公司分析 - Equinor是一家挪威石油公司 为全球最大石油公司之一 每日产量超过200万桶油当量 [2] - 公司在可再生能源领域有重大投资 但市值仍低于行业平均水平 [2] - 公司股票被纳入退休投资组合 基于10K文件 分析师评论和市场报告等事实研究 [2] 行业分析 - 石油行业仍保持高产量 但需关注可再生能源转型趋势 [2] - 退休投资领域注重高收益安全组合 需结合宏观经济展望 [1] - 市场存在专业退休投资服务 通过全市场搜索帮助最大化回报 [1] 投资策略 - 退休投资组合采用事实驱动策略 包括深度分析公司文件和投资者演示材料 [2] - 投资建议基于实际资金投入 确保策略可行性 [2] - 投资组合构建需兼顾资本增值和收入最大化目标 [1]

财务数据和关键指标变化 - 调整后税前营业收入为65亿美元 [6] - 国际财务报告准则（IFRS）净收入为3亿美元，受美国海上风电资产减值影响 [7] - 调整后每股收益为0.64挪威克朗 [8] - 上半年税后经营现金流表现强劲 [7] - 第二季度总税收支出为72亿美元，其中挪威大陆架（NCS）两项税收分期付款总计约68亿美元；下半年NCS税收支付预计为1000亿挪威克朗，分五期于8 - 12月支付 [22] - 本季度向股东分配13亿美元 [23] - 有机运营支出为34亿美元，净现金流为负6亿美元 [23] - 现金及现金等价物约为240亿挪威克朗，净债务与资本使用比率本季度升至15.2%，预计年底维持在当前水平 [23][24] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P）业务 - 挪威E&P业务调整后税前营业收入达57亿美元，税后为12亿美元 [20] - 国际E&P业务中，巴西和阿根廷、安哥拉新井产量增加；英国IGV资产分类为待售，价值约100亿美元，不再计提折旧 [20][21] - 美国E&P业务受益于陆上天然气高产 [21] 中游营销与加工（MMP）业务 - 实现稳健天然气交易，但受哈默菲斯特液化天然气（LNG）维护和原油交易疲软影响，业绩低于指导范围 [22] 可再生能源业务 - 反映出项目活动增加，同时业务开发和早期阶段成本显著降低 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 石油市场受地缘政治动荡、冲突以及关税和贸易战不确定性影响，波动显著 [8] - 欧洲天然气市场受存储水平下降影响，库存比去年低近20个百分点，也远低于过去五年平均水平；近期欧洲温暖天气推动天然气发电需求，亚洲存储填充也带动需求，欧洲LNG进口减少 [8][9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成本和资本纪律，本季度成本持平，符合全年目标；资本支出（CapEx）指导保持不变，资产负债表在低价环境下保持稳健 [9][10] - 战略进展包括：Johan Castberg快速达到平台产量；做出Johan Sverdrup第三阶段和Troll南部地区的最终投资决策，支持NCS生产至2035年；宣布向英国和德国供应天然气的两份长期合同 [11] - 国际业务方面，优化投资组合，美国陆上天然气产量本季度增长50%，天然气价格提高近80%；出售巴西Peregrino油田，专注Bacalau和Raya开发；可再生能源业务获得波兰波罗的海二号和三号海上风电场6亿欧元项目融资，支持两位数股权回报；Empire Wind一号停工令于5月解除，项目恢复执行 [12][13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源市场受地缘政治、冲突、关税和贸易战不确定性影响，公司专注可控运营，保持韧性 [8][9] - 尽管面临不确定性，公司仍致力于成本和资本纪律，资产负债表保持稳健，有信心实现全年生产增长4%目标 [9][10][17] 其他重要信息 - 安全是首要任务，本季度安全表现最佳，严重事故频率为0.27，人身伤害率为2.2 [17] - 本季度产量为209.6万桶/日，同比增长超2%，有望实现全年4%的产量增长目标 [17] - 可再生能源产量增长26%，主要受英国Dogger Bank A项目投产带动 [19] - 董事会批准本季度每股0.37美元的普通现金股息和最高12.65亿美元的第三批股票回购，预计全年资本分配约90亿美元 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：帝国风电减值测试中3%的折现率的合理性及营运资金未来预期 - 3%为无杠杆、税后实际折现率，因该项目收入固定25年，与油气投资折现率5.5%不同；营运资金现为50亿美元，减少5.5亿美元，主要受上游业务影响，交易环境中营运资金暂时稳定，当前交易受政治决策导致的波动性影响，交易员风险偏好降低 [26][27][30] 问题2：挪威新税收制度的支付安排及15%的资产负债率下资本分配范围是否调整 - 今年下半年分五期支付，明年上半年再分五期支付，除7月和1月外每月有税收支付；资产负债率预计年底维持在15%左右，公司保持保守资产负债表和稳健财务状况，无意改变资本分配范围，股票回购是资本分配重要部分，与现金流无数学关联 [34][35][37] 问题3：巴西Peregrino油田出售时间、Vaca Lao项目明年产量预期及美国陆上天然气业务增长机会和下游投资计划 - Peregrino油田出售协议已签署，预计年底完成交易，出售是为专注Bacalau和Raya开发；Bacalau项目进展顺利，预计今年年底有大量井投产；公司约一年前收购美国Marcellus地区资产，天然气产量和价格提升，看好天然气长期前景，暂无天然气发电项目具体计划，但关注天然气和电力市场联系 [42][43][47] 问题4：挪威单位运营成本（OpEx）同比增加约10%的原因及第三季度预计的维护或检修情况 - 挪威大陆架单位生产成本季度环比稳定，公司致力于全年成本持平，通过提高运营效率、降低业务开发和人员成本等措施应对通胀；哈默菲斯特LNG第二季度检修，预计7月恢复、8 - 9月复产，第三季度检修影响产量约4.5万桶/日，第四季度约1.4 - 1.5万桶/日 [52][53][55] 问题5：Peregrino油田出售收益用途及与英国和德国天然气销售长期合同的好处和定价机制 - Peregrino油田交易价值35亿美元，实际收益受价格等因素影响；公司并购决策基于战略和价值创造，注重资产负债表稳健；天然气合同体现挪威天然气对欧盟的吸引力，基于现货价格定价，有自由采购权，保持公司天然气生产灵活性，公司将继续调整投资组合以获得欧洲天然气市场敞口 [58][59][62] 问题6：Wisting项目进展及其在维持NCS 2020 - 2035年产量平稳目标中的作用，以及帝国风电减值测试3%折现率与可再生能源项目4 - 8%实际回报目标的关系 - Wisting项目正在推进投资决策，具体时间不确定，是维持NCS产量目标风险组合的一部分；3%折现率反映投资相关资本成本，投资决策需高于资本成本的显著溢价，可再生能源项目追求两位数股权回报 [65][66][69] 问题7：预计年底资产负债率维持当前水平的假设因素及资本支出指导中汇率变化的影响 - 基于当前远期价格和相对稳定的营运资金假设，Peregrino油田交易至少有一笔预计在年底前完成；资本支出指导维持130亿美元，假设汇率为11，约30%投资受挪威克朗影响，公司努力管理汇率风险并维持指导 [72][73][75] 问题8：公司保持对股东有竞争力现金回报的衡量指标及是否参与Galp在纳米比亚项目 - 现金股息目前为每股0.37美元，每年增长0.02美元，公司希望继续增长；通过股票回购使总回报具有竞争力，无固定公式；未对纳米比亚项目具体评论，公司近年来专注国际上游E&P投资组合优化，优先深化现有业务领域 [77][78][80] 问题9：公司资本支出占经营现金流（CFFO）比例高于同行情况下如何实现资本分配竞争力，以及股票回购是否改为季度指导 - 挪威税收制度使资本支出和经营现金流比较存在干扰，公司资本支出大部分在NCS有78%税收抵扣，税后资本支出与经营现金流比例与同行相比结果不同；股票回购指导变更通常在资本市场日讨论，目前无相关计划 [84][85][86] 问题10：Johan Sverdrup油田脱离平台产量时间及成本通胀情况 - Johan Sverdrup油田目前生产良好，通过水管理、多分支井改造和第三阶段投资决策，采收率从65%提高到75%，脱离平台产量时间暂无确切数字；公司通过提高运营效率应对成本通胀，行业仍面临市场紧张情况，挪威部分领域压力预计未来12个月缓解，亚洲船厂和海底业务仍繁忙 [90][93][95] 问题11：Johan Castberg油田快速投产是否符合预期及原因 - Johan Castberg油田投产速度快于计划，目前产量达22万桶/日，将显著贡献今年产量增长；快速投产得益于良好的设备安装和资产配置 [100][101][102] 问题12：成本通胀对2026年资本支出影响及是否需放弃机会以维持指导 - 公司以美元为基础管理业务，会管理挪威克朗等货币波动；计划进一步优化投资组合以维持当前资本支出指导 [104][105][106] 问题13：MMP业务下半年交易环境展望 - 交易环境仍有价值，如天然气交易存在地理套利机会，公司可通过管道系统和合同获取收益；但受地缘政治影响的交易部分，交易员面临挑战，风险偏好降低 [108][109][110]

财务数据和关键指标变化 - 公司本季度调整后税前营业利润为65亿美元 [5] - 国际财务报告准则（IFRS）净收入为3亿美元，受美国海上风电业务减值影响 [6] - 调整后每股收益为0.64挪威克朗 [7] - 本季度现金流量为92亿美元，支付的总税款为72亿美元，预计下半年挪威大陆架（NCS）税收支付为100亿挪威克朗 [20] - 本季度向股东分配了13亿美元，有机运营成本为34亿美元，净现金流为负6亿美元 [21] - 净债务与资本使用比率本季度增至15.2%，预计年底将维持在当前水平附近 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P）挪威业务 - 调整后税前营业利润总计57亿美元，税后为12亿美元 [18] 勘探与生产（E&P）国际业务 - 巴西、阿根廷和安哥拉的新井带来了更高的产量，Peregrino及英国IGV旗下资产被归类为待售资产，价值约100亿美元 [18] 勘探与生产（E&P）美国业务 - 陆上天然气产量高驱动了业务结果 [19] 中游营销与加工（MMP）业务 - 实现了稳定的天然气交易，但结果低于指导范围，受Hammerfest LNG维护和原油交易疲软影响 [20] 可再生能源业务 - 产量增长26%，主要受英国Dogger Bank A项目投产推动 [17] - 本季度业务反映出项目活动增加，但业务开发和早期阶段成本显著降低 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源市场受地缘政治动荡、冲突以及关税和贸易战的不确定性影响，石油市场波动显著 [7] - 欧洲天然气市场受存储水平降低影响，库存比去年低近20个百分点，也远低于过去五年的平均水平 [7] - 欧洲温暖天气推动了额外的天然气发电需求，同时亚洲的存储填充也推动了需求，运往欧洲的液化天然气减少 [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成本和资本纪律，目标是保持成本平稳发展，资本支出指导保持不变，在价格较低的环境下保持资产负债表稳健 [8] - 公司在挪威大陆架（NCS）的项目取得战略进展，Johan Castberg迅速达到产能高峰，做出了Johan Sverdrup Phase III的最终投资决定，还宣布了向英国和德国供应天然气的两份长期合同 [9] - 国际业务方面，优化投资组合，本季度美国陆上天然气产量增长50%，并获得了近80%的价格提升；宣布出售巴西Peregrino油田，专注于Bacalau和Raya的开发 [10][11] - 可再生能源业务中，为波兰的Baltic two and three海上风电场获得了6亿欧元的项目融资，Empire Wind one项目恢复执行，但本季度计提了9.55亿美元的减值 [11][12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源市场持续受到地缘政治动荡、冲突以及关税和贸易战不确定性的影响，公司将继续专注于可控的运营和保持韧性 [7][8] - 公司在各业务领域取得进展，与2月资本市场更新（CMU）时的指引一致，对生产增长、投资和资本分配的前景保持乐观 [22] 其他重要信息 - 公司安全表现出色，严重事故频率为0.27，人身伤害率为2.2 [15] - 公司预计今年实现4%的产量增长，本季度产量为209.6万桶/日，较去年增长超2% [15] - 公司董事会批准了本季度每股0.37美元的普通股现金股息，以及高达12.65亿美元的第三轮股票回购，预计全年资本分配约90亿美元 [14] 问答环节所有提问和回答 问题1: Empire Wind减值测试中3%的折现率的合理性 - 该折现率为无杠杆、税后实际折现率，与油气投资5.5%的折现率不同，此项目收入固定25年，所以采用较低折现率合理 [26][27] 问题2: 公司营运资金是否有更结构性的水平 - 本季度营运资金为50亿美元，减少了5.5亿美元，主要受上游业务板块变动影响，交易环境中的营运资金暂时保持稳定，交易波动性降低意味着交易所需资金减少 [28] 问题3: 挪威新税收制度的支付安排及2026年的情况 - 税收支付将在全年均匀分配，今年下半年有五笔分期支付，明年上半年也有五笔，除7月和1月外每月都有税收支付 [34] 问题4: 公司资产负债率达到15%后，是否应调整投资者分配范围 - 资产负债率上升8个百分点是由于去年股票回购计划向国家的年度支付，预计年底维持在当前水平，公司将保持保守的资产负债表和稳健的财务状况，无意改变范围 [36] 问题5: 巴西Peregrino油田出售时间、Vaca Lao项目明年产量预期，以及Bacalau产量能否抵消Peregrino出售影响 - Peregrino油田出售协议已签署，预计年底完成交易，出售是为了专注于Bacalau和Raya的开发；Bacalau进展顺利，预计今年秋季开始产油，将为国际产量做出重要贡献 [43][45] 问题6: 美国陆上天然气业务是否有更多增长机会，是否计划投资下游燃气项目 - 约一年前公司进行了两项收购，增加了在Marcellus地区的资产，天然气价格大幅上涨，对公司现金流和收益贡献良好；公司看好天然气长期前景，但暂无具体投资下游燃气项目计划，会关注天然气和电力市场的联系 [46][48] 问题7: 挪威单位运营成本同比增长约10%的原因及第三季度是否有重大维护或检修 - 挪威大陆架单位生产成本季度环比稳定，公司致力于保持成本平稳，应对通胀，采取了多项举措；Hammerfest LNG在第二季度进行检修，预计7月恢复，8 - 9月复产，第三季度预计有4.5万桶/日的检修影响，第四季度为1.4 - 1.5万桶/日 [52][54] 问题8: Peregrino油田出售所得款项的用途及签署天然气长期合同的好处和定价机制 - Peregrino油田出售所得款项受价格影响，实际到手金额低于3.5亿美元；公司的并购决策基于战略和价值创造，会注重保持资产负债表稳健；天然气合同显示了挪威天然气对欧盟的吸引力，基于现货价格定价，有自由采购权，保持了公司天然气生产系统的灵活性 [58][61] 问题9: Wisting项目的最新进展及其在维持NCS产量平稳中的作用，以及Empire减值测试3%折现率与可再生项目4 - 8%实际回报率的关系 - Wisting是有潜力的项目，正在推进投资决策，时间待定；维持NCS产量平稳有多个项目和前景，Wisting是风险投资组合的一部分；3%折现率反映了相关投资的资本成本，而可再生项目投资决策需要两位数的回报率 [66][67][69] 问题10: 公司预计债务和资产负债率维持当前水平的假设因素，以及外汇汇率变化对资本支出的影响 - 该假设基于当前远期价格和相对稳定的营运资金假设，Peregrino油田出售交易有不确定性；公司资本支出指导维持130亿美元，约30%的投资受挪威克朗影响，公司会努力管理外汇风险，维持指导不变 [73][74][76] 问题11: 公司保持对股东有竞争力的现金回报所参考的指标，以及是否参与Galp在纳米比亚的项目 - 