展品99.2

Cenovus Energy Inc.

管理层的讨论和分析(未经审计)

截至2023年9月30日止的期间

(加元)

管理层的讨论与分析

Cenovus概述						3
季度业绩概述						5
经营业绩和财务业绩						7
我们财务业绩背后的大宗商品价格						14
展望						17
可报告的细分市场						18
上游						18
油砂						18
常规						24
离岸						27
下游						32
加拿大制造业						32
美国制造业						35
公司和淘汰						38
流动资金和资本资源						40
风险管理和风险因素						46
关键会计判断、估计不确定性和会计政策						46
控制环境						47
咨询						47
缩略语						50
指明的财务措施						51
上期修订						64

本管理层于2023年11月1日对Cenovus Energy Inc.(包括对“我们”、“我们”、“ITS”、“公司”或“Cenovus”的引用，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2023年9月30日未经审计的中期合并财务报表及其附注(“中期合并财务报表”)、12月31日一并阅读。2022年经审计的综合财务报表及附注(“综合财务报表”)和2022年12月31日的MD&A(“年度MD&A”)。除非另有说明，本MD&A中包含的所有信息和声明均截至2023年11月1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”)于2023年11月1日由Cenovus董事会审核委员会(“董事会”)审核并建议董事会批准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+(sedarplus.ca)、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。

陈述的基础

本MD&A和中期综合财务报表是以加元编制的(其中包括对“美元”或“美元”的引用)，除非另有货币注明，并符合国际会计准则委员会发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。

我们是一家总部位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里的综合能源公司。我们是加拿大最大的原油和天然气生产商之一，在加拿大和亚太地区拥有上游业务，也是加拿大最大的炼油商和提升商之一，在加拿大和美国(“美国”)拥有下游业务。

我们的上游业务包括阿尔伯塔省北部的油砂项目；加拿大西部的热能和常规原油、天然气和天然气液体(“NGL”)项目；纽芬兰和拉布拉多近海的原油生产；以及中国和印度尼西亚近海的天然气和NGL生产。我们的下游业务包括在加拿大和美国的升级和炼油业务，以及加拿大各地的商业燃料业务。

我们的业务涉及整个价值链的活动，在加拿大和国际上开发、生产、提炼、运输和销售原油、天然气和精炼石油产品。我们整合的上下游业务通过获取原油和天然气生产到运输燃料等成品销售的价值，帮助我们减轻轻重质原油差价波动的影响，并为我们的净收益做出贡献。

我们2023年的战略和主要优先事项

在Cenovus，我们的目标是让世界充满活力，让人们的生活变得更美好。我们的战略专注于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，同时提供一流的安全业绩和可持续发展领导地位。该公司在所有价格周期中优先考虑产生自由资金流，以管理我们的资产负债表，通过增加股息和购买普通股来增加股东回报，对我们的业务进行再投资，并使我们的投资组合多样化。2022年12月6日，我们发布了2023年预算。我们2023年7月26日的指导意见可在我们的网站cenovus.com上找到。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的运营和财务结果部分。

2023年，我们将通过五个关键目标实现我们的战略。

一流的安全和运营绩效

安全可靠的运营是我们的首要任务。我们努力确保我们整个产品组合的安全可靠运营，包括一流的健康和安全表现。

我们继续致力于改善经营业绩，包括使Superior Refinery安全地恢复全面运营，并整合托莱多炼油厂，重点展示我们所有运营资产的一致和可靠的业绩。

可持续发展领先

可持续发展一直深深植根于Cenovus的文化中。我们在我们的五个环境、社会和治理(“ESG”)重点领域制定了雄心勃勃的目标，并继续推进切实的计划，以实现这些目标。我们的五个ESG重点领域是：

·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。

有关Cenovus在ESG重点领域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，请参阅我们网站cenovus.com上的Cenovus 2022年ESG报告。

成本领先

我们的目标是通过具有竞争力的成本结构和优化的利润率实现股东价值最大化。虽然我们努力优化我们所有业务领域的成本结构，但我们的重点领域之一是优化基础设施，降低运营和资本成本，并减少我们传统资产的温室气体排放。

金融纪律与自由资金流增长

我们专注于实现和保持目标债务水平，同时为Cenovus在所有大宗商品价格周期中的弹性做好准备。我们继续根据我们的财务和股东回报框架为股东提供有意义的回报。

关注回报的资本配置

我们继续采取有纪律的方法，将资本配置到在大宗商品价格周期底部产生回报的项目，并提供可持续增长股东回报的机会。

我们已经实质性地推进了西白玫瑰项目，以便在2026年交付第一批石油。

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的油砂资产包括福斯特克里克、克里斯蒂娜湖、日出、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油资产。Cenovus通过对赫斯基中流有限合伙企业(“HMLP”)的股权投资，共同拥有和运营管道收集系统和码头。Cenovus生产和第三方商品交易量的销售和运输是通过访问加拿大和美国的第三方管道和存储设施的能力来管理和销售的，以优化产品组合、交货点、运输承诺和客户多样化。

·常规，包括在艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省的Elmworth-Wapiti、Kaybob-Edson、Clearwater和彩虹湖作业区内富含NGL和天然气的资产，以及在许多天然气加工设施中的权益。Cenovus的NGL和天然气生产通过第三方管道、出口终端和储存设施的能力进行销售和运输，并增加第三方大宗商品交易量。这些措施为市场准入提供了灵活性，以优化产品组合、交货点、运输承诺和客户多样化。

