核心观点 - 公司近期密集进行资本运作以调整财务结构，包括完成股票定增募集资金用于偿债 以及 使用募集资金置换前期投入[2] - 公司预计2025年业绩将出现由盈转亏，主要受主营业务盈利能力下降及诉讼计提预计负债影响[4] - 公司股价近期表现疲软，技术面处于震荡区间，且资金呈净流出状态[3] 近期资本运作与担保事项 - 2026年2月13日，公司董事会同意以募集资金置换预先投入募投项目的自筹资金和已支付发行费用，置换金额合计4.48亿元[2] - 同日，公司完成向特定对象发行股票，发行数量9560.229万股，发行价格5.23元/股，募集资金净额约4.90亿元，资金用途为偿还有息负债[2] - 2026年2月14日，公司披露为控股子公司提供担保，总额达8.02亿元，占最近一期经审计净资产的53.93%，所有担保均无逾期[2] 财务表现与业绩预告 - 公司预计2025年度归属于上市公司股东的净利润将亏损7200万元至1.08亿元，同比由盈转亏[4] - 业绩预亏主要原因包括：LNG价格回落、城镇燃气需求疲软导致主营业务盈利下降，以及因诉讼事项计提预计负债4991万元[4] - 2025年上半年，公司营收为11.89亿元，同比下降7.40%，归母净利润为亏损6105.7万元[4] 股价与市场表现 - 截至2026年2月13日收盘，公司股价报6.94元，当日下跌1.98%，近5日累计跌幅2.25%[3] - 当日成交额为4818万元，换手率为1.50%，主力资金净流出1093万元[3] - 技术面显示股价处于震荡区间，20日布林线上轨压力位为7.26元，下轨支撑位为6.90元[3] - 所属燃气板块近5日下跌0.85%，表现略弱于大盘[3] 机构观点与基本面 - 机构舆情偏中性，近期无评级调整[5] - 综合基本面维度显示，公司股价处于合理区间，行业竞争力护城河较差，盈利能力一般，但未来营收成长性良好[5] - 机构调研频率较低，市场关注度一般[5]

公司2025年上半年财务与运营表现 - 2025年上半年收益为38.29亿元，同比减少39.21% [1] - 公司拥有人应占期内亏损为1.26亿元，较上年同期亏损有所收窄 [1] - 主营业务包括焦炭、LNG等能源产品，业绩受原材料价格波动影响较大 [1] - 2025年上半年焦炭产量约158万吨，LNG产量约3.39万吨 [1] - 氢能业务新增两个加氢站，氢气销量同比增长224% [1] 公司股价近期走势与市场表现 - 2026年1月至2月期间股价出现显著波动 [2] - 2026年1月14日股价单日上涨9.68% [2] - 2026年2月13日股价下跌4.42%，当日振幅达10.62% [2] - 2026年2月13日公司所属煤炭板块下跌2.32%，同期恒生指数下跌2.09% [2] 公司股票技术指标分析 - 2026年2月13日MACD指标差离值为-0.038，处于负值区间 [3] - 2026年2月13日布林带中轨为1.162港元，股价接近下轨1.01港元 [3] - 技术指标反映短期市场情绪偏弱 [3]

报告行业投资评级 - 原油、沥青、乙二醇、尿素谨慎看空；LPG、L、PP空头盘整；PVC区间震荡；天然气震荡盘整；玻璃低位震荡；纯碱空头盘整；PX/PTA方向看多；甲醇短期偏空 [1][2][3][4][7] 报告的核心观点 - 地缘影响减弱，油价重回基本面定价，节前轻仓做好风控；LPG短期暂缺驱动，跟随油价震荡调整；L成本端原油回落，基差偏弱震荡，关注节后需求验证情况；PP部分装置回归，节前供需驱动不足，关注后市需求验证情况；PVC山东液碱止跌反弹，节前盘面震荡运行；PX/PTA估值相对合理，预期向好；乙二醇估值偏低，短期内需求端承压，3 - 4月供需预期改善；甲醇基本面略显宽松，关注低多机会；尿素估值不低，价格上有顶、下有底，谨慎追多；天然气寒潮减弱与出口上升，气价盘整；沥青成本端油价震荡调整，供需宽松，走势偏弱；玻璃日熔量下滑，供需弱平衡，低位震荡；纯碱浮法需求下滑，企业库存增加，供给承压运行 [1][2][3][4][7] 各品种总结 原油 - 行情回顾：隔夜国际油价反弹偏强，WTI上升1.05%，Brent上升0.87%，内盘SC上升0.72% [9] - 基本逻辑：短期中东地缘不确定性大，油价波动加剧；核心驱动是淡季原油供给过剩，全球原油库存加速累库，油价有下行压力 [10] - 