展品99.2

Cenovus Energy Inc.

管理層的討論和分析(未經審計)

截至2023年12月31日止的年度

(加元)

管理層的討論與分析

Cenovus概述						3
年度回顧						3
經營業績和財務業績						6
我們財務業績背後的大宗商品價格						11
展望						14
可報告的細分市場						17
上游						18
油砂						18
常規						22
離岸						24
下游						28
加拿大煉油						28
美國煉油						30
清除率和消除						33
季度業績						35
石油和天然氣儲量						38
流動資金和資本資源						39
風險管理和風險因素						44
關鍵會計判斷、估計不確定性和會計政策						62
控制環境						65
諮詢						65
縮略語						68
具體的財政措施						69
上一期間的修訂						79

本管理層對Cenovus Energy Inc.的討論和分析（“MD&A”）（包括提及“我們”、“我們的”、“我們的”、“其”、“公司”或“Cenovus”，指Cenovus Energy Inc.，Cenovus Energy Inc.之附屬公司、合營安排及直接或間接持有之合夥權益）日期為2024年2月14日的公告應與我們於2023年12月31日的經審核綜合財務報表及隨附附註（“綜合財務報表”）一併閲讀。除非另有説明，本MD&A中包含的所有信息和聲明均截至2024年2月14日。本管理層討論和分析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出現重大差異的風險因素以及我們前瞻性信息所依據的假設的信息，請參閲諮詢。Cenovus管理層（“管理層”）編制了MD&A。Cenovus董事會（“董事會”）的審核委員會已於二零二四年二月十四日審閲並建議董事會批准管理層討論及分析。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（sec.gov sedarplus.ca本網站上的信息或與本網站相關的信息，即使在本MD&A中提及，也不構成本MD&A的一部分。

陳述的基礎

本管理層討論和分析及合併財務報表以加元（包括提及“美元”或“$”）編制，除非指明其他貨幣，並根據國際會計準則委員會頒佈的國際財務報告會計準則（“國際財務報告準則”或“公認會計原則”）編制。產量按特許權使用費前基準呈列。有關常用的石油和天然氣術語，請參閲縮略語部分。

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。我們是以加拿大為基地的最大原油及天然氣生產商之一，其上游業務遍及加拿大及亞太區，亦是以加拿大為基地的最大煉油商及煉油商之一，其下游業務遍及加拿大及美國（“美國”）。

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。我們的物質和經濟一體化的上下游業務通過從原油、天然氣和液化石油氣生產到運輸燃料等成品銷售的價值獲取，幫助我們緩解輕重質原油差價波動的影響，併為我們的淨收益做出貢獻。

有關我們業務分部的描述，請參閲本管理層討論及分析的可報告分部部分。

我們的戰略

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。我們的戰略重點是通過可持續、低成本、多元化和一體化的能源領導，實現股東價值的長期最大化。我們的五項戰略目標包括：提供一流的安全績效和可持續性領先地位；通過競爭性成本結構和優化利潤率實現價值最大化；專注於財務紀律，包括達到並維持目標債務水平，同時為Cenovus提供通過大宗商品價格週期產生彈性的資金；有紀律的方法將資本分配到在大宗商品價格週期底部產生回報的項目；以及在所有價格週期確定自由資金流產生的優先順序，以管理我們的資產負債表、通過股息增長和普通股購買增加股東回報、對我們的業務進行再投資以及實現投資組合多元化。

2023年12月14日，我們發佈了2024年預算，重點是有紀律的資本投資，並平衡我們基礎業務的增長和有意義的股東回報。我們將繼續專注於安全運營、降低成本、資本紀律和實現我們綜合業務的全部價值。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的展望部分和我們2023年12月13日的2024年企業指導，可在我們的網站cenovus.com上找到。

2023年，我們實現了多個運營里程碑，進一步提升了我們的綜合運營，併為股東帶來了可觀的回報。

·提供安全可靠的上游性能。上游平均日產量為778.7萬BOE，而2022年為78.62萬BOE。在常規領域，我們對第二季度開始的重大野火活動做出了快速、安全的反應。在油砂業務方面，我們的業績受到上半年產量下降的影響，因為我們準備啟動新的油井襯墊。我們能夠在下半年恢復勢頭。第四季度上游產量平均為每天80.86千BOE，這是自2021年第四季度以來的最高季度平均產量。

·取得了離岸里程碑。我們實質性地推進了西白玫瑰項目，在2026年交付了第一批石油。施工大約完成了75%，隨着混凝土重力結構錐形滑模作業的完成，我們在第二季度達到了該項目的一個重要里程碑。Terra Nova浮式生產、儲存和卸貨裝置(“浮式生產、儲存和卸載裝置”)於8月重返油田，並於11月下旬開始生產。我們還在9月份實現了印尼MAC氣田的第一批天然氣生產。