·离岸，包括在中国和加拿大东海岸的离岸业务、勘探和开发活动，以及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转化为合成原油、柴油、沥青和其他辅助产品。Cenovus还拥有并运营Bruderheim原油铁路终点站和两家乙醇工厂。该公司在加拿大的商业燃料业务包括在这一领域。Cenovus营销其生产和第三方大宗商品交易量，以努力利用其整合的资产网络实现价值最大化。

·美国制造业，包括在全资拥有的利马、苏必利和托莱多炼油厂以及联合拥有的Wood River和Borger炼油厂(与运营商Phillips 66共同拥有)提炼原油以生产汽油、柴油、喷气燃料、沥青和其他产品。Cenovus还销售自己和第三方的一些精炼石油产品，包括汽油、柴油、喷气燃料和沥青。

公司和淘汰

公司和抵销，主要包括Cenovus范围内的一般和行政成本、融资活动、公司相关衍生工具和外汇风险管理的损益。减税包括调整各部门之间的天然气内部使用量和凝析油产量、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、出售从加拿大制造部门的混合原油生产中提取并出售给油砂部门的凝析油，以及库存中的未实现利润。抵销是根据市场价格记录的。

第三季度的重点是一些运营里程碑，我们所有资产的稳健运营表现，以及与第二季度相比大宗商品价格环境的改善，从而产生了强劲的财务业绩。

·按照我们的首要任务执行。我们在上下游一体化业务中提供安全运营，并努力不断提高我们的安全记录。

·提供了强劲的上游表现。上游平均日产量为79.7万BOE，而第二季度为729.9万BOE。在第二季度发生重大野火活动后，我们基本上恢复了常规业务的全面运营。在油砂领域，我们在第二季度计划扭亏为盈后提供了可靠的运营，福斯特克里克的两个新井垫开始生产，福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的三个新井垫的投产已经完成。在离岸业务方面，在大西洋地区的计划内扭亏为盈以及第二季度中国发生计划外停电后，我们提供了可靠的运营。

·取得了离岸里程碑。西白玫瑰项目进展顺利，建设完成约75%。Terra Nova浮式生产、储存和卸载装置(“FPSO”)于8月重返油田。调试活动正在进行中，预计将在第四季度恢复生产。此外，我们在印尼的MAC气田实现了第一次天然气生产。

·在我们的下游运营资产中处于有利地位。当季原油单位日产量(或“吞吐量”)为664.3桶/日，较第二季增加12.65万桶/日。托莱多炼油厂在第二季度安全重启后表现良好。在Superior炼油厂，催化裂化装置(“FCCU”)已于10月初启动。美国制造部门的原油利用率为88%(第二季度-70%)。在加拿大制造部门，我们实现了98%的原油利用率(第二季度-86%)。我们处于有利地位，可以优化我们的整合资产网络和上下游业务之间的重油价值链。

·改善了大宗商品价格环境。全球原油基准较第二季度走强，与此同时，位于哈迪斯蒂的WTI-WCS价差收窄14%，至每桶12.91美元。哈迪斯蒂的WCS平均为每桶69.35美元，高于第二季度的每桶58.74美元。凝析油价格较第二季度有所上涨；然而，涨幅不及原油基准。基准成品油价格较第二季度有所改善，柴油价格上涨11%，至每桶113.77美元，汽油价格上涨3%，至每桶105.59美元。第二季度以较低价格购买的原料对我们第三季度在美国的炼油利润率产生了积极影响。

·稳健的财务业绩。来自经营活动的现金流为27亿美元，高于第二季度的20亿美元。调整后的资金流为34亿美元(第二季度为19亿美元)，主要是由于大宗商品价格环境的改善和上文讨论的强劲经营业绩。

·减少长期债务。我们在第三季度以8400万美元的折扣购买了10亿美元的长期债务。截至2023年9月30日，随着我们迈向40亿美元的净债务目标，净债务减少了3.91亿美元，至60亿美元。这一下降是由强劲的财务业绩推动的，但部分被股东回报和主要由于大宗商品价格上涨而导致的营运资本增加所抵消。

·为股东带来了可观的现金回报。我们向股东返还了12亿美元，其中包括6亿美元用于部分支付我们的普通股认股权证义务(Cenovus认股权证)，通过我们的NCIB以3.61亿美元购买1380万股普通股，以及2.64亿美元通过普通股基础股息。2023年11月1日，董事会宣布第四季度基本股息为每股普通股0.140美元，优先股股息为900万美元。

季度业绩摘要

(1)有关按产品类型划分的上游总产量的摘要，请参阅本MD&A的运营和财务结果部分。

(2)代表Cenovus在炼油业务中的净权益。

(3)非公认会计准则财务计量或包含非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。

(4)上表所有期间的净收益(亏损)与持续经营的净收益(亏损)相同。

精选运营结果-上游

(1)有关按产品类型划分的产量摘要，请参阅本MD&A的油砂、常规或近海可报告区段部分。

(2)常规区段生产的所有天然气都由油砂和加拿大制造区段内部消耗。

与2022年相比，2023年第三季度上游总产量每天增加19.1千BOE，原因是：

·2022年8月31日从英国石油加拿大能源集团(BP Canada Energy Group ULC)手中收购日出油砂合伙企业剩余50%的权益(日出或日出收购)，以及2023年再开发计划的成功结果。

