我是 LongbridgeAI，我可以總結文章信息。Woodside Energy 報告稱，2026 年上半年營業收入為 74.46 億美元（增長 13%），基礎淨利潤為 13.34 億美元。產量達到 478 百萬桶油當量/日，現金流強勁。公司宣佈每股派發 57 美分的全額免税中期股息。主要項目進展順利：Scarborough 完成 98%，Trion 完成 64%，路易斯安那液化天然氣項目完成 28%。儘管地緣政治干擾推動商品價格上漲，全年指導方針基本保持不變
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澳大利亚珀斯 --（商业资讯）-- 伍兹能源集团（ASX: WDS）（NYSE: WDS）：
严格执行
运营卓越与项目交付
- 记录营业收入为 74.46 亿美元，比 2025 年上半年增长 13%。
- 生产量为 478 千桶油当量/天（8650 万桶油当量），单位生产成本为 8.8 美元/桶油当量。1
- 主要项目进展顺利，Scarborough 完成 98%，Trion 完成 64%，路易斯安那 LNG 完成 28%。
- 维持高资产可靠性，运营的 LNG 设施实现 98.7% 的可靠性，Sangomar 99.5%，Shenzi 99.1%。
- 安全按计划和预算执行 Pluto 计划的检修活动，包括支持 Scarborough 能源项目的关键整合活动，工作超过 40 万小时，零失时伤害。
创造价值
- 确定每股 57 美分的全额中期股息（cps）。
- 实现税后净利润（NPAT）为 16.72 亿美元（基础 NPAT 为 13.34 亿美元）。1
- 从基础业务中实现 EBITDA 为 46.47 亿美元。1
- 实现经营现金流为 30.13 亿美元，自由现金流为 3.52 亿美元。
- 严格的资本管理导致流动性强劲，达到 81.89 亿美元。1
- 杠杆率为 20.6%，略高于目标范围 10 - 20%，受到 6.55 亿美元新租赁负债、4.19 亿美元对冲结算的净现金流出和 1.01 亿美元应收账款增加的影响。1
| 2026 年上半年 | 2025 年上半年 | 变化 | ||||
| 营业收入 | 百万美元 | 7,446 | 6,590 | 13% | ||
| 基础 NPAT1 | 百万美元 | 1,334 | 1,247 | 7% | ||
| 自由现金流 1,2 | 百万美元 | 352 | 136 | 159% | ||
| 平均实现价格 1,3 | 美元/桶油当量 | 74.0 | 61.7 | 20% | ||
| 2026 年全年的指导 | ||||||
| 之前 | 当前 | |||||
| 总生产量 45 | 百万桶油当量 | 86.5 | 99.2 | (13%) | 172 - 186 | 174-185 |
| 天然气中心暴露 6 | % | 38.7% | 24.2% | 15% | ~30 | 无变化 |
| 资本支出 1,78 | 百万美元 | 1,637 | 2,558 | (36%) | 4,000 - 4,500 | 无变化 |
| 废弃支出 | 百万美元 | 255 | 517 | (51%) | 500 - 800 | 无变化 |
| 勘探支出 1 | 百万美元 | 119 | 84 | 42% | ~200 | 无变化 |
| 生产成本 | 百万美元 | 749 | 667 | 12% | 1,500 - 1,800 | 无变化 |
| 进料气、服务和加工成本 | 百万美元 | 238 | 92 | 159% | 500 - 600 | 无变化 |
| 固定资产折旧和摊销 | 百万美元 | 2,209 | 2,541 | (13%) | 4,200 - 4,700 | 无变化 |
本页及后续 66 页包含根据 ASX 上市规则 4.2A 提供的半年信息，应与伍兹的 2025 年年报一起阅读。
伍兹在上半年实现强劲的生产，达到每日 478,000 桶油当量（总计 8650 万桶油当量），并报告上半年税后净利润（NPAT）为 16.72 亿美元。基础 NPAT 为 13.34 亿美元，较 2025 年同期的 12.47 亿美元有所增长。营业收入同比增长 13%，达到 74.46 亿美元。
在此期间，中东冲突扰乱了全球 LNG 和石油供应，导致商品价格上涨和客户对产品需求增加。伍兹的市场与交易部门继续优化投资组合，以管理风险并最大化价值，同时履行客户承诺。
董事会已决定每股 57 美分的全额中期股息（cps），代表基础 NPAT 的 80% 分红比率，年化收益率为 5.9%。9
伍兹首席执行官 Liz Westcott 表示，公司在全球动荡时期表现出色，始终是客户的安全可靠供应商。
“我们再次实现了强劲的生产、现金流和股东回报，同时继续执行下一阶段的增长。
“确保员工安全始终是我们的首要任务。在超过 1100 万工时的工作中，我们记录了一起高后果伤害。这强调了在我们的运营中持续关注关键风险管理、强有力的安全领导和严格执行安全工作实践的必要性。
“我们在资产上保持了运营卓越。运营的 LNG 可靠性超过 98%，Pluto LNG 的计划检修按预算和时间表完成，从而降低了 Scarborough 能源项目的时间风险。我们在 Sangomar 的表现卓越，接近额定产能，可靠性达到 99.5%。
“Scarborough 能源项目现已完成 98%，预计将在 2026 年第四季度交付首批 LNG 货物。在此期间，我们完成了所有上游基础设施，并在此后实现了浮动生产单元的启动准备和首气。我们的重点仍然是严格的调试和所有设施的启动，以确保从第一天起安全可靠的运营。
“墨西哥海域的 Trion 项目也取得了强劲进展，目前完成 64%，目标在 2028 年实现首油。上半年实现的关键建设和钻探里程碑包括将上部结构提升到浮动生产单元和钻探前 24 口海底井中的前三口。
“在路易斯安那 LNG 项目中，关键里程碑与 LNG 储罐和海洋基础设施相关。该项目的基础开发在上半年完成 28%，首批 LNG 目标为 2029 年。
“在七月，Woodside 接管了吉普斯兰盆地资产的运营，创造了未来发展机会的更大灵活性，同时加强了我们对支持澳大利亚东部国内市场能源安全的承诺。
“在上半年，我们继续履行可持续发展承诺，在西澳大利亚和路易斯安那州推进生物多样性倡议，并增强了对 Sangomar 和西北架构运营的甲烷排放报告。
“在我们专注于 Woodside 下一个阶段的有序交付时，我们宣布了一系列行动，以提升绩效并聚焦于价值。我们设定了一个年度成本节约目标，从 2028 年开始，通过对我们业务的结构性审查实现 3.5 亿美元的节约。”
| 关键指标 | ||||
| H1 | H1 | 变化 | ||
| 2026 | 2025 | % | ||
| 营业收入 | 百万美元 | 7,446 | 6,590 | 13% |
| 不包括减值的 EBITDA10 | 百万美元 | 4,647 | 4,600 | 1% |
| EBIT10 | 百万美元 | 2,157 | 1,817 | 19% |
| 税后净利润（NPAT）1112 | 百万美元 | 1,672 | 1,316 | 27% |
| 基础 NPAT10 | 百万美元 | 1,334 | 1,247 | 7% |
| 经营活动产生的净现金 | 百万美元 | 3,013 | 3,339 | (10%) |
| 资本支出 10,13 | 百万美元 | 1,637 | 2,558 | (36%) |
| 勘探支出 10,14 | 百万美元 | 119 | 84 | 42% |
| 自由现金流 10,15 | 百万美元 | 352 | 136 | 159% |
| 平均实现价格 10,18 | 美元/桶油当量 | 74.0 | 61.7 | 20% |
| 分红分配 | 百万美元 | 1,122 | 1,006 | 12% |
| 确定的中期分红 | 美分 | 57 | 53 | 8% |
| 关键比率 | ||||
| 每股收益 | 美分 | 88.2 | 69.4 | 27% |
| 杠杆率 10 | % | 20.6 | 19.5 | 1% |
| 生产量 16,17 | ||||
| 天然气 | 百万桶油当量 | 46.1 | 58.2 | (21%) |
| 液体 | 百万桶油当量 | 39.4 | 41.0 | (4%) |
| 氨 | 百万桶油当量 | 1.0 | - | 不适用 |
| 总计 | 百万桶油当量 | 86.5 | 99.2 | (13%) |
| 每日生产量 17 | ||||
| 天然气 | 百万标准立方英尺/天 | 1,451 | 1,833 | (21%) |
| 液体 | 千桶/天 | 217 | 226 | (4%) |
| 氨 | 千吨/天 | 1.5 | - | 不适用 |
| 总计 | 千桶油当量/天 | 478 | 548 | (13%) |
| 销售量 17 | ||||
| 天然气 18 | 百万桶油当量 | 58.5 | 63.9 | (8%) |
| 液体 | 百万桶油当量 | 40.3 | 40.9 | (1%) |
| 氨 | 百万桶油当量 | 1.0 | - | 不适用 |
| 总计 | 百万桶油当量 | 99.8 | 104.8 | (5%) |
| 每日销售量 17 | ||||
| 天然气 18 | 百万标准立方英尺/天 | 1,843 | 2,012 | (8%) |
| 液体 | 千桶/天 | 223 | 226 | (1%) |
| 氨 | 千吨/天 | 1.4 | - | 不适用 |
| 千桶油当量/天 | 551 | 579 | (5%) |
向市场公告的结果
更多信息请见第 48 页。
| | | | | 百万美元 | | 收入来自普通活动 | 增加 | 13%19 | 至 | 7,446 | | 税后普通活动利润归属于成员 | 增加 | 27%19 | 至 | 1,672 | | 本期净利润归属于成员 | 增加 | 27%19 | 至 | 1,672 | | | | | | | | 中期分红 - 全额免税 | | 57 美分 H1 2026 | | | 确定分红权益的记录日期 | |2026年9月4日| |
税后净利润的调节
下表总结了 2025 年上半年与 2026 年上半年各项对 NPAT 贡献的差异。
| | 百万美元 | 差异的主要原因 | | 2025 年上半年报告的 NPAT | 1,316 | | | 产品销售收入 | | | | 生产 - 价格影响 | 755 | 较高的平均实现价格。 | | 生产 - 量影响 | (307) | 由于气旋影响、Pluto 计划停工和大安哥斯图拉资产的剥离导致的较低生产量，部分被首次氨销售抵消。 | | 购买 - 价格和量影响 | 440 | 第三方 LNG 交易活动增加。 | | 销售成本 | (559) | 第三方 LNG 交易活动增加、首次氨生产和 Pluto 计划停工。 | | Perdaman 嵌入衍生品 | (297) | 2026 年上半年与 2025 年上半年相比，135 百万美元的非现金未实现损失与 162 百万美元的未实现收益。 | | 对冲 | (106) | 2026 年上半年税前对冲损失 6400 万美元，与 2025 年上半年税前对冲收益 4200 万美元相比。 | | 恢复运动 | 450 | 主要由于 2025 年 Stybarrow、Griffin 和 Minerva 的恢复准备金更新。 | | 减值损失 | (35) | Calypso 项目的税前减值抵消了与 2025 年上半年相比 H2OK 项目的较低税前减值。 | | 所得税和 PRRT 费用 | 62 | 2026 年确认 Pluto PRRT 和美国所得税 DTA，抵消了较高的应税利润和 2025 年确认路易斯安那州 LNG DTA。 | | 其他 | (47) | | | 2026 年上半年报告的 NPAT | 1,672 | | | 基础调整 | (338) | 调整了 Pluto PRRT 和美国所得税 DTA 利益的确认以及 Calypso 和 H2OK 项目的税后减值。 | | 2026 年上半年基础 NPAT20 | 1,334 | |
Woodside 的资本管理框架为我们提供了优化价值和股东回报的灵活性，来自机会组合的回报。
中期分红和分红再投资计划
已确定 2026 年全额免税的中期分红为 57 美分，年化分红收益率为 5.9%。该中期分红支付的总金额为 10.84 亿美元，占 2026 年上半年基础 NPAT 的 80%。
分红再投资计划仍处于暂停状态。
流动性和资产负债表
在 2026 年上半年，Woodside 从经营活动中产生了 30.13 亿美元的现金流，并实现了 3.52 亿美元的正自由现金流，其中包括来自 Stonepeak 和 Williams 的 17.25 亿美元资本贡献，用于路易斯安那州 LNG 的开发。
在此期间，Woodside 提前约 6 个月偿还了 6 亿美元的银团定期贷款。
截至期末，Woodside 的现金及现金等价物为 43.39 亿美元，流动性为 81.89 亿美元，已借款为 114.50 亿美元，其中包括 8 亿美元的十年期债券，预计于 2026 年 9 月到期。
截至2026年6月30日，Woodside 的杠杆率为 20.6%，略微超出目标范围 10% 至 20%。由于在投资周期中管理资产负债表，Woodside 的杠杆率有时可能会超出目标范围。
净债务和杠杆率受到以下因素的影响：
- 2026 年上半年确认的 655 百万美元租赁负债，涉及 Woodside Bilangara LNG 船舶和 Trion 建设相关船舶。
- 419 百万美元的对冲结算净现金流出。
- 由于价格上涨，贸易应收款增加了 1.01 亿美元，这笔款项于 2026 年 7 月收回。
Woodside 对投资级信用评级的承诺保持不变，并支持为股东提供可持续回报的目标，这既包括来自强大现有业务的回报，也包括未来增长机会，符合 Woodside 的资本管理框架。
商品价格风险管理
截至2026年6月30日，约 62% 的 2026 年与石油挂钩的 30 MMboe 生产量已现金结算（平均价格为每桶 74.23 美元），2027 年与石油挂钩的 10 MMboe 生产量以每桶 76.76 美元的平均价格对冲。
商品掉期被用来继续管理与 Corpus Christi LNG 量相关的风险。
截至2026年6月30日，确认的税前对冲损失为 6400 万美元，主要与 Corpus Christi LNG 对冲和外汇对冲相关，对冲结算导致净现金流出为 4.19 亿美元。2026 年上半年对冲结算的净现金流出主要是由于时机问题，石油挂钩的对冲损失在相关收入确认之前现金结算，预计将在 2026 年下半年通过第二季度价格滞后实现的更高收入来抵消。
嵌入式商品衍生品
在 2023 年，Woodside 与 Perdaman 签订了一项修订的长期天然气销售和购买协议。销售价格的一部分与尿素价格挂钩，形成了合同中的嵌入式商品衍生品。嵌入式衍生品的公允价值是使用蒙特卡洛模拟模型估算的。
由于没有长期尿素远期曲线，TTF 继续被用作模拟衍生品在合同生命周期内价值的代理。截止2026年6月30日，已通过其他费用确认了 1.35 亿美元的未实现损失。
Pluto LNG
Pluto LNG 是位于澳大利亚西部皮尔巴拉地区的天然气处理设施，包括一个海上平台和一个陆上 LNG 处理装置。
Woodside 在 2026 年上半年的生产份额为 2060 万桶油当量。这比 2025 年上半年的 2500 万桶油当量减少了 18%，主要是由于计划的检修和报告期内严重热带气旋米切尔的影响。2026 年上半年的生产包括通过互联管道在卡拉萨气厂处理的 390 万桶油当量的 Pluto 气。
Pluto LNG 在 2026 年上半年的可靠性为 98.7%，反映了该资产的强大运营表现。
在 2026 年上半年，XNA-03 填补井的钻探已完成，准备工作继续进行，目标是在 2026 年下半年启动。
2026 年 5 月的计划检修成功安全地按时和预算交付，包括支持 Scarborough 能源项目的关键整合范围。此次检修涉及超过 1500 名现场人员，成功实现了无失时伤害的安全活动，工作时间超过 40 万小时。
Woodside 是运营商，持有 90% 的参与权益。
西北海岸项目
西北海岸项目（NWS）由三个海上平台和陆上卡拉萨气厂（KGP）组成，后者包括四个陆上 LNG 处理装置和两个国内气体处理装置。
Woodside 在 2026 年上半年的生产份额为 1400 万桶油当量。这比 2025 年上半年减少了 7%，主要由于自然储层衰退和严重热带气旋纳雷尔的影响。
尽管受到这些影响，NWS 在 2026 年上半年的 LNG 可靠性为 98.7%，突显了综合设施的持续可靠性和效率。
在 2026 年上半年，NWS 合资企业批准了大西部边缘第四阶段项目的钻井平台合同，计划于 2027 年开始钻探，目标是在 2028 年实现首次生产。
正在为计划于 2026 年 9 月开始的单个 LNG 处理装置的检修做准备。
NWS 在 KGP 继续进行基础设施退役规划，同时保持为第三方气体提供处理服务的能力。
在 2026 年上半年，澳大利亚联邦法院有三起法律程序继续进行，西澳大利亚最高法院有一起，涉及 NWS 项目扩展的联邦和州环境批准。在此期间之后，三起联邦法院程序的听证会于 2026 年 7 月举行，西澳大利亚最高法院的程序目前定于 2026 年第四季度进行。
Woodside 是运营商，持有 33.33% 的参与权益。
在 2024 年与 Chevron 达成的资产交换协议完成后，Woodside 的参与权益将增加至 50%。该资产交换仍计划在 2026 年第四季度完成。
Wheatstone 和 Julimar-Brunello
Wheatstone 是位于澳大利亚西部 Onslow 附近的 LNG 处理设施，包括一个海上生产平台和两个陆上 LNG 生产装置。它处理来自多个海上气田的气体，包括 Julimar 和 Brunello。
Woodside 在 2026 年上半年的 Wheatstone 生产份额为 440 万桶油当量。这比 2025 年上半年减少了 30%，主要由于严重热带气旋纳雷尔的影响。
Julimar Phase 3 项目是一个与现有 Julimar 油田生产系统的海底连接，已于 2026 年上半年完成海底建设和钻探活动，目标是在 2026 年下半年启动。
与此同时，三口 Julimar–Brunello 勘探井的退役工作于 2026 年上半年开始。这两项活动的完成是与 Chevron 进行资产置换的前提条件。
Woodside 是该项目的运营商，并持有 Julimar-Brunello 油田 65% 的参与权益。
Woodside 在 Wheatstone 项目中持有 13% 的非运营参与权益。
在 2024 年宣布的与 Chevron 的资产置换协议完成后，Woodside 将不再持有 Wheatstone 和 Julimar-Brunello 的权益。资产置换目标在 2026 年第四季度完成。
巴斯海峡
巴斯海峡位于澳大利亚东南部，通过一系列海上平台、管道和陆上处理设施生产天然气。巴斯海峡资产包括吉普斯兰盆地合资企业（GBJV）和基珀单元合资企业（KUJV）。
2026 年上半年，Woodside 从巴斯海峡的产量为 8.4 MMboe，比 2025 年上半年下降了 8%，主要由于计划维护项目导致可用产能减少以及国内天然气需求下降。
在 2026 年上半年，Turrum Phase 3 项目的五口井的钻探工作已完成。Turrum Phase 3 项目计划在 2027 年上半年向东澳大利亚国内天然气市场供应来自 Turrum 和 North Turrum 油田的天然气，并对 Marlin B 平台进行上部结构改造。
在此期间之后，2026年7月1日，巴斯海峡资产的运营权从 ExxonMobil 转移至 Woodside，交易的前提条件已满足。
Woodside 继续推进四口潜在开发井的技术成熟，这些井可能向市场提供多达 200 PJ 的销售天然气。技术成熟度以及联邦政府新出台的国内天然气保留计划的影响将决定这些机会是否推进至最终投资决策。根据最终投资决策，这些项目将仅由 Woodside 通过巴斯海峡基础设施开发。
Woodside 于2026年7月1日成为运营商，并在 GBJV 中持有 50% 的参与权益，在 KUJV 中持有 32.5% 的参与权益。
其他澳大利亚石油和天然气资产
Woodside 在西澳大利亚西北海岸运营三座浮式生产储卸油设施（FPSO）。它们分别是 Ngujima-Yin FPSO（Woodside 参与权益：60%）、Pyrenees FPSO（Woodside 参与权益：WA-43-L 40% 和 WA-42-L 71.4%）和 Okha FPSO（Woodside 参与权益：50%）。