·進一步整合重油生產和煉油能力。今年2月，我們從BP Products North America Inc.(“BP”)手中收購了託萊多煉油廠剩餘50%的權益，使我們獲得了該煉油廠的全部所有權和運營權(“收購託萊多”)。我們在6月份安全地使煉油廠恢復了全面運營。在Superior煉油廠，我們繼續朝着全面恢復運營的方向前進。託萊多的收購和Superior Refinery煉油廠的投產增加了約12.9萬桶/天的煉油能力，其中7.9萬桶/天是重油煉油能力。

·安全而強勁的加拿大煉油性能。2023年，平均原油單位產能(或“產能”)增加了7.8萬桶/日，達到100.7萬桶/日，原油利用率為91%(2022年-84%)。成品油日均產量增加9萬桶，達到11.42萬桶。產能和精煉產品產量的增加是由於有限的停機時間和可靠的運營。

·美國的煉油業務。2023年平均日產量增加58.9萬桶，達到45.97萬桶。原油利用率為75%(2022年-80%)，成品油平均日產量為48.5萬桶，比2022年增加65.1萬桶。產量和精煉產品產量的增長主要是由上文討論的託萊多和Superior煉油廠推動的。增加的部分被我們運營和非運營資產的計劃外停機和計劃維護所抵消。

·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。2023年與2022年相比，截至2023年12月31日，長期債務減少16億美元，至71億美元，淨債務增加7.78億美元，至51億美元。2023年，我們加強了信用評級，將評級從芬蘭評級公司上調至BBB穩定，S全球評級和穆迪投資者服務公司的前景從穩定上調至正面。

·為股東帶來了可觀的現金回報。我們向股東返還了28億美元，其中包括通過我們的NCIB以11億美元購買4360萬股普通股，通過普通股基礎股息和優先股股息購買10億美元，以及購買和註銷4550萬份Cenovus認股權證7.11億美元。2024年2月14日，董事會宣佈第一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。

·產生了88億美元的調整後資金流。來自經營活動的現金流為74億美元(2022年至114億美元)，調整後資金流為88億美元(2022年至110億美元)，主要反映了大宗商品價格環境的疲軟。與2022年相比，布倫特原油和西德克薩斯中質原油分別下跌18%，至每桶82.62美元和77.62美元，哈迪斯蒂的WCS下跌22%，至每桶58.97美元。與2022年相比，基準成品油價格也有所下降，柴油價格下降了24%，汽油價格下降了19%。芝加哥3-2-1裂解價差下跌29%，至每桶24.19美元。

·路徑聯盟取得進展。擬議的碳捕獲和封存(“CCS”)項目的工程、地下評估和環境實地工作已完成，為2024年上半年提交監管申請做準備。如果建成，CCS項目將成為世界上最大的CCS網絡之一，並在幫助加拿大實現淨零目標方面發揮關鍵作用。

2024年1月1日，標誌着Cenovus和赫斯基能源公司(“赫斯基”)合併交易完成三週年。我們在推進通過安全運營、資產整合、成本和可持續性領先、財務紀律和自由資金流增長實現股東價值最大化的戰略方面取得了重大進展。三年來，我們減少了69億美元的長期債務和80億美元的淨債務。我們通過我們的股東回報戰略向股東返還了67億美元，包括通過我們的NCIB購買和註銷1.731億股普通股，購買和註銷4550萬股Cenovus認股權證，以及支付股息。我們通過戰略收購進一步整合了我們的資產，並完成了Superior Refinery重建。最後，我們圍繞我們雄心勃勃的ESG目標制定並正在推進工作。

年度業績摘要

(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。

精選經營業績和油氣儲量-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。

生產

2023年，上游總產量比2022年略有下降。與2022年相比，2023年產量增加的因素如下：

·我們油砂資產的產量增加，主要是由於於2022年8月31日從BP Canada Energy Group ULC(BP Canada)手中收購了日出油砂合作伙伴關係(SOSP)剩餘50%的權益，以及2023年再開發計劃的成功結果。克里斯蒂娜湖產量的下降部分抵消了增長的影響，這是由於2023年新油井墊塊的時間安排造成的。

·2022年第四季度，印度尼西亞的MBH和MDA氣田首次生產天然氣，2023年第三季度，MAC氣田首次生產天然氣。

與2022年相比，2023年產量下降的因素如下：

·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，於5月重新連接。

石油和天然氣儲量

根據我們由獨立合格儲量評估師(“IQRE”)編制的儲量報告，截至2023年12月31日，總探明儲量和總探明加上可能儲量分別約為59億BOE和87億BOE。總探明儲量比2022年減少了4%，探明加上可能儲量比2022年減少了2%。

有關我們儲量的更多信息，請參見本管理層討論和分析的石油和天然氣儲量部分。

部分經營業績-下游

（1）請參閲本MD&A的加拿大煉油和美國煉油可報告分部部分，瞭解按產品類型劃分的生產彙總。

加拿大煉油資產在2023年運行良好，升級廠和煉油廠的原油利用率分別為90%和95%（2022年分別為84%和83%）。業績的改善是由於2023年的一致運營，而2022年兩項資產的計劃內週轉和臨時計劃外停機。該增加部分被2023年第二及第四季度升級設備的計劃外停機所抵銷。

