展品99.2

Cenovus Energy Inc.

管理層的討論和分析(未經審計)

截至2023年9月30日止的期間

(加元)

管理層的討論與分析

Cenovus概述						3
季度業績概述						5
經營業績和財務業績						7
我們財務業績背後的大宗商品價格						14
展望						17
可報告的細分市場						18
上游						18
油砂						18
常規						24
離岸						27
下游						32
加拿大製造業						32
美國製造業						35
公司和淘汰						38
流動資金和資本資源						40
風險管理和風險因素						46
關鍵會計判斷、估計不確定性和會計政策						46
控制環境						47
諮詢						47
縮略語						50
指明的財務措施						51
上期修訂						64

本管理層於2023年11月1日對Cenovus Energy Inc.(包括對“我們”、“我們”、“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夥權益)的討論和分析(“MD&A”)，應與我們2023年9月30日未經審計的中期合併財務報表及其附註(“中期合併財務報表”)、12月31日一併閲讀。2022年經審計的綜合財務報表及附註(“綜合財務報表”)和2022年12月31日的MD&A(“年度MD&A”)。除非另有説明，本MD&A中包含的所有信息和聲明均截至2023年11月1日。本MD&A包含有關我們當前預期、估計、預測和假設的前瞻性信息。有關可能導致實際結果大不相同的風險因素以及我們前瞻性信息所依據的假設的信息，請參閲諮詢。Cenovus管理層(“管理層”)於2023年11月1日由Cenovus董事會審核委員會(“董事會”)審核並建議董事會批准MD&A。有關Cenovus的其他信息，包括我們的季度和年度報告、年度信息表(“AIF”)和Form 40-F，請訪問SEDAR+(sedarplus.ca)、Edgar(Sec.gov)或我們的網站(cenovus.com)。我們網站上的信息或連接到我們網站的信息，即使在本MD&A中提及，也不構成本MD&A的一部分。

陳述的基礎

本MD&A和中期綜合財務報表是以加元編制的(其中包括對“美元”或“美元”的引用)，除非另有貨幣註明，並符合國際會計準則委員會發布的國際財務報告準則(“IFRS”或“GAAP”)。生產量是在扣除特許權使用費之前列報的。有關常用的石油和天然氣術語，請參閲縮寫部分。

我們是一家總部位於加拿大阿爾伯塔省卡爾加里的綜合能源公司。我們是加拿大最大的原油和天然氣生產商之一，在加拿大和亞太地區擁有上游業務，也是加拿大最大的煉油商和提升商之一，在加拿大和美國(“美國”)擁有下游業務。

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

我們的業務涉及整個價值鏈的活動，在加拿大和國際上開發、生產、提煉、運輸和銷售原油、天然氣和精煉石油產品。我們整合的上下游業務通過獲取原油和天然氣生產到運輸燃料等成品銷售的價值，幫助我們減輕輕重質原油差價波動的影響，併為我們的淨收益做出貢獻。

我們2023年的戰略和主要優先事項

在Cenovus，我們的目標是讓世界充滿活力，讓人們的生活變得更美好。我們的戰略專注於通過有競爭力的成本結構和優化利潤率實現股東價值最大化，同時提供一流的安全業績和可持續發展領導地位。該公司在所有價格週期中優先考慮產生自由資金流，以管理我們的資產負債表，通過增加股息和購買普通股來增加股東回報，對我們的業務進行再投資，並使我們的投資組合多樣化。2022年12月6日，我們發佈了2023年預算。我們2023年7月26日的指導意見可在我們的網站cenovus.com上找到。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的運營和財務結果部分。

2023年，我們將通過五個關鍵目標實現我們的戰略。

一流的安全和運營績效

安全可靠的運營是我們的首要任務。我們努力確保我們整個產品組合的安全可靠運營，包括一流的健康和安全表現。

我們繼續致力於改善經營業績，包括使Superior Refinery安全地恢復全面運營，並整合託萊多煉油廠，重點展示我們所有運營資產的一致和可靠的業績。

可持續發展領先

可持續發展一直深深植根於Cenovus的文化中。我們在我們的五個環境、社會和治理(“ESG”)重點領域制定了雄心勃勃的目標，並繼續推進切實的計劃，以實現這些目標。我們的五個ESG重點領域是：

·氣候和温室氣體排放。

·水資源管理。

·生物多樣性。

·土著和解。

·包容性和多樣性。

有關Cenovus在ESG重點領域的努力和業績的更多信息，包括我們的ESG目標和實現這些目標的計劃，請參閲我們網站cenovus.com上的Cenovus 2022年ESG報告。

成本領先

我們的目標是通過具有競爭力的成本結構和優化的利潤率實現股東價值最大化。雖然我們努力優化我們所有業務領域的成本結構，但我們的重點領域之一是優化基礎設施，降低運營和資本成本，並減少我們傳統資產的温室氣體排放。

金融紀律與自由資金流增長

我們專注於實現和保持目標債務水平，同時為Cenovus在所有大宗商品價格週期中的彈性做好準備。我們繼續根據我們的財務和股東回報框架為股東提供有意義的回報。

關注回報的資本配置

我們繼續採取有紀律的方法，將資本配置到在大宗商品價格週期底部產生回報的項目，並提供可持續增長股東回報的機會。

我們已經實質性地推進了西白玫瑰項目，以便在2026年交付第一批石油。

我們的運營

該公司通過以下可報告的部門進行經營：

上游航段

·油砂，包括艾伯塔省北部和薩斯喀徹温省的瀝青和重油的開發和生產。Cenovus的油砂資產包括福斯特克里克、克里斯蒂娜湖、日出、勞埃德明斯特熱能和勞埃德明斯特常規重油資產。Cenovus通過對赫斯基中流有限合夥企業(“HMLP”)的股權投資，共同擁有和運營管道收集系統和碼頭。Cenovus生產和第三方商品交易量的銷售和運輸是通過訪問加拿大和美國的第三方管道和存儲設施的能力來管理和銷售的，以優化產品組合、交貨點、運輸承諾和客户多樣化。

·常規，包括在艾伯塔省和不列顛哥倫比亞省的Elmworth-Wapiti、Kaybob-Edson、Clearwater和彩虹湖作業區內富含NGL和天然氣的資產，以及在許多天然氣加工設施中的權益。Cenovus的NGL和天然氣生產通過第三方管道、出口終端和儲存設施的能力進行銷售和運輸，並增加第三方大宗商品交易量。這些措施為市場準入提供了靈活性，以優化產品組合、交貨點、運輸承諾和客户多樣化。