在 2024 年宣布的与 Chevron 的资产置换协议完成后，Woodside 在 Okha FPSO 的参与权益将增加至 66.67%。资产置换目标在 2026 年第四季度完成。
2026 年上半年，Woodside 从 FPSO 资产的产量为 2.2 MMboe。这比 2025 年上半年下降了 39%，主要由于计划中的船厂维护和 Okha FPSO 的海底系泊系统缺陷，以及严重热带气旋 Narelle 对 Pyrenees FPSO 现场基础设施的影响。
Woodside 还运营位于西澳大利亚 Onslow 附近的 Macedon 项目（Woodside 参与权益：71.4%），该项目为西澳大利亚国内天然气市场生产管道气。
Woodside 从 Macedon 的产量为 4.0 MMboe，比 2025 年上半年下降了 5%，主要反映自然油田衰退。Macedon 设施在 2026 年上半年提供了大约 16% 的西澳大利亚国内天然气市场供应。
Woodside 太阳能
Woodside 正在推进一个潜在机会，通过利用 Woodside 太阳能项目的太阳能来减少 Pluto LNG 的总范围 1 温室气体排放。
Woodside 继续推进 Woodside 太阳能项目的活动，包括安排确保获取所需的新建和现有公共用户传输基础设施，以将可再生能源传输至 Pluto LNG。该基础设施的开发由西澳大利亚州政府和 APA Group 主导。
Sangomar
Sangomar 油田开发第一阶段是一个深水项目，配备独立的 FPSO 设施，停泊在塞内加尔海岸约 100 公里处。
2026 年上半年，Woodside 的产量为 15.0 MMboe，比 2025 年上半年增长了 4%，这得益于持续强劲的油藏表现、高可靠性以及井、流线和系统水力的优化。
在 2026 年上半年，Sangomar 继续展现强劲的运营表现，平均日产量为 99 Mbbl/d（100% 基础，Woodside 份额为 83 Mbbl/d），生产可靠性为 99.5%。油藏表现持续超出预期，特别是在 S500 油藏中。超出预期的含水层压力支持，加上井和网络的优化，使得初始生产平台延长，并减少了油藏衰退的影响。尽管持续的优化活动继续缓解衰退率，但预计产量将越来越反映基础油藏的衰退特征。
2026 年上半年，Sangomar 原油的销售主要面向欧洲和南亚，因中东冲突而吸引了高额溢价。
未来开发机会的评估仍在进行中。潜在的第二阶段开发将利用现有的安装能力，包括针对上部 S400 油藏的井。与 Petrosen（18% 参与权益）和塞内加尔政府的第二阶段接洽仍在进行中。
Woodside 是运营商，持有 82% 的参与权益。
Shenzi
Shenzi 是一个通过张力腿平台开发的常规海上石油和天然气田，位于美洲湾海域。
伍兹海德在 2026 年上半年的产量为 410 万桶油当量，可靠性为 99.1%。与 2025 年上半年相比，下降了 12.8%，主要由于自然衰退和主要水注入器的压力支持减少。
伍兹海德是运营商，持有 72% 的参与权益。
亚特兰蒂斯
亚特兰蒂斯是位于美洲湾的常规海上油气开发项目。它包括一个半潜式设施，是美国最大的生产油田之一。
在 2026 年上半年，新的井开始进行水注入，亚特兰蒂斯主要设施扩建项目也在推进。该项目在此期间后实现了启动，增加了海底基础设施并升级了水注入设备。
伍兹海德在 2026 年上半年的产量为 630 万桶油当量。与 2025 年上半年相比，增长了 5%，主要得益于高可靠性和 2025 年下半年开始生产的钻井中心 1 扩建项目。
伍兹海德持有 44% 的非运营参与权益。
疯狗
疯狗是位于美洲湾的一个常规海上油气田，目前从两个海上设施 A-Spar 和 Argos 进行生产。Argos 设施是疯狗二期项目的一部分，该项目正在开发疯狗油田的南侧。
第三口也是最后一口疯狗西南扩展井在 2026 年第一季度投入使用，完成了自 2025 年 8 月第一口生产井开始生产以来的项目。
伍兹海德在 2026 年上半年的产量为 580 万桶油当量。与 2025 年上半年相比，增长了 9%，主要由于过去 12 个月内五口新生产井开始生产。
伍兹海德持有 23.9% 的非运营参与权益。
博蒙特新氨
博蒙特新氨（BNA）是位于德克萨斯州博蒙特的一个年产 110 万吨氨合成厂。氨的首次生产于 2025 年 12 月开始，伍兹海德在 2026 年 3 月接管了 BNA 的运营控制，经过成功的性能测试和从 OCI Global 的交接。
伍兹海德在 2026 年上半年的产量为 279 千吨，可靠性为 87.6%，包括启动和调试期间。由于第三方供应商的建设延误导致原料限制，产量仍低于产能，第二季度的平均产量为产能的 69%。预计这些限制将持续到 2027 年。低碳氨的生产目标仍定于 2027 年，前提是林德的低碳氢设施的调试和埃克森美孚的碳捕集与封存基础设施的启动，包括相关碳捕集与封存许可流程的批准。
伍兹海德是运营商，持有 100% 的参与权益。
收入与交易
2026 年上半年，收入增长 13%，达到 74.46 亿美元，反映出平均实现价格的提高。由于全球供应中断导致商品价格上涨，加上溢价的实现，平均实现价格提高至每桶 74.0 美元，比 2025 年上半年上涨 20%。
投资组合优化活动捕捉了多个交易中的更高价值机会，包括将伍兹海德的货物重新定向到更高价格市场，以及利用第三方采购来满足长期客户承诺。这些活动的价值在货物交付时实现，导致报告期之间的收益波动。预计 2026 年上半年交易活动的进一步价值将在 2026 年下半年实现。
2026 年上半年，市场营销部门的息税前利润为 5400 万美元，占总息税前利润的约 3%。该部门确认了 6200 万美元的税前对冲损失，主要与科珀斯克里斯蒂液化天然气对冲相关，减少了息税前利润。
在 2026 年上半年，约 39% 的液化天然气销售与受到普鲁托计划停工影响的天然气中心指数挂钩。
航运
伍兹海德已签署五份长期时间租船协议，所有液化天然气船舶将于 2029 年开始，并在此期间将伍兹海德比兰加船加入伍兹海德的液化天然气船队，以支持斯卡伯勒能源项目的启动，使伍兹海德在水上的长期租赁船舶总数达到九艘。
管道天然气
在 2026 年上半年，西澳大利亚州的国内天然气现货价格保持在约 5.50 澳元/GJ，未受到全球市场波动的影响。
伍兹海德签署了 5860PJ 的增量管道天然气销售协议，将于 2026 年至 2029 年交付给西澳大利亚市场，其中包括与阿尔科亚签署的 3110PJ 供应协议。
伍兹海德还签署了 470PJ 的增量管道天然气销售协议，将于 2026、2027 和 2028 年交付给澳大利亚东海岸。
在澳大利亚东海岸，伍兹海德开始对 2027 和 2028 年巴斯海峡供应 20PJ 进行意向征集，并根据其在天然气市场法典下的部长豁免义务推进。已收到来自包括发电商、零售商和制造商在内的各种天然气用户的兴趣，最终报价预计在 2026 年第三季度提交。
在 2026 年上半年，向西澳大利亚北部的客户交付了 1271TJ 的卡车液化天然气，约合 1200 辆拖车。自 2019 年普鲁托液化天然气卡车装载设施投入运营以来，伍兹海德已交付 6892 辆液化天然气（7100TJ），提供了低碳替代柴油的选择。
澳大利亚政府已发布其拟议的国内天然气保留计划的草案框架。伍兹海德正在参与咨询过程，并将继续与政府和行业就该计划的设计进行沟通。最终安排必须支持国家能源安全、经济增长和对新天然气供应的持续投资，帮助维持澳大利亚作为国内和国际客户可靠能源供应商的地位。
斯卡伯勒能源项目
斯卡伯勒气田位于卡纳封盆地，距离西澳大利亚海岸约 375 公里。
该开发项目包括安装一个浮动生产单元（FPU），初始阶段钻探八口井，斯卡伯勒气田的生命周期内将钻探 13 口井。普鲁托液化天然气设施的扩建包括建设第二条液化天然气生产线（普鲁托 2 号），安装额外的国内天然气处理设施和支持基础设施，以及对普鲁托 1 号的改造，以便其能够处理斯卡伯勒气体。
该项目包括在伍德赛德总部建设一个综合远程操作中心（IROC）。IROC 将能够从珀斯操作 FPU 和普鲁托液化天然气设施。
截至 2026 年上半年末，该项目完成了 98%，不包括普鲁托 1 号的改造。首批液化天然气货物预计将在 2026 年第四季度交付。
FPU 在 2026 年上半年取得了重要里程碑。所有上游基础设施现已到位，完成了 FPU 的锚泊和与海底生产系统的连接。在此期间，上游调试和引入碳氢化合物的准备工作已完成，FPU 达到了启动准备状态并首次供气。
普鲁托 2 号现场的建设和调试活动持续进行，包括与普鲁托现场电网的燃气轮机发电机同步的完成，以及六台液化压缩机中三台的机械运行。
允许通过普鲁托 1 号处理斯卡伯勒气体的改造工作正在进行中，包括在报告期内成功执行的连接工作。普鲁托 1 号改造的最后一个模块已从泰国的制造场发出，并在此期间到达现场。土建、结构、管道和电气工程仍在继续。
伍德赛德是运营商，持有斯卡伯勒 74.9% 的参与权益，普鲁托 2 号 51% 的参与权益，以及普鲁托 1 号 90% 的参与权益。
Trion
Trion 是位于墨西哥的一个海上油气开发项目，距离墨西哥海岸约 180 公里，距离美国/墨西哥海洋边界 30 公里。该开发项目包括 24 口海底井的开发，一个能够每天生产和转移 10 万桶石油的半潜式 FPU，以及一个浮动储存和卸货（FSO）设施。
截至 2026 年上半年末，该项目完成了 64%。首批石油目标为 2028 年。
24 口海底井的钻探于 2026 年 3 月开始，在此期间钻探了三口生产井。
FPU 在 2026 年上半年达成了关键里程碑，包括完成上部结构和生活区的吊装，以及开始集成和预调试。FSO 的建设与干坞中的干式巨型块组装继续按计划推进。FSO 的可断开浮筒的制造和测试已完成。
海底设备的制造，包括钻井中心和中央集管、三口树、静态脐带、锚泊系统和锚桩，已完成并提前交付到墨西哥，安装将在 2026 年第三季度开始。剩余的海底生产系统组件正在按计划推进，并处于制造的最后阶段。
伍德赛德是运营商，持有 60% 的参与权益。
路易斯安那液化天然气
路易斯安那液化天然气是一个完全获得许可、正在建设中的液化天然气生产和出口终端，位于路易斯安那州查尔斯湖附近。该项目结构为可扩展开发，总许可能力为 2760 万吨/年，涵盖五条液化天然气生产线及支持基础设施。
2025 年 4 月，伍德赛德批准了开发该项目基础阶段的最终投资决定（FID），包括三条液化天然气生产线，总能力为 1650 万吨/年。
截至报告期末，基础开发完成了 28%，其中 1 号生产线完成 35%，2 号生产线完成 25%，3 号生产线完成 18%。该项目目标为 2029 年首批液化天然气交付。
报告期内的关键建设进展包括结构钢的架设和地上管道安装的开始，液化天然气储罐的推进，以及海洋基础设施工程，包括物料卸货设施的调试和疏浚工作的开始。
贝克特尔为路易斯安那液化天然气项目从其位于阿联酋的制造设施采购结构钢。为了应对与中东地区干扰相关的持续供应链风险，该项目正在积极评估和实施缓解措施，包括替代物流路线和制造来源，以支持钢材供应的连续性，并保持 2026 年以后的计划建设进度。
伍德赛德完成了将 Driftwood Pipeline LLC 的运营权转移给 Williams，Line 200 侧管道的执行在 Williams 作为运营商的情况下进行，包括推进工程、采购和用地活动。
在 2025 年确保基础运输和储存能力后，伍德赛德继续根据其天然气供应战略推进原料气采购。
与高质量的对手方进行持续接触，以支持路易斯安那液化天然气的股权参与和液化天然气销售过程的进展。
伍德赛德是路易斯安那液化天然气有限责任公司的运营商，持有 90% 的权益。路易斯安那液化天然气有限责任公司持有路易斯安那液化天然气基础设施有限责任公司 60% 的权益，伍德赛德是运营商。伍德赛德在 Driftwood Pipeline LLC 中持有 20% 的非运营权益。
氢气加注站 @H2Perth
氢气加注站 @H2Perth 是一个自给自足的氢气生产、储存和加注站，位于西澳大利亚的珀斯。
现场的调试活动持续进行，设施已从承包商手中移交给 Woodside，经过成功的泄漏测试和冷调试后交付。现在目标是在 2026 年第三季度启动，预计在 2026 年第四季度首次生产氢气。
Woodside 是运营商，持有 100% 的参与权益。
Woodside 在 2026 年上半年继续执行计划中的退役活动，支出约为 2.74 亿美元。
在 2026 年上半年，多个资产的井退役活动持续进行，包括为西北大陆架和 Julimar-Brunello 油田的八口海底井开始海上堵塞和废弃（P&A）作业，目前已有两口井完成 P&A。
在西澳大利亚西北部的 Stybarrow 和 Griffin 油田，海上作业也在推进。在 Stybarrow，2026 年上半年已拆除超过 18 公里的柔性流线和脐带，而 Griffin 则拆除了约 8 公里的柔性流线。
在 2025 年完成 Enfield 的基础设施回收后，2026 年上半年完成了最终的海床调查，结果计划在 2026 年下半年提交给监管机构。在 2026 年上半年，还完成了与相关人员的咨询，以制定移除剩余 Minerva 基础设施的环境计划。
在巴斯海峡，GBJV 在此期间在 P&A 活动上取得了显著进展，完成了 West Kingfish 和 Cobia 平台井的堵塞作业，并在 Halibut 和 Tuna 平台上开始了平台钻机作业。这完成了巴斯海峡海上平台拆除活动 1 中计划拆除的平台的所有 P&A 活动，预计将在 2027 年第三季度开始。
该活动的准备工作也在推进，国家海上石油安全与环境管理局接受了环境计划，并在 Barry Beach 海洋终端的陆上接收中心开始升级。
开发与勘探
Browse
Browse 开发包括位于西澳大利亚布鲁姆以北约 425 公里的 Calliance、Brecknock 和 Torosa 气体和凝析油田。
在 2026 年上半年，工作继续推进监管审批、技术定义和商业安排，以通过 Karratha 气体厂处理 Browse 气体。承包商被聘请推进 FPSO 设施的前期工程设计范围。已发出 Browse FPSO 设施设计和建造的招标邀请，以提供市场定价和时间表假设，以便做出 FEED 入场决策。工程研究已开始评估在 Karratha 气体厂处理 Browse 气体所需的下游改造，采用三列开发概念。
气体处理协议已得到推进，将建立在西北大陆架项目的 Karratha 气体厂处理 Browse 气体的商业框架和条款。
Woodside 继续与监管机构接洽，推进 Browse 的主要环境审批。在 2026 年 6 月，联邦环境部长决定 Browse CCS 项目可以完全根据修订后的《1999 年环境保护与生物多样性保护法》（Cth）进行评估后，Woodside 向联邦监管机构提交了修订的环境申请。重新提交不涉及项目性质、范围或意图的重大变化。
在 2026 年 6 月，Woodside 行使优先购买权，收购 CNPC 在 Browse 合资企业（BJV）中的 10.67% 权益。交易条款包括在完成时支付 2.25 亿美元，以及从2025年6月30日至完成期间 CNPC 的 BJV 现金调用贡献的报销。若在2032年6月30日或之前对 Brecknock、Calliance 和 Torosa 油田的开发做出最终投资决定，则需支付 1.75 亿美元的或有付款。
在此期间之后，Browse 到 NWS 项目被西澳大利亚州政府根据主导机构框架授予州重大项目地位。州重大项目地位提供最高级别的支持，帮助协调审批和项目开发的参与。
Woodside 是运营商，持有 30.6% 的参与权益。在收购 CNPC 权益后，Woodside 在 BJV 中的股权将从 30.6% 增加到 41.27%。
Sunrise
Sunrise 开发包括位于达尔文西北约 450 公里和东帝汶南约 150 公里的 Sunrise 和 Troubadour 气体和凝析油田。
Sunrise 合资企业的参与者继续与东帝汶和澳大利亚政府接洽，以推进支持 Sunrise 潜在开发的财政和监管框架。
根据东帝汶合作协议，技术和商业活动得以推进，以支持潜在的东帝汶液化天然气概念的成熟。
Woodside 是运营商，持有 33.44% 的参与权益。
Calypso
Calypso 是一个已发现的资源，位于特立尼达海岸约 220 公里处，水深 2100 米。
Woodside 是运营商，持有 70% 的参与权益。在此期间之后，Woodside 与合资企业参与者 bp 达成协议，出售其在 Calypso 的 70% 运营权益。
Liard
Liard 油田是位于加拿大不列颠哥伦比亚省的非常规气田。
Woodside 持有 50% 的非运营参与权益。
勘探
Woodside 的勘探活动专注于成熟当前机会，符合其严谨的勘探战略。
在美国，Woodside 从美国墨 Gulf of America 租赁销售 Big Beautiful Gulf 1 和 Big Beautiful Gulf 2 中获得了 10 个区块。Woodside 还参与了 Bandit-1 井，该井在 2026 年上半年达到总深度，并取得了中新世的发现。后续井分析仍在进行中，以便为潜在的评估决策提供信息。Woodside 继续积极管理其在美国墨 Gulf of America 中部和西部的土地位置。
Woodside 继续追求有序的投资组合优化，包括退出不再被视为有前景的区块。在澳大利亚，勘探许可证 WA-28-P 的到期结束了该许可证 57 年的勘探活动。Woodside 还允许其在刚果共和国近海的 Marine XX 许可证到期，完成了其许可证条款。
H2Perth
H2Perth 项目是一个提案，旨在开发澳大利亚首个商业规模的液态氢生产和出口设施，位于西澳大利亚的 Rockingham 工业区和 Kwinana。
在 2026 年 5 月，环境保护局批准了 Woodside 根据《1986 年环境保护法》第 43A 条款的申请，将该项目的提案从之前的液化氢和氨生产设施的概念修改为仅液化氢设施。
Woodside 是该项目的运营商，持有 100% 的参与权益。
NeoSmelt
NeoSmelt 项目旨在展示一种潜在的低排放钢铁制造路径，涉及直接还原铁和电熔炉（DRI-ESF）技术。
在报告期内，试点工厂的工作持续进行，设计阶段目前已完成约 90%。
Woodside 持有 20% 的非运营参与权益。该项目的其他参与者包括 BHP、BlueScope、三井铁矿开发和力拓。
碳捕集与储存 (CCS)
Woodside 在澳大利亚和亚太地区推进了拟议的 CCS 机会，包括运营的 Angel CCS（Woodside 参与权益：20%）和非运营的 Bonaparte CCS 机会（Woodside 参与权益：21%）。
在 2026 年上半年，拟议的 Angel CCS 项目完成了工程研究，作为前期工程设计（pre-FEED）的一部分，并开始与潜在客户进行国内和国际接触，提供 CCS 服务。
由 INPEX 运营的 Bonaparte CCS 评估合资企业与 TotalEnergies 和 Woodside 继续推进前期工程设计活动。
碳信用组合
在 2026 年上半年，Woodside 的本土再造林项目下进行了环境植树活动，包括场地准备和幼苗安装，地点位于 Woodside 在西澳大利亚和新南威尔士州拥有的物业。预计在 2026 年将种植约 4,400 公顷，截至 2026 年上半年，这些活动已完成 25%。
气候与可持续性
健康、安全与福祉
在 2026 年上半年，记录到零起死亡事故，零起一级或二级过程安全事件。在此期间记录到一起高后果伤害，工作时长超过 1100 万小时。年初至今的失时伤害频率为 0.17，而 2025 年全年的失时伤害频率为 0.26，总可记录伤害率为 2.09，而 2025 年全年的记录为 1.64。
在此期间后，2026年7月22日与投资者举行了一次关于 Woodside 过程安全方法的可持续性重点会议。
土著人民文化遗产与参与
Woodside 继续与澳大利亚约 43 个传统所有者代表机构进行接触，讨论当前和潜在的未来活动。这包括对 Browse 到 North West Shelf 地球物理和岩土调查以及 Minerva 领域退役环境计划的咨询。此外，还与一些传统监护人进行了考古和人种学调查。
在此期间后，全球土著人民战略（2025-2030）已启动，并在 Woodside 的网站上发布。
社会与经济影响
Woodside 于 2026 年 4 月发布了 2025 年社会贡献报告。报告强调了 Woodside 在 2025 年的 3980 万澳元社会贡献的积极影响，这些贡献通过战略合作伙伴关系、慈善倡议、员工志愿服务的时间价值以及政府法规或与土著人民的合同协议所要求的支付进行。
在 2026 年上半年，Woodside 向联邦和州政府支付了超过 10 亿澳元的税收、特许权使用费和征费。此外，Woodside 在 2026 年上半年还支付了超过 4.5 亿美元的国际企业税、特许权使用费和生产权益（不包括澳大利亚）。
环境与生物多样性
