Cenovus Energy : Rapport de gestion (Q3 2025 Management Discussion Analysis FR)

Rapport de gestion (non audité)

Pour les périodes closes le 30 septembre 2025 (en dollars canadiens)

RAPPORT DE GESTION

Pour les périodes closes le 30 septembre 2025

TABLE DES MATIÈRES

APERÇU DE CENOVUS 3

APERÇU DES RÉSULTATS DU TRIMESTRE 4

RÉSULTATS D'EXPLOITATION ET RÉSULTATS FINANCIERS 7

PRIX DES MARCHANDISES SOUS-TENDANT LES RÉSULTATS FINANCIERS 12

PERSPECTIVES 16

SECTEURS À PRÉSENTER 19

SECTEURS EN AMONT 19

SABLES BITUMINEUX 19

HYDROCARBURES CLASSIQUES 25

PRODUCTION EXTRACÔTIÈRE 27

SECTEURS EN AVAL 32

RAFFINAGE AU CANADA 32

RAFFINAGE AUX ÉTATS-UNIS 34

ACTIVITÉS NON SECTORIELLES ET ÉLIMINATIONS 36

SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT 38

GESTION DES RISQUES ET FACTEURS DE RISQUE 43

JUGEMENTS, INCERTITUDES RELATIVES AUX ESTIMATIONS ET MÉTHODES COMPTABLES D'IMPORTANCE CRITIQUE 43

ENVIRONNEMENT DE CONTRÔLE 44

MISE EN GARDE 44

ABRÉVIATIONS ET DÉFINITIONS 48

MESURES FINANCIÈRES DÉTERMINÉES 49

MODIFICATIONS APPORTÉES AUX RÉSULTATS DES PÉRIODES COMPARATIVES 62

Le présent rapport de gestion de Cenovus Energy Inc. (« Cenovus », « nous », « notre », « nos » ou la « société », c'est-à-dire Cenovus Energy Inc., ses filiales, les participations qu'elle ou ses filiales détiennent directement ou indirectement ainsi que les partenariats conclus par elle ou ses filiales), daté du 30 octobre 2025, doit être lu en parallèle avec les états financiers consolidés intermédiaires non audités de la période close le 30 septembre 2025 et les notes annexes (les « états financiers consolidés intermédiaires »), les états financiers consolidés audités de l'exercice clos le 31 décembre 2024 et les notes annexes (les « états financiers consolidés ») et le rapport de gestion de l'exercice clos le 31 décembre 2024 (le « rapport de gestion annuel »). Tous les renseignements et les énoncés figurant dans le présent rapport de gestion ont été établis en date du 30 octobre 2025, sauf indication contraire. Le présent rapport de gestion contient de l'information prospective concernant nos prévisions, estimations, projections et hypothèses actuelles. Pour se renseigner sur les facteurs de risque qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent de façon significative de cette information prospective ainsi que sur les principales hypothèses sous-jacentes à celle-ci, lire la rubrique « Mise en garde ». La direction de Cenovus (la « direction ») a préparé ce rapport de gestion. Le comité d'audit du conseil d'administration de Cenovus (le « conseil ») a examiné le rapport de gestion et en a recommandé l'approbation au conseil le 30 octobre 2025. Des renseignements supplémentaires sur Cenovus, notamment ses rapports trimestriels et annuels, sa notice annuelle et le formulaire 40-F qui la concerne, peuvent être consultés sur SEDAR+, à l'adresse sedarplus.ca, sur EDGAR, à l'adresse sec.gov, et sur le site Web de la société, à l'adresse cenovus.com. L'information sur notre site Web ou qui y est reliée, même si le présent rapport de gestion y fait référence, ne fait pas partie du rapport de gestion.

Mode de présentation

Le présent rapport de gestion et les états financiers consolidés intermédiaires sont dressés en dollars canadiens (« dollar » ou « $ »), sauf lorsqu'il est fait mention d'une autre devise. Ils ont été préparés conformément aux Normes internationales d'information financière (« IFRS ») publiées par l'International Accounting Standards Board (« IASB ») (les « normes comptables IFRS »). Les volumes de production sont présentés avant déduction des redevances. Se reporter à la rubrique « Abréviations et définitions » pour les termes pétroliers et gaziers couramment utilisés.

Nous sommes une société énergétique canadienne intégrée dont le siège social se trouve à Calgary, en Alberta. Nous sommes l'un des plus importants producteurs canadiens de pétrole brut et de gaz naturel menant des activités en amont au Canada et dans la région de l'Asie-Pacifique, et l'une des plus importantes entreprises installées au Canada de raffinage et de valorisation menant des activités en aval au Canada et aux États-Unis.

Nos activités en amont comprennent des projets de sables bitumineux dans le nord de l'Alberta, des projets de pétrole brut classique, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel (« LGN ») produits par méthode thermique dans l'Ouest canadien, la production de pétrole brut au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador et la production de gaz naturel et de LGN au large des côtes chinoises et indonésiennes. Nos activités en aval comprennent la valorisation et le raffinage au Canada et aux États-Unis ainsi que nos activités liées aux carburants commerciaux à l'échelle du Canada.

Nos activités couvrent l'ensemble de la chaîne de valeur : mise en valeur, production, raffinage, transport et commercialisation de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers raffinés au Canada et ailleurs dans le monde. L'intégration physique et économique de nos activités en amont et en aval contribue à atténuer l'incidence de la volatilité des écarts de prix entre le pétrole léger et le pétrole lourd et à améliorer notre résultat net en nous permettant de dégager de la valeur de notre production de pétrole brut, de gaz naturel et de LGN grâce à la vente de produits finis comme les carburants de transport.

Notre stratégie

Chez Cenovus, notre mission est de fournir de l'énergie dans le monde entier pour améliorer la qualité de vie des gens. Notre stratégie est axée sur la maximisation de la valeur à long terme pour nos actionnaires grâce à un leadership en matière d'énergie durable, à faible coût, diversifiée et intégrée. Nos cinq objectifs stratégiques comprennent un rendement de premier ordre sur le plan de la sécurité ainsi qu'un leadership en matière de durabilité; la maximisation de la valeur grâce à des structures de coûts concurrentielles et à l'optimisation des marges; une discipline financière accrue, y compris le maintien des ratios d'endettement ciblés tout en favorisant la résilience de Cenovus grâce aux cycles des prix des marchandises; une approche rigoureuse de l'affectation de capitaux à des projets générateurs de rendements dans les creux des cycles des prix des marchandises; et la croissance absolue et par action des fonds provenant de l'exploitation disponibles.

Le 12 décembre 2024, nous avons publié nos prévisions pour 2025, qui mettent l'accent sur une approche disciplinée de l'affectation du capital en vue d'augmenter le rendement pour les actionnaires au fil du temps. Nous continuerons de mettre l'accent sur le contrôle des coûts, l'amélioration de la rentabilité de nos secteurs stratégiques en aval et l'optimisation de notre portefeuille avantagé afin d'offrir de la valeur à nos actionnaires. Nos prévisions pour 2025, actualisées en date du 30 juillet 2025 et du 30 octobre 2025, peuvent être consultées sur notre site Web à l'adresse cenovus.com. Pour de plus amples renseignements, se reporter à la rubrique « Perspectives » du présent rapport de gestion.

Nos activités

Les secteurs à présenter de la société sont les suivants :

Secteurs en amont

• Sables bitumineux, qui se consacre aux activités de mise en valeur et de production de bitume et de pétrole lourd dans le nord de l'Alberta et la Saskatchewan. Les actifs de sables bitumineux de Cenovus comprennent les projets de Foster Creek, de Christina Lake et de Sunrise et les actifs de production par méthode thermique et de pétrole lourd classique de Lloydminster. Cenovus détient et exploite conjointement des réseaux de collecte et des terminaux de pipelines par l'intermédiaire d'une participation comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence dans Husky Midstream Limited Partnership (« HMLP »). Les activités de vente et de transport de la production de Cenovus et de volumes de marchandises de tiers sont gérées et commercialisées grâce à l'accès de la société à la capacité des pipelines et des installations de stockage de tiers au Canada et aux États-Unis, ce qui lui permet d'optimiser les gammes de produits, les points de livraison, les engagements de transport et la diversification de la clientèle.

• Hydrocarbures classiques, qui comprend des actifs riches en LGN et en gaz naturel en Alberta et en Colombie-Britannique, à savoir dans les zones d'exploitation Edson, Clearwater et Rainbow Lake, de même que dans le couloir nord, qui comprend les zones d'exploitation Elmworth et Wapiti. Ce secteur comprend également des participations dans de nombreuses installations de traitement du gaz naturel. La production de LGN et de gaz naturel de Cenovus est commercialisée et transportée avec des volumes de marchandises de tiers supplémentaires, grâce à l'accès de la société à la capacité des pipelines, des terminaux d'exportation et des installations de stockage de tiers, ce qui lui procure la souplesse nécessaire pour accéder au marché et optimiser les gammes de produits, les points de livraison, les engagements de transport et la diversification de la clientèle.

• Production extracôtière, qui comprend les activités d'exploitation, de prospection et de mise en valeur extracôtières sur la côte est du Canada et dans la région Asie-Pacifique, soit en Chine, ainsi que la participation comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence dans la coentreprise Husky-CNOOC Madura Ltd. (« HCML »), qui exerce des activités de prospection en vue de la production de gaz naturel et de LGN au large des côtes de l'Indonésie.

  Secteurs en aval

• Raffinage au Canada, qui comprend le complexe de valorisation et de raffinage d'asphalte de Lloydminster que la société détient et exploite pour la conversion du pétrole lourd et du bitume en pétrole brut synthétique, en diesel, en asphalte et en d'autres produits connexes. De plus, Cenovus est propriétaire-exploitant du terminal de transport ferroviaire de pétrole brut de Bruderheim et de deux usines d'éthanol. Les activités liées aux carburants commerciaux de la société partout au Canada sont prises en compte dans ce secteur. Cenovus commercialise sa production et des volumes de marchandises de tiers dans le but d'utiliser son réseau intégré d'actifs pour optimiser la valeur.