·離岸，包括在中國和加拿大東海岸的離岸業務、勘探和開發活動，以及在印度尼西亞的赫斯基-中國海洋石油馬杜拉有限公司合資企業的股權會計投資。

下游航段

·加拿大製造，包括擁有和運營的勞埃德明斯特升級和瀝青精煉綜合體，該綜合體將重油和瀝青轉化為合成原油、柴油、瀝青和其他輔助產品。Cenovus還擁有並運營Bruderheim原油鐵路終點站和兩家乙醇工廠。該公司在加拿大的商業燃料業務包括在這一領域。Cenovus營銷其生產和第三方大宗商品交易量，以努力利用其整合的資產網絡實現價值最大化。

·美國製造業，包括在全資擁有的利馬、蘇必利和託萊多煉油廠以及聯合擁有的Wood River和Borger煉油廠(與運營商Phillips 66共同擁有)提煉原油以生產汽油、柴油、噴氣燃料、瀝青和其他產品。Cenovus還銷售自己和第三方的一些精煉石油產品，包括汽油、柴油、噴氣燃料和瀝青。

公司和淘汰

公司和抵銷，主要包括Cenovus範圍內的一般和行政成本、融資活動、公司相關衍生工具和外匯風險管理的損益。減税包括調整各部門之間的天然氣內部使用量和凝析油產量、公司的鐵路原油碼頭向油砂部門提供的運輸服務、加拿大製造部門和美國製造部門用作原料的原油生產、出售從加拿大製造部門的混合原油生產中提取並出售給油砂部門的凝析油，以及庫存中的未實現利潤。抵銷是根據市場價格記錄的。

第三季度的重點是一些運營里程碑，我們所有資產的穩健運營表現，以及與第二季度相比大宗商品價格環境的改善，從而產生了強勁的財務業績。

·按照我們的首要任務執行。我們在上下游一體化業務中提供安全運營，並努力不斷提高我們的安全記錄。

·提供了強勁的上游表現。上游平均日產量為79.7萬BOE，而第二季度為729.9萬BOE。在第二季度發生重大野火活動後，我們基本上恢復了常規業務的全面運營。在油砂領域，我們在第二季度計劃扭虧為盈後提供了可靠的運營，福斯特克里克的兩個新井墊開始生產，福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的三個新井墊的投產已經完成。在離岸業務方面，在大西洋地區的計劃內扭虧為盈以及第二季度中國發生計劃外停電後，我們提供了可靠的運營。

·取得了離岸里程碑。西白玫瑰項目進展順利，建設完成約75%。Terra Nova浮式生產、儲存和卸載裝置(“FPSO”)於8月重返油田。調試活動正在進行中，預計將在第四季度恢復生產。此外，我們在印尼的MAC氣田實現了第一次天然氣生產。

·在我們的下游運營資產中處於有利地位。當季原油單位日產量(或“吞吐量”)為664.3桶/日，較第二季增加12.65萬桶/日。託萊多煉油廠在第二季度安全重啟後表現良好。在Superior煉油廠，催化裂化裝置(“FCCU”)已於10月初啟動。美國製造部門的原油利用率為88%(第二季度-70%)。在加拿大製造部門，我們實現了98%的原油利用率(第二季度-86%)。我們處於有利地位，可以優化我們的整合資產網絡和上下游業務之間的重油價值鏈。

·改善了大宗商品價格環境。全球原油基準較第二季度走強，與此同時，位於哈迪斯蒂的WTI-WCS價差收窄14%，至每桶12.91美元。哈迪斯蒂的WCS平均為每桶69.35美元，高於第二季度的每桶58.74美元。凝析油價格較第二季度有所上漲；然而，漲幅不及原油基準。基準成品油價格較第二季度有所改善，柴油價格上漲11%，至每桶113.77美元，汽油價格上漲3%，至每桶105.59美元。第二季度以較低價格購買的原料對我們第三季度在美國的煉油利潤率產生了積極影響。

·穩健的財務業績。來自經營活動的現金流為27億美元，高於第二季度的20億美元。調整後的資金流為34億美元(第二季度為19億美元)，主要是由於大宗商品價格環境的改善和上文討論的強勁經營業績。

·減少長期債務。我們在第三季度以8400萬美元的折扣購買了10億美元的長期債務。截至2023年9月30日，隨着我們邁向40億美元的淨債務目標，淨債務減少了3.91億美元，至60億美元。這一下降是由強勁的財務業績推動的，但部分被股東回報和主要由於大宗商品價格上漲而導致的營運資本增加所抵消。

·為股東帶來了可觀的現金回報。我們向股東返還了12億美元，其中包括6億美元用於部分支付我們的普通股認股權證義務(Cenovus認股權證)，通過我們的NCIB以3.61億美元購買1380萬股普通股，以及2.64億美元通過普通股基礎股息。2023年11月1日，董事會宣佈第四季度基本股息為每股普通股0.140美元，優先股股息為900萬美元。

季度業績摘要

(1)有關按產品類型劃分的上游總產量的摘要，請參閲本MD&A的運營和財務結果部分。

(2)代表Cenovus在煉油業務中的淨權益。

(3)非公認會計準則財務計量或包含非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A的指定財務措施諮詢。

(4)上表所有期間的淨收益(虧損)與持續經營的淨收益(虧損)相同。

精選運營結果-上游

(1)有關按產品類型劃分的產量摘要，請參閲本MD&A的油砂、常規或近海可報告區段部分。

(2)常規區段生產的所有天然氣都由油砂和加拿大製造區段內部消耗。

與2022年相比，2023年第三季度上游總產量每天增加19.1千BOE，原因是：

·2022年8月31日從英國石油加拿大能源集團(BP Canada Energy Group ULC)手中收購日出油砂合夥企業剩餘50%的權益(日出或日出收購)，以及2023年再開發計劃的成功結果。

