财务数据和关键指标变化 - 2025年全年实现创纪录的油气产量，达到2,137,000桶油当量/天，同比增长3.4% [29] - 2025年全年税后经营活动现金流达到180亿美元 [7][29] - 2025年全年平均资本回报率为14.5% [7][29] - 2025年全年每股收益为0.81美元 [29] - 2025年全年有机资本支出为131亿美元 [33] - 2025年第四季度产量同比增长6% [29] - 2025年第四季度调整后运营费用及销售管理费用同比增长7%，全年同比增长9% [32] - 2025年全年发生净减值6.26亿美元及资产出售损失2.82亿美元 [32] - 2025年全年可再生能源发电量同比增长25% [30] - 2025年全年电力业务发电量为5.65太瓦时 [30] - 2025年全年挪威大陆架业务调整后营业利润为50亿美元 [30] - 2025年全年美国天然气业务贡献约10亿美元经营活动现金流 [27] - 2026年预计税后经营活动现金流约为160亿美元 [15] - 2027年预计在油价持平假设下，税后经营活动现金流将增长至约180亿美元 [15][55] - 2026年预计有机资本支出约为130亿美元 [15][33] - 2027年预计资本支出为90亿美元 [16] - 2026年预计单位生产成本将降至6美元/桶 [14][24] - 2026年目标将运营费用及销售管理费用降低10% [16][25] - 2025年可再生能源业务的运营费用及销售管理费用降低了27% [25] - 2026年预计油气产量增长约3% [14][33] - 2026年预计季度现金股息为每股0.39美元，同比增长超过5% [33] - 2026年宣布了15亿美元的股票回购计划 [17][34] - 净债务与占用资本比率在2025年末为17.8% [33] - 公司拥有近200亿美元的流动性 [24] - 公司项目组合的平均盈亏平衡油价约为40美元/桶，在65美元油价下内部收益率为25% [26] - 公司上游业务的二氧化碳强度为6.3千克/桶 [14] - 公司是欧洲管道天然气成本最低的供应商，全成本低于2美元/百万英热单位 [24] - 公司过去三年向股东回报了540亿美元 [70] 各条业务线数据和关键指标变化 - 挪威大陆架业务：2025年有14个商业发现，主要在现有基础设施附近，增加了储量寿命 [14] 2026年有16个项目在执行中，其中许多是依托现有基础设施的低成本项目 [20] 在挪威大陆架，资本支出可立即抵扣特别石油税，约60亿美元的税前资本支出对应税后投资不到15亿美元 [27] - 国际油气业务：通过资产组合优化，专注于核心区域（巴西、安哥拉、美国）[118] 目标是到2030年将国际油气产量提升至超过900,000桶/天 [20][80] 2025年美国天然气产量同比增长45%，达到约300,000桶油当量/天 [27] - 电力与可再生能源业务：2025年可再生能源发电量同比增长25% [30] 公司正在建设综合电力业务，结合可再生能源与灵活发电（如燃气发电、电池）[12][72] 对新的海上风电项目设定了高投资门槛，重点执行已批准项目 [16] 与Ørsted的合作被视为综合电力战略的一部分 [73] - 市场营销、中游与加工业务：2025年第四季度业绩受到天然气交易与优化以及一项有利的天然气合同价格审查推动 [31] 该价格审查是一次性项目，其现金流影响将大于会计影响，并在2026年实现 [32] 剔除价格审查影响后，第四季度MMP业绩约为4亿美元，符合指引 [82] 各个市场数据和关键指标变化 - 挪威市场：是公司的业务支柱，2026年将贡献产量增长 [12] 公司计划改变在挪威大陆架的运营方式，以加快未来发现的开发速度、提高效率并提升回报 [12] 油价每变动10美元，对公司全球组合的税后现金流影响为12亿美元（已考虑税收滞后调整）[27] - 欧洲市场：天然气库存水平目前约为40%，显著低于过去五年平均水平及去年水平 [5] 欧洲天然气价格每变动2美元，对公司税后现金流影响为8亿美元 [27] - 美国市场：低温天气推高了本地需求并减少了液化天然气出口 [5] 美国天然气产量已占公司挪威天然气产量的三分之一，天然气价格每变动2美元，对税后现金流的影响与挪威类似 [27] 