·2023年第二季度和第三季度福斯特克里克上线的井垫的影响，以及2022年的计划内维护和计划外停电。

·2022年第四季度，印度尼西亚的MBH和MDA气田首次生产天然气。

·2022年第三季度末，北斯普鲁斯湖热电厂的第一批石油。

克里斯蒂娜湖计划在2022年第二季度扭亏为盈后，由于同花顺产量下降，以及2023年新井垫的时间安排，部分抵消了这一增长。

与2022年相比，2023年前9个月的日产量减少了10.5万BOE，原因是：

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

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

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

·如上所述，克里斯蒂娜湖产量下降，部分被2022年第二季度的扭亏为盈活动所抵消。

·由于计划在2023年第二季度扭亏为盈，福斯特克里克的产量下降，影响比2022年计划内维护和计划外停电更大。

影响2023年第三季度的相同因素部分抵消了这一下降。

精选经营业绩--下游

(1)有关按产品类型划分的生产摘要，请参阅本MD&A中的加拿大制造业和美国制造业可报告细分市场部分。

在加拿大制造部门，与2022年相比，截至2023年9月30日的三个月，总产量和精炼产品产量有所增长。增加的原因是劳埃德明斯特升级机(“升级机”)和劳埃德明斯特炼油厂在2023年第三季度达到或接近产能，加上2022年第三季度临时计划外停机。

在截至2023年9月30日的9个月中，原油产量和成品油产量较2022年有所增长，原因与上文讨论的相同因素相结合：

·劳埃德明斯特炼油厂在2023年的前九个月满负荷或接近满负荷运转。

·Upgrader和Lloydminster炼油厂2022年额外的临时计划外停电和计划中的扭亏为盈。

2023年第二季度Upgrader的意外停机部分抵消了这一增长。

在美国制造业领域，截至2023年9月30日的三个月，总产量和精炼产品产量较2022年大幅增长，原因是：

·于2023年2月28日从BP Products North America Inc.(“BP”)手中收购托莱多炼油厂剩余50%的权益(“收购托莱多”)。该炼油厂于4月部分重启，并于6月全面投产。2023年第三季度的原油利用率为90%(2022-58%)。

·2023年3月中旬，Superior炼油厂引进原油。10月初，我们安全地重新启动了催化裂化装置。2023年第三季度的原油利用率为66%(2022年为零)。

·伍德河炼油厂的强劲表现，再加上计划在2022年第三季度扭亏为盈的影响。伍德河和博尔格炼油厂第三季度的原油利用率为95%(2022-91%)。

利马炼油厂的计划外停电和计划内维护部分抵消了这一增长。第三季度，利马炼油厂的原油利用率为82%(2022-94%)。我们继续寻找整合利马和托莱多炼油厂的方法，以优化我们的运营利润率。

在截至2023年9月30日的9个月中，原油产量和成品油产量较2022年有所增长，原因与上文讨论的相同因素相结合：

·利马炼油厂今年到目前为止的表现相对稳定。原油利用率为89%(2022-88%)。

·伍德河炼油厂计划于2023年第二季度完成的扭亏为盈，其影响小于2022年的扭亏为盈，以及2022年初为根据市场状况优化利润率而降低运行率的决定。

增加的款额被以下各项部分抵销：

·博格炼油厂计划在春季实现扭亏为盈，并在第二季度进行临时的计划外停电。与2022年春季完成的扭亏为盈相比，扭亏为盈和停运对吞吐量的影响更大。

·伍德河炼油厂和博尔格炼油厂2022年第四季度的计划外停电问题已于2023年第一季度得到解决。

选定的合并财务结果

收入

与2022年第三季度相比，收入下降了17%，至146亿美元。今年到目前为止，收入比2022年下降了26%，降至391亿美元。下降主要是由于混合原油基准价格下降影响了我们的油砂业务，以及天然气和成品油基准价格下降，但这部分被加元相对美元的平均疲软所抵消。

营业利润率

营业利润率是一项特定的财务指标，用于为我们的资产的现金产生业绩提供一致的衡量标准，以便于我们在不同时期的基本财务业绩进行比较。

(1)比较期间反映了某些修订。有关详情，请参阅本MD&A咨询部分的中期综合财务报表附注26及前期修订。

按部门划分的营业利润率

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月

与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月的营业利润率增加了10亿美元，达到44亿美元，主要原因是：

·美国制造部门毛利率上升，主要原因是托莱多炼油厂全面投产，Superior Refinery在2023年第三季度扩大运营，加上第二季度以较低价格购买的加工原料对我们第三季度的美国炼油利润率产生了积极影响。

·油砂部门的已实现原油销售价格上升，原因是由于WCS-凝析油差异显著收窄，通过混合销售回收的凝析油成本所占比例更高。此外，我们的油砂部门受益于以较低价格购买的混合凝析油。

