核心业绩概览 - 2025年第四季度调整后净利润为38亿美元 同比下降13% 略低于市场预期的39亿美元 [1][2] - 炼油与化工业务利润同比大幅增长215%至10亿美元 主要得益于欧洲炼油利润率攀升 [1][2] - 油气产量同比增长5% [2] 分业务板块表现 - 勘探业务利润下降21.6%至18亿美元 主要因布伦特原油价格同比下跌15% 液化天然气价格下跌18% [2] - 炼油和化工业务利润达到10亿美元 同比飙升215% [2] 股东回报与资本配置 - 2026年第一季度计划股票回购规模为7.5亿美元 较2025年第四季度的15亿美元下降50% 处于此前指引区间下限 [1][3] - 季度股息维持稳定 仍为每股0.85欧元 [1][3] 财务状况与展望 - 截至2025年第三季度末 净债务为246亿美元 杠杆率为17.3% [4] - 公司通过资产处置改善现金流 但债务压力仍存 [4] - 2026年预算基于布伦特原油60美元/桶的保守假设 并可能根据油价调整回购计划 [4] 行业背景 - 道达尔是最后一家公布季度业绩的欧洲主要油气生产商 [5] - 此前壳牌和英国石油均因油价低迷和炼油利润率下滑发布疲软业绩 [5] - 英国石油更宣布暂停股票回购 [5]

公司动态 - 道达尔能源首席执行官帕特里克·普亚恩于周三表示 公司正在请求法国政府和欧盟委员会澄清欧盟对俄罗斯液化天然气进口的禁令 [1] 行业政策 - 欧盟存在一项针对俄罗斯液化天然气的进口禁令 [1]

核心财务表现 - 2025年第四季度净利润为29亿美元，摊薄后每股收益1.30美元，较2024年同期的39亿美元（每股1.70美元）下降26% [1] - 2025年第四季度调整后息税折旧摊销前利润为101亿美元，较2024年同期的105亿美元下降约4% [1] - 2025年全年净利润为131亿美元，摊薄后每股收益5.78美元，较2024年的157亿美元（每股6.69美元）下降17% [2] - 2025年全年调整后净利润为156亿美元，较2024年的183亿美元下降15% [2] - 2025年全年调整后息税折旧摊销前利润为406亿美元，较2024年的431亿美元下降6% [2] 现金流与资本回报 - 2025年第四季度现金流稳定在72亿美元 [3] - 2025年全年现金流为278亿美元 [4] - 2025年平均资本回报率为12.6%，连续第四年在大型石油公司中保持最佳 [4] 上游生产与战略执行 - 2025年上游油气产量增长3.9%，超过了3%以上的增长指引 [3] - 公司通过上游产量的增长，抵消了碳氢化合物价格下跌的影响 [3] - 2025年总投资额为171亿美元，其中37%用于新的油气项目，约35亿美元用于低碳能源（其中近30亿美元用于电力） [5] 财务健康状况与未来展望 - 截至2025年底，公司资产负债率为15%，财务状况稳健 [5] - 计划在2026年将总能源（石油、天然气和电力）产量提高约5%，其中油气产量目标增长3%，主要依靠巴西、伊拉克、卡塔尔、阿尔及利亚和乌干达项目的增产 [5] - 在布伦特原油60美元/桶、TTF天然气10美元/百万英热单位、欧洲炼油利润5美元/桶的假设下，公司预计将产生超过260亿美元的现金流 [6] - 2026年电力产量预计增长25%至超过60太瓦时，以支持回报 [6] - 计划执行150亿美元的净投资计划，其中约30亿美元用于低碳能源 [6] 经营环境 - 2025年经营环境的特点是油价下跌了15% [4]

财务数据和关键指标变化 - 2025年公司运营现金流为280亿美元，其中勘探与生产、综合液化天然气、综合电力和下游业务分别贡献了主要部分 [22] - 2025年调整后净收入为156亿美元，国际财务报告准则净收入为131亿美元 [24] - 2025年股东权益回报率为13.6%，资本运用回报率为12.6%，连续第四年保持行业领先 [24][35] - 2025年资本支出为171亿美元，其中约三分之一用于新的油气项目，约35亿美元用于低碳能源（主要是综合电力） [25][26] - 2025年资产负债率（Gearing）为14.7%，低于15% [25] - 2025年总股东回报率为28%，其中股息支付81亿美元，股票回购75亿美元，派息率约为55% [24][25][36] - 2025年上游业务现金流的增长（10%）高于产量增长（4%），新项目平均每桶现金流超过30美元，而基准组合为19美元，这带来了7亿美元的额外现金流 [28][29] - 2026年目标：在布伦特油价60美元/桶、天然气价格10美元/百万英热单位的假设下，运营现金流目标超过260亿美元，自由现金流目标为110亿美元 [79][101] - 2026年股息预计增长5.6%（以欧元计）或13%（以美元计），董事会决定回归传统的年度末期股息支付方式 [104] 各条业务线数据和关键指标变化 - **上游（勘探与生产）**：2025年产量增长4%，超过3%的指引目标，证实储量替代率达到120%，储量寿命指数为12年 [16][36] - **综合液化天然气**：2025年销量增长10%，但由于亚洲与欧洲市场价差收窄（JKM与TTF价差低于0.5美元/百万英热单位）及低波动性，现金流为47亿美元，较2024年下降4% [29][30][31] - **综合电力**：2025年净发电量增长近20%，达到约50太瓦时，可再生能源总装机容量增长8吉瓦，达到24吉瓦，现金流为26亿美元 [19][20][22] - **下游（炼油与化工及营销与服务）**：2025年下游业务现金流为62亿美元，体现了业务的韧性，炼油利用率在下半年改善后达到目标 [22][23] - **2026年各业务线目标**：上游产量增长3%，综合电力净发电量增长25%至60太瓦时以上，液化天然气销量增长6%，可再生能源总装机容量增加8吉瓦至34吉瓦 [75][76][77] 各个市场数据和关键指标变化 - **纳米比亚**：通过交易获得Mopane区块40%的作业者权益，与Venus项目共同构成新的深水枢纽，已发现资源达15亿桶，未来勘探潜力巨大，预计2030年后产量可达35万桶/日 [42][43][46] - **美国**：通过收购增加了在阿纳达科盆地的干气资产，并计划利用在纽约证券交易所上市的普通股作为潜在并购的货币 [15][34] - **欧洲**：与EPH签署协议，加速欧洲天然气发电一体化，预计2026年中完成，该交易将带来每年15太瓦时的净发电量和7.5亿美元的可用现金流 [17][95] - **亚洲**：通过收购马来西亚的权益，旨在建立供应亚洲天然气市场的枢纽 [14] - **英国**：宣布与NeoNext合并上游资产，旨在打造英国主要油气生产商并产生协同效应 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略基于两大支柱：油气、天然气与液化天然气，以及综合电力，目标是实现增长、降低排放并保持成本纪律 [12][38] - 在能源转型中保持领先盈利能力，资本运用回报率连续四年行业最佳，证明了在转型中实现顶级盈利的能力 [35] - 通过资产循环（Farm-down）支持增长战略，2025年在英国、希腊、葡萄牙、法国等地回收了约20亿美元的资本 [18][26] - 积极投资人工智能和数据中心领域，为数据中心提供定制化电力解决方案（如纯绿电、稳定清洁电力、土地与电网接入），并已签署4吉瓦的项目，预计产生2.5亿美元的年化息税折旧摊销前利润 [53][56] - 公司利用人工智能优化自身运营，投资数据平台，并与AspenTech、Cognite等公司合作，旨在提高资产可用性和生产效率 [62][63] - 面对可能更具挑战性的2026年经营环境，公司启动了现金节省计划，目标为125亿美元，包括降低资本支出、优化运营费用和重组措施 [69][81][82] - 公司认为石油需求尚未见顶，2025年需求增长略低于1%，市场基本面良好，但地缘政治因素（如对俄罗斯石油的制裁）可能影响市场 [70][71][72] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 董事长兼首席执行官Patrick Pouyanné认为，2026年是2025年的延续之年，公司将继续在油气和综合电力领域实现增长，且增长具有增值效应 [68][69] - 对于油价，公司规划基于60美元/桶的保守假设，但认为通过产量增长和项目增值性，已抵消了约10美元/桶的油价下跌影响 [70][79][91] - 对于天然气市场，2026年被视作过渡年，液化天然气全球产能将从2022年的4亿吨增至2025年的4.35亿吨，欧盟从2027年起禁止俄罗斯天然气将带来额外需求 [72][73][74] - 管理层强调资产负债表稳健的重要性，目标是将资产负债率维持在15%左右，并以此作为现金分配决策的锚点 [80][107] - 公司认为其股票仍被低估，但市场已开始更好地理解其战略 [37] 其他重要信息 - 可持续发展与安全：2025年甲烷排放较2020年减少65%（目标为60%），并致力于2030年前实现近零甲烷排放，温室气体排放累计减少38%，产品生命周期碳强度较2015年降低19% [9][10][20] - 2023-2025年间投资10亿美元于能效改进计划，已减少200万吨二氧化碳当量排放，并带来约2亿美元的年化节省 [10][11] - 2025年可记录工伤率低于0.5次/百万工时，但发生了一起致命事故，公司已采取措施加强安全 [7][8] - 普通股于2025年12月8日在纽约证券交易所上市，与巴黎上市的股票相同，旨在方便投资者并吸引新股东 [33][34] - 运营费用控制：上游桶油运营成本为5美元，处于行业领先水平，是公司重要的竞争优势 [16][36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于纳米比亚项目的财政条款和最终投资决策时间 - **回答**：公司与管理层进行了良好对话，Venus项目前端工程设计已完成，投标价格符合预期，目标是在2026年中做出最终投资决策，Mopane项目的地质条件更简单，财政条款可行，但需要进一步的评估以确定资源规模，目标是在2028年做出最终投资决策 [110][112][113][114] 问题: 关于亚马尔液化天然气合同在制裁下的营销安排 - **回答**：2026年的合同将照常执行，对于2027年，欧盟禁令意味着合同需要转向其他市场，目前合同文本存在是否禁止欧洲公司营销任何俄罗斯能源的歧义，公司正在与法国财政部和欧盟委员会寻求澄清，制裁目前仅涉及营销部分，公司作为亚马尔项目股东的身份暂无影响 [110][116] 问题: 关于新项目高现金利润的来源以及美国并购的潜在货币 - **回答**：高现金利润主要来自美国墨西哥湾和巴西的新投产油田，其财政条款有利且成本较低，同时新项目替代了北海或尼日利亚等利润率较低的原有产量，关于美国并购，公司有意增加在美国的上游天然气资产，在纽约证券交易所上市的股票为此提供了潜在的交易货币 [118][119][120][121] 问题: 关于新项目自由现金流与资本支出的比较，以及综合电力业务提前实现自由现金流转正的原因 - **回答**：新项目的资本支出与原有项目相比，并未详细说明差异，综合电力业务能提前实现自由现金流转正，主要得益于资产循环策略（如2025年出售20亿美元的可再生能源资产），这为约80%的有机资本支出提供了资金，此外，公司专注于少数国家的大型项目，提高了人均效率 [122][124][125][127] 问题: 