在 2026 年上半年，未发生导致中等环境影响的碳氢化合物或危险非碳氢化合物泄漏。
在此期间，Woodside 启动了 Sam Houston Jones 恢复项目，支持路易斯安那州受威胁栖息地和关键野生动物物种的恢复。
在 2026 年上半年，西澳大利亚的 Watheroo 生物多样性项目也正式启动，与生物多样性、保护和吸引部建立了长期资金协议。
气候与能源转型
在 2026 年第一季度，Woodside 在 2025 年年度报告中发布了 AASB S2 气候相关披露。
Woodside 可持续性简报 2026 于2026年3月16日举行，重点介绍了 Woodside 在 2025 年的可持续性表现及其 2025 年的重大主题。这包括与其 2025 年重大可持续性主题相关的内容。
在 2026 年上半年，Woodside 向联合国环境规划署（UNEP）提交了其第二份年度石油和天然气甲烷伙伴关系 2.0（OGMP2.0）实施计划，包括首次对 Léopold Sédar Senghor FPSO 和 Karratha Gas Plant 的甲烷排放进行的 5 级报告。5 级是 OGMP 2.0 的最高数据质量标准，要求将详细的源级估算与独立的现场级测量进行对账。
Woodside Energy Group Ltd 的董事会提交了他们的报告（包括 Woodside Energy Group Ltd 及其控制实体（集团）的运营审查，详见第 1 至 15 页，构成本报告的一部分），以及集团的半年度财务报表。
董事会
2026 年上半年期间或自此之后在任的董事名单如下：
| Richard Goyder 先生，AO（主席） | Liz Westcott 女士（首席执行官兼董事总经理）40 |
| Larry Archibald 先生 | Ashok Belani 先生 |
| Arnaud Breuillac 先生 | Swee Chen Goh 女士 |
| Ben Wyatt 先生，AO | Angela Minas 女士 |
| Mark Cutifani 先生，CBE41 | Ann Pickard 女士 |
| Ian Macfarlane 先生（退休）42 | Tony O’Neill 先生（辞职）43 |
金额的四舍五入
Woodside Energy Group Ltd 是适用澳大利亚证券和投资委员会（ASIC）《公司（财务/董事报告中的四舍五入）工具 2026/183》（ASIC 工具 2026/183）的实体。本报告中的金额已根据 ASIC 工具 2026/183 进行了四舍五入。这意味着本报告中的金额已四舍五入至最接近的百万美元，除非另有说明。
审计师独立声明
根据《2001 年公司法》第 307C 条的要求，审计师独立声明详见第 17 页，并构成本报告的一部分。
根据董事会的决议签署。
R J Goyder，AO
主席
墨尔本，维多利亚州
2026年8月25日
致 Woodside Energy Group Ltd 董事会的审计师独立声明
审计师独立声明
作为 Woodside Energy Group Ltd 截至2026年6月30日的半年度财务报告的首席审计师，我声明，尽我所知：
- 在审查财务报告时，没有违反《2001 年公司法》关于审计师独立性的要求；并且
- 在审查财务报告时，没有违反任何适用的职业道德规范。
| N M Henry 合伙人 普华永道 |
西澳大利亚州珀斯 2026年8月25日 |
|
| pwc.com.au | 普华永道，ABN 52 780 433 757 Brookfield Place, Level 15, 125 St Georges Terrace, PERTH WA 6000, GPO Box D198, PERTH WA 6840 电话：+61 8 9238 3000，传真：+61 8 9238 3999，www.pwc.com.au 责任有限，受专业标准立法批准的计划限制。 |
半年度财务报表
截至2026年6月30日的半年度财务报表
目录
| 简明合并损益表 | 20 |
| 简明合并综合收益表 | 21 |
| 简明合并财务状况表 | 22 |
| 简明合并现金流量表 | 23 |
| 简明合并权益变动表 | 24 |
| 简明合并财务报表附注 | 25 |
| A. 本期收益 | 27 |
| A.1 细分收入和费用 | 27 |
| A.2 财务费用 | 28 |
| A.3 已支付和提议的股息 | 28 |
| A.4 每股收益 | 28 |
| A.5 税收 | 29 |
| B. 生产和增长资产 | 30 |
| B.1 探索和评估资产 | 30 |
| B.2 财产、厂房和设备 | 31 |
| B.3 探索和评估资产、财产、厂房和设备及商誉的减值 | 32 |
| B.4 无形资产 | 33 |
| B.5 与集团股东的交易 | 34 |
| C. 债务和资本 | 35 |
| C.1 有息负债和融资设施 | 35 |
| C.2 贡献的股本 | 36 |
| D. 其他资产和负债 | 37 |
| D.1 细分资产和负债 | 37 |
| D.2 准备金 | 38 |
| D.3 其他金融资产和负债 | 39 |
| E. 其他事项 | 41 |
| E.1 或有负债和资产 | 41 |
| E.2 新标准和解释 | 41 |
| E.3 报告期结束后的事件 | 41 |
| E.4 子公司 | 42 |
| 董事声明 | 44 |
| 独立审计师审查报告 | 45 |
本报告期内的重大变化
集团的财务表现和状况受到以下因素的影响：
- 中东的地缘政治发展导致油气和液化天然气价格的波动加剧，以及市场的不确定性。在定价机制滞后的情况下，液化天然气价格上涨的全面影响尚未显现。
- 2025 年 7 月，集团完成了将特立尼达和多巴哥的大安戈斯图拉资产出售给 Perenco Energies International Limited（Perenco），这对 2026 年上半年的收入产生了影响，相较于比较期，这些资产贡献了 1.45 亿美元的收入。
- 集团确认了额外的 5.96 亿美元的 Pluto PRRT 递延税资产，以及 9000 万美元的与 Woodside 美国净经营亏损结转相关的递延所得税资产（详见附注 A.5）。
- 截至2026年6月30日，集团确认了 1.78 亿美元的减值损失，其中包括在决定剥离其在 Calypso 项目中 70% 的运营权益后，对 Calypso 勘探和评估资产的 1.35 亿美元减值，以及在决定退役 H2OK 项目资产后，对该项目的 4300 万美元减值（详见附注 B.3）。
- 集团确认了来自 Pluto Train 2 全球基础设施合作伙伴（Pluto Train 2 GIP）交易的 1.38 亿美元其他收入，反映了更新的预期，即潜在的建设成本超支和违约赔偿不会实现。
- 集团确认了大约 6.55 亿美元的新租赁负债，主要与 Trion 钻探活动和 Woodside Bilangara 船只的三年租赁相关。
| 简明合并损益表 截至2026年6月30日的半年度 |
|||
| 2026 | 2025 | ||
| 附注 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 营业收入 | A.1 | 7,446 | 6,590 |
| 销售成本 | A.1 | (4,604) | (4,045) |
| 毛利润 | 2,842 | 2,545 | |
| 其他收入 | A.1 | 264 | 379 |
| 其他费用 | A.1 | (771) | (964) |
| 减值损失 | A.1 | (178) | (143) |
| 税前利润和净财务费用前利润 | 2,157 | 1,817 | |
| 财务收入 | 123 | 106 | |
| 财务费用 | A.2 | (245) | (169) |
| 税前利润 | 2,035 | 1,754 | |
| 石油资源租税（PRRT）收益/(费用) | A.5 | 305 | (71) |
| 所得税费用 | A.5 | (667) | (353) |
| 税后利润 | 1,673 | 1,330 | |
| 归属于： | |||
| 母公司股东 | 1,672 | 1,316 | |
| 非控制性权益 | E.4 | 1 | 14 |
| 本期利润 | 1,673 | 1,330 | |
| 归属于母公司股东的基本每股收益（美分） | A.4 | 88.2 | 69.4 |
| 归属于母公司股东的稀释每股收益（美分） | A.4 | 87.3 | 68.8 |
| 附带的附注构成半年度财务报表的一部分。 |
| 简明合并综合收益表 截至2026年6月30日的半年度 |
||
| 2026 | 2025 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 本期利润 | 1,673 | 1,330 |
| 其他综合（损失）/收益 | ||
| 可能在后续期间重新分类到损益表的项目： | ||
| 现金流对冲的（损失）/收益 | (526) | 289 |
| 重新分类到损益表的现金流对冲收益 | (72) | (16) |
| 在其他综合收益中确认的税收 | 149 | (57) |
| 不会在后续期间重新分类到损益表的项目： | ||
| 确定福利计划的重新计量收益 | 3 | 2 |
| 通过其他综合收益公允价值计量的金融工具的净损失 | — | (33) |
| 本期的其他综合（损失）/收益，扣除税收 | (446) | 185 |
| 本期的综合收益总额 | 1,227 | 1,515 |
| 归属于： | ||
| 母公司股东 | 1,226 | 1,501 |
| 非控制性权益 | 1 | 14 |
| 本期的综合收益总额 | 1,227 | 1,515 |
| 附带的附注构成半年度财务报表的一部分。 |
| 简明合并财务状况表 | |||
| 截至2026年6月30日 | |||
| 2026年6月30日 | 2025年12月31日 | ||
| 注释 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 流动资产 | |||
| 现金及现金等价物 | 4,339 | 5,712 | |
| 应收账款 | 1,928 | 1,751 | |
| 存货 | 579 | 693 | |
| 其他金融资产 | D.3 | 119 | 229 |
| 应收税款 | 184 | 114 | |
| 其他资产 | 47 | 123 | |
| 流动资产总计 | 7,196 | 8,622 | |
| 非流动资产 | |||
| 应收账款 | 771 | 823 | |
| 存货 | 371 | 288 | |
| 其他金融资产 | D.3 | 109 | 64 |
| 勘探及评估资产 | B.1 | 710 | 790 |
| 不动产、厂房及设备 | B.2 | 47,797 | 46,555 |
| 递延所得税资产 | 3,288 | 2,658 | |
| 租赁资产 | 1,795 | 1,428 | |
| 使用权益法核算的投资 | 272 | 260 | |
| 无形资产 | B.4 | 4,856 | 4,853 |
| 其他资产 | 516 | 160 | |
| 非流动资产总计 | 60,485 | 57,879 | |
| 资产总计 | 67,681 | 66,501 | |
| 流动负债 | |||
| 应付账款 | 1,779 | 1,841 | |
| 有息负债 | C.1 | 983 | 782 |
| 其他金融负债 | D.3 | 148 | 8 |
| 预计负债 | D.2 | 1,238 | 1,212 |
| 应付税款 | 500 | 539 | |
| 租赁负债 | 303 | 159 | |
| 其他负债 | 229 | 876 | |
| 流动负债总计 | 5,180 | 5,417 | |
| 非流动负债 | |||
| 有息负债 | C.1 | 10,387 | 11,181 |
| 递延所得税负债 | 1,273 | 1,182 | |
| 其他金融负债 | D.3 | 363 | 212 |
| 预计负债 | D.2 | 6,397 | 6,655 |
| 应付税款 | 10 | 10 | |
| 租赁负债 | 1,995 | 1,600 | |
| 其他负债 | 352 | 401 | |
| 非流动负债总计 | 20,777 | 21,241 | |
| 负债总计 | 25,957 | 26,658 | |
| 净资产 | 41,724 | 39,843 | |
| 股东权益 | |||
| 已发行并全额支付的股份 | C.2 | 29,036 | 29,036 |
| 为员工股票计划保留的股份 | C.2 | (72) | (82) |
| 其他储备 | 6,034 | 6,382 | |
| 留存收益 | 1,053 | 578 | |
| 归属于母公司的股东权益 | 36,051 | 35,914 | |
| 非控制性权益 | E.4 | 5,673 | 3,929 |
| 股东权益总计 | 41,724 | 39,843 | |
| 附带的注释构成半年度财务报表的一部分。 |
| 简明合并现金流量表 | |||
| 截至2026年6月30日的半年度 | |||
| 2026 | 2025 | ||
| 注释 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 经营活动产生的现金流量/(使用) | |||
| 本期税后利润 | 1,673 | 1,330 | |
| 调整项目： | |||
| 非现金项目 | |||
| 折旧和摊销 | 2,223 | 2,555 | |
| 租赁资产折旧 | 89 | 85 | |
| 衍生金融工具公允价值变动 | 176 | (206) | |
| 净财务费用 | 122 | 63 | |
| 税费 | 362 | 424 | |
| 减值损失 | B.3 | 178 | 143 |
| 恢复运动 | (5) | 445 | |
| 其他 | (143) | (99) | |
| 资产和负债的变动 | |||
| 应收账款及其他应收款的 (增加)/减少 | (65) | 122 | |
| 存货的减少/(增加) | 31 | (65) | |
| 准备金的减少 | (129) | (112) | |
| 其他资产和负债的 (减少)/增加 | (363) | 103 | |
| 应付账款及其他应付款的减少 | (62) | (186) | |
| 经营活动产生的现金流 | 4,087 | 4,602 | |
| 收到的利息 | 109 | 89 | |
| 与经营活动相关的借款成本 | (84) | (5) | |
| 支付的所得税和 PRRT | (825) | (782) | |
| 恢复支付 | (274) | (565) | |
| 经营活动净现金流 | 3,013 | 3,339 | |
| 投资活动的现金流量 (使用)/来源 | |||
| 与业务合并相关的现金支付 1 | (470) | — | |
| 资本和勘探支出的支付 | (3,673) | (4,881) | |
| 从外部方收到的资本支出报销 | 181 | 236 | |
| 与投资活动相关的借款成本 | (297) | (330) | |
| 处置非流动资产收到的押金 | — | 21 | |
| 对联营公司的 (贡献)/分红 | (27) | 17 | |
| 投资活动净现金流 | (4,286) | (4,937) | |
| 融资活动的现金流量 (使用)/来源 | |||
| 借款收入 | C.1 | — | 4,849 |
| 借款的偿还 | C.1 | (602) | (2,900) |
| 与员工持股计划相关的股份购买 | — | (26) | |
| 租赁负债本金部分的偿还 | (111) | (108) | |
| 与租赁负债相关的借款成本 | (1) | (1) | |
| 对非控股权益的贡献/分配 2 | 1,737 | 1,843 | |
| 支付的股息 | (1,122) | (1,006) | |
| 融资活动净现金流 (使用) | (99) | 2,651 | |
| 现金持有的净 (减少)/增加 | (1,372) | 1,053 | |
| 减：分类为待售资产的现金和现金等价物 | — | (108) | |
| 期初现金和现金等价物 | 5,712 | 3,923 | |
| 汇率变动的影响 | (1) | 12 | |
| 期末现金和现金等价物 | 4,339 | 4,880 | |
| 1. 与 Beaumont 新氨气的最终收购完成付款相关。 | |||
| 2. 包括来自 Stonepeak 的资本贡献 16.68 亿美元（2025 年：18.7 亿美元）和来自 Williams 的 5700 万美元（2025 年：无）用于路易斯安那州 LNG 的开发。有关与集团股东的交易，请参见注释 B.5。 | |||
| 附带的注释构成半年度财务报表的一部分。 |
| 简明合并权益变动表 | ||||||||||||
| 截至2026年6月30日的半年度 | ||||||||||||
| 已发行并全额支付的股份 | 预留股份 | 员工福利储备 | 非控股权益储备 | 外币翻译储备 | 对冲储备 | 可分配利润储备 | 其他储备 | 留存收益 | 母公司股东权益 | 非控股权益 | 总权益 | |
| 备注 | C.2 | C.2 | E.4 | |||||||||
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 截至2026年1月1日 | 29,036 | (82) | 287 | (373) | 795 | 188 | 5,557 | (72) | 578 | 35,914 | 3,929 | 39,843 |
| 本期利润 | — | — | — | — | — | — | — | — | 1,672 | 1,672 | 1 | 1,673 |
| 其他综合（损失）/收益 | — | — | — | — | — | (449) | — | — | 3 | (446) | — | (446) |
| 本期总综合（损失）/收益 | — | — | — | — | — | (449) | — | — | 1,675 | 1,226 | 1 | 1,227 |
| 转移 | — | — | — | — | — | — | 1,200 | — | (1,200) | — | — | — |
| 与非控股权益的交易 1 | — | — | — | (20) | — | — | — | — | — | (20) | 1,754 | 1,734 |
| 员工股票计划赎回 | — | 10 | (10) | — | — | — | — | — | — | — | — | — |
| 基于股份的支付（税后） | — | — | 53 | — | — | — | — | — | — | 53 | — | 53 |
| 已支付股息 | — | — | — | — | — | — | (1,122) | — | — | (1,122) | (11) | (1,133) |
| 截至2026年6月30日 | 29,036 | (72) | 330 | (393) | 795 | (261) | 5,635 | (72) | 1,053 | 36,051 | 5,673 | 41,724 |
| 截至2025年1月1日 | 29,001 | (58) | 281 | — | 795 | 1 | 3,069 | (38) | 2,348 | 35,399 | 754 | 36,153 |
| 本期利润 | — | — | — | — | — | — | — | — | 1,316 | 1,316 | 14 | 1,330 |
| 其他综合收益/（损失） | — | — | — | — | — | 216 | — | (33) | 2 | 185 | — | 185 |
| 本期总综合收益/（损失） | — | — | — | — | — | 216 | — | (33) | 1,318 | 1,501 | 14 | 1,515 |
| 转移 | — | — | — | — | — | — | 3,000 | — | (3,000) | — | — | — |
| 与非控股权益的交易 1 | — | — | — | (270) | — | — | — | — | — | (270) | 2,140 | 1,870 |
| 员工股票计划购买 | — | (26) | — | — | — | — | — | — | — | (26) | — | (26) |
| 员工股票计划赎回 | — | 13 | (13) | — | — | — | — | — | — | — | — | — |