·更高的油砂销售量主要是由产量增加推动的。

与2022年相比，常规部门的营业利润率下降，主要原因是已实现天然气价格下降。这一下降通常被油砂和加拿大制造部门从传统部门购买天然气的燃料运营成本减少所抵消。

截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月

与2022年同期相比，截至2023年9月30日的9个月的营业利润率下降了26亿美元，降至89亿美元，主要原因是：

·由于基准定价较低，已实现原油和NGL销售价格较低。

·由于市场裂解蔓延较低，美国制造部门的毛利率下降，部分抵消了由于托莱多和Superior炼油厂投入运营而提高的产能和精炼产品产量。

·我们离岸部门的销售额下降。

·油砂部门的非燃料运营费用增加，主要原因是维修和维护费用增加。

·油砂领域的运输成本上升，主要原因是关税增加。

营业利润率的下降被以下因素部分抵消：

·油砂和常规领域的特许权使用费较低，原因是原油和天然气基准定价较低。

·与2022年的重大已实现风险管理亏损相比，2023年的已实现风险管理收益较小。

与2022年相比，常规部门的营业利润率下降，主要原因是已实现天然气价格下降。这一下降通常被油砂和加拿大制造部门从传统部门购买天然气的燃料运营成本减少所抵消。

经营活动的现金和调整后的资金流

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

与2022年相比，2023年第三季度来自经营活动的现金减少。较高的营业利润率被非现金营运资本的变化所抵消。非现金营运资金净变化为6.41亿美元，主要原因是应收账款、库存增加和现金税增加，主要是由于商品价格上涨。这一变化被主要由于原油吞吐量增加而增加的应付账款部分抵消。

与2022年相比，2023年第三季度调整后的资金流更高，主要是由于营业利润率增加。

与2022年相比，2023年前9个月来自经营活动的现金减少。下降的主要原因是营业利润率较低和非现金营运资本的变化，但被2022年或有付款部分抵消。2023年前9个月的非现金营运资本净变化为21亿美元，主要是由于支付了12亿美元的所得税负债，以及上文讨论的影响第三季度的相同因素。

在截至2023年9月30日的9个月中，调整后的资金流比2022年有所下降，主要是由于营业利润率下降。

净收益(亏损)

(1)包括公司和抵销收入、采购产品、运输和混合费用、运营费用和风险管理方面的(收益)损失；权益会计关联公司的收入(亏损)份额；利息收入和已实现的汇兑(收益)损失。

2023年第三季度净收益较2022年同期增加2.55亿美元，原因是营业利润率提高，未实现汇兑损失减少，融资成本降低。增加被与2022年第三季度收购日出有关的重估收益、与2022年收益相比重新计量日出或有付款的亏损、长期激励成本导致的一般和行政费用增加以及DD&A增加所部分抵消。

与2022年同期相比，2023年前9个月的净收益减少23亿美元，原因是营业利润率下降、与2022年收购日出相关的重估收益、2022年与Superior Refinery和大西洋地区事件相关的保险收益导致的其他收入下降、2022年资产剥离净收益增加以及DD&A增加。净收益的减少被所得税支出下降、2023年未实现外汇收益与2022年亏损相比部分抵消，以及财务成本下降。

净债务

长期债务较2023年6月30日减少13亿美元，较2022年12月31日减少15亿美元，主要是由于在2023年第三季度购买了本金总额为10亿美元的无担保票据。净债务较2023年6月30日减少3.91亿美元，较2022年12月31日增加17亿美元。今年到目前为止的增长部分是由于在2023年第一季度支付了12亿美元的所得税债务。

有关更多详细信息，请参阅本MD&A的流动性和资本资源部分。

资本投资(1)

(1)包括房地产、厂房和设备(“PP&E”)、勘探和评估(“E&E”)资产和资本化利息的支出。不包括我们在印尼的股权会计投资所产生的成本。

2023年前9个月的油砂资本投资主要用于维持活动和钻探地层测试井，这是我们第一季度冬季综合计划的一部分，此外还有优化和增长投资。

2023年前9个月的常规资本投资继续集中在钻井、完井、配套和基础设施项目上。

2023年前9个月的离岸资本投资主要用于大西洋地区的West White Rose项目和Terra Nova资产寿命延长(“ALE”)项目。

2023年前9个月，美国制造业资本投资主要集中在Superior Refinery Refinery重建，以及Wood River、Borger、Lima和Toledo炼油厂的增长和可靠性举措。

钻探活动

(1)油砂区段SAGD井对计为单口生产井。

(2)包括新的资源玩法。

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

在离岸部分，我们于2023年首九个月(2022年首九个月--于印尼的MBH及MDA油田钻探及完成七口(2.8净额)计划开发井)于印尼的MAC油田钻探及完成一口(净额0.4口)计划开发井。

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。我们的2023年指南于2023年7月26日更新，可在我们的网站cenovus.com上找到。

下表显示了2023年的指导方针：

2023年资本投资总额的指引在40亿至45亿美元之间。这包括大约28亿美元的持续资本，以及12亿至17亿美元的优化和增长资本。

有关我们财务和经营业绩变化的更多信息可在本MD&A报告分部中找到。有关我们风险管理活动的信息可在本MD&A中的风险管理和风险因素部分以及中期综合财务报表的附注中找到。

我们财务业绩的主要业绩驱动因素包括大宗商品价格、质量和位置差价、精炼产品价格和精炼裂纹价差以及美国/加拿大元及人民币（“人民币”）╱加拿大元汇率。下表显示了选定的市场基准价格和平均汇率，以帮助理解我们的财务业绩。

选定基准价格及汇率（1）

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

(2)哈迪斯蒂的WCS。

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

(4)艾伯塔省能源公司(AECO)5A天然气日指数。

(5)NYMEX天然气月度指数。

原油和凝析油基准

2023年第三季度，布伦特原油和西德克萨斯中质原油价格较2023年第二季度有所改善，主要是由于季节性需求强劲以及沙特阿拉伯和俄罗斯宣布将自愿减产延长至2023年底。截至2023年9月30日止三个月及九个月的基准价格低于2022年同期，原因是全球原油供应短缺对2022年的价格构成重大上行压力，而俄罗斯出口供应短缺的不确定性相关风险加剧了这一压力。全球供应增长和俄罗斯出口的弹性导致2023年原油市场更加平衡，导致价格从去年的高位回落。