关于公司在伊拉克、利比亚等国的机会以及乌干达Tilenga项目的投产计划 - **回答**：公司在伊拉克建立了强大的合作伙伴关系，并有意继续投资，在利比亚，已协商改善财政条款，计划投资North Gala项目以增产，但需克服承包商动员的挑战，乌干达Tilenga项目一期将于2026年底投产，二期将于2027年中达到产量峰值，项目因人员动员问题有所延迟 [128][129][130][131] 问题: 关于运营现金流派息率指引的变化以及当前未开发资源并购市场的环境 - **回答**：40%的派息率指引是在特定高现金流背景下给出的，2025年55%的派息率部分通过债务融资，属于特殊情况，公司将回归更可持续的水平，未开发资源获取对公司至关重要，当前并购市场估值仍高，公司倾向于通过资产置换等创新方式（如与Galp的交易）而非现金交易进行 [136][137][140][141] 问题: 关于数据中心电力需求的潜力以及人工智能用于公司运营的预期收益 - **回答**：数据中心电力需求潜力巨大，特别是在美国，可能占市场增长的三分之一，为数据中心供电的溢价不仅体现在购电协议价格上，还包括提供土地和电网接入的价值，以及提升区域电价对存量资产的间接好处，人工智能用于运营的主要目标是提高工厂设备可用性1%-2%，并加速项目最终投资决策和钻井效率 [142][145][146][150][151] 问题: 关于欧洲二氧化碳排放交易体系监管的看法以及上游服务行业整合可能带来的通胀影响 - **回答**：公司支持二氧化碳定价，认为这是能源转型的基础，综合电力业务（无论是燃气电厂还是可再生能源）都能从更高的碳价中受益，但需注意对重工业的影响，关于服务行业整合，公司偏好市场竞争，目前的整合并未在投标中体现出明显的成本优势，某些一体化合同在特定项目（如伊拉克、苏里南）中可能带来效率提升 [153][154][156][157] 问题: 关于2026-2027年可能的最终投资决策项目以及卡塔尔液化天然气项目延期的风险 - **回答**：2026年可能的最终投资决策项目包括纳米比亚的Venus、尼日利亚的IMA和巴布亚新几内亚的项目，卡塔尔North Field East项目进展顺利，预计2026年第三季度投产，Energía Costa Azul项目也计划同期投产，但需关注工程质量 [163][165][166][167] 问题: 关于莫桑比克液化天然气项目重启后的时间表以及英国NeoNext Plus交易的影响 - **回答**：莫桑比克液化天然气项目已重启，现场已有约5000人，目标是在2029年（或2028年底）交付项目，英国NeoNext Plus交易将带来约1万桶油当量/日的产量增长，降低约1亿美元的资本支出，并有望通过协同效应降低运营成本和弃置费用，此模式是特定环境下的选择，暂无计划在其他地区复制 [172][177][178][179] 问题: 关于EPH收购资产的电力销售安排以及2026年15亿美元净资本支出指引的构成 - **回答**：EPH的电力产量并未提前预售，交易完成后，公司将承购其中50%的产量，并管理相应的对冲计划，2026年15亿美元的净资本支出指引已考虑了约10亿美元的资产剥离净收益（即剥离额比收购额多10亿美元），有机资本支出约为160亿美元 [185][187][188][189] 问题: 关于化工业务周期复苏的迹象以及液化天然气投资组合建设是否已接近完成 - **回答**：公司的化工业务主要集中于聚合物，目前尚未看到明确的周期复苏迹象，关于液化天然气投资组合，公司已基本达到其长期目标，但这是一个持续的过程，公司计划举办专门活动详细介绍液化天然气战略 [193][194][196]

财务数据和关键指标变化 - 2025年经营活动产生的现金流为280亿美元 [22] - 2025年净调整后收入为156亿美元 [24] - 2025年IFRS净收入为131亿美元 [24] - 2025年股东权益回报率为13.6%，资本运用回报率为12.6%，连续第四年保持行业领先 [24][35] - 2025年总股东回报率为28%，为行业最佳 [35] - 2025年资本支出为171亿美元，符合150-155亿美元的指导范围 [21][25] - 2025年杠杆率（负债净额/权益）为14.7%，低于15% [25] - 2025年股东回报（股息加股票回购）为156亿美元，占经营现金流的比例接近55% [25] - 2025年上游业务现金流在70美元/桶（布伦特）和12美元/百万英热单位（天然气）的基准环境下，达到19美元/桶 [28] - 2025年综合液化天然气业务现金流为47亿美元，较2024年下降4% [31] - 2025年综合电力业务现金流为26亿美元，超过25亿美元的目标 [22][23] - 2025年下游业务（炼油与化工、市场与服务）现金流为62亿美元 [23] - 2025年股息现金支出为81亿美元，股票回购金额为75亿美元 [24] - 2026年经营现金流目标在60美元/桶和10美元/百万英热单位的基准环境下，超过260亿美元 [79][101] - 2026年自由现金流目标为110亿美元 [101] - 2026年资本支出目标为150亿美元 [87] - 2026年股息预计约为80-85亿美元，股票回购目标为30-60亿美元 [101][105] - 2026年杠杆率目标维持在15%左右 [80][107] 各条业务线数据和关键指标变化 上游（勘探与生产） - 2025年油气产量增长4%，超过3%的指导目标 [15][18] - 2025年新增产量贡献了15万桶油当量/日 [28] - 2025年上游运营成本为5美元/桶，为同行最佳 [16] - 2025年探明储量替代率为120%，储量寿命指数为12年 [16][36] - 2025年新项目平均净现金流超过30美元/桶，高于19美元/桶的基准，为当年现金流额外贡献了7亿美元 [28][29] - 2026年油气产量目标增长3% [75][89] - 2026年上游现金流目标增长7%，在60美元/桶环境下，现金流将与2024年70美元/桶环境下相当 [90][91] 综合液化天然气 - 2025年液化天然气销售增长10%，与产量增长一致 [19] - 2025年亚洲（JKM）与欧洲（TTF）市场价差收窄，多数时间低于0.5美元/百万英热单位 [29][30] - 2026年液化天然气产量目标增长6% [76][93] - 2026年液化天然气销售目标超过4400万吨 [76] - 2026年综合液化天然气业务现金流目标约为45亿美元 [94] 综合电力 - 2025年净发电量增长近20%，达到约50太瓦时 [19] - 2025年可再生发电总装机容量增长8吉瓦，年底达到24吉瓦 [20] - 2025年通过资产部分权益出售（farm down）回收了相当于20亿美元的资本 [17][26] - 2025年与数据中心签署了6太瓦时/年的购电协议 [17] - 2026年净发电量目标增长25%，超过60太瓦时 [75] - 2026年可再生发电总装机容量目标为34-42吉瓦 [77] - 2026年综合电力业务现金流目标超过30亿美元 [96] - 预计2026年或2027年该业务将首次实现自由现金流为正，开始贡献股息 [96][110] 下游（炼油与化工、市场与服务） - 2025年炼油利用率符合年度目标，下半年表现改善 [19] - 2025年市场与服务业务现金流为24亿美元，2026年目标为25亿美元 [99] - 2026年炼油利用率目标提升2个百分点 [75] - 公司启动了“Boost 27”计划，旨在提高资产可用性 [98] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年基准油价环境约为69美元/桶，基准天然气价格（TTF）为12美元/百万英热单位 [70][79] - 2026年规划基准为油价60美元/桶，天然气价格（TTF）10美元/百万英热单位 [70][72][73] - 公司认为石油需求尚未见顶，2025年需求略低于1%，日需求量略低于10亿桶 [70] - 液化天然气市场处于过渡期，2026年全球产能预计增加3500万吨/年，欧盟将从2027年起禁止进口俄罗斯天然气 [73][74] - 对俄罗斯石油的制裁日益严格，影响了市场供应 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略基于两大支柱：油气业务以及天然气、液化天然气和电力综合业务 [12] - 上游战略强调有纪律的增长、低成本和储备接替，保持5美元/桶的运营成本优势 [16][37] - 通过资产轮换（收购与剥离）优化投资组合，2025年并购活动基本平衡，净支出为75亿美元 [26] - 在纳米比亚通过交易获得重要区块权益，目标是建立可持续的多浮式生产储卸油装置枢纽，预计2030年后产量可达35万桶/日 [42][46][51] - 积极发展综合电力业务，将其作为增长和多元化的第二支柱，并利用其为数据中心提供定制化电力解决方案 [53][55] - 公司于2025年12月8日在纽约证券交易所直接上市普通股，旨在吸引更多美国投资者，并可能将其作为在美国进行并购交易的货币 [33][34][35] - 启动了一项现金节约计划，目标到2026年节省125亿美元，包括降低资本支出和运营成本 [69][81][82] - 在印度建立全球能力中心，以支持人工智能和数字化项目，目标到2027年拥有至少500名工程师 [65][83] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2026年经营环境可能更具挑战性，因此启动了现金节约计划以增强韧性 [69] - 对石油市场基本面持谨慎乐观态度，认为供应良好，需求持续，但将规划基准设定在60美元/桶以保持稳健 [70][72] - 认为液化天然气价格影响将是渐进的，2027年可能还不是价格周期的低点 [74] - 强调公司增长是增值性的，新项目现金流更高，这有助于抵消部分油价下跌的影响 [79][91] - 认为公司股票仍被低估，但市场正逐渐理解其战略 [37] - 重视维持15%的杠杆率目标，并以此作为现金分配决策的锚点 [80][107] - 支持二氧化碳定价机制，认为这对能源转型至关重要 [166] 其他重要信息 - 2025年安全绩效持续改善，可记录工伤率低于0.5起/百万工时，但发生了一起致命事故 [7] - 在减排方面取得进展：甲烷排放较2020年减少65%（目标为60%），石油和天然气业务的温室气体排放较2024年减少100万吨，产品生命周期碳强度较2015年降低19% [9][10][20] - 投资10亿美元的能效改进计划已见成效，每年减少200万吨二氧化碳当量排放，并带来约2亿美元的能源和二氧化碳节约 [10][11] - 与EPH签署协议，将加速公司在欧洲的天然气发电一体化，预计2026年中完成，每年将增加15太瓦时净发电量和7.5亿美元可用现金流 [17][95] - 公司正在内部应用人工智能和数字化技术，以提升资产生产率和可用性，已与AspenTech和Cognite签署相关合同 [61][62][63] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于纳米比亚项目的进展和财政条款 - 管理层表示，与Galp的交易使公司在纳米比亚被视为关键合作伙伴，与当局的对话更具建设性 [112] - 对于Venus项目，工程招标结果符合资本支出预期，目标是在2026年中做出最终投资决定 [112] - 