自由和技术监管)方面带来更大的不确定性,并引发人们对国际机构的有效性和对国际机构的信任的质疑,包括那些支撑国际贸易的机构。这些类型的变化可能会对我们的业务造成限制或造成成本,并可能抑制我们未来的机会或影响我们的财务状况。
我们的财务状况、运营和业务可能会受到与国际关系相关的任何前述风险的不利影响,特别是那些因美国-中国和加拿大-中国关系的发展而产生的风险。动态贸易关系对我们的影响的性质、程度和程度无法准确预测,可能会对我们的业务、前景、财务状况、运营结果、现金流和声誉产生实质性的不利影响。
气候相关风险
国际社会对气候变化的关注日益增加,最近对向低碳经济过渡的时机和速度的关注显著增加。各国政府、金融机构、保险公司、环境和治理组织、机构投资者、社会和环境活动家以及个人,除其他外,正越来越多地寻求实施监管和政策改革、投资模式的改变、能源消费习惯和趋势的改变,这些单独和集体的目的是或产生加速减少全球基于化石燃料的能源的消费、将能源使用转向碳密集度较低的形式和普遍减少使用化石燃料能源的效果。
气候变化及其相关影响可能会增加我们在本MD&A中风险管理和风险因素部分确定的每个风险的风险敞口和程度,总体来说,我们目前无法估计与气候变化相关的法规、气候条件和气候相关过渡风险对我们的业务、财务状况和运营结果的影响程度。我们的业务、财务状况、经营结果、现金流、声誉、获得资本和保险的机会、借款成本、为股息支付和/或业务计划提供资金的能力可能尤其但不限于气候变化及其相关影响而受到不利影响。
过渡风险--政策和法律
气候变化监管
我们在几个监管或提议监管温室气体排放的司法管辖区开展业务,通常是为了过渡到低碳经济。其中一些条例已经生效,而其他条例仍处于审查、讨论或实施的不同阶段。与这些新法规和其他预期立法的时间和效果有关的不确定性,包括它们如何协调,使得很难准确确定对我们供应商的成本影响和影响。气候变化立法的更多变化可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响,目前无法可靠或准确地估计这些影响。
加拿大政府宣布,到2030年,碳税将提高到170美元/吨二氧化碳。为了达到这一水平,碳排放价格将从2022年的50美元/吨二氧化碳价格每年上涨15美元/吨二氧化碳,直到2030年。如果一个省的碳定价系统不符合联邦的严格要求,则适用联邦的“后盾”法规。我们的大多数大型排放设施都在不列颠哥伦比亚省、艾伯塔省、萨斯喀彻温省或纽芬兰和拉布拉多省运营,这些地区适用省级碳定价法规。预计这些省级项目将继续被视为等同于联邦碳定价系统。
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加拿大政府实施了法规,以便到2025年将原油和天然气部门的甲烷排放量在2012年的基础上减少40%至45%。对完井和压缩机逃逸设备泄漏和排放的监管要求于2020年1月1日生效。对设施生产的进一步限制气动设备的排气限制和排气限制预计将于2023年1月1日生效。自那以后,某些省份已经实施了省级甲烷法规,这些法规被发现与联邦要求相当。加拿大政府宣布了一个额外的目标,到2030年将石油和天然气的甲烷排放量在2012年的基础上减少至少75%。有关实现这一减排水平的具体行动的更多细节预计将在未来一年公布。
美国没有联邦立法为我们的美国设施设定减少温室气体排放的目标,或对其设定个性化的限制。RFS是为了减少温室气体排放而创建的,该计划的风险如下所述。此外,联邦环境保护局(“EPA”)已经并可能继续颁布有关报告和控制温室气体排放的法规。自2010年以来,环保局的温室气体报告计划(GHGRP)要求任何每年排放超过2.5万吨二氧化碳的设施每年都要报告这些排放。除了报告直接的二氧化碳排放量外,GHGRP还要求炼油厂估计炼油厂产品可能随后燃烧的二氧化碳排放量。2021年初,美国重新加入了《巴黎协定》,并随后宣布了2030年的目标,即在2005年的基础上减少50%至52%的温室气体排放。现在评估这些行动可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生什么影响还为时过早。
当前监管环境的变化可能产生的负面后果包括但不限于,政府当局对当前和未来项目的环境和排放法规的变化,这可能导致设施设计和运营要求的变化,潜在地增加建设、运营和废弃的成本。新出现的法规可能产生的其他影响还可能包括但不限于:合规成本增加;允许拖延;以及产生或购买排放信用或额度的大量成本,所有这些都可能增加运营费用。此外,排放额度或抵销额度可能无法获得或在经济基础上不可用,所要求的减排可能在技术上或经济上全部或部分无法实施,以及无法获得资源或技术以满足减排要求或其他合规机制可能对我们的业务产生重大不利影响,导致罚款、许可延误、处罚和暂停运营等。
目前无法可靠或准确地估计当前或其他计划或法规超出合理可预见要求的任何不利影响的程度和程度,部分原因是具体的立法和法规要求尚未敲定,正在考虑的其他措施和合规时间框架存在不确定性。因此,不能保证未来气候变化法规的影响不会对我们产生重大影响。
低碳燃料标准
美国某些州、加拿大各省和地区、加拿大联邦政府和欧盟成员国制定的现有和拟议的环境立法和法规,规范碳燃料标准可能会导致我们的成本增加和收入减少。潜在的法规可能会对我们的沥青、原油或精炼产品的营销产生负面影响,并可能要求我们购买排放信用,以便在这些司法管辖区实现销售。
加拿大环境和气候变化预计将于2022年春季根据1999年加拿大环境保护法公布清洁燃料标准的最终法规,新法规预计将于2022年12月生效。联邦政府表示,随着时间的推移,清洁燃料标准将取代目前的可再生燃料法规,后者要求运输燃料的生产商和进口商获得一定数量的合规单位,与他们生产或进口的燃料量相称。拟议的新监管框架将对某些液体燃料实施生命周期碳强度要求,并建立与合规信用交易有关的规则。《清洁燃料标准》规定的碳强度要求将随着时间的推移而变得更加严格,并将在不同类型的燃料之间进行区分,以反映相关的减排潜力。受监管的缔约方,其中可能包括燃料生产商和进口商,在如何在加拿大实现低碳燃料方面将有一定的灵活性。清洁燃料标准法规有可能影响我们的业务、财务状况、运营结果和现金流,尽管目前很难预测或量化任何此类影响。
可再生燃料标准
我们在美国的炼油业务受到各种法律法规的约束,这些法规对我们提出了严格且成本高昂的要求。环保局实施了RFS计划,要求一定数量的可再生燃料取代或减少在美国销售或引入的某些基于石油的运输燃料的数量。义务各方,包括炼油商或汽油或柴油进口商,必须通过将某些类型的可再生燃料混合到运输燃料中,或通过在公开市场上从其他各方购买RIN来达到EPA设定的目标。
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Cenovus和我们的炼油厂运营合作伙伴通过混合第三方生产的可再生燃料和在价格波动的公开市场上购买RIN来遵守RFS。我们无法预测RIN和可再生燃料混合燃料的未来价格,而获得必要的RIN和混合燃料的成本可能是材料。如果我们被要求为RIN或混合燃料支付更高的价格以符合RFS规定的标准,我们的财务状况、运营结果和现金流可能会受到重大影响。我们有一个RFS计划来帮助降低与RIN价格波动相关的风险。
轻型汽车温室气体排放标准
美国环保局已经敲定了适用于汽车制造商的新的燃油经济性标准。该规定要求为乘用车和轻型卡车制定新的联邦温室气体排放标准,为2023年至2026年设定车型年的燃油经济性标准。这些标准预计将导致平均燃油经济性标签值为每加仑40英里。美国环保局表示,这项规定的目的是促使汽车制造商生产更多电动汽车,并为零排放交通的未来开辟一条道路。环保局表示,它打算启动未来的规则制定,以建立2027车型年及以后的多种污染物排放标准。这些标准可能对我们产品的未来需求(和相应的价格水平)产生的影响是未知的,取决于许多因素。见下文“气候变化过渡--需求和商品价格”。
与气候变化相关的诉讼
近年来,在包括美国和加拿大在内的不同司法管辖区,与气候变化相关的要求、纠纷和诉讼有所增加,声称各种索赔,包括能源生产商助长了气候变化,这些实体没有合理地管理与气候变化相关的商业风险,以及这些实体没有充分披露气候变化的商业风险。虽然许多与气候变化有关的诉讼都处于诉讼的初步阶段,在某些情况下提出了新的或未经检验的诉讼理由,但不能保证法律、社会、科学和政治方面的发展不会增加针对包括Cenovus在内的能源生产商提起与气候变化有关的诉讼成功的可能性。任何此类诉讼的结果都是不确定的,可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大影响。我们也可能受到与这类事件相关的负面宣传的影响,这可能会对公众的看法和我们的声誉产生负面影响,无论我们最终是否被认定负有责任。我们可能会被要求支付巨额费用或投入大量资源来防御任何此类诉讼。
过渡风险--技术
我们尤其依赖现有和新兴技术的可用性和可扩展性来实现我们的业务目标,包括我们的ESG目标。与这些技术的开发、采用和成功或颠覆性技术的开发相关的限制可能会对我们的长期业务弹性产生负面影响。
过渡风险--市场
需求与商品价格
最近更多地关注向低碳经济过渡的时机和速度以及由此产生的趋势,这可能会影响全球能源需求和使用,包括工业和个人消费者通常使用的能源类型的构成。在某些激进的低碳情景下,潜在的需求侵蚀可能会导致大宗商品价格波动和结构性大宗商品价格下跌。然而,目前无法预测向潜在的低碳经济过渡的时间表和确切影响,这将取决于多种因素,包括增加的脱碳政策、开发适当的替代能源的能力、技术开发和适应,包括在交通电气化领域,将生产、储存和分配足够的替代能源的技术概念化、开发和商业化的能力、消费模式、全球增长、工业活动、天气模式和气候条件。所有这些因素都超出了我们的控制范围,可能导致原油、天然气、天然气和成品油的价格高度波动。
市场准入
对新建和扩建管道项目的反对,除其他外,受到与基于化石燃料的能源开发和燃料最终用途燃烧相关的温室气体排放的担忧的影响。对管道泄漏的更多担忧可能会在地方层面上引发对管道项目的反对。我们无法优化生产或炼油原料的交付市场准入,可能会对我们的业务、财务状况、现金流和运营结果产生负面影响。
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获得资本和保险的途径
资本市场正在适应气候变化带来的风险,因此,如果投资者、信用评级机构、贷款人和/或保险公司采取更严格的脱碳政策,或由于石油和天然气行业的普遍污名化,我们获得资本和获得足够或审慎保险的能力也可能受到不利影响。某些保险公司已采取行动或宣布政策,限制部分或全部收入来自油砂行业的公司的保险范围。由于这些保单,我们部分或全部保单的保费和免赔额可能会大幅增加。在某些情况下,覆盖范围可能会减少或变得不可用。因此,我们可能无法按商业上合理的条款续订现有保单或购买其他理想的保险范围。此外,某些金融机构已采取行动或宣布与其贷款组合脱碳有关的政策。因此,融资成本可能会随着时间的推移而增加,我们可能无法对债务进行再融资,无法续签或延长信贷安排,也可能无法以合理的成本和利率获得额外融资,甚至根本无法获得融资。我们业务的未来发展可能取决于我们获得额外资本的能力,包括债务和股权融资。见上文“未来融资的信用、流动性和可用性”。
气候情景和假设的准确性
我们将温室气体法规的潜在影响和不同价格水平的碳成本纳入我们的业务规划流程。为了缓解围绕未来排放法规的不确定性,我们在一系列碳限制情景下评估我们的发展计划。多年来,我们在战略规划中考虑了国际能源署(“IEA”)的情景,并对公共和私营情景进行持续评估。尽管管理层认为我们与气候有关的估计是合理的,符合当前、待定和潜在的未来法规,并受到国际能源署的气候情景的影响,但这些估计是基于许多假设,如果这些假设是错误的,可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。具体地说,与气候相关的估计影响我们的财务规划和投资决策。由于我们部分根据与气候有关的估计来规划和评估机会,实际结果与我们的预期之间的差异可能会对我们的业务、财务状况、运营结果、声誉和现金流产生重大不利影响。
股东激进主义
股东行动主义在总体上和能源行业一直在增加,投资者可能会不时尝试在气候变化或其他方面改变我们的业务或治理,无论是通过股东提案、公开活动、委托书征集或其他方式。此类行动可能会分散我们的董事会和员工对核心业务运营的注意力,从而对我们的业务产生不利影响,要求我们产生更多的咨询费和相关成本,干扰我们成功执行战略交易和计划的能力,并引发对我们未来业务方向的不确定性。这种感知到的不确定性反过来可能会使留住员工变得更加困难,并可能导致我们证券的市场价格大幅波动。
转型风险--石油和天然气行业的声誉和公众认知
以化石燃料为基础的能源的开发,特别是艾伯塔省油砂的开发,在环境影响、气候变化、温室气体排放和土著和解等主题上受到了相当大的关注。对油砂的担忧可能会直接或间接地损害我们目前油砂项目的盈利能力,以及未来油砂项目的可行性,因为这会造成重大的监管、经济和运营不确定性。公众对石油和天然气行业,特别是油砂行业的反对和诋毁增加,可能导致获得保险、流动性和资本的机会受到限制,对我们产品的需求发生变化,这可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
例如,国内和/或外国司法管辖区可能通过立法或政策,限制购买油砂生产的原油或沥青,这反过来又可能限制这种原油的世界市场,降低其价格,并可能导致资产搁浅或无法进一步开发石油资源。请参阅下面的“声誉风险”。
气候变化--物理风险
极端气候条件也可能对我们的财务状况和经营结果产生重大不利影响。天气和气候影响需求,因此,能源需求的可预测性在很大程度上受到天气和气候的可预测性的影响。此外,我们的勘探、生产和建设业务以及主要客户和供应商的运营可能会受到严重的自然气候风险的影响,如洪水、森林火灾、地震、飓风和其他极端天气事件或自然灾害。这可能导致停产或减产、勘探和开发活动的延迟或工厂建设的延迟。
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气候变化还可能增加恶劣天气条件的频率,这可能会对我们的运营、业务和财务业绩产生不利影响。具体地说,我们的大西洋行动可能会受到恶劣天气条件的影响,包括风、洪水和变化无常的温度,这些都是导致北方冰川融化和冰山增加的原因。纽芬兰和拉布拉多海岸附近的冰山对大西洋石油生产设施构成风险。涉及冰山的作业事故有可能导致泄漏、资产损坏和生产中断。气候变化可能导致风险水平增加,从而增加或增加缓解要求。
我们的其他业务也受到长期物理风险的影响,例如冬季钻探计划的时间较短、地下水位变化以及由于干旱条件而获得水的机会减少。气温或降水模式的系统性变化可能会给建造冰路、执行冬季钻探计划和开垦活动带来更具挑战性的条件,并可能由于干旱条件的可能性增加而减少水的可获得性。
环境监管风险
我们运营的所有阶段都要根据我们运营所在司法管辖区的各种联邦、省、地区、州、地区和市政法律和法规(统称为“环境法规”)遵守环境法规。环境法规规定,与我们的业务相关的勘探区、油井、设施场地、炼油厂和其他物业和做法应按照其中规定的要求建造、运营、维护、废弃、填海和进行。此外,某些类型的作业,包括勘探和开发项目以及对某些现有项目的变更,可能需要提交和批准环境影响评估或许可证申请。
我们预计环境立法可能会发生进一步变化,这可能会导致关键许可证和许可证的审批延误、更严格的标准和执法、更高的罚款和责任、引入排放限制、合规成本增加以及关闭、填海和生态恢复成本增加。环境法规变化的复杂性使我们很难预测未来对我们业务的潜在影响。
遵守环境法规需要大量支出。我们未来的资本支出和运营费用可能会继续增加,原因包括我们的业务、运营、计划和目标的发展,以及现有环境法规的变化或新环境法规的实施。不遵守环境法规可能会导致罚款、处罚、环境保护令、暂停运营、起诉,并可能对我们的声誉造成不利影响。遵守环境法规和补救不合规问题的成本可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。实施新的环境法规或改变解释或修改影响原油、天然气、天然气和炼油行业的现有环境法规,可能会减少对我们产品的需求,并将碳氢化合物需求转向相对低碳的来源,并影响我们的长期前景。
美国的环境法规和监管机构的积极执法给我们的美国业务带来了挑战和风险。新的排放标准、更严格的水质标准以及对每种物质和多氟烷基物质(“PFAS”)等新出现的安全壳的监管可能会增加合规成本、需要资本项目、延长项目实施时间,并对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。美国监管机构目前正在评估是否应将PFAS定义为监管定义的危险废物,这可能会导致美国场地承担额外的清理责任。请参阅下面的“水调节”。
《加拿大濒危物种法》
加拿大联邦《濒危物种法》以及关于受威胁或濒危物种及其栖息地的省级法规可能会限制林地驯鹿等被确定为受关注物种关键栖息地的区域的开发或活动的速度和数量。最近针对联邦政府在《濒危物种法》下的义务的请愿和诉讼提出了与保护濒危物种及其关键栖息地相关的问题,无论是在联邦一级还是在省一级。在艾伯塔省,已经采取了一系列支持驯鹿恢复的举措,包括2017年发布但尚未最后敲定的省林地驯鹿牧场计划草案。其他举措包括根据《濒危物种法》第11条谈判养护协定(该法规定了支持养护该物种和保护其关键栖息地的具体措施),以及为冷湖、比斯丘和上烟雾区制定分区域计划,以解决某些驯鹿地区的恢复问题。如果各省采取的计划和行动被认为不足以支持驯鹿恢复,联邦立法将有能力执行阻止进一步发展或修改现有业务的措施。无法估计立法对就地油砂项目开发和业务产生的任何潜在不利影响的程度和程度,因为各省采取的计划和行动是否足以支持驯鹿恢复存在不确定性。
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加拿大联邦空气质量管理系统
根据1999年《加拿大环境保护法》发布的《多部门空气污染物条例》(MSAPR)旨在通过设定强制性的、全国一致的空气污染物排放标准来保护加拿大人的环境和健康。MSAPR针对特定设备的基准工业排放要求(“BLIER”)。我们的非通用锅炉、加热器和固定发动机的氮氧化物BLIER根据指定的性能标准进行调节。我们预计,MSAPR将对Cenovus造成不利影响,包括但不限于改造现有设备所需的资本投资和增加的运营成本。
作为国家空气质量管理系统的一部分,加拿大引入了二氧化氮、二氧化硫、细颗粒物和臭氧的加拿大环境空气质量标准(CAAQS)。各省可能在区域空气区层面实施CAAQS,空气区管理行动可能包括适用于我们运营地区的批准持有人的更严格的工业污染源排放标准,这可能会导致不利影响,包括但不限于与改造现有设施相关的资本投资和增加的运营成本。
环境与监管程序的回顾
在我们进行运营、开发或勘探的司法管辖区内,联邦、省、地区、州和市政府强加的环境评估义务增加,可能会造成成本增加和项目开发延迟的风险。我们运营的司法管辖区内的监管框架正在不断发展和变化,可能会变得更加繁重或昂贵,这可能会阻碍我们在经济上开发我们的资源的能力。目前无法估计监管框架的变化对项目开发和业务产生的任何不利影响的程度和程度。
加拿大影响评估机构领导和协调对加拿大境内所有指定项目的联邦影响评估。环境以外的评估考虑明确包括健康、经济、社会和性别影响,以及与可持续性和加拿大的气候变化承诺有关的考虑。只要艾伯塔省政府维持对艾伯塔省油砂排放的上限,并且尚未达到上限,只要满足一些额外条件,我们的就地油砂项目就应该免除联邦影响评估系统的应用。然而,其他类型的项目将接受联邦评估,包括我们大西洋行动中的项目。
水务调度
我们在某些作业中使用淡水,这些淡水是在每个司法管辖区的法规内颁发的许可证下获得的。如果水费增加、牌照条款改变或可供我们使用的水量减少,产量可能会下降或运营费用可能会增加,这两者都可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。不能保证取水牌照不会被吊销,也不能保证不会在这些牌照上增加附加条件。我们不能保证,如果我们需要新的牌照或对现有牌照进行修订,这些牌照或修订会以优惠条件批出。这可能会对我们的业务产生不利影响,包括运营我们的资产和执行发展计划的能力。
我们的美国炼油厂受到水排放要求的约束,要求在排放之前对废水进行处理。排水许可证会不时更新,以纳入新的水质标准,并可能需要修改和扩建现场的水处理设施。硒、总溶解固体、砷、汞和其他污染物可能需要进行深度废水处理,排放水平将取决于我们炼油厂加工的原油类型。不遵守许可证限制可能会导致监管机构采取执法行动,包括发出罚款、升级处理厂的命令,以及暂停运营。美国的联邦和州监管机构目前正在通过要求安装额外的废水处理装置和要求监测排放中的PFAS来解决排放许可中出现的污染物PFAS问题。
水力压裂
一些利益攸关方声称,水力压裂技术对地表水和饮用水水源有害,并建议可能需要更多的联邦、省、地区、州、地区和/或市政法律法规,以更严格地监管水力压裂过程。
此外,不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省的一些地区经历了与石油和天然气作业有关的局部地震活动频率的增加。尽管与石油和天然气作业有关的地震活动的发生率通常很低,但它与美国的深度废水处理有关,并与加拿大西部的水力压裂有关,这促使立法和监管举措旨在解决这些担忧。
任何有关水力压裂的新法律、法规或许可要求都可能导致对石油和天然气开发活动的限制或限制,运营延误,合规成本增加,额外的运营要求,或者第三方或政府索赔增加,这可能会增加我们的业务成本,并减少我们最终能够从我们的储量生产的天然气和石油的数量。
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Cenovus ESG的重点领域、目标和抱负
我们已经为我们的五个ESG重点领域中的每一个制定了雄心勃勃、可实现的目标,如下所述,包括减少我们的绝对排放量、使用更少的水、开垦更多的土地、支持土著和解以及增加担任领导职务的妇女人数。为了实现这些目标和应对不断变化的市场需求,我们可能会产生额外的成本,并投资于新技术和创新。这些投资的回报可能会低于我们的预期,这可能会对我们的业务、财务状况和声誉产生不利影响。
一般来说,我们的ESG目标和抱负在很大程度上取决于我们执行当前业务战略的能力,这可能会受到与我们的业务和我们经营的行业相关的许多风险和不确定性的影响,如本MD&A的风险管理和风险因素部分所概述的。我们认识到,我们适应并在低碳经济中取得成功的能力将与我们的同行进行比较。投资者和利益相关者越来越多地根据ESG相关业绩对公司进行比较,包括气候相关业绩。未能实现我们的ESG目标和雄心,或者关键利益相关者认为我们的ESG目标和雄心不足或无法实现,可能会对我们的声誉以及我们吸引资本和保险覆盖的能力造成不利影响。