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，而加元等值是确定我们许多原油资产特许权使用费的基础。

我们的大西洋原油和亚太NGL的价格主要由布伦特原油价格驱动。布伦特原油与西德克萨斯中质原油的价差在2023年第三季度以及年初至今与2022年相比有所收窄，原因是实物供应的不确定性和高船用燃料价格导致价差在2022年2月俄罗斯入侵乌克兰后的几个月内大幅扩大。布伦特-西德克萨斯中质原油的价差在2023年第二季度和第三季度之间相对一致。

WCS是由常规重油和非常规稀释沥青组成的混合重油。Hardisty的WCS与WTI的差异是轻质和重质原油质量差异和运输成本的函数。Hardisty的平均WTI-WCS差异较二零二三年第二季度收窄，原因是OPEC+自愿削减中质及重质原油产量。与2022年第三季度相比，差异也有所收窄，原因是2022年管道利用率增加导致运输成本略高，全球炼油利用率高、OPEC+向市场供应的中、重油桶增加以及美国政府释放战略石油储备（“战略石油储备”）导致质量差异扩大。

截至2023年9月30日止九个月，Hardisty的WTI-WCS差异较2022年扩大，主要由于USGC的高重质原油加工利用率、计划内及计划外的炼油厂维护以及炼油产品价格波动所致。

荷兰的WCS是我们产品在USGC销售的重油基准。荷兰的WTI-WCS差值代表重油质量折扣，受全球重油炼油能力和全球重油供应的影响。与2022年相比，荷兰的WTI-WCS差异自2023年第二季度及2022年第三季度收窄，并于截至2023年9月30日止九个月扩大，原因与上文所述影响Hardisty的WTI-WCS差异的因素相同。

在加拿大，我们在升级厂将重质原油和沥青升级为低硫合成原油赫斯基合成混合油（“HSB”）。HSB实现的价格主要由WTI的价格和加拿大西部低硫合成原油的供需驱动，这影响了WTI-合成原油的差异。

截至2023年9月30日止三个月及九个月，埃德蒙顿的合成原油相对于WTI的溢价较2022年同期为低。合成原油价格于二零二二年第二及第三季度上升，乃由于加拿大西部的炼油厂维修及炼油厂对轻质原油的强劲需求所致。2023年三季度保费较二季度略有收窄。

将凝析油与沥青混合，使我们的产品能够通过管道运输。我们的混合比例，以稀释剂体积占总混合体积的百分比计算，范围约为22%至35%。当销售一桶混合原油时，更广泛的差异通常会导致凝析油回收成本的降低，因此WCS-凝析油差异是一个重要的基准。当阿尔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会受到USGC凝析油价格加上将凝析油运输到埃德蒙顿的成本的影响。我们的混合成本亦受购买凝析油及将凝析油交付至库存以供混合使用的时间以及混合产品销售时间的影响。由于上文所述的WCS相对增强，2023年第三季度的WCS-凝析油差异较第二季度收窄。

截至2023年9月30日止三个月及九个月，埃德蒙顿凝析油对西德克萨斯中质油的折扣与2022年同期一致。折扣从2023年第二季度开始扩大，与季节性定价模式和夏季较低的重质原油混合需求一致。

提炼基准

RUL和ULSD基准价格是内陆精炼产品价格的代表，用于推导芝加哥3-2-1市场裂缝价差。3-2-1市场裂解价差是将三桶原油转换为两桶常规无铅汽油和一桶超低硫柴油所产生的炼油利润的指标，使用当前月份基于WTI的原油原料价格，并按后进先出的基础进行估值。

芝加哥3-2-1市场裂缝蔓延反映了托莱多，利马和伍德河炼油厂的市场。第3组3-2-1市场裂缝蔓延反映了苏必利尔和博格炼油厂的市场。

与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月，成品油价格下降。在此期间，市场裂解价差也有所下降，因为2022年经历了成品油价格和炼油利润率创历史新高的时期。

与2022年相比，炼油厂停产减少和全球产能增量增加导致2023年成品油价格相对于WTI下降，特别是在柴油市场。与2023年第二季度相比，芝加哥3-2-1市场裂缝蔓延有所下降，因为地区炼油利用率很高，航道维护阻止了产品被驳船运往其他市场。第三组3-2-1裂解价差较2023年第二季度有所增加，原因是需求强劲导致柴油定价较高，以及全球库存较低导致柴油进口减少。由于生物燃料市场吃紧、原料价格高企以及推动RIN需求的政策存在不确定性，RIN的成本仍然居高不下。

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

我们的炼油利润率受到许多其他因素的影响，例如原油原料的种类、炼油厂的配置和产品产量(在哪里获得原料)、购买和交付原油原料之间的时间间隔以及原料成本(按先进先出(“FIFO”)会计基础计算)。市场裂解价差并未准确反映我们炼油厂的配置和产品产量，但它们被用作一般市场指标。