对于Mopane项目，现有财政条款足以支持开发，当前重点是2026-2027年的勘探和评估计划，以确定资源规模，目标在2028年做出最终投资决定 [113][114][115] 问题: 关于俄罗斯Yamal液化天然气合同的制裁影响 - 2026年的合同将照常执行 [116] - 对于2027年及以后，欧盟禁令意味着合同需要转向其他市场，但合同条款存在解释空间，公司正在与法国财政部和欧盟委员会澄清，以确定欧洲公司是否被禁止交易任何俄罗斯能源 [116] - 即使无法进行营销，公司仍可能保留在Yamal液化天然气项目中的股权 [116] 问题: 关于高现金流桶的来源和并购策略 - 高现金流主要来自美国墨西哥湾和巴西的新投产油田，这些项目财政条款有利，现金流高于公司基准 [121][122] - 公司有意增加在美国的上游天然气资产，并指出在美并购使用股票作为货币可能比现金更具优势 [120] - 普通股在纽交所上市为此提供了潜在的交易货币 [34][119] 问题: 关于新项目资本支出与自由现金流，以及综合电力业务现金流转正的差异化原因 - 新项目的资本支出与现有资产相比，并未详细说明，但强调新项目现金流更高 [123] - 综合电力业务现金流转正得益于资本回收策略（如出售资产权益）、稳定的年度新增装机（8吉瓦/年）以及业务整合（上游发电与下游交易和客户） [125][126][127] - 公司专注于在少数国家进行高效运营，而非在多地开展小型项目 [129] 问题: 关于在新开放或改善财政条款国家的机会，以及乌干达Tilenga项目的进展 - 公司对在伊拉克和利比亚继续投资感兴趣，并关注科威特等国的潜在机会 [132][133][136] - 对叙利亚和委内瑞拉的兴趣较低，主要因风险回报和资源分配考量 [137][138] - Tilenga项目首条生产线将于2026年底启动，但整体达到产量平台的时间已推迟至2027年中 [130][131] 问题: 关于现金流分配政策的变化和未开发资源并购环境 - 2025年55%的派息率被认为偏高，部分由债务融资，未来将回归更正常的水平，40%的指导是合适的 [140] - 综合电力业务现金流转正将改善整体现金流分配状况，但需要待其实现后再更新指导 [141][142] - 未开发资源获取至关重要，公司通过勘探、卡塔尔等国的液化天然气交易以及阿联酋等地的特许权获得了大量资源 [143][144] - 当前并购市场估值仍高，公司倾向于通过资产互换等非现金方式进行交易 [145][146] 问题: 关于对数据中心售电的潜力和溢价，以及内部应用人工智能的目标 - 数据中心电力需求潜力巨大，特别是在美国和欧洲 [151] - 溢价不仅来自购电协议，还包括提供土地和电网接入等服务的价值，以及提升当地电价对现有资产的间接好处 [152][153][154] - 内部应用人工智能的主要目标是提高工厂可用性和生产效率，预计能带来1%-2%的产量提升，并加速项目最终投资决定 [149][156][157] 问题: 关于欧洲二氧化碳法规的看法和上游服务行业整合可能带来的通胀 - 公司支持二氧化碳定价，认为这对转型至关重要 [166] - 作为综合电力运营商，更高的二氧化碳价格总体上有利于其业务（可再生能源和燃气发电） [163] - 对服务行业整合持谨慎态度，偏好保持竞争，认为当前油价环境有助于稳定服务成本 [160][161] 问题: 关于2026-2027年可能的最终投资决定项目，以及卡塔尔液化天然气项目延迟风险 - 2026年可能的最终投资决定项目包括：纳米比亚Venus、尼日利亚IMA、巴布亚新几内亚液化天然气项目 [169][172][173] - 卡塔尔North Field East扩建项目和墨西哥Energía Costa Azul项目均预计在2026年第三季度投产，后者可能存在工程质量风险，但管理层对前者按时投产更有信心 [170] 问题: 关于莫桑比克液化天然气项目重启时间表和英国NeoNext Plus交易的影响 - 莫桑比克液化天然气项目已重启，现场约有5000人，目标在2029年（或2028年底）交付 [183] - 英国NeoNext Plus交易将增加约1万桶油当量/日的产量，并因协同效应降低约1亿美元的资本支出和运营成本 [184][185] - 此交易模式是针对英国北海资产成熟度和财政环境的具体解决方案，目前不计划在其他地区复制 [186][187] 问题: 关于EPH收购资产的电力销售安排和2026年净资本支出构成 - EPH资产的电力并未提前预售，交易完成后，公司将承购其中50%的产量，并在批发市场销售，实施正常的对冲计划 [195][196] - 2026年150亿美元的净资本支出目标已包含约10亿美元的净剥离（剥离额高于收购额），有机资本支出约为160亿美元 [87][194] 问题: 关于化工业务周期展望和液化天然气长期合同签订状态 - 化工业务周期未在演示中详细讨论，但管理层承认当前处于艰难时期，关注行业产能关闭的迹象以推动市场正常化 [201] - 液化天然气长期合同签订已基本达到公司目标的800-1000万吨/年，对此感到满意，但这是一个持续的过程 [202]