公司致力于保持现金股息增长，将其视为可信赖的资本分配方式，同时使用股票回购使总回报具有竞争力；未对是否参与纳米比亚项目发表具体评论，强调专注于现有业务领域 [80][81][83] 问题12: 公司资本支出占经营现金流比例较高的情况下，如何实现有竞争力的分配，以及股票回购的指引方式 - 挪威税收制度使公司资本支出和经营现金流的比较与同行不同，公司税后现金流与资本支出的比例实际较低；股票回购目前不做讨论，如有变化将在资本市场日等活动中公布 [87][88][89] 问题13: Johan Sverdrup何时脱离产能高峰，以及公司成本通胀情况 - Johan Sverdrup本季度生产规律性高，通过多种措施提高了采收率，脱离产能高峰时间暂无确切数字；公司在组织和投资组合中提高效率，挪威市场因税收政策相关活动结束可能会有所缓解，但整体市场仍较紧张 [94][96][97] 问题14: Johan Castberg快速投产是否符合预期，以及采取了哪些准备措施 - Johan Castberg投产速度比计划更快，达到22万桶/日的产能高峰，将对今年产量增长有重要贡献，得益于良好的设备安装和资产配置 [102][103] 问题15: 成本通胀对公司2026年的影响，以及是否需要放弃机会以维持资本支出指导 - 公司作为美元公司会管理货币风险，计划进一步优化投资组合以维持当前资本支出指导 [106][107] 问题16: MMP业务下半年的交易环境展望，以及业务能否适应现状 - 交易环境仍有价值，如天然气交易中的地理套利机会，但受地缘政治影响的交易部分存在风险，交易员面临挑战 [110][111][112]

收入和利润（同比环比） - 第二季度调整后营业收入为65.3亿美元，税后为17.4亿美元[4][14] - 2025年第二季度总营收和其他收入为251.45亿美元，同比下降2%[29] - 2025年第二季度净运营收入为57.21亿美元，同比下降25%[29] - 2025年第二季度调整后每股收益为0.64美元，同比下降25%[29] - Q2 2025总收入为251.3亿美元，同比下降1.3%（Q2 2024为254.62亿美元）[82] - 2025年上半年总收入为545.14亿美元，同比增长7.8%（2024上半年为505.51亿美元）[82] - Q2 2025净利润为13.17亿美元，同比下降29.6%（Q2 2024为18.72亿美元）[85] - 2025年上半年净利润为39.47亿美元，同比下降13.2%（2024上半年为45.45亿美元）[85] - Q2 2025每股稀释收益为0.63美元，同比下降30.8%（Q2 2024为0.91美元）[82] - 公司2025年上半年调整后营业收入为15,181百万美元，税后为3,986百万美元，有效税率为73.7%[169] - 公司2025年第二季度净收入为1,317百万美元，相比2024年同期的1,872百万美元有所下降[170] - 公司2025年第二季度调整后每股收益为0.65美元，基本每股收益为0.49美元[171] 成本和费用（同比环比） - 2025年上半年总运营支出为404.71亿美元，同比增长14%[29] - 2025年第二季度资本支出和投资为34.01亿美元，同比增长15%[29] - 2025年上半年资本支出为64.28亿美元，同比增长18.3%（2024上半年为54.33亿美元）[91] - 2025年上半年有机资本支出为64亿美元，较2024年同期的57亿美元增长12%[178] - 2025年第二季度资本支出为34.01亿美元，同比增长15%[176] - 2025年上半年有效税率为73.1%，较2024年同期的70.7%上升，主要由于高税率地区收入占比增加及英国能源利润税延长[124] - 公司2025年第二季度有效税率为73.4%，相比第一季度74.0%略有下降[168] 业务线表现 - 第二季度股权油气产量为2,096千桶油当量/日，同比增长2%[3][11] - 美国陆上天然气产量同比增长50%，价格同比上涨80%[5] - 第二季度可再生能源发电量为0.83太瓦时，同比增长26%[3][13] - 2025年第二季度Equinor挪威地区液体产量为655千桶/天，同比增长4%[48][53] - 2025年第二季度Equinor挪威地区内部天然气价格为10.60美元/百万英热单位，同比上涨25%[48][53] - 2025年第二季度Equinor国际地区营业收入为13.48亿美元，同比下降29%[58] - 2025年第二季度Equinor美国地区液体产量为147千桶/天，与第一季度持平[48] - 美国勘探与生产部门Q2 2025总收入10.4亿美元，同比增长4%，上半年总收入22.37亿美元，同比增长9%[59] - 美国权益油气产量达43.1万桶油当量/日，同比增长28%，上半年平均产量42.7万桶油当量/日，同比增长24%[59][60] - 液体平均价格56.3美元/桶，同比下降17%，上半年平均价格58.8美元/桶，同比下降12%[59][61] - 营销与中游部门Q2 2025净营业收入3.29亿美元，同比下降34%，上半年净营业收入4.13亿美元，同比下降77%[66] - 欧洲管道天然气实现价格12美元/百万英热单位，同比上涨21%，上半年平均价格13.44美元/百万英热单位，同比上涨39%[66][69] - 可再生能源部门Q2 2025净亏损10.02亿美元，同比扩大超过100%，上半年净亏损12.6亿美元[72] - 