还有一种风险是,实现各种可持续发展目标和抱负的部分或全部预期效益和机会可能无法实现,实现成本可能更高,或可能不会在预期的时间段内实现。此外,我们在实施与ESG重点领域相关的目标和雄心时采取的行动可能会对我们现有的业务产生负面影响,并增加资本支出,这可能会对我们未来的运营和财务业绩产生负面影响。
气候和温室气体排放目标和雄心
我们已经制定了到2035年底将我们的绝对范围1和2的温室气体排放量在2019年的基础上减少35%的目标,并制定了到2050年实现我们业务净零排放的长期雄心。我们实现2035年温室气体减排目标和2050年净零目标的能力受到许多风险和不确定性的影响,我们在实施这些目标和雄心时采取的行动也可能使我们面临某些额外的和/或加剧的财务和运营风险。此外,由于较长的时间框架和某些我们无法控制的因素,我们到2050年实现净零排放的长期雄心本质上不太确定,包括未来技术的商业应用,这可能是我们实现这一长期雄心所必需的。
温室气体排放量的减少取决于我们开发、获取和实施商业上可行和可推广的减排战略和相关技术和产品的能力。此外,还有其他业务风险可能妨碍我们成功实现温室气体排放目标和目标,包括:在我们的常规部门实施甲烷减排和电气化举措遇到意想不到的障碍或产生影响;购买可再生电力;无法获得预计在短期内具有商业可行性的技术及其相关未来惠益,包括SAGD增强技术,如溶剂辅助工艺和溶剂驱动工艺技术、碳捕获、利用和储存技术以及井下技术改进;以及未能从持续的技术开发、行业合作和创新中获得预期的好处,以找到降低成本和温室气体排放的解决方案。如果我们无法按计划实施这些战略和技术,而不对我们的预期运营或成本结构产生负面影响,或者这些战略或技术没有如预期那样发挥作用,我们可能无法在当前时间表上实现2035年温室气体减排目标或2050年净零排放目标,甚至根本无法实现。
此外,实现我们的2035年温室气体减排目标和2050年净零目标依赖于稳定的监管框架,将需要资本支出和公司资源,实际成本可能与我们最初的估计不同,差异可能是实质性的。此外,投资于减排技术的成本,以及由此带来的资源部署和重点的变化,可能会对我们未来的运营和财务业绩产生负面影响。
水管理目标
我们到2030年底将油砂和热力作业中的淡水强度降低20%的能力将取决于相关减水战略以及相关蒸汽和水利用技术和产品的商业可行性和可扩展性。在很大程度上或部分依赖新技术、将这种技术纳入新的或现有的业务以及在市场上接受新技术都存在风险。如果我们不能有效和高效地部署必要的技术,或者这些战略或技术没有像预期的那样发挥作用,那么实现我们所说的降低我们的用水强度的目标可能会被中断、推迟或放弃。
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生物多样性目标
我们的生物多样性目标包括到2025年底开垦3000个废弃的井场,到2030年年底恢复比我们在冷湖驯鹿范围内使用的栖息地更多的栖息地。我们实现这些目标的能力受到各种环境和监管风险的影响,这些风险可能会给我们带来巨大的成本、限制、责任和义务。见上文“废弃和填海成本风险”。此外,运营成本的增加、市场条件的变化以及在必要时获得更多资金,可能会导致我们无法在当前的时间表上资助并最终实现我们的生物多样性目标,或者根本无法实现。
土著和解目标
我们的土著和解目标是在2019年至2025年年底期间与土著拥有或经营的企业至少花费12亿美元,并在2025年底之前获得加拿大土著商业理事会颁发的进步土著关系金牌认证,这些目标面临与执行这些目标所采取的行动有关的若干财务、业务和效率风险。
此外,未能或延迟实现我们的土著和解目标可能会对我们与邻近土著企业和社区的关系以及我们更广泛的声誉产生不利影响。如果我们不能与我们业务附近的土著社区保持积极的关系,我们根据目前的业务和业务战略开发和运营物业的进展和能力可能会受到不利影响。
包容性和多样性目标
我们的包容性和多样性重点领域包括到2030年年底至少有30%的妇女担任领导职务的目标,以及到2025年年底我们的董事会希望在非管理董事中至少有40%的妇女、土著人民、残疾人和明显的少数群体成员,包括至少30%的妇女。为实现这些目标所作的努力可能会增加任命和更换关键人员的时间和费用。此外,未能或延迟实现我们的目标可能会影响我们在利益相关者中的声誉,招致诉讼,并影响招聘计划。为实现这些目标而收集某些个人数据也存在风险,这些目标受联邦、省和州隐私法的管辖。
声誉风险
我们依靠我们的声誉与投资者和其他利益相关者建立和保持积极的关系,招聘和留住员工,并成为一家可信、值得信赖的公司。我们采取的任何影响公众或关键利益相关者意见的行动都有可能影响我们的声誉,这可能会对我们的股价、发展计划和我们继续运营的能力产生不利影响。气候变化活动组织和公众对石油和天然气作业的反对声音越来越大。见上文“转型风险--石油和天然气行业的声誉和公众认知”。
其他风险
稀释效应
除其他类别的股份外,本公司获授权发行不限数量的普通股以供对价,并可在若干情况下按本公司董事会订立的条款及条件发行,而无需本公司股东批准。任何未来发行的Cenovus普通股或其他可行使或可转换为Cenovus普通股或可交换为Cenovus普通股的证券,都可能导致现有和潜在Cenovus股东的股权被稀释。在不时行使可转换为Cenovus普通股的证券时,增发Cenovus普通股将进一步稀释Cenovus股东的所有权权益。此类发行将对Cenovus的每股收益产生稀释效应,这可能会对Cenovus普通股的市场价格产生不利影响,并可能对Cenovus股东的投资价值产生不利影响。
我们还预计,根据我们的薪酬计划,我们将不时向我们的员工和董事授予额外的股权奖励。这些额外的股权奖励将进一步稀释我们的每股收益,这也可能对Cenovus普通股的市场价格产生负面影响,并可能对我们股东的投资价值产生不利影响。
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与收购相关的风险
出于各种战略原因,我们已经完成并可能在未来完成一项或多项收购,包括加强我们的地位和创造实现某些利益的机会。为了实现未来收购的收益,我们将依赖我们的能力,成功整合职能,及时有效地整合运营、程序和人员,并通过将收购的资产和运营与我们现有的资产和运营相结合,实现预期的增长机会和协同效应。整合收购的资产和业务需要管理层投入精力、时间和资源,这可能会转移管理层的重点和资源,使其不再关注其他战略机会,也不再关注这一过程中的业务事项。整合过程可能会导致正在进行的业务和客户关系的中断,这可能会对我们实现此类收购的预期好处的能力产生不利影响。获得资产需要评估储油层和基础设施的特点,包括估计的可采储量、未来产量、商品价格、收入、开发和运营成本以及潜在的环境和其他负债。该等评估并不准确且本质上不确定,因此,所收购物业可能不会按预期产生、可能没有预期储备,以及可能会增加成本和负债。虽然收购资产在收购完成之前进行了审查,但此类审查不能确定所有现有或潜在的不利条件。如果收购的资产位于我们历史上没有运营过的地理区域,这种风险可能会放大。进一步, 我们可能无法根据合同从卖方那里获得或实现对收购前产生的债务的赔偿,并且我们可能被要求承担物业实际状况的风险,该风险可能不符合其预期。见下文“与该安排有关的风险”。
与处置有关的风险
我们已经确定,并可能在未来确定要处置的某些资产。具体地说,我们已经达成协议,出售我们的赫斯基零售燃料网络、我们的塔克资产和我们的温布利资产。多种因素可能会对吾等日后完成此等已公布交易或处置资产的能力产生重大影响,包括证券交易所、监管机构、第三方及公司的批准、交易对手履行协议项下责任以影响处置的能力、商品价格、是否有买家愿意按吾等可接受的价格及条款购买若干资产、相关资产注销责任、尽职调查、有利的市场条件,以及合资企业、合伙企业或其他安排的可转让性。这些因素也可能减少我们业务的收益或价值。我们也可以在销售交易中保留某些赔偿义务或同意承担赔偿义务。任何此类留存负债或赔偿义务的规模在交易时可能难以量化,最终可能是实质性的。此外,某些第三方可能不愿意免除我们在出售剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此,在出售某些资产后,在资产购买者未能履行其义务的范围内,我们可能仍然对担保或支持的债务承担次要责任。如果与处置相关的任何风险成为现实,可能会对我们的业务、财务状况或声誉产生不利影响。
与这项安排有关的风险
我们有能力通过整合遗留的赫斯基运营来实现该安排的预期好处
将遗留的赫斯基业务整合到我们的业务中的过程正在进行中。虽然已经完成了很多工作,但这一进程尚未完成,这些努力可能会破坏与供应商、雇员、客户和其他利益攸关方之间的现有关系。不能保证管理层能够在预期的时间表上实现预期的安排所产生的所有好处,或者根本不能。
正在进行的整合过程涉及许多与我们的业务和运营相关的运营、战略、财务、会计、法律、税务和其他风险和不确定性,包括遗留下来的赫斯基业务。整合我们的业务的困难可能会导致预期业绩的变化、运营挑战,或者无法在预期的时间表上实现预期的效率,或者根本无法实现。
为实现该安排的所有好处而进行的整合过程需要大量的管理努力、时间和资源,这可能会将管理层的重点和资源从其他战略机会和运营事项上转移开,并可能导致劳动力流失率增加(包括关键员工的流失)、持续业务和员工关系的中断以及与雇佣相关的索赔和诉讼增加,所有这些都可能对我们实现该安排的所有预期好处的能力产生不利影响。
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在整合过程中可能遇到的潜在困难包括但不限于:(1)无法成功地整合业务,使我们能够在预期的时间表内实现所有预期的收入和成本节约;(2)与管理更大、更复杂的跨国整合业务相关的复杂性;(3)有效和高效地整合多个司法管辖区的公司各级人员;(4)整合和维持与行业联系人和与遗留赫斯基业务有关的现有业务伙伴的关系,包括终止或修改现有的合同关系;以及(V)我们的业务中断或失去动力,包括遗留下来的赫斯基业务。这些挑战可能会阻止我们成功整合遗留下来的赫斯基业务,或者可能会实质性地推迟整合进程。如果未能在预期时间内整合业务,可能会对我们的财务状况、运营结果以及实现该安排预期收益的能力产生不利影响。
正在进行的整合过程可能会导致总体上的自然减员水平增加,或者失去帮助我们业务整合和运营的关键员工,这可能会加剧整合挑战。整合过程中的困难或延迟或无法完全整合遗留的赫斯基业务可能会对我们的业务、现金流、经营业绩、财务状况、声誉和股价产生重大不利影响。
与整合遗留赫斯基业务相关的成本
我们可能会产生与实施持续集成计划相关的巨额成本,包括设施和系统整合成本以及其他与就业相关的成本。我们将继续评估这些成本的规模,以及与业务整合相关的可能产生的额外意外成本。虽然我们已经计入了一定水平的费用,但许多我们无法控制的因素可能会影响与整合过程相关的费用总额或时间。任何与整合相关的意外成本和支出都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和股价产生不利影响。
与该安排相关的潜在不可预见的责任
遗留赫斯基业务的安排和运营可能会使我们承担不可预见或被低估的债务,包括加拿大和其他外国司法管辖区的环境和监管责任。我们现在可能会受到或继承与赫斯基遗留业务相关的索赔,包括前董事和员工的诉讼。我们也可能受到与此类事件相关的负面宣传的影响,无论我们是否最终被发现负有责任,并可能被要求招致巨额费用或投入大量资源来对抗任何此类索赔的诉讼。任何此类索赔以及任何相关诉讼或监管程序的结果都是不确定的,可能会对我们的财务状况、运营结果和声誉产生负面影响。
与Cenovus大股东相关的风险
截至2021年12月31日,和记黄埔欧洲投资公司。和记黄埔投资有限公司和L.F.投资公司分别持有15.8%和11.6%的普通股。虽然根据和记黄埔和L.F.投资公司各自与Cenovus签订的停顿协议条款,在2022年7月1日之前不得出售或转让Cenovus普通股,但和记黄埔或L.F.投资公司持有的Cenovus普通股在市场上的出售,无论是通过在多伦多证券交易所和纽约证券交易所的公开市场交易,通过私下安排的大宗交易,还是根据各自的招股说明书提供的,或者根据和记黄埔和L.F.投资公司各自与Cenovus订立的注册权协议,或根据市场对和记黄埔或L.F.投资公司有意出售Cenovus普通股的看法,可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
虽然和记黄埔及L.F.的投资均受若干投票权契诺所规限,但根据它们各自就有关安排与我们订立的停顿协议的条款,和记黄埔及L.F.的投资可能会影响某些需要股东批准的事宜。
Cenovus权证市场
不能保证Cenovus权证的活跃公开市场将持续下去。如果这样的市场持续下去,Cenovus认股权证的市场价格可能会受到与Cenovus业务相关的各种因素的不利影响,包括但不限于我们经营和财务业绩的波动、我们任何公开宣布的结果以及我们未能达到分析师预期的结果。此外,Cenovus普通股的市场价格将对Cenovus认股权证的市场价格产生重大影响。这可能导致Cenovus认股权证的市场价格大幅波动,并可能对Cenovus认股权证的价值产生负面影响。
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应付康菲石油的或有款项
关于康菲石油的收购,我们同意在某些情况下向康菲石油支付或有款项。在康菲石油收购交易完成后的五年内(2017年5月17日),或有付款的金额根据加元WCS价格的不同而不同,此类付款可能会很大。此外,如果进一步支付此类款项,可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
税法
所得税法律、法规和其他法律或政府激励计划可能在未来被更改或解释为对我们、我们的财务业绩和我们的股东产生不利影响。对Cenovus有管辖权的税务机关可能会不同意我们计算纳税义务的方式,从而导致其所得税拨备可能不足,或者此类当局可能会改变其管理做法,从而损害Cenovus或其股东的利益。此外,我们所有的税务申报都要接受税务机关的审计,税务机关可能不同意这些申报,从而对Cenovus及其股东产生不利影响。
由于与经济合作与发展组织(“OECD”)的税基侵蚀和利润转移(“BEPS”)项目相关的税收政策倡议和正在考虑的改革,国际税收环境继续发生变化。尽管实施的时间和方法各不相同,但包括加拿大在内的许多国家都对BEPS项目作出了回应,迅速实施或提议实施税法和税收条约的修订。这些变化可能会增加我们的纳税合规成本,并以一种难以量化的方式影响我们的业务、财务状况和运营结果。我们将继续监测和评估BEPS项目对我们全球税务形势的潜在不利影响。
美国的税收风险
2021年11月19日,美国众议院通过了《重建更好法案》(简称《法案》)。该法案包含一些社会和环境倡议,总成本估计为1.75万亿美元。这些举措主要是通过各种联邦税收改革来提供资金。2021年12月19日,西弗吉尼亚州参议员曼钦正式表示反对该法案,从而在该法案提交参议院投票之前有效地阻止了该法案。该法案的某些部分有可能在新法案中以某种形式复活,其中包含的任何税收变化都可能导致美国对我们美国业务的税收水平上升。
关于可能影响我们的业务、前景、财务状况、运营结果和现金流,在某些情况下还会影响我们的声誉的其他风险的讨论,可以在我们随后提交的MD&A文件中找到,这些文件可在SEDAR上的sedar.com、Edgar上的sec.gov和cenovus.com上找到。
管理层必须作出估计和假设,并在应用可能对我们的财务结果产生重大影响的会计政策时使用判断。实际结果可能与估计不同,这些差异可能是实质性的。所使用的估计和假设将根据经验和新信息的应用进行更新。董事会的审计委员会每年都会审查我们的重要会计政策和估计。有关编制基础及我们的主要会计政策的进一步详情,可参阅综合财务报表的附注。
会计政策应用中的批判性判断
关键判断是指管理层在应用会计政策的过程中作出的判断,这些判断对我们的年度和综合财务报表中记录的金额具有最重大的影响。
联合安排
将一项联合安排归类为联合经营还是联合经营需要判断。该公司持有的重要联合业务如下:
·WRB Refining LP(“WRB LP”)50%的权益。
·日出油砂伙伴关系(“SOSP”)50%的权益。
·BP-赫斯基炼油有限责任公司(“托莱多”)50%的权益。
现已确定,Cenovus对WRB LP、SOSP和Toledo的资产和债务拥有权利。因此,联合安排被归类为联合业务,公司在资产、负债、收入和支出中的份额记录在综合财务报表中。
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在根据“国际财务报告准则”第11号“联合安排”确定其联合安排的分类时,该公司考虑了下列因素:
·联合安排的初衷是组建一个一体化的北美重油业务。合伙企业是“流动的”实体。
·协议要求合伙人在资金不足以履行公司和合伙企业的义务或债务时作出贡献。WRB LP、SOSP和托莱多过去和未来的发展依赖于合作伙伴通过出资承诺、应付票据和贷款等方式提供的资金。
·WRB LP和SOSP拥有第三方债务安排,以满足短期营运资本需求。
·SOSP的运作方式类似于大多数典型的加拿大西部工作利益关系,即经营伙伴根据合伙协议代表参与者领取产品。WRB LP和托莱多的结构非常相似,经过修改,以考虑到炼油业务的运营环境。
·Cenovus、Phillips 66和BP作为运营商,直接或通过全资子公司代表合作伙伴提供营销服务、购买必要的原料并安排运输和储存,因为协议禁止合作伙伴自己承担这些角色。此外,联合安排没有雇员,因此不能履行这些职责。
·在每项安排中,由一名合作伙伴取得产出,表明合作伙伴有权获得资产的经济利益,并有义务为安排的负债提供资金。
勘探和评估资产
在应用本公司的E&E支出会计政策时,需要判断在活动尚未达到可以合理确定技术可行性和商业可行性的阶段时,是否可能存在未来的经济利益。钻井结果、未来的资本计划、未来的运营费用以及估计的储量和资源等因素都被考虑在内。此外,管理层根据判断来决定E&E资产何时被重新分类为PP&E。在作出这一决定时,会考虑各种因素,包括储备的存在,以及是否已收到监管机构和公司内部审批程序的适当批准。
现金产生单位的识别
CGU被定义为综合资产的最低水平,其存在在很大程度上独立于其他资产或资产组的现金流的可单独识别的现金流。资产的分类和公司资产到CGU的分配需要重要的判断和解释。分类中考虑的因素包括资产之间的整合、共享基础设施、共同销售点的存在、地理、地质结构以及管理层监测和决策其业务的方式。公司上游、炼油、铁路原油、火车车厢、储油罐和公司资产的可回收性在CGU水平进行评估。因此,CGU的确定可能会对减值损失和冲销产生重大影响。
从保险索偿中追讨款项
该公司使用对预期收到的保险收益记录金额的估计和假设。因此,实际结果可能与这些估计的回收情况不同。
功能货币
本公司各子公司的功能货币是根据子公司经营所处的主要经济环境的货币作出的管理判断。
关联方交易的公允价值
本公司在正常业务过程中与某些关联方、共同安排和联营公司进行交易。这种关系可能会对公司的财务业绩产生影响,并可能导致关联方之间的交易与非关联方之间的交易存在差异。可以获得对公允价值的独立意见,以确认收益的估计公允价值。
评估不确定度的主要来源
关键会计估计是那些需要管理层对本质上不确定的事项作出特别主观或复杂判断的估计。估计数和基本假设会持续检讨,而对会计估计数的任何修订均记录在修订估计数的期间内。以下是有关未来的主要假设及报告期末的其他主要估计来源,如有所改变,可能会在下个财政年度内对资产及负债的账面金额作出重大调整。
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在一种新的新冠肺炎菌株出现并迅速传播后,世界卫生组织于2020年3月宣布全球大流行。疫情的爆发以及随后旨在限制这一大流行的措施导致金融市场大幅下跌和波动。这场大流行对全球商业活动产生了不利影响,包括显著减少了全球对原油的需求。
新冠肺炎对公司运营和未来财务业绩的全面影响目前尚不清楚。这将取决于未来不确定和不可预测的发展,包括新冠肺炎的持续时间和传播,它在宏观上对资本和金融市场的持续影响,以及可能出现的关于病毒严重程度的任何新信息。这些不确定性可能会持续到确定如何控制病毒或治疗其影响之后。此次疫情给公司、其业绩以及管理层在准备其财务业绩时使用的估计和假设带来了不确定性和风险。
疫情的爆发和目前的市场状况增加了用于编制综合财务报表的估计和假设的复杂性,特别是与可收回金额有关的估计和假设。
此外,全球对能源需求的不断变化以及非化石燃料替代能源的全球发展可能改变用于确定本公司PP&E和E&E资产可回收金额的假设,并可能影响该等资产的账面价值,可能影响勘探前景的未来发展或可行性,可能会缩短石油和天然气资产的预期使用年限,从而加速折旧费用,并可能加速退役义务,从而增加相关拨备的现值。
全球能源市场从以碳为基础的能源向替代能源过渡的时间非常不确定。我们通过使用用于估计公允价值的关键假设,包括远期商品价格、远期裂解价差和贴现率,将环境因素纳入我们的估计。能源转型可能会影响未来大宗商品的价格。在确定可回收数量时使用的定价假设纳入了市场预期和全球对能源不断变化的需求
假设的改变可能会导致资产和负债的账面价值在下一个财政年度进行重大调整。
原油和天然气储量
估计原油和天然气储量存在许多固有的不确定性。储量估计取决于各种变量,包括碳氢化合物的可采数量、开发回收碳氢化合物所需基础设施的成本、生产成本、所生产碳氢化合物的估计销售价格、温室气体和排放目标、水管理目标、特许权使用费支付和税收。这些变数的变化可能会对储量估计产生重大影响,从而影响本公司在油砂和常规领域的原油和天然气资产的减值测试可回收金额和DD&A费用。该公司的储量每年进行评估,并由其IQRE向公司报告。
可收回的款额
确定CGU或单个资产的可收回金额需要使用估计和假设,随着新信息的出现,这些估计和假设可能会发生变化。对于公司的上游资产,这些估计包括远期大宗商品价格、预期产量、储量和资源量、贴现率、未来开发和运营费用。该公司炼油资产、铁路原油终端和相关ROU资产的可收回金额使用的假设包括吞吐量、远期商品价格、市场裂解价差、运营费用、运输能力、未来资本支出、供需状况和使用的终端价值。公司房地产ROU资产的可收回金额使用了房地产市场状况等假设,其中包括市场空置率和转租市场状况、每平方英尺价格、房地产可用空间和借款成本。厘定可收回金额时所用假设的改变可能会影响相关资产的账面价值。
退役成本
本公司的上游资产、炼油资产和铁路原油终点站在其经济寿命结束时的未来退役和恢复计提了拨备。管理层使用判断来评估存在和估计未来的负债。退役和恢复的实际费用是不确定的,费用估计数可能会因许多因素而改变,包括法律要求的变化、技术进步、通货膨胀和预期退役和恢复的时间。此外,管理层在每个报告期结束时确定适当的贴现率。这一贴现率是经信贷调整的,用于确定偿还债务所需的估计未来现金流出的现值,并可能随着众多市场因素的变化而变化。