财务数据和关键指标变化 - 2025年营运现金流为280亿美元，其中勘探与生产、综合液化天然气、综合电力和下游业务分别贡献了主要部分 [22] - 2025年净调整后收入为156亿美元，国际财务报告准则下的净收入为131亿美元 [24] - 2025年股东权益回报率为136亿美元，资本运用回报率为12.6%，连续第四年保持行业领先 [24][35] - 2025年总股东回报率为28%，股息加股票回购总额为156亿美元，派息率接近55% [24][36] - 2025年底净负债率为14.7%，低于15% [24] - 2025年资本支出为171亿美元，其中约三分之一用于新的油气项目，约35亿美元用于低碳能源（主要是综合电力） [25][26] - 2025年上游业务现金流在每桶70美元（布伦特）和每百万英热单位12美元（天然气）的基准环境下，达到每桶19美元 [29] - 2026年目标：在每桶60美元（布伦特）、每百万英热单位10美元（天然气）和炼油毛利5美元的环境下，营运现金流目标超过260亿美元，自由现金流目标为110亿美元 [77][99] 各条业务线数据和关键指标变化 - **上游（油气）**：2025年产量增长4%，超过3%的指引目标，现金流增长10% [14][29]。2026年产量目标增长3%，预计将转化为7%的现金流增长 [74][88] - **综合液化天然气**：2025年销售增长10%，现金流为47亿美元，较2024年下降4% [19][32]。2026年销售目标增长6%，现金流目标约45亿美元 [74][92] - **综合电力**：2025年净发电量接近50太瓦时，较2024年增长近20%，现金流为26亿美元 [19][22]。2026年净发电量目标超过60太瓦时（增长25%），现金流目标超过30亿美元 [74][94] - **下游（炼化与营销服务）**：2025年下游现金流为62亿美元，营销服务现金流为24亿美元 [22][97]。2026年营销服务现金流目标为25亿美元 [97] - **可再生能源**：2025年新增8吉瓦可再生能源装机容量，年底总装机达34吉瓦，为实现2030年目标需保持每年8吉瓦的增速 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - **纳米比亚**：通过收购Galp权益，公司获得Mopane区块40%的作业者权益，该区块已发现资源超过15亿桶，并有超过15亿桶的勘探潜力 [42][43]。Venus和Mopane项目预计将从2030年起逐步投产，峰值产量可达35万桶/日 [46] - **美国**：公司通过收购Anadarko盆地的干气资产，继续推进上游天然气一体化 [14]。在德克萨斯州，公司与谷歌签署协议，将建设1吉瓦的太阳能农场并供应2太瓦时电力，同时谷歌可选择在附近建设数据中心 [57] - **欧洲**：与EPH的交易（预计2026年中完成）将加速公司在欧洲的天然气发电一体化，该资产每年可贡献15太瓦时的净发电量和7.5亿美元的可用现金流 [16][93] - **巴西**：通过合资企业Casa dos Ventos，为数据中心提供混合太阳能、风能和水电的24/7基荷绿色电力 [58] - **亚洲**：通过收购马来西亚的额外权益，公司旨在建立一个供应亚洲天然气市场的枢纽 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略基于两大支柱：油气、以及天然气与液化天然气，同时大力发展综合电力 [12] - 通过严格的资本支出纪律（2026年目标150亿美元）和低运营成本（每桶5美元）保持竞争优势 [15][84] - 积极管理资产组合，通过剥离成熟资产（如尼日利亚、刚果、阿根廷）和收购增长型资产（如德国可再生能源公司VSB）来实施战略 [27][28] - 上游业务追求有增值效应的增长，新项目平均现金流超过每桶30美元，显著高于存量资产 [29][30] - 综合电力业务模式包括回收资本（2025年回收约20亿美元）、签署数据中心购电协议（2025年签署6太瓦时/年）以及通过EPH交易加速欧洲整合 [16][17][33] - 利用人工智能转型内部运营，包括与AspenTech和Cognite合作建立数据平台，并在印度建立全球能力中心以获取人才并加速增长 [61][64] - 在纽约证券交易所直接上市普通股，旨在吸引新投资者，并为潜在的美国并购提供交易货币 [34][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - **原油市场**：需求持续增长，未看到需求峰值，但供应良好。公司规划基于每桶60美元的保守价格，但注意到地缘政治（如对俄罗斯石油的制裁）可能影响市场平衡 [68][70][71] - **天然气与液化天然气市场**：2026年是过渡年，新增液化能力将逐步被吸收。欧盟从2027年起禁止俄罗斯天然气将带来额外需求。公司预计价格将逐步下降，规划基于每百万英热单位10美元的价格 [71][72][73] - **公司韧性**：尽管环境可能更具挑战性，但公司启动了现金节省计划（目标125亿美元），并且综合电力业务的增长将增强整体模式的韧性 [67][79] - **股东回报**：董事会决定恢复传统的股息管理方式，预计股息年增长率约为5.6%（欧元计）。股票回购指导为30-60亿美元，具体取决于油价水平，但若油价跌至50美元以下则不进行回购 [100][102][103] - **资本配置优先级**：将净负债率维持在15%左右是新的锚点，股票回购不会通过增加净债务来融资 [78][105] 其他重要信息 - **安全与可持续**：2025年可记录工伤率低于每百万工时0.5起，但发生一起致命事故。过程安全方面，主要泄漏容器事件自2020年以来减少了60% [6][7] - **排放目标**：2025年甲烷排放较2020年减少65%（目标为60%），并致力于在2030年前实现近零甲烷排放。油气业务范围1和2排放较2024年减少100万吨，累计减少38%。产品生命周期碳强度较2015年下降19% [8][9][10] - **2023-2025年能效计划**：投资10亿美元，已减少200万吨二氧化碳当量排放，并每年产生约2亿美元的能源和二氧化碳节约效益 [10][11] - **探明储量**：2025年探明储量替代率达120%，储量寿命指数为12年，在同行中具有优势 [15][36] - **莫桑比克液化天然气项目**：已重启建设，现场约有5000人，目标在2029年（或2028年底）交付项目 [180] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于纳米比亚的财政条款和FID条件 [108] - **回答**：与Galp的交易使公司在纳米比亚被视为关键参与者，对话更具建设性。