可再生能源发电量0.78太瓦时，同比增长24%，上半年总发电量1.49太瓦时，同比增长9%[72][73] - 美国管道天然气实现价格2.73美元/百万英热单位，同比上涨78%，上半年平均价格3.3美元/百万英热单位，同比上涨68%[77] - 资本支出方面，可再生能源部门Q2 2025新增投资7.18亿美元，同比增长18%，上半年总投资14.99亿美元，同比增长22%[72] - 阿塞拜疆和尼日利亚资产剥离导致2025年产量同比下降，巴西新井贡献部分抵消了下降[62][64] - 2025年第二季度，Equinor在可再生能源(REN)部门确认了9.55亿美元的净减值，主要与美国东北海岸的海上风电项目有关[109] - 2025年第二季度，E&P Norway部门的净营业收入为57.06亿美元，E&P International为4.15亿美元，E&P USA为1.83亿美元[110] - 2025年第一季度，E&P Norway部门的净营业收入为79.44亿美元，E&P International为5.79亿美元，E&P USA为5.11亿美元[111] - 2025年第一季度，MMP部门的营业收入为247.98亿美元，净营业收入为3.29亿美元[110] - 2025年第一季度，REN部门的净营业亏损为2.59亿美元[111] - 2025年第一季度，E&P Norway部门的资本支出为16.74亿美元，E&P International为6.22亿美元，E&P USA为2.94亿美元[110] - 第二季度2025年总收入和其它收入为84.26亿美元（E&P Norway）、19.09亿美元（E&P International）、10.01亿美元（E&P USA）、251.9亿美元（MMP）、4900万美元（REN）[113] - 第二季度2025年净营业收入为61.29亿美元（E&P Norway）、6.99亿美元（E&P International）、2.64亿美元（E&P USA）、4.97亿美元（MMP）、-9000万美元（REN）[113] - 2025年上半年净营业收入为136.5亿美元（E&P Norway）、9.95亿美元（E&P International）、6.94亿美元（E&P USA）、4.13亿美元（MMP）、-12.6亿美元（REN）[114] - 2025年第二季度原油收入为138.63亿美元，天然气收入为59.18亿美元（其中欧洲天然气48.74亿美元）[123] - E&P Norway部门2025年第二季度调整后营业收入为5,706百万美元，税后为1,244百万美元[168] - E&P USA部门2025年第二季度调整后营业收入为183百万美元，税后为141百万美元[168] 各地区表现 - 2025年第二季度Equinor挪威地区液体产量为655千桶/天，同比增长4%[48][53] - 2025年第二季度Equinor挪威地区内部天然气价格为10.60美元/百万英热单位，同比上涨25%[48][53] - 2025年第二季度Equinor国际地区营业收入为13.48亿美元，同比下降29%[58] - 2025年第二季度Equinor美国地区液体产量为147千桶/天，与第一季度持平[48] - 2025年第二季度挪威和美国占合同客户收入的75%和22%（2024年同期为80%和18%）[122] 管理层讨论和指引 - 2025年有机资本支出预计为130亿美元[49] - 2025年石油和天然气产量预计比2024年增长4%[49] - 2025年计划维护活动预计将使全年权益产量减少约30千桶油当量/天[49] - 公司宣布2025年第二季度每股现金股息为0.37美元[132] - 2025年股票回购计划总额高达50亿美元[132] - 第一季度回购计划中已在市场回购3.97亿美元股票[133] - 第二季度回购计划中已在市场回购2.65亿美元股票[133] - 公司启动第三轮股票回购计划，总额高达12.65亿美元[134] - 2025年上半年股票回购计划对权益的影响总计为49.55亿美元[138] 现金流和资本结构 - 2025年第二季度运营活动产生的现金流为24.77亿美元，同比增长37%[29] - Q2 2025运营现金流为24.77亿美元，同比大幅增长36.8%（Q2 2024为18.11亿美元）[91] - 截至2025年6月30日，现金及现金等价物为94.72亿美元，同比大幅增长60.5%（2024年底为59.03亿美元）[87] - 2025年第二季度净债务与调整后资本比率为15.2%，较第一季度6.9%上升[18] - 2025年6月底净负债与调整后资本比率为15.2%，高于上一季度的6.9%[42] - 2025年第二季度税后经营活动现金流(CFFO after taxes paid)为19.38亿美元，同比下降8%[176] - 2025年上半年税后经营活动现金流为93.32亿美元，较2024年同期的80.54亿美元增长16%[176] - 2025年第二季度净现金流为-25.79亿美元，较2024年同期的-40.22亿美元改善36%[176] - 2025年6月30日净有息债务为105.46亿美元，较2024年底的88.56亿美元增长19%[180] - 2025年第二季度股东权益为419.21亿美元，较2024年底的423.42亿美元下降1%[180] - 2025年第二季度股息支付为10.24亿美元，较2024年同期的20.72亿美元下降51%[176] - 会计政策变更导致2024年第二季度税后经营活动现金流从18.98亿美元调整为20.97亿美元[177] 