·2023年第二季度和第三季度福斯特克里克上線的井墊的影響，以及2022年的計劃內維護和計劃外停電。

·2022年第四季度，印度尼西亞的MBH和MDA氣田首次生產天然氣。

·2022年第三季度末，北斯普魯斯湖熱電廠的第一批石油。

克里斯蒂娜湖計劃在2022年第二季度扭虧為盈後，由於同花順產量下降，以及2023年新井墊的時間安排，部分抵消了這一增長。

與2022年相比，2023年前9個月的日產量減少了10.5萬BOE，原因是：

·為應對2023年第二季度的野火活動，我們常規業務的相當大一部分生產暫時停產。

·對2022年第二季度中國的荔灣3：1天然氣銷售協議進行了修改，完成了暫時增加銷售量的修正案。

·2023年第二季度，中國的一次臨時計劃外停電，與4月初第三方船隻切斷臍帶有關，並於5月重新連接。

·如上所述，克里斯蒂娜湖產量下降，部分被2022年第二季度的扭虧為盈活動所抵消。

·由於計劃在2023年第二季度扭虧為盈，福斯特克里克的產量下降，影響比2022年計劃內維護和計劃外停電更大。

影響2023年第三季度的相同因素部分抵消了這一下降。

精選經營業績--下游

(1)有關按產品類型劃分的生產摘要，請參閲本MD&A中的加拿大製造業和美國製造業可報告細分市場部分。

在加拿大製造部門，與2022年相比，截至2023年9月30日的三個月，總產量和精煉產品產量有所增長。增加的原因是勞埃德明斯特升級機(“升級機”)和勞埃德明斯特煉油廠在2023年第三季度達到或接近產能，加上2022年第三季度臨時計劃外停機。

在截至2023年9月30日的9個月中，原油產量和成品油產量較2022年有所增長，原因與上文討論的相同因素相結合：

·勞埃德明斯特煉油廠在2023年的前九個月滿負荷或接近滿負荷運轉。

·Upgrader和Lloydminster煉油廠2022年額外的臨時計劃外停電和計劃中的扭虧為盈。

2023年第二季度Upgrader的意外停機部分抵消了這一增長。

在美國製造業領域，截至2023年9月30日的三個月，總產量和精煉產品產量較2022年大幅增長，原因是：

·於2023年2月28日從BP Products North America Inc.(“BP”)手中收購託萊多煉油廠剩餘50%的權益(“收購託萊多”)。該煉油廠於4月部分重啟，並於6月全面投產。2023年第三季度的原油利用率為90%(2022-58%)。

·2023年3月中旬，Superior煉油廠引進原油。10月初，我們安全地重新啟動了催化裂化裝置。2023年第三季度的原油利用率為66%(2022年為零)。

·伍德河煉油廠的強勁表現，再加上計劃在2022年第三季度扭虧為盈的影響。伍德河和博爾格煉油廠第三季度的原油利用率為95%(2022-91%)。

利馬煉油廠的計劃外停電和計劃內維護部分抵消了這一增長。第三季度，利馬煉油廠的原油利用率為82%(2022-94%)。我們繼續尋找整合利馬和託萊多煉油廠的方法，以優化我們的運營利潤率。

在截至2023年9月30日的9個月中，原油產量和成品油產量較2022年有所增長，原因與上文討論的相同因素相結合：

·利馬煉油廠今年到目前為止的表現相對穩定。原油利用率為89%(2022-88%)。

·伍德河煉油廠計劃於2023年第二季度完成的扭虧為盈，其影響小於2022年的扭虧為盈，以及2022年初為根據市場狀況優化利潤率而降低運行率的決定。

增加的款額被以下各項部分抵銷：

·博格煉油廠計劃在春季實現扭虧為盈，並在第二季度進行臨時的計劃外停電。與2022年春季完成的扭虧為盈相比，扭虧為盈和停運對吞吐量的影響更大。

·伍德河煉油廠和博爾格煉油廠2022年第四季度的計劃外停電問題已於2023年第一季度得到解決。

選定的合併財務結果

收入

與2022年第三季度相比，收入下降了17%，至146億美元。今年到目前為止，收入比2022年下降了26%，降至391億美元。下降主要是由於混合原油基準價格下降影響了我們的油砂業務，以及天然氣和成品油基準價格下降，但這部分被加元相對美元的平均疲軟所抵消。

營業利潤率

營業利潤率是一項特定的財務指標，用於為我們的資產的現金產生業績提供一致的衡量標準，以便於我們在不同時期的基本財務業績進行比較。

(1)比較期間反映了某些修訂。有關詳情，請參閲本MD&A諮詢部分的中期綜合財務報表附註26及前期修訂。

按部門劃分的營業利潤率

截至2023年9月30日和2022年9月30日的三個月

與2022年同期相比，截至2023年9月30日的三個月的營業利潤率增加了10億美元，達到44億美元，主要原因是：

·美國製造部門毛利率上升，主要原因是託萊多煉油廠全面投產，Superior Refinery在2023年第三季度擴大運營，加上第二季度以較低價格購買的加工原料對我們第三季度的美國煉油利潤率產生了積極影響。

·油砂部門的已實現原油銷售價格上升，原因是由於WCS-凝析油差異顯著收窄，通過混合銷售回收的凝析油成本所佔比例更高。此外，我們的油砂部門受益於以較低價格購買的混合凝析油。

·更高的油砂銷售量主要是由產量增加推動的。

與2022年相比，常規部門的營業利潤率下降，主要原因是已實現天然氣價格下降。這一下降通常被油砂和加拿大製造部門從傳統部門購買天然氣的燃料運營成本減少所抵消。

截至2023年9月30日和2022年9月30日的9個月

與2022年同期相比，截至2023年9月30日的9個月的營業利潤率下降了26億美元，降至89億美元，主要原因是：

·由於基準定價較低，已實現原油和NGL銷售價格較低。

·由於市場裂解蔓延較低，美國製造部門的毛利率下降，部分抵消了由於託萊多和Superior煉油廠投入運營而提高的產能和精煉產品產量。

·我們離岸部門的銷售額下降。

·油砂部門的非燃料運營費用增加，主要原因是維修和維護費用增加。

·油砂領域的運輸成本上升，主要原因是關税增加。

營業利潤率的下降被以下因素部分抵消：

·油砂和常規領域的特許權使用費較低，原因是原油和天然氣基準定價較低。

·與2022年的重大已實現風險管理虧損相比，2023年的已實現風險管理收益較小。

與2022年相比，常規部門的營業利潤率下降，主要原因是已實現天然氣價格下降。這一下降通常被油砂和加拿大製造部門從傳統部門購買天然氣的燃料運營成本減少所抵消。

經營活動的現金和調整後的資金流

調整後的資金流是石油和天然氣行業常用的一種非GAAP財務衡量標準，用於幫助衡量公司為其資本計劃融資和履行財務義務的能力。

與2022年相比，2023年第三季度來自經營活動的現金減少。較高的營業利潤率被非現金營運資本的變化所抵消。非現金營運資金淨變化為6.41億美元，主要原因是應收賬款、庫存增加和現金税增加，主要是由於商品價格上漲。這一變化被主要由於原油吞吐量增加而增加的應付賬款部分抵消。