| 基于股份的支付（税后） | — | — | 41 | — | — | — | — | — | — | 41 | — | 41 |
| 已支付股息 | — | — | — | — | — | — | (1,006) | — | — | (1,006) | (40) | (1,046) |
| 截至2025年6月30日 | 29,001 | (71) | 309 | (270) | 795 | 217 | 5,063 | (71) | 666 | 35,639 | 2,868 | 38,507 |
| 1. 表示对非控股权益调整金额与收到的任何对价之间的差额。有关与集团股东的交易，请参见备注 B.5。 | ||||||||||||
| 附带的备注构成半年度财务报表的一部分。 |
简明合并财务报表附注
截至2026年6月30日的半年度
关于这些报表
Woodside Energy Group Ltd（Woodside 或集团）是一个以盈利为目的的股份有限公司，注册并在澳大利亚设立。其股份在澳大利亚证券交易所（ASX）和纽约证券交易所（NYSE）公开交易（以 Woodside 美国存托股份的形式）。集团的运营性质和主要活动在澳大利亚运营、国际运营、市场营销与交易、项目、退役、开发与勘探以及碳解决方案部分中进行了描述。
简明合并半年度财务报表已根据董事会于2026年8月25日的决议授权发布。
合规声明
简明合并半年度财务报表是简明一般目的财务报表，已根据澳大利亚会计准则（AASB）134 中期财务报告 的规定编制，该准则由澳大利亚会计准则委员会发布，并符合澳大利亚 公司法 2001。这些简明合并半年度财务报表也符合国际会计准则（IAS）34 中期财务报告 的规定，该准则由国际会计准则委员会发布。
简明合并半年度财务报表不包括通常包含在年度财务报表中的所有类型的附注。因此，这些简明合并半年度财务报表应与截至2025年12月31日的年度报告中的财务报表一起阅读（2025 年财务报表）。
集团的会计政策与集团 2025 年财务报表中披露的政策基本一致。自2026年1月1日起采用的新或修订的标准和解释未对集团的会计政策产生重大影响。有关更多详细信息，请参见备注 E.2。
重要的会计估计和判断与 2025 年财务报表中披露的内容一致。估计已根据需要进行了修订，以反映当前市场条件，包括气候变化的影响。
货币
Woodside 及其所有重要子公司的功能货币和报告货币为美元。
外币交易最初按交易实体的功能货币记录，汇率为交易日期的现行汇率。报告日期以外币计价的货币资产和负债按该日期的现行汇率转换。合并财务报表中的汇兑差额计入简明合并损益表。
金额的四舍五入
简明合并半年度财务报表中的金额已根据澳大利亚证券和投资委员会（ASIC）2026/183 号公司（财务/董事报告中的四舍五入）工具的选项，四舍五入至最接近的百万美元，除非另有说明。
编制基础
简明合并半年度财务报表是基于历史成本编制的，除衍生金融工具和某些其他金融资产及金融负债外，这些项目已按公允价值计量，并根据有效对冲关系中被对冲风险的公允价值变动进行了调整。未按公允价值计量的情况下，如果金融资产和金融负债的账面价值与其公允价值不相近，则公允价值已包含在简明合并半年度财务报表的附注中。
简明合并半年度财务报表包含截至2026年6月30日的集团财务结果。子公司自集团获得控制权之日起完全合并，并在集团不再控制之日起停止合并。
集团的重大子公司在编制简明合并半年度财务报表时适用与母公司相同的报告期和会计政策。所有内部交易的余额和交易，包括因集团内部交易产生的未实现利润和损失，均已全部消除。
非控制性权益在简明合并损益表中分配其税后净利润份额；在简明合并综合收益表中分配其税后其他综合收益份额；并在简明合并财务状况表中以权益形式呈现，与母公司股东权益分开。
比较信息
简明合并半年度财务报表提供了与前期的比较信息。如有需要，已根据当前期间简明合并半年度财务报表中项目的分类，对前期财务报表中的项目进行了重新分类。有关更多详细信息，请参见附注 A.1。
报告分部
有关集团运营分部信息的详细信息，请参见 2025 年财务报表。
A. 本期收益
A.1 分部收入和费用
| 澳大利亚 | 国际 | 市场营销 | 企业 | 合并 | ||||||
| 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | 2026 | 2025 | |
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 液化天然气 | 2,189 | 2,417 | — | — | 836 | 522 | — | — | 3,025 | 2,939 |
| 管道气 | 565 | 564 | 20 | 141 | — | — | — | — | 585 | 705 |
| 原油和凝析油 | 784 | 683 | 2,515 | 2,011 | 142 | 13 | — | — | 3,441 | 2,707 |
| 天然气液体 | 115 | 90 | 17 | 18 | 2 | 9 | — | — | 134 | 117 |
| 氨 | — | — | 171 | — | — | — | — | — | 171 | — |
| 产品销售收入 | 3,653 | 3,754 | 2,723 | 2,170 | 980 | 544 | — | — | 7,356 | 6,468 |
| 部门间收入 1 | (101) | (9) | — | — | 101 | 9 | — | — | — | — |
| 加工和服务收入 | 88 | 109 | — | — | — | — | — | — | 88 | 109 |
| 船运及其他收入 | — | — | — | — | 2 | 13 | — | — | 2 | 13 |
| 其他收入 | (13) | 100 | — | — | 103 | 22 | — | — | 90 | 122 |
| 营业收入 2 | 3,640 | 3,854 | 2,723 | 2,170 | 1,083 | 566 | — | — | 7,446 | 6,590 |
| 生产成本 3 | (539) | (399) | (210) | (268) | — | — | — | — | (749) | (667) |
| 进料气、服务和加工成本 3 | (92) | (92) | (146) | — | — | — | — | — | (238) | (92) |
| 特许权使用费、消费税和税费 | (134) | (126) | (9) | (30) | — | — | — | — | (143) | (156) |
| 保险 | (16) | (19) | (11) | (8) | — | — | (6) | (10) | (33) | (37) |
| 库存变动 | (77) | (7) | 23 | 6 | — | — | — | — | (54) | (1) |
| 生产成本 | (858) | (643) | (353) | (300) | — | — | (6) | (10) | (1,217) | (953) |
| 物业、厂房和设备折旧 | (1,032) | (1,170) | (1,150) | (1,340) | — | — | (27) | (31) | (2,209) | (2,541) |
| 船运和直接销售成本 | (70) | (36) | (53) | (41) | (54) | (43) | — | — | (177) | (120) |
| 交易成本 | (101) | (88) | — | — | (871) | (322) | — | — | (972) | (410) |
| 其他碳氢化合物成本 | (10) | (6) | — | — | — | — | — | — | (10) | (6) |
| 其他 | (14) | (15) | (5) | — | — | — | — | — | (19) | (15) |
| 其他销售成本 | (195) | (145) | (58) | (41) | (925) | (365) | — | — | (1,178) | (551) |
| 销售成本 | (2,085) | (1,958) | (1,561) | (1,681) | (925) | (365) | (33) | (41) | (4,604) | (4,045) |
| 毛利润/(亏损) | 1,555 | 1,896 | 1,162 | 489 | 158 | 201 | (33) | (41) | 2,842 | 2,545 |
| 其他收入 4 | 230 | 82 | 8 | 67 | 12 | (9) | 14 | 239 | 264 | 379 |
| 勘探和评估支出 | (26) | (10) | (73) | (71) | — | — | — | — | (99) | (81) |
| 许可证收购的摊销 | — | — | (4) | (3) | — | — | — | — | (4) | (3) |
| 注销 | — | — | (1) | — | — | — | — | — | (1) | — |
| 勘探和评估 | (26) | (10) | (78) | (74) | — | — | — | — | (104) | (84) |
| 一般、管理和其他成本 | (28) | (15) | (46) | (8) | — | (1) | (168) | (237) | (242) | (261) |
| 无形资产的摊销 | — | — | (1) | — | — | — | (9) | (11) | (10) | (11) |
| 租赁资产的折旧 | (12) | (18) | (3) | (1) | (44) | (39) | (30) | (27) | (89) | (85) |
| 恢复变动 | 3 | (443) | 2 | (2) | — | — | — | — | 5 | (445) |
| 其他 5 | (58) | (19) | (26) | (2) | (72) | (8) | (175) | (49) | (331) | (78) |
| 其他成本 | (95) | (495) | (74) | (13) | (116) | (48) | (382) | (324) | (667) | (880) |
| 其他费用 | (121) | (505) | (152) | (87) | (116) | (48) | (382) | (324) | (771) | (964) |
| 减值损失 6 | — | — | (135) | — | — | — | (43) | (143) | (178) | (143) |
| 税前利润/(亏损) 和净财务成本 | 1,664 | 1,473 | 883 | 469 | 54 | 144 | (444) | (269) | 2,157 | 1,817 |
| 1. 部门间收入反映了在部门之间转移的产品和服务所确认的利润。 | ||||||||||
| 2. 营业收入包括来自客户的合同收入为 74.44 亿美元（2025 年：65.77 亿美元）和披露在船运及其他收入中的 200 万美元（2025 年：1300 万美元）的子租赁收入。 | ||||||||||
| 3. 在 2026 年，进料气、服务和加工相关成本单独列示，以更好地反映集团的基本活动。在 2025 年的财务报表中，这些成本包含在生产成本中。 | ||||||||||
| 4. 包括与 Pluto Train 2 GIP 交易相关的 1.38 亿美元已释放的递延收入和与公司持续运营无关的其他收入。2025 年的金额包括与 Perdaman 相关的嵌入式衍生品的 1.62 亿美元未实现公允价值收益、3200 万美元的对冲活动净收益、费用、回收和与公司持续运营无关的其他收入。 | ||||||||||
| 5. 包括与 Perdaman 相关的嵌入式衍生品的 1.35 亿美元未实现公允价值损失、7100 万美元的对冲活动净损失和与公司持续运营无关的其他项目。 | ||||||||||
| 6. 包括与 Calypso 勘探和评估资产的 1.35 亿美元（2025 年：无）减值和与 H2OK 项目的 4300 万美元（2025 年：14300 万美元）减值。有关减值的详细信息，请参见注释 B.3。 |
A.2 财务费用
| 2026 | 2025 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 有息负债利息 | 303 | 281 |
| 租赁负债利息 | 65 | 51 |
| 增值费用 | 156 | 148 |
| 其他财务费用 | 17 | 29 |
| 减：资本化的借款费用 | (296) | (340) |
| 财务费用总计 | 245 | 169 |
A.3 已支付和提议的股息
母公司 Woodside Energy Group Ltd 已支付和提议的股息如下：
| 2026 | 2025 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| (a) 财政年度内已支付的股息 | ||
| 前一年全额免税的最终股息每股 0.59 美元，于2026年3月27日支付（2025 年：每股 0.53 美元，于2025年4月2日支付） | 1,122 | 1,006 |
| (b) 报告期后确定的股息（未记录为负债） | ||
| 当前年度全额免税的中期股息每股 0.57 美元，将于2026年9月25日支付 (2025 年：每股 0.53 美元，将于2025年9月24日支付) |
1,084 | 1,006 |
A.4 每股收益
| 2026 | 2025 | |
| 归属于母公司股东的利润（百万美元） | 1,672 | 1,316 |
| 基本每股收益的加权平均发行股份数 | 1,896,068,066 | 1,895,162,804 |
| 稀释潜在普通股的稀释效应 | 19,457,286 | 17,049,593 |
| 考虑稀释效应的加权平均发行股份数 | 1,915,525,352 | 1,912,212,397 |
| 基本每股收益（美分） | 88.2 | 69.4 |
| 稀释每股收益（美分） | 87.3 | 68.8 |
| 每股收益是通过将归属于普通股东的期间利润除以期间内的加权平均发行股份数计算得出的。加权平均发行股份数考虑了为员工股票计划保留的股份。稀释每股收益是通过调整基本每股收益，考虑所有可稀释潜在普通股转换为普通股时将发行的普通股数量计算得出的。 |
A.5 税务
| 2026 | 2025 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 所得税费用/收益的调节 | ||
| 税前利润 | 2,035 | 1,754 |
| PRRT 收益/费用 | 305 | (71) |
| 税前利润 | 2,340 | 1,683 |
| 按 30% 计算的所得税费用 | 702 | 505 |
| 税率差异的影响 | 41 | 42 |
| 未确认的递延税资产的影响 | 50 | 12 |
| 之前未确认的税收优惠的影响 | (90) | (193) |
| 外汇对税费/收益的影响 | 28 | (35) |
| 对前几年的调整 | (41) | 4 |
| 其他 | (23) | 18 |
| 所得税费用 | 667 | 353 |
| 全球运营的有效所得税率（EITR）为 28.5%（2025 年：21.0%），计算方法为集团的所得税费用除以税前利润。排除额外的 Pluto PRRT 递延税资产、与美国净经营损失相关的所得税递延税资产和减值损失后，基础 EITR 为 29.6%。 在此期间，集团确认了 596 百万美元（税后 417 百万美元）的额外 PRRT 递延税资产，反映了由于价格环境上升而导致的可用 PRRT 扣除的预期利用增加。集团还确认了 9000 万美元的所得税递延税资产，涉及遗留的 Woodside 美国净经营损失结转，因为现在认为这些损失的利用是可能的。 |
B. 生产和增长资产
B.1 探索和评估资产
| 亚太地区 | 美洲 | 非洲 | 总计 | |
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年 | ||||
| 2026年1月1日的账面价值 | 582 | 207 | 1 | 790 |
| 增加 | 18 | 47 | — | 65 |
| 许可证收购成本的摊销 | — | (4) | — | (4) |
| 费用化 | — | (1) | — | (1) |
| 减值 1 | — | (135) | — | (135) |
| 转移的探索和评估 | (5) | — | — | (5) |
| 截至2026年6月30日的账面价值 | 595 | 114 | 1 | 710 |
| 截至2025年12月31日的年度 | ||||
| 2025年1月1日的账面价值 | 571 | 149 | 1 | 721 |
| 增加 | 17 | 67 | — | 84 |
| 许可证收购成本的摊销 | — | (5) | — | (5) |
| 费用化 | — | (4) | — | (4) |
| 转移的探索和评估 | (6) | — | — | (6) |
| 截至2025年12月31日的账面价值 | 582 | 207 | 1 | 790 |
| 1. 有关 Calypso 探索和评估资产减值的详细信息，请参见 B.3 注释。 |
B.2 房地产、厂房和设备
| 土地和建筑物 | 石油和天然气资产 | 在建项目 1 | 其他设备 | 总计 | |
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年 | |||||
| 2026年1月1日的账面价值 | 744 | 23,091 | 22,437 | 283 | 46,555 |
| 新增 2 | — | 9 | 3,492 | — | 3,501 |
| 按账面价值处置 | — | — | (12) | — | (12) |
| 减值损失 3 | — | — | (43) | — | (43) |
| 完工和转移 4 | 136 | 398 | (2,010) | 1,481 | 5 |
| 折旧 | (32) | (2,135) | — | (42) | (2,209) |
| 截至2026年6月30日的账面价值 | 848 | 21,363 | 23,864 | 1,722 | 47,797 |
| 截至2026年6月30日 | |||||
| 历史成本 | 2,035 | 59,227 | 24,389 | 2,201 | 87,852 |
| 累计折旧和减值 | (1,187) | (37,864) | (525) | (479) | (40,055) |
| 账面价值 | 848 | 21,363 | 23,864 | 1,722 | 47,797 |
| 截至2025年12月31日的年度 | |||||
| 2025年1月1日的账面价值 | 734 | 25,787 | 15,926 | 189 | 42,636 |
| 购买价格分配的调整 | (21) | — | (9) | — | (30) |
| 新增 | — | 657 | 8,658 | 10 | 9,325 |
| 按账面价值处置 | (6) | (44) | (143) | (3) | (196) |
| 减值损失 | — | — | (143) | — | (143) |
| 完工和转移 | 98 | 1,609 | (1,852) | 151 | 6 |
| 折旧 | (61) | (4,918) | — | (64) | (5,043) |
| 2025年12月31日的账面价值 | 744 | 23,091 | 22,437 | 283 | 46,555 |
| 截至2025年12月31日 | |||||
| 历史成本 | 1,899 | 58,820 | 22,919 | 720 | 84,358 |
| 累计折旧和减值 | (1,155) | (35,729) | (482) | (437) | (37,803) |
| 账面价值 | 744 | 23,091 | 22,437 | 283 | 46,555 |
| 1. 在建项目包括通过业务合并获得的某些项目未来阶段的公允价值。 2. 包括 32.43 亿美元的资本新增，2.96 亿美元的资本化借款成本，以及 2600 万美元与恢复准备假设变化相关的费用。在资本新增中包括 15.95 亿美元与路易斯安那州液化天然气项目相关的费用。 3. 有关 H2OK 项目减值的详细信息请参见注释 B.3。 4. 主要反映 2026 年 3 月完成后，将博蒙特新氨（BNA）项目的账面价值从在建项目转移至其他设备。 |