基本面：IEA预计2026年全球石油供给增量为250万桶/日，需求增长85万桶/日；美国原油产量逐渐上升，哈萨克斯坦Tengiz油田产量恢复；截至2月6日当周，美国原油库存上升853万桶，汽油库存增加116万桶，馏分油库存下降270.3万桶，战略原油储备下降0.1万桶 [11] - 策略推荐：一季度之后供需基本面好转，关注非OPEC + 地区产量变化；短期震荡调整，关注中东地缘进展，SC关注【450 - 460】 [12] LPG - 行情回顾：2月12日，PG主力合约收于4295元/吨，环比上升0.75%，现货端山东、华东、华南价格持平 [14] - 基本逻辑：走势锚定成本端油价，短期油价受地缘扰动反弹，中长期承压；供需面商品量平稳，下游化工需求转弱库存累库，基本面偏空；截至2月12日，仓单量为6762手；截至2月13日当周，液化气商品量环比上升0.85万吨，民用气商品量环比上升0.88万吨；PDH、MTBE、烷基化油开工率有升有降；炼厂库存环比下降1.90万吨，港口库存量环比上升0.74万吨 [15] - 策略推荐：中长期液化气价格仍有压缩空间；技术与短周期走势，成本端油价短期不确定性上升，中长期承压，基本面偏空，PG关注【4200 - 4300】 [16] L - 期现市场：L05基差为 - 164元/吨，L59月差为 - 47元/吨 [19] - 基本逻辑：成本端原油回落，基差延续偏弱震荡，假期临近，谨慎操作，关注节后需求验证情况；线性产量维持同期高位，本周中英石化等装置计划重启，预计供给延续增加趋势，基本面偏空 [20] PP - 期现市场：PP05基差为 - 33元/吨；PP59价差为 - 26元/吨 [23] - 基本逻辑：部分装置回归，节前供需驱动不足，轻仓谨慎操作；当前基本面供需双弱，暂无突出矛盾，停车比例在19%，供给压力缓解；PDH利润仍处于低位，成本有支撑；关注后市需求验证情况 [24] PVC - 期现市场：V05基差为 - 188元/吨，V59价差为 - 121元/吨 [27] - 基本逻辑：山东液碱止跌反弹，成本支撑减弱，节前供需驱动不足，轻仓操作；短期抢出口仍在持续，但高库存结构难以扭转，抑制上行空间；低估值与高库存博弈，预计节前盘面震荡运行 [28] PTA - 基本逻辑：估值层面，TA05收盘处近3个月以来85.7%分位水平，基差 - 76元/吨，TA5 - 9价差8元/吨；PTA现货加工费438.5元/吨，盘面加工费467.5元/吨；驱动层面，供应端国内装置按计划检修，海外装置有变动；需求端下游需求季节性走弱，聚酯开工高位下滑，织造开工负荷持续下行，订单走弱；库存端1 - 2月季节性累库但压力不大；成本端PX供应端提负，供需平衡偏宽松 [30] - 策略推荐：基本面预期向好，短期驱动有限，关注资金行为，05逢大幅回调买入，控制仓位，TA05【5168 - 5268】 [31] MEG - 基本逻辑：乙二醇估值整体偏低，主力收盘价处近3个月23.8%分位水平，华东基差 - 113元/吨，加权毛利 - 1170.2元/吨；供应端国内负荷整体上升，海外装置计划检修增加；下游需求季节性走弱，聚酯开工高位下滑，织造开工负荷持续下行，订单走弱；库存端乙二醇社会库存小幅累库，1 - 2月存累库压力；成本端油价供需面宽松但地缘冲突有支撑，煤价震荡企稳；短期内需求端承压，3月装置检修叠加需求回暖，基本面将有所改善 [33] - 策略推荐：震荡磨底，下方空间或将有限，主力合约逢低布局多单，EG05【3690 - 3760】 [34] 甲醇 - 基本逻辑：甲醇主力处近3个月估值高位，综合利润 - 250.9元/吨，华东基差 - 39元；供应端国内甲醇装置开工提负且处同期高位，海外装置负荷季节性低位但预期提负，1月到港量125.9wt，本周港口略有去化；需求端止跌，烯烃需求装置提负，传统下游处季节性淡季，综合开工负荷整体偏低；成本支撑弱稳；基本面略显宽松，地缘冲突仍存不确定性 [37] - 基本面情况：现货方面，欧美甲醇市场价格维持高位，国内太仓甲醇价格下跌；供应端国内开工维持高位，海外装置大幅降负；需求端甲醇下游需求略显企稳，烯烃需求开工止跌回升，传统需求处季节性淡季；（港口）库存有所去化；成本支撑弱稳 [38] - 策略推荐：1月到港量略超预期，国内开工维持高位，去库斜率放缓，港口库存略有累库；需求端止跌；弱现实与强预期博弈，近期地缘冲突先紧后松，基本面预期向好，多单持有，MA05【2225 - 2255】 [39] 尿素 - 