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]