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企业合并中取得的资产和承担的负债的公允价值
在企业合并中收购的资产和承担的负债的公允价值,包括或有对价和商誉,是根据收购之日可获得的信息估计的。公允价值的计量采用各种估值技术,包括市场可比现金流量和贴现现金流量,这些现金流量依赖于远期商品价格、储量和资源数量、生产成本、加拿大-美国汇率和贴现率等假设。这些变量的变化可能会对净资产的账面价值产生重大影响。
所得税规定
确定本公司的收入和其他纳税义务需要解释复杂的法律和法规,通常涉及多个司法管辖区。通常有许多税务事项在审查中;因此,所得税受到计量不确定性的影响。
递延所得税资产在可扣除的暂时性差额有可能在未来期间收回的范围内入账。可回收性评估涉及大量估计,包括对暂时性差异何时发生逆转的评估、对未来应纳税所得额的分析、发生逆转时可用于抵销税务资产的现金流以及税法的适用。有一些交易的最终税收决定是不确定的。在可恢复性评估中使用的假设发生变化的情况下,可能会对未来期间的综合财务报表产生重大影响。
会计政策的变化
2021年,由于该安排的结束,本公司更新了其重要的会计政策,包括围绕合并原则、收入确认、员工福利计划、关联方交易、现金和现金等价物、PP&E、股本和认股权证以及基于股票的薪酬的政策。
合并原则
合并财务报表包括Cenovus及其子公司的账目。子公司是本公司控制的实体。附属公司自取得控制权之日起合并,并持续合并至失去控制权之日为止。所有公司间交易、余额和公司间交易的未实现损益在合并时被冲销。
联合安排中的利益分为联合经营或联合经营,这取决于安排各方的权利和义务。当公司对安排的资产和负债拥有权利时,就产生了联合经营。该公司的账目反映了其在通过与第三方的联合业务开展的公司活动中所占的资产、负债、收入和开支份额。本公司的部分活动与合资企业有关,采用权益会计方法进行会计核算。
联营公司是指本公司对其有重大影响但不控制或共同控制联营公司的实体。于联营公司的投资采用权益会计方法入账,并按成本确认及其后调整,以确认本公司于联营公司的损益及其他全面收益(“保监处”)的份额。
收入确认
收入是根据与客户的合同中规定的对价来衡量的,不包括代表第三方收取的金额。Cenovus在将产品或服务的控制权转让给客户时确认收入,这通常是所有权从公司转移到客户的时候。
与同一交易对手签订的相互考虑的产品的购买和销售按净额入账。与作为代理提供的服务相关的收入在提供服务时入账。
Cenovus确认来自以下主要产品和服务的收入:
·出售原油、天然气和天然气。
·石油和精炼产品的销售。
·原油和天然气加工服务。
·管道运输、原油和天然气的混合以及原油、稀释剂和天然气的储存。
·碳氢化合物转运服务费服务。
·建筑服务。
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该公司在与客户签订的合同中履行其在原油、天然气、天然气、石油和成品油交付时的履约义务,这通常是在某个时间点。随着服务的提供,原油和天然气加工收入、运输服务和转运服务的履约义务随着时间的推移得到履行。Cenovus通常根据可变价格合同销售其生产的原油、NGL、天然气、石油和精炼产品。可变价格合同的成交价格以商品价格为基础,根据质量、地点等因素进行调整。与天然气加工、运输服务和转运服务相关的收入通常基于固定价格合同。
建筑收入确认为公司向HMLP提供的总承包商服务,包括固定价格和成本加成合同。固定价格建筑合同的收入确认为履行义务,成本加成合同的收入确认为提供服务。
Cenovus公司签订了不收即付的合同,其中Cenovus有长期的供应承诺,作为回报,购买者支付最低数量的费用,无论客户是否接受交货。如果购买者有权将交付推迟到较晚的日期,则未履行履约义务,只有在产品交付或延迟拨备不能再延长时,才会递延和确认收入。
Cenovus的收入交易不包含重要的融资部分,通常应在收入确认后30天内支付。当承诺的货物或服务转让给客户到客户付款之间的时间不到一年时,公司不会针对重大融资部分的影响调整交易价格。该公司不披露或量化最初预期期限为一年或更短的剩余履约义务的信息,也没有任何长期合同,但与HMLP签订的某些建筑合同和未履行履约义务的按需付费合同除外。
员工福利计划
该公司为员工提供包括固定缴费或固定福利部分的养老金计划。
其他离职后福利(“OPEB”)计划也提供给符合资格的员工。在某些情况下,福利通过公司、员工、退休人员和受保家庭成员缴纳的医疗保健计划提供。在一些计划中,福利在退休前不会获得资金。
固定缴费养老金的养老金支出在赚取福利时入账。
固定收益养恤金计划和OPEB计划的成本是使用预测单位贷记法精算确定的。在合并资产负债表上确认的固定福利养恤金计划和业务连续性计划的其他负债的数额是固定福利债务的现值减去计划资产的公允价值。这一计算产生的任何盈余仅限于以计划退款或未来对计划缴款减少的形式获得的任何经济利益的现值。
服务费用、净利息和重新计量的固定收益债务的变化确认如下:
·服务费用,包括目前的服务费用、过去的服务费用、削减和结算的损益,与养恤金福利费用一起入账。
·净利息的计算方法是,将用于衡量年度期初确定福利债务的相同贴现率应用于所衡量的确定福利净资产或负债。离职后福利净负债和资产的利息支出和利息收入与经营中的养恤金福利成本、一般和行政费用以及PP&E和E&E资产一起入账。
·重新计量,包括精算损益、资产上限变动的影响(不包括利息)和计划资产回报(不包括利息收入),在其产生期间计入保监处的权益。重新计量不会在随后的期间重新归类为净收益。
养恤金福利费用记录在业务费用、一般费用和行政费用以及PP&E和E&E资产中,对应于提供服务的雇员的相关工资的记录。
公司可能会不时向员工提供其他一些长期激励福利。2019年,引入了一项一次性激励计划,根据该计划,如果Cenovus在2024年2月12日之前在多伦多证券交易所连续20个交易日实现每股20美元的目标股价,则将支付相当于员工基本工资的现金奖励(“计划”)。随着安排的结束,该计划被终止,取而代之的是注重协同作用的奖励计划(“奖励计划”)。除行政官员和一些加入工会的员工外,所有员工都有资格。根据激励计划,如果Cenovus在2022年底之前实现了超过10亿美元的已确定的运行率协同效应,则将支付员工基本工资的15%至30%的现金奖励。支出是以滑动比例表计算的,并包括早日实现协同目标的业绩乘数。与奖励计划有关的债务估计为实现支付的概率乘以预期支付金额。这笔债务在预计时间内确认为一般和行政费用,直至支付完毕。
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关联方交易
本公司于正常业务过程中与若干关联方、联合安排及联营公司订立交易及协议。向关联方出售资产所得款项按公允价值确认。可以获得公允价值的独立意见,以确认收益的估计公允价值。
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括短期投资,如三个月或以下期限的货币市场存款或类似类型的工具。当未偿还支票超过手头现金和短期存款,并且公司有能力进行净结算时,超出的部分将在银行经营贷款中报告。
不能使用的现金和现金等价物被归类为受限现金。当限制性现金预计在12个月内不会被使用时,它被归类为非流动资产。
物业、厂房及设备
一般信息
PP&E按成本减去累计DD&A,并扣除任何减值损失后的净额列报。与提高生产能力或延长资产寿命的更新或改进有关的支出被资本化。维护费和维修费在发生时计入。土地不会贬值。
剥离PP&E的任何收益或损失都在净收益中确认。
原油和天然气的性质
开发和生产资产按区域进行资本化,包括与原油和天然气资产及相关基础设施的开发和生产相关的所有成本,以及为寻找原油、NGL或从E&E资产转移的天然气储量而产生的任何E&E支出。资本化成本包括直接归属内部成本、报废负债以及与收购、勘探和开发原油和天然气储量直接相关的合格资产的借款成本。
对于陆上资产,包括来自油砂和常规区段的资产,每个区域内积累的成本使用基于远期价格和成本确定的估计已探明储量的生产单位法来耗尽。离岸资产以产量单位法为基础,按远期价格及成本厘定的估计已探明已开发生产储量或已探明储量加可能储量计提。在这些计算中,天然气在能量当量的基础上转换为原油。以总探明储量或总探明储量加可能储量为基础的生产单位法考虑了迄今发生的任何支出以及开发该等储量将产生的未来开发成本。
开发和生产资产的交换按公允价值计量,除非交易缺乏商业实质,或者收到的资产或放弃的资产的公允价值无法可靠计量。当不使用公允价值时,放弃的资产的账面价值被用作收购资产的成本。
石油和天然气资产包括用于支持上游业务的信息技术资产,这些资产在三年的使用年限内按直线折旧。某些原油及天然气资产的总最高特许权使用费权益(“GORR”)按生产单位法耗尽。
制造业资产
精炼和升级PP&E的初始成本在发生时资本化。成本包括建造或以其他方式购买设备或设施的成本、安装资产并使其准备就绪以供预期用途的成本、相关的退役成本以及符合条件的资产的借款成本。
炼油资产在炼油厂每个部件的预计使用年限内按直线折旧。主要组成部分折旧如下:
·土地改善和建筑:15年至40年。
·办公室改善和建筑:3年至15年。
·炼油设备:使用年限为10至60年。
每一部件的剩余价值、摊销方法和使用寿命每年都会进行审查,并在适当的情况下进行预期调整。
加工、运输和仓储资产、零售业和其他
几乎所有其他PP&E的折旧都是基于资产的估计使用年限以直线为基础计算的,估计使用年限从3年到60年不等。使用年限是根据资产预期可供本公司使用的期间估计。
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该等资产的剩余价值、摊销方法及使用年限按年检讨,并于适当时按预期基准作出调整。
股本及认股权证
普通股和优先股被归类为股权。优先股只有在公司有选择权的情况下才可注销和赎回,股息是可自由支配的,只有在Cenovus董事会宣布的情况下才能支付。直接归属于发行普通股和优先股的交易成本被确认为扣除任何所得税后从股本中扣除。普通股和优先股的股息在权益中确认。在购买时,普通股减去平均账面价值,超过购买价的部分被确认为Cenovus支付盈余的减少。普通股在购买后注销。
该安排所发行的权证为归类为权益的金融工具,并于发行时按公允价值计量。在行使时,本公司收到的现金代价和认股权证的相关账面价值记为股本。
基于股票的薪酬
Cenovus有许多基于股票的薪酬计划,其中包括带有相关净结算权的股票期权(“NSR”)、Cenovus替换股票期权、PSU、RSU和DSU。基于股票的补偿成本在一般和行政费用中记录,或在与勘探或开发活动直接相关时记录在PP&E或E&E资产中。
尚未采用的新会计准则和解释
新会计准则、会计准则修正案和解释自2022年1月1日或之后的年度期间生效,并未在编制截至2021年12月31日的年度综合财务报表时应用。这些准则和解释预计不会对公司的综合财务报表产生实质性影响。
管理层,包括我们的总裁兼首席执行官和执行副总裁总裁兼首席财务官,评估了截至2021年12月31日国际财务报告准则和披露控制程序(“DC&P”)的设计和有效性。在进行评估时,管理层利用《特雷德韦委员会内部控制框架--综合框架》赞助组织委员会(2013年)来评估国际财务报告准则的设计和有效性。根据我们的评估,管理层得出结论,ICFR和DC&P于2021年12月31日生效。
我们的ICFR于2021年12月31日由注册会计师独立会计师事务所普华永道会计师事务所审计,其独立注册会计师事务所报告已包括在我们截至2021年12月31日的经审计综合财务报表中。
内部控制系统,无论设计得多么好,都有其固有的局限性。因此,即使是那些被确定为有效的系统,也只能在编制和列报财务报表方面提供合理的保证。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
能源市场在2021年有了显著改善。全球成功推出新冠肺炎疫苗和稳健的经济增长,导致对原油和成品油的需求增长,而供应反应总体上是滞后的。然而,在2021年第四季度,奥密克戎的快速崛起以及对近期供大于求的担忧引发了原油和成品油市场的波动。初步迹象表明,奥密克戎是一个较温和的变体,可能不会对2022年第一季度的需求复苏产生重大影响。新冠肺炎的复兴和变异的规模是不可预测的,可能会导致市场波动到2022年。OPEC+政策继续支持平衡市场。该集团开始逐步取消减产,预计将在2022年之前增产。
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先地位,实现长期价值。我们的目标是通过溢价成本结构和优化利润率实现股东价值最大化,同时提供一流的安全性能和ESG领导地位。该公司优先考虑产生自由资金流,从而减少债务,通过股息增长和股票回购增加股东回报,对业务进行再投资,并实现多元化。我们相信,保持强劲的资产负债表将有助于Cenovus驾驭大宗商品价格波动。
以下展望评论集中在未来12个月。
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我们财务业绩背后的大宗商品价格
我们的大宗商品定价前景受到以下因素的影响:
·我们预计原油和成品油价格的总体前景将会波动,主要取决于对当前不确定的价格环境的供需反应,新冠肺炎各种担忧带来的全球需求影响,以及新冠肺炎疫苗的有效性。
·OPEC+成员国(包括俄罗斯)继续维持原油减产的程度,它们决定增产的速度,以及为完成配额而存在的闲置产能的程度。
·我们预计,艾伯塔省WTI-WCS的差价将在很大程度上与供应保持在出口能力范围内、跨山扩建项目的完成以及铁路原油活动的水平挂钩。
·炼油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。
与2020年相比,2021年天然气价格大幅上涨。远期曲线显示,市场预计Henry Hub和AECO的价格都将保持强劲,但低于2021年第四季度的高点。由于油井完井,美国最近的产量有所增加,但持续的增长将需要钻探活动进一步增加。较低的煤炭库存、强劲的天然气发电量和较高的液化天然气出口正在支撑市场。全年价格将继续受到天气的影响。
与我们的常规资产相关的天然气和NGL生产为我们油砂业务的燃料、溶剂和混合需求提供了更好的上游整合。
我们预计加元将继续受到原油价格、美国联邦储备委员会(Federal Reserve Board)和加拿大央行(Bank Of Canada)相对基准贷款利率的上调或下调速度以及新兴宏观经济因素的影响。
我们的上游原油生产和大部分下游精炼产品都受到WTI原油价格变动的影响。随着协议的完成,我们在上下游业务方面的敞口都有所增加。
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我们的炼油产能目前集中在美国中西部,在USGC和艾伯塔省的敞口较小,使Cenovus面临所有这些市场蔓延的市场裂缝。
我们对WTI原油差价的敞口包括轻质和轻质-中等价差。轻中价差敞口主要集中在我们拥有炼油能力的美国中西部市场地区的轻中型原油,在USGC和艾伯塔省的程度较低。我们对轻质-重质原油价差的敞口包括全球轻重成分、我们向其运输石油的市场中的地区性成分,以及受运输限制的艾伯塔省差价。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价格和差价的影响:
·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-拥有能够加工加拿大重油的重油精炼能力。从价值的角度来看,我们的炼油业务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。
·营销协议--通过直接与炼油商达成具有固定价格组成部分的实物供应交易,限制上游原油价格波动的影响。
·动态存储-我们能够使用我们油砂储层中的大量存储容量,这为我们在生产和销售库存的时间安排上提供了灵活性。我们将继续管理我们的产量,以应对管道产能限制、自愿和强制减产以及原油价格差异。
·不同地理位置的传统原油储油罐。
·金融对冲交易-通过与我们的库存价格敞口相关的金融交易,限制原油和成品油价格波动的影响。
2022年的主要优先事项
我们的五个关键战略目标包括提供一流的安全业绩和ESG领导地位;通过有竞争力的成本结构和优化利润率实现股东价值最大化;维持并进一步降低债务水平;注重回报的资本分配,将增加的股东回报纳入我们的业务;以及在定价周期中增加自由资金流。
顶级安全性能和ESG领导力
我们所做的一切都是为了我们的人民和社区的安全,以及我们资产的完整性。我们已将安全和公司治理确定为我们的最高价值和业务基础,为我们所有的运营提供了支柱。我们将继续在工作的各个方面推广安全文化,并使用多种方案,始终将安全放在首位。
我们致力于展示ESG的领导力,并继续采取具体步骤,以赢得我们作为全球首选能源供应商的地位。2021年12月,Cenovus发布了代表我们五个ESG重点领域的目标:
·气候和温室气体排放。
·水资源管理。
·生物多样性。
·土著和解。
·包容性和多样性。
已经确定了实现每项目标的途径和方案,包括确定所需的杠杆和资源。这些承诺包含在五年业务计划中,以确保业务决策与目标保持一致。有关管理层在环境、社会和治理主题上的努力和业绩的更多信息,包括我们的ESG目标和实现这些目标的计划,请访问cenovus.com查看Cenovus的2020年ESG报告。
作为Cenovus和赫斯基合并的一部分,我们在2021年完成了一项政策协调倡议。我们最新的可持续发展政策,以及我们修订后的《商业行为和道德准则》,指导我们的行动,并概述我们在商业决策中嵌入环境、经济和社会考虑因素的承诺。我们还正式制定并公布了人权和土著关系政策,以加强我们的承诺、价值观和行为。我们的董事、管理层和员工每年都需要完成政策培训,以审查和遵守我们的可持续发展政策、商业行为和道德准则以及其他一些关键政策和标准。
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竞争性成本结构和优化利润率
我们实现了到2021年底实现年运行协同效应12亿美元的计划目标。较长期而言,我们预期在进一步整合上游资产与下游资产的基础上,可进一步节省成本及提高利润率,预期这将缩短价值链,并降低与重油运输相关的凝析油成本。我们继续寻找提高整个Cenovus效率的方法,以推动增量资本、运营以及一般和管理成本的降低。
维持和进一步降低债务水平
Cenovus在2021年实现了100亿美元的中期净债务目标。截至2021年12月31日,我们的净债务头寸为96亿美元。截至2021年12月31日,长期债务为124亿美元,现金和现金等价物为29亿美元。通过手头现金以及我们承诺的信贷安排和需求安排的可用能力,截至2021年底,我们拥有约100亿美元的流动资金。我们的长期净债务目标在60亿至80亿美元之间。我们的目标是,在周期底部,净债务与调整后EBITDA的比率在1.0至1.5倍之间,我们认为这约为每桶45美元。
关注回报的资本配置
公司的资本计划和当前的基本股息在每桶45美元的基础上是可持续的,随着净债务的进一步减少,有机会在计划的整个生命周期内增加股东回报。一旦Cenovus实现净债务低于80亿美元,我们预计将进一步扩大能力,以增加股东回报,包括购买股票和增加普通股股息。
我们预计我们的总资本支出在26亿至30亿美元之间,其中包括用于Superior Refinery重建的2亿至2.5亿美元(不包括保险收益)。我们将继续严格控制我们的资本。日期为2021年12月7日的2022年指导数据可在我们的网站cenovus.com上找到。
在定价周期中不断增长的自由资金流动
我们的顶级资产和成本结构使我们能够在定价周期中增加自由资金流。Cenovus多元化的资产和产品组合产生可预测和稳定的自由资金流,并通过优化管道、物流和营销的价值链来降低风险和现金流波动性。我们能够通过适度的资本投资创造强劲的利润率。
Cenovus在运营可靠性方面有着良好的记录,并预计到2022年,我们上游的平均年产量将在78万桶/天至82万桶/天之间,下游原油总吞吐量为53万桶/天至58万桶/天。我们继续监测整个市场动态,以评估我们如何管理我们的上游生产水平。我们的资产可以对市场信号做出反应,并相应地提高或降低产量。我们围绕产量水平和炼油厂原油运行率的决定将专注于最大化我们的产品获得的价值。
桶油当量-天然气体积已按6 mcf至1 bbl换算为京东方。英国央行可能具有误导性,特别是如果单独使用的话。1bbl对6mcf的换算比是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量换算方法,而不代表井口的价值当量。鉴于基于原油与天然气当前价格的价值比率与6:1的能源当量换算比率有很大不同,利用6:1的换算不能准确反映价值。
前瞻性信息
本文件包含前瞻性陈述和其他信息(统称为“前瞻性信息”),这些信息是根据公司对历史趋势的经验和认知做出的关于公司当前预期、估计和预测的信息。尽管该公司认为这些前瞻性信息所代表的预期是合理的,但不能保证这些预期将被证明是正确的。
这些前瞻性信息通过诸如“预期”、“相信”、“能力”、“承诺”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“关注”、“预测”、“未来”、“可能”、“机会”、“选项”、“计划”、“潜力”、“项目”、“进度”、“时间表”、“寻求”、“努力”、“目标”、“观点”和“将”等词语来标识,或类似表述,包括对未来结果的建议,包括但不限于以下陈述:减轻轻质-重质原油差价波动的影响;从原油和天然气生产中获取价值;优化整个重油价值链获取的利润率;减少对艾伯塔省重油价差的敞口;保持对全球大宗商品价格的敞口;提供长期价值;安全业绩;ESG领导力;自由资金流产生;债务削减;股东价值和回报;对业务和多元化的再投资;保持强劲的资产负债表;公司的较长期
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净债务目标;回购未偿还票据;恢复项目;将可持续性考虑因素纳入公司的业务决策;到2050年实现油砂作业温室气体净零排放;公司员工和公众的健康和安全;短周期、高回报开发井;预测资本投资;预测产量;来自Narrow Lake的第一蒸汽;新油田或项目的初步生产和勘探;恢复或生产削减的油田或项目;评估和做出有关延迟项目的决策;重启Superior炼油厂;短期融资;维持公司的投资级信用评级;净债务与调整后的EBITDA的比率;降低风险;维持资本纪律;调整资本和运营支出,动用信贷安排或偿还现有债务,调整支付给股东的股息,回购公司普通股以注销、发行新债或发行新股;根据每桶45美元的WTI价格评估所有机会;保持谨慎而灵活的资本结构和强劲的资产负债表指标;重组大西洋加拿大的工作利益;财务弹性;诉讼负债;交付价值;产生强劲利润率;公司对大宗商品和加元的前景;上游整合;减轻原油和成品油价格和差价的影响;公司的五个关键战略目标和五个ESG重点领域;在业务决策中嵌入环境、经济和社会因素;节省成本, 基本成本结构和利润率提升;提高效率;将当前股息维持在45美元WTI;以及提高或降低产量。告诫读者不要过度依赖前瞻性信息,因为公司的实际结果可能与明示或暗示的结果大不相同。