基本逻辑：绝对估值不低，山东小颗粒尿素现货偏强，基差3元/吨；综合利润较好，整体开工负荷持续抬升；仓单处同期高位；需求端短期偏强，冬季淡储稳步推进；复合肥开工高位止跌、三聚氰胺开工大幅下行；尿素及化肥出口相对较好但环比走弱；社库仍处相对高位；在“出口配额制”及“保供稳价”背景下，尿素上有顶下有底；海内外套利窗口已关闭；短期走势偏强，但下游需求进入节日需求淡季，支撑存走弱预期 [41] - 基本面情况：估值方面，尿素主力收盘价1776元/吨，处近一年以来77.8%分位水平；山东小颗粒基差4元/吨；UR5 - 9价差38元/吨；加权综合利润118.9元/吨；中印小颗粒尿素价差 - 17美元/吨；驱动方面，供应端前期检修装置陆续复产，日产回归20万吨以上水平，下周暂无企业装置计划停车，日产维持高位运行；需求端淡季冬储利多有限，化肥出口相对较好，内需复合肥、三聚氰胺开工率高位下滑，外需12月出口28万吨，全年累计出口同比增长1778.1%，我国化肥出口保持较高增速；库存去化，但仍处近五年同期偏高位置；成本端支撑弱稳 [42] - 策略推荐：供应端压力不减，但下游需求进入节日需求淡季，支撑预期走弱，谨慎追涨，UR05【1790 - 1820】 [43] LNG - 行情回顾：2月11日，NG主力合约收于3.234美元/百万英热，环比上升2.24%；美国亨利港现货3.230美元/百万英热、荷兰TTF现货12.048美元/百万英热、中国LNG市场价3652元/吨 [45] - 基本逻辑：核心驱动是美国寒潮影响下降，需求端支撑逐渐减弱，但出口逐渐恢复，气价短期震荡调整；截至2月10日，国内LNG零售利润为331元/吨，环比下降5元/吨；供给端1月美国液化天然气出口量降至1130万吨，截至1月30日当周，美国天然气钻机数量上升5座至130座；需求端2025年日本液化天然气进口量为6498万吨，同比下降1.4%；库存端截至1月30日当周，美国天然气库存总量减少3600亿立方英尺至24630亿立方英尺，同比增加1.7%，较5年均值下降1.1% [46] - 策略推荐：北半球进入冬季，燃烧与取暖需求上升，消费旺季，需求端支撑气价，但随着寒冬逐渐消退，需求端支撑逐渐下降，气价整体偏弱，NG关注【2.900 - 3.400】 [47] 沥青 - 行情回顾：2月12日，BU主力合约收于3327元/吨，环比上升0.92%，山东、华东、华南市场价分别为3210元/吨、3290元/吨、3310元/吨 [49] - 基本逻辑：核心驱动是中东地缘反复，油价震荡偏强，沥青自身需求处于淡季，近期走势偏震荡；截至2月12日，沥青综合利润为 - 30元/吨，环比下降20.28元/吨；供给端2026年2月份国内沥青总排产量为193.6万吨，环比下降6.4万吨，降幅3.2%，同比下降13.5万吨，降幅6.5%；需求端2025年沥青进出口量同比双增，且创5年新高；库存端截至2月13日当周，70家样本企业社会库存98.8万吨，环比上升5.7万吨，山东社会库存36.2万吨，环比上升5万吨 [50] - 策略推荐：估值偏高，沥青裂解价差走强，关注后续沥青原料进口情况；供给端不确定性上升，马瑞原油进口有较大不确定性，后续采购成本或有所抬升；中东地缘仍具有较大不确定性，注意防范风险，BU关注【3200 - 3300】 [51] 玻璃 - 期现市场：FG05基差为 - 41元/吨，FG59为 - 97元/吨 [54] - 基本逻辑：日熔量连续下滑，供需弱平衡，谨慎追空；基本面维持供需双弱格局，需求进入季节性淡季；日熔量下滑至14.98万吨，弱需求下仍需供给进一步减量来消化高库存，关注后续供给缩量力度 [55] 纯碱 - 期现市场：SA05基差为 - 43元/吨，SA59为 - 62元/吨 [58] - 基本逻辑：浮法需求下滑，企业库存三连增；地产需求持续偏弱，光伏 + 浮法日熔量下滑至23.8万吨，重碱需求支撑不足；远兴二期280万吨装置已投产，短期装置检修增加，产能利用率回落至83%，本周部分装置存恢复预期，预计供给承压运行，在检修未能进一步加剧前仍以逢高空配为主 [59]