與2022年相比，2023年第三季度調整後的資金流更高，主要是由於營業利潤率增加。

與2022年相比，2023年前9個月來自經營活動的現金減少。下降的主要原因是營業利潤率較低和非現金營運資本的變化，但被2022年或有付款部分抵消。2023年前9個月的非現金營運資本淨變化為21億美元，主要是由於支付了12億美元的所得税負債，以及上文討論的影響第三季度的相同因素。

在截至2023年9月30日的9個月中，調整後的資金流比2022年有所下降，主要是由於營業利潤率下降。

淨收益(虧損)

(1)包括公司和抵銷收入、採購產品、運輸和混合費用、運營費用和風險管理方面的(收益)損失；權益會計關聯公司的收入(虧損)份額；利息收入和已實現的匯兑(收益)損失。

2023年第三季度淨收益較2022年同期增加2.55億美元，原因是營業利潤率提高，未實現匯兑損失減少，融資成本降低。增加被與2022年第三季度收購日出有關的重估收益、與2022年收益相比重新計量日出或有付款的虧損、長期激勵成本導致的一般和行政費用增加以及DD&A增加所部分抵消。

與2022年同期相比，2023年前9個月的淨收益減少23億美元，原因是營業利潤率下降、與2022年收購日出相關的重估收益、2022年與Superior Refinery和大西洋地區事件相關的保險收益導致的其他收入下降、2022年資產剝離淨收益增加以及DD&A增加。淨收益的減少被所得税支出下降、2023年未實現外匯收益與2022年虧損相比部分抵消，以及財務成本下降。

淨債務

長期債務較2023年6月30日減少13億美元，較2022年12月31日減少15億美元，主要是由於在2023年第三季度購買了本金總額為10億美元的無擔保票據。淨債務較2023年6月30日減少3.91億美元，較2022年12月31日增加17億美元。今年到目前為止的增長部分是由於在2023年第一季度支付了12億美元的所得税債務。

有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的流動性和資本資源部分。

資本投資(1)

(1)包括房地產、廠房和設備(“PP&E”)、勘探和評估(“E&E”)資產和資本化利息的支出。不包括我們在印尼的股權會計投資所產生的成本。

2023年前9個月的油砂資本投資主要用於維持活動和鑽探地層測試井，這是我們第一季度冬季綜合計劃的一部分，此外還有優化和增長投資。

2023年前9個月的常規資本投資繼續集中在鑽井、完井、配套和基礎設施項目上。

2023年前9個月的離岸資本投資主要用於大西洋地區的West White Rose項目和Terra Nova資產壽命延長(“ALE”)項目。

2023年前9個月，美國製造業資本投資主要集中在Superior Refinery Refinery重建，以及Wood River、Borger、Lima和Toledo煉油廠的增長和可靠性舉措。

鑽探活動

(1)油砂區段SAGD井對計為單口生產井。

(2)包括新的資源玩法。

鑽探了地層測試井，以幫助確定未來的井墊位置，並進一步推進對其他資產的評估。為了收集信息和監測儲集層狀況，打了觀察井。

在離岸部分，我們於2023年首九個月(2022年首九個月--於印尼的MBH及MDA油田鑽探及完成七口(2.8淨額)計劃開發井)於印尼的MAC油田鑽探及完成一口(淨額0.4口)計劃開發井。

未來資本投資

未來資本投資是一種特定的財務措施。請參閲本MD&A的指定財務措施諮詢。我們的2023年指南於2023年7月26日更新，可在我們的網站cenovus.com上找到。

下表顯示了2023年的指導方針：

2023年資本投資總額的指引在40億至45億美元之間。這包括大約28億美元的持續資本，以及12億至17億美元的優化和增長資本。

有關我們財務和經營業績變化的更多信息可在本MD&A報告分部中找到。有關我們風險管理活動的信息可在本MD&A中的風險管理和風險因素部分以及中期綜合財務報表的附註中找到。

我們財務業績的主要業績驅動因素包括大宗商品價格、質量和位置差價、精煉產品價格和精煉裂紋價差以及美國/加拿大元及人民幣（“人民幣”）╱加拿大元匯率。下表顯示了選定的市場基準價格和平均匯率，以幫助理解我們的財務業績。

選定基準價格及匯率（1）

(1)這些基準價不是我們的已實現銷售價格，而是近似值。有關我們的平均已實現銷售價格和已實現風險管理結果，請參閲本MD&A報告細分部分中的淨額回收表。

(2)哈迪斯蒂的WCS。

(3)平均3-2-1裂解擴展是煉油利潤率的一個指標，並以後進先出的會計基礎進行估值。

(4)艾伯塔省能源公司(AECO)5A天然氣日指數。

(5)NYMEX天然氣月度指數。

原油和凝析油基準

2023年第三季度，布倫特原油和西德克薩斯中質原油價格較2023年第二季度有所改善，主要是由於季節性需求強勁以及沙特阿拉伯和俄羅斯宣佈將自願減產延長至2023年底。截至2023年9月30日止三個月及九個月的基準價格低於2022年同期，原因是全球原油供應短缺對2022年的價格構成重大上行壓力，而俄羅斯出口供應短缺的不確定性相關風險加劇了這一壓力。全球供應增長和俄羅斯出口的彈性導致2023年原油市場更加平衡，導致價格從去年的高位回落。

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

我們的大西洋原油和亞太NGL的價格主要由布倫特原油價格驅動。布倫特原油與西德克薩斯中質原油的價差在2023年第三季度以及年初至今與2022年相比有所收窄，原因是實物供應的不確定性和高船用燃料價格導致價差在2022年2月俄羅斯入侵烏克蘭後的幾個月內大幅擴大。布倫特-西德克薩斯中質原油的價差在2023年第二季度和第三季度之間相對一致。