在我們的美國煉油業務中，原油吞吐量增加了5.89萬桶/天，因為我們：

·完成了對託萊多煉油廠剩餘50%股份的收購，使我們的日吞吐量增加了8萬桶。

·安全重啟託萊多煉油廠。到6月底，煉油廠已全面投產，下半年的利用率為88%。全年利用率為57%（2022年為45%）。

·自2018年以來關閉的Superior煉油廠在恢復全面運營方面取得了重大進展。我們於三月中旬引入原油，並於十月初安全重啟催化裂化裝置（“催化裂化裝置”）。今年下半年，原油利用率為66%。

·伍德河煉油廠的業績強勁。此外，2022年的計劃週轉活動比2023年春季計劃週轉的影響更大。伍德河和博格煉油廠的綜合利用率為81%（2022 - 83%）。

增加的款額被以下各項部分抵銷：

·博格煉油廠的計劃內檢修和臨時計劃外停機，其影響大於2022年完成的計劃外停機和檢修。

·2023年下半年利馬煉油廠的計劃外停機和計劃內維護。2023年利馬煉油廠的原油利用率為85%（2022年為90%）。

·在2023年第四季度，由於煉油基準價格大幅降低，我們調整了美國煉油廠的吞吐量，以優化我們的利潤率。

部分合並財務業績

收入

收入較2022年減少22%至522億元，主要由於混合原油基準定價下降影響我們的油砂分部，以及天然氣和精煉產品基準定價下降，部分被加元相對於美元平均走軟所抵消。

營業利潤率

營業利潤率是一項特定的財務指標，用於提供對我們資產現金產生績效的一致衡量，以便於我們不同時期的基本財務績效具有可比性。

（1）比較期間反映了某些修訂。有關進一步詳情，請參閲綜合財務報表附註39及本管理層討論及分析的諮詢部分所載的前期修訂。

按部門劃分的營業利潤率

截至2023年12月31日及2022年12月31日的年度

與2022年相比，2023年的營業利潤率下降了32億美元，降至110億美元，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。

·由於市場裂解價差降低，美國煉油部門的毛利率下降。

·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。與2022年相比，油砂每單位非燃料運營費用增加了15%，2023年達到每桶8.94美元，主要是由於福斯特克里克和克里斯蒂娜湖計劃中的扭虧為盈導致維修和維護成本上升，以及總銷售量下降。

·美國煉油部門的運營費用上升，主要是因為收購了託萊多，以及Superior和託萊多煉油廠的啟動。

營業利潤率的下降被以下因素部分抵消：

·與2022年相比，2023年已實現的風險管理損失大幅降低。

·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。

·如上所述，更高的生產能力和精煉產品主要來自託萊多和Superior煉油廠。

與2022年相比，傳統部門的營業利潤率下降，主要是由於實現的天然氣價格下降。這一下降通常被油砂和加拿大煉油部門從傳統部門購買的天然氣燃料運營成本的減少所抵消。

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。

2023年經營活動產生的現金較2022年減少。下降主要是由於上文所述的經營利潤率下降及非現金營運資金變動，部分被2022年支付的與收購FCCL Partnership 50%股權相關的或然付款6. 31億美元所抵銷。2023年的非現金營運資金淨變動為12億美元，主要是由於2023年第一季度結算了12億美元的所得税負債。

2023年的經調整資金流較2022年減少，主要由於經營利潤率下降。

淨收益（虧損）

2023年的淨利潤為41億美元，而2022年為65億美元。這一下降主要是由於上文所述的營業利潤率下降，此外：

·與2022年日出收購有關的重估收益。

·2023年其他收入減少，主要是由於2022年與2018年Superior煉油廠和大西洋地區事故有關的保險收益。

·2022年資產剝離淨收益較高。

減少額被以下因素部分抵消：

·較低的所得税費用。

·2023年未實現外匯收益與2022年虧損相比。

·由於長期激勵成本降低，一般和行政費用減少。

·由於在2022年和2023年第三季度購買無擔保票據，財務成本降低。

·減少重新計量或有付款的損失。

淨債務

長期債務較2022年12月31日減少16億美元，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2022年12月31日增加7.78億美元，主要來自74億美元的經營活動現金、43億美元的資本投資、5.15億美元的收購和28億美元的股東現金回報。

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。不包括與HCML合資企業有關的資本支出。

2023年資本投資主要涉及：

·維持油砂領域的活動，包括鑽探地層測試井，這是我們第一季度和第四季度冬季綜合計劃的一部分，此外還包括將納羅斯湖與克里斯蒂娜湖連接起來，以及福斯特克里克和日出的其他增長項目。

