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]