资产和债务 - 巴西Peregrino油田以35亿美元完成剥离[7] - 波兰Bałtyk 2 & 3海上风电项目完成融资关闭[7] - 2025年6月30日非流动资产总额为677.59亿美元，较2024年底增长4.07亿美元，主要由于美元对挪威克朗贬值及收购[116][117] - 2025年第二季度发行债券总额17.5亿美元，期限3至10年[126] - 2025年上半年项目融资总额19亿美元，其中第二季度融资4亿美元[127] - 2025年6月30日资产弃置义务（ARO）增至123亿美元，较2024年底增加14亿美元，主要由于美元对挪威克朗贬值[128] - 挪威政府持股部分资本减少导致负债41.41亿美元[135] 其他重要内容 - 第二季度现金分红为每股0.37美元，2025年总资本回报预计为90亿美元[7][23][24] - 第二季度有机资本支出为34亿美元，总资本支出为35.8亿美元[17] - 第二季度液体实现价格为63美元/桶，同比下降19%[9][16] - 2025年第二季度美国资产减值9.55亿美元，主要涉及Empire Wind项目[35] - 2025年第二季度平均布伦特原油价格为67.8美元/桶，低于上一季度的75.7美元/桶[39] - 2025年第二季度挪威E&P平均内部天然气价格为10.60美元/mmbtu，低于上一季度的13.21美元/mmbtu[39] - 2025年第二季度平均布伦特原油价格为67.8美元/桶，同比下降20%[48] - 2025年上半年上游二氧化碳排放强度为6.2千克二氧化碳/桶油当量，与2024年持平[50] - 2025年第二季度Equinor挪威地区净营业收入为57.06亿美元，同比下降7%[53] - 公司因监管变化对美国东北海岸风电项目计提9.55亿美元净减值[137] - 第二季度美元兑挪威克朗平均汇率为10.2974，同比下降4%[143] - 第二季度欧元兑美元平均汇率为1.1334，同比上升5%[143] - 减值后，Empire Wind 1和South Brooklyn Marine Terminal等项目的总账面价值为23亿美元[109] - 2025年第一季度，现金及现金等价物从2024年底的81.2亿美元降至59.03亿美元（重述后）[104] - 2025年第一季度，预付账款和金融应收款从2024年底的38.67亿美元增至60.84亿美元（重述后）[104] - 2025年第一季度，经营活动提供的现金流为90.21亿美元（重述后为91.38亿美元）[104] - 2025年第二季度资产出售收益为3.4亿美元，较2024年同期的5000万美元增长580%[176]

业绩总结 - 调整后每股收益为0.64美元，净收入为13亿美元[6] - 2025年第二季度的运营收入为65.35亿美元，较2024年同期的74.82亿美元下降了12.8%[23] - 2025年第二季度的净现金流为负25.79亿美元，反映出资本分配和税务支付的影响[26] 现金流与资本分配 - 2025年迄今的税后运营现金流为93.32亿美元，第二季度运营现金流为19.78亿美元[26] - 2025年预计总资本分配为90亿美元，包括每股现金股息37美分和126.5亿美元的股票回购[6] - 2025年第二季度的资本支出为34亿美元，较2024年同期的水平保持稳定[6] 产品与市场表现 - 第二季度液体产品的实现价格为每桶63.0美元，较2024年同期的77.6美元下降了18.5%[23] - 第二季度欧洲天然气的实现价格为每百万英热单位12.0美元，较2024年同期的9.94美元增长了20.7%[23] - 2025年第二季度的油气生产增长超过2%，其中美国陆上天然气生产增长显著[21] 收入来源分析 - 2025年第二季度，E&P挪威的税前调整运营收入为5,706百万美元，税后为1,244百万美元[39] - 2025年第二季度，E&P国际的税前调整运营收入为429百万美元，税后为291百万美元[39] - 2025年第二季度，E&P美国的税前调整运营收入为183百万美元，税后为141百万美元[39] - 2025年第二季度，MMP的税前调整运营收入为333百万美元，税后为144百万美元[39] - 2025年第二季度，REN的税前调整运营收入为(75)百万美元，税后为(72)百万美元[39] 负面信息 - 2025年第二季度的总可记录伤害频率(TRIF)为4.4，较2024年同期的3.8有所上升[11] - 2024年第二季度，E&P挪威的税前调整运营收入为6,129百万美元，税后为1,364百万美元[39] - 2024年第二季度，E&P国际的税前调整运营收入为699百万美元，税后为474百万美元[39] - 2024年第二季度，E&P美国的税前调整运营收入为264百万美元，税后为192百万美元[39] - 2024年第二季度，MMP的税前调整运营收入为521百万美元，税后为237百万美元[39] - 2024年第二季度，REN的税前调整运营收入为(90)百万美元，税后为(85)百万美元[39]