• Raffinage aux États-Unis, qui comprend les activités de raffinage du pétrole brut nécessaires à la production d'essence, de diesel, de carburéacteur, d'asphalte et d'autres produits aux raffineries de Lima, de Superior et de Toledo entièrement détenues. Le secteur Raffinage aux États-Unis comprend les raffineries de Wood River et de Borger, détenues conjointement avec l'exploitant Phillips 66 par l'intermédiaire de WRB Refining LP (« WRB »). Le 30 septembre 2025, Cenovus a cédé la totalité de sa participation de 50 % dans WRB. Cenovus commercialise ses propres volumes de produits raffinés de même que ceux de tiers.

  Activités non sectorielles et éliminations

• Activités non sectorielles et éliminations, qui comprend les coûts engagés à l'échelle de la société à l'égard des frais généraux et frais d'administration, des activités de financement et des profits ou pertes liés à la gestion des risques relativement aux instruments dérivés des activités non sectorielles et au change. Les éliminations comprennent les ajustements au titre de la charge d'alimentation et de l'utilisation interne de pétrole brut, de gaz naturel, de condensats, d'autres LGN et de produits raffinés entre les secteurs; les services de transbordement fournis au secteur Sables bitumineux par le terminal de transport ferroviaire de pétrole brut de la société; la vente de condensats extraits du pétrole brut fluidifié produits à nos installations du secteur Raffinage au Canada et vendus au secteur Sables bitumineux; ainsi que les profits latents sur les stocks. Les éliminations sont constatées en fonction des prix du marché.

  ‌ APERÇU DES RÉSULTATS DU TRIMESTRE

  Au troisième trimestre, nous avons atteint un taux de production record dans nos secteurs en amont et un débit unitaire (le « débit ») de pétrole brut record dans nos secteurs en aval. Nos résultats financiers témoignent d'une solide performance opérationnelle ainsi que de l'amélioration du contexte des prix des marchandises comparativement au deuxième trimestre.

• Déroulement sécuritaire et fiable de notre exploitation. Nous avons maintenu le déroulement sécuritaire de l'exploitation dans l'ensemble de nos activités et nous continuons de mettre tout en œuvre pour améliorer notre bilan en matière de sécurité. La sécurité demeure notre priorité absolue.

• Vente de la participation dans WRB. Nous avons cédé la totalité de notre participation de 50 % dans WRB, comme nous l'avions annoncé le 9 septembre 2025. Le produit de 1,3 G$ US (1,8 G$ CA), déduction faite des ajustements de clôture préliminaires, a été inclus dans les comptes débiteurs et produits à recevoir au 30 septembre 2025, et il a été reçu le 1er octobre 2025. La sortie d'actifs s'inscrit dans notre stratégie ayant pour objet de détenir et d'exploiter des actifs qui sont essentiels à nos activités.

• Production trimestrielle record des secteurs en amont. Nous avons atteint un taux de production record dans les secteurs en amont, soit 832,9 milliers de bep par jour. Ce résultat comprend la production record de notre secteur Sables bitumineux, soit 642,8 milliers de bep par jour, qui s'explique par les activités d'optimisation, la mise en service de nouvelles plateformes d'exploitation de maintien et l'accroissement de la production à Narrows Lake. La production en amont totale a augmenté comparativement à celle de 765,9 milliers de bep au deuxième trimestre de 2025 grâce au retour à la pleine production à Christina Lake après l'interruption de la production en raison des feux de forêt, ainsi qu'à Foster Creek à la suite de l'achèvement des activités de révision au deuxième trimestre.

• Achèvement pour l'essentiel des principaux projets de croissance du secteur Sables bitumineux. Nous avons terminé le raccordement de Narrows Lake à Christina Lake et avons augmenté la production. Le projet d'optimisation à Foster Creek était achevé à environ 98 % au 30 septembre 2025, quatre générateurs de vapeur ayant été mis en service durant le trimestre, ce qui a permis d'augmenter la production plus tôt que prévu. La mise en service des unités de traitement de l'eau et de déshuilage est en cours et de nouvelles plateformes d'exploitation seront mises en service début 2026. À Sunrise, nous préparons une plateforme d'exploitation pour la production de vapeur au quatrième trimestre pour soutenir l'accroissement continu de la production. À nos actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster, notre programme de forage de pétrole lourd continue de progresser.

• Atteinte d'importants jalons du projet West White Rose. Au cours du trimestre, les installations de surface ont été placées sur la structure en béton et nous avons achevé les raccordements sous-marins à notre système de production existant au navire de production, de stockage et de déchargements (« NPSD ») SeaRose. Le reste des travaux de raccordement et de mise en service de la plateforme devrait s'achever au quatrième trimestre. Le début des forages est toujours prévu pour la fin de 2025.

• Débit de pétrole brut record de nos actifs en aval. Le débit moyen de nos actifs en aval s'est établi à 710,7 milliers de barils par jour, comparativement à 665,8 milliers de barils par jour au deuxième trimestre de 2025. Cela représente un taux d'utilisation total de nos actifs de production unitaire de pétrole brut en aval de 99 %. Nos actifs canadiens continuent de fonctionner presque à pleine capacité, tandis que l'achèvement des activités de révision et des initiatives d'amélioration opérationnelle aux actifs américains que nous exploitons a entraîné une plus grande utilisation des unités de traitement et une réduction des charges d'exploitation unitaires.

• Présentation de solides résultats financiers. Les fonds provenant de l'exploitation ajustés se sont établis à 2,5 G$, en hausse par rapport à 1,5 G$ inscrit au deuxième trimestre de 2025, en raison surtout de l'augmentation des volumes de vente et de la baisse des charges d'exploitation compte tenu de la solide performance opérationnelle de l'ensemble de nos actifs. Cette hausse est également attribuable aux prix supérieurs réalisés pour nos actifs de sables bitumineux et à l'accroissement des marges de raffinage pour nos activités de raffinage aux États-Unis. Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont chiffrés à 2,1 G$, en baisse par rapport à 2,4 G$ au deuxième trimestre de 2025, en raison surtout des variations du fonds de roulement hors trésorerie.

• Hausse des rendements pour les actionnaires. Nous avons versé aux porteurs d'actions ordinaires la somme de 1,3 G$ au moyen du rachat de 40,4 millions d'actions ordinaires pour un montant de 918 M$ dans le cadre de notre offre publique de rachat dans le cours normal des activités (l'« offre publique ») et du versement de dividendes sur les actions ordinaires totalisant 356 M$. Le 30 octobre 2025, notre conseil d'administration a déclaré un dividende pour le quatrième trimestre de 0,200 $ par action ordinaire.

• Acquisition de MEG Energy Corp. Le 21 août 2025, nous avons conclu une entente définitive visant l'acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation de MEG Energy Corp. (« MEG ») dans le cadre d'un plan d'arrangement (l'« acquisition de MEG »). Entre le 8 et le 15 octobre 2025, la société a acquis un total de 25,0 millions d'actions ordinaires de MEG pour un montant de 752 M$. Le 26 octobre 2025, Cenovus a conclu une seconde entente visant à apporter des modifications. L'acquisition de MEG doit être entérinée par les actionnaires et est assujettie à l'approbation des tribunaux et à d'autres approbations habituelles.

Aperçu des résultats trimestriels

Périodes de neuf mois closes les

30 septembre 2025 2024 2023

(en millions de dollars, sauf indication contraire) 2025 2024 T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4

1. Pour un résumé de la production totale par type de produit, se reporter à la rubrique « Résultats d'exploitation et résultats financiers » du présent rapport de gestion.

2. Représente la participation nette de Cenovus dans les activités de raffinage.

3. Le total des intrants traités comprend le pétrole brut et les autres types de charge d'alimentation. La fluidification n'est pas prise en compte.

4. Les chiffres des périodes comparatives de 2024 tiennent compte de certaines révisions. Se reporter à la rubrique « Modifications apportées aux résultats des périodes comparatives » du présent rapport de gestion.

5. Mesure financière hors PCGR ou renfermant une mesure financière hors PCGR. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

6. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

Sommaire des résultats d'exploitation et des résultats financiers - Secteurs en amont

1. Pour un résumé de la production par secteur et par type de produit, se reporter aux rubriques « Sables bitumineux », « Hydrocarbures classiques » et « Production extracôtière » de la section « Secteurs à présenter » du présent rapport de gestion.

2. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, la production et les charges d'exploitation unitaires du secteur Hydrocarbures classiques comprennent la participation de 30 % de Cenovus dans la coentreprise Duvernay Energy Corporation (« Duvernay »), qui est comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence dans les états financiers consolidés intermédiaires. Les charges d'exploitation du secteur Hydrocarbures classiques, compte non tenu de notre participation dans la coentreprise Duvernay, se sont établies respectivement à 127 M$ et à 369 M$.

3. La production et les charges d'exploitation unitaires du secteur Production extracôtière comprennent la participation de 40 % de Cenovus dans la coentreprise HCML, qui est comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence dans les états financiers consolidés intermédiaires. Les charges d'exploitation du secteur Production extracôtière pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, compte non tenu de notre participation dans la coentreprise HCML, se sont établies respectivement à 103 M$ et à 273 M$ (respectivement 92 M$ et 319 M$ en 2024).

4. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

5. Renferme une mesure financière hors PCGR. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

   Production

   La production totale en amont a augmenté pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement aux périodes correspondantes de 2024, en raison des facteurs suivants :

   • les activités d'optimisation et l'augmentation de la production des plateformes d'exploitation à Foster Creek, aux actifs de production par méthode thermique de Lloydminster ainsi qu'aux actifs de Sunrise et de Christina Lake;

   • la solide performance découlant de la production de base et des nouveaux puits de mise en valeur du secteur Hydrocarbures classiques;

   • la solide production de base et les volumes supplémentaires provenant des nouveaux puits de mise en valeur à nos actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster;

   • l'augmentation de la production à Narrows Lake.