|||||
| 集团已签订资本承诺，但未在财务报表中列示，总额为 96.99 亿美元（2025年12月31日：119.57 亿美元）。资本承诺主要与路易斯安那州液化天然气和 Trion 项目相关（2025年12月31日：路易斯安那州液化天然气、Trion 和 Scarborough 能源项目）。路易斯安那州液化天然气的资本承诺总额为 81.70 亿美元（2025年12月31日：99.86 亿美元），根据各自在项目中的权益由集团、Stonepeak 和 Williams 共同承担。在交易安排下，Stonepeak 已承诺提供高达 57 亿美元的资金，以支持其在路易斯安那州液化天然气基础开发相关的资本支出。有关与 Stonepeak 的减持安排及 Stonepeak 迄今为止的贡献的详细信息，请参见注释 B.5。 |
B.3 探索和评估资产、物业、厂房及设备和商誉的减值
Calypso 探索和评估资产的减值
截至2026年6月30日，Calypso 探索和评估资产被评估为未完全可回收，因集团决定出售其在 Calypso 项目中 70% 的运营权益。因此，在截至2026年6月30日的国际部门的注释 A.1 中确认了 1.35 亿美元的减值损失（2025 年：无）。有关出售集团在 Calypso 项目中权益的后续协议的详细信息，请参见注释 E.3。
H2OK 项目的减值
截至2026年6月30日，剩余的 H2OK 项目资产被评估为不可回收，因决定退役这些资产。因此，在截至2026年6月30日的公司部门的注释 A.1 中确认了 4300 万美元的税前减值损失（2025 年：14300 万美元），将资产的账面价值降至零。
B.4 无形资产
| 商誉 | 合同资产 | 软件 | 总计 | |
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年 | ||||
| 2026年1月1日的账面价值 | 3,952 | 714 | 187 | 4,853 |
| 新增 | – | – | 18 | 18 |
| 摊销 | – | (2) | (8) | (10) |
| 处置 | – | (5) | – | (5) |
| 截至2026年6月30日的账面价值 | 3,952 | 707 | 197 | 4,856 |
| 截至2026年6月30日 | ||||
| 成本 | 4,429 | 796 | 238 | 5,463 |
| 累计摊销和减值 | (477) | (89) | (41) | (607) |
| 账面价值 | 3,952 | 707 | 197 | 4,856 |
| 截至2025年12月31日的年度 | ||||
| 2025年1月1日的账面价值 | 3,866 | 757 | 203 | 4,826 |
| 购买价格分配的调整 | 86 | 30 | – | 116 |
| 新增 | – | – | 2 | 2 |
| 摊销 | – | (73) | (18) | (91) |
| 2025年12月31日的账面价值 | 3,952 | 714 | 187 | 4,853 |
| 截至2025年12月31日 | ||||
| 成本 | 4,429 | 814 | 220 | 5,463 |
| 累计摊销和减值 | (477) | (100) | (33) | (610) |
| 账面价值 | 3,952 | 714 | 187 | 4,853 |
B.5 与集团股东的交易
与 Stonepeak 的减持安排
在 2025 年，集团与 Stonepeak 签订协议，Stonepeak 将收购集团旗下 Louisiana LNG Infrastructure LLC 的 40% 股份。Stonepeak 将提供高达 57 亿美元的资金，用于路易斯安那州 LNG 基础设施的加速开发，预计在 2025 年和 2026 年贡献 75% 的项目资本支出。截至2026年6月30日，已收到总付款 42.62 亿美元。
根据协议，集团仍然控制 Louisiana LNG Infrastructure LLC，而 Stonepeak 现在持有非控股权益。未导致集团失去控制权的交易被视为股权交易。当所有权比例发生变化时，控股和非控股权益的账面价值将根据其在子公司中的相对权益进行调整。非控股权益的调整与收到的对价之间的任何差额将记录在单独的股本储备中。Stonepeak 的非控股权益比例基于迄今为止的总贡献比例，并将在建设阶段波动。项目开始产生收入时，非控股权益比例将恢复至 40%。请参见附注 E.4 子公司。
C. 债务和资本
C.1 带息负债和融资设施
| 双边融资 | 银团融资 | JBIC 融资 | 美国债券 | 中期票据 | 总计 | |
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年 | ||||||
| 截至2026年1月1日 | (4) | 2,232 | 1,000 | 8,535 | 200 | 11,963 |
| 偿还 1 | — | (600) | — | — | — | (600) |
| 资本化和摊销的交易成本 | (1) | 2 | — | 6 | — | 7 |
| 截至2026年6月30日的账面价值 | (5) | 1,634 | 1,000 | 8,541 | 200 | 11,370 |
| 当前 | (2) | (4) | — | 789 | 200 | 983 |
| 非当前 | (3) | 1,638 | 1,000 | 7,752 | — | 10,387 |
| 截至2026年6月30日的账面价值 | (5) | 1,634 | 1,000 | 8,541 | 200 | 11,370 |
| 截至2026年6月30日的未提款余额 | 2,650 | 1,200 | — | — | — | 3,850 |
| 截至2025年12月31日的年度 | ||||||
| 截至2025年1月1日 | 495 | 2,233 | 1,000 | 6,069 | 200 | 9,997 |
| 提取 | 1,400 | — | — | 3,500 | — | 4,900 |
| 偿还 | (1,900) | — | — | (1,000) | — | (2,900) |
| 资本化和摊销的交易成本 | 1 | (1) | — | (34) | — | (34) |
| 截至2025年12月31日的账面价值 | (4) | 2,232 | 1,000 | 8,535 | 200 | 11,963 |
| 当前 | (2) | (5) | — | 789 | — | 782 |
| 非当前 | (2) | 2,237 | 1,000 | 7,746 | 200 | 11,181 |
| 截至2025年12月31日的账面价值 | (4) | 2,232 | 1,000 | 8,535 | 200 | 11,963 |
| 截至2025年12月31日的未提款余额 | 2,350 | 1,200 | — | — | — | 3,550 |
| 1. 在 2026 年 6 月，集团结清了于2020年1月17日执行的 6 亿美元银团融资。 |
没有新的契约或其他对带息负债和融资设施的重大变更。
公允价值
带息负债的账面金额接近其公允价值，除了集团的无担保债券和中期票据。无担保债券的账面金额为 85.41 亿美元（2025年12月31日：85.35 亿美元），公允价值为 86.36 亿美元（2025年12月31日：86.65 亿美元）。中期票据的账面金额为 2 亿美元（2025年12月31日：2 亿美元），公允价值为 1.98 亿美元（2025年12月31日：1.97 亿美元）。公允价值是根据这些工具的报价市场价格确定的，并在公允价值层级中被归类为第一级。
C.2 贡献股本
已发行并全额支付的股份
| 股份数量 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年 | ||
| 期初余额 | 1,901,100,143 | 29,036 |
| 截至2026年6月30日的金额 | 1,901,100,143 | 29,036 |
| 截至2025年12月31日的年度 | ||
| 期初余额 | 1,898,749,771 | 29,001 |
| 发行股份 | 2,350,372 | 35 |
| 截至2025年12月31日的金额 | 1,901,100,143 | 29,036 |
所有股份均为单一类别，享有平等的股息、资本分配和投票权。公司没有授权资本，也没有关于其已发行股份的面值。
保留股份
保留股份是公司自己的股权工具，用于员工基于股份的支付安排或股息再投资计划（DRP）。DRP 于2023年2月27日暂停。这些股份从股本中扣除。
| 股份数量 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年 | ||
| 期初余额 | 5,283,450 | (82) |
| 在半年内归属/分配 | (644,610) | 10 |
| 截至2026年6月30日的金额 | 4,638,840 | (72) |
| 截至2025年12月31日的年度 | ||
| 期初余额 | 3,080,842 | (58) |
| 年内购买 | 5,700,372 | (88) |
| 年内归属/分配 | (3,497,764) | 64 |
| 截至2025年12月31日的金额 | 5,283,450 | (82) |
D. 其他资产和负债
D.1 细分资产和负债
| 2026年6月30日 | 2025年12月31日 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| (a) 细分资产 | ||
| 澳大利亚 | 30,569 | 30,541 |
| 国际 | 26,885 | 24,773 |
| 市场营销 | 1,094 | 965 |
| 企业 | 9,133 | 10,222 |
| 67,681 | 66,501 | |
| 2026年6月30日 | 2025年12月31日 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| (b) 细分负债 | ||
| 澳大利亚 | 6,899 | 7,252 |
| 国际 | 2,856 | 2,531 |
| 市场营销 | 1,297 | 1,054 |
| 企业 | 14,905 | 15,821 |
| 25,957 | 26,658 | |
| 企业资产主要包括现金及现金等价物、递延所得税资产、正在开发的新能资产和租赁资产。企业负债主要包括带息负债、递延所得税负债和租赁负债。 |
D.2 准备金
| 恢复 1 | 员工福利 | 其他 | 总计 | |
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年度 | ||||
| 2026年1月1日 | 6,886 | 669 | 312 | 7,867 |
| 准备金变动 | (229) | (86) | (73) | (388) |
| 现值折现的解除 | 156 | — | — | 156 |
| 截至2026年6月30日的账面金额 | 6,813 | 583 | 239 | 7,635 |
| 截至2026年6月30日 | ||||
| 当前 | 765 | 373 | 100 | 1,238 |
| 非当前 | 6,048 | 210 | 139 | 6,397 |
| 账面金额 | 6,813 | 583 | 239 | 7,635 |
| 截至2025年12月31日的年度 | ||||
| 2025年1月1日 | 6,526 | 654 | 367 | 7,547 |
| 购买价格分配的调整 | — | — | 100 | 100 |
| 准备金变动 | 254 | 11 | (138) | 127 |
| 现值折现的解除 | 283 | 5 | — | 288 |
| 处置 | (177) | (1) | (17) | (195) |
| 截至2025年12月31日的账面金额 | 6,886 | 669 | 312 | 7,867 |
| 截至2025年12月31日 | ||||
| 当前 | 637 | 449 | 126 | 1,212 |
| 非当前 | 6,249 | 220 | 186 | 6,655 |
| 账面金额 | 6,886 | 669 | 312 | 7,867 |
| 1. 2026 年的准备金变动是由于使用的准备金为 2.55 亿美元，折现率的修订为 9,000 万美元，外汇汇率变动影响为 9,200 万美元，估计变动为 2,400 万美元。2025 年的准备金变动是由于估计变动为 8.98 亿美元，外汇汇率变动影响为 2.33 亿美元，使用的准备金为 8.23 亿美元，折现率的修订为 5,400 万美元。 |
D.3 其他金融资产和负债
| 2026年6月30日 | 2025年12月31日 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 其他金融资产 | ||
| 公允价值计入损益的金融工具 | ||
| 指定为对冲的衍生金融工具 | 152 | 217 |
| 其他金融资产 | 18 | 14 |
| 公允价值计入其他综合收益的金融工具 | ||
| 其他金融资产 | 58 | 62 |
| 其他金融资产总计 | 228 | 293 |
| 当前 | 119 | 229 |
| 非当前 | 109 | 64 |
| 净账面金额 | 228 | 293 |
| 其他金融负债 | ||
| 公允价值计入损益的金融工具 | ||
| 指定为对冲的衍生金融工具 | 130 | 7 |
| 嵌入式衍生工具 | 347 | 212 |
| 其他金融负债 | 34 | 1 |
| 其他金融负债总计 | 511 | 220 |
| 当前 | 148 | 8 |
| 非当前 | 363 | 212 |
| 净账面金额 | 511 | 220 |
对冲活动
截至2026年6月30日，集团拥有以下主要未实现商品对冲头寸：
- 36 百万桶油生产量以每桶 75 美元的平均价格对冲，持续至 2027 年。
- Corpus Christi LNG 量通过亨利中心（HH）和标题转移设施（TTF）商品掉期合同进行对冲。
下表展示了集团指定为对冲的衍生金融工具，按公允价值计量和确认：
| 2026年6月30日 | 2025年12月31日 | |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 布伦特商品掉期（现金流对冲） | 103 | 114 |
| HH 天然气商品掉期（现金流对冲） | (26) | (4) |
| TTF LNG 商品掉期（现金流对冲） | (63) | 66 |
| 利率掉期（现金流对冲）1 | — | 15 |
| 外汇远期（现金流对冲） | 8 | 19 |
| 指定为对冲的衍生金融工具资产总计 | 22 | 210 |
| 1. 在 2026 年 6 月，集团提前结清了 6 亿美元的银团贷款，这是基础对冲项目。因此，相关的对冲工具不再被指定为对冲。请参阅注释 C.1。 |
嵌入式商品衍生工具
在 2023 年，集团与 Perdaman 签订了一份修订的长期天然气销售和购买合同（GSPA），其中销售价格的一部分与尿素价格挂钩。该合同被评估为包含一个嵌入式商品衍生工具，需分离并按公允价值计入损益。截止2026年6月30日，嵌入式衍生工具的账面价值为净负债 3.47 亿美元（2025年12月31日：净负债 2.12 亿美元）。该衍生工具在每个报告日期重新计量公允价值。在截至2026年6月30日的半年度中，已确认未实现损失 1.35 亿美元计入其他费用（2025年6月30日：未实现收益 1.62 亿美元计入其他收入）。
D.3 其他金融资产和负债（续）
公允价值
除本附注中列示的其他金融资产和其他金融负债外，没有其他以公允价值计量的重大金融资产或金融负债。本附注中列示的其他金融资产和其他金融负债被归类为公允价值层级中的第二级，具有市场可观察输入，嵌入式商品衍生品被归类为公允价值层级中的第三级，没有市场可观察输入。有关更多详细信息，请参阅关键估计和判断。在此期间，没有发生公允价值层级之间的重新分类。
在此期间，集团的估值流程、估值技术和公允价值计量中使用的输入类型没有变化。
金融风险因素
集团的活动使其金融工具面临多种市场风险，包括外汇风险、商品价格风险和利率风险。半年度财务报表未包含年度报告中所需的所有金融风险管理信息和披露，因此应与集团的 2025 年财务报表一起阅读。自2025年12月31日以来，风险管理政策没有重大变化。有关折现率和定价的敏感性评估，请参阅下面的嵌入式商品衍生品关键估计和判断部分。
关键估计和判断
(a) 嵌入式商品衍生品
Perdaman 嵌入式衍生品的公允价值是使用蒙特卡洛模拟模型估算的。该评估要求管理层对模型输入做出某些假设，包括预测现金流、折现率、信用风险和波动性。这些假设需要重大判断，并且受到风险和不确定性的影响，因此经济条件的变化可能会影响这些假设。嵌入式衍生品的现值是使用以下假设进行估算的。
- 通货膨胀率 – 2.50%。
- 折现率 – 税前利率曲线（范围：5.04% 至 8.07%）。
- 国内天然气定价 – 预测销售受尿素定价的影响。价格假设基于在计量日期可获得的最佳市场信息，并根据全球供需的短期和长期观点得出，建立在行业的过去经验基础上，并与外部来源一致。长期尿素价格是参考市场上可获得的现行天然气中心（TTF）价格确定的。
嵌入式衍生品对折现率和定价的变化最为敏感，这可能导致在其他收入/费用中确认未实现的收益或损失。对折现率和长期价格假设变化的名义影响估计如下。估值覆盖 20 年的合同期，以下假设的变化在合同的整个生命周期内对输入进行线性增加或减少。敏感性分析未表示现货价格的增加。
| 假设变化 1 | 美元百万 | ||
| TTF 销售价格：增加 10% | 179 | ||
| TTF 销售价格：减少 10% | (177) | ||
| 折现率：增加 1.5%2 | (182) | ||
| 折现率：减少 1.5%2 | 223 | ||
| 1. 显示的金额代表在保持所有其他变量不变的情况下合同现值的变化。 | |||
| 2. 1.5% 的变化代表 150 个基点。 |
E. 其他事项
E.1 或有负债和资产
| 2026 | 2025 | |
| 报告日期的或有负债 | 美元百万 | 美元百万 |
| 或有负债 | 340 | 322 |
| 总披露的或有负债 | 340 | 322 |
或有负债主要与可能的义务有关，其存在仅在不确定未来事件的发生或不发生时得到确认，因此集团在这些财务报表中未对此类金额进行计提。集团在复杂的税收和立法制度下运营。上述披露的金额包括与各种税务和政府机构的持续争议相关的估计。评估或有负债的价值需要高度的判断。与税务事项相关的或有负债是基于收到的来自当局的通知进行估算的，未包括利息和罚款。与同一事项相关的进一步索赔的可能性不能排除，司法程序可能需要较长时间才能结束。此外，在业务过程中，集团内的实体还出现了其他一些索赔和可能的索赔，其结果目前无法估计，且上述表格中未包含任何金额。
截至2026年6月30日，集团有 3100 万美元的或有资产（截至2025年12月31日：3000 万美元）。
E.2 新标准和解释
已采用的新修订会计标准
在当前报告期内，若干修订标准开始适用，包括在截至2025年12月31日的年度报告的财务报表中披露的对 AASB/IFRS 7 和 AASB/IFRS 9 的修订。集团未对其会计政策进行重大更改，也未因采用这些修订标准而进行追溯调整。这些修订对集团的简明合并半年度财务报表中的会计政策或披露金额没有实质性影响。
尚未采用的新标准和解释
某些新的会计准则、会计准则修订和解释已发布，但在2026年6月30日的报告期内并非强制适用，且集团尚未提前采用。除了 AASB 18/IFRS 18《财务报表的列示和披露》外，这些公告预计不会对集团当前或未来报告期的合并财务报表产生重大影响。AASB/IFRS 18 将取代 AASB 101/IAS 1《财务报表的列示》，引入新的要求，以帮助实现类似实体财务业绩的可比性，并为用户提供更相关的信息和透明度。尽管 AASB/IFRS 18 不会影响财务报表中项目的确认或计量，但其对列示和披露的影响预计将是广泛的，特别是与合并损益表相关的内容，以及在财务报表中提供管理定义的业绩指标。管理层目前正在评估新标准对集团财务报表的详细影响。集团将从2027年1月1日的强制生效日期开始应用新标准。需要进行追溯适用。
E.3 报告期结束后的事件
巴斯海峡资产的运营权
2025年7月29日，集团与埃克森美孚澳大利亚（ExxonMobil）达成协议，接管巴斯海峡生产资产、朗福德天然气厂、长岛点气体液体加工设施及相关管道基础设施的运营权。集团与埃克森美孚在合资企业资产中的股权利益及当前的退役计划和准备金保持不变。该交易于2026年7月1日完成并生效，晚于报告日期。