股票回购计划概述 - Equinor将于2025年7月24日启动2025年股票回购计划的第三轮，总金额高达12.65亿美元，其中包括从挪威政府回购的股票 [1] - 第三轮回购中，公司将在公开市场购买最多4.175亿美元的股票，该轮回购最迟于2025年10月27日结束 [1] - 2025年股票回购计划总额高达50亿美元，旨在完成2024-2025年两年期回购计划 [2] 回购计划执行细节 - 第三轮回购基于2025年5月14日年度股东大会授予董事会的授权，最多可购买8400万股股票，其中67,622,812股在第三轮启动时仍可用 [5] - 每股最低价格为50挪威克朗，最高价格为1000挪威克朗 [5] - 回购将在奥斯陆证券交易所和可能的其他欧洲经济区交易场所进行，并遵守相关法规 [7] 政府参与及股份注销 - 挪威政府将参与回购，以维持其在公司67%的持股比例，政府股份的赎回价格将基于市场购买股票的成交量加权平均价格加上利息补偿 [6] - 所有在第三轮回购中购买的股票将在2026年5月的年度股东大会上通过资本减少的方式注销 [4] - 董事会将提议在2026年年度股东大会上注销第三轮回购的股票及相应比例的政府股份 [8] 未来回购计划 - 2025年第三轮之后的回购将由董事会根据公司股息政策季度决定，并需获得年度股东大会的授权及与挪威政府的协议 [3] - 任何在2025年后续回购轮次中购买的股票及相应比例的政府股份也将在2026年年度股东大会上遵循类似流程 [8]

文章核心观点 介绍Equinor公司2025年第二季度现金股息支付的相关信息 [1] 股息信息 - 现金股息金额为0.37美元 [1] - 宣布货币为美元 [1] - 含权最后一天是2025年11月12日 [1] - 奥斯陆证券交易所除权日为2025年11月13日 [1] - 纽约证券交易所除权日为2025年11月14日 [1] - 登记日是2025年11月14日 [1] - 支付日为2025年11月26日 [1] - 批准日期是2025年7月22日 [1] - 每股现金股息以挪威克朗计将在2025年11月20日公布 [1]

文章核心观点 2025年第二季度，挪威国家石油公司（Equinor）财务表现稳健，生产实现增长，在战略推进上取得进展，并进行了有竞争力的资本分配，但也面临着可再生能源项目减值等挑战 [3][4][8] 分组1：财务表现 - 2025年第二季度，公司调整后营业收入为65.3亿美元，税后收入为17.4亿美元；净营业收入为57.2亿美元，净收入为13.2亿美元；调整后净收入为16.7亿美元，调整后每股收益为0.64美元 [1][8] - 本季度业绩受液体价格下跌影响，但被天然气价格上涨和产量增加部分抵消；报告的净营业收入较去年同期的76.6亿美元有所下降，主要受9.55亿美元减值影响 [8][9] - 第二季度欧洲天然气实现价格为每百万英热单位12.0美元，液体实现价格为每桶63.0美元；调整后的运营和管理费用与去年同期持平 [10] - 本季度运营活动产生的现金流为91.7亿美元，支付税款和营运资金项目前；公司支付了两笔挪威大陆架（NCS）税款，共计68.5亿美元；税后运营现金流为19.4亿美元 [10][11] - 本季度有机资本支出为34.0亿美元，总资本支出为35.8亿美元；第二季度末净债务与资本使用调整后比率为15.2%，高于第一季度末的6.9% [11][12] 分组2：生产情况 - 第二季度公司总权益产量为每天209.6万桶油当量，较去年同期的204.8万桶油当量增长2% [4] - 挪威大陆架运营表现强劲，Johan Castberg油田达稳产以及Halten East项目贡献新产量，抵消了自然减产等影响 [4] - 美国陆上资产产量增加，使第二季度美国油气产量较去年同期增长28%；国际上游业务（不包括美国）产量较去年同期下降，主要因2024年退出尼日利亚和阿塞拜疆市场，但巴西产量增加等有积极贡献 [5] - 可再生能源组合总发电量为0.83太瓦时，较去年第二季度增加，得益于Dogger Bank A项目增产和瑞典陆上风电场Lyngsåsa投产 [6][7] - 本季度公司在NCS完成5口海上勘探井，有2个商业发现 [7] 分组3：战略进展 - 公司推进挪威大陆架项目，提交Fram South开发运营计划，对北海Johan Sverdrup 3期项目做出最终投资决策，预计增加可采储量4000 - 5000万桶油当量 [13] - 巴伦支海Johan Castberg油田投产不到三个月于6月17日达稳产，同月该地区有一处预计储量约900 - 1500万桶的石油发现 [14] - 公司与Centrica签署为期10年、每年55太瓦时天然气的长期销售协议，保障英国能源安全 [14] - 公司优化国际资产组合，宣布以35亿美元出售巴西Peregrino油田，专注Bacalhau油田投产和Raia天然气项目推进，并获得桑托斯盆地新勘探区块 [15] - 公司宣布Baltyk 2和Baltyk 3海上风电项目完成融资，融资总额达60亿欧元，项目位于波兰近海，总装机容量预计为1.4吉瓦 [16] - Empire Wind 1项目恢复开发，但监管变化导致可再生能源项目减值，造成未来协同效应损失和关税风险增加 [6][9] 分组4：资本分配 - 董事会决定2025年第二季度每股现金股息为0.37美元，符合2月资本市场更新时的沟通 [17] - 2025年预计总资本分配为90亿美元，包括高达50亿美元的股票回购计划；董事会决定启动第三期最高12.65亿美元的股票回购计划，于7月24日开始，不晚于10月27日结束；2025年第二期股票回购计划于7月17日完成，总价值12.65亿美元 [18]