     Ces augmentations ont été en partie contrebalancées par l'interruption temporaire de la production à nos installations de Rush Lake pour remédier à une déficience du tubage d'un puits d'injection de vapeur survenue au deuxième trimestre de 2025. Des plans visant à démarrer et à augmenter la production en toute sécurité sont attendus d'ici la fin de l'exercice.

     Au troisième trimestre de 2024, les volumes de production étaient inférieurs en raison des activités de révision à Christina Lake et dans le secteur Hydrocarbures classiques.

     L'augmentation d'un exercice à l'autre s'explique avant tout par les facteurs susmentionnés, annulés en partie par :

   • les activités de révision à Forest Creek au deuxième trimestre de 2025 et à Sunrise aux deuxième et troisième trimestres de 2025;

   • l'interruption temporaire de la production à Christina Lake en réaction aux feux de forêt.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les charges d'exploitation unitaires ont augmenté dans le secteur Sables bitumineux, comparativement à celles de la période correspondante de 2024, en raison essentiellement de la hausse des coûts liés aux actifs de production par méthode thermique de Lloydminster relativement à l'incident aux installations de Rush Lake et des coûts des activités de révision à Foster Creek et à Sunrise. Les charges d'exploitation unitaires du secteur Hydrocarbures classiques ont diminué en raison surtout de la baisse des coûts des activités de révision ainsi que des coûts de collecte et de traitement comparativement à 2024. Les charges d'exploitation unitaires du secteur Production extracôtière ont diminué par rapport à 2024, principalement en raison de l'augmentation des volumes de vente et de la diminution des charges d'exploitation alors que la production a repris au champ White Rose à la suite de l'achèvement du projet de prolongement de la durée d'utilité du NPSD SeaRose au premier trimestre de 2025.

Nous continuons de nous concentrer sur le contrôle des coûts en obtenant des contrats à long terme, en collaborant avec les fournisseurs et en achetant des articles à long délai de livraison afin d'atténuer les augmentations de coûts futures.

Sommaire des résultats d'exploitation et des résultats financiers - Secteurs en aval

1. Pour un résumé de la production par secteur et par type de produit, se reporter aux rubriques « Raffinage au Canada » et « Raffinage aux États-Unis » de la section « Secteurs à présenter » du présent rapport de gestion.

2. Comprend le diesel et le carburéacteur.

3. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion. Dans le secteur Raffinage au Canada, les charges d'exploitation correspondent aux charges associées à l'usine de valorisation de Lloydminster, à la raffinerie de Lloydminster et aux activités liées aux carburants commerciaux.

Le débit total et la production de produits raffinés totale des secteurs en aval ont augmenté pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement aux périodes correspondantes de 2024. Ces hausses sont principalement attribuables au fonctionnement à un taux proche de ou supérieur à la pleine capacité de nos actifs au Canada et aux initiatives d'amélioration continue des actifs de raffinage que nous exploitons aux États-Unis.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les charges d'exploitation unitaires, compte non tenu des coûts des activités de révision, ont diminué pour notre secteur Raffinage au Canada, comparativement à celles de la période correspondante de 2024, en raison de la diminution des coûts liés aux projets et de l'augmentation du total des intrants traités. En 2024, le total des intrants traités avait été moins élevé et les charges d'exploitation avaient été plus élevées en raison des importantes activités de révision réalisées à l'usine de valorisation au deuxième trimestre de 2024.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les charges d'exploitation unitaires, compte non tenu des coûts des activités de révision, ont diminué pour notre secteur Raffinage aux États-Unis, comparativement à celles de la période correspondante de 2024, en raison surtout de la diminution des coûts des réparations et de la maintenance ainsi que des coûts liés aux projets, ce facteur étant contrebalancé en partie par la hausse des frais d'électricité.

Sommaire des résultats financiers consolidés Produits des activités ordinaires

Les produits des activités ordinaires ont diminué de 5 % pour s'établir à 13,2 G$ et de 6 % pour s'établir à 38,8 G$, respectivement,

pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement aux périodes correspondantes de 2024. Cette diminution pour les deux périodes s'explique d'abord et avant tout par la baisse des prix de référence du pétrole brut et des produits raffinés, contrebalancée en partie par l'augmentation des volumes de vente.

La marge d'exploitation est une mesure financière hors PCGR qui permet d'assurer la comparabilité de la performance financière d'une période à l'autre et d'évaluer de façon homogène le rendement de production de trésorerie de nos actifs.

1. Les chiffres des périodes comparatives tiennent compte de certaines révisions. Se reporter à la section « Modifications apportées aux résultats des périodes comparatives » du présent rapport de gestion.

   Marge d'exploitation par secteur

   Trimestres clos les 30 septembre 2025 et 2024

   
   
   

   La marge d'exploitation a augmenté, comparativement à celle du troisième trimestre de 2024, principalement en raison des facteurs suivants :

   • la hausse des marges de craquage sur le marché et l'augmentation des volumes de vente au sein du secteur Raffinage aux États-Unis;

   • la diminution des charges d'exploitation de nos secteurs Raffinage aux États-Unis et Raffinage au Canada.

     Les augmentations susmentionnées ont été contrebalancées en partie par la baisse de la marge d'exploitation du secteur Sables bitumineux en raison du recul des prix de vente réalisés, en partie compensée par l'accroissement des volumes de vente et par la réduction de l'écart condensats-WCS. Les prix de vente réalisés ont diminué d'un trimestre à l'autre en raison du recul des prix de référence du WTI, en partie compensés par la diminution de l'écart entre le WTI et le WCS.

     Périodes de neuf mois closes les 30 septembre 2025 et 2024

     
     
     

     La marge d'exploitation a diminué au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, par rapport à la période correspondante de 2024, principalement en raison de ce qui suit :

   • l'incidence de la baisse des prix de vente réalisés sur les produits des activités ordinaires dans le secteur Sables bitumineux compte tenu du recul des prix de référence, tel qu'il est expliqué ci-dessus;

   • l'incidence de la diminution de l'écart entre le WTI et le WCS sur les secteurs Raffinage aux États-Unis et Raffinage au Canada.

     Cette diminution a été compensée en partie par :

   • la hausse des volumes de vente au sein des secteurs Sables bitumineux et Raffinage au Canada;

   • la réduction des charges d'exploitation au sein du secteur Raffinage au Canada en raison de la baisse des coûts des activités de révision, puisqu'il n'y a pas eu d'importantes activités de révision en 2025;

   • l'incidence de l'accroissement des marges de craquage sur le marché sur le secteur Raffinage aux États-Unis.

Les fonds provenant de l'exploitation ajustés constituent une mesure hors PCGR d'usage courant dans le secteur pétrolier et gazier qui permet d'évaluer la capacité d'une entreprise de financer ses programmes d'investissement et de s'acquitter de ses obligations financières.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, les entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation ont diminué comparativement à celles des périodes correspondantes de 2024. La baisse d'un trimestre à l'autre s'explique avant tout par les variations du fonds de roulement hors trésorerie, contrebalancées en partie par la hausse de la marge d'exploitation. La baisse d'un exercice à l'autre s'explique par les variations du fonds de roulement hors trésorerie et le recul de la marge d'exploitation.

Pour le trimestre clos le 30 septembre 2025, les variations du fonds de roulement hors trésorerie se sont traduites par une diminution de 241 M$ des entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation attribuable essentiellement à la variation des comptes créditeurs et des comptes débiteurs, exclusion faite de l'incidence de la cession de WRB.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les variations du fonds de roulement hors trésorerie se sont traduites par une diminution de 179 M$ des entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation, attribuable essentiellement à la variation des comptes débiteurs et des passifs d'impôt, annulée en partie par la variation des stocks, exclusion faite de l'incidence de la cession de WRB.

Les fonds provenant de l'exploitation ajustés ont augmenté au trimestre clos le 30 septembre 2025, comparativement à la période correspondante de 2024, en raison essentiellement de l'accroissement de la marge d'exploitation, tel qu'il est expliqué ci-dessus. Les fonds provenant de l'exploitation ajustés ont diminué pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, comparativement à la période correspondante de 2024, en raison du recul de la marge d'exploitation, tel qu'il est expliqué ci-dessus, annulé en partie par la baisse des coûts au titre des primes d'intéressement à long terme.

Le résultat net du trimestre clos le 30 septembre 2025 s'est établi à 1,3 G$, comparativement à 820 M$ pour la période correspondante de 2024, en raison surtout de la hausse de la marge d'exploitation susmentionnée et de la diminution de la charge d'impôt, annulées en partie par des pertes de change en 2025, comparativement à des profits de change en 2024.

Pour les périodes de neuf mois closes les 30 septembre 2025 et 2024, le résultat net est demeuré stable à 3,0 G$, la baisse de la marge d'exploitation susmentionnée ayant été contrebalancée par la diminution de la charge d'impôt et les profits de change en 2025, comparativement à des pertes de change en 2024.

Aux (en millions de dollars)

31 décembre

2024

La dette totale a diminué de 551 M$ depuis le 31 décembre 2024 en raison essentiellement du remboursement de billets non garantis au troisième trimestre, de profits de change latents sur la dette à long terme et de la diminution des emprunts à court terme compte tenu de la cession de notre participation de 50 % dans WRB.

La dette nette a augmenté de 641 M$ depuis le 31 décembre 2024, en raison essentiellement de dépenses d'investissement de 3,5 G$, de rachats d'actions ordinaires pour un montant de 1,3 G$, de dividendes de base de 1,0 G$ et de rachats d'actions privilégiées totalisant 350 M$, ces facteurs ayant été contrebalancés en partie par des entrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 5,8 G$. Le produit de la cession de notre participation dans WRB a été inclus dans les comptes débiteurs et produits à recevoir au 30 septembre 2025 et il a été reçu le 1er octobre 2025. Se reporter à la rubrique « Situation de trésorerie et sources de financement » du présent rapport de gestion pour un complément d'information.