2025年1月，东北部地区天然气价格因冬季风暴达到高位，公司利用其基础设施和交易能力捕捉了价值 [28] - 阿根廷市场：公司以11亿美元的总对价出售了在阿根廷的陆上资产 [10] - 英国市场：与壳牌成立的合资公司Adura已成为英国大陆架的领先运营商，预计从2026年上半年开始，将把超过50%的经营活动现金流分配给股东 [10] 预计Adura在2026和2027年将向公司支付总计超过10亿美元的股息 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司2026-2027年的战略重点是：交付安全运营、强有力地执行已批准的项目组合、维持资本配置纪律 [13] - 资本配置优先级为：1）稳健且增长的现金股息；2）投资于有吸引力、盈亏平衡点低、回报高的项目组合；3）保持强劲的资产负债表和流动性 [19][20][21] - 2026-2027年投资分配计划：近60%投向挪威大陆架，30%投向国际油气业务，约10%用于建设综合电力业务 [20][21] - 公司通过资产组合优化（如出售阿根廷陆上资产、剥离成熟资产）来聚焦核心区域、增加自由现金流、降低成本和碳强度 [11] - 在低碳解决方案（如碳捕集与封存）领域，公司将等待市场发展、客户就位且回报稳健后再进行投资 [13] - 公司降低了2026-2027年的资本支出展望，削减约40亿美元，主要涉及电力和低碳解决方案领域 [4][15] - 公司维持每年约100亿美元的稳定油气投资 [15] - 公司计划将季度现金股息每年增加每股0.02美元 [17] - 公司致力于通过人工智能等技术实现成本节约和效率提升，2025年已通过AI节省1.3亿美元 [102][113] - 公司计划将挪威大陆架从勘探到生产的时间从5-7年缩短至2-3年 [81][128] - 行业环境方面，能源转型在许多市场加速，政府和公司正在改变优先级 [4] 当前油价受到地缘政治风险支撑，但近期强劲的供应和温和的需求增长可能对油价构成压力 [5] 海上风电行业面临挑战，公司对新项目设定了高投资门槛 [16] 低碳解决方案市场（如氢能、碳捕集）的发展速度慢于预期，部分客户项目已被取消或推迟 [64][65][89] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年是地缘政治紧张和市场不确定性加剧的一年 [3] - 欧洲天然气市场在12月底和1月经历了寒冷天气和高库存消耗，预计未来将持续波动，并有更多液化天然气进入市场 [5] - 公司为应对更高的市场不确定性，采取了强化现金流和韧性的措施 [14] - 公司预计2026年将面临较低的价格前景，且受到挪威税收滞后效应的影响 [15] - 公司认为其独特的挪威大陆架地位使其在应对低油价时更具韧性，而国际投资组合（尤其是美国天然气）则提供了价格上涨时的上行空间 [26][27] - 管理层反思了能源转型的历程，承认几年前对海上风电和碳捕集与封存市场的看法比现在更为乐观，部分原因是客户推迟了2030年后的减排目标 [63][64][65] 其他重要信息 - 安全是公司的首要任务，2025年9月在Mongstad发生一起致命的起重作业事故 [5] - Empire Wind 1项目目前完成度超过60%，已安装所有单桩、海上变电站和近300公里的海底电缆 [9] 项目总资本支出预计约为75亿美元，剩余约30亿美元 [9] 项目有资格获得美国国会决定的税收抵免，现金效应预计约为25亿美元 [9] 公司已从项目融资中提取27亿美元，预计2026年提取剩余的4亿美元 [9] 预计2027-2028年合计产生约6亿美元的经营活动现金流 [9] 项目在2026年初获得了初步禁令，允许恢复施工，法律程序仍在继续 [8][143] - 公司预计2026年将钻探约30口勘探井 [14] - 公司三年平均储量接替率为100% [14] - 公司预计在2027年实现Empire Wind项目约20亿美元的投资税收抵免收益 [16] - 公司对2030年和2035年的净碳强度减排目标保持不变，分别为5%-15%和15%-30% [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2027年资本支出削减后，2028年的资本支出运行率是否会远低于之前宣布的130亿美元 [37] - 公司表示目前无法提供2028年的指引，但由于持续投资于有吸引力的油气组合，并削减了可再生能源和低碳解决方案的资本支出，且市场短期内不会大幅变化，预计未来的资本支出指引将保持一定的一致性，更多细节将在6月的资本市场日公布 [38][39] 问题: 关于市场营销、中游与加工业务中推动业绩的价格审查的具体情况 [37] - 价格审查是天然气合同中的常见机制，当合同价格与市场价格出现偏差时，会启动重新谈判或仲裁程序，公司在此次仲裁中获胜，获得了一次性付款，该合同现已采用新的定价机制 [40][41] 问题: 关于Johan Sverdrup油田2026年的预期产量下降幅度，以及未来几年的趋势 [45] - 预计Johan Sverdrup油田2026年产量将下降超过10%，但远低于20%，这已被纳入公司整体产量增长3%的预期中，公司团队正努力通过钻新井等措施尽可能降低递减率，对于2027年及以后的产量情况目前判断为时过早 [46][58] 问题: 关于国际资产剥离和收购的策略 [45] - 公司没有具体的并购候选名单，但会继续在时机合适时进行价值创造的资产剥离，并关注增值的收购机会，例如过去在美国Marcellus页岩气的收购，目前国际业务已优化并设定增长目标，重点是交付增长并在选定区域寻找有吸引力的勘探机会 [47][48] 问题: 关于2027年现金流从160亿美元显著改善至180亿美元的具体驱动因素 [50] - 主要驱动因素包括：挪威大陆架的税收滞后效应（2026年支付基于去年高油价的税款）、2026年3%的产量增长，以及基于油价65美元/桶、欧洲气价9美元/百万英热单位、美国气价3.5美元/百万英热单位的持平价格假设 [55] 问题: 如果Empire Wind项目无法完成，对公司财务框架、资本支出和股东回报的影响 [50] - 公司认为，鉴于项目剩余投资将由投资税收抵免和未来两年经营活动现金流覆盖，停止该项目的门槛极高，公司目前正按计划推进交付，没有其他计划 [53][54] 问题: 关于Johan Sverdrup油田2027年及以后的产量递减率基础情况 [57] - 公司重申目前对2027年的产量情况做出判断为时过早，团队正努力减缓递减，且Johan Sverdrup三期项目将在2027年底投产，加上其他油田的产量增长，公司整体产量仍将增长 [58] 问题: 关于Empire Wind项目75亿美元新预算中包含多少应急费用 [57] - 预算增加主要与已实施的关税和第一次停工令的影响有关，第二次停工令对项目影响甚微，但未来关税方面仍存在不确定性 [59][60] 问题: 关于公司近年来在能源转型战略上的反思，以及实际情况与几年前的预期有何不同 [62] - 公司承认几年前对海上风电、碳运输与封存的市场看法更为乐观，当时与客户有实质性讨论，但后来市场发展慢于预期，部分客户推迟了2030年后的减排目标，导致相关项目（如氢能）被取消或延迟，因此公司调整了资本配置 [63][64][65] 问题: 关于“综合电力”业务的具体含义，以及Ørsted如何融入该战略 [68] - 综合电力业务包括间歇性发电（海上风电、陆上风电、太阳能）和灵活发电（电池、燃气轮机），公司已将这些业务整合，并利用Danske Commodities的交易能力提升价值，与Ørsted的合作可能以多种潜在结构融入该战略 [72][73] 问题: 关于股票回购金额从之前约20亿美元的长期可持续水平下调至15亿美元的原因 [68] - 公司此前已取消了12亿美元的可持续水平指引，15亿美元高于该水平，股票回购是资本分配的自然组成部分，但会比现金股息更依赖于宏观环境，公司2026年将依赖资产负债表，但2027年现金流会更强 [70][71] 问题: 关于公司如何看待未来的增长，特别是在去年资本市场日提到2026年后产量持平或下降，且大幅削减可再生能源支出的背景下 [78] - 在综合电力业务方面，公司不打算投资超出已批准项目的范围，但该业务仍将增长，国际业务产量目标是在2030年增长至90万桶/天，挪威大陆架则通过加快勘探开发、提高效率来维持高产并增加自由现金流 [79][80][81] 问题: 关于市场营销、中游与加工业务的季度指引为何未更新，以及如何展望其未来业绩 [78] - 