(1)RIN没有远期价格。

天然气基准

与截至2022年9月30日的三个月和九个月相比，NYMEX和AECO天然气平均价格大幅下降，原因是温和的冬季条件拖累了美国国内需求，以及创纪录的天然气产量和库存。与2023年第二季度相比，纽约商品交易所天然气价格略有上涨，原因是美国夏季天然气消费量创历史新高，盖过了高产量水平。与2023年第二季度相比，AECO天然气价格略有上涨，原因是加拿大西部出口增加和季节性管道维护导致与NYMEX的价差扩大，抵消了NYMEX价格的上涨。我们亚太地区天然气生产的价格主要基于长期合同。

外汇基准

我们的收入受到外汇风险的影响，因为我们的原油、NGL、天然气和成品油的销售价格是参考美元基准价格确定的。除了我们的收入以美元计价外，我们的长期债务的很大一部分也是以美元计价的。随着加元走弱，我们的美元债务在换算成加元时会产生未实现的汇兑损失。此外，汇率的变化会影响我们美国和亚太地区业务的转换。

在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，与2022年同期相比，加元兑美元平均疲软，对我们报告的收入产生了积极影响。截至2023年9月30日，与2023年6月30日相比，加元兑美元走弱，导致第三季度因将美元债务转换为加元而出现未实现汇兑损失。与2022年12月31日相比，截至2023年9月30日，加元兑美元汇率保持一致，导致未实现外汇影响最小。

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。在截至2023年9月30日的三个月和九个月，与2022年同期相比，加元与人民币的平均汇率相对一致，对我们收入的影响微乎其微。

利率基准

我们的利息收入、短期借款成本、报告的退役负债和公允价值计量都受到利率波动的影响。利率的变化可能会改变我们的净利息支出，影响某些负债的衡量方式，并影响我们的现金流和财务业绩。

截至2023年9月30日，由于对通胀的担忧，加拿大银行的政策利率为5.00%，高于2023年6月30日的4.75%和2022年12月31日的4.25%。2023年10月25日，加拿大银行宣布利率将保持在5.00%。

大宗商品价格前景

全球原油价格自2022年第二季度以来首次出现季度环比上涨，这主要是由于沙特阿拉伯和俄罗斯的减产。尽管宏观经济指标疲软，但2023年原油需求增长一直具有弹性，这得益于今年早些时候中国取消对新冠肺炎的限制。

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

除上述因素外，我们未来12个月的大宗商品定价前景还受到以下因素的影响：

·我们预计，只要供应保持在加拿大原油出口能力范围内，WTI-WCS在哈迪斯蒂的差价将在很大程度上与全球供应因素和重质原油加工能力挂钩。我们预计，2024年跨山管道扩建的启动将对WTI-WCS的差异产生较小的影响。

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

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

·我们预计加元将继续受到原油价格、美国联邦储备委员会(Federal Reserve Board)和加拿大银行(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。

我们的大部分上游原油和下游成品油生产都受到WTI原油价格变动的影响。我们实际整合的上下游业务帮助我们缓解了大宗商品价格波动的影响。与我们传统业务相关的天然气和NGL生产为我们的油砂和加拿大制造业务的燃料和混合需求提供了经济整合。我们上游资产中的原油生产与凝析油混合，并由我们的下游业务用作原料，从我们的混合原油中提取的凝析油被卖回我们的油砂业务。苏必利尔炼油厂和托莱多炼油厂的重启提供了进一步的整合。

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

我们对原油差价的敞口包括轻质和轻质-中质价差。轻中价差敞口主要集中在美国中西部市场地区的轻中型原油，我们在该地区拥有大部分炼油产能，在USGC和艾伯塔省也有较小程度的差距。我们对轻质-重质原油价差的敞口包括全球轻重成分、我们运输桶到的市场中的地区性成分，以及艾伯塔省的差价，这可能会受到运输限制的影响。尽管我们预计原油价格将出现波动，但我们有能力通过以下方式部分缓解原油和成品油差价的影响：

·运输承诺和安排-利用我们现有的坚定服务承诺提供外卖能力，并支持将原油从我们的生产区运往消费市场(包括潮水市场)的运输项目。

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

·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。

上游

油砂

2023年第三季度，我们：

·提供安全可靠的运营。

·每天生产601.6万桶原油(2022年至58.5万桶/天)。

·在福斯特克里克生产了两个新的井垫。

·完成了福斯特克里克的一个水井垫和克里斯蒂娜湖的两个水井垫的坡道，这些工程于第二季度开工。

·收购了福斯特克里克Ipiatik地区剩余10%的权益，这将为福斯特克里克工厂提供额外的沥青储量。

·在对生产影响最小的情况下，完成了克里斯蒂娜湖的计划周转。

·产生了30亿美元的营业利润率，与2022年相比增加了8.01亿美元，主要是因为实现的平均销售价格更高，以及产量增加推动的销售量增加。

·投资资本5.9亿美元，主要用于维持活动。

·实现了每个京东方54.78美元的净收益(2022年-每个京东方41.91美元)。

财务业绩

(1)比较期间反映了某些修订。有关详情，请参阅本MD&A咨询部分的中期综合财务报表附注26及前期修订。

营业利润率差异

截至2023年9月30日的三个月

截至2023年9月30日的9个月

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

(2)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。

经营业绩

(1)沥青、重质原油和天然气。

(2)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。

(3)2022年8月31日，我们从英国石油公司加拿大公司手中收购了日出剩余50%的权益。

(4)Tucker资产于2022年1月31日出售。

(5)油砂生产主要是沥青，劳埃德明斯特常规重油除外，它是重质原油。

(6)常规天然气产品类型。

(7)有效使用费费率等于使用费费用除以产品收入，再扣除运输费用。

(8)由劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规稠油资产组成。

收入

价格

我们生产的重油和沥青必须与凝析油混合，以降低其粘度，以便通过管道将其输送到市场。在我们的净值计算中，我们的已实现沥青和重油销售价格不包括购买凝析油的影响；但它受到凝析油价格的影响。随着用于混合的凝析油成本相对于混合原油价格或我们的混合比例增加，我们实现的重油和沥青销售价格下降。