核心财务表现 - 2025年第四季度每股运营收益为1.73美元，低于市场预期的1.80美元，且较去年同期的1.90美元下降8.9% [1] - 2025年全年调整后每股收益为6.89美元，较2024年的7.77美元同比下降11% [1] - 第四季度总收入为459.2亿美元，同比下降2.52%，但显著超出市场预期的366.9亿美元 [2] - 2025年全年收入为1823亿美元，较2024年的1956亿美元下降7% [2] - 第四季度净营业收入为46.3亿美元，同比下降7.2% [6] - 第四季度经营活动产生的现金流为104.7亿美元，同比下降16.3% [11] 生产与运营数据 - 第四季度碳氢化合物平均产量为254.5万桶油当量/日，同比增长4.9%，主要得益于新项目投产、现有资产增产及收购资产的贡献 [3] - 第四季度液体产量平均为155.5万桶/日，同比增长7.6% [3] - 第四季度天然气产量为53.81亿立方英尺/日，同比增长1.1% [4] - 第四季度净发电量为12.6太瓦时，同比增长10.5%，其中约64.3%来自可再生能源 [6] 价格与成本 - 第四季度布伦特原油实现价格为每桶63.7美元，较去年同期的74.7美元下降14.7% [5] - 第四季度液体产品平均实现价格为每桶61.4美元，同比下降14.5% [5] - 第四季度天然气实现价格为每千英热单位5.11美元，同比下降18.4% [5] - 第四季度液化天然气实现价格为每千英热单位8.48美元，同比下降18.2% [5] - 第四季度利息支出为8.33亿美元，较上年同期增长6% [6] 各业务板块业绩 - 勘探与生产板块运营收益为18亿美元，较去年同期的23亿美元下降21.7% [9] - 综合液化天然气板块运营收益为9.2亿美元，较去年同期的14.3亿美元下降35.7% [9] - 综合电力板块运营收益为5.64亿美元，较去年同期的5.75亿美元微降1.9% [9] - 炼油与化工板块运营收益为10亿美元，较去年同期的3.18亿美元大幅增长214.8% [9] - 营销与服务板块运营收益为3.41亿美元，较去年同期的3.62亿美元下降5.8% [10] 资本活动与财务状况 - 2025年全年收购资产价值39.2亿美元，出售资产价值36.5亿美元 [7] - 第四季度回购价值15亿美元的2360万股股票，2025年全年回购价值75亿美元的1.226亿股股票 [7] - 截至2025年12月31日，现金及现金等价物为262亿美元，略高于2024年底的258.4亿美元 [11] - 截至2025年第四季度末，包含租赁的负债比率为19.7%，高于2024年第四季度末的13.8% [11] 未来展望与计划 - 公司预计2026年整体能源产量将比2025年水平增长5% [12] - 公司计划2026年投资150亿美元，其中包括30亿美元用于低碳能源 [12] - 公司计划在2026年第一季度回购价值高达7.5亿美元的股票，2026年全年回购规模计划在30亿至40亿美元之间 [12] - 公司已批准高达40亿美元的股票回购计划 [8]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度报告每股收益为CAD 0.83，比2024年同期高出CAD 0.04 [12] - 第四季度业绩受到伯利兹投资处置损失的影响，而2024年第四季度业绩则反映了与MISO ROE决定相关的ITC退款负债 [12] - 剔除上述项目后，第四季度调整后每股收益比2024年同期高出CAD 0.07 [12] - 第四季度增长的主要驱动力是各公用事业公司强劲的费率基础增长，衍生品合约的未实现收益和外汇的有利影响也推动了季度环比增长 [12] - 第四季度业绩受到UNS因监管滞后和天气温和导致的收益下降、控股公司融资成本上升以及Fortis TCI和伯利兹收益贡献减少的影响 [12][13] - 2025年报告每股收益为CAD 3.40，比2024年高出0.16加元 [13] - 2025年报告每股收益反映了与特克斯和凯科斯群岛及伯利兹处置相关的损失，总计每股0.13加元，其中约一半与所得税相关 [13] - 2025年调整后每股收益为CAD 3.53，比2024年高出0.25加元 [13] - 过去三年，公司实现了年均约6.5%的费率基础和每股收益增长 [17] - 公司已成功将调整后股息支付率降至约70% [17] - 公司流动性状况强劲，2025年发行了CAD 27亿长期债务，年底信贷额度有近CAD 40亿可用 [17] - 2025年股息支付较2024年增长4%，标志着连续52年增加股息支付 [11] - 公司维持到2030年每年4%-6%的股息增长指引 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 西部加拿大公用事业部门贡献了每股收益0.10加元的增长，主要受费率基础增长推动，包括FortisBC对Eagle