·常規領域的鑽井、完井、連接和基礎設施項目。

·大西洋區域西白玫瑰項目和Terra Nova資產壽命延長(“ALE”)項目的進展。

·伍德河煉油廠、博格煉油廠、利馬煉油廠和託萊多煉油廠的Superior煉油廠重建、利潤率提高和可靠性倡議。

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年在印尼的MAC油田鑽探並完成一口(淨額0.4口)計劃開發井(2022年-在印度尼西亞的MBH、MDA及MAC油田鑽探及完成九口(淨額3.6口)計劃開發井)。

我們財務業績的主要表現驅動因素包括大宗商品價格、質量和區位價差、精煉產品價格和煉油裂解價差以及美元/加元和人民幣/加元匯率。下表顯示了精選的市場基準價格和平均匯率，以幫助瞭解我們的財務業績。

部分基準價格和匯率(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

與2022年相比，2023年原油基準價格布倫特原油和西德克薩斯中質原油價格有下降的趨勢。2023年，我們看到原油市場更加平衡，導致平均價格從2022年的較高水平回落。儘管存在宏觀經濟擔憂，2023年全球需求增長仍保持健康，但被非歐佩克+國家的高供應增長所超過。OPEC+產量配額的反覆和延長削減抵消了其他地方的產量增長，並支撐了價格。2022年上半年，油價處於高位，原因是在全球庫存較低和原油生產閒置產能有限的情況下，全球需求上升，與俄羅斯出口供應短缺不確定性相關的風險加劇了這一點。2022年下半年，隨着對俄羅斯重大供應中斷的擔憂緩解，幾乎所有短期供應來源都能滿足需求，包括史無前例地釋放美國政府戰略石油儲備(SPR)，油價逐漸下降。

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，而加元當量是確定我們許多原油資產特許權使用費費率的基礎。

我們大西洋原油和亞太地區NGL的價格主要是由布倫特原油價格推動的。與2022年相比，2023年布倫特-西德克薩斯中質原油的價差收窄。2022年，在俄羅斯2022年2月入侵烏克蘭後的幾個月裏，這一差距顯著擴大。

WCS是一種混合重油，由常規重油和非常規稀釋瀝青組成。哈迪斯蒂的WCS與WTI的差額是輕質和重質原油質量差額以及運輸成本的函數。在全年基礎上，2023年哈迪斯蒂的WTI-WCS平均差值與2022年持平。運輸成本反映了2022年和2023年的管道經濟，因為供應基本上保持在出口能力範圍內。WCS差額在2023年第四季度擴大，最明顯的是在12月份。第四季度的擴大是由於艾伯塔省煉油廠的高產量和停電導致出口超過管道產能。WCS質量差異與去年同期持平，因為差異在2022年下半年和2023年上半年擴大，原因是煉油廠計劃外維護、全球煉油利用率高、歐佩克+向市場供應的中質和重油桶不斷增加、SPR的發佈以及成品油價格的波動。

荷蘭的WCS是我們產品在USGC銷售的重油基準。WTI-WCS荷蘭差價是重油質量貼水的代表，受全球重油煉油能力和全球重油供應影響。2023年尼德蘭的WTI-WCS差值比2022年有所下降，原因與上面討論的影響哈迪斯蒂WTI-WCS差值的因素相同。

在加拿大，我們在Upgrader將重質原油和瀝青升級為低硫合成原油，即赫斯基合成混合物(HSB)。HSB實現的價格主要是由WTI價格和來自加拿大西部的低硫合成原油的供求推動的，這影響了WTI-合成差價。

2023年，埃德蒙頓的合成原油相對於西德克薩斯中質原油的溢價低於2022年。2022年合成原油價格上漲，原因是加拿大西部的升級機維護和煉油廠對輕質原油的強勁需求。2023年的高升級機產量導致了這一溢價的侵蝕。與2023年第三季度相比，第四季度合成原油相對於WTI的溢價有所下降，原因是輕質原油管道的出口高於管道能力，以及當地石油儲存能力有限。

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20%至35%。WCS-凝析油差價是一個重要的基準，因為當銷售一桶混合原油時，較大的差價通常會導致凝析油成本的回收減少。當艾伯塔省的凝析油供應不能滿足需求時，埃德蒙頓凝析油價格可能是由USGC凝析油價格加上將凝析油運輸到埃德蒙頓的成本推動的。我們的混合成本還受到可用於混合的凝析油購買和交付到庫存的時間以及混合產品銷售時間的影響。在全年基礎上，2023年凝析油-WCS的平均差值與2022年一致。埃德蒙頓凝析油價差具有高度季節性，通常在冬季需求高峯期較WTI溢價，在夏季月份較WTI折價。這與WTI-WCS的差異是反季節的，經常導致WCS-凝析油差異在夏季和冬季經歷大範圍的波動。