在截至2023年9月30日的三个月和九个月里，凝析油基准定价分别为哈迪斯蒂的WCS每桶8.61美元和16.92美元的溢价(2022年-每桶15.57美元和14.88美元的溢价)。与2022年相比，与2022年相比，WCS-凝析油差异的季度大幅收窄对我们实现的沥青销售价格产生了积极影响。今年到目前为止，与2022年相比，WCS-凝析油价差的扩大对我们实现的沥青销售价格产生了负面影响。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。

我们在2023年第三季度实现的销售价格平均为每BOE 94.45美元(2022-84.29美元/BOE)，这是因为本季度早些时候购买的凝析油成本较低，并且通过混合销售实现了更高的成本回收，WCS-凝析油差异显著缩小。2023年第三季度，WTI基准定价平均为每桶82.26美元(2022-91.55美元/桶)。WTI的下降主要被WTI-WCS季度间较窄的差额所抵消。截至2023年9月30日的三个月，WTI-WCS在哈迪斯蒂的价差为每桶12.91美元(2022年-每桶19.86美元)。

在截至2023年9月30日的9个月中，由于WTI基准价格下降和WTI-WCS差价扩大，我们的实现销售价格从2022年的每京东方99.78美元降至每京东方74.08美元。在截至2023年9月30日的9个月中，WTI平均价格为每桶77.39美元(2022年至98.09美元)，WTI-WCS在哈迪斯蒂价差为每桶17.57美元(2022年至15.73美元每桶)。

截至2023年9月30日的三个月和九个月，来自第三方来源的总销售额分别为3.98亿美元和10亿美元(分别为19亿美元和40亿美元)。

截至2023年9月30日的三个月和九个月，与建筑、运输和混合活动有关的总销售额分别为9500万美元和2.81亿美元(2022年至7900万美元和2.48亿美元)。

Cenovus利用我们的营销和运输基础设施(包括存储和管道资产)做出存储和运输决策，以优化产品组合、交货点、运输承诺和客户多样化。为了对与储存或运输决策相关的库存进行价格保护，Cenovus可能会采用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并提高现金流稳定性。

风险管理中的已实现(收益)损失

在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，我们实现的风险管理收益分别为600万美元和700万美元(2022年-亏损分别为4200万美元和15亿美元)。与2022年相比的变化是由于管理层决定在2022年第二季度清算我们与原油销售价格风险管理相关的WTI头寸。

生产量

截至2023年9月30日的三个月和九个月，油砂原油日产量分别为60.16万桶和58.71万桶(2022-58.5万桶/日和57.89万桶/日)。

2023年前9个月，我们向美国目的地的第三方出售了约25%(2022-20%)的原油，向下游业务出售了约20%的原油。

与2022年相比，2023年第三季度福斯特克里克的日产量增加了6.9万桶，主要是由于计划内维护和2022年第三季度计划外停电。此外，我们在2023年第二季度完成了一个新的井垫的上线工作，并在2023年第三季度推出了两个新的井垫。今年到目前为止，与2022年相比，日产量减少了7.2万桶，这主要是由于计划中的扭亏为盈，该计划于2023年4月中旬开始，并于2023年5月初完成，其影响比2022年的计划内维护和计划外停电更大。

与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月，克里斯蒂娜湖的日产量分别减少了15.2万桶和8.6万桶。减少的主要原因是2022年第二季度计划扭亏为盈后的同花顺产量，以及与前几年钻探的开发井增加产量相比，2023年新井垫的时间安排。我们在2023年第二季度带来了两个新的投产井垫，部分抵消了减少的产量。我们在2023年第三季度完成了计划中的扭亏为盈，对生产的影响最小。

对日出的收购于2022年8月31日完成。与2022年相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月，日出石油的日产量分别增加了23.6万桶和21.8万桶。此外，我们在第三季度完成的2023年重建计划的成功结果增加了季度产量。

与2022年相比，劳埃德明斯特热能资产在截至2023年9月30日的三个月和九个月的产量略有增长。增加的原因是2022年8月Spruce Lake North热电厂的第一批石油，部分抵消了2023年前9个月因再开发计划和修井活动而下线的油井。

版税

我们油砂部门的特许权使用费计算基于艾伯塔省和萨斯喀彻温省政府规定的特许权使用费制度。

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

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

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

福斯特克里克和克里斯蒂娜湖是预付款项目，日出是预付款项目。

对于我们的萨斯喀彻温省资产、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油，特许权使用费的计算基于适用于每个项目的年费率，其中包括每个项目的皇冠和永久保有权分割。对于Crown特许权使用费，支付前的计算基于1%的比率，支付后的计算基于20%的比率。永久保有权的计算仅限于支付后的项目，并基于8%的费率。

截至2023年9月30日的三个月和九个月，特许权使用费分别为11亿美元和22亿美元(2022年分别为11亿美元和37亿美元)。2023年前9个月，油砂总有效特许权使用费从2022年的25.4%降至21.1%，主要原因是实现价格下降和艾伯塔省油砂滑动规模特许权使用费下降。