有关“储量”的陈述被视为前瞻性信息,因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估,即所描述的储量存在于预测或估计的数量,并可在未来有利可图地生产。提醒读者,术语储备寿命指数可能具有误导性,特别是如果单独使用的话。这一衡量标准是为了与其他石油和天然气公司保持一致,并不反映储量的实际寿命。
开发前瞻性信息涉及对若干假设的依赖以及对某些风险和不确定性的考虑,其中一些风险和不确定因素是公司特有的,也是行业普遍适用的。前瞻性信息所基于的因素或假设包括但不限于:预测石油和天然气、天然气液体、凝析油和成品油价格、轻质原油价差;公司实现安排的预期效益和预期成本协同作用的能力;公司成功地将遗留的赫斯基业务与自己的业务和与此相关的任何成本整合的能力;与安排有关的任何评估的准确性;预测产量;预计的资本投资水平、资本支出计划和相关资金来源的灵活性;政府政策、法律和法规(包括与气候变化有关的)、土著关系、利率、通货膨胀、汇率、竞争条件以及原油和天然气、NGL、凝析油和精炼产品的供求情况没有发生重大不利变化;公司经营所在司法管辖区的政治、经济和社会稳定;没有因恶劣天气、自然灾害、事故、内乱或其他类似事件造成重大经营中断;公司经营地点的主要气候条件;实现进一步成本削减及其可持续性;适用的特许权使用费制度, 包括预期的特许权使用费;产品运输能力的未来改善;长期内公司股价和市值的增加;以公司可以接受的价格购买股票注销的机会;现金余额、内部产生的现金流、现有信贷安排、公司资产组合的管理以及获得资本和保险范围以追求和资助未来投资、可持续性和发展计划和股息,包括任何增加;公司传统部门的生产,为公司油砂和炼油业务作为燃料来源的天然气提供经济对冲;实现在公司尚未生产的油砂储层内储存石油的预期能力,包括公司将能够在稍后的时间安排我们库存的生产和销售时间,届时需求增加,管道和/或存储能力改善,未来原油价差缩小;艾伯塔省西德克萨斯中质原油的价差在很大程度上仍然与自愿的经济驱动的供应削减程度、安桥3号线替代计划的潜在启动、跨山扩建项目的完成以及原油铁路活动的水平有关;公司炼油能力、动态存储、现有管道承诺、铁路原油装载能力和金融对冲交易部分缓解公司WCS原油产量扩大差额的能力;公司不受限制地从油砂设施生产的能力;石油、沥青数量的估计, 来自目前未被归类为已证实的财产和其他来源的天然气和液体;会计估计和判断的准确性;公司获得必要的监管和合作伙伴批准的能力;成功、及时和具有成本效益地实施资本项目、开发项目或其阶段的能力;公司产生足够的现金流以履行当前和未来义务的能力;估计的废弃和回收成本,包括相关征费和适用的法规;公司以及时和具有成本效益的方式获得和保留合格员工和设备的能力;公司完成收购和处置的能力,包括按照预期的交易指标并在预期的时限内完成收购和处置;气候情景和假设的准确性,包括公司所依赖的第三方数据;获得和实施实现预期未来结果所需的所有技术和设备的能力,包括在气候和温室气体排放目标和雄心方面,以及减排战略和相关技术和
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这些风险和不确定性包括:与政府的合作;与政府、油砂之路至Net Zero及其他行业组织的合作;对康菲石油的或有付款的预期影响;用来计算或有付款给康菲石油的已实现WCS和WCS价格的一致;市场和商业状况;Cenovus在Cenovus.com上提供的及下文所列的Cenovus 2022年指导中所包含的预测通胀和其他假设;土著拥有或经营的企业的可用性以及Cenovus保留这些企业的能力;以及我们在提交给证券监管机构的文件中不时描述的其他风险和不确定性。
2022年指引于2021年12月7日更新,可在cenovus.com上找到,该指引假设:布伦特原油价格为每桶74.00美元,西德克萨斯中质原油价格为每桶71.00美元;WCS为每桶55.00美元;WTI-WCS差价为每桶16.00美元;AECO天然气价格为每千立方英尺3.70美元;芝加哥3-2-1裂解价差为每桶18.00美元;汇率为0.79美元/加元。
可能导致公司实际结果与前瞻性信息大不相同的风险因素和不确定性包括但不限于:“新冠肺炎”疫情及其任何变种对公司业务的影响,包括公司运营所在司法管辖区各级政府采取的任何相关限制、遏制和处理措施;公司新的“新冠肺炎”工作场所政策的成功和人员重返公司工作场所的情况;公司及时或完全实现这一安排的预期效益的能力;公司以及时和具有成本效益的方式将遗留的赫斯基业务与自己的业务成功整合的能力;与安排相关的不可预见或低估的负债;与收购和处置相关的风险;公司获得或实施部分或全部必要技术以高效和有效地运营其资产并实现预期未来结果的能力,包括气候和温室气体排放目标和雄心以及减排战略和相关技术和产品的商业可行性和可扩展性;为实现气候和温室气体排放目标和雄心而制定和执行的实施战略的制定和执行;公司债务增加的影响;新的大股东的影响;商品价格的波动性和其他假设;任何市场低迷的持续时间;外汇风险, 包括与以外币计价的协议有关;该公司持续的流动性足以维持运营,以度过长期的市场低迷;在艾伯塔省的WTI-WCS差额在很大程度上与自愿的经济驱动的供应削减程度、安桥3号线替代计划的潜在启动、跨山扩建项目的完成以及铁路原油活动水平有关;该公司由于暂停铁路原油计划而实现较低运输成本的能力;公司实现其在其尚未生产的油砂储油层内储存桶的能力的预期影响的能力,包括当管道和/或储存能力和原油差价改善时,可能无法在以后的日期安排生产和销售的时间;公司风险管理计划的有效性,包括衍生金融工具的影响,公司对冲策略的成功及其流动性头寸的充足;关于大宗商品价格、货币和利率的成本估计的准确性;用于计算或有支付给康菲石油的已实现的WCS价格和WCS价格;产品供求;公司股价和市值假设的准确性;市场竞争,包括来自替代能源的竞争;公司营销业务的固有风险,包括信用风险、对交易对手和合作伙伴的敞口,包括这些各方及时履行合同义务的能力和意愿;公司原油铁路终点站运营的固有风险,包括健康, 这些因素包括:安全和环境风险;公司保持适当的净债务与调整后EBITDA以及净债务与资本的比率的能力;公司以可接受的条件获得各种债务和权益资本来源的能力;公司为增长和持续资本支出提供资金的能力;适用于公司或其任何证券的信用评级的变化;公司股息计划的变化;公司未来利用税收损失的能力;公司储备、未来产量和未来净收入估计的准确性;公司会计估计和判断的准确性;公司替换和扩大原油和天然气储量的能力;获得探矿权、进行地质研究、评估钻探和项目开发的成本;适用会计准则对公司部分或全部资产或商誉的估计可收回金额不时进行减值或冲销的潜在要求;公司保持与合作伙伴的关系以及成功管理和运营其综合业务和业务的能力;公司资产的可靠性,包括为了实现生产目标;在开发新产品和制造工艺方面的潜在中断或意外的技术困难;发生导致作业中断的意外事件,包括井喷、火灾、爆炸、火车事故或脱轨、航空事故、气体泄漏、有害物质的迁移、失去控制、泄漏或泄漏,包括从码头或枢纽的近海设施和航运船只泄漏或泄漏,以及管道或其他泄漏、腐蚀、流行病或流行病,以及灾难性事件,包括, 但不限于,战争、极端天气事件、自然灾害、冰山事件、破坏行为和恐怖主义行为,以及在往返商业或工业场所的运输过程中可能发生的其他事故或危险以及其他事故或类似事件;炼油和营销利润率;成本上升,包括对运营成本的通胀压力,如用于油砂加工的劳动力、材料、天然气和其他能源,以及增加的保险免赔额或保费;公司运营所需设备的成本和可获得性;产品可能无法达到或保持市场认可;与能源行业和公司的声誉、社会经营许可证和相关诉讼相关的风险;意外的成本增加或技术
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操作、建造或改装制造或炼油设施的困难;将沥青和/或原油生产、运输或提炼成石油和化工产品的意外困难;与技术和设备及其在公司业务中的应用相关的风险,包括潜在的网络攻击;与公司国际业务相关的地缘政治风险和其他风险;与气候变化相关的风险和公司对此的假设;油井和管道建设的时间和成本;公司进入市场的能力以及确保足够的、具有成本效益的产品运输的能力,包括足够的管道、铁路原油、海运或替代运输,包括解决因管道系统或存储容量的限制而造成的任何缺口;关键人才的可用性以及公司吸引和留住关键人才的能力;可能未能以及时和具有成本效益的方式获得和保留合格的领导层、人员和设备;劳动力人口结构和关系的变化,包括与任何加入工会的劳动力的关系;意外的废弃和回收成本;公司任何经营地点或其所依赖的任何基础设施的监管框架、许可和批准的变化;政府为限制能源运营或追求更广泛的气候变化议程而采取的行动或监管举措;监管审批程序和土地使用指定、特许权使用费、税收、环境、温室气体、碳、气候变化和其他法律或法规的变化,或对这些法律和法规的解释的变化,其影响和与合规相关的成本;各种会计声明的预期影响和时间, 本公司的业务、其财务业绩和综合财务报表的规则和标准的变化;一般经济、市场和商业条件的变化;欧佩克和非欧佩克成员之间生产协议的影响;公司运营或供应所在司法管辖区的政治、社会和经济条件;公司与其经营社区的关系状况,包括与土著社区的关系状况;发生的意外事件,如抗议、流行病、战争、恐怖威胁和由此导致的不稳定;以及与现有的和可能的未来针对公司的诉讼、股东提议和监管行动相关的风险。此外,我们在实施ESG重点领域的目标、承诺和雄心方面采取的行动的效果可能会对我们现有的业务、增长计划和未来的运营结果产生负面影响。
请读者注意,上述清单并非详尽无遗,仅以本文日期为准。事件或情况可能会导致我们的实际结果与前瞻性信息中估计或预测、表达或暗示的结果大不相同。有关公司重大风险因素的全面讨论,请参阅本MD&A中的风险管理和风险因素,以及公司不时向加拿大证券监管机构提交的其他文件中描述的风险因素,这些文件可在SEDAR(sedar.com)、美国证券交易委员会(EDGAR)(sec.gov)和公司网站(cenovus.com)上查阅。
公司网站cenovus.com上的信息或与之相关的信息不构成本MD&A的一部分,除非通过引用明确并入本MD&A。
缩略语
本文档中使用了以下缩写:
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原油 | 天然气 |
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Bbl | 枪管 | 麦克夫 | 千立方英尺 |
MBbls/d | 每天千桶 | MMCF | 百万立方英尺 |
Mmbbls | 百万桶 | Bcf | 十亿立方英尺 |
教委会 | 桶油当量 | MMBtu | 百万英热单位 |
Mmboe | 百万桶油当量 | GJ | 千兆焦耳 |
WTI | 西德克萨斯中质油 | AECO | 艾伯塔省能源公司 |
WCS | 加拿大西部精选 | 纽约商品交易所 | 纽约商品交易所 |
HSB | 哈士奇合成混合物 | | |
定义
范围1排放是指自有或运营的设施的直接排放。Cenovus以总运营权为基础核算排放量。这包括燃料燃烧、排放、燃烧和逃逸排放。它不包括该公司炼油厂50%的非经营性所有权的排放量或非经营性常规资产的排放量。
范围2排放是为公司运营的设施产生购买能源所产生的间接排放。对于Cenovus来说,这仅限于电力进口。
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指明的财务措施
本文件中的某些财务指标没有IFRS规定的标准含义,包括营业利润率、上下游业务的营业利润率、按资产计算的营业利润率、总整合成本、调整后资金流、自由资金流、净债务、总债务、净债务与调整后EBITDA的比率、净债务与资本化比率、净债务目标、长期财务负债、按资产划分的资本投资、毛利率、炼油利润率、单位运营成本、每桶前瞻性运营成本、前瞻性资本投资、前瞻性整合成本、每单位DD&A和净回扣(包括每BOE净回扣组成部分和每BOE净回扣总额)。
这些措施可能无法与其他发行人提出的类似措施相提并论。描述和介绍这些措施是为了向股东和潜在投资者提供额外的措施,以分析我们产生资金为我们的运营提供资金的能力以及有关我们流动性的信息。不应孤立地考虑这一补充信息,也不应将其作为根据《国际财务报告准则》编制的措施的替代。每个非GAAP财务指标或指定财务指标的定义和对账(如果适用)在本咨询中提出,也可能在本MD&A的经营和财务结果或流动性和资本资源部分提出。
营业利润率
营业利润率和按资产分类的营业利润率是非公认会计准则财务指标,用于为我们的业务和资产的现金产生业绩提供一致的衡量标准,以比较我们在不同时期的基本财务业绩。营业利润率被定义为收入减去购买的产品、运输和混合、运营费用加上风险管理活动的已实现收益减去已实现亏损。营业利润率的计算不包括公司和抵销部分内的项目。
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| 上游 | 下游 | | 总计 |
截至十二月三十一日止的年度: (百万美元) | 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021 | | 2020 | | | 2019 | | 2021 | | 2020 | | 2019 | |
收入 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
销售总额(1) | | 27,844 | | | 9,708 | | | 14,036 | | | 26,673 | | | 4,815 | | | 8,368 | | | 54,517 | | | 14,523 | | | 22,404 | |
减去:版税(2) | | 2,454 | | | 371 | | | 1,173 | | | — | | | — | | | — | | | 2,454 | | | 371 | | | 1,173 | |
| | 25,390 | | | 9,337 | | | 12,863 | | | 26,673 | | | 4,815 | | | 8,368 | | | 52,063 | | | 14,152 | | | 21,231 | |
费用 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
购买的产品(%1)(%2) | | 4,843 | | | 1,530 | | | 2,471 | | | 23,526 | | | 4,429 | | | 6,735 | | | 28,369 | | | 5,959 | | | 9,206 | |
运输与调合(二) | | 7,930 | | | 4,764 | | | 5,234 | | | — | | | — | | | — | | | 7,930 | | | 4,764 | | | 5,234 | |
运营(2) | | 3,241 | | | 1,476 | | | 1,406 | | | 2,258 | | | 785 | | | 918 | | | 5,499 | | | 2,261 | | | 2,324 | |
已实现(收益)风险损失 管理 | | 788 | | | 268 | | | 23 | | | 104 | | | (21) | | | (16) | | | 892 | | | 247 | | | 7 | |
营业利润率 | | 8,588 | | | 1,299 | | | 3,729 | | | 785 | | | (378) | | | 731 | | | 9,373 | | | 921 | | | 4,460 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(1)上期业绩已根据混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
(2)2021年1月1日之前的存货减记已重新分类为特许权使用费、采购产品、运输和混合或业务费用,以符合目前存货减记的列报方式。
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| 2021 |
| 上游 | | 下游 | | 总计 |
(百万美元) | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 |
收入 | | | | | | | | | | | | | | |
销售总额(1) | 8,237 | 7,354 | 6,128 | 6,125 | | 8,135 | 7,530 | 6,318 | 4,690 | | 16,372 | 14,884 | 12,446 | 10,815 |
减去:版税 | 815 | 733 | 533 | 373 | | — | — | — | — | | 815 | 733 | 533 | 373 |
| 7,422 | 6,621 | 5,595 | 5,752 | | 8,135 | 7,530 | 6,318 | 4,690 | | 15,557 | 14,151 | 11,913 | 10,442 |
费用 | | | | | | | | | | | | | | |
购买的产品(1) | 1,410 | 1,270 | 921 | 1,242 | | 7,348 | 6,708 | 5,502 | 3,968 | | 8,758 | 7,978 | 6,423 | 5,210 |
运输和调合 | 2,387 | 1,941 | 1,802 | 1,800 | | — | — | — | — | | 2,387 | 1,941 | 1,802 | 1,800 |
运营中 | 865 | 800 | 791 | 785 | | 689 | 537 | 515 | 517 | | 1,554 | 1,337 | 1,306 | 1,302 |
已实现(收益)风险损失 管理 | 202 | 168 | 188 | 230 | | 56 | 17 | 10 | 21 | | 258 | 185 | 198 | 251 |
营业利润率 | 2,558 | 2,442 | 1,893 | 1,695 | | 42 | 268 | 291 | 184 | | 2,600 | 2,710 | 2,184 | 1,879 |
| | | | | | | | | | | | | | |
(1)上期业绩已根据混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 79 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020 |
| 上游 | | 下游 | | 总计 |
(百万美元) | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 |
收入 | | | | | | | | | | | | | | |
销售总额(1) | 2,749 | 2,746 | 1,566 | 2,647 | | 1,124 | 1,252 | 857 | 1,582 | | 3,873 | 3,998 | 2,423 | 4,229 |
减去:版税(2) | 143 | 153 | 21 | 54 | | — | — | — | — | | 143 | 153 | 21 | 54 |
| 2,606 | 2,593 | 1,545 | 2,593 | | 1,124 | 1,252 | 857 | 1,582 | | 3,730 | 3,845 | 2,402 | 4,175 |
费用 | | | | | | | | | | | | | | |
购买的产品(%1)(%2) | 334 | 389 | 350 | 457 | | 1,016 | 1,133 | 549 | 1,731 | | 1,350 | 1,522 | 899 | 2,188 |
运输与调合(二) | 1,149 | 1,036 | 651 | 1,928 | | — | — | — | — | | 1,149 | 1,036 | 651 | 1,928 |
运营(2) | 389 | 367 | 316 | 404 | | 192 | 187 | 186 | 220 | | 581 | 554 | 502 | 624 |
已实现(收益)风险损失 管理 | 40 | 137 | 66 | 25 | | (15) | 2 | (7) | (1) | | 25 | 139 | 59 | 24 |
营业利润率 | 694 | 664 | 162 | (221) | | (69) | (70) | 129 | (368) | | 625 | 594 | 291 | (589) |
| | | | | | | | | | | | | | |
(1)上期业绩已根据混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报方式的变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
(2)2021年1月1日之前的存货减记已重新分类为特许权使用费、采购产品、运输和混合或业务费用,以符合目前存货减记的列报方式。
按资产划分的营业利润率
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 |
截至12月31日的年度(百万美元) | 亚太地区 | | | 大西洋 | | | 离岸(1) | |
收入 | | | | | | | | | | | |
销售总额 | | 1,342 | | | | 440 | | | | 1,782 | |
减去:版税 | | 79 | | | | 29 | | | | 108 | |
| | 1,263 | | | | 411 | | | | 1,674 | |
费用 | | | | | | | | | | | |
运输和调合 | | — | | | | 15 | | | | 15 | |