Venus项目已收到投标，资本支出在预期范围内，目标在2026年中做出最终投资决定。Mopane项目的地质条件更简单，财政条款目前足以支持最终投资决定，但需通过2026-2027年的勘探评价来确定资源规模，目标在2028年做出最终投资决定 [109][110][111][112] 问题: 关于亚马尔液化天然气合同与制裁的影响 [108] - **回答**：2026年的合同照常执行。对于2027年，欧盟禁令意味着合同需要转向其他市场。目前对制裁条款的解释存在疑问（是否禁止欧洲公司交易任何俄罗斯能源），正在与法国财政部和欧盟委员会寻求澄清。即使无法进行营销，公司仍可能保留亚马尔项目的股权 [114] 问题: 关于高毛利新桶的来源以及美国并购的可能性 [115] - **回答**：高毛利主要来自美国墨西哥湾和巴西的新石油项目，其现金流远高于存量资产，并且公司正在用高毛利桶替代低毛利桶（如北海、尼日利亚）。关于美国并购，公司有意增加在美国的上游天然气业务，在纽约证券交易所上市提供了以股票为货币进行交易的可能性 [117][118][119][120] 问题: 关于新项目与存量项目的自由现金流对比，以及综合电力业务现金流转正的原因 [121] - **回答**：综合电力业务的不同之处在于通过回收资本（2025年回收20亿美元）来为大部分可再生能源资本支出提供资金，从而减少了净资本支出。同时，业务更加聚焦于少数国家，提高了人均兆瓦的效率。这使得该业务有望在2026或2027年实现自由现金流转正 [124][125][126] 问题: 关于在伊拉克、利比亚等国的机会以及乌干达Tilenga项目的投产计划 [127] - **回答**：公司在伊拉克建立了良好的合作关系，有机会开展更多业务。在利比亚，已协商改善财政条款，有潜力将产量从35-40万桶/日提升至50-60万桶/日。乌干达Tilenga项目第一期将于2026年底前启动，第二期将于2027年中达到产量峰值，项目整体有所延迟 [129][130][131][128] 问题: 关于派息政策联动性变化和未开发资源并购环境 [135] - **回答**：2025年55%的派息率部分由债务融资，属于特殊情况。公司目标是将净负债率稳定在15%左右，因此不能重复此做法。综合电力业务的现金流转正将改变未来的派息能力。关于未开发资源，当前并购市场估值仍高，公司倾向于通过资产互换（如与Galp的交易）或获取低成本许可证（如伊拉克、利比亚）来获取资源，而非现金收购 [136][137][138][139][140][141] 问题: 关于对数据中心售电的潜力与溢价，以及AI用于自身运营的目标 [142] - **回答**：数据中心电力需求潜力巨大，在美国德州可能占市场增长的三分之一。溢价不仅来自购电协议价格（约10%），还包括提供土地和电网接入的价值，以及提升当地电价对存量资产的间接好处。AI用于运营的主要目标是提高工厂设备的可用性（预计提升1%-2%），减少停机，并加速项目最终投资决定和钻井效率 [146][147][148][149][151][152] 问题: 关于欧洲二氧化碳法规和上游服务行业整合可能带来的通胀 [154] - **回答**：公司支持二氧化碳定价，因为这对能源转型至关重要。欧洲的碳排放交易体系目前运行良好，更高的碳价将使公司的综合燃气发电和可再生能源业务受益。关于服务行业整合，公司倾向于保持竞争，但愿意在能带来效率提升的领域（如伊拉克、苏里南的钻井一体化合同）考虑整合。目前并未看到整合导致成本通胀的迹象，近期纳米比亚的投标显示市场趋于稳定 [155][156][157][158][159][162] 问题: 关于2026-2027年可能的最终投资决定项目以及卡塔尔项目延迟风险 [165][166] - **回答**：2026年可能的最终投资决定包括纳米比亚的Venus、尼日利亚的IMA和巴布亚新几内亚的项目。卡塔尔北田东区和墨西哥Energía Costa Azul项目预计在2026年第三季度投产，后者可能存在工程质量风险需要检查 [168][169][170][166] 问题: 关于莫桑比克液化天然气项目新时间表和英国NeoNext Plus交易的影响 [176] - **回答**：莫桑比克项目目标在2029年交付。英国NeoNext Plus交易将带来约1万桶油当量/日的产量增长，通过协同效应降低约1亿美元资本支出和运营成本，并优化弃置成本。此交易模式是针对英国北海资产成熟期的特定情况，暂无计划在其他地区复制 [180][181][182][183][184] 问题: EPH资产的电力是否已预售，以及2026年150亿美元资本支出指引是否包含并购 [189] - **回答**：EPH的电力产量并未预售，交易完成后公司将承购其中50%并在批发市场销售。2026年150亿美元是净资本支出指引，已考虑收购与剥离的净影响（计划剥离比收购多10亿美元），有机资本支出约为160亿美元 [193][194] 问题: 对化工业务前景的看法以及液化天然气投资组合建设是否已基本完成 [198][199] - **回答**：化工业务（主要是聚烯烃）正面临中国产能过剩的严重压力，公司在韩国的平台受到巨大冲击。行业需要产能关闭来使周期正常化。液化天然气投资组合方面，公司已基本达到其长期目标，未来将举办投资者日专门讨论液化天然气战略 [202][200]