2023年和2022年，埃德蒙頓凝析油平均基準與西德克薩斯中質原油接近平價，原因是艾伯塔省對重質原油混合的需求強勁，凝析油供應仍然緊張。

提煉基準

RUL和超低硫柴油基準價格是內陸成品油價格的代表，用於推導芝加哥3-2-1市場裂解價差。3-2-1市場裂解價差是一個指標，反映了使用基於WTI的當前月原油原料價格將三桶原油轉換為兩桶普通無鉛汽油和一桶超低硫柴油產生的煉油利潤率，並按後進先出原則進行估值。

芝加哥3-2-1市場裂解蔓延反映了託萊多、利馬和伍德河煉油廠的市場。集團3 3-2-1市場裂解價差反映了Superior和Borger煉油廠的市場。

與2022年相比，2023年成品油價格有所下降。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，原因是大流行煉油廠合理化、俄羅斯出口波動以及全球成品油庫存極低。

與2022年相比，煉油廠停產減少和全球產能增加導致2023年成品油價格相對於WTI下降，但裂解價差仍高於歷史正常水平。柴油利潤率同比下降，但由於需求強勁、全球供需平衡緊張以及庫存持續低迷，柴油利潤率平均較高。2023年汽油利潤率平均強勁，但在第四季度走軟，原因是季節性需求下降和煉油廠利用率高導致供應過剩和庫存增加。12月份，汽油和柴油利潤率以及裂解擴展大幅下降。芝加哥成品油市場在2023年經歷了相對於Group 3和USGC的疲軟時期，因為地區煉油利用率很高，航道維護阻止了產品被駁船到其他市場需求中心。

在全年基礎上，2023年的平均RIN成本與2022年持平，但由於可再生柴油供應的增長，2023年第四季度下降。

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，如原油原料的質量和購買地點、煉油廠配置和產品產量，以及原料購買和產品銷售之間的時間差，因為原料是按先進先出(FIFO)會計基礎進行估值的。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2022年相比，2023年NYMEX和AECO天然氣平均價格大幅下降。2022年價格非常高，原因是美國國內需求強勁，液化天然氣出口高，再加上供應反應滯後，以及在俄羅斯供應擔憂的情況下，全球定價強勁。2023年，隨着美國供應快速增長，達到創紀錄高位，超過需求增長，導致庫存水平居高不下，價格走軟。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。

2023年，與2022年相比，加元兑美元平均疲軟，對我們報告的收入產生了積極影響。與2022年12月31日相比，截至2023年12月31日，加元兑美元匯率略有走強，導致我們的美元債務轉換產生了未實現的外匯收益。

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。2023年，與2022年相比，加元兑人民幣平均略有走強，對我們報告的收入產生了負面影響。

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12月31日，由於對通脹的擔憂，加拿大銀行的政策利率為5.00%，高於2022年12月31日的4.25%。2024年1月24日，加拿大銀行宣佈利率將保持在5.00%。

大宗商品價格展望

與2022年相比，2023年全球原油價格在較窄的區間內交易，但在歐盟對俄羅斯原油和產品的進口禁令以及隨後全球貿易流動的重新洗牌、與利率和通脹上升相關的全球宏觀經濟擔憂以及以色列和加沙危機等地緣政治事件之後，全球原油價格仍然波動。2022年，在俄羅斯入侵烏克蘭後，全球原油價格在今年上半年飆升，原因是全球閒置產能較低，引發了人們對供應短缺的擔憂。2022年下半年，由於幾乎所有短期供應來源都被調用，價格逐漸下降，俄羅斯出口保持彈性。儘管宏觀經濟指標疲軟，但2023年原油需求增長最終是強勁的，這得益於中國在今年早些時候取消對新冠肺炎的限制。來自非歐佩克+的高供應增長給全年的價格帶來了下行壓力；但歐佩克+宣佈的減產和延長減產措施管理和支撐了供應增長帶來的下行壓力。歐佩克+政策對全球石油平衡和價格仍然至關重要。

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、通脹和利率不確定性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美國聯邦儲備委員會(Federal Reserve Board)和加拿大央行(Bank Of Canada)上調或下調基準貸款利率的速度、原油價格和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。我們上游資產中的原油生產與凝析油和丁烷混合，並由我們的下游業務用作原油原料，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物理整合。這兩家煉油廠都從我們的油砂資產中加工混合原油，並從Upgrader加工HSB。

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。

·不同地理位置的傳統原油儲油罐。

2024年的主要優先事項

我們2024年的重點是安全，通過下游盈利能力實現股東價值最大化，推進重大項目和其他資產機會以及成本領先地位，並繼續為我們的公司和行業辯護。

頂級安全性能

安全可靠的運營是我們的首要任務。我們努力確保我們的投資組合安全可靠地運營，並致力於成為我們每項主要資產和業務的一流運營商。

股東回報目標

Cenovus資本配置框架的一個關鍵要素是保持強勁的資產負債表，並具有抵禦價格波動的彈性，並在整個商品價格週期中利用機會。我們的最終淨債務目標是40億美元，這是我們的淨債務底線，我們努力繼續朝着這一目標取得進展。當淨債務在季度末達到40億美元的底線時，我們的目標是將下一季度的超額自由資金流100%返還給股東。