WCS是由常規重油和非常規稀釋瀝青組成的混合重油。Hardisty的WCS與WTI的差異是輕質和重質原油質量差異和運輸成本的函數。Hardisty的平均WTI-WCS差異較二零二三年第二季度收窄，原因是OPEC+自願削減中質及重質原油產量。與2022年第三季度相比，差異也有所收窄，原因是2022年管道利用率增加導致運輸成本略高，全球煉油利用率高、OPEC+向市場供應的中、重油桶增加以及美國政府釋放戰略石油儲備（“戰略石油儲備”）導致質量差異擴大。

截至2023年9月30日止九個月，Hardisty的WTI-WCS差異較2022年擴大，主要由於USGC的高重質原油加工利用率、計劃內及計劃外的煉油廠維護以及煉油產品價格波動所致。

荷蘭的WCS是我們產品在USGC銷售的重油基準。荷蘭的WTI-WCS差值代表重油質量折扣，受全球重油煉油能力和全球重油供應的影響。與2022年相比，荷蘭的WTI-WCS差異自2023年第二季度及2022年第三季度收窄，並於截至2023年9月30日止九個月擴大，原因與上文所述影響Hardisty的WTI-WCS差異的因素相同。

在加拿大，我們在升級廠將重質原油和瀝青升級為低硫合成原油赫斯基合成混合油（“HSB”）。HSB實現的價格主要由WTI的價格和加拿大西部低硫合成原油的供需驅動，這影響了WTI-合成原油的差異。

截至2023年9月30日止三個月及九個月，埃德蒙頓的合成原油相對於WTI的溢價較2022年同期為低。合成原油價格於二零二二年第二及第三季度上升，乃由於加拿大西部的煉油廠維修及煉油廠對輕質原油的強勁需求所致。2023年三季度保費較二季度略有收窄。

將凝析油與瀝青混合，使我們的產品能夠通過管道運輸。我們的混合比例，以稀釋劑體積佔總混合體積的百分比計算，範圍約為22%至35%。當銷售一桶混合原油時，更廣泛的差異通常會導致凝析油回收成本的降低，因此WCS-凝析油差異是一個重要的基準。當阿爾伯塔省的凝析油供應不能滿足需求時，埃德蒙頓凝析油價格可能會受到USGC凝析油價格加上將凝析油運輸到埃德蒙頓的成本的影響。我們的混合成本亦受購買凝析油及將凝析油交付至庫存以供混合使用的時間以及混合產品銷售時間的影響。由於上文所述的WCS相對增強，2023年第三季度的WCS-凝析油差異較第二季度收窄。

截至2023年9月30日止三個月及九個月，埃德蒙頓凝析油對西德克薩斯中質油的折扣與2022年同期一致。折扣從2023年第二季度開始擴大，與季節性定價模式和夏季較低的重質原油混合需求一致。

提煉基準

RUL和ULSD基準價格是內陸精煉產品價格的代表，用於推導芝加哥3-2-1市場裂縫價差。3-2-1市場裂解價差是將三桶原油轉換為兩桶常規無鉛汽油和一桶超低硫柴油所產生的煉油利潤的指標，使用當前月份基於WTI的原油原料價格，並按後進先出的基礎進行估值。

芝加哥3-2-1市場裂縫蔓延反映了託萊多，利馬和伍德河煉油廠的市場。第3組3-2-1市場裂縫蔓延反映了蘇必利爾和博格煉油廠的市場。

與2022年同期相比，截至2023年9月30日的三個月和九個月，成品油價格下降。在此期間，市場裂解價差也有所下降，因為2022年經歷了成品油價格和煉油利潤率創歷史新高的時期。

與2022年相比，煉油廠停產減少和全球產能增量增加導致2023年成品油價格相對於WTI下降，特別是在柴油市場。與2023年第二季度相比，芝加哥3-2-1市場裂縫蔓延有所下降，因為地區煉油利用率很高，航道維護阻止了產品被駁船運往其他市場。第三組3-2-1裂解價差較2023年第二季度有所增加，原因是需求強勁導致柴油定價較高，以及全球庫存較低導致柴油進口減少。由於生物燃料市場吃緊、原料價格高企以及推動RIN需求的政策存在不確定性，RIN的成本仍然居高不下。

北美煉油裂解價差是在WTI的基礎上表達的，而精煉產品通常是由全球價格決定的。美國中西部和中大陸煉油市場裂解價差的強勁通常反映了布倫特原油和西德克薩斯中質原油基準價格之間的差異。

我們的煉油利潤率受到許多其他因素的影響，例如原油原料的種類、煉油廠的配置和產品產量(在哪裏獲得原料)、購買和交付原油原料之間的時間間隔以及原料成本(按先進先出(“FIFO”)會計基礎計算)。市場裂解價差並未準確反映我們煉油廠的配置和產品產量，但它們被用作一般市場指標。

(1)RIN沒有遠期價格。

天然氣基準

與截至2022年9月30日的三個月和九個月相比，NYMEX和AECO天然氣平均價格大幅下降，原因是温和的冬季條件拖累了美國國內需求，以及創紀錄的天然氣產量和庫存。與2023年第二季度相比，紐約商品交易所天然氣價格略有上漲，原因是美國夏季天然氣消費量創歷史新高，蓋過了高產量水平。與2023年第二季度相比，AECO天然氣價格略有上漲，原因是加拿大西部出口增加和季節性管道維護導致與NYMEX的價差擴大，抵消了NYMEX價格的上漲。我們亞太地區天然氣生產的價格主要基於長期合同。

外匯基準

我們的收入受到外匯風險的影響，因為我們的原油、NGL、天然氣和成品油的銷售價格是參考美元基準價格確定的。除了我們的收入以美元計價外，我們的長期債務的很大一部分也是以美元計價的。隨着加元走弱，我們的美元債務在換算成加元時會產生未實現的匯兑損失。此外，匯率的變化會影響我們美國和亞太地區業務的轉換。

在截至2023年9月30日的三個月和九個月中，與2022年同期相比，加元兑美元平均疲軟，對我們報告的收入產生了積極影響。截至2023年9月30日，與2023年6月30日相比，加元兑美元走弱，導致第三季度因將美元債務轉換為加元而出現未實現匯兑損失。與2022年12月31日相比，截至2023年9月30日，加元兑美元匯率保持一致，導致未實現外匯影響最小。