运营中 | | 103 | | | | 136 | | | | 239 | |
营业利润率 | | 1,160 | | | | 260 | | | | 1,420 | |
| | | | | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 |
| 亚太地区 | | 大西洋 | | 离岸(1) |
(百万美元) | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 |
收入 | | | | | | | | | | | | | | |
销售总额 | 377 | 336 | 308 | 321 | | 143 | 68 | 119 | 110 | | 520 | 404 | 427 | 431 |
减去:版税 | 26 | 20 | 16 | 17 | | 8 | 4 | 9 | 8 | | 34 | 24 | 25 | 25 |
| 351 | 316 | 292 | 304 | | 135 | 64 | 110 | 102 | | 486 | 380 | 402 | 406 |
费用 | | | | | | | | | | | | | | |
运输和调合 | — | — | — | — | | 5 | 3 | 3 | 4 | | 5 | 3 | 3 | 4 |
运营中 | 29 | 28 | 24 | 22 | | 44 | 21 | 35 | 36 | | 73 | 49 | 59 | 58 |
营业利润率 | 322 | 288 | 268 | 282 | | 86 | 40 | 72 | 62 | | 408 | 328 | 340 | 344 |
| | | | | | | | | | | | | | |
(1)载于中期综合财务报表附注1。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 80 |
总集成成本
总整合成本是一项非公认会计准则财务计量,代表因该项安排而产生的成本,不包括股票发行成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 2021 |
(百万美元) | | 2021 | | | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 |
整合成本(1) | | 349 | | | | 47 | 45 | 34 | 223 |
资本化整合成本(2) | | 53 | | | | 4 | 15 | 12 | 22 |
总集成成本 | | 402 | | | | 51 | 60 | 46 | 245 |
| | | | | | | | | |
(1)合并损益表和中期合并财务报表。
(2)计入合并现金流量表的资本支出。
调整后的资金流与自由资金流
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。经调整的资金流量定义为来自(用于)经营活动的现金,不包括清偿退役负债和非现金营运资本的净变化。非现金营运资本由应收账款和应计收入、存货(不包括非现金存货减记和冲销)、应收所得税、应收账款和应计负债和应付所得税组成。
自由资金流是一种非公认会计准则的财务衡量指标,用于帮助衡量公司在为其资本计划融资后所拥有的可用资金。自由资金流量被定义为来自(用于)经营活动的现金,不包括清偿退役负债和非现金营运资本减去资本投资的净变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
截至12月31日的年度(百万美元) | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
经营活动所得(用于)现金 | | | | | | | | | 5,919 | | | | | 273 | | | | | 3,285 | | |
(添加)扣除: | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
退役债务的清偿 | | | | | | | | | (102) | | | | | (42) | | | | | (52) | | |
非现金营运资金净变动 | | | | | | | | | (1,227) | | | | | 198 | | | | | (333) | | |
调整后的资金流(2) | | | | | | | | | 7,248 | | | | | 117 | | | | | 3,670 | | |
资本投资 | | | | | | | | | 2,563 | | | | | 841 | | | | | 1,176 | | |
自由资金流(2) | | | | | | | | | 4,685 | | | | | (724) | | | | | 2,494 | | |
(1)已重述比较数字,以符合本MD&A中的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 2021 | | 2020 | |
(百万美元) | | | | | | | | | | | | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | | | |
经营活动所得(用于)现金 | | | | | | | | | | | | | 2,184 | | 2,138 | | 1,369 | | 228 | | | 250 | | 732 | | (834) | | 125 | | | | | |
(添加)扣除: | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
退役债务的清偿 | | | | | | | | | | | | | (35) | | (38) | | (18) | | (11) | | | (6) | | (3) | | (2) | | (31) | | | | | |
非现金营运资金净变动 | | | | | | | | | | | | | 271 | | (166) | | (430) | | (902) | | | (77) | | 328 | | (363) | | 310 | | | | | |
调整后的资金流(1) | | | | | | | | | | | | | 1,948 | | 2,342 | | 1,817 | | 1,141 | | | 333 | | 407 | | (469) | | (154) | | | | | |
资本投资 | | | | | | | | | | | | | 835 | | 647 | | 534 | | 547 | | | 242 | | 148 | | 147 | | 304 | | | | | |
自由资金流(1) | | | | | | | | | | | | | 1,113 | | 1,695 | | 1,283 | | 594 | | | 91 | | 259 | | (616) | | (458) | | | | | |
(1)已重述比较数字,以符合本MD&A中的定义。
净债务、总债务、净债务目标、净债务与资本比率、净债务与调整后EBITDA比率和净债务与调整后EBITDA比率目标
这些措施是用来管理我们的整体债务状况,以及作为衡量我们整体财政实力的指标。
净负债是一种特定的财务指标,用于监控我们的资本结构。我们的前瞻性净债务目标是公司努力实现和保持的期望净债务数额。净债务定义为扣除现金和现金等价物以及短期投资后的总债务。总债务的定义是短期借款加上长期债务的当期和长期部分。
我们将资本化定义为净债务加上股东权益。我们将经调整EBITDA定义为未计财务成本、利息收入、所得税支出(回收)、DD&A、勘探费用、商誉减值、风险管理未实现收益(亏损)、汇兑收益(亏损)、重估收益、或有付款重新计量、资产剥离收益(亏损)、其他收益(亏损)、权益会计投资收益(亏损)净额和份额(按往绩12个月计算)。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 81 |
我们的前瞻性净债务与调整后EBITDA比率目标是公司努力实现和保持的理想净债务与调整后EBITDA比率。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至(百万美元) | | 十二月三十一日, 2021 | | | | January 1, 2021 (1) | | | | 十二月三十一日, 2020 | | | | 十二月三十一日, 2019 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
短期借款 | | 79 | | | | | 161 | | | | | 121 | | | | | — | | |
长期债务的当期部分 | | — | | | | | — | | | | | — | | | | | — | | |
长期债务 | | 12,385 | | | | | 14,043 | | | | | 7,441 | | | | | 6,699 | | |
债务总额 | | 12,464 | | | | | 14,204 | | | | | 7,562 | | | | | 6,699 | | |
减去:现金和现金等价物 | | (2,873) | | | | | (1,113) | | | | | (378) | | | | | (186) | | |
净债务 | | 9,591 | | | | | 13,091 | | | | | 7,184 | | | | | 6,513 | | |
股东权益 | | 23,596 | | | | | | | | | 16,707 | | | | | 19,201 | | |
大写 | | 33,187 | | | | | | | | | 23,891 | | | | | 25,714 | | |
净债务与资本比率(百分比) | | 29 | | | | | | | | | 30 | | | | | 25 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
调整后的EBITDA | | 8,086 | | | | | | | | | 606 | | | | | 4,143 | | |
净债务与调整后EBITDA比率(倍) | | 1.2 | | | | | | | | | 11.9 | | | | | 1.6 | | |
(1)包括2020年12月31日的余额,加上从该安排中承担的金额的公允价值。从这项安排中承担的金额的公允价值为4000万美元的短期借款,66亿美元的长期债务,以及7.35亿美元的现金和现金等价物。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 2021 | | 2020 | |
截至(百万美元) | | | | | | | | | | | | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
短期借款 | | | | | | | | | | | | | 79 | | 48 | | 65 | | 266 | | | 121 | | 137 | | 299 | | 602 | | | | | |
长期债务的当期部分 | | | | | | | | | | | | | — | | 545 | | 632 | | — | | | — | | — | | — | | — | | | | | |
长期债务 | | | | | | | | | | | | | 12,385 | | 12,441 | | 12,748 | | 13,947 | | | 7,441 | | 7,797 | | 8,085 | | 6,979 | | | | | |
债务总额 | | | | | | | | | | | | | 12,464 | | 13,034 | | 13,445 | | 14,213 | | | 7,562 | | 7,934 | | 8,384 | | 7,581 | | | | | |
减去:现金和现金等价物 | | | | | | | | | | | | | (2,873) | | (2,010) | | (1,055) | | (873) | | | (378) | | (404) | | (152) | | (160) | | | | | |
净债务 | | | | | | | | | | | | | 9,591 | | 11,024 | | 12,390 | | 13,340 | | | 7,184 | | 7,530 | | 8,232 | | 7,421 | | | | | |
股东权益 | | | | | | | | | | | | | 23,596 | | 24,373 | | 23,629 | | 23,618 | | | 16,707 | | 17,032 | | 17,311 | | 17,734 | | | | | |
大写 | | | | | | | | | | | | | 33,187 | | 35,397 | | 36,019 | | 36,958 | | | 23,891 | | 24,562 | | 25,543 | | 25,155 | | | | | |
净债务与资本比率(百分比) | | | | | | | | | | | | | 29 | | 31 | | 34 | | 36 | | | 30 | | 31 | | 32 | | 30 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
调整后的EBITDA | | | | | | | | | | | | | 8,086 | | 6,327 | | 4,369 | | 2,584 | | | 606 | | 900 | | 1,360 | | 2,386 | | | | | |
净债务与调整后EBITDA比率(倍) | | | | | | | | | | | | | 1.2 | | 1.7 | | 2.8 | | 5.2 | | | 11.9 | | 8.4 | | 6.1 | | 3.1 | | | | | |
长期负债总额
长期负债总额是非公认会计准则的财务指标。该措施是为了满足国家文书51-102“持续披露义务”的要求而披露的,其定义为总负债减去流动负债总额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日,(百万美元) | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
长期债务 | | 12,385 | | | | 7,441 | | | | 6,699 | |
租赁负债 | | 2,685 | | | | 1,573 | | | | 1,720 | |
或有付款 | | — | | | | 27 | | | | 64 | |
退役负债 | | 3,906 | | | | 1,248 | | | | 1,235 | |
其他负债 | | 929 | | | | 181 | | | | 241 | |
递延所得税 | | 3,286 | | | | 3,234 | | | | 4,032 | |
长期负债总额 | | 23,191 | | | | 13,704 | | | | 13,991 | |
按资产分类的资本投资与前瞻性资本投资
按资产划分的资本投资是一种特定的财务计量,代表已确定资产的历史资本支出。前瞻性资本投资是代表预期未来资本支出的特定财务衡量标准。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 82 |
毛利率、炼油利润率和单位运营费用
毛利率、炼油利润率和单位运营费用是用来评估我们下游业务表现的具体财务指标。我们将毛利率定义为收入减去购买的产品。我们将炼油利润率定义为毛利率除以原油吞吐量。我们将单位运营费用定义为运营费用除以原油吞吐量。
加拿大制造业
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 |
截至十二月三十一日止的年度: (百万美元) | | 劳埃德明斯特升级机 | | | | 劳埃德明斯特炼油厂 | | | | 其他(1) | | | | 按合并财务报表编制 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
收入 | | 2,559 | | | | | 817 | | | | | 1,096 | | | | | 4,472 | | |
购买的产品 | | 2,041 | | | | | 659 | | | | | 852 | | | | | 3,552 | | |
毛利率 | | 518 | | | | | 158 | | | | | 244 | | | | | 920 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 营运统计数字 |
| | 劳埃德明斯特升级机 | | | | 劳埃德明斯特炼油厂 | | | | | | | | 已整合 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
原油吞吐量(Mbbls/d) | | 79.0 | | | | | 27.5 | | | | | | | | | 106.5 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
炼油利润率(美元/桶) | | 17.99 | | | | | 15.64 | | | | | | | | | 23.64 | | |
(1)包括乙醇和铁路原油业务以及营销活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 |
| 劳埃德明斯特升级机 | | 劳埃德明斯特炼油厂 | | 其他(1) | | 按合并中期财务报表 |
(百万美元) | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 |
收入 | 748 | 684 | 601 | 526 | | 206 | 278 | 197 | 136 | | 409 | 253 | 290 | 144 | | 1,363 | 1,215 | 1,088 | 806 |
购买的产品 | 592 | 556 | 484 | 409 | | 172 | 230 | 152 | 105 | | 364 | 200 | 171 | 117 | | 1,128 | 986 | 807 | 631 |
毛利率 | 156 | 128 | 117 | 117 | | 34 | 48 | 45 | 31 | | 45 | 53 | 119 | 27 | | 235 | 229 | 281 | 175 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 营运统计数字 |
| 劳埃德明斯特升级机 | | 劳埃德明斯特炼油厂 | | | | | | | 已整合 |
| Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | | | | | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 |
原油吞吐量(Mbbls/d) | 80.4 | 81.2 | 76.1 | 78.4 | | 27.9 | 27.1 | 27.4 | 27.8 | | | | | | | 108.3 | 108.3 | 103.5 | 106.2 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
炼油利润率(美元/桶) | 21.05 | 16.93 | 16.90 | 16.64 | | 13.25 | 19.29 | 18.03 | 12.43 | | | | | | | 23.60 | 22.89 | 29.78 | 18.40 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(1)包括乙醇和铁路原油业务以及营销活动。
美国制造业
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
截至12月31日的年度(百万美元) | | | | | | | | | 2021 | | | | 2020 (1) | | | | 2019 (1) | |
收入(2) | | | | | | | | | 20,043 | | | | | 4,733 | | | | | 8,291 | | |
购买的产品(2) | | | | | | | | | 17,955 | | | | | 4,429 | | | | | 6,735 | | |
毛利率 | | | | | | | | | 2,088 | | | | | 304 | | | | | 1,556 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油吞吐量(Mbbls/d) | | | | | | | | | 401.5 | | | | | 185.9 | | | | | 221.3 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
炼油利润率(美元/桶) | | | | | | | | | 14.25 | | | | | 4.47 | | | | | 19.26 | | |
(1)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(2)载于合并财务报表附注1。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 83 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | 2021 | | 2020 (1) | |
(百万美元) | | | | | | | | | | | | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | | | | |
收入(2) | | | | | | | | | | | | | 6,154 | | 5,723 | | 4,729 | | 3,437 | | | 1,100 | | 1,237 | | 841 | | 1,555 | | | | | |