纪要涉及的行业和公司 - **行业**：全球石油和天然气行业，细分领域包括全球综合油气、新兴市场综合油气、勘探与生产（欧洲、美国、其他美洲地区、澳大利亚及新西兰和亚洲）、油气服务（EMEA、美国及其他地区）、下游业务（EMEA、美国、巴西）、炼油（亚洲、澳大利亚和新西兰）、中游业务（美国及欧盟）、可再生燃料（欧洲和美洲） - **公司**：报告涵盖众多公司，如BP、雪佛龙、埃克森美孚、壳牌、道达尔能源、埃尼集团、挪威国家石油公司、巴西国家石油公司、沙特阿美、中国石油、中国石化、中海油等全球知名油气公司，以及贝克休斯、哈里伯顿、斯伦贝谢等油气服务公司，还有马拉松石油、瓦莱罗能源等下游炼油公司 [2] 纪要提到的核心观点和论据 全球综合油气公司估值与表现 - **估值**：欧洲综合油气公司平均1 - 3年预期EV/DACF为5.4x - 5.2x，美国为9.1x - 6.9x，全球为8.1x - 6.7x；欧洲平均目标价潜在涨幅4%，美国17%，全球11% [9] - **表现**：以17 Jul 2025收盘价计，BP、雪佛龙、埃克森美孚等公司在不同时间周期内有不同表现，如BP 1周涨1%，1个月涨2%，12个月跌10%；雪佛龙目标价潜在涨幅17%，评级为买入 [9] 新兴市场综合油气公司估值与表现 - **估值**：如Ecopetrol SA 2025 - 2027年预期EV/DACF为6.1x - 6.0x，目标价潜在涨幅 - 10%，评级为中性；巴西国家石油公司（PN）目标价潜在涨幅46%，评级为买入 [10] - **表现**：不同公司表现差异大，如ADNOC Gas PLC 1周跌2%，1个月跌1%，12个月涨3%；Bashneft 1周跌1%，1个月涨1%，12个月涨14% [10] 勘探与生产公司估值与表现 - **欧洲**：平均1 - 3年预期EV/DACF为4.7x - 4.8x，部分公司表现突出，如Aminex Plc 1周涨11%，1个月涨37%，12个月涨13%；部分公司表现不佳，如Nostrum Oil & Gas 1周跌1%，1个月跌10%，12个月跌24% [11] - **美国**：平均1 - 3年预期EV/DACF为7.2x - 5.1x，如Antero Resources Corp目标价潜在涨幅12%，评级为中性；康菲石油目标价潜在涨幅26%，评级为买入 [13] - **其他美洲地区**：平均目标价潜在涨幅26%，如Brava Energia S.A目标价潜在涨幅34%，评级为买入；ARC Resources Limited目标价潜在涨幅31%，评级为买入 [16] - **澳大利亚、新西兰及亚洲**：亚洲平均目标价潜在涨幅38%，如中国海洋石油目标价潜在涨幅43%，评级为买入；澳大利亚及新西兰平均目标价潜在涨幅 - 2%，如AGL Energy目标价潜在涨幅20%，评级为中性 [17] 油气服务公司估值与表现 - **EMEA**：平均1 - 3年预期EV/EBITDA为12.0x - 10.4x，如ADNOC Drilling目标价潜在涨幅13%，评级为买入；Arabian Drilling目标价潜在涨幅12%，评级为中性 [18] - **美国及其他地区**：美洲平均目标价潜在涨幅11%，如贝克休斯目标价潜在涨幅2%，评级为中性；中国海洋石油服务目标价潜在涨幅42%，评级为买入 [22] 下游业务公司估值与表现 - **EMEA**：如ADNOC Distribution目标价潜在涨幅11%，评级为买入；MOL Group目标价潜在涨幅9%，评级为中性 [25] - **美国**：如CVR Energy目标价潜在涨幅 - 7%，评级为中性；马拉松石油目标价潜在涨幅17%，评级为买入 [25] - **巴西**：如Ultrapar ON目标价潜在涨幅55%，评级为买入；Vibra Energia SA目标价潜在涨幅28%，评级为买入 [25] 炼油公司估值与表现 - **亚洲、澳大利亚和新西兰**：亚洲平均目标价潜在涨幅10%，如印度石油目标价潜在涨幅19%，评级为买入；澳大利亚及新西兰平均目标价潜在涨幅29%，如Viva Energy Group目标价潜在涨幅29%，评级为买入 [27] 中游业务公司估值与表现 - **美国及欧盟**：平均目标价潜在涨幅39%，如Cheniere Energy Inc目标价潜在涨幅20%，评级为买入；Cheniere Energy Partners LP目标价潜在涨幅23%，评级为中性 [30] 可再生燃料公司估值与表现 - **欧洲/美洲**：欧洲平均目标价潜在涨幅5%，如Ceres Power目标价潜在涨幅18%，评级为买入；美国平均目标价潜在涨幅6%，如Aemetis Inc目标价潜在涨幅8%，评级为买入 [31] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **风险提示**：投资建议相关风险包括油气价格波动、全球炼油营销和化工业务利润率波动，以及油气业务正常勘探风险 [74] - **分析师认证**：各研究分析师保证报告观点准确反映个人观点，且薪酬与具体推荐或观点无直接间接关联 [77] - **评级定义**：12个月评级中，买入指预测股票回报高于市场回报假设6%以上；中性指在 - 6%至6%之间；卖出指低于6%以上。短期评级中，买入指预计股价3个月内因特定催化剂或事件上涨；卖出指预计下跌 [78] - **公司事件**：众多公司有2Q25和3Q25的业绩报告及相关事件安排，如Repsol 7 - Jul有2Q25 TU，24 - Jul有2Q25业绩报告 [73]

长期战略协议 - 巴斯夫与Equinor签署十年期天然气供应协议 [1] - 协议规定每年供应量最高达20亿立方米 [1] - 交付起始时间为10月1日 [1] 供应链保障 - 该协议可满足巴斯夫在欧洲地区大部分天然气需求 [1]