作为交易的一部分，伍兹海德收购了埃克森美孚为巴斯海峡员工设立的雇主实体，包括与员工相关的资产和负债，交易对价为 1 美元。员工费用将继续由巴斯海峡合资企业的合作伙伴根据其股权利益进行资助。雇主实体的收购将被视为企业合并，并将在 2026 年年度报告中进行会计处理。
E.3 报告期结束后的事件（续）
布劳斯合资企业优先购买权
2026年6月12日，集团行使其优先购买权，收购布劳斯合资企业 10.67% 的参与权益。收购对价包括支付 2.25 亿美元、对某些合资企业现金调用贡献的报销以及一项 175 百万美元的有条件支付，需满足特定未来条件。该交易需满足惯例的先决条件，包括监管批准，且在报告日期尚未完成。完成后，集团在布劳斯合资企业的参与权益将增加至 41.27%。
卡利普索资产剥离
在报告日期后，集团签署协议，将其在卡利普索项目中 70% 的运营权益出售给 bp。该交易的完成需满足惯例的先决条件，包括政府和监管批准，预计将在 2026 年底之前完成。该交易包括固定和有条件的对价。如 B.3 注释所述，集团决定剥离其在卡利普索项目中的权益后，截至2026年6月30日确认了 1.35 亿美元的减值损失。
E.4 子公司
具有非控股权益的子公司
集团拥有两家澳大利亚子公司和两家具有非控股权益（NCI）的国际子公司。
| 实体名称 | 主要营业地点 | NCI 持股比例 | NCI 方 |
| Burrup Facilities Company Pty Ltd | 澳大利亚 | 10.00% | 关西电力澳大利亚有限公司和 MidOcean Pluto Pty Ltd |
| Burrup Train 1 Pty Ltd | 澳大利亚 | 10.00% | 关西电力澳大利亚有限公司和 MidOcean Pluto Pty Ltd |
| Louisiana LNG Infrastructure LLC1 | 美国 | 62.87% | Stonepeak |
| Louisiana LNG LLC | 美国 | 10.00% | Williams |
| 1. Louisiana LNG Infrastructure LLC 的非控股权益按子公司净资产的比例进行计量。每个成员在清算时有权享有的净资产比例在运营开始前有所不同。在此里程碑之前，权益按每个成员的累计资本贡献比例确定。预计项目开始运营时，NCI 比例将恢复至 40%。 |
E.4 子公司（续）
具有非控股权益的子公司的汇总财务信息（包括合并调整，但不包括内部交易消除）如下：
| Burrup 设施公司 | Burrup Train 1 公司 | 路易斯安那 LNG 基础设施有限责任公司 | 路易斯安那 LNG 有限责任公司 | 总计 | |
| 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | |
| 截至2026年6月30日的半年度 | |||||
| 流动资产 | 379 | 314 | 678 | 339 | 1,710 |
| 非流动资产 | 4,694 | 2,551 | 7,315 | 2,738 | 17,298 |
| 流动负债 | (45) | (36) | (448) | (251) | (780) |
| 非流动负债 | (542) | (299) | (84) | (31) | (956) |
| 净资产 | 4,486 | 2,530 | 7,461 | 2,795 | 17,272 |
| NCI 累计余额 | 449 | 253 | 4,691 | 280 | 5,673 |
| (损失)/利润 | (21) | 19 | 3 | (5) | (4) |
| 分配给 NCI 的 (损失)/利润 | (2) | 2 | 2 | (1) | 1 |
| 支付给 NCI 的股息 | (1) | (10) | — | — | (11) |
| 截至2025年12月31日的年度 | |||||
| 流动资产 | 288 | 225 | 260 | 118 | 891 |
| 非流动资产 | 4,810 | 2,729 | 5,402 | 2,331 | 15,272 |
| 流动负债 | (38) | (39) | (318) | (143) | (538) |
| 非流动负债 | (544) | (306) | (86) | (37) | (973) |
| 净资产 | 4,516 | 2,609 | 5,258 | 2,269 | 14,652 |
| NCI 累计余额 | 452 | 261 | 2,989 | 227 | 3,929 |
| 利润/(损失) | 76 | 117 | — | (2) | 191 |
| 分配给 NCI 的利润 | 8 | 11 | — | — | 19 |
| 支付给 NCI 的股息 | (36) | (24) | — | — | (60) |
董事声明
截至2026年6月30日的半年度
根据 Woodside Energy Group Ltd 董事会的决议，我们声明：
在董事的意见中：
| a) | 集团的财务报表和附注符合《澳大利亚公司法 2001》，包括： | |||
| i. | 真实公正地反映截至2026年6月30日集团的财务状况及其截至该日期的半年度业绩；并且 | |||
| ii. | 遵守澳大利亚会计准则 AASB 134 和国际会计准则 IAS 34《中期财务报告》及《公司法规 2001》； | |||
| b) | 有合理的理由相信 Woodside Energy Group Ltd 能够按期偿还其到期债务。 |
代表董事会
R J Goyder, AO 董事会主席 墨尔本，维多利亚州
2026年8月25日
E M Westcott 首席执行官兼董事总经理 悉尼，新南威尔士州
2026年8月25日
独立审计师审查报告
致 Woodside Energy Group Ltd 成员的独立审计师审查报告
关于半年度财务报告的报告
结论
我们已审查 Woodside Energy Group Ltd（公司）及其在半年度内控制的实体（统称为集团）的半年度财务报告，包括截至2026年6月30日的简明合并财务状况表、简明合并收益表、简明合并全面收益表、简明合并权益变动表和简明合并现金流量表，以及截至该日期的半年度的选定说明性附注和董事声明。
根据我们的审查，虽然这不是审计，但我们未发现任何使我们相信 Woodside Energy Group Ltd 的半年度财务报告不符合《公司法 2001》的事项，包括：
- 真实公正地反映截至2026年6月30日集团的财务状况及其截至该日期的半年度业绩；并且
- 遵守会计准则 AASB 134《中期财务报告》和《公司法规 2001》。
结论依据
我们根据 ASRE 2410《由独立审计师对实体进行的财务报告审查》进行审查（ASRE 2410）。我们的责任在于我们报告的半年度财务报告审查部分进一步描述。
根据《公司法 2001》的审计师独立性要求和与澳大利亚年度财务报告审计相关的会计专业与道德标准委员会的 APES 110《专业会计师道德规范（包括独立性标准）》的道德要求，我们与集团保持独立。我们还根据该规范履行了其他道德责任。
| pwc.com.au | 普华永道，ABN 52 780 433 757 布鲁克菲尔德广场，15 层，125 圣乔治露台，珀斯 WA 6000, GPO 邮政信箱 D198，珀斯 WA 6840 电话：+61 8 9238 3000，传真：+61 8 9238 3999，www.pwc.com.au 责任根据专业标准立法批准的计划有限。 |
董事对半年度财务报告的责任
公司的董事负责根据澳大利亚会计准则和《公司法 2001》编制半年度财务报告，包括真实公正地反映，并为董事认为必要的内部控制提供保障，以确保编制的半年度财务报告不受重大错报，无论是由于欺诈还是错误。
审计师对半年度财务报告审查的责任
我们的责任是根据我们的审查对半年度财务报告表达结论。ASRE 2410 要求我们得出结论，是否意识到任何使我们相信半年度财务报告不符合《2001 年公司法》的事项，包括在2026年6月30日的集团财务状况的真实和公正的视图，以及截至该日期的半年度业绩，并遵守会计准则 AASB 134《中期财务报告》和《2001 年公司法规》。
对半年度财务报告的审查包括对主要负责财务和会计事务的人员进行询问，并应用分析和其他审查程序。审查的范围明显小于根据澳大利亚审计标准进行的审计，因此无法保证我们会意识到审计中可能识别的所有重大事项。因此，我们不表达审计意见。
普华永道
| N M Henry 合伙人 |
澳大利亚西部珀斯 2026年8月25日 |
股息
| 除息日期 | 2026年9月3日 | ||
| 中期股息的登记日期 | 2026年9月4日 | ||
| 股息支付日期 | 2026年9月25日 | ||
| 当前期间 | 上年同期 | ||
| 中期股息 - 全额免税 | 每股美分 | 57 | 53 |
| 这些股息均不来源于外国。 |
Woodside 的股息以美元计算。然而，股东将以澳元收到股息，除非他们的注册地址在英国（在这种情况下，他们将以英镑收到股息），在美国（在这种情况下，他们将以美元收到股息）或在新西兰（在这种情况下，他们将以新西兰元收到股息）。
居住在美国以外的股东可以选择以美元电子方式收到股息，支付到美国金融机构账户。居住在美国、英国、新西兰和澳大利亚以外的股东可以选择通过公司的股东登记处 Computershare Investor Services Pty Ltd 以当地货币电子方式收到股息。
股东如希望更改未来股息支付的货币，应联系公司的股东登记处。联系方式可在 Woodside 网站的投资者页面的股东信息部分找到。股东必须在2026年9月7日下午 5:00（澳大利亚西部标准时间）之前做出更改股息货币的选择。
每普通证券的净有形资产
| 当前期间 | 上年同期 | |
| 美元 | 美元 | |
| 每普通证券的净有形资产 | 16.41 | 16.19 |
联营公司和合资企业的详细信息
| 期末或处置日期的持股比例 | |||
| 实体名称 | 当前期间 | 上年同期 | |
| North West Shelf Gas Pty Ltd | 33.33% | 33.33% | |
| North West Shelf Liaison Company Pty Ltd | —% | 33.33% | |
| China Administration Company Pty Ltd | 33.33% | 33.33% | |
| International Gas Transportation Company Limited | —% | 33.33% | |
| North West Shelf Shipping Service Company Pty Ltd | —% | 33.33% | |
| North West Shelf Lifting Coordinator Pty Ltd | 33.33% | 33.33% | |
| Blue Ocean Seismic Services Limited | 16.17% | 16.17% | |
| Oakbio Inc | 25.32% | 25.32% | |
| Iwilei District Participating Parties, LLC | 14.96% | 14.96% | |
| Caesar Oil Pipeline Company, LLC | 25.00% | 25.00% | |
| Cleopatra Gas Gathering Company LLC | 22.00% | 22.00% | |
| Marine Well Containment Company LLC | 12.92% | 12.05% | |
| Driftwood Pipeline, LLC | 20.00% | —% |
2026 年关键公告
| 一月 | 2025 年第四季度报告 |
| 二月 | Woodside 发布年度储备声明 |
| Woodside 发布 2025 年全年业绩 | |
| 2025 年全年业绩简报记录 | |
| 2025 年年度报告[及 2025 年美国年度报告（表格 20-F）] | |
| 三月 | 2026 年可持续发展简报 |
| Liz Westcott 被任命为 Woodside 首席执行官 | |
| Woodside 董事会任命新董事 | |
| Woodside 接管 Beaumont 新氨气操作 | |
| 四月 | 2026 年年度股东大会投票结果 |
| 2026 年第一季度报告 | |
| 六月 | Woodside 行使 Browse 优先购买权 |
| 七月 | 2026 年第二季度报告 |
| 八月 | 2026 年半年度业绩 |
2026-2027 年事件日历
2026-2027 年 Woodside 股东的关键日历日期。请注意，日期可能会有所调整。
| 八月 | 25 | 2026 年半年度业绩 |
| 九月 | 3 | 中期股息的除息日期（澳大利亚证券交易所） |
| 4 | 中期股息的除息日期（纽约证券交易所） | |
| 4 | 中期股息的登记日期 | |
| 25 | 中期股息的支付日期 | |
| 十月 | 21 | 2026 年第三季度报告 |
| 十一月 | 5 | 2026 年资本市场日（澳大利亚） |
| 12 | 2026 年资本市场日（美国） | |
| 十二月 | 31 | 2026 年年末 |
| 一月 | 28 | 2026 年第四季度报告 |
| 二月 | 23 | 2026 年年度报告 |
商业目录
| 注册办公室： | 邮政地址： |
| Woodside Energy Group Ltd | GPO Box D188 |
| Mia Yellagonga | Perth WA 6840 |
| 11 Mount Street | 澳大利亚 |
| Perth WA 6000 | |
| 澳大利亚 | 电话： +61 8 9348 4000 |
投资者咨询
寻求公司信息的投资者应联系投资者关系部：
| 邮寄地址： | ||
| 投资者关系 | 电话： | ‘+61 8 9348 4000 |
| GPO Box D188 | 邮箱： | investor@woodside.com |
| Perth WA 6840 | 网站： | woodside.com |
| 澳大利亚 |
股东登记查询
寻求有关其股权的信息的投资者应联系公司的股东登记处：
| 注册办公室： | 邮寄地址： | |
| Computershare Investor Services Pty Limited | GPO Box D182 | |
| 17 层 | Perth WA 6840 | |
| 221 St Georges Terrace | ||
| Perth WA 6000 | 电话： | 1300 558 507（澳大利亚境内） |
| ‘+61 3 9415 4632（澳大利亚境外） | ||
| 邮箱： | web.queries@computershare.com.au | |
| 网站： | investorcentre.com/wds |
股东登记处可以协助处理有关股票转让、股息支付、股息再投资计划、税号通知以及姓名、地址或银行账户信息变更的查询。
可以通过访问股东登记处网站 www.investorcentre.com/wds 来检查股权详情。
Woodside 的美国存托凭证计划的授权存款银行的详细信息可以在网站上找到。
生产设施
澳大利亚
| 资产 | 角色 | 权益 | 产品 |
| Pluto LNG | 操作员 | 90 % | 液化天然气、管道气和凝析油 |
| North West Shelf1 | 操作员 | 33.33 % | 液化天然气、管道气、凝析油和天然气液体 |
| Wheatstone1 | 非操作员 | 13 % | 液化天然气、管道气和凝析油 |
| Julimar-Brunello | 操作员 | 65 % | |
| Okha FPSO1 | 操作员 | 50 % | 原油 |
| Ngujima-Yin FPSO | 操作员 | 60 % | 原油 |
| Bass Strait | 操作员 2 | 32.5—50% | 管道气、凝析油和天然气液体 |
| Pyrenees FPSO | 操作员 | 40—71.4% | 原油 |
| Macedon | 操作员 | 71.4 % | 管道气 |
| 1. 在 2024 年 12 月，Woodside 与 Chevron 进行了资产置换，详情请参阅2024年12月19日发布的 “Woodside 简化投资组合并释放长期价值”。 | |||
| 2. 在该期间之后，Woodside 接管了 Bass Strait 资产的运营。详情请参阅2026年7月1日发布的 “Woodside 完成 Gippsland Basin 运营过渡”。 |
国际
| 资产 | 角色 | 权益 | 产品 |
| Sangomar | 操作员 | 82 % | 原油 |
| Greater Shenzi | 操作员 | 72 % | 原油、管道气、凝析油和天然气液体 |
| Atlantis | 非操作员 | 44 % | 原油、管道气、凝析油和天然气液体 |
| Mad Dog | 非操作员 | 23.9 % | 原油、管道气、凝析油和天然气液体 |
| Beaumont New Ammonia | 操作员 | 100 % | 氨 |
项目
投资决策后
| 资产 | 角色 | 权益 | 产品 |
| Scarborough | 操作员 | 74.9% | 液化天然气和管道气 |
| Pluto Train 2 | 操作员 | 51.0% | 液化天然气和管道气 |
| Trion | 操作员 | 60.0% | 原油 |
| Louisiana LNG LLC | 操作员 | 90.0% | 液化天然气 |
| Louisiana LNG Infrastructure LLC | 操作员 | 60.0% | 液化天然气 |
| Hydrogen Refueller@H2Perth | 操作员 | 100% | 氢气 |
开发
| 资产 | 角色 | 权益 | 产品 |
| Calypso | 操作员 | 70% | 天然气 |
| Browse | 操作员 | 30.60%1 | 液化天然气、管道气和凝析油 |
| Greater Scarborough2 | 操作员 | 100% | 天然气 |
| Liard | 非操作员 | 50% | 天然气 |
| Sunrise | 操作员 | 33.44% | 液化天然气、管道气和凝析油 |
| 1. 在 2026 年 6 月，Woodside 优先购买了 CNPC 在 Browse 的股份。详情请参阅2026年6月12日发布的 “Woodside 行使 Browse 优先购买权”。 | |||
| 2. “Greater Scarborough” 包括 Jupiter 和 Thebe 油田。 |
新能源机会 1
| 资产 | 角色 | 权益 | 产品 |
| H2Perth | 操作员 | 100% | 氢气 |
| NeoSmelt | 非操作员 | 20% | 铁 |
| Woodside Solar2 | 提议者 | 100% | 太阳能 |
| 1. 需最终投资决策和监管批准。排除该期间后的收购。 | |||
| 2. 太阳能发电、电池服务和传输接入及服务将根据与第三方的合同提供给 Woodside。 |
温室气体评估许可证
| 国家 | 许可证 | 角色 | 合资企业 | 备注 |
| 澳大利亚 | G-7-AP | 非操作员 | Bonaparte CCS 评估合资企业 | 位于北领地西北海岸的 Bonaparte 盆地 |
| G-8-AP | 操作员 | Browse 合资企业 | 用于 Browse 的碳捕集和储存评估 | |
| G-10-AP | 操作员 | Angel CCS 合资企业 1 | 位于西澳大利亚西北海岸的 Northern Carnarvon 盆地 | |
| G-18-AP | 非操作员 | 温室气体评估许可证 G-18-AP 合资企业 | 位于西澳大利亚西北海岸的 Northern Carnarvon 盆地 | |
| G-19-AP | 操作员 2 | Gippsland Basin 合资企业 | 位于维多利亚州海岸的 Gippsland 盆地 | |
| 1. 在 2024 年 12 月，Woodside 与 Chevron 进行了资产置换，详情请参阅2024年12月19日发布的 “Woodside 简化投资组合并释放长期价值”。 | ||||
| 2. 在该期间之后，Woodside 接管了 Bass Strait 资产的运营。详情请参阅2026年7月1日发布的 “Woodside 完成 Gippsland Basin 运营过渡”。 |