我們在亞太地區的長期銷售合同有一部分是以人民幣計價的。加元相對人民幣升值，將減少在該地區銷售天然氣商品所獲得的加元收入。在截至2023年9月30日的三個月和九個月，與2022年同期相比，加元與人民幣的平均匯率相對一致，對我們收入的影響微乎其微。

利率基準

我們的利息收入、短期借款成本、報告的退役負債和公允價值計量都受到利率波動的影響。利率的變化可能會改變我們的淨利息支出，影響某些負債的衡量方式，並影響我們的現金流和財務業績。

截至2023年9月30日，由於對通脹的擔憂，加拿大銀行的政策利率為5.00%，高於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，加拿大銀行宣佈利率將保持在5.00%。

大宗商品價格前景

全球原油價格自2022年第二季度以來首次出現季度環比上漲，這主要是由於沙特阿拉伯和俄羅斯的減產。儘管宏觀經濟指標疲軟，但2023年原油需求增長一直具有彈性，這得益於今年早些時候中國取消對新冠肺炎的限制。

在一個不可預測的關鍵驅動因素和政府政策在供需動態中發揮重要作用的市場中，原油價格的軌跡仍然不確定和不穩定。與俄羅斯、伊朗和委內瑞拉有關的政策是推動能源供應和改變全球貿易模式的關鍵因素。歐佩克+宣佈延長減產，這將繼續支持定價，生產配額是原油價格的關鍵驅動因素。總體而言，我們預計原油和成品油價格的總體前景將不穩定，並受到歐佩克+政策、俄羅斯入侵烏克蘭的持續時間和嚴重性、俄羅斯出口因制裁或減產而減少的程度、非歐佩克+供應增長的速度、戰略石油儲備的補充以及以色列和加沙危機的影響。此外，全球經濟活動疲軟、通脹和利率上升，以及經濟衰退的可能性，仍然是需求增長速度的風險。

除上述因素外，我們未來12個月的大宗商品定價前景還受到以下因素的影響：

·我們預計，只要供應保持在加拿大原油出口能力範圍內，WTI-WCS在哈迪斯蒂的差價將在很大程度上與全球供應因素和重質原油加工能力掛鈎。我們預計，2024年跨山管道擴建的啟動將對WTI-WCS的差異產生較小的影響。

·我們預計成品油價格和市場裂解價差將保持波動。俄羅斯持續入侵烏克蘭的經濟影響以及央行政策可能會影響需求。成品油價格和市場裂解價差可能會繼續波動，根據北美的季節性趨勢和煉油廠利用率進行調整。

·由於強勁的供應和充足的天然氣儲備，NYMEX和AECO的天然氣價格預計在短期內仍將承壓。天氣將繼續是需求和影響價格的關鍵驅動因素。

·我們預計加元將繼續受到原油價格、美國聯邦儲備委員會(Federal Reserve Board)和加拿大銀行(Bank Of Canada)相對基準貸款利率的上調或下調速度以及新興宏觀經濟因素的影響。

我們的大部分上游原油和下游成品油生產都受到WTI原油價格變動的影響。我們實際整合的上下游業務幫助我們緩解了大宗商品價格波動的影響。與我們傳統業務相關的天然氣和NGL生產為我們的油砂和加拿大製造業務的燃料和混合需求提供了經濟整合。我們上游資產中的原油生產與凝析油混合，並由我們的下游業務用作原料，從我們的混合原油中提取的凝析油被賣回我們的油砂業務。蘇必利爾煉油廠和託萊多煉油廠的重啟提供了進一步的整合。

我們的煉油產能集中在美國中西部，在USGC和艾伯塔省的敞口較小，使Cenovus面臨所有這些市場的市場裂解價差。我們將繼續監測市場基本面，並相應地優化我們煉油廠的運行率。

我們對原油差價的敞口包括輕質和輕質-中質價差。輕中價差敞口主要集中在美國中西部市場地區的輕中型原油，我們在該地區擁有大部分煉油產能，在USGC和艾伯塔省也有較小程度的差距。我們對輕質-重質原油價差的敞口包括全球輕重成分、我們運輸桶到的市場中的地區性成分，以及艾伯塔省的差價，這可能會受到運輸限制的影響。儘管我們預計原油價格將出現波動，但我們有能力通過以下方式部分緩解原油和成品油差價的影響：

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

·一體化-重油精煉能力使我們能夠從加拿大原油的WTI-WCS價差以及精煉產品的價差中獲取價值。

·動態存儲-我們能夠使用我們油砂儲層中的大量存儲容量，這為我們在生產和銷售庫存的時間安排上提供了靈活性。我們將繼續管理我們的產量，以應對管道產能限制、自願和強制減產以及原油價格差異。

·不同地理位置的傳統原油儲油罐。

上游

油砂

2023年第三季度，我們：

·提供安全可靠的運營。

·每天生產601.6萬桶原油(2022年至58.5萬桶/天)。

·在福斯特克里克生產了兩個新的井墊。

·完成了福斯特克里克的一個水井墊和克里斯蒂娜湖的兩個水井墊的坡道，這些工程於第二季度開工。

·收購了福斯特克里克Ipiatik地區剩餘10%的權益，這將為福斯特克里克工廠提供額外的瀝青儲量。

·在對生產影響最小的情況下，完成了克里斯蒂娜湖的計劃週轉。

·產生了30億美元的營業利潤率，與2022年相比增加了8.01億美元，主要是因為實現的平均銷售價格更高，以及產量增加推動的銷售量增加。

·投資資本5.9億美元，主要用於維持活動。

·實現了每個京東方54.78美元的淨收益(2022年-每個京東方41.91美元)。

財務業績

(1)比較期間反映了某些修訂。有關詳情，請參閲本MD&A諮詢部分的中期綜合財務報表附註26及前期修訂。

營業利潤率差異

截至2023年9月30日的三個月

截至2023年9月30日的9個月

(1)報告的收入包括作為重油混合出售的凝析油的價值。凝析油成本記錄在運輸和混合費用中。原油價格剔除了凝析油購買的影響。價格變動包括已實現的風險管理損益的影響。

(2)其他包括第三方來源的數量、建築和其他不能歸因於原油、天然氣或天然氣生產的活動。

經營業績

(1)瀝青、重質原油和天然氣。

(2)具體的財務措施。請參閲本MD&A的指定財務措施諮詢。

(3)2022年8月31日，我們從英國石油公司加拿大公司手中收購了日出剩餘50%的權益。

(4)Tucker資產於2022年1月31日出售。

(5)油砂生產主要是瀝青，勞埃德明斯特常規重油除外，它是重質原油。

(6)常規天然氣產品類型。

(7)有效使用費費率等於使用費費用除以產品收入，再扣除運輸費用。

(8)由勞埃德明斯特熱能和勞埃德明斯特常規稠油資產組成。

收入

價格

我們生產的重油和瀝青必須與凝析油混合，以降低其粘度，以便通過管道將其輸送到市場。在我們的淨值計算中，我們的已實現瀝青和重油銷售價格不包括購買凝析油的影響；但它受到凝析油價格的影響。隨着用於混合的凝析油成本相對於混合原油價格或我們的混合比例增加，我們實現的重油和瀝青銷售價格下降。