购买的产品(2) | | | | | | | | | | | | | 5,635 | | 5,171 | | 4,229 | | 2,920 | | | 1,016 | | 1,133 | | 549 | | 1,731 | | | | | |
毛利率 | | | | | | | | | | | | | 519 | | 552 | | 500 | | 517 | | | 84 | | 104 | | 292 | | (176) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油吞吐量(Mbbls/d) | | | | | | | | | | | | | 361.6 | | 445.8 | | 435.5 | | 362.9 | | | 169.0 | | 191.1 | | 162.3 | | 221.1 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
炼油利润率(美元/桶) | | | | | | | | | | | | | 15.63 | | 13.45 | | 12.59 | | 15.84 | | | 5.40 | | 5.91 | | 19.77 | | (8.75) | | | | | |
(1)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(2)载于中期综合财务报表附注1。
零售业(1)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
(百万美元) | | | | | | | | | 截至三个月 2021年12月31日 | | | | 截至的年度 2021年12月31日 | |
收入 | | | | | | | | | 618 | | | | | 2,158 | | |
购买的产品 | | | | | | | | | 585 | | | | | 2,019 | | |
毛利率 | | | | | | | | | 33 | | | | | 139 | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
每单位DD&A
每单位DD&A是一种特定的财务衡量标准,用于在单位产量的基础上衡量DD&A。我们将每单位DD&A定义为DD&A除以产量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至的年度 2021年12月31日(百万美元) | 按合并财务报表编制(1) | | (减值)逆转 | 股权调整(2) | 其他 | | 按京东方计算DD&A的依据 |
油砂 | | 2,666 | | | — | | — | | (263) | | | | 2,403 | |
传统型 | | 3 | | | 378 | | — | | 63 | | | | 444 | |
离岸海域 | | 492 | | | — | | 70 | | 134 | | | | 696 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至的年度 2020年12月31日(百万美元) | 按合并财务报表编制(1) | | (减值)逆转 | 其他 | | 按京东方计算DD&A的依据 |
油砂 | | 1,687 | | | — | | (238) | | | | 1,449 | |
传统型 | | 880 | | | (555) | | (2) | | | | 323 | |
| | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(2)与HCML合资企业有关的收入和支出在合并财务报表中采用权益法核算。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 84 |
净额结算
净收益是石油和天然气行业常用的一种非公认会计准则财务指标,用于帮助衡量单位经营业绩。我们的净收益计算与《加拿大石油和天然气评估手册》中的定义一致。净收益反映了我们在每桶石油当量基础上的利润率。净收益的定义是总销售额减去特许权使用费、运输和混合以及运营费用除以销售额。净回扣不反映产品库存的非现金减记或冲销,直到产品售出时实现。销售价格、运输和混合成本以及销售量不包括购买凝析油的影响。凝析油与原油混合,将其运往市场。
下表提供了综合财务报表中包含营业利润率净额的项目的对账。2021年第一季度、第二季度和第三季度的净额调整可在各自季度的MD&A中找到,但上游和油砂业绩除外,这些业绩如下所示。
总产量
上游财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按合并财务报表编制 | | 调整 | | 净收益计算基础 | |
截至的年度 2021年12月31日(百万美元) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源 | 内部消费(2) | 股权调整(三) | 其他(4) | | 总计 上游 | |
销售总额 | | 27,844 | | | (6,311) | | (4,545) | | (710) | | 224 | | (390) | | | | 16,112 | | |
版税 | | 2,454 | | | — | | — | | — | | 52 | | — | | | | 2,506 | | |
购买的产品 | | 4,843 | | | — | | (4,545) | | — | | — | | (298) | | | | — | | |
运输和调合 | | 7,930 | | | (6,311) | | — | | — | | — | | — | | | | 1,619 | | |
运营中 | | 3,241 | | | — | | (8) | | (710) | | 25 | | (36) | | | | 2,512 | | |
净额回扣 | | 9,376 | | | — | | 8 | | — | | 147 | | (56) | | | | 9,475 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 788 | | | — | | (2) | | — | | — | | — | | | | 786 | | |
营业利润率 | | 8,588 | | | — | | 10 | | — | | 147 | | (56) | | | | 8,689 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按合并财务报表编制 | 调整 | | 净收益计算基础 | |
截至的年度 2020年12月31日(百万美元)(6) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源(5) | 库存减记(7) | 内部消费(2) | 其他(4) | | 总计 上游 | |
销售总额(5) | | 9,708 | | | (3,452) | | (1,559) | | — | | (295) | | (58) | | | | 4,344 | | |
版税 | | 371 | | | — | | — | | (1) | | — | | — | | | | 370 | | |
购买的产品(5) | | 1,530 | | | — | | (1,559) | | — | | — | | 29 | | | | — | | |
运输和调合 | | 4,764 | | | (3,452) | | — | | 1 | | — | | — | | | | 1,313 | | |
运营中 | | 1,476 | | | — | | — | | — | | (295) | | (72) | | | | 1,109 | | |
净额回扣 | | 1,567 | | | — | | — | | — | | — | | (15) | | | | 1,552 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 268 | | | — | | — | | — | | — | | — | | | | 268 | | |
营业利润率 | | 1,299 | | | — | | — | | — | | — | | (15) | | | | 1,284 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按合并财务报表编制 | | | | 净收益计算基础 | |
截至的年度 2019年12月31日(百万美元)(6) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源(5) | | 内部消费(2) | 其他(4) | | 总计 上游 | |
销售总额(5) | | 14,036 | | | (4,021) | | (2,507) | | | (222) | | (64) | | | | 7,222 | | |
版税 | | 1,173 | | | — | | — | | | — | | (7) | | | | 1,166 | | |
购买的产品(5) | | 2,471 | | | — | | (2,507) | | | — | | 36 | | | | — | | |
运输和调合 | | 5,234 | | | (4,021) | | — | | | — | | 1 | | | | 1,214 | | |
运营中 | | 1,406 | | | — | | — | | | (222) | | (63) | | | | 1,121 | | |
净额回扣 | | 3,752 | | | — | | — | | | — | | (31) | | | | 3,721 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 23 | | | — | | — | | | — | | — | | | | 23 | | |
营业利润率 | | 3,729 | | | — | | — | | | — | | (31) | | | | 3,698 | | |
| | | | | | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(2)代表常规区段生产的天然气体积,供油砂区段内部使用。
(3)与HCML合资企业有关的收入和费用采用权益法核算,用于合并财务报表。
(4)其他包括建筑、运输和调和以及第三方加工保证金。
(5)前期结果已根据产品互换和用于混合和优化活动的某些第三方采购的列报变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益(亏损)部分的调整。
(6)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(7)净回款不反映产品库存的非现金减记或冲销,直到产品售出时才变现。这些金额是扣除存货减记冲销后的净额。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 85 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按中期合并财务报表 | | 调整 | | 净收益计算基础 | |
截至三个月 2021年12月31日(百万美元) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源 | 内部消费(2) | 股权调整(三) | 其他(4)(7) | | 总计 上游 | |
销售总额 | | 8,237 | | | (1,989) | | (1,291) | | (241) | | 62 | | (146) | | | | 4,632 | | |
版税 | | 815 | | | — | | — | | — | | 29 | | — | | | | 844 | | |
购买的产品 | | 1,410 | | | — | | (1,291) | | — | | — | | (119) | | | | — | | |
运输和调合 | | 2,387 | | | (1,989) | | — | | — | | — | | — | | | | 398 | | |
运营中 | | 865 | | | — | | (8) | | (241) | | 7 | | (3) | | | | 620 | | |
净额回扣 | | 2,760 | | | — | | 8 | | — | | 26 | | (24) | | | | 2,770 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 202 | | | — | | — | | — | | — | | — | | | | 202 | | |
营业利润率 | | 2,558 | | | — | | 8 | | — | | 26 | | (24) | | | | 2,568 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按中期合并财务报表 | | 调整 | | 净收益计算基础 | |
截至三个月 2020年12月31日(百万美元)(5) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源 | | 内部消费(2) | 其他(4) | | 总计 上游 | |
销售总额(8) | | 2,749 | | | (853) | | (339) | | | (92) | | (16) | | | | 1,449 | | |
版税 | | 143 | | | — | | — | | | — | | — | | | | 143 | | |
购买的产品(8) | | 334 | | | — | | (339) | | | — | | 5 | | | | — | | |
运输和调合 | | 1,149 | | | (853) | | — | | | — | | — | | | | 296 | | |
运营中 | | 389 | | | — | | — | | | (92) | | (18) | | | | 279 | | |
净额回扣 | | 734 | | | — | | — | | | — | | (3) | | | | 731 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 40 | | | — | | — | | | — | | — | | | | 40 | | |
营业利润率 | | 694 | | | — | | — | | | — | | (3) | | | | 691 | | |
| | | | | | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(2)代表常规区段生产的天然气体积,供油砂区段内部使用。
(3)与HCML合资企业有关的收入和费用采用权益法核算,用于合并财务报表。
(4)其他包括建筑、运输和调和以及第三方加工保证金。
(5)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(6)实现前期存货冲销。
(7)日出销售、运输和混合以及运营成本已列报,以反映2021年第三季度营销活动分类的变化。
(8)上期业绩已根据混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
油砂
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 |
截至的年度 2021年12月31日(百万美元) | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 日出 | 其他油砂(2) | | 总沥青和重油 | | 天然气 | | 油砂总量 |
销售总额 | | 4,341 | | 5,115 | | 616 | | 3,212 | | | 13,284 | | | 13 | | | 13,297 | |
版税 | | 767 | | 1,078 | | 20 | | 330 | | | 2,195 | | | 1 | | | 2,196 | |
购买的产品 | | — | | — | | — | | — | | | — | | | — | | | — | |
运输和调合 | | 686 | | 526 | | 111 | | 207 | | | 1,530 | | | — | | | 1,530 | |
运营中 | | 701 | | 700 | | 157 | | 858 | | | 2,416 | | | 21 | | | 2,437 | |
净额回扣 | | 2,187 | | 2,811 | | 328 | | 1,817 | | | 7,143 | | | (9) | | | 7,134 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 786 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 6,348 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至的年度 2021年12月31日(百万美元) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | 其他(3) | | 油砂总量 |
销售总额 | | 13,297 | | | 6,311 | | 2,890 | | 329 | | | 22,827 | |
版税 | | 2,196 | | | — | | — | | — | | | 2,196 | |
购买的产品 | | — | | | — | | 2,890 | | 298 | | | 3,188 | |
运输和调合 | | 1,530 | | | 6,311 | | — | | | | 7,841 | |
运营中 | | 2,437 | | | — | | — | | 14 | | | 2,451 | |
净额回扣 | | 7,134 | | | — | | — | | 17 | | | 7,151 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 786 | | | — | | — | | — | | | 786 | |
营业利润率 | | 6,348 | | | — | | — | | 17 | | | 6,365 | |
| | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(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。
(3)其他包括建筑、运输和混合保证金。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 86 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 |
截至的年度 2020年12月31日(百万美元) | | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | | | | | | | | 油砂总量 |
销售总额 | | 1,859 | | 2,194 | | | | | | | | | 4,053 | |
版税 | | 95 | | 235 | | | | | | | | | 330 | |
购买的产品 | | — | | — | | | | | | | | | — | |
运输和调合 | | 667 | | 565 | | | | | | | | | 1,232 | |
运营中 | | 558 | | 551 | | | | | | | | | 1,109 | |
净额回扣 | | 539 | | 843 | | | | | | | | | 1,382 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 268 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 1,114 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | | 调整 | 按合并财务报表编制(1) |
截至的年度 2020年12月31日(百万美元)(3) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | 库存减记(5) | 其他 | | 油砂总量 |
销售总额(6) | | 4,053 | | | 3,452 | | 1,290 | | — | | 9 | | | 8,804 | |
版税 | | 330 | | | — | | — | | 1 | | — | | | 331 | |
购买的产品(6) | | — | | | — | | 1,290 | | — | | (28) | | | 1,262 | |
运输和调合 | | 1,232 | | | 3,452 | | — | | (1) | | — | | | 4,683 | |
运营中 | | 1,109 | | | — | | — | | — | | 47 | | | 1,156 | |
净额回扣 | | 1,382 | | | — | | — | | — | | (10) | | | 1,372 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 268 | | | — | | — | | — | | — | | | 268 | |
营业利润率 | | 1,114 | | | — | | — | | — | | (10) | | | 1,104 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 |
截至的年度 2019年12月31日(百万美元) | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | | | | | | | | 油砂总量 |