勘探
| 国家 | 许可证 | 角色 | 权益 | 产品 |
| 亚太地区 | ||||
| 澳大利亚 | WA-404-P | 运营商 | 100% | 天然气富集盆地 |
| WA-550-P | 运营商 | 100% | 天然气富集盆地 | |
| WA-554-P | 运营商 | 100% | 天然气富集盆地 | |
| 欧洲 | ||||
| 爱尔兰 | FEL 5/13 | 运营商 | 100% - 已启动退出 | 油气富集盆地 |
| 非洲 | ||||
| 埃及 | Tiba 区块 | 非运营商 | 40% | 油气富集盆地 |
| North EI Dabaa Offshore (Block 4) | 非运营商 | 27% | 油气富集盆地 | |
| 加勒比 | ||||
| 巴巴多斯 | Bimshire | 60% - 已启动退出 | 油气富集盆地 | |
| 北美 | ||||
| 美国 | EB 550, EB 594, EB 636, EB 637, EB 638, GB 721, GB 780, GB 821, GB 824, GB 825, GB 866, KC 259, KC 297, KC 301, KC 343, KC 431, KC 859, KC 903, KC 904, KC 905, KC 948, KC 949, WR 577, WR 751, WR 795, WR 796 | 运营商 | 100% | 油气富集盆地 |
| WR 443, WR 444, WR 488 | 运营商 | 80% | 油气富集盆地 | |
| GC 124 | 运营商 | 75% | 油气富集盆地 | |
| EB 699, AC 36, AC 80 | 运营商 | 70% | 油气富集盆地 | |
| GC 282, GC 237 | 非运营商 | 50% | 油气富集盆地 | |
| AC 125, AC 126, AC 81 | 运营商 | 45% | 油气富集盆地 | |
| GC 598 | 非运营商 | 40% | 油气富集盆地 | |
| AT 453 | 非运营商 | 30% | 油气富集盆地 | |
| GC 870 | 非运营商 | 24% | 油气富集盆地 | |
| GC 680, GC 723, GC 724, GC 679, GC 768 | 非运营商 | 18% | 油气富集盆地 |
替代业绩指标
Woodside 使用各种替代业绩指标（APM），这些指标是非国际财务报告准则（IFRS）指标，未经审计，但源自半年度财务报表。尽管某些非 IFRS 数据已从半年度财务报表中提取或衍生，但这些数据未经过 Woodside 独立审计师的审计或审查。这些指标的呈现旨在提供对 Woodside 业绩的进一步洞察。有关更多信息，请参见第 65 页的非 IFRS 指标。
APM 及其最接近的 IFRS 指标。
| 从简明合并损益表及其他附注衍生的 APM | 2026年6月30日 | 2025年6月30日 |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 不包括减值的 EBIT/EBITDA | ||
| 税后净利润 | 1,673 | 1,330 |
| 调整项： | ||
| 财务收入 | (123) | (106) |
| 财务费用 | 245 | 169 |
| PRRT 费用/(收益) | (305) | 71 |
| 所得税费用 | 667 | 353 |
| EBIT | 2,157 | 1,817 |
| 调整项： | ||
| 固定资产折旧 | 2,209 | 2,541 |
| 许可证收购成本摊销 | 4 | 3 |
| 无形资产摊销 | 10 | 11 |
| 租赁资产折旧 | 89 | 85 |
| 减值损失 | 178 | 143 |
| 不包括减值的 EBITDA | 4,647 | 4,600 |
| 基础 NPAT | ||
| 归属于母公司股东的税后净利润 | 1,672 | 1,316 |
| 调整以下特殊项目： | ||
| 减：Pluto DTA 确认 | (417) | — |
| 减：美国 DTA 确认 | (90) | — |
| 加：减值损失（税后） | 169 | 113 |
| 减：路易斯安那州 DTA 确认 | — | (182) |
| 基础 NPAT | 1,334 | 1,247 |
| 平均实现价格 1 | ||
| 调整后的产品销售收入 2 | 7,381 | 6,468 |
| 销售量（百万桶油当量） | 99.8 | 104.8 |
| 平均实现价格（每桶油当量美元） | 74.0 | 61.7 |
| 单位生产成本 3 | ||
| 生产成本 | 749 | 667 |
| 生产（储量）量（百万桶油当量）4 | 85.0 | 98.6 |
| 单位生产成本（每桶油当量美元） | 8.8 | 6.8 |
| 1. 2025 年的销售量已重新表述，以包括额外的 0.19 百万桶油当量，以反映按修订的桶油当量转换因子销售的管道天然气量，影响实现价格为（$0.1）/桶油当量。 2. 调整后的产品销售收入包括产品销售收入 735.6 亿美元和 2500 万美元的临时价格调整，这包含在其他收入中（参见附注 A.1）。 3. 计算已更新，以排除饲料气、服务和加工成本及加工量。2025 年的比较已重新表述，以在相同基础上呈现。 4. 2026 年包括 86.5 百万桶油当量的生产量，调整后的加工量为 1.5 百万桶油当量。 |
| 从简明合并现金流量表及其他附注衍生的 APM | 2026年6月30日 | 2025年6月30日 |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 自由现金流 | ||
| 经营活动产生的净现金 | 3,013 | 3,339 |
| 投资活动使用的净现金 | (4,286) | (4,937) |
| 调整项： | ||
| 对 NCI 的贡献/(来自) | 1,737 | 1,843 |
| 租赁偿还 | (112) | (109) |
| 自由现金流 1 | 352 | 136 |
| 流动性 | ||
| 现金及现金等价物 | 4,339 | 4,880 |
| 加：可用未提取的信贷额度 | 3,850 | 3,550 |
| 流动性 | 8,189 | 8,430 |
| 1. 2026 年的计算已更新，以调整对 NCI 的贡献/(来自) 和租赁偿还。2025 年的比较已重新表述，以在相同基础上呈现。 |
| 来源于简明合并财务 | ||
| 状况表及其他附注的 APMs | 2026年6月30日 | 2025年6月30日 |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 资本支出 | ||
| 评估中的资本增加 | 24 | 29 |
| 物业、厂房和设备上的资本增加 | 3,243 | 4,372 |
| 减：参与者的现金贡献 | (1,725) | (1,870) |
| 其他资本增加 | 95 | 27 |
| 资本支出 | 1,637 | 2,558 |
| 收购 | 470 | — |
| 资本支出和收购 | 2,107 | 2,558 |
| 勘探支出 | ||
| 勘探和评估支出 | 104 | 84 |
| 调整为： | ||
| 评估支出 | (22) | (2) |
| 摊销费用 | (4) | (3) |
| 上年费用冲销 | (1) | — |
| 资本化的勘探 | 42 | 5 |
| 勘探支出 1 | 119 | 84 |
| 资本和勘探支出 1 | 1,756 | 2,642 |
| 每普通证券净有形资产 | ||
| 净资产 | 41,724 | 38,507 |
| 调整为： | ||
| 商誉 | (3,952) | (3,952) |
| 非控股权益 | (5,673) | (2,868) |
| 其他无形资产 | (904) | (939) |
| 净有形资产 | 31,195 | 30,748 |
| 已发行并全额支付的股份数量 | 1,901,100,143 | 1,898,749,771 |
| 每普通证券净有形资产（美元/普通证券） | 16.41 | 16.19 |
| 杠杆比率 | ||
| 有息负债（流动和非流动） | 11,370 | 11,954 |
| 租赁负债（流动和非流动） | 2,298 | 1,583 |
| 调整为： | ||
| 现金及现金等价物 | (4,339) | (4,880) |
| 净债务 | 9,329 | 8,657 |
| 归属于母公司的股东权益 | 36,051 | 35,639 |
| 总净债务和归属于母公司的股东权益 | 45,380 | 44,296 |
| 杠杆比率 (%) | 20.6% | 19.5% |
| 1. 2026 年的计算已更新，以调整评估支出。2025 年的比较已重新表述，以在相同基础上呈现。 |
| 来源于简明合并损益表及 | ||
| 财务状况表的 APMs | 2026年6月30日 | 2025年6月30日 |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 年化股本回报率 | ||
| 归属于母公司的年化税后净利润 | 3,344 | 2,632 |
| 归属于母公司的股东权益 | 36,051 | 35,639 |
| 年化股本回报率 (%) | 9.3% | 7.4% |
| 年化平均资本使用回报率 | ||
| 年化税前利润和净财务费用 | 4,314 | 3,634 |
| 期初非流动负债 | 21,241 | 19,254 |
| 期末非流动负债 | 20,777 | 21,828 |
| 平均非流动负债 | 21,009 | 20,541 |
| 期初股东权益 | 39,843 | 36,153 |
| 期末股东权益 | 41,724 | 38,507 |
| 平均股东权益 1 | 40,784 | 37,330 |
| 总平均非流动负债和股东权益 | 61,793 | 57,871 |
| 年化平均资本使用回报率 (%) | 7.0% | 6.3% |
| 来源于其他附注的 APMs | 2026年6月30日 | 2025年6月30日 |
| 百万美元 | 百万美元 | |
| 产品销售收入（不包括市场营销部门） | 6,376 | 5,924 |
| 现金利润（不包括市场营销部门） | ||
| 毛利润 | 2,684 | 2,344 |
| 调整为： | ||
| 其他 | 19 | 15 |
| 物业、厂房和设备折旧 | 2,209 | 2,541 |
| 其他收入 | 13 | (100) |
| 现金利润（不包括市场营销部门） | 4,925 | 4,800 |
| 现金利润 % | 77.2% | 81.0% |
| 生产成本（不包括市场营销部门） 2 | 749 | 667 |
| 生产成本利润率 % | 11.7% | 11.3% |
| 其他现金成本（不包括市场营销部门）： | ||
| 进料气、服务和加工成本 2 | 238 | 92 |
| 特许权使用费、消费税和税费 | 143 | 156 |
| 保险 | 33 | 37 |
| 库存变动 | 54 | 1 |
| 运输和直接销售成本 | 123 | 77 |
| 交易成本 | 101 | 88 |
| 其他碳氢化合物成本 | 10 | 6 |
| 总其他现金成本（不包括市场营销部门） | 702 | 457 |
| 其他现金成本利润率 % | 11.0% | 7.7% |
| 1. 计算已更新为使用总股东权益，而不是归属于母公司的股东权益。2025 年的比较已重新表述，以在相同基础上呈现。 | ||
| 2. 生产成本已更新为排除并单独呈现进料气、服务和加工成本。2025 年的比较已重新表述，以在相同基础上呈现。 |
术语表
| 术语 | 定义 |
| $, $m | 美元，除非另有说明，单位为百万美元 |
| 1P | 已探明储量 |
| 2C | 有效的或有条件的资源最佳估计 |
| 2P | 已探明加上可能的储量 |
| 减少/减排 | 避免、减少或消除二氧化碳或等效物的数量 |
| 目标 | Woodside 使用此术语来描述计划或行动旨在实现的结果 |
| 理想 | Woodside 使用此术语来描述追求某一结果的理想，但该结果的实现存在重大不确定性和偶然性，因此 Woodside 认为尚未有合适的明确计划或路径来实现该结果 |
| ASX | 澳大利亚证券交易所 |
| 平均实现价格 | 产品销售收入和临时定价调整（百万美元）除以销售量（MMboe） |
| A$, AUD | 澳大利亚元 |
| 生物多样性 | 生物多样性是指来自所有来源的生物体之间的变异性，包括陆地、海洋和其他水生生态系统及其生态复合体的多样性；这包括物种内部、物种之间和生态系统的多样性 46 |
| 董事会 | Woodside Energy Group Ltd 的董事会 |
| 布伦特 | 国际交易所（ICE）布伦特原油可交割期货合约（油价） |
| 资本支出 | 物业、厂房和设备的资本增加及资本化的评估。排除资本化的勘探，并根据合作伙伴对路易斯安那州液化天然气开发的资本贡献进行调整 |
| 资本支出和收购 | 包括资本支出和收购对价。 |
| 碳信用 | 由碳信用计划发行的可交易金融工具。碳信用代表温室气体排放减少或从大气中移除，相当于 1 tCO2-e，计算为基线情景与项目情景之间的排放差异。碳信用是唯一序列化的，由行政机构（如碳信用计划）通过电子注册进行发行、跟踪和注销或行政取消 |
| 现金利润 | 毛利润/损失调整其他销售成本、物业、厂房和设备折旧及摊销和其他收入。排除营销部门。现金利润百分比计算为现金利润除以产品销售收入（不包括营销部门） |
| CCS | 碳捕集与存储 |
| CCUS | 碳捕集利用与存储 |
| CO2 | 二氧化碳 |
| CO2-e | CO2 等效。用于指示七种温室气体的全球变暖潜力的通用计量单位，以一单位二氧化碳的全球变暖潜力为基准。用于评估释放（或避免释放）任何温室气体的共同基础 47 |
| 凝析油 | 在储层中为气态的烃，但在上升到表面时凝结成液体 |
| cps | 每股分币 |
| DTA | 递延税资产 |
| DRP | 股息再投资计划 |
| EBIT | 计算为税前利润、PRRT 和净融资成本 |
| 不包括减值的 EBITDA | 计算为税前利润、PRRT、净融资成本、折旧和摊销、减值损失、减值回转 |
| 排放 | 排放指温室气体的排放，除非另有说明 |
| EPS | 每股收益 |
| 勘探支出 | 包括勘探和评估支出减去评估支出、许可证获取成本的摊销、前一年勘探费用的注销和资本化的勘探。 |
| FEED | 前端工程设计 |
| FID | 最终投资决定 |
| FPSO | 浮式生产储存和卸载 |
| FPU | 浮式生产单元 |
| 自由现金流 | 来自（使用于）经营活动的净现金流和来自（使用于）投资活动的净现金流，调整非控股权益的资本贡献和租赁偿还。 |
| 负债率 | 净债务除以净债务和归属于母公司的股东权益总和 |
| 温室气体或温室气体 | 京都议定书列出的七种温室气体为：二氧化碳（CO2）；甲烷（CH4）；氧化亚氮（N2O）；氟利昂（HFCs）；三氟化氮（NF3）；全氟化合物（PFCs）；和六氟化硫（SF6） |
| 目标 | Woodside 使用此术语来广泛涵盖其目标和理想 |
| 毛利率 | 毛利润除以营业收入。毛利润不包括所得税、PRRT、净融资成本、其他收入和其他费用 |
| H1, H2 | 日历年的上半年（H1 为 1 月 1 日至 6 月 30 日，H2 为 7 月 1 日至 12 月 31 日） |
| 高后果伤害 | 高后果伤害是指导致死亡或永久性伤害的与工作相关的伤害。Woodside 对 HCI 的定义在 2025 年已更改，以与 IOGP 的死亡和永久性伤害定义保持一致。此定义的采用旨在将注意力集中在对人类的最高风险上。在之前的报告期，HCI 的定义包括长期致残伤害（即，虽然该人会完全康复，但康复时间超过 180 天），这在 HCI 统计中对伤害管理、治疗获取和隐私问题的关注过于不成比例 48 |
| IFRS | 国际财务报告准则。有关更多信息，请参见 www.ifrs.org。 |
| 原住民 | 在我们活跃的地区，原住民社区内部存在多样性。在与广泛受众沟通时，Woodside 使用 “原住民” 一词来指代传统所有者和传统监护人。在地方层面，Woodside 将根据社区的指导来确定适当的参考术语。根据内部和外部利益相关者的反馈，Woodside 已将我们的参考从 “第一民族” 更新为 “原住民”，因为 “第一民族” 在澳大利亚以外并未被广泛接受或使用。原住民与《联合国原住民权利宣言》（UNDRIP）语言一致，并且是国际法中认可的集体术语 |
| JV | 合资企业 |
| KGP | 卡拉萨气田 |
| 流动性 | 现金及现金等价物总额和可用的未提取债务额度减去受限现金 |
| LNG | 液化天然气 |
| 低碳 | Woodside 使用此术语来描述与历史和/或当前惯例或类似资源、过程、生产设施、产品或服务或活动相比，具有较低潜在温室气体排放水平的特征 |
| 低碳氨 | 低碳氨在此特征为使用氢气，排放通过碳捕集与存储（CCS）进行减排，预计氨生命周期（范围 1、2 和 3）碳排放强度为 0.8 tCO2/tNH3（基于与林德的合同强度阈值）相对于未减排氨的生命周期（范围 1、2 和 3）碳排放强度为 2.3 tCO2/tNH3（氢能欧洲，2023） |
| 低碳投资组合 | 对于 Woodside，低碳投资组合是指净权益范围 1 和 2 温室气体排放，包括使用抵消，正在朝着目标减少，并计划引入新型能源产品和低碳服务，以补充现有和新投资于石油和天然气。我们的气候政策列出了我们认为将有助于实现这一目标的原则 |
| 低碳服务 | Woodside 使用此术语来描述客户可以使用的技术，例如 CCUS 或抵消，以减少其净温室气体排放 |
| 重大项目状态 | 重大项目状态是澳大利亚政府对项目国家战略重要性的认可 |
| 重要主题 | 就 Woodside 2026 年可持续性披露而言，我们确定哪些主题是重要的。就这些目的而言，“重要主题” 是指在 Woodside 进行的 2025 年重要性评估过程中确定的 2026 年可持续性主题。通过我们的重要性评估过程将任何主题分类为重要的，不应被解读为该主题是否达到法律要求的披露重要性水平，包括澳大利亚和美国的法律。然而，在适用法律要求披露满足某些阈值的风险的情况下，Woodside 已披露这些风险。 |
| 净债务 | 有息负债和租赁负债减去现金及现金等价物 |
| 净权益温室气体排放 | Woodside 的净温室气体排放权益份额，包括利用碳信用作为抵消 |
| 净温室气体排放 | Woodside 已设定其范围 1 和 2 温室气体排放减少目标为净基础，允许其运营的直接排放减少和通过利用碳信用作为抵消（包括与避免、减少和/或移除活动相关的信用）实现的排放减少。净温室气体排放等于实体的总温室气体排放减去已注销的碳信用数量 49。 |
| 归属于母公司的净利润 | 税后净利润，排除来自集团运营的非控股权益 |
| 净有形资产 | 集团的净资产减去商誉、非控股权益和其他无形资产 |
| 每普通股净有形资产 | 净有形资产除以已发行和全额支付的股份数量 |
| 新能源 | Woodside 使用此术语来描述氢气或氨等新兴规模的能源技术，但预计在能源转型过程中由于在使用时具有较低的温室气体排放而增长 |
| NGLs | 天然气液体 |
| NH3 | 氨 |
| NPAT | 归属于母公司的税后净利润 |
| NWS | 西北海岸 |
| NYSE | 纽约证券交易所 |
| 抵消 | 通过在实体的边界或价值链外实现等量的排放减少或移除，来补偿实体的温室气体排放 |
| 运营商、运营和非运营 | 石油和天然气合资企业参与者通常会指定一家公司作为运营商，该公司将拥有代表合资企业参与者管理合资企业活动的合同权利。当 Woodside 是其持有权益的合资企业的运营商时，本报告将该合资企业称为 “运营”。当另一家公司是 Woodside 持有权益的合资企业的运营商时，本报告将该合资企业称为 “非运营” |
| 其他现金成本利润 | 其他现金成本包括饲料气、服务和加工成本；特许权使用费、消费税和税费；保险；库存变动；运输和直接销售成本；交易成本；和其他烃类成本。排除营销部门。其他现金成本利润百分比计算为其他现金成本除以产品销售收入（不包括营销部门） |
| 生产成本利润 | 生产成本利润百分比计算为生产成本除以产品销售收入。排除营销部门 |
| PRRT | 石油资源租税 |
| PSC | 生产分享合同 |
| 平均资本回报率 | 税前利润和净融资成本年化除以总平均非流动负债和总权益 |