1. Comprennent les dépenses liées aux immobilisations corporelles et aux actifs de prospection et d'évaluation ainsi que les intérêts incorporés. Compte non tenu des dépenses d'investissement liées aux participations dans les coentreprises comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence dans les états financiers consolidés intermédiaires.

   Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les dépenses d'investissement sont essentiellement liées aux éléments suivants :

   • les programmes de maintien, d'optimisation et de mise en valeur du secteur Sables bitumineux, notamment le forage de puits de sondage stratigraphique dans le cadre de notre programme de forage hivernal intégré;

   • l'avancement du projet West White Rose;

   • les projets de croissance dans notre secteur Sables bitumineux, notamment la progression du programme de forage à nos actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster, le programme de croissance de Sunrise, le projet d'optimisation de Foster Creek et le raccordement de Narrows Lake à Christina Lake;

   • les projets liés à la fiabilité et les activités de maintien pour nos secteurs de raffinage;

   • les activités de forage, d'achèvement et de raccordement ainsi que les projets d'infrastructures dans le secteur Hydrocarbures classiques.

Activités de forage

et de puits d'observation

1) Les paires de puits de drainage par gravité au moyen de la vapeur du secteur Sables bitumineux comptent pour un seul puits productif.

Les puits de sondage stratigraphique sont destinés à aider à délimiter les futurs emplacements des plateformes d'exploitation ainsi qu'à évaluer davantage nos actifs. Des puits d'observation ont été forés pour recueillir des renseignements et surveiller l'état des réservoirs.

Période de neuf mois close le 30 septembre 2024

1) Comprend les valeurs attribuables à la participation de 30 % de Cenovus dans la coentreprise Duvernay.

Dans le secteur Production extracôtière, aucun puits n'a été foré ou achevé au cours des neuf premiers mois de 2025 (forage et évaluation d'un puits de prospection en Chine en 2024).

En ce qui concerne nos résultats financiers, les principaux inducteurs de performance sont les prix des marchandises, les écarts de prix liés à la qualité et à l'emplacement, les prix des produits raffinés et les marges de craquage des raffineries, ainsi que les taux de change entre le dollar américain et le dollar canadien et entre le yuan chinois et le dollar canadien. Le tableau qui suit présente certains prix de référence et les taux de change moyens destinés à faciliter la lecture de nos résultats financiers.

Principaux prix de référence et taux de change1)

1. Ces prix de référence ne correspondent pas aux prix de vente que nous avons réalisés et sont approximatifs. Pour obtenir les prix de vente réalisés, se reporter aux tableaux des prix nets opérationnels de la rubrique sur les secteurs en amont du présent rapport de gestion.

Principaux prix de référence et taux de change - suite1)

1. Ces prix de référence ne correspondent pas aux prix de vente que nous avons réalisés et sont approximatifs. Pour obtenir les prix de vente réalisés, se reporter aux tableaux des prix nets opérationnels de la rubrique sur les secteurs en amont du présent rapport de gestion.

2. La moyenne des marges de craquage 3-2-1 est un indicateur de la marge de raffinage ajustée évalué à l'aide de la méthode du dernier entré, premier sorti.

3. L'écart lié à la valorisation correspond à la différence entre le prix du pétrole brut synthétique à Edmonton et le prix du pétrole brut fluidifié de Lloydminster à Hardisty. L'écart lié à la valorisation ne reflète pas exactement la configuration et la production de nos actifs du secteur Raffinage au Canada, mais il est utilisé comme indicateur général du marché.

4. Indice journalier du gaz naturel de l'Alberta Energy Company (« AECO ») 5A.

5. Indice mensuel du gaz naturel au New York Mercantile Exchange (« NYMEX »).

   Prix de référence du pétrole brut et des condensats

   Au troisième trimestre de 2025, les prix de référence du pétrole brut à l'échelle mondiale, soit le Brent et le WTI, ont diminué par rapport à ceux du troisième trimestre de 2024 en raison de l'incertitude au sujet de l'économie des États-Unis et des politiques tarifaires, de même qu'en raison de l'augmentation de l'offre à l'échelle mondiale découlant de la modération continue par l'OPEP+ de ses réductions de production. Au troisième trimestre de 2025, les prix du Brent et du WTI ont augmenté, comparativement au deuxième trimestre de 2025, soutenus par une forte demande saisonnière pour le pétrole brut.

   Le WTI est un important prix de référence pour le pétrole brut canadien, car il reflète les prix intérieurs du pétrole brut en Amérique du Nord, et l'équivalent en dollars canadiens est utilisé pour calculer les taux de redevance relatifs à plusieurs de nos biens pétroliers.

   Le WCS est un pétrole lourd fluidifié, composé de pétrole lourd classique et de bitume dilué non classique. L'écart entre le WCS à Hardisty et le WTI est fonction de la différence de qualité entre le brut léger et le brut lourd ainsi que des frais de transport. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, l'écart entre le WTI et le WCS à Hardisty a diminué, comparativement à celui de la période correspondante de 2024, en raison des facteurs suivants :

   • le démarrage du projet d'expansion de l'oléoduc Trans Mountain (« TMX »), qui a permis un meilleur accès au marché pour le pétrole brut WCS;

   • le faible niveau de stocks dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien et la forte demande de pétrole brut à l'échelle mondiale;

   • la diminution de la production au Mexique et au Venezuela;

   • les prix élevés du mazout, dont les types lourds se négocient à des prix plus élevés que ceux des types légers.

Le WCS à Nederland est un prix de référence du pétrole lourd pour la vente de nos produits sur la côte américaine du golfe. L'écart entre le WTI et le WCS à Nederland est représentatif de l'écart lié à la qualité du pétrole lourd et est tributaire de la capacité mondiale de raffinage du pétrole brut ainsi que de l'offre mondiale de pétrole brut. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, l'écart entre le WTI et le WCS à Nederland a diminué, comparativement à celui de la période correspondante de 2024, en raison de la forte demande de pétrole brut à l'échelle mondiale ainsi que d'autres facteurs susmentionnés.

Au Canada, nous valorisons le pétrole brut lourd et le bitume en les transformant en un pétrole brut synthétique non corrosif, le Husky Synthetic Blend (« HSB »), à l'usine de valorisation. Le prix réalisé sur le HSB est établi en fonction principalement du prix du WTI ainsi que de l'offre et de la demande de pétrole brut synthétique non corrosif de l'Ouest canadien, qui influe sur l'écart de prix entre le WTI et le pétrole synthétique.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, le prix du pétrole brut synthétique à Edmonton s'est raffermi par rapport au prix du WTI, comparativement à 2024. La vigueur des prix comparativement à ceux de 2024 est fonction des escomptes marqués au premier trimestre de 2024 attribuables à la production de pétrole brut synthétique élevée en Alberta de même qu'à une offre excédentaire de pétrole brut léger par rapport à la capacité pipelinière et à une capacité de stockage local limitée.

1) Prix à terme au 30 septembre 2025.

La fluidification du bitume au moyen de condensats permet le transport de la production par pipelines. Nos ratios de fluidification, soit les volumes de diluants en pourcentage du total des volumes fluidifiés, ont varié dans une fourchette d'environ 20 % à 35 %. L'écart entre les prix des condensats et le prix WCS est un point de référence important, car lorsque cet écart se traduit par une prime plus élevée, la marge d'exploitation diminue généralement pour chaque baril de pétrole brut fluidifié vendu. Lorsque l'offre de condensats en Alberta n'est pas à la hauteur de la demande, les prix des condensats à Edmonton peuvent être liés aux prix des condensats sur la côte américaine du golfe, auxquels s'ajoute le coût du transport des condensats jusqu'à Edmonton. Nos frais de fluidification dépendent aussi du moment où ont lieu les achats et les livraisons de condensats qui font partie des stocks pouvant être utilisés pour la fluidification ainsi que du moment où sont vendus les produits fluidifiés.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, le prix de référence moyen des condensats à Edmonton a correspondu à un escompte moins élevé par rapport au prix du WTI, comparativement à 2024, en raison des facteurs ayant eu une incidence sur l'écart entre le prix du pétrole brut synthétique et le prix du WTI indiqués ci-dessus de même qu'en raison de l'offre canadienne restreinte et de la faiblesse des stocks au Canada.

Les prix de référence de l'essence ordinaire sans plomb à Chicago et du diesel à très faible teneur en soufre à Chicago sont représentatifs des prix des produits raffinés sur le marché intérieur et servent à calculer la marge de craquage 3-2-1 sur le marché à Chicago. La marge de craquage 3-2-1 sur le marché est un indicateur de la marge de raffinage ajustée résultant de la transformation de trois barils de pétrole brut en deux barils d'essence ordinaire sans plomb et un baril de diesel à très faible teneur en soufre calculé en fonction des prix de la charge d'alimentation en pétrole brut selon le prix du WTI du mois courant et évalué à l'aide de la méthode du dernier entré, premier sorti.

Au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les marges de craquage sur les produits raffinés à Chicago et celles du groupe 3 ont augmenté comparativement à la même période en 2024. L'augmentation peut être attribuée en grande partie aux fortes marges de craquage au troisième trimestre, car les interruptions de service dans les raffineries à l'échelle mondiale et en Amérique du Nord ont soutenu les prix des produits raffinés et la mise en place de nouvelles capacités de raffinage a été lente. Les marges de craquage ont augmenté au troisième trimestre de 2025, comparativement à celles du deuxième trimestre de 2025, ce qui est conforme aux tendances saisonnières, la saison de conduite ayant pour effet d'augmenter la demande, sans compter les interruptions de service dans les raffineries susmentionnées. Le coût moyen des NIR a augmenté pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, comparativement à celui de la période correspondante de 2024, en raison de la diminution de la production aux États-Unis et des importations de diesel renouvelable et de biodiesel, ce qui a réduit la création de NIR.