Mountain管道项目的投资相关收益 [13] - 该增长部分被绩效基础监管效率机制的到期以及FortisAlberta自2025年1月1日起生效的较低允许ROE所抵消 [14] - 美国电力和天然气公用事业部门贡献了每股收益0.08加元的增长 [14] - Central Hudson的收益增长得益于费率基础增长和自2024年7月起生效的成本重定 [14] - Central Hudson的收益还受到自2025年7月1日起生效的坏账监管递延确认方式变更，以及与执法程序和解相关的客户福利基金捐款的影响 [15] - UNS Energy的收益下降是由于超过CAD 7亿的费率基础尚未纳入费率导致的监管滞后，以及因天气温和导致的零售销售额下降和批发销售利润率降低 [15] - 上述下降部分被更高的输电收入和主要资本项目的AFUDC所抵消 [16] - ITC持续的资本投资和相关费率基础增长使每股收益增加CAD 0.04 [16] - 该增长被更高的股票薪酬和融资成本所抵消 [16] - 公司及其他部门CAD 0.01的增长反映了外汇合约的未实现收益，但被更高的融资成本以及Fortis伯利兹较低的收益贡献所抵消 [16] - 外汇的有利影响全年贡献了CAD 0.08的增长 [16] - 加权平均股数增加（主要由股息再投资计划下的股份发行驱动）使每股收益减少CAD 0.06 [16] - 其他电力业务全年收益受到费率基础增长的推动，但被Fortis TCI的处置所抵消 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 在亚利桑那州，UNS和TEP的一般费率申请仍在进行中 [19] - 对于UNS Gas的一般费率申请，ACC行政法法官发布建议意见，建议允许ROE为9.57%，资本结构中普通股比例为56% [19] - 该意见还建议了一个公式，但包含了对公式的某些修订，包括测试年后调整 [19] - UNS Gas已提交回应，包括反对对公式的修订 [19] - 费率申请仍需ACC批准，预计在第一季度完成，新费率拟于2026年3月1日实施 [19] - 在TEP，工作人员早些时候提交了证词，建议ROE为9.75%，资本结构中普通股比例为55% [19] - 工作人员关于费率设计的证词（包括公式）将于2月下旬提交，听证会预计4月开始 [20] - 根据最新程序时间表，预计秋季会发布命令 [20] - 在亚利桑那州零售负荷增长方面，亚利桑那州公司委员会于12月批准了约300兆瓦的能源供应协议，以支持TEP服务区域内计划的数据中心 [9] - 该项目将使用现有和计划中的容量，爬坡期从2027年开始，持续到2029年 [9] - 客户将根据TEP经委员会批准的大功率服务费率表，按全额费率付费，无折扣 [9] - 10年期合同包括75%的最低计费要求，无论实际能源使用情况如何，都能提供收入稳定性，并包含强有力的信用和安全条款 [9] - 能源供应协议仍需满足合同或有条件，并于2025年12月开发商与皮马县完成土地租赁，使项目按计划进行 [9] - 除了初始阶段，正在就额外的300兆瓦容量进行谈判，以支持该站点600兆瓦的全面建设 [10] - TEP还正在积极谈判第二个站点500-700兆瓦范围的额外容量 [10] - 上个月，第二个站点超过600英亩的土地重新分区获得批准 [10] - 如果后续阶段的协议最终确定，预计到2030年将需要约15-20亿加元的新发电投资 [10] - 在ITC，公司正在寻求额外的客户连接和MISO LRTP项目 [8] - ITC预计在密歇根州和明尼苏达州通过优先拒绝权授予的项目，以及爱荷华州不受竞争性招标约束的系统升级项目，将获得33-38亿美元的额外第2.1批投资 [8] - 大部分投资预计在2030年之后 [8] - ITC继续评估竞争性招标机会，任何授予的项目都将在此估算基础上增加 [8] - 在FortisBC，BCUC去年底批准了Tilbury LNG储存扩建项目，提供了高达3亿加元的潜在增量资本，具体取决于环境评估批准的时间 [10] - 在安大略省，公司被列为竞争性输电采购的潜在参与者，并且该省LDC格局可能因政府专家小组而发生变化 [71] - 公司已在安大略省经营30年，并参与了Wataynikaneyap项目，希望在该省进行更多投资 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年，公司各公用事业部门投入了CAD 