在截至2023年9月30日的三個月和九個月裏，凝析油基準定價分別為哈迪斯蒂的WCS每桶8.61美元和16.92美元的溢價(2022年-每桶15.57美元和14.88美元的溢價)。與2022年相比，與2022年相比，WCS-凝析油差異的季度大幅收窄對我們實現的瀝青銷售價格產生了積極影響。今年到目前為止，與2022年相比，WCS-凝析油價差的擴大對我們實現的瀝青銷售價格產生了負面影響。從我們購買凝析油到出售我們的混合產品，可能需要長達三個月的時間。

我們在2023年第三季度實現的銷售價格平均為每BOE 94.45美元(2022-84.29美元/BOE)，這是因為本季度早些時候購買的凝析油成本較低，並且通過混合銷售實現了更高的成本回收，WCS-凝析油差異顯著縮小。2023年第三季度，WTI基準定價平均為每桶82.26美元(2022-91.55美元/桶)。WTI的下降主要被WTI-WCS季度間較窄的差額所抵消。截至2023年9月30日的三個月，WTI-WCS在哈迪斯蒂的價差為每桶12.91美元(2022年-每桶19.86美元)。

在截至2023年9月30日的9個月中，由於WTI基準價格下降和WTI-WCS差價擴大，我們的實現銷售價格從2022年的每京東方99.78美元降至每京東方74.08美元。在截至2023年9月30日的9個月中，WTI平均價格為每桶77.39美元(2022年至98.09美元)，WTI-WCS在哈迪斯蒂價差為每桶17.57美元(2022年至15.73美元每桶)。

截至2023年9月30日的三個月和九個月，來自第三方來源的總銷售額分別為3.98億美元和10億美元(分別為19億美元和40億美元)。

截至2023年9月30日的三個月和九個月，與建築、運輸和混合活動有關的總銷售額分別為9500萬美元和2.81億美元(2022年至7900萬美元和2.48億美元)。

Cenovus利用我們的營銷和運輸基礎設施(包括存儲和管道資產)做出存儲和運輸決策，以優化產品組合、交貨點、運輸承諾和客户多樣化。為了對與儲存或運輸決策相關的庫存進行價格保護，Cenovus可能會採用各種價格調整和波動性管理策略，包括風險管理合同，以降低未來現金流的波動性並提高現金流穩定性。

風險管理中的已實現(收益)損失

在截至2023年9月30日的三個月和九個月中，我們實現的風險管理收益分別為600萬美元和700萬美元(2022年-虧損分別為4200萬美元和15億美元)。與2022年相比的變化是由於管理層決定在2022年第二季度清算我們與原油銷售價格風險管理相關的WTI頭寸。

生產量

截至2023年9月30日的三個月和九個月，油砂原油日產量分別為60.16萬桶和58.71萬桶(2022-58.5萬桶/日和57.89萬桶/日)。

2023年前9個月，我們向美國目的地的第三方出售了約25%(2022-20%)的原油，向下遊業務出售了約20%的原油。

與2022年相比，2023年第三季度福斯特克里克的日產量增加了6.9萬桶，主要是由於計劃內維護和2022年第三季度計劃外停電。此外，我們在2023年第二季度完成了一個新的井墊的上線工作，並在2023年第三季度推出了兩個新的井墊。今年到目前為止，與2022年相比，日產量減少了7.2萬桶，這主要是由於計劃中的扭虧為盈，該計劃於2023年4月中旬開始，並於2023年5月初完成，其影響比2022年的計劃內維護和計劃外停電更大。

與2022年同期相比，截至2023年9月30日的三個月和九個月，克里斯蒂娜湖的日產量分別減少了15.2萬桶和8.6萬桶。減少的主要原因是2022年第二季度計劃扭虧為盈後的同花順產量，以及與前幾年鑽探的開發井增加產量相比，2023年新井墊的時間安排。我們在2023年第二季度帶來了兩個新的投產井墊，部分抵消了減少的產量。我們在2023年第三季度完成了計劃中的扭虧為盈，對生產的影響最小。

對日出的收購於2022年8月31日完成。與2022年相比，截至2023年9月30日的三個月和九個月，日出石油的日產量分別增加了23.6萬桶和21.8萬桶。此外，我們在第三季度完成的2023年重建計劃的成功結果增加了季度產量。

與2022年相比，勞埃德明斯特熱能資產在截至2023年9月30日的三個月和九個月的產量略有增長。增加的原因是2022年8月Spruce Lake North熱電廠的第一批石油，部分抵消了2023年前9個月因再開發計劃和修井活動而下線的油井。

版税

我們油砂部門的特許權使用費計算基於艾伯塔省和薩斯喀徹温省政府規定的特許權使用費制度。

我們的艾伯塔省油砂特許權使用費項目(福斯特克里克、克里斯蒂娜湖和日出)是基於政府規定的支付前和支付後特許權使用費費率，該費率是使用相當於加元的WTI基準價格按浮動比例確定的。

預付款項目的特許權使用費是根據每月計算得出的，該特許權使用費税率(根據相當於WTI的加元基準價格，從1%到9%不等)適用於該項目的毛收入。

支付後項目的特許權使用費以年化計算為基礎，採用以下較大的計算方法：(1)毛收入乘以適用的特許權使用費費率(根據相當於加元的WTI基準價，為1%至9%)；或(2)項目的淨收入乘以適用的特許權使用費費率(根據相當於加元的WTI基準價，為25%至40%)。毛收入是銷售收入減去稀釋成本和運輸成本的函數。淨收入的計算方法是銷售收入減去稀釋成本、運輸成本以及允許的運營和資本成本。