Les marges de craquage des raffineries en Amérique du Nord sont exprimées en fonction du WTI tandis que les prix des produits raffinés sont généralement fondés sur les prix mondiaux. La vigueur des marges de craquage des raffineries dans le Midwest et le milieu du continent aux États-Unis reflète généralement l'écart entre les prix de référence du Brent et du WTI.

La marge de raffinage ajustée que nous obtenons est tributaire de divers autres facteurs, dont la qualité et la provenance de la charge d'alimentation en pétrole brut ainsi que la configuration de la raffinerie et la production. Les marges de craquage de référence sur le marché ne reflètent pas exactement la configuration et la production de nos raffineries ni l'emplacement où les produits sont vendus, mais elles sont utilisées comme indicateur général du marché.

1) Prix à terme au 30 septembre 2025.

Au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les prix de l'AECO ont augmenté comparativement à ceux de la période correspondante de 2024, mais dans une moindre mesure que les prix au NYMEX, l'escompte pour les prix de l'AECO s'étant accentué en raison de la production élevée et de la capacité pipelinière limitée dans l'Ouest du Canada. Au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les prix du gaz naturel au NYMEX ont augmenté comparativement à ceux de la période correspondante de 2024. Il s'agit essentiellement d'une remontée faisant suite à la faiblesse des prix en 2024 attribuable à une offre excédentaire et à des stocks élevés, tandis que les prix en 2025 sont soutenus par une forte demande de gaz naturel liquéfié (« GNL »). Le prix obtenu pour notre production de gaz naturel dans la région de l'Asie-Pacifique est établi en grande partie en fonction de contrats à long terme.

Nos produits des activités ordinaires sont exposés au risque de change, car les prix de vente du pétrole brut, des LGN, du gaz naturel et des produits raffinés de la société sont établis en fonction des prix de référence en dollars américains. Le raffermissement du dollar canadien en regard du dollar américain a un effet négatif sur les produits des activités ordinaires que nous présentons. Nos produits des activités ordinaires ainsi qu'une grande partie de notre dette à long terme sont libellés en dollars américains. À mesure que le dollar canadien s'affaiblit, notre dette libellée en dollars américains donne lieu à des pertes de change latentes à la conversion en dollars canadiens. Les fluctuations du change ont également une incidence sur la conversion de nos établissements aux États-Unis et en Asie-Pacifique.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, le cours moyen du dollar canadien s'est déprécié par rapport à celui du dollar américain, comparativement aux périodes correspondantes de 2024, ce qui a eu une incidence favorable sur nos produits des activités ordinaires présentés et une incidence défavorable sur les charges d'exploitation de notre secteur Raffinage aux États-Unis. Une partie de nos contrats de vente à long terme dans la région de l'Asie-Pacifique sont libellés en yuans. Une augmentation de la valeur du dollar canadien par rapport au yuan entraînera une diminution des produits des activités ordinaires en dollars canadiens tirés de la vente de marchandises dérivées du gaz naturel dans la région. Au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, le cours moyen du dollar canadien s'est déprécié par rapport à celui du yuan, comparativement aux périodes correspondantes de 2024, ce qui a eu une incidence favorable sur nos produits des activités ordinaires.

Les fluctuations des taux d'intérêt influent sur le coût de nos produits d'intérêts, le coût de nos emprunts à court terme, les passifs relatifs au démantèlement que nous déclarons ainsi que les évaluations à la juste valeur. Une variation des taux d'intérêt pourrait modifier nos charges financières nettes et influer sur la façon dont certains passifs sont évalués, ce qui pourrait nuire à nos flux de trésorerie et à nos résultats financiers.

Au 30 septembre 2025, le taux directeur de la Banque du Canada était de 2,50 %. Le 29 octobre 2025, la Banque du Canada a réduit le taux directeur de 25 points de base, le ramenant à 2,25 %.

Prévision des prix des marchandises

Les prix du pétrole brut à l'échelle mondiale ont baissé en 2025 comparativement à 2024 et se sont maintenus dans une fourchette relativement étroite au cours des deux derniers trimestres. La politique de l'OPEP+ continue de jouer un rôle crucial en ce qui concerne l'équilibre mondial entre l'offre et la demande de pétrole ainsi que l'évolution des prix. La modération par l'OPEP+ de ses réductions de production volontaires à compter de mai 2025 a pesé sur les prix du pétrole. La trajectoire des prix du pétrole brut demeure incertaine et volatile dans un marché dont les facteurs clés restent imprévisibles alors que les marchés mondiaux du pétrole brut restent sensibles à la conjoncture géopolitique.

Les politiques au sujet des tarifs, des relations commerciales et des conflits géopolitiques mondiaux sont des facteurs qui influenceront considérablement les prix de l'énergie. Les politiques mondiales à l'égard de la Russie, de l'Iran et du Venezuela font partie des facteurs clés qui auront une incidence sur l'offre énergétique et qui modifieront les tendances en matière de commerce mondial. Dans l'ensemble, nous nous attendons à ce que les prix du pétrole brut et des produits raffinés soient volatils et influencés par des facteurs comme la politique de l'OPEP+, la durée et l'ampleur des tensions géopolitiques actuelles entre Israël et l'Iran, l'invasion de l'Ukraine par la Russie, la mesure dans laquelle les exportations en provenance de Russie seront réduites en raison de sanctions et de réductions de la production, le rythme de la croissance de l'offre hors OPEP+ et les tensions entre le Venezuela et le Guyana.

La guerre commerciale à l'échelle de la planète pourrait réduire la croissance du PIB mondial et la demande mondiale de pétrole, tout en augmentant les risques de récession, mais les effets réels ont été moins prononcés que prévu et les pauses répétées aux tarifs ont limité les répercussions économiques directes. Nous nous attendons à ce que la grande volatilité des prix se poursuive pour toutes les marchandises jusqu'à une résolution ferme concernant la durée et l'ampleur des tarifs. L'incidence de la loi intitulée One Big Beautiful Bill Act adoptée aux États-Unis sera généralement positive à long terme pour le secteur pétrolier et gazier, mais il est peu probable que des répercussions importantes se fassent sentir à court terme. Bien que les produits énergétiques en provenance du Canada aient été protégés contre les tarifs ad valorem et qu'ils devraient le rester, la renégociation de l'Accord Canada-États-Unis-Mexique (ACEUM) pourrait avoir une incidence sur l'approvisionnement en produits énergétiques du Canada et du Mexique vers les États-Unis.

En plus de ce qui précède, les facteurs suivants peuvent influer sur nos perspectives à l'égard des prix des marchandises pour les 12 prochains mois :

• La politique de l'OPEP+ et le rythme auquel l'OPEP+ annule les réductions de production.

• À court terme, il existe un risque plus élevé de ralentissement économique découlant de l'imposition de tarifs douaniers, ce qui pourrait faire diminuer la demande de pétrole.

• Nous prévoyons que l'écart entre le WTI et WCS à Hardisty restera en grande partie lié aux facteurs mondiaux ayant une incidence sur l'offre ainsi qu'à la capacité de transformation de pétrole brut lourd, dans la mesure où l'offre ne surpasse pas la capacité d'exportation de pétrole brut canadien. Comme prévu, la mise en service du TMX en 2024 a eu pour effet de réduire l'écart entre le WTI et le WCS.

• Les prix des produits raffinés et les marges de craquage sur le marché devraient continuer à fluctuer, compte tenu des tendances saisonnières et du volume de traitement des raffineries en Amérique du Nord et dans le monde.

• Les prix du gaz naturel de l'AECO et au NYMEX devraient se maintenir à l'intérieur des fourchettes prévisionnelles. La perspective de mise en service de nouvelles installations de GNL aux États-Unis et au Canada ou de l'augmentation de la production des installations existantes au cours de la prochaine année pourrait faire augmenter la demande et soutenir les prix du gaz naturel en Amérique du Nord. Les conditions météorologiques continueront également d'être l'un des principaux facteurs ayant une incidence sur la demande et les prix.

• Nous nous attendons à ce que le dollar canadien continue d'être touché par le rythme auquel la Réserve fédérale américaine et la Banque du Canada majoreront ou réduiront leurs taux directeurs l'une par rapport à l'autre, les politiques de l'administration américaine à l'égard des échanges commerciaux entre le Canada et les États-Unis, les prix du pétrole brut et de nouveaux facteurs macroéconomiques.

La majeure partie de notre production de pétrole brut en amont et de produits raffinés en aval est exposée aux fluctuations du prix du WTI pour le pétrole brut. L'intégration de nos activités en amont et en aval contribue à atténuer l'incidence de la volatilité du prix des marchandises. La production de pétrole brut par nos actifs en amont est mélangée à des condensats et à du butane et sert de charge d'alimentation en pétrole brut pour nos activités en aval. Les condensats extraits de notre production de pétrole brut fluidifié sont revendus à notre secteur Sables bitumineux.

Notre capacité de raffinage est surtout concentrée dans le Midwest américain, avec des expositions plus faibles sur la côte américaine du golfe et en Alberta. De ce fait, nous sommes exposés aux écarts des marges de craquage sur ces marchés. Nous continuerons de surveiller les fondamentaux du marché et d'optimiser les taux de traitement de nos raffineries en conséquence.

Notre exposition aux marges du pétrole brut englobe les marges du pétrole brut léger-lourd et du pétrole brut léger-moyen. L'exposition aux marges du pétrole brut léger-moyen est liée au brut léger-moyen du marché du Midwest américain où nous détenons la majorité de notre capacité de raffinage et, dans une moindre mesure, de la côte américaine du golfe et de l'Alberta. Notre exposition aux marges du pétrole brut léger-lourd comprend une composante brut léger-lourd mondiale, une composante régionale dans les marchés de destination de nos barils, ainsi que des marges pour l'Alberta, qui pourraient assumer des contraintes relatives au transport.