56亿资本，以加强系统、增强韧性并支持客户和社区的长期需求 [4] - 这些投资转化为强劲的费率基础和收益增长，并支持了连续52年增加股息支付的记录 [4] - 公司发布了2026年气候韧性报告，概述了各公用事业部门如何应对气候风险并利用数据驱动的洞察来加强能源网络 [5] - 可靠性和安全性的强大文化仍然是公用事业运营的基础，2025年是安全和可靠性方面有记录以来最好的年份之一，相对于加拿大和美国行业平均水平持续改进 [5] - 公司战略的一个核心原则是为客户利益而高效运营，尽管过去几年面临成本和供应链压力，但已成功将可控运营成本控制在通胀水平或以下 [5] - 部署电网增强技术、使用AI进行针对性植被管理和设备检查等创新实践在提高可靠性的同时降低了成本 [5] - 各公用事业部门继续根据运营需求并考虑客户账单影响来优先安排资本投资，还提供能效计划、低收入折扣和客户账单援助计划 [6] - 2025年，公司一年期股东总回报率接近24%，回顾20年时间框架，年均股东总回报率约为10%，超过了基准指数的回报 [6] - 第四季度，公司推出了新的五年CAD 288亿资本计划，这是迄今为止最大的计划，主要包括跨公用事业部门的多样化受监管投资，主要集中在输电和配电资产 [7] - 该计划高度可执行且风险低，只有21%与主要资本项目相关 [8] - 未来五年，预计费率基础将增加CAD 160亿，支持年均7%的费率基础增长 [8] - 除了该计划，公司还关注近期和长期的增量增长机会 [8] - 公司致力于通过执行增长战略来延续股息增长记录，支持到2030年每年4%-6%的股息增长指引 [11] - 公司的CAD 5亿ATM计划至今尚未使用，可根据需要为融资提供灵活性 [18] - 在评级机构方面，标普于11月确认了公司的A-发行人和BBB+高级无担保债务评级，并将展望从负面调整为稳定，原因是财务指标改善以及各公用事业部门为减轻野火等物理风险所采取的措施 [18] - 上个月，穆迪应公司要求撤回了对Fortis Inc.的评级，此决定不影响穆迪对公司各公用事业的独立评级 [18] - 公司整体的关键信用优势加上融资计划，支持了其在标普、惠誉和晨星DBRS的强劲投资级信用评级 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，与TEP的数据中心能源供应协议是客户可负担性的典范，因为初始300兆瓦来自现有容量，无需额外建设，少量互连投资将由客户承担，新增的大量千瓦时（kWh）将分摊系统固定成本，有利于所有客户 [25][26] - 对于后续阶段的数据中心容量建设，公司将确保数据中心覆盖所有相关成本及投资，并且由于其能源使用和对电网的依赖，其支付的费用将在更大的基础上分摊系统成本，如果操作得当，这将是一个极好的客户可负担性案例 [27] - 关于亚利桑那州总检察长对数据中心的评论，管理层认为这不会对第一份合同构成重大问题或威胁，因为合同条款完全基于ACC批准的费率，没有折扣，公司有信心澄清任何误解 [47][48] - 关于FERC，管理层注意到有很多讨论，但尚未听到关于ROE或激励措施的具体消息，新主席和委员会非常专注于良好地运营委员会，并希望清理积压事项，管理层乐观地认为一些悬而未决的案件将取得进展，并且委员会注重依法依记录决策以获得两党支持，从而提供监管确定性 [30][31] - 关于UNS Gas费率案件中的公式机制，管理层认为法官建议将其作为试点项目是好事，因为是亚利桑那州首轮公式费率，希望有机会根据实际运行情况进行调整，公司希望将某些设计改回与工作人员商定的提案，例如获得测试年后六个月的工厂成本回收以减少监管滞后，并认为9.77%的ROE是合理的，不应因公式费率而降低，同时认为5%的效率抵免需要重新考虑 [38][39][40][41][42] - 关于不列颠哥伦比亚省的LNG机会，除了已获批准的Tilbury LNG储罐扩建项目，公司还在关注其他项目，但目前没有其他可宣布的内容，注意到省政府重视大型项目，希望这能带来额外的投资机会 [44] - 关于安大略省的投资潜力，公司已在该省经营30年，并参与了Wataynikaneyap项目，希望进行更多投资，愿意参与该省的能源建设计划 [71] - 关于客户可负担性，管理层认为这是一个广泛的话题，但在不同州/省的重点可能不同，公司在其所有业务辖区都持续关注此问题，并努力解释为解决可负担性所采取的措施 [62][63][64] - 