項目執行

投資未來增長是我們的重點，目前有幾個關鍵項目正在進行中，包括West White Rose項目、SeaRose FPSO資產壽命延長項目（“SeaRose ALE項目”）、Narrows Lake回接Christina Lake和Foster Creek優化項目。此外，我們於2024年進行多項信息系統升級。我們計劃按時按預算執行這些多年項目。

成本領先

我們的目標是通過持續關注成本結構和利潤率優化來最大化股東價值。我們專注於降低運營、資本、一般和行政成本，實現我們綜合戰略的全部價值，同時做出支持Cenovus長期價值的決策。

我們將繼續致力提高下游資產的可靠性，利用我們的上游專業知識，最大限度地提高資產的長期盈利能力。

可持續性

可持續發展一直深深植根於Cenovus的文化。我們已在五個環境、社會及管治重點領域訂立雄心勃勃的目標，並繼續推進切實可行的計劃以實現該等目標。

我們已分配資源投資於五個環境、社會及管治重點範疇，包括減排措施。我們繼續支持我們對路徑聯盟基礎項目的承諾，包括努力與聯邦和省政府達成協議，為大型脱碳項目的進展提供足夠的財政支持。至關重要的是，聯邦和省政府提供的支持水平與全球其他大型脱碳項目的支持水平一致。這將使加拿大石油和天然氣部門能夠實現其温室氣體減排目標，並保持與其他石油和天然氣生產管轄區的競爭力。

有關Cenovus的工作及目標的其他資料，可於我們網站cenovus. com的Cenovus二零二二年環境、社會及管治報告內查閲。

2024企業指南

我們2024年的資本投資預算在45億至50億美元之間。其中包括30億美元用於維持生產和支持持續安全可靠的運營，以及15億至20億美元的優化和增長資本。

優化和增長資本主要涉及：

·推進西部白玫瑰項目。

·福斯特溪、克里斯蒂娜湖和日出工廠的產量不斷增長。

·在我們的下游業務中採取措施，以提高可靠性並增加利潤率。

·傳統領域的機會。

下表顯示2024年的指導方針：

我們的2024年指南日期為2023年12月13日，可在我們的網站cenovus.com上找到。

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，以及對赫斯基-中國海洋石油馬杜拉有限公司的股權會計投資，該公司在印度尼西亞近海從事天然氣和天然氣的勘探和生產。

下游航段

·加拿大煉油，包括擁有和運營的勞埃德明斯特提質和瀝青精煉綜合體，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。該公司於2023年將其加拿大製造部門更名為加拿大煉油。

·美國煉油，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銷售一些自己的和第三方精煉產品，包括汽油、柴油、噴氣燃料和瀝青。該公司於2023年將其美國製造部門更名為美國煉油。

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。抵銷包括調整原料和內部使用的原油、天然氣、凝析油、其他NGL和精煉產品；公司的鐵路原油碼頭向油砂部門提供的運輸服務；出售從加拿大煉油部門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。

上游

油砂

2023年，我們：

·提供了安全操作。

·每天生產593.4萬桶原油(2022年至586.6萬桶/天)。

·福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的三個新井墊開始生產。

·第二季度在福斯特克里克完成了計劃中的扭虧為盈。

·克里斯蒂娜湖在第三季度完成了計劃中的扭虧為盈，對生產的影響最小。

·營業利潤率為82億美元，與2022年相比減少了8.1億美元，主要是因為實現的平均銷售價格較低。

·投資24億美元，主要用於維持活動，包括鑽探地層測試井，這是我們第一季度和第四季度冬季綜合計劃的一部分，此外還有納羅斯湖與克里斯蒂娜湖的連接，以及福斯特克里克和日出的其他增長項目。

·每個京東方的平均淨收益為38.10美元(2022-49.10美元)。

財務業績

（1）比較期間反映了某些修訂。有關進一步詳情，請參閲綜合財務報表附註39及本管理層討論及分析的諮詢部分所載的前期修訂。

營業利潤率差異

截至2023年12月31日的年度

(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)包括第三方來源的數量、建築和其他不屬於原油、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。參見本管理層討論和分析的特定財務措施諮詢。

(3)On 2022年8月31日，我們從bp Canada收購了日出剩餘的50%權益。

（4）二零二二年的瀝青產量包括於二零二二年一月三十一日出售的Tucker資產每日1. 6千桶。

（5）油砂產品主要為瀝青，但非常規重油為重質原油。

（6）常規天然氣產品類型。

（7）實際特許權使用費率等於特許權使用費除以產品收入，扣除運輸費用。

（8）由稠油熱採和稠油常規資產組成。

收入

價格

我們的重油和瀝青產品必須與凝析油混合以降低其粘度，以便通過管道將其運輸到市場。在我們的淨回計算中，我們的瀝青和重油銷售價格不包括購買凝析油的影響;但是，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的增加或我們的混合比的增加，我們實現的重油和瀝青銷售價格下降。