销售总额 | | 3,295 | | 3,511 | | | | | | | | | 6,806 | |
版税 | | 486 | | 650 | | | | | | | | | 1,136 | |
购买的产品 | | — | | — | | | | | | | | | — | |
运输和调合 | | 674 | | 458 | | | | | | | | | 1,132 | |
运营中 | | 526 | | 505 | | | | | | | | | 1,031 | |
净额回扣 | | 1,609 | | 1,898 | | | | | | | | | 3,507 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 23 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 3,484 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至的年度 2019年12月31日(百万美元) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | 其他(3) | | 油砂总量 |
销售总额(6) | | 6,806 | | | 4,021 | | 2,263 | | 11 | | | 13,101 | |
版税 | | 1,136 | | | — | | — | | 7 | | | 1,143 | |
购买的产品(6) | | — | | | — | | 2,263 | | (32) | | | 2,231 | |
运输和调合 | | 1,132 | | | 4,021 | | — | | (1) | | | 5,152 | |
运营中 | | 1,031 | | | — | | — | | 36 | | | 1,067 | |
净额回扣 | | 3,507 | | | — | | — | | 1 | | | 3,508 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 23 | | | — | | — | | — | | | 23 | |
营业利润率 | | 3,484 | | | — | | — | | 1 | | | 3,485 | |
| | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(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。
(3)其他包括建筑、运输和混合保证金。
(4)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(5)净回款不反映产品库存的非现金减记或冲销,直至产品售出时变现。这些金额是扣除存货减记冲销后的净额。
(6)上期业绩已根据调和和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 87 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 |
截至三个月 2021年12月31日(百万美元) | | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 《日出》(6) | 其他油砂(2) | | 总沥青和重油 | | 天然气 | | 油砂总量 |
销售总额 | | 1,304 | | 1,441 | | 189 | | 903 | | | 3,837 | | | 4 | | | 3,841 | |
版税 | | 280 | | 345 | | 7 | | 102 | | | 734 | | | — | | | 734 | |
购买的产品 | | — | | — | | — | | — | | | — | | | — | | | — | |
运输和调合 | | 166 | | 140 | | 28 | | 42 | | | 376 | | | — | | | 376 | |
运营中 | | 184 | | 194 | | 39 | | 230 | | | 647 | | | 6 | | | 653 | |
净额回扣 | | 674 | | 762 | | 115 | | 529 | | | 2,080 | | | (2) | | | 2,078 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 202 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 1,876 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净收益计算基础 | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至三个月 2021年12月31日(百万美元) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | 其他(3)(6) | | 油砂总量 |
销售总额 | | 3,841 | | | 1,989 | | 749 | | 138 | | | 6,717 | |
版税 | | 734 | | | — | | — | | — | | | 734 | |
购买的产品 | | — | | | — | | 749 | | 119 | | | 868 | |
运输和调合 | | 376 | | | 1,989 | | — | | — | | | 2,365 | |
运营中 | | 653 | | | — | | — | | 5 | | | 658 | |
净额回扣 | | 2,078 | | | — | | — | | 14 | | | 2,092 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 202 | | | — | | — | | — | | | 202 | |
营业利润率 | | 1,876 | | | — | | — | | 14 | | | 1,890 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 |
截至三个月 2020年12月31日(百万美元) | | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | | | | 总沥青和重油 | | | | 油砂总量 |
销售总额 | | 615 | | 756 | | | | | 1,371 | | | | | 1,371 | |
版税 | | 28 | | 103 | | | | | 131 | | | | | 131 | |
购买的产品 | | — | | — | | | | | — | | | | | — | |
运输和调合 | | 144 | | 134 | | | | | 278 | | | | | 278 | |
运营中 | | 154 | | 152 | | | | | 306 | | | | | 306 | |
净额回扣 | | 289 | | 367 | | | | | 656 | | | | | 656 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 40 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 616 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净收益计算基础 | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至三个月 2020年12月31日(百万美元)(4) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | | 其他 | | 油砂总量 |
销售总额(7) | | 1,371 | | | 853 | | 256 | | | 1 | | | 2,481 | |
版税 | | 131 | | | — | | — | | | — | | | 131 | |
购买的产品(7) | | — | | | — | | 256 | | | (6) | | | 250 | |
运输和调合 | | 278 | | | 853 | | — | | | — | | | 1,131 | |
运营中 | | 306 | | | — | | — | | | 11 | | | 317 | |
净额回扣 | | 656 | | | — | | — | | | (4) | | | 652 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 40 | | | — | | — | | | — | | | 40 | |
营业利润率 | | 616 | | | — | | — | | | (4) | | | 612 | |
| | | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(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。
(3)其他包括建筑、运输和混合保证金。
(4)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
(5)净回款不反映产品库存的非现金减记或冲销,直至产品售出时变现。这些金额是扣除存货减记冲销后的净额。
(6)日出销售、运输和混合以及运营费用已重新列报,以反映2021年第三季度营销活动分类的变化。
(7)上期业绩已根据混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报变化进行了调整。请参阅本MD&A中对合并收益表(亏损)部分的调整。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 88 |
传统型
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至的年度 2021年12月31日(百万美元) | 传统型 | | 第三方来源 | 其他(2) | | 传统型 |
销售总额 | | 1,519 | | | 1,655 | | 61 | | | | 3,235 | |
版税 | | 150 | | | — | | — | | | | 150 | |
购买的产品 | | — | | | 1,655 | | — | | | | 1,655 | |
运输和调合 | | 74 | | | — | | — | | | | 74 | |
运营中 | | 521 | | | 8 | | 22 | | | | 551 | |
净额回扣 | | 774 | | | (8) | | 39 | | | | 805 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | — | | | 2 | | — | | | | 2 | |
营业利润率 | | 774 | | | (10) | | 39 | | | | 803 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至的年度 2020年12月31日(百万美元)(3) | 传统型 | | 第三方来源 | 其他(2) | | 传统型 |
销售总额 | | 586 | | | 269 | | 49 | | | | 904 | |
版税 | | 40 | | | — | | — | | | | 40 | |
购买的产品 | | — | | | 269 | | (1) | | | | 268 | |
运输和调合 | | 81 | | | — | | | | | 81 | |
运营中 | | 295 | | | — | | 25 | | | | 320 | |
净额回扣 | | 170 | | | — | | 25 | | | | 195 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | — | | | — | | — | | | | — | |
营业利润率 | | 170 | | | — | | 25 | | | | 195 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至的年度 2019年12月31日(百万美元)(3) | 传统型 | | 第三方来源 | 其他(2) | | 传统型 |
销售总额 | | 638 | | | 244 | | 53 | | | | 935 | |
版税 | | 30 | | | — | | — | | | | 30 | |
购买的产品 | | — | | | 244 | | (4) | | | | 240 | |
运输和调合 | | 82 | | | — | | | | | 82 | |
运营中 | | 312 | | | — | | 27 | | | | 339 | |
净额回扣 | | 214 | | | — | | 30 | | | | 244 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | — | | | — | | — | | | | — | |
营业利润率 | | 214 | | | — | | 30 | | | | 244 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净收益计算基础 | | 调整 | | 按合并财务报表编制(1) |
截至三个月 2021年12月31日(百万美元) | | 传统型 | | 第三方来源 | 其他(2) | | 传统型 |
销售总额 | | 450 | | | 542 | | 8 | | | 1,000 | |
版税 | | 47 | | | — | | — | | | 47 | |
购买的产品 | | — | | | 542 | | — | | | 542 | |
运输和调合 | | 17 | | | — | | — | | | 17 | |
运营中 | | 128 | | | 8 | | (2) | | | 134 | |
净额回扣 | | 258 | | | (8) | | 10 | | | 260 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | — | | | — | | — | | | — | |
营业利润率 | | 258 | | | (8) | | 10 | | | 260 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | | 调整 | | | 按合并财务报表编制(1) | |
截至三个月 2020年12月31日(百万美元)(3) | 传统型 | | 第三方来源 | 其他(2) | | 传统型 | |
销售总额 | | 170 | | | 83 | | 15 | | | | 268 | | |
版税 | | 12 | | | — | | — | | | | 12 | | |
购买的产品 | | — | | | 83 | | 1 | | | | 84 | | |
运输和调合 | | 18 | | | — | | — | | | | 18 | | |
运营中 | | 65 | | | — | | 7 | | | | 72 | | |
净额回扣 | | 75 | | | — | | 7 | | | | 82 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | — | | | — | | — | | | | — | | |
营业利润率 | | 75 | | | — | | 7 | | | | 82 | | |
| | | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(2)反映加工设施的营业利润率。
(3)前期已重新分类,以符合本期的经营分部。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 89 |
离岸海域
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | | 调整,调整 | | 按合并财务报表编制(2) |
截至的年度 2021年12月31日(百万美元) | | 中国 | 印度尼西亚(1) | 亚太地区 | 大西洋 | | 离岸合计 | | 股权调整(1) | | 离岸合计 |
销售总额 | | 1,342 | | 224 | | 1,566 | | 440 | | | 2,006 | | | (224) | | | | 1,782 | |
版税 | | 79 | | 52 | | 131 | | 29 | | | 160 | | | (52) | | | | 108 | |
购买的产品 | | — | | — | | — | | — | | | — | | | — | | | | — | |
运输和调合 | | — | | — | | — | | 15 | | | 15 | | | — | | | | 15 | |
运营中 | | 94 | | 33 | | 127 | | 137 | | | 264 | | | (25) | | | | 239 | |
净额回扣 | | 1,169 | | 139 | | 1,308 | | 259 | | | 1,567 | | | (147) | | | | 1,420 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | — | | | — | | | | — | |
营业利润率 | | | | | | | 1,567 | | | (147) | | | | 1,420 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 | | 调整,调整 | | 按合并财务报表编制(2) |
截至三个月 2021年12月31日(百万美元) | | 中国 | 印度尼西亚(1) | 亚太地区 | 大西洋 | | 离岸合计 | | 股权调整(1) | | 离岸合计 |
销售总额 | | 377 | | 62 | | 439 | | 143 | | | 582 | | | (62) | | | | 520 | |
版税 | | 26 | | 29 | | 55 | | 8 | | | 63 | | | (29) | | | | 34 | |
购买的产品 | | — | | — | | — | | — | | | — | | | — | | | | — | |
运输和调合 | | — | | — | | — | | 5 | | | 5 | | | — | | | | 5 | |
运营中 | | 23 | | 12 | | 35 | | 45 | | | 80 | | | (7) | | | | 73 | |
净额回扣 | | 328 | | 21 | | 349 | | 85 | | | 434 | | | (26) | | | | 408 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | — | | | — | | | | — | |
营业利润率 | | | | | | | 434 | | | (26) | | | | 408 | |
| | | | | | | | | | | | |
(1)与HCML合资企业有关的收入和支出在合并财务报表中采用权益法入账。
(2)载于合并财务报表附注1。
销售量(1)
下表提供了用于计算净额回款的销售额:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的三个月, | | | | 截至十二月三十一日止的年度: | |
(除非另有说明,否则为Mboe/d) | 2021 | | | 2020 | | | | 2021 | | | | 2020 | | | | 2019 | |
油砂 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
福斯特克里克 | | 194.5 | | | | | 161.1 | | | | | 178.8 | | | | | 164.9 | | | | | 157.8 | | |
克里斯蒂娜·莱克 | | 239.1 | | | | | 220.7 | | | | | 232.7 | | | | | 221.7 | | | | | 188.9 | | |
日出 | | 29.9 | | | | | — | | | | | 25.2 | | | | | — | | | | | — | | |
其他油砂 | | 141.2 | | | | | — | | | | | 143.2 | | | | | — | | | | | — | | |
油砂总量 | | 604.7 | | | | | 381.8 | | | | | 579.9 | | | | | 386.6 | | | | | 346.7 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
传统型 | | 125.3 | | | | | 86.1 | | | | | 133.4 | | | | | 89.8 | | | | | 97.4 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
未计内部消费的销售额 | | 730.0 | | | | | 467.9 | | | | | 713.3 | | | | | 476.4 | | | | | 444.1 | | |
减去:内部消费(2) | | (88.8) | | | | | (57.0) | | | | | (86.0) | | | | | (55.9) | | | | | (53.3) | | |
内部消耗后的销售 | | 641.2 | | | | | 410.9 | | | | | 627.3 | | | | | 420.5 | | | | | 390.8 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