费用

运输和调合

与2022年相比，2023年第三季度的混合成本减少了4.32亿美元，降至19亿美元，这是因为我们受益于本季度早些时候以较低价格购买的凝析油混合，而2022年用于混合的凝析油成本较高。与2022年相比，2023年的前9个月，混合成本减少了13亿美元，降至66亿美元。在年初至今的基础上，下降主要是由于凝析油价格下降，但部分被销售量增加所抵消。

2023年第三季度的运输成本为4.32亿美元，与2022年持平。在2023年的前九个月，由于更高的关税，运输成本增加了1.47亿美元，达到14亿美元。

单位运费

截至2023年9月30日的三个月和九个月，运输成本分别为每个京东方7.41美元和8.16美元(2022年-每个京东方7.72美元和每个京东方7.48美元)。

在福斯特克里克，截至2023年9月30日的三个月和九个月，单位运输成本分别为每桶10.55美元和12.20美元(2022-11.96美元/桶和10.71美元/桶)。季度环比下降的主要原因是销售量增加。同比增长主要是由于销售量下降和关税成本上升。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，我们分别将44%和46%的货运量(分别为2022-41%和42%)从Foster Creek运往美国目的地。

在截至2023年9月30日的三个月和九个月里，克里斯蒂娜湖的运输成本分别为每桶5.76美元和6.46美元(2022年分别为每桶6.02美元和6.37美元)。季度环比下降的主要原因是固定铁路成本降低。同比增长主要是由于较高的费率，但部分被较低的固定铁路成本所抵消。在截至2023年9月30日的三个月和九个月里，我们分别将14%和17%的货运量(分别为2022年至11%和14%)从克里斯蒂娜湖运往美国目的地。

在日出，截至2023年9月30日的三个月和九个月的运输成本分别为每桶12.29美元和12.49美元(2022-13.17美元/桶和12.96美元/桶)。季度环比下降的原因是总销售量增加，但部分被运往美国目的地的销售量百分比增加所抵消。同比下降的主要原因是运往美国目的地的货运量比例较低。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，我们分别将51%和49%的货运量(分别为2022年至39%和51%)从日出运往美国目的地。

在我们的其他油砂资产中，截至2023年9月30日的三个月和九个月的运输成本分别为每桶3.29美元和3.54美元(2022年分别为每桶3.57美元和3.45美元)。

运营中

2023年前9个月，我们运营费用的主要驱动因素是燃料、劳动力、维修和维护以及化学品。与2022年相比，2023年第三季度的总运营费用相对持平，2023年前9个月的总运营费用与2022年相比有所下降。由于截至2023年9月30日的三个月和九个月的AECO基准价格与2022年相比大幅下降，燃料成本下降。与2022年相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月的维修和维护成本上升，抵消了这一下降。

单位运营费用(1)

(1)具体的财务措施。请参阅本MD&A的指定财务措施咨询。

(2)包括塔克、劳埃德明斯特热能和劳埃德明斯特常规重油资产。塔克资产于2022年1月31日出售。

如上所述，由于天然气价格下降，单位燃料价格下降。单位燃料价格也受到库存外销售的时机和价值的影响。

与2022年相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月，福斯特克里克的单位非燃料成本有所增加。季度环比增长是由于维修和维护成本上升，但部分被销售量增加以及2022年第三季度计划内维护和计划外停电的影响所抵消。今年迄今的增长是由于2023年的销售量较低，加上与2023年第二季度计划扭亏为盈相关的成本，但被2022年第三季度的计划维护和计划外停机部分抵消。

与2022年相比，克里斯蒂娜湖在截至2023年9月30日的三个月和九个月的单位非燃料成本有所上升，这主要是由于2023年的销售量下降，以及计划于2023年第三季度完成的扭亏为盈。今年迄今的增长部分被2022年第二季度计划扭亏为盈的影响所抵消。

在截至2023年9月30日的三个月里，与2022年相比，日出每单位非燃料成本有所上升，这主要是由于修井活动以及维修和维护成本上升，但部分被2023年更高的总销售量所抵消。与2022年相比，在截至2023年9月30日的9个月中，单位非燃料成本有所上升，原因是2023年总销量下降，加上电力和维修维护成本上升。

与2022年相比，2023年第三季度我们其他油砂资产的单位非燃料成本相对一致。今年到目前为止，单位非燃料成本比2022年有所增加，主要是因为修井活动以及维修和维护成本增加。

净回扣(1)

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

副署长及助理署长

在截至2023年9月30日的三个月和九个月，DD&A分别为7.85亿美元和22亿美元(2022年分别为6.52亿美元和20亿美元)。截至2023年9月30日的三个月和九个月的平均消耗率分别为每京东方12.96美元和每京东方12.90美元(2022年-每京东方11.63美元和每京东方11.83美元)。

传统型

2023年第三季度，我们：

·提供安全可靠的运营。

·每天生产12.72万BOE(2022-126.2万BOE/天)。

·在2023年第二季度发生重大野火活动后，基本上恢复了全面运营。9月份，额外的野火活动影响了我们的彩虹湖物业，对生产造成了轻微影响。

·营业利润率为1.26亿美元，低于2022年的2.9亿美元，原因是平均实现销售价格下降。

·投资1亿美元，继续专注于钻井、完井、连接和基础设施项目。

·平均净收益为9.66美元/京东方(2022-24.06美元/京东方)。

财务业绩