业绩总结 - 2025年上游生产增长为3.9%，超过目标的3%[27] - 2025年电力净生产为48 TWh，达到目标的96%[27] - 2025年LNG销售量为44 Mt，超过目标的40 Mt[27] - 2025年自由现金流为27.8 B$，接近目标的29 B$[27] - 2025年总股东回报率为28%，在同行中表现最佳[55] - 2025年每桶上游生产成本为5 $/boe，符合目标[27] - 2025年甲烷排放量较2020年减少65%，超过目标的60%[27] - 2025年资本支出为17.1 B$，在指导范围内[32] - 2025年Scope 1+2排放量为33.1 Mt CO2e，低于目标的37 Mt CO2e[27] - 2025年净债务增加，杠杆率为14.7%[30] 未来展望 - 2026年，TotalEnergies的上游生产成本预计低于5美元/桶，CAPEX约为150亿美元[115] - 2026年，TotalEnergies的自由现金流（CFFO）目标为超过260亿美元，假设布伦特油价为60美元/桶[115] - 2026年，TotalEnergies计划实现甲烷排放减少70%[115] - 2026年，TotalEnergies的可再生能源总装机容量目标为42吉瓦（GW）[115] - 2026年，公司的上游项目管道预计将提供超过125 kboe/d的产量[130] - 2026年，公司的负债比率目标为约15%[165] - 2026年，预计公司将实现超过4.5亿美元的iLNG现金流[137] - 2026年，公司的净投资预计约为150亿美元[172] - 2026年，公司的现金流分配中，股息和回购将保持在60-70美元/桶的油价水平下，预计为30-60亿美元[162] 新产品和新技术研发 - Venus项目的目标是2030年首次投产，预计日产量为150千桶（kb/d），资源约为750百万桶油当量（Mboe），CAPEX和OPEX约为20美元/桶[75] - Mopane项目的目标是2028年做出最终投资决定（FID），预计日产量超过200千桶（kb/d），资源为800-1,100百万桶油当量（Mboe），CAPEX和OPEX低于20美元/桶[80] 市场扩张和并购 - TotalEnergies将获得PEL83（Mopane）40%的运营股份，预计资源为800-1,100百万桶油当量（Mboe）[65] - TotalEnergies将承担Galp在Mopane发现的勘探和评估的资本支出50%的费用，并持有PEL91的9.39%股份[65] 负面信息 - 公司在财务报告中使用的替代业绩指标包括调整后的净经营收入和调整后的净收入等，以便于分析财务表现[181] - TotalEnergies的库存评估采用先进先出（FIFO）法，可能在波动的能源市场中对报告收入产生显著扭曲[183] - 公司在交易活动中使用的衍生工具按公允价值记录，而相关的操作交易则按发生时记录[188] - 特殊项目通常与重大、偶发或不寻常的交易相关[182]

Exhibit 99.1 OPERATING AND FINANCIAL REVIEW AND PROSPECTS The terms "TotalEnergies", "TotalEnergies company" and "Company" in this exhibit are used to designate TotalEnergies SE and the consolidated entities directly or indirectly controlled by TotalEnergies SE. | 4Q25 | 3Q25 | 4Q25 vs | 4Q24 | | 2025 | 2024 | 2025 vs | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | | | 3Q25 | | | | | 2024 | | 63.7 | 69.1 | -8% | 74.7 | Brent ($/b) | 69.1 | 80.8 | -14% | | 4.1 | 3.1 | +32% | 3.0 | Henry Hub ($/Mbtu) | ...

2025年第四季度及2026年财务表现与展望 - 2025年第四季度调整后净利润为38.4亿美元，同比下降13%，与分析师的普遍预期38亿美元基本一致 [1] - 尽管油价同比下跌15%，当季经营活动现金流为72亿美元，环比增长2%，同比下降7%，表现更具韧性 [2] - 上游产量增长3.9%，超过3%的指引，帮助公司部分抵消了碳氢化合物价格下跌的影响 [2] 未来资本配置与股东回报 - 董事会确认了2026年股票回购指引，在油价60-70美元/桶及汇率1.20美元/欧元的条件下，总额为30亿至60亿美元 [3] - 公司计划在2026年平衡现金产生与现金支出，以保持健康的资产负债表 [3] - 2026年第一季度的回购金额为7.5亿美元，远低于去年的季度回购节奏，此举与60美元/桶的预算假设一致，旨在保留根据价格变化在2026年内调整回购水平的灵活性 [6] 财务策略与风险管理 - 董事会优先考虑保持强劲的资产负债表和行动能力，目标是在不确定的经济和地缘政治环境下将资产负债率维持在20%以下 [5] - 公司早在2025年9月就已发出信号，2025年第四季度及2026年的股票回购金额将降低 [4] - 当时公司表示，在布伦特油价60-70美元/桶及汇率1.20美元/欧元的条件下，2026年的季度股票回购指引在7.5亿至15亿美元之间 [4]

公司财务业绩 - 第四季度调整后净利润为38.4亿美元，超出市场预估的38.1亿美元 [1] - 全年股息为3.40欧元，超出市场预估的3.16欧元 [1] 公司运营指引 - 预计第一季度产量将超过260万桶油当量/日，与市场预估一致 [1]