关于亚利桑那州综合资源计划，目前处于早期阶段，已举行了几次公开会议并成立了大型利益相关者小组，随着IRP的制定，公司将能够了解需要多少额外的发电和输电投资来满足亚利桑那州不断增长的负荷，这将是资本计划之外的增量机会 [78][79] 其他重要信息 - ITC首席执行官Linda Apsey将于下月退休，其领导力受到认可，长期任职的ITC高管Krista Tanner将接任总裁兼首席执行官 [3] - 公司在《环球邮报》年度董事会游戏报告中，在S&P/TSX综合指数的206家公司中治理排名第一 [4] - 2025年是公司安全和可靠性方面有记录以来最好的年份之一 [5] - 公司五年资本计划中只有21%与主要资本项目相关，被认为高度可执行且低风险 [8] - 公司CAD 500万的ATM计划至今尚未使用，可根据需要为融资提供灵活性 [18] - 穆迪应公司要求撤回了对Fortis Inc.的评级，此决定不影响穆迪对公司各公用事业的独立评级 [18] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于亚利桑那州数据中心安排及其对客户可负担性的影响 [24] - 管理层解释，该能源供应协议是典范，因为初始300兆瓦来自现有容量，无需额外建设，少量互连投资由客户承担，新增的大量千瓦时（kWh）将分摊系统固定成本，75%的最低计费要求进一步保障收入稳定性，如果操作得当，这将有利于所有客户的电费可负担性 [25][26][27] 问题: 初始站点剩余300兆瓦的推进障碍是什么 [28] - 管理层表示，第二个300兆瓦需要新增容量，因此需要就如何建设、时间安排以及确保保护公司和客户的合同细节进行最终谈判 [28] 问题: FERC在新主席上任后是否有更新 [29] - 管理层表示尚未听到具体消息，但新主席专注于良好运营委员会并清理积压事项，乐观认为悬案将取得进展，且委员会注重依法决策以获得两党支持，提供监管确定性 [30][31] 问题: 对UNS Gas费率案件中ALJ关于公式机制决定的看法 [36] - 管理层认为法官建议将其作为试点项目是好事，因为是首轮公式费率，希望有机会调整，公司希望将某些设计改回与工作人员商定的提案，例如获得测试年后工厂成本回收以减少监管滞后，并认为9.77%的ROE是合理的，不应因公式费率而降低，同时认为5%的效率抵免需要重新考虑 [38][39][40][41][42][43] 问题: 不列颠哥伦比亚省Tilbury LNG项目的下一步进展 [44] - 管理层表示，除了已获批准的储罐扩建项目，目前没有其他可宣布的内容，但注意到省政府重视大型项目，希望这能带来额外的投资机会 [44] 问题: 亚利桑那州总检察长的评论是否会对数据中心扩张构成风险或延迟 [47] - 管理层认为这不构成重大威胁，因为合同基于ACC批准的完整费率且无折扣，公司有信心澄清误解 [47][48] - 公司已通过公开渠道（如致编辑信）传达信息，但尚未与总检察长直接会面 [49][50] 问题: 自上一季度以来，哪些增量增长机会（如亚利桑那州数据中心、ITC负荷）排序靠前 [53] - 管理层认为，ITC与MTEP 26相关的机会、亚利桑那州数据中心以及不列颠哥伦比亚省的LNG和Okanagan地区电力投资都是重要的增量机会，一旦行业能清晰解释大型负荷增长对客户可负担性的益处，预计会获得更多支持 [54][55][56] 问题: 在有待决的上诉法院案件时，ACC能否就年度公式机制做出裁决 [59] - 管理层认为可以，因为上诉法院案件更多是关于程序性问题，而公式机制是在完全听证的费率案件中申请的，符合亚利桑那州法规，委员会有权批准 [59][60][61] 问题: 客户可负担性问题在哪些地区更为突出 [62] - 管理层认为这个问题在各州/省的重点可能不同，但公司在其所有业务辖区都持续关注，并努力解释为解决可负担性所采取的措施 [62][63][64] 问题: 即将召开的ACC公开会议能否澄清UNS Gas公式费率结构的最终细节 [69] - 管理层表示会议即将在一周后举行，选择等待会议结果而非提前猜测 [70] 问题: 对安大略省竞争性输电采购和LDC格局变化的看法及投资意愿 [71] - 管理层表示公司已在安大略省经营30年，并参与了相关项目，希望进行更多投资，愿意参与该省的能源建设计划 [71] 问题: 亚利桑那州监管进展是否会增加未来发布盈利指引的可能性 [74] - 管理层表示，良好的监管机制能改善预测能力，是考虑发布盈利指引的因素之一，但并非唯一决定因素 [75][76] 问题: 公司在亚利桑那州IRP研讨会中的参与情况及更新时间表 [77] - 管理层表示IRP处于早期阶段，已举行公开会议并成立利益相关者小组，相关信息可在TEP网站获取，IRP的制定将揭示满足负荷增长所需的额外发电和输电投资，这是资本计划之外的增量机会，预计今年8月提交后未来几个月将更加活跃 [78][79]