我們的已實現銷售價格由二零二二年的每京東方91. 70美元下降至二零二三年的每京東方73. 02美元，主要由於WTI基準價格下降。於二零二三年，WTI平均每桶77. 62美元（二零二二年：每桶94. 23美元），而WTI-WCS於Hardisty的差價為每桶18. 65美元（二零二二年：每桶18. 22美元）。於二零二三年，凝析油基準價格較Hardisty的WCS溢價每桶17. 64美元，而二零二二年則為每桶溢價17. 77美元。

總銷售額包括來自第三方的12億美元（2022年-44億美元）和與建築，運輸和混合活動有關的3.77億美元（2022年-3.58億美元）。

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、交付點、運輸承諾和客户多樣化。為保護我們與儲存或運輸決策相關的存貨價格，Cenovus可能會採用各種價格調整及波動管理策略（包括風險管理合約），以減少未來現金流的波動並提高現金流穩定性。

生產量

於二零二三年，油砂原油產量為每日593. 4千桶（二零二二年：每日586. 6千桶）。

2023年，我們向美國目的地的第三方銷售了約25%（2022年-20%）的油砂原油銷量，並向加拿大和美國下游業務銷售了約20%的油砂原油銷量。所有剩餘的銷售都是在加拿大目的地。

於二零二三年，FosterCreek的產量較二零二二年減少4. 7千桶╱日至186. 3千桶╱日，主要由於二零二三年四月中旬開始並於五月初完成的計劃檢修，其影響大於二零二二年的計劃維修及計劃外停運。減少部分被二零二三年啟動的三個新井場所抵銷。

於二零二三年，Christina Lake的產量較二零二二年減少9. 1千桶╱日至237. 4千桶╱日，主要由於三個新井場於二零二三年啟動，加上過往年度鑽探的開發井於二零二二年產量強勁。減少部分被二零二二年的週轉活動所抵銷。我們於二零二三年第三季度完成了計劃中的扭虧為盈，對生產的影響微乎其微。

與2022年相比，2023年日出油田的日產量增加了17.6萬桶，達到4.89萬桶。對日出的收購於2022年8月31日完成。此外，我們在第三季度完成的2023年重建計劃的成功結果使產量同比增加。

與2022年相比，2023年勞埃德明斯特熱能資產的日產量增加了4.2萬桶，達到10.41萬桶。這一增長是由於2022年8月Spruce Lake North熱電廠的第一批石油，但部分抵消了2023年因重新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。

2023年，版税為31億美元(2022年至45億美元)。油砂有效特許權使用費從2022年的25.2%降至2023年的21.9%，主要是由於實現價格較低和艾伯塔省油砂滑動規模特許權使用費較低。

費用

運輸和調合

2023年，由於凝析油價格下降，混合成本比2022年減少了14億美元，降至89億美元，但產量增加部分抵消了這一影響。與2022年相比，2023年的運輸成本增加了1.38億美元，達到18億美元，這主要是由於收購了日出。

單位運費

運輸成本從2022年的7.89美元增加到2023年的8.18美元。

在福斯特克里克，單位運輸成本從2022年的每桶11.78美元略微上升至2023年的每桶11.98美元，主要是由於存儲成本上升，但部分被較低的固定鐵路成本所抵消。2023年，我們將44%(2022-43%)的貨運量從福斯特克里克運往美國目的地。

在克里斯蒂娜湖，運輸成本從2022年的每桶6.51美元小幅上漲至2023年的每桶6.69美元。運費的提高和運往美國目的地的運量的更高比例被較低的固定鐵路成本部分抵消。2023年，我們將18%(2022-13%)的貨運量從克里斯蒂娜湖運往美國目的地。

在日出，運輸成本從2022年的每桶12.26美元小幅上漲至2023年的每桶12.47美元，主要是由於關税税率上升。2023年，我們將50%(2022-51%)的貨運量從日出運往美國目的地。

在我們的其他油砂資產中，2023年的運輸成本為每桶3.51美元(2022年至每桶3.49美元)。

運營中

2023年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年的總運營費用減少了2.14億美元，降至27億美元，主要是由於AECO基準價格大幅下降導致燃料成本下降。與2022年相比，2023年的維修和維護費用增加，抵消了減少的費用。我們的成本經歷了一些通脹壓力，然而，我們通過獲得長期合同、與供應商合作和購買長期產品來管理成本，以緩解未來的成本上升。

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。

與2022年相比，我們所有油砂資產的單位非燃料成本在2023年有所增加，主要原因是：

·福斯特克里克和克里斯蒂娜湖的銷量下降和計劃中的扭虧為盈，部分被計劃中的扭虧為盈、維護活動和2022年的計劃外停電所抵消。

·日出的維修和維護成本上升，但部分被2023年更高的總銷量所抵消。

·我們其他油砂資產的維修、維護和修井活動增加。

淨回扣(1)