剔除价格审查影响后，第四季度业绩约为4亿美元，符合季度指引，该业务业绩会因商品市场波动和期货曲线结构而波动，公司举例说明了在1月欧洲和美国天然气价格波动中捕捉价值的能力 [82][83][84] 问题: 关于2027年资本支出削减40亿美元中，除税收抵免外，其余削减来自哪些具体领域 [86] - 削减主要源于几年前纳入资本支出展望的潜在氢能项目、碳捕集与封存运输项目未能实现，以及陆上可再生能源资本支出的减少 [89] 问题: 关于Johan Sverdrup油田的产量递减率是指2025年末到2026年末的对比，还是2026年平均产量与2025年平均产量的对比 [86] - 公司确认是比较去年产量与明年产量的方式，即平均产量对比 [88] 问题: 关于Empire Wind项目投资税收抵免支付的里程碑要求，以及Adura合资公司提到的10亿美元股息是公司份额还是总额 [91] - 投资税收抵免在项目开始发电时按比例确认，公司假设在2027年全部确认，现金流入会有延迟，总额为25亿美元，其中20亿美元影响体现在2027年，Adura的10亿美元股息是指公司预计获得的份额 [92][93][94] 问题: 关于此次资本支出削减是否意味着公司在该领域将减少活动，还是未来会通过无机增长（如投资Ørsted）进行替代 [97] - 资本支出削减主要是由于公司提高了项目赢标门槛导致一些项目未成功，以及市场发展慢于预期，并非直接为了进行无机投资，在碳捕集与封存等领域，目前无机交易创造价值的机会不多 [104][105][106] 问题: 关于2026年运营费用及销售管理费用降低10%的具体杠杆和绝对金额影响 [98] - 10%的降幅很大程度上受到Peregrino资产出售和Adura合资公司成立（导致权益法核算）等结构性变化的影响，剔除这些因素，公司目标是保持运营费用及销售管理费用基本持平，同时克服通胀并实现产量增长，未来成本节约将来自NCS 2035计划、人工智能应用等 [101][102][103] 问题: 关于公司如何看待上游储量寿命的合理水平，以及人工智能等技术能否帮助延长 [110] - 随着更多小发现和更快投产，储量寿命可能低于传统大型油田时期，公司对目前约7年的储量寿命感到满意，人工智能正被用于勘探（如发现新资源）和运营，以创造价值并可能延长储量寿命 [111][112][113] 问题: 关于与Ørsted合作可能涉及的不同类型的潜在结构 [110] - 公司以与壳牌在英国成立Adura合资公司为例，说明合作可以创造价值，但目前没有具体讨论可详细阐述 [111] 问题: 关于Empire Wind项目预计的6亿美元现金流是公司权益部分，还是需要先偿还项目融资 [116] - 6亿美元现金流是指公司的权益部分，不包括对贷款人的还款，此外，项目折旧有助于降低公司在美国的最低税负，带来额外的投资组合效应 [120][121] 问题: 关于公司是否考虑进入中东、西非等因财税条款改善而重新吸引投资的区域进行勘探 [116] - 公司已将其国际勘探战略聚焦于核心区域（安哥拉、巴西、美国外海），在这些区域拥有经验和优势，虽然对其他区域保持好奇，但进入门槛很高，大部分精力将放在已聚焦的区域 [118][119] 问题: 关于挪威大陆架业务按职能线（如海底、钻井）重组的具体情况，以及这将如何帮助适应未来更多小型开发项目的模式 [124] - 重组是为了应对挪威大陆架更多小型海底回接项目（未来10年有75个）的趋势，公司简化了70个工作流程，并计划每半年集中审批一批项目，以加快从发现到生产的周期（目标从5-7年缩短至2-3年），这是自2007年合并以来最大的运营方式变革 [126][127][128] 问题: 关于Wisting（挪威）和Bay du Nord（加拿大）两个尚未做出最终投资决定项目的进展更新 [124] - Wisting项目正在努力简化概念，目标在2026年内完成概念选择，2027年进入DG3阶段，但项目需满足严格的财务标准，Bay du Nord项目正在接近概念选择（决策门2），并与加拿大政府保持良好沟通，若成功将在未来几年内做出投资决定 [128][129][130] 问题: 关于设定15亿美元股票回购规模，是否意味着公司在2026-2027年期间的目标是在支付股息和回购后实现自由现金流中性 [132] - 公司表示应综合看待这两年的自由现金流生成情况，2026年会依赖资产负债表，