Bien que nous soyons préparés à une certaine volatilité des prix du pétrole brut, nous avons toujours la possibilité d'atténuer l'incidence des écarts de prix du pétrole brut et des produits raffinés au moyen des mesures suivantes :

• Engagements et ententes en matière de transport - Nos engagements fermes actuels en matière de capacité de transport nous permettent d'appuyer les projets servant à acheminer le pétrole brut de nos zones de production jusqu'aux marchés de consommation, notamment aux marchés côtiers.

• Intégration - Les installations de raffinage du pétrole lourd nous permettent de tirer parti à la fois de l'écart entre le WTI et le WCS pour le pétrole brut canadien et des écarts sur la vente de produits raffinés.

• Surveillance des fondamentaux du marché et optimisation des taux de traitement de nos raffineries en conséquence.

• Réservoirs de stockage traditionnel du pétrole brut à divers emplacements.

  Grandes priorités pour 2025

  Nos priorités pour 2025 portent sur l'excellence en matière de sécurité, le maintien et l'accroissement de l'avantage concurrentiel de notre secteur Sables bitumineux, l'exécution de nos projets de croissance et la mise en œuvre d'améliorations opérationnelles au sein de nos installations en aval. Nous continuerons de maintenir des rendements pour les actionnaires et de mettre l'accent sur l'amélioration des coûts et de la durabilité.

  Performance de premier ordre en matière de sécurité

  La plus grande de nos priorités est d'exercer nos activités de façon sécuritaire et fiable. Nous faisons tout en notre pouvoir pour assurer une exploitation sécuritaire et fiable à l'échelle de notre portefeuille, et nous avons pour objectif d'être un exploitant de premier ordre pour chacun de nos principaux actifs et entreprises.

  Secteur Sables bitumineux

  Le secteur Sables bitumineux est le pilier de notre entreprise. Il est essentiel pour nous de maintenir et de renforcer notre avantage concurrentiel grâce à notre stratégie de mise en valeur et d'exploitation des actifs, tout en assurant la sécurité et la fiabilité de nos activités.

  Réalisation de projets

  L'investissement dans la croissance future est l'un des aspects sur lesquels nous concentrons nos efforts par le truchement de plusieurs projets importants qui sont en cours, notamment le projet West White Rose, les projets d'optimisation et de récupération de soufre de Foster Creek, le programme de croissance de Sunrise et le programme de forage à nos actifs de production de pétrole lourd classique à Lloydminster.

  Nous avons achevé le raccordement de Narrows Lake à Christina Lake. Nous avons commencé la production à Narrows Lake et nous continuons d'accélérer la production tel que prévu.

  Compétitivité de nos secteurs en aval

  Il est essentiel pour notre entreprise intégrée que nos secteurs en aval soient concurrentiels et fiables. Nous pouvons ainsi faire preuve d'agilité dans notre réponse aux fluctuations de la demande de produits raffinés et bénéficier d'une couverture naturelle partielle lorsque les écarts relatifs à l'emplacement et au pétrole brut s'accentuent.

  Nous continuerons de mettre en œuvre des améliorations opérationnelles au sein de nos actifs en aval afin d'en maximiser la rentabilité à long terme.

  Rendement pour les actionnaires

  Le maintien d'un bilan sain et de la résilience nécessaire pour faire face à la volatilité des prix et tirer parti des occasions tout au long du cycle du prix des marchandises est un élément fondamental de la structure de répartition des capitaux de Cenovus. Nous prévoyons gérer notre dette nette de 4,0 G$ et remettre graduellement aux actionnaires la totalité de l'excédent des fonds provenant de l'exploitation disponibles. Se reporter à la rubrique « Situation de trésorerie et sources de financement » du présent rapport de gestion pour un complément d'information.

  Domination du marché par les coûts

  Nous visons à maximiser la valeur pour nos actionnaires en continuant de mettre l'accent sur des structures à faibles coûts et l'optimisation des marges à l'échelle de l'entreprise. Nous consacrons nos efforts à réduire les coûts d'exploitation ainsi que les coûts en capital et les frais généraux et frais d'administration de manière à réaliser la pleine valeur de notre stratégie intégrée tout en prenant des décisions qui favorisent la valeur à long terme pour Cenovus.

  Durabilité

  La durabilité est au cœur de la culture de Cenovus. Nous avons établi des cibles pour nos domaines d'intervention en matière de durabilité et nous continuons de prendre les mesures nécessaires pour atteindre ces cibles.

  Nous maintenons notre engagement en faveur du projet fondamental Alliances Nouvelles voies, notamment en faisant le nécessaire pour conclure des ententes avec les gouvernements fédéral et provinciaux qui nous permettront de bénéficier d'un soutien financier suffisant pour faire progresser des projets de captage du carbone à grande échelle tout en demeurant concurrentiels à l'échelle mondiale. Il est essentiel que les gouvernements fédéral et provinciaux offrent un soutien d'un niveau comparable à celui dont bénéficient d'autres projets de captage de carbone d'envergure ailleurs dans le monde afin de permettre au Canada d'atteindre ses cibles d'émissions de gaz à effet de serre (« GES »).

  De plus amples renseignements sur le rendement de Cenovus en matière de sécurité, de réconciliation avec les peuples autochtones ainsi que d'acceptation et d'appartenance sont accessibles dans le rapport de responsabilité sociale 2024 de Cenovus, sur notre site Web à l'adresse cenovus.com.

  Prévisions pour 2025

  Nos prévisions pour 2025, mises à jour en date du 30 octobre 2025, sont accessibles sur notre site Web à l'adresse cenovus.com. Les prévisions actualisées tiennent compte de la cession de notre participation de 50 % dans WRB, y compris de la réduction du débit pour le secteur Raffinage aux États-Unis et des coûts des activités de révision en aval.

  Le tableau ci-dessous est tiré de nos prévisions complètes actualisées pour 2025 :

  Dépenses Débit unitaire d'investissement

  (en millions de dollars)

  Production

  (kbep/j)

  de pétrole brut

  (kb/j)

  Secteurs en amont
  Sables bitumineux	2 700 - 2 800	620 - 625
  Hydrocarbures classiques	350 - 400	120 - 125
  Production extracôtière	900 - 1 000	65 - 75
  Total en amont	3 950 - 4 200	805 - 825
  Secteurs en aval
  Raffinage au Canada			105 - 110
  Raffinage aux États-Unis			510 - 515
  Total en aval	650 - 750		615 - 625
  Activités non sectorielles et éliminations	Jusqu'à 50

  Nous poursuivons nos programmes d'investissement, et aucune modification n'a été apportée à nos dépenses d'investissement totales prévues pour l'ensemble de l'exercice, qui se situent entre 4,6 G$ et 5,0 G$. Le programme comprend une tranche de 3,2 G$ consacrée au maintien de la production de base et d'une exploitation sécuritaire et fiable ainsi qu'une tranche de 1,4 G$ à 1,8 G$ consacrée aux investissements de croissance et d'optimisation.

  ‌ SECTEURS À PRÉSENTER SECTEURS EN AMONT‌

  ‌Sables bitumineux

  Au troisième trimestre de 2025, nous avons :

• assuré le déroulement sécuritaire et fiable de l'exploitation de nos installations, y compris des activités de révision à Sunrise;

• atteint une production record de 642,8 milliers de bep par jour (587,7 milliers de bep par jour en 2024);

• inscrit une marge d'exploitation de 2,3 G$, soit une diminution de 174 M$ par rapport à 2024, attribuable principalement à la baisse des prix de vente réalisés, compensée en partie par la hausse des volumes de vente;

• enregistré un prix net opérationnel moyen de 39,56 $ par baril (45,16 $ par baril en 2024);

• engagé des dépenses d'investissement de 675 M$ pour les activités de maintien et les projets de croissance.

Tous les importants projets de croissance sont en voie d'être réalisés comme prévu. Nous avons achevé le raccordement de Narrows Lake à Christina Lake et avons augmenté la production. Le projet d'optimisation à Foster Creek était achevé à environ 98 % au 30 septembre 2025, quatre nouveaux générateurs de vapeur ayant été mis en service durant le trimestre et ayant permis d'augmenter la production plus tôt que prévu. La mise en service des unités de traitement de l'eau et de déshuilage est en cours, et de nouvelles plateformes d'exploitation seront mises en service au début de 2026. À Sunrise, nous préparons une plateforme d'exploitation pour la production de vapeur au quatrième trimestre pour soutenir l'accroissement continu de la production. Nous poursuivons notre programme de forage à nos actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster.

Trimestre clos le 30 septembre 2025

1. Les produits des activités ordinaires que nous présentons tiennent compte de la valeur des condensats vendus pour la fluidification du pétrole lourd. Les coûts des condensats sont comptabilisés dans les frais de transport et de fluidification. Le prix du pétrole brut ne tient pas compte de l'incidence des achats de condensats. La variation du prix tient compte de l'incidence des profits et pertes réalisés liés à la gestion des risques.

2. Comprend les volumes obtenus auprès de tiers ainsi que les activités de construction et les autres activités non liées à la production de pétrole brut ou de gaz naturel.

Période de neuf mois close le 30 septembre 2025

2025

1. Les produits des activités ordinaires que nous présentons tiennent compte de la valeur des condensats vendus pour la fluidification du pétrole lourd. Les coûts des condensats sont comptabilisés dans les frais de transport et de fluidification. Le prix du pétrole brut ne tient pas compte de l'incidence des achats de condensats. La variation du prix tient compte de l'incidence des profits et pertes réalisés liés à la gestion des risques.

2. Comprend les volumes obtenus auprès de tiers ainsi que les activités de construction et les autres activités non liées à la production de pétrole brut ou de gaz naturel.

1. Bitume, pétrole brut lourd et gaz naturel. Le gaz naturel est un type de produit qui correspond au gaz naturel classique.