离岸海域 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
亚太地区--中国 | | 52.7 | | | | | — | | | | | 50.8 | | | | | — | | | | | — | | |
亚太地区-印度尼西亚 | | 9.8 | | | | | — | | | | | 9.5 | | | | | — | | | | | — | | |
亚太地区-总计 | | 62.5 | | | | | — | | | | | 60.3 | | | | | — | | | | | — | | |
大西洋 | | 15.0 | | | | | — | | | | | 13.2 | | | | | — | | | | | — | | |
离岸合计 | | 77.5 | | | | | — | | | | | 73.5 | | | | | — | | | | | — | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
总销售额 | | 718.7 | | | | | 410.9 | | | | | 700.8 | | | | | 420.5 | | | | | 390.8 | | |
(1)以干沥青为基础的。
(2)油砂分部用于内部消耗的天然气数量减少。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 90 |
下表列出了2021年第一季度、第二季度和第三季度在混合和优化活动中使用的产品互换和某些第三方采购的列报方式的变化,以及日出营销活动的分类。日出销售量、销售总额、特许权使用费、运输和混合以及运营费用都反映了2021年第一季度、第二季度和第三季度营销活动分类的变化。有关产品互换和第三方采购变化的更多详细信息,请参阅下文对综合收益表(亏损)的调整。
上游财务业绩
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按中期合并财务报表 | | 调整 | | 净收益计算基础 | |
截至三个月 2021年9月30日(百万美元) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源 | 内部消费(2) | 股权调整(三) | 其他(4) | | 总计 上游 | |
销售总额 | | 7,354 | | | (1,538) | | (1,203) | | (175) | | 60 | | (49) | | | | 4,449 | | |
版税 | | 733 | | | — | | — | | — | | 11 | | — | | | | 744 | | |
购买的产品 | | 1,270 | | | — | | (1,203) | | — | | — | | (67) | | | | — | | |
运输和调合 | | 1,941 | | | (1,538) | | — | | — | | — | | 20 | | | | 423 | | |
运营中 | | 800 | | | — | | — | | (175) | | 6 | | (11) | | | | 620 | | |
净额回扣 | | 2,610 | | | — | | — | | — | | 43 | | 9 | | | | 2,662 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 168 | | | — | | (2) | | — | | — | | — | | | | 166 | | |
营业利润率 | | 2,442 | | | — | | 2 | | — | | 43 | | 9 | | | — | | 2,496 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按中期合并财务报表 | | 调整 | | 净收益计算基础 | |
截至三个月 2021年6月30日(百万美元) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源 | 内部消费(2) | 股权调整(三) | 其他(4) | | 总计 上游 | |
销售总额 | | 6,128 | | | (1,416) | | (855) | | (145) | | 50 | | (105) | | | | 3,657 | | |
版税 | | 533 | | | — | | — | | — | | 5 | | — | | | | 538 | | |
购买的产品 | | 921 | | | — | | (855) | | — | | — | | (66) | | | | — | | |
运输和调合 | | 1,802 | | | (1,416) | | — | | — | | — | | (17) | | | | 369 | | |
运营中 | | 791 | | | — | | — | | (145) | | 7 | | (11) | | | | 642 | | |
净额回扣 | | 2,081 | | | — | | — | | — | | 38 | | (11) | | | | 2,108 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 188 | | | — | | — | | — | | — | | — | | | | 188 | | |
营业利润率 | | 1,893 | | | — | | — | | — | | 38 | | (11) | | | | 1,920 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按中期合并财务报表 | | 调整 | | 净收益计算基础 | |
截至三个月 2021年3月31日(百万美元) | 上游合计(1) | | 凝析油 | 第三方来源 | 内部消费(2) | 股权调整(三) | 其他(4) | | 总计 上游 | |
销售总额 | | 6,125 | | | (1,368) | | (1,196) | | (149) | | 52 | | (90) | | | | 3,374 | | |
版税 | | 373 | | | — | | — | | — | | 7 | | — | | | | 380 | | |
购买的产品 | | 1,242 | | | — | | (1,196) | | — | | — | | (46) | | | | — | | |
运输和调合 | | 1,800 | | | (1,368) | | — | | — | | — | | (3) | | | | 429 | | |
运营中 | | 785 | | | — | | — | | (149) | | 5 | | (11) | | | | 630 | | |
净额回扣 | | 1,925 | | | — | | — | | — | | 40 | | (30) | | | | 1,935 | | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 230 | | | — | | — | | — | | — | | — | | | | 230 | | |
营业利润率 | | 1,695 | | — | | — | | — | | — | | 40 | | (30) | | — | | | 1,705 | | |
| | | | | | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(2)代表常规区段生产的天然气体积,供油砂区段内部使用。
(3)与HCML合资企业有关的收入和费用采用权益法核算,用于合并财务报表。
(4)其他包括建筑、运输和调和以及第三方加工保证金。
| | | | | |
Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 91 |
油砂
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 |
截至三个月 2021年9月30日(百万美元) | | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 日出 | 其他油砂(2) | | 总沥青和重油 | | 天然气 | | 油砂总量 |
销售总额 | | 1,325 | | 1,405 | | 173 | | 876 | | | 3,779 | | | 3 | | | 3,782 | |
版税 | | 238 | | 324 | | 8 | | 98 | | | 668 | | | 1 | | | 669 | |
购买的产品 | | — | | — | | — | | — | | | — | | | — | | | — | |
运输和调合 | | 192 | | 125 | | 33 | | 50 | | | 400 | | | — | | | 400 | |
运营中 | | 194 | | 171 | | 33 | | 212 | | | 610 | | | 5 | | | 615 | |
净额回扣 | | 701 | | 785 | | 99 | | 516 | | | 2,101 | | | (3) | | | 2,098 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 166 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 1,932 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净收益计算基础 | 调整 | | 按中期合并财务报表编制(1) |
截至三个月 2021年9月30日(百万美元) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | 其他(3) | | 油砂总量 |
销售总额 | | 3,782 | | | 1,538 | | 758 | | 39 | | | 6,117 | |
版税 | | 669 | | | — | | — | | — | | | 669 | |
购买的产品 | | — | | | — | | 758 | | 67 | | | 825 | |
运输和调合 | | 400 | | | 1,538 | | — | | (20) | | | 1,918 | |
运营中 | | 615 | | | — | | — | | 1 | | | 616 | |
净额回扣 | | 2,098 | | | — | | — | | (9) | | | 2,089 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 166 | | | — | | — | | — | | | 166 | |
营业利润率 | | 1,932 | | | — | | — | | (9) | | | 1,923 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益计算基础 |
截至三个月 2021年6月30日(百万美元) | | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 日出 | 其他油砂(2) | | 总沥青和重油 | | 天然气 | | 油砂总量 |
销售总额 | | 860 | | 1,274 | | 131 | | 737 | | | 3,002 | | | 3 | | | 3,005 | |
版税 | | 142 | | 242 | | 2 | | 83 | | | 469 | | | — | | | 469 | |
购买的产品 | | — | | — | | — | | — | | | — | | | — | | | — | |
运输和调合 | | 155 | | 131 | | 26 | | 35 | | | 347 | | | — | | | 347 | |
运营中 | | 154 | | 171 | | 54 | | 205 | | | 584 | | | 5 | | | 589 | |
净额回扣 | | 409 | | 730 | | 49 | | 414 | | | 1,602 | | | (2) | | | 1,600 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 189 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 1,411 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净收益计算基础 | 调整 | | 按中期合并财务报表编制(1) |
截至三个月 2021年6月30日(百万美元) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | 其他(3) | | 油砂总量 |
销售总额 | | 3,005 | | | 1,416 | | 568 | | 86 | | | 5,075 | |
版税 | | 469 | | | — | | — | | — | | | 469 | |
购买的产品 | | — | | | — | | 568 | | 66 | | | 634 | |
运输和调合 | | 347 | | | 1,416 | | — | | 17 | | | 1,780 | |
运营中 | | 589 | | | — | | — | | 3 | | | 592 | |
净额回扣 | | 1,600 | | | — | | — | | — | | | 1,600 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 189 | | | — | | — | | — | | | 189 | |
营业利润率 | | 1,411 | | | — | | — | | — | | | 1,411 | |
| | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(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。
(3)其他包括建筑、运输和混合保证金。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 92 |
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| 净收益计算基础 |
截至三个月 2021年3月31日(百万美元) | | 福斯特克里克 | 克里斯蒂娜·莱克 | 日出 | 其他油砂(2) | | 总沥青和重油 | | 天然气 | | 油砂总量 |
销售总额 | | 852 | | 995 | | 123 | | 696 | | | 2,666 | | | 3 | | | 2,669 | |
版税 | | 107 | | 167 | | 3 | | 47 | | | 324 | | | — | | | 324 | |
购买的产品 | | — | | — | | — | | — | | | — | | | — | | | — | |
运输和调合 | | 173 | | 130 | | 24 | | 80 | | | 407 | | | — | | | 407 | |
运营中 | | 169 | | 164 | | 31 | | 211 | | | 575 | | | 5 | | | 580 | |
净额回扣 | | 403 | | 534 | | 65 | | 358 | | | 1,360 | | | (2) | | | 1,358 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | | | | | | | | | | 229 | |
营业利润率 | | | | | | | | | | | 1,129 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净收益计算基础 | 调整 | | 按中期合并财务报表编制(1) |
截至三个月 2021年3月31日(百万美元) | | 油砂总量 | | 凝析油 | 第三方来源 | 其他(3) | | 油砂总量 |
销售总额 | | 2,669 | | | 1,368 | | 815 | | 66 | | | 4,918 | |
版税 | | 324 | | | — | | — | | — | | | 324 | |
购买的产品 | | — | | | — | | 815 | | 46 | | | 861 | |
运输和调合 | | 407 | | | 1,368 | | — | | 3 | | | 1,778 | |
运营中 | | 580 | | | — | | — | | 5 | | | 585 | |
净额回扣 | | 1,358 | | | — | | — | | 12 | | | 1,370 | |
风险管理中的已实现(收益)损失 | | 229 | | | — | | — | | — | | | 229 | |
营业利润率 | | 1,129 | | | — | | — | | 12 | | | 1,141 | |
| | | | | | | | |
(1)载于合并财务报表附注1。
(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。
(3)其他包括建筑、运输和混合保证金。
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 93 |
对合并收益表(亏损)的调整
在油砂分部的综合收益(亏损)表中列报的某些比较信息已被修订。在截至2021年12月31日的三个月和十二个月内,公司进行了调整,以更恰当地记录用于混合和优化活动的某些第三方采购。第三方采购和销售的一部分以前在净销售额的基础上记录在总销售额中。经确定,将购买的产品报告为采购产品更为恰当。这些金额现在已作为购买的产品重新列报,以与类似交易保持一致。此外,该公司还发现了对产品掉期的不一致处理,这些掉期在净销售额或购买产品的基础上进行了适当的记录。展望未来,产品掉期的所有收益或损失都将记录在购买的产品中。因此,Cenovus修订了增加收入和购买产品的比较期间,不影响净收益(亏损)、部门收入(亏损)、净回扣、现金流或财务状况。
下表将以前在合并收益(亏损)报表中报告的金额与相应的订正金额进行核对:
2021年修订
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月 March 31, 2021 | | 截至三个月 June 30, 2021 | | 截至三个月 2021年9月30日 |
油砂区段 | 之前报道的 | | | 修订版本 | | 修订后 | | | 之前报道的 | | | 修订版本 | | | 修订后 | | | 之前报道的 | | | 修订版本 | | | 修订后 | |
销售总额 | | 4,775 | | | | 143 | | | | 4,918 | | | | 5,015 | | | | 60 | | | | 5,075 | | | | 6,114 | | | | 3 | | | | 6,117 | |
购买的产品 | | 718 | | | | 143 | | | | 861 | | | | 574 | | | | 60 | | | | 634 | | | | 822 | | | | 3 | | | | 825 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2020年的修订
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月 March 31, 2020 | | 截至三个月 June 30, 2020 | | 截至三个月 2020年9月30日 |
油砂区段 | 之前报道的 | | | 修订版本 | | 修订后 | | | 之前报道的 | | | 修订版本 | | | 修订后 | | | 之前报道的 | | | 修订版本 | | | 修订后 | |
销售总额 | | 2,434 | | | | (9) | | | | 2,425 | | | | 1,247 | | | | 137 | | | | 1,384 | | | | 2,436 | | | | 78 | | | | 2,514 | |
购买的产品 | | 405 | | | | (9) | | | | 396 | | | | 166 | | | | 137 | | | | 303 | | | | 235 | | | | 78 | | | | 313 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月 2020年12月31日 | | 截至12个月 2020年12月31日 |
油砂区段 | 之前报道的 | | | 修订版本 | | 修订后 | | | 之前报道的 | | | 修订版本 | | | 修订后 | |
销售总额 | | 2,364 | | | | 117 | | | | 2,481 | | | | 8,481 | | | | 323 | | | | 8,804 | |
购买的产品 | | 133 | | | | 117 | | | | 250 | | | | 939 | | | | 323 | | | | 1,262 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
2019年修订版
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12个月 2019年12月31日 |
油砂区段 | 之前报道的 | | | 修订版本 | | | 修订后 | |
销售总额 | | 12,739 | | | | 362 | | | | 13,101 | |
购买的产品 | | 1,869 | | | | 362 | | | | 2,231 | |
| | | | | | | | | | | |
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Cenovus Energy Inc.-2021管理层的讨论与分析 | 94 |