（1）淨值的組成部分是特定的財務指標。Netbacks包含非GAAP財務指標。參見本管理層討論和分析的特定財務措施諮詢。

風險管理中的已實現(收益)損失

2023年，我們已實現的風險管理損失為1700萬美元（2022年為15億美元）。較2022年減少是由於管理層決定於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。

傳統型

2023年，我們：

·實現安全運營。

·每天生產119.9千桶油當量（2022 -每天127.2千桶油當量）。

·應對艾伯塔省北部的野火。5月初，我們在Rainbow Lake、Elmante-Wapiti、Kaybob-Edson和Clearwater的運營區域暫時關閉了每天約8.5萬京東方的生產，以確保我們的員工、當地社區和資產的安全。受火災影響的大部分油井和設施已於6月重新啟動。額外的野火活動影響了我們的彩虹湖財產在9月和第四季度，並對生產的影響較小。我們在第四季度恢復了全面運營。

運營利潤率為5.83億美元，低於2022年的12億美元，主要原因是平均實現銷售價格下降。

·投資4.52億美元，繼續專注於鑽井，完井，連接和基礎設施項目。

·平均淨值為$12.02/BOE（2022 - $27.43/BOE）。

財務業績

（1）比較期間反映了某些修訂。有關進一步詳情，請參閲綜合財務報表附註39及本管理層討論及分析的諮詢部分所載的前期修訂。

營業利潤率差異

截至2023年12月31日的年度

(1)價格變動包括已實現風險管理損益的影響。

(2)反映加工設施的營業利潤率。

經營業績

(1)具體的財務措施。請參閲本MD&A的指定財務措施諮詢。

收入

價格

與2022年相比，我們2023年實現的總銷售價格下降，主要是由於原油和天然氣基準價格下降。

2023年，總銷售額包括與第三方來源的數量有關的17億美元(2022年至20億美元)；與為第三方進行的加工活動有關的金額1.88億美元(2022年至1.78億美元)。

生產量

與2022年相比，2023年的日產量減少了7.3萬BOE，降至119.9萬BOE/日。同比下降主要是由於2023年第二季度野火的影響，但我們2023年發展計劃的成功結果部分抵消了這一影響。

版税

傳統資產在艾伯塔省和不列顛哥倫比亞省受特許權使用費制度的約束。特許權使用費從2022年的2.98億美元降至2023年的1.12億美元，有效特許權使用費費率下降，主要原因是天然氣價格大幅下降。

費用

交通運輸

我們的運輸成本反映了原油、天然氣和天然氣從生產地點到產品銷售地點的運輸費用。與2022年相比，2023年的運輸成本增加了4800萬美元，達到2.98億美元，單位運輸成本從2022年的3.16美元增加到2023年的4.16美元。增長主要是由於關税税率上升和額外的倉儲成本，加上銷售量下降。

運營中

2023年運營費用的主要驅動因素是維修和維護、勞動力、物業税和租賃成本以及電力。與2022年相比，2023年的總運營費用增加了4900萬美元，達到5.9億美元，這是因為維修和維護成本更高。野火對總運營費用的影響微乎其微。與2022年相比，2023年每個京東方的運營費用增加了1.84美元，達到每個京東方13.02美元，這是由於影響總運營成本的相同因素以及野火活動導致的銷售量下降。

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。

離岸海域

2023年，我們：

·實現安全運營。

·Terra Nova FPSO於11月下旬恢復生產。我們12月份的產量份額為每天41000桶。

·今年9月，印度尼西亞的MAC氣田實現了首個天然氣生產。

·每天生產63.4萬桶輕質原油、天然氣和天然氣(2022年至7030萬桶/天)。

·營業利潤率為11億美元，與2022年相比減少了4.92億美元，主要是因為我們的大西洋和中國業務的銷售量下降，以及實現的輕質原油銷售價格下降。

·每個京東方的淨收益為56.48美元(2022-68.90美元)。

·投資6.42億美元，主要用於大西洋地區的West White Rose項目和Terra Nova Aale項目。

截至2023年12月31日，西白玫瑰項目約完成75%。自從我們在2022年決定重啟該項目以來，我們已經投資了大約5.78億美元。隨着混凝土重力結構錐形滑模作業的完成，我們在第二季度達到了該項目的一個重要里程碑。第一批石油預計將於2026年投入使用。

2023年12月下旬，我們暫停了白玫瑰油田的生產，為計劃中的海玫瑰啤酒項目做準備。SeaRose號浮式生產儲油船於2024年1月下旬離開現場，進行原定的乾式停靠。我們預計白玫瑰油田將於2024年第三季度末恢復生產。

財務業績

（1）大西洋和亞太運營利潤率是非GAAP財務指標。參見本管理層討論和分析的特定財務措施諮詢。

營業利潤率差異

截至2023年12月31日的年度

經營業績