2. La production tirée des sables bitumineux comprend principalement le bitume, sauf la production de pétrole lourd classique à Lloydminster, soit du pétrole brut lourd.

3. Les taux de redevance réels correspondent à la charge liée aux redevances divisée par les produits des activités ordinaires par produit, déduction faite des frais de transport, compte non tenu du profit ou de la perte réalisé lié à la gestion des risques.

4. Comprend les actifs de production par méthode thermique et les actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster.

5. Renferme une mesure financière hors PCGR. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

6. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

Pour le trimestre clos le 30 septembre 2025, le chiffre d'affaires brut a diminué, comparativement à celui de la période correspondante de 2024, en raison de la baisse des prix de vente réalisés, compensée en partie par la hausse des volumes de vente. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, le chiffre d'affaires brut était comparable à celui de la période correspondante de 2024.

Prix

Le bitume et le pétrole lourd produits doivent être mélangés à des condensats qui en réduisent la viscosité avant leur transport par pipeline en vue de leur commercialisation. Dans notre formule de calcul du prix net opérationnel, le prix de vente réalisé sur le bitume et le pétrole lourd ne tient pas compte de l'incidence des achats de condensats; toutefois, ce prix est influencé par le prix des condensats. Lorsque le coût des condensats utilisés aux fins de fluidification augmente par rapport au prix du pétrole brut fluidifié ou si notre ratio de fluidification augmente, notre prix de vente réalisé sur le bitume et le pétrole lourd diminue.

Notre prix de vente réalisé s'est établi en moyenne à 74,07 $ le baril et à 75,43 $ le baril, respectivement, pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025 (81,77 $ le baril et 81,01 $ le baril, respectivement, en 2024), en raison surtout de la baisse du prix de référence du WTI, ces facteurs étant annulés en partie par la diminution de l'écart entre le prix du WTI et le prix du WCS.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, environ 36 % et 38 %, respectivement (environ 38 % et 31 %, respectivement, en 2024), de nos volumes ont été vendus à l'extérieur de l'Alberta. Environ 25 % de nos volumes ont été vendus à nos secteurs en aval au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025 (approximativement 25 % et 20 % en 2024, respectivement).

Cenovus prend des décisions en matière de stockage et de transport visant à utiliser son infrastructure de commercialisation et de transport, qui englobe des actifs de stockage et des pipelines, afin d'optimiser les gammes de produits, les points de livraison, les engagements de transport et la diversification de la clientèle. Afin de protéger les prix de ses stocks contre les risques associés aux décisions de stockage ou de transport, Cenovus peut utiliser diverses stratégies d'harmonisation des prix et de gestion de la volatilité, notamment des contrats de gestion des risques, pour réduire la volatilité des flux de trésorerie futurs et améliorer la stabilité des flux de trésorerie.

Volumes de production

La production de pétrole brut de notre secteur Sables bitumineux a augmenté au cours du trimestre clos le 30 septembre 2025, comparativement à la période correspondante de 2024, en raison principalement des facteurs suivants :

• les activités d'optimisation et l'augmentation de la production des plateformes d'exploitation des actifs de Foster Creek, des actifs de production par méthode thermique à Lloydminster ainsi que des actifs de Sunrise et de Christina Lake;

• une solide production de base et des volumes supplémentaires provenant des nouveaux puits de mise en valeur à nos actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster;

• l'augmentation de la production à Narrows Lake.

  Au troisième trimestre de 2024, les volumes de production étaient inférieurs en raison des activités de révision réalisées à Christina Lake.

  Ces augmentations au cours du trimestre ont été en partie compensées par l'interruption temporaire de la production à nos installations de Rush Lake pour remédier à une déficience du tubage d'un puits d'injection de vapeur survenue au deuxième trimestre de 2025. Des plans visant à démarrer et à augmenter la production en toute sécurité sont attendus d'ici la fin de l'exercice.

  La production de pétrole brut de notre secteur Sables bitumineux a augmenté pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, comparativement à 2024, en raison des facteurs susmentionnés, en partie compensés par ce qui suit :

• les activités de révision à Forest Creek au deuxième trimestre de 2025 et à Sunrise aux deuxième et troisième trimestres de 2025;

• l'interruption temporaire de la production à Christina Lake en réaction aux feux de forêt qui ont sévi au deuxième trimestre de 2025.

Redevances

Les redevances pour nos projets de sables bitumineux albertains sont établies en fonction de taux fixés par le gouvernement selon que le projet a atteint ou non le stade de récupération des coûts. Foster Creek et Christina Lake ont atteint le stade de récupération des coûts, mais Sunrise n'a pas atteint ce stade.

Pour nos actifs de la Saskatchewan et les projets de production par méthode thermique et de production de pétrole lourd classique de Lloydminster, le calcul des redevances est basé sur l'application d'un taux annuel à chaque projet, qui comprend le partage avec l'État et la propriété franche de chaque projet.

Se reporter à notre rapport de gestion annuel de 2024 pour un complément d'information.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, les redevances du secteur Sables bitumineux ont diminué, comparativement à celles des périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de la baisse des prix de vente réalisés, en partie compensée par la hausse des volumes de vente. Pour le trimestre clos le 30 septembre 2025, le taux de redevance réel du secteur Sables bitumineux a diminué, en raison essentiellement de la baisse des taux de redevance fondés sur une échelle mobile des projets de sables bitumineux de l'Alberta. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, le taux de redevance réel du secteur Sables bitumineux a augmenté, en raison essentiellement des ajustements annuels en 2024, hausse contrebalancée en partie par la baisse des taux de redevance fondés sur une échelle mobile des projets de sables bitumineux de l'Alberta.

Transport et fluidification

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, les frais de fluidification se sont établis respectivement à 1,9 G$ et à 6,5 G$ (respectivement 2,0 G$ et 6,7 G$ en 2024). La diminution pour les deux périodes s'explique principalement par la baisse des prix des condensats, annulée en partie par la hausse des volumes de vente.

Les frais de transport sont demeurés stables au trimestre clos le 30 septembre 2025, comparativement à ceux de la période correspondante de 2024, la hausse des volumes de vente ayant été annulée en partie par la baisse des frais de transport unitaires. Les frais de transport unitaires ont légèrement diminué au trimestre clos le 30 septembre 2025, comparativement à ceux de la période correspondante de 2024, en raison de la diminution des volumes de vente acheminés aux États-Unis et vers la côte ouest. Les frais de transport et les frais de transport unitaires ont augmenté pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, comparativement à ceux de la période correspondante de 2024, en raison surtout des volumes de vente plus élevés acheminés sur le TMX et de la hausse des frais de transport pipelinier pour les volumes acheminés aux États-Unis, ces facteurs ayant été contrebalancés en partie par la baisse des volumes vendus aux États-Unis.

Frais de transport unitaires1)

1. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

2. Comprend les actifs de production par méthode thermique et les actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster.

Les frais de transport unitaires de Foster Creek ont augmenté pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à ceux des périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de l'augmentation des volumes vendus aux États-Unis. L'augmentation d'un trimestre à l'autre a été contrebalancée en partie par la diminution de l'utilisation du TMX. L'augmentation d'un exercice à l'autre était également attribuable à l'utilisation accrue du TMX, contrebalancée en partie par la baisse des frais de transport ferroviaire. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, 37 % et 39 %, respectivement, du total des volumes de vente ont été acheminés aux États-Unis (32 % et 35 %, respectivement, en 2024). Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, 31 % et 33 %, respectivement, des volumes de vente ont été acheminés vers la côte ouest (34 % et 15 %, respectivement, en 2024).

Les frais de transport unitaires de Christina Lake ont diminué pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à ceux des périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de la baisse des volumes de vente acheminés aux États-Unis. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, 17 % et 16 %, respectivement, des volumes de vente ont été acheminés aux États-Unis (24 % et 19 %, respectivement, en 2024).

Les frais de transport unitaires de Sunrise ont diminué pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à ceux des périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de la baisse des volumes de vente acheminés aux États-Unis, annulée en partie par l'utilisation accrue du TMX. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, 47 % et 57 %, respectivement, des volumes de vente ont été acheminés sur la côte ouest (38 % et 20 %, respectivement, en 2024). Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, 37 % et 34 %, respectivement, des volumes de vente ont été acheminés aux États-Unis (50 % et 72 %, respectivement, en 2024).

Les frais de transport unitaires de Lloydminster ont diminué pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à ceux des périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de la diminution des volumes de vente acheminés aux États-Unis. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, moins de 1 % et 2 %, respectivement, des volumes de vente ont été acheminés aux États-Unis (1 % et 4 %, respectivement, en 2024).

Charges d'exploitation

Les principales composantes des charges d'exploitation des neuf premiers mois de 2025 ont été les coûts du carburant, les coûts des réparations et de la maintenance et les coûts de la main-d'œuvre. Le total des charges d'exploitation a augmenté pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à celui des périodes correspondantes de 2024, principalement en raison des coûts plus élevés liés aux actifs de production par méthode thermique à Lloydminster du fait de l'incident à Rush Lake et de la hausse des coûts des activités de révision à Sunrise. Les charges d'exploitation ont également augmenté d'un exercice à l'autre en raison des coûts plus élevés des activités de révision à Foster Creek.

Charges d'exploitation unitaires1)

($/b) 2025

1. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

2. Comprend les actifs de production par méthode thermique et les actifs de production de pétrole lourd classique de Lloydminster.

Pour le trimestre clos le 30 septembre 2025, les coûts du carburant unitaires ont été relativement stables par rapport à 2024, ce qui s'explique par l'augmentation des volumes consommés attribuable à la mise en service de nouvelles plateformes d'exploitation à nos actifs de Sunrise et la baisse des volumes de vente attribuable à l'incident à Rush Lake, facteurs annulés en partie par la baisse des prix de référence de l'AECO. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, les coûts du carburant unitaires ont augmenté comparativement à 2024 en raison de la hausse des volumes consommés et de la baisse des volumes de vente, tel qu'il est décrit ci-dessus, ainsi que de la hausse des prix de référence de l'AECO.