全球LNG行业核心观点 - 全球LNG市场中期维度进入宽松周期已成为一致预期，但考虑到供应端自发调节与需求端出现多重正向信号，行业供需可能呈现“先立后破”格局，价格平稳下行的概率正在增加 [1] 全球LNG供需格局与价格展望 - **中期供应过剩预期强化**：2025-2027年全球合计将有约1.6亿吨/年LNG产能投产，市场将逐步进入宽松周期 [1][3] - **价格下行压力显著**：中期维度东北亚现货LNG价格（JKM）或跌至8美元/MMBtu以下，预计2026-2028年东北亚LNG现货均价分别为9、8、7美元/MMBtu [1][3] - **供应方主动调节节奏**：在中期过剩预期下，主要市场参与者（如卡塔尔能源、壳牌等）正通过调整新建产能释放进度，力图将价格维持在相对合理水平 [6] - **关键项目延期带来扰动**：卡塔尔North Field East（年产能3300万吨）、美国Golden Pass LNG（年产能1800万吨）和加拿大LNG Canada（年产能1400万吨）等项目若建设进度推迟，将为2026-2027年全球供应带来不确定性 [7] 主要区域需求分析 - **欧盟需求存在支撑**：欧盟计划于2027年起全面禁止进口俄罗斯天然气（包括管道气和LNG），按2025年数据估算，若需求平稳，欧盟或需新增约400亿立方米非俄罗斯LNG资源，占当年全球LNG贸易量的8% [8] - **中国需求具备上修潜力**： - 基准情形下，预计2026年中国天然气表观消费量同比增长3% [2][21] - 2027年起，随着国际LNG供应进一步释放，部分被压抑的需求将复苏，市场可能将“十五五”中后期天然气需求增速预期从3-4%上修至5-7% [2] - 若LNG现货价格降至8美元/MMBtu，工业用气成本将显著下降，燃气锅炉总成本较燃煤锅炉将具备竞争优势，发电用气需求弹性也将增大 [11][12] - **印度及东南亚需求潜力巨大**：中期维度，南亚及东南亚市场合计有望新增约6000-7000万吨/年LNG需求，其中印度LNG进口量或达6000-7000万吨/年，较2025年实际进口量增加超100% [13] 成本与价格支撑因素 - **油价挂钩长协形成支撑**：若布伦特油价中枢上移至70-80美元/桶，按12.5%的斜率估算，LNG现货价格或难以跌破6美元/MMBtu [14] - **美国天然气价格提供边际支撑**：美国Henry Hub价格中枢或需稳定在4美元/MMBtu以上，才能刺激相关盆地增产，美国LNG出口的现金成本约6-7美元/MMBtu，跌破后可能引发减产从而支撑JKM/TTF价格 [18][19] - **中国资源池成本改善**：受国际LNG价格走低影响，预计中国石化/中海石油气电2026/2027年度天然气批发价格可能进一步降低约0.1元/立方米 [20] 短期市场动态 - **美国天然气价格短期波动**：受气温偏低影响，2026年1月23日Henry Hub主力期货价格报收5.35美元/MMBtu，较1月低点大幅反弹超过70% [21] - **欧洲补库需求回归**：当前欧洲天然气库存处于历史同期较低位置，2026年的库存补充需求或将抬升欧洲LNG进口量 [25]

公司财务业绩 - 公司上半年利润超出市场预期 上半年基础利润为5.93亿澳元 高于市场普遍预期的5.779亿澳元[1] - 公司上调全年运营收益指引 新指引范围在15.5亿至17.5亿澳元之间 高于此前14亿至17亿澳元的指引 新指引中值16.5亿澳元高于市场普遍预期的16.2亿澳元[1] 业务部门表现 - 能源市场部门业绩强劲 运营收益达8.6亿澳元 同比增长17% 主要得益于电力毛利润增加和成本降低[1] - 综合天然气部门业绩下滑 运营收益下降超过31%至8.6亿澳元 原因是实现价格疲软和产量下降[1] 股东回报 - 公司宣布中期股息为每股0.30澳元 与去年同期持平[1]

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]