福斯特克里克和克里斯蒂娜湖是預付款項目，日出是預付款項目。

對於我們的薩斯喀徹温省資產、勞埃德明斯特熱能和勞埃德明斯特常規重油，特許權使用費的計算基於適用於每個項目的年費率，其中包括每個項目的皇冠和永久保有權分割。對於Crown特許權使用費，支付前的計算基於1%的比率，支付後的計算基於20%的比率。永久保有權的計算僅限於支付後的項目，並基於8%的費率。

截至2023年9月30日的三個月和九個月，特許權使用費分別為11億美元和22億美元(2022年分別為11億美元和37億美元)。2023年前9個月，油砂總有效特許權使用費從2022年的25.4%降至21.1%，主要原因是實現價格下降和艾伯塔省油砂滑動規模特許權使用費下降。

費用

運輸和調合

與2022年相比，2023年第三季度的混合成本減少了4.32億美元，降至19億美元，這是因為我們受益於本季度早些時候以較低價格購買的凝析油混合，而2022年用於混合的凝析油成本較高。與2022年相比，2023年的前9個月，混合成本減少了13億美元，降至66億美元。在年初至今的基礎上，下降主要是由於凝析油價格下降，但部分被銷售量增加所抵消。

2023年第三季度的運輸成本為4.32億美元，與2022年持平。在2023年的前九個月，由於更高的關税，運輸成本增加了1.47億美元，達到14億美元。

單位運費

截至2023年9月30日的三個月和九個月，運輸成本分別為每個京東方7.41美元和8.16美元(2022年-每個京東方7.72美元和每個京東方7.48美元)。

在福斯特克里克，截至2023年9月30日的三個月和九個月，單位運輸成本分別為每桶10.55美元和12.20美元(2022-11.96美元/桶和10.71美元/桶)。季度環比下降的主要原因是銷售量增加。同比增長主要是由於銷售量下降和關税成本上升。在截至2023年9月30日的三個月和九個月中，我們分別將44%和46%的貨運量(分別為2022-41%和42%)從Foster Creek運往美國目的地。

在截至2023年9月30日的三個月和九個月裏，克里斯蒂娜湖的運輸成本分別為每桶5.76美元和6.46美元(2022年分別為每桶6.02美元和6.37美元)。季度環比下降的主要原因是固定鐵路成本降低。同比增長主要是由於較高的費率，但部分被較低的固定鐵路成本所抵消。在截至2023年9月30日的三個月和九個月裏，我們分別將14%和17%的貨運量(分別為2022年至11%和14%)從克里斯蒂娜湖運往美國目的地。

在日出，截至2023年9月30日的三個月和九個月的運輸成本分別為每桶12.29美元和12.49美元(2022-13.17美元/桶和12.96美元/桶)。季度環比下降的原因是總銷售量增加，但部分被運往美國目的地的銷售量百分比增加所抵消。同比下降的主要原因是運往美國目的地的貨運量比例較低。在截至2023年9月30日的三個月和九個月中，我們分別將51%和49%的貨運量(分別為2022年至39%和51%)從日出運往美國目的地。

在我們的其他油砂資產中，截至2023年9月30日的三個月和九個月的運輸成本分別為每桶3.29美元和3.54美元(2022年分別為每桶3.57美元和3.45美元)。

運營中

2023年前9個月，我們運營費用的主要驅動因素是燃料、勞動力、維修和維護以及化學品。與2022年相比，2023年第三季度的總運營費用相對持平，2023年前9個月的總運營費用與2022年相比有所下降。由於截至2023年9月30日的三個月和九個月的AECO基準價格與2022年相比大幅下降，燃料成本下降。與2022年相比，截至2023年9月30日的三個月和九個月的維修和維護成本上升，抵消了這一下降。

單位運營費用(1)

(1)具體的財務措施。請參閲本MD&A的指定財務措施諮詢。

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

如上所述，由於天然氣價格下降，單位燃料價格下降。單位燃料價格也受到庫存外銷售的時機和價值的影響。

與2022年相比，截至2023年9月30日的三個月和九個月，福斯特克里克的單位非燃料成本有所增加。季度環比增長是由於維修和維護成本上升，但部分被銷售量增加以及2022年第三季度計劃內維護和計劃外停電的影響所抵消。今年迄今的增長是由於2023年的銷售量較低，加上與2023年第二季度計劃扭虧為盈相關的成本，但被2022年第三季度的計劃維護和計劃外停機部分抵消。

與2022年相比，克里斯蒂娜湖在截至2023年9月30日的三個月和九個月的單位非燃料成本有所上升，這主要是由於2023年的銷售量下降，以及計劃於2023年第三季度完成的扭虧為盈。今年迄今的增長部分被2022年第二季度計劃扭虧為盈的影響所抵消。

在截至2023年9月30日的三個月裏，與2022年相比，日出每單位非燃料成本有所上升，這主要是由於修井活動以及維修和維護成本上升，但部分被2023年更高的總銷售量所抵消。與2022年相比，在截至2023年9月30日的9個月中，單位非燃料成本有所上升，原因是2023年總銷量下降，加上電力和維修維護成本上升。

與2022年相比，2023年第三季度我們其他油砂資產的單位非燃料成本相對一致。今年到目前為止，單位非燃料成本比2022年有所增加，主要是因為修井活動以及維修和維護成本增加。

淨回扣(1)

(1)淨回補的組成部分是具體的財務措施。淨收益包含非公認會計準則的財務指標。請參閲本MD&A的指定財務措施諮詢。

副署長及助理署長

在截至2023年9月30日的三個月和九個月，DD&A分別為7.85億美元和22億美元(2022年分別為6.52億美元和20億美元)。截至2023年9月30日的三個月和九個月的平均消耗率分別為每京東方12.96美元和每京東方12.90美元(2022年-每京東方11.63美元和每京東方11.83美元)。

傳統型

2023年第三季度，我們：

·提供安全可靠的運營。

·每天生產12.72萬BOE(2022-126.2萬BOE/天)。

·在2023年第二季度發生重大野火活動後，基本上恢復了全面運營。9月份，額外的野火活動影響了我們的彩虹湖物業，對生產造成了輕微影響。

·營業利潤率為1.26億美元，低於2022年的2.9億美元，原因是平均實現銷售價格下降。

·投資1億美元，繼續專注於鑽井、完井、連接和基礎設施項目。

·平均淨收益為9.66美元/京東方(2022-24.06美元/京東方)。

財務業績