Les autres coûts unitaires de Foster Creek ont diminué au trimestre clos le 30 septembre 2025, comparativement à 2024, essentiellement en raison de la hausse des volumes de vente. Les autres coûts unitaires ont augmenté pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2025, comparativement à 2024, essentiellement en raison des activités de révision au deuxième trimestre de 2025, hausse compensée en partie par l'augmentation des volumes de vente.

Les autres coûts unitaires de Christina Lake ont diminué au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement aux périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de la baisse des coûts liés aux activités de révision et de la hausse des volumes de vente.

Les autres coûts unitaires de Sunrise ont augmenté pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à 2024, essentiellement en raison des activités de révision aux deuxième et troisième trimestres de 2025.

Les autres coûts unitaires de Lloydminster se sont accrus au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement aux périodes correspondantes de 2024, en raison de la hausse des coûts et de la baisse des volumes de vente liés à l'incident de Rush Lake.

Acquisition de MEG Energy Corp.

Le 21 août 2025, nous avons conclu une entente définitive visant l'acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation de MEG dans le cadre d'un plan d'arrangement. Le 26 octobre 2025, nous avons conclu une seconde entente visant à apporter des modifications. L'acquisition de MEG doit être entérinée par les actionnaires et est assujettie à l'approbation des tribunaux et à d'autres approbations habituelles. L'acquisition de MEG permettra d'augmenter nos actifs de Christina Lake et d'ajouter environ 110,0 milliers de barils par jour à notre production.

Le 26 octobre 2025, nous avons conclu une entente visant la cession de certains actifs de production par méthode thermique de Lloydminster, dans le secteur Sables bitumineux, qui représentent une production d'environ 5,0 milliers de barils par jour, pour un produit pouvant atteindre 150 M$ se composant d'un montant de 75 M$ en trésorerie versé à la clôture de la transaction et d'une contrepartie variable pouvant atteindre 75 M$. La clôture de cette transaction est prévue au quatrième trimestre de 2025, sous réserve des conditions de clôture.

‌Hydrocarbures classiques

Au troisième trimestre de 2025, nous avons :

• assuré le déroulement sécuritaire et fiable de notre exploitation;

• produit 126,9 milliers de bep par jour (118,1 milliers de bep par jour en 2024);

• dégagé une marge d'exploitation de 41 M$, soit une augmentation de 29 M$ comparativement à 2024;

• enregistré un prix net opérationnel de 3,85 $ par bep (1,12 $ par bep en 2024), en raison surtout de la diminution des charges d'exploitation;

• engagé des dépenses d'investissement de 107 M$ axées sur le forage, les activités d'achèvement et de raccordement ainsi que les projets d'infrastructures.

Résultats financiers

Trimestre clos le 30 septembre 2025

1. La variation du prix tient compte de l'incidence des profits et pertes réalisés liés à la gestion des risques.

2. Reflète la marge d'exploitation des installations de traitement.

Période de neuf mois close le 30 septembre 2025

1. La variation du prix tient compte de l'incidence des profits et pertes réalisés liés à la gestion des risques.

2. Reflète la marge d'exploitation des installations de traitement.

1. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, les volumes de production, les volumes de vente et les valeurs unitaires s'y rattachant de même que les taux de redevance réels tiennent compte de la participation de 30 % de Cenovus dans la coentreprise Duvernay.

2. Renferme une mesure financière hors PCGR. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

3. Les taux de redevance réels correspondent à la charge liée aux redevances divisée par les produits des activités ordinaires par produit, déduction faite des frais de transport, compte non tenu du profit ou de la perte réalisé lié à la gestion des risques.

4. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, le chiffre d'affaires brut a diminué, comparativement à celui des périodes correspondantes de 2024, en raison de la baisse des volumes de marchandises détenus à des fins de transaction par des tiers, contrebalancée en partie par la hausse des volumes de vente et des prix réalisés.

Prix

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, notre prix de vente réalisé total a augmenté, comparativement à celui des périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de la hausse des volumes de vente acheminés aux États-Unis. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, respectivement 34 % et 31 % des volumes de vente de gaz naturel ont été acheminés aux États-Unis (29 % pour les deux périodes en 2024), où les prix de référence du gaz naturel au NYMEX étaient plus élevés. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, le prix de référence du gaz naturel au NYMEX s'est établi respectivement à 3,07 $ US par kpi3 et à 3,39 $ US par kpi3 (respectivement 2,16 $ US par kpi3 et 2,10 $ US par kpi3 en 2024). L'augmentation d'un trimestre à l'autre a été en partie contrée par le recul du prix de référence du gaz naturel de l'AECO, qui est passé à 0,63 $ par kpi3 (0,69 $ par kpi3 en 2024). L'accroissement d'un exercice à l'autre est également attribuable à l'augmentation du prix de référence du gaz naturel de l'AECO, qui est passé à 1,50 par kpi3 (1,45 $ par kpi3 en 2024).

Volumes de production

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, les volumes de production ont progressé, comparativement à ceux des périodes correspondantes de 2024, en raison principalement de la bonne performance de la production de base et des nouveaux puits de mise en valeur mis en service. Au troisième trimestre de 2024, les volumes de production étaient inférieurs en raison des activités de révision effectuées au cours de la période.

Redevances

Les redevances et les taux de redevance réels ont diminué au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à ceux des périodes correspondantes de 2024, en raison surtout de la baisse des prix de référence du gaz naturel servant au calcul des redevances.

Transport

Nos frais de transport correspondent aux coûts que nous engageons pour acheminer le pétrole brut, les LGN et le gaz naturel du lieu de leur production jusqu'à l'endroit où les produits sont vendus. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, les frais de transport et les frais de transport unitaires ont augmenté par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2024, en raison de l'augmentation des frais de transport pipelinier.

Charges d'exploitation

Les principales composantes des charges d'exploitation des neuf premiers mois de 2025 ont été les coûts des réparations et de la maintenance et les coûts de la main-d'œuvre, de même que les taxes foncières. Le total des charges d'exploitation et des charges d'exploitation unitaires a diminué pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2025, comparativement à celui des périodes correspondantes de 2024, en raison principalement de la baisse des coûts des activités de révision ainsi que de la diminution des coûts de collecte et de traitement.

‌Production extracôtière

Au troisième trimestre de 2025, nous avons :

• assuré le déroulement sécuritaire et fiable de notre exploitation;

• produit 63,2 milliers de bep par jour de pétrole brut léger, de LGN et de gaz naturel (65,5 milliers de bep par jour en 2024);

• dégagé une marge d'exploitation de 256 M$, soit une hausse de 4 M$ comparativement à la période correspondante de 2024;

• enregistré un prix net opérationnel moyen de 48,59 $ par bep (53,20 $ par bep en 2024);

• engagé des dépenses d'investissement de 217 M$ liées surtout à l'avancement du projet West White Rose.

Au cours du trimestre, les installations de surface ont été fixées sur la structure de béton et nous avons terminé les raccordements sous-marins à notre système de production existant au NPSD SeaRose. Le reste des travaux de raccordement et de mise en service de la plateforme devrait s'achever au quatrième trimestre. Au 30 septembre 2025, environ 98 % du projet était achevé. Nous sommes en voie de commencer le forage d'ici la fin de 2025 et la première production de pétrole est toujours prévue pour le deuxième trimestre de 2026. Depuis notre décision de redémarrer le projet en 2022, notre investissement se chiffre à environ 2,2 G$.

Trimestres clos les 30 septembre

2025 2024

Périodes de neuf mois closes les 30 septembre

2025 2024

1) La marge d'exploitation de la région de l'Atlantique et de la région de l'Asie-Pacifique est une mesure financière hors PCGR. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

Trimestre clos le 30 septembre 2025

Période de neuf mois close le 30 septembre 2025

1) Comprennent les autres activités non liées à la production de pétrole brut ou de gaz naturel.

1. Les volumes de vente tiennent compte de la participation de 40 % de Cenovus dans la coentreprise HCML.

1. Les volumes de production et les taux de redevance tiennent compte de la participation de 40 % de Cenovus dans la coentreprise HCML.

2. Les taux de redevance réels correspondent à la charge liée aux redevances divisée par les produits des activités ordinaires par produit, déduction faite des frais de transport, compte non tenu du profit ou de la perte réalisé lié à la gestion des risques.

3. Mesure financière déterminée. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

($/bep, sauf indication contraire)

($/b) Chine Indonésie

Trimestre clos le 30 septembre 2024

Région de Total -

l'Atlantique production

($/bep, sauf indication contraire)

($/b) Chine Indonésie

extracôtière2)

Prix de vente réalisé 106,56 80,52 55,93 77,28

Redevances 1,03 6,31 6,54 5,77

Transport et fluidification 3,00 - - 0,34 Charges d'exploitation 88,40 8,20 10,95 17,97

Prix net opérationnel 14,13 66,01 38,44 53,20

($/bep, sauf indication contraire)

($/b) Chine Indonésie

Période de neuf mois close le 30 septembre 2024

Région de Total -

($/bep, sauf indication contraire)

l'Atlantique

($/b) Chine Indonésie

production extracôtière2)

Prix de vente réalisé 111,21 80,22 56,47 78,95

Redevances 0,65 6,17 6,94 5,62

Transport et fluidification 3,70 - - 0,48 Charges d'exploitation 93,74 7,22 10,83 19,36

Prix net opérationnel 13,12 66,83 38,70 53,49

1. Renferme une mesure financière hors PCGR. Consulter la mise en garde sur les mesures financières déterminées figurant dans le présent rapport de gestion.

2. Les valeurs unitaires reflètent la participation de 40 % de Cenovus dans HCML.

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Cenovus Energy Inc. published this content on November 06, 2025, and is solely responsible for the information contained herein. Distributed via Public Technologies (PUBT), unedited and unaltered, on November 06, 2025 at 15:33 UTC.