| 股东权益回报率 | 归属于母公司的税后净利润年化除以归属于母公司的股东权益 |
| 来自普通活动的收入 | 产品销售收入、加工和服务收入以及运输和其他收入 |
| 范围 1 温室气体排放 | 直接温室气体排放。这些排放来自公司拥有或控制的来源，例如，来自公司拥有或控制的锅炉、炉子、车辆等的燃烧排放；来自公司拥有或控制的工艺设备的化学生产排放。Woodside 估计温室气体排放、能源值和全球变暖潜力是根据排放发生地的相关报告法规进行估计的（例如，澳大利亚国家温室气体和能源报告（nGER）、美国环保署温室气体报告计划（GHGRP））。在尚未存在法规的司法管辖区，已使用澳大利亚监管报告原则进行排放估计 5 |
| 范围 2 温室气体排放 | 电力间接温室气体排放。范围 2 计算公司所消耗的购买电力的温室气体排放。购买电力被定义为购买或以其他方式引入公司组织边界内的电力。范围 2 排放实际发生在电力生成的设施中。Woodside 估计温室气体排放、能源值和全球变暖潜力是根据排放发生地的相关报告法规进行估计的（例如，澳大利亚国家温室气体和能源报告（nGER）、美国环保署温室气体报告计划（GHGRP））。在尚未存在法规的司法管辖区，已使用澳大利亚监管报告原则进行排放估计 5 |
| 范围 3 温室气体排放 | 其他间接温室气体排放。范围 3 是一个报告类别，允许处理所有其他间接排放。范围 3 排放是公司活动的结果，但来自公司未拥有或控制的来源。一些范围 3 活动的例子包括购买材料的提取和生产；购买燃料的运输；以及销售产品和服务的使用。有关 Woodside 报告的范围 3 排放类别的更多信息，请参阅我们网站上的气候数据表 50 |
| 起始基数 | Woodside 使用 6.22 Mt CO2-e 作为起始基数，代表 2016-2020 年期间的年度平均净权益范围 1 和 2 温室气体排放，并可能根据 2021 年前最终投资决定的生产或批准资产的潜在权益变化进行调整（上调或下调）。净权益排放包括利用碳信用作为抵消 |
| 可持续性（包括可持续和可持续地） | 提到可持续性（包括可持续和可持续地）时，指的是 Woodside 的可持续性委员会和与可持续性相关的董事会政策，以及在 Woodside 努力确保其业务从长期角度可持续的背景下，考虑包括经济（包括能够通过低成本和盈利来维持我们的长期业务）、环境（包括考虑我们的环境影响并努力实现低碳投资组合）、社会（包括支持我们的运营许可证）和监管（包括持续遵守相关法律义务）等一系列因素。使用 “可持续性”、“可持续” 和 “可持续地” 这些术语并不意味着 Woodside 将不会对经济、环境或社会产生不利影响，或 Woodside 将实现任何特定的经济、环境或社会结果 |
| 目标 | Woodside 使用此术语来描述寻求实现某一结果的意图，Woodside 认为已制定出合适的明确计划或路径来实现该结果 |
| 一级过程安全事件 | 典型的一级过程安全事件是超过 500 kg 的烃类泄漏（在任何一小时内） |
| 二级过程安全事件 | 典型的二级过程安全事件是超过 50 kg 但少于 500 kg 的烃类泄漏（在任何一小时内） |
| 传统监护人 | 负责维护和传承文化知识和实践的个人或团体，适用于特定文化定义的土地或海域 |
| 传统所有者 | 直接从特定文化定义的土地或海域的原住民后裔的个人或团体 |
| TTF | 标题转移设施 |
| 基础净利润 | 来自集团运营的税后净利润，排除任何特殊项目 |
| 单位生产成本或 UPC | 生产成本除以储量生产量（MMboe），不包括饲料气、服务和加工成本（百万美元） |
| 美国 | 美国 |
| USD | 美元 |
| WA | 西澳大利亚 |
转换因子
| 产品 | 单位 | 转换因子 |
| 天然气 | 5,700 scf | 1 boe |
| 凝析油 | 1 bbl | 1 boe |
| 原油 | 1 bbl | 1 boe |
| 天然气液体 | 1 bbl | 1 boe |
| 氨 | 1 公吨 | 3.68 boe |
| 设施 | 单位 | LNG 转换因子 |
| 卡拉萨气厂 | 1 吨 | 8.08 boe |
| 普鲁托液化天然气气厂 | 1 吨 | 8.34 boe |
| 小麦石油气厂 | 1 吨 | 8.27 boe |
| 从吨到 boe 的 LNG 转换因子是特定于每个设施生产的体积，并基于气体成分，这可能会随时间变化。 |
计量单位
| 术语 | 定义 |
| bbl | 桶 |
| bcf | 十亿立方英尺的天然气 |
| boe | 石油当量桶 |
| GJ | 吉焦耳 |
| kT | 千公吨 |
| Mbbl | 千桶 |
| MMbbl | 百万桶 |
| Mbbl/d | 千桶/天 |
| Mboe | 千桶石油当量 |
| Mboe/d | 千桶石油当量/天 |
| MMboe | 百万桶石油当量 |
| MMscf | 百万标准立方英尺的天然气 |
| MMscf/d | 百万标准立方英尺的天然气/天 |
| Mtpa | 百万吨/年 |
| PJ | 拍焦耳 |
| scf | 标准立方英尺的天然气 |
| TJ | 太焦耳 |
关于本报告
本《2026 年半年度报告》是对伍兹能源公司截至2026年6月30日的运营、活动和财务状况的总结。伍兹能源集团有限公司（ABN 55 004 898 962）是伍兹集团公司的母公司。在本报告中，除非另有说明，提到的 “伍兹”、“公司”、“集团”、“我们”、“我们” 和 “我们的” 均指伍兹能源集团有限公司及其控股实体的整体。文本未区分母公司与其控股实体的活动，除非另有说明。
提到的 “H1” 指的是年度的上半年，即2026年1月1日至2026年6月30日之间的时间段。所有金额均以美元表示，除非另有说明。生产和销售量、储备和资源均以伍兹的份额报价。关键术语、计量单位和转换因子的词汇表位于第 59 至 63 页。
本报告应与《2025 年年报》一起阅读，并且关于气候和可持续性事项，应参考 2025 年气候与可持续性摘要、气候过渡行动计划和 2023 年进展报告，详见 woodside.com。
前瞻性声明
本报告包含前瞻性声明。这些声明可能涉及伍兹的业务、目标、指标、愿望、计划、预期、市场条件、运营结果和财务状况，包括但不限于关于交易的时间、完成和结果、建设成本和资本支出、伍兹产品的供需、伍兹项目的开发、完成和执行、预期的收益、现金流和回报率或其他未来投资、战略和交易的结果、未来股息的支付及其金额、项目的未来结果、运营活动和新能源产品、可再生能源生产能力的预期和计划以及对可再生能源项目的投资和开发、生产、生产成本和其他成本、资本支出、放弃支出、勘探支出和天然气中心风险的预期和指导、商品价格和汇率的趋势、新技术的采用和实施以及关于实现伍兹的范围 1 和 2 温室气体排放目标（按净权益或总权益基础）及其他气候和可持续性目标的预期。
除历史或当前事实的陈述外，所有声明均为前瞻性声明，通常可以通过使用前瞻性词汇如 “目标”、“预期”、“渴望”、“相信”、“使能”、“估计”、“期望”、“预测”、“预见”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“路径”、“计划”、“位置”、“潜力”、“项目”、“时间表”、“寻求”、“应”、“战略”、“努力”、“目标”、“将” 和其他类似词或表达来识别。
本报告中的前瞻性声明并不保证未来事件或表现，而是基于管理层当前的预期和假设的未来预期。
这些声明及其所基于的任何假设可能会在没有通知的情况下发生变化，并且受到固有的已知和未知风险、不确定性、意外情况和其他因素的影响，其中许多超出了伍兹及其相关公司及其各自的官员、董事、员工、顾问或代表的控制范围。
可能导致实际结果与前瞻性声明及其所基于假设之间存在重大差异的重要因素包括但不限于商品价格波动、Woodside 产品的实际需求、货币波动、地质因素、钻探和生产结果、天然气商业化、开发进展、运营结果、工程估算、储量和资源估算、市场丧失、行业竞争、技术发展速度、可持续性和环境风险、气候相关的转型和物理风险、安全和人员风险、会计标准的变化、各国和地区的经济和金融市场状况、第三方的行为、项目延迟或提前、监管批准、政治风险以及武装冲突和政治不稳定（如乌克兰和中东的持续冲突）对经济活动和油气供需的影响、成本估算、立法、财政和监管发展，包括与关税和其他贸易限制相关的内容，以及未来监管或立法行动对 Woodside 或其运营行业的影响，包括潜在的税法变更、一般经济状况的影响、通货膨胀状况、现行汇率和利率以及金融市场状况的影响，以及与收购、合并、剥离和合资企业相关的风险，包括整合或分离业务的困难、与财务预测相关的不确定性、重组、成本增加和不利的税务后果，以及与收购和剥离的资产和业务相关的不确定性和负债。
有关 Woodside 及其业务的关键风险的更详细摘要可以在 Woodside 最近发布的年度报告的 “风险因素” 部分找到，该报告已提交给澳大利亚证券交易所，并在 Woodside 最近提交给美国证券交易委员会的 20-F 表格年度报告中提供，您可以在 Woodside 网站上找到，网址为 https://www.woodside.com/investors/reports-investor-briefings。在考虑本报告中包含的信息时，您应审查并关注这些风险。
如果任何前瞻性声明所基于的假设发生变化或被发现不正确，这可能导致结果与本报告中所述的声明存在差异。
投资者被强烈警告，前瞻性声明受到重大不确定性的影响，可能并不正确。实际结果或表现可能与本报告中表达或暗示的任何前瞻性声明存在重大差异。Woodside 及其任何相关公司、其各自的官员、董事、员工、顾问或代表，以及本报告中提到的任何人或参与本报告信息准备的人，均不对任何前瞻性声明的准确性或实现可能性作出任何陈述、保证、担保（无论是明示还是暗示），也不对本报告中任何前瞻性声明中表达或暗示的任何结果、事件或结果承担责任。
本报告中包含的所有前瞻性声明反映了 Woodside 在本报告日期的观点，除非适用法律要求，否则 Woodside、其相关公司及其各自的官员、董事、员工、顾问或代表，以及本报告中提到的任何人或参与本报告信息准备的人，均不打算、承诺或承担任何义务，在本报告日期后提供任何额外信息或更新或修订这些声明，以使其符合实际结果，或因新信息、未来事件或结果、Woodside 期望的变化或其他原因而进行修订。
过去的表现（包括历史财务和运营信息）仅用于说明目的。它不一定是未来表现的可靠指标，包括未来的证券价格。
非国际财务报告准则指标
在本报告中，使用了一系列财务和非财务指标来评估 Woodside 的表现，包括一些未在国际财务报告准则（IFRS）中定义的财务指标，这些指标未按照 IFRS 编制，也不是 IFRS 下的财务表现或流动性的认可指标（非 IFRS 财务指标）。这些指标包括息税前利润（EBIT）、不包括减值的息税折旧及摊销前利润（EBITDA）、杠杆比率、基础净利润（Underlying NPAT）、平均实现价格、单位生产成本、净债务、流动性、自由现金流、资本支出、勘探支出、股本回报率、平均资本回报率、现金利润率、生产成本利润率、其他现金成本利润率、净有形资产和每普通证券的净有形资产。这些非 IFRS 财务指标在本报告第 59 至 61 页的术语表中定义。这些指标与根据 IFRS 计算和呈现的最直接可比财务指标的定量对账可以在本报告第 55 至 58 页的替代业绩指标部分找到。
Woodside 的管理层使用这些指标来监控 Woodside 的财务表现，并与 IFRS 指标一起使用，以提高报告期间和业务单位之间信息的可比性，Woodside 认为其呈现的非 IFRS 财务指标提供了一种有用的方式来审视其业务的基本表现。
不应对本报告中包含的非国际财务报告准则（Non-IFRS）财务指标过度依赖，这些非国际财务报告准则财务指标应与根据国际财务报告准则（IFRS）报告的财务业绩、财务状况或现金流量指标一起考虑，而不是作为替代或优于这些指标。非国际财务报告准则财务指标并未被所有公司统一定义，包括伍兹德（Woodside）所在行业的公司。因此，它们可能无法与其他公司类似标题的指标和披露进行比较。
气候战略和排放数据
本报告中的所有温室气体排放数据均为估算，因测量或量化温室气体排放固有的不确定性和局限性，以及我们测量或量化温室气体排放的方法可能会随着市场实践的不断发展和数据质量及数量的持续改善而演变。
伍兹德报告的 “温室气体” 或 “排放” 信息包括范围 1 温室气体排放、范围 2 温室气体排放和/或范围 3 温室气体排放，每项均按净权益或总权益基础进行说明。
有关伍兹德气候战略的更多信息，包括作为该战略一部分的 “低碳” 和 “低碳服务” 的参考，以及排放数据，请参阅伍兹德 2025 年气候与可持续发展摘要，该摘要可在伍兹德网站 https://www.woodside.com/sustainability 上获取，以及伍兹德 2025 年年报的第 3.6 节。
无明确或隐含价格
本报告不包括伍兹德将以何种明确或隐含价格买卖金融产品的任何信息。
1 这些是替代绩效指标，属于未经审计的非国际财务报告准则指标。有关更多信息，请参阅第 53-56 页的替代绩效指标和第 63 页的非国际财务报告准则指标。
2 2026 年的计算已更新，以调整来自/向非控股权益（NCI）的贡献和租赁偿还。2025 年的比较数据已重新表述，以在相同基础上呈现。
3 2025 年的销售量已重新表述，以包括额外的 0.19 百万桶油当量（MMboe）和 6 百万标准立方英尺/天（MMscf/d），以反映按修订的桶油转换因子销售的管道天然气量，影响实现价格为（$0.1）/桶油当量。
4 2026 年上半年总生产量包括来自伍兹德储备的 85.0 百万桶油当量（MMboe）和来自加工的 1.5 百万桶油当量（MMboe），其中包括来自博蒙特新氨（Beaumont New Ammonia）的 1.0 百万桶油当量（MMboe）和从普鲁托（Pluto）非运营参与者购买的进料气通过普鲁托-KGP 互联线加工的 0.5 百万桶油当量（MMboe）。
5 2026 年全年总生产量包括来自博蒙特新氨的 2-3 百万桶油当量（MMboe）（无变化）。
6 与 2025 年资本市场日一致，按 2026-2028 年的 3 年平均呈现。仅包括具有约束力的销售和购买协议，伍兹德在斯卡伯勒（Scarborough）和普鲁托液化天然气（Pluto LNG）中的权益份额，科珀斯克里斯蒂（Corpus Christi）提货量，并假设与雪佛龙（Chevron）的资产置换已完成。
7 路易斯安那州液化天然气（90% 路易斯安那州液化天然气有限责任公司，60% 路易斯安那州液化天然气基础设施有限责任公司和 20% 漂流木管道有限责任公司）资本支出已调整以反映来自 Stonepeak Wallaby I Acquiror LP（Stonepeak）和威廉姆斯路易斯安那州液化天然气有限责任公司（Williams）的现金贡献。斯卡伯勒（74.9% 参与权益）和普鲁托 2 号列车（51% 参与权益）。特里昂（Trion）（60% 参与权益）。不包括博蒙特新氨的最终收购完成付款 4.7 亿美元。假设与雪佛龙的资产置换在 2026 年第四季度完成。
8 资本支出按伍兹德截至2026年6月30日的净拥有权益基础报告。有关详细信息，请参阅第 49-50 页。
9 根据伍兹德截至2026年6月30日的收盘股价 A$28.21（$19.38）和美元对澳元的汇率 0.6869 计算。
10 这是一个替代绩效指标，属于未经审计的非国际财务报告准则指标。有关这些指标与伍兹德财务报表的对账，请参阅第 53-56 页的替代绩效指标和第 63 页的非国际财务报告准则指标以获取更多信息。
11 归属于母公司股东的净利润税后。
12 全球运营有效所得税率（EITR）为 28.5%（2025 年：21.0%），计算方法为集团的所得税费用除以税前利润。排除额外普鲁托 PRRT 递延税资产、与美国净经营损失相关的所得税递延税资产和减值损失后，基础 EITR 为 29.6%。
13 资本支出包括物业、厂房和设备的资本增加、资本化的评估和其他企业支出。不包括资本化的勘探支出，并按非控股权益的资本贡献净额呈现，用于路易斯安那州液化天然气的开发。
14 勘探和评估支出以及资本化的勘探支出减去评估支出、许可证获取成本的摊销和前一年已注销的勘探费用。2025 年的比较数据已重新表述，以在相同基础上呈现。
15 经营活动产生的现金流减去投资活动产生的现金流，调整非控股权益的资本贡献和租赁偿还。2025 年的比较数据已重新表述，以在相同基础上呈现。
16 包括来自伍兹德储备的 85.0 百万桶油当量（MMboe）和来自加工的 1.5 百万桶油当量（MMboe），其中包括来自博蒙特新氨的 1.0 百万桶油当量（MMboe）和从普鲁托非运营参与者购买的进料气通过普鲁托-KGP 互联线加工的 0.5 百万桶油当量（MMboe）。
17 本报告中使用的转换因子列在第 60 页，除非另有说明。销售量与生产量的差异主要由于提货时间和排除第三方购买量。
18 2025 年的销售量已重新表述，以包括额外的 0.19 百万桶油当量（MMboe）和 6 百万标准立方英尺/天（MMscf/d），以反映按修订的桶油转换因子销售的管道天然气量，影响实现价格为（$0.1）/桶油当量。
19 比较数据为截至2025年6月30日的半年数据。
20 这是一个替代性业绩指标，是一种未经审计的非国际财务报告准则（非 IFRS）指标。请参阅第 53-56 页的替代性业绩指标，以了解这些指标与 Woodside 财务报表的对账情况，以及第 63 页的非 IFRS 指标以获取更多信息。
21 根据 Woodside 在2026年6月30日的收盘股价 A$28.21（$19.38）和美元对澳元的汇率 0.6869 计算得出。
22 这些是未经审计的替代性业绩指标，属于非国际财务报告准则（非 IFRS）指标。请参阅第 53-56 页的替代性业绩指标和第 63 页的非 IFRS 指标以获取更多信息。
23 来自/（用于）经营活动的净现金流和来自/（用于）投资活动的净现金流，已调整非控股权益的资本贡献和租赁偿还。
24 对 Trion 项目资本支出的预测没有变化。Trion 建设相关的船舶租赁期限为 3 年。
25 交易的完成需满足先决条件。有关澳大利亚资产置换的详细信息，请参阅2024年12月19日发布的 “Woodside 简化投资组合并释放长期价值”。
26 交易的完成需满足先决条件。有关澳大利亚资产置换的详细信息，请参阅2024年12月19日发布的 “Woodside 简化投资组合并释放长期价值”。
27 请参阅2026年7月1日发布的公告 “Woodside 完成吉普斯兰盆地运营商过渡” 的详细信息。
28 较高的净生产百分比反映了在高油价驱动下，100% 由 Woodside 资助的 FID 前成本的加速回收。
29 Beaumont 新氨生产量在 2026 年上半年为 1.0 MMboe。
30 低碳氨的特征在于使用氢气，排放通过碳捕集与储存（CCS）得到减少，预计氨的生命周期（范围 1、2 和 3）碳排放强度为 0.8 tCO2/tNH3（基于与 Linde 签订的强度阈值），而未减排氨的生命周期（范围 1、2 和 3）碳排放强度为 2.3 tCO2/tNH3（Hydrogen Europe，2023）。
31 这些是未经审计的替代性业绩指标，属于非国际财务报告准则（非 IFRS）指标。请参阅第 53-56 页的替代性业绩指标和第 63 页的非 IFRS 指标以获取更多信息。
32 该项目已获得西澳大利亚州政府可再生氢战略下的氢燃料运输项目资金支持。
33 交易的完成需满足惯例先决条件。有关2026年6月12日发布的 “Woodside 行使 Browse 优先购买权” 的详细信息。
34 请参阅2026年8月6日发布的 “Woodside 通过 Calypso 剥离理顺全球投资组合” 的详细信息。
35 请参阅2026年4月10日发布的媒体公告 “路易斯安那州 Bandit-1 发现” 的详细信息。
36 Woodside 使用 “低碳” 一词来描述与历史和/或当前惯例或类似资源、过程、生产设施、产品或服务或活动相比，具有较低潜在温室气体排放水平的特征。当应用于 Woodside 的战略时，请参阅第 57-59 页的术语表中对低碳投资组合的定义。
37 在 2024 年宣布的 Chevron 资产置换完成后，Woodside 在 Angel CCS 的参与权益将增加至 40%。
38 该指标是利用 Woodside 的风险矩阵确定的。当用于定义对环境的影响时，中等影响是指对环境特征或敏感区域的影响，恢复能力有限。
39 在此情况下，“重要议题” 指的是 2026 年可持续发展议题，作为 Woodside 于 2025 年进行的重大性评估过程的一部分确定。通过我们的重大性评估过程将任何议题分类为重要议题不应被解读为该议题是否达到法律要求的披露重要性，包括澳大利亚和美国的法律。然而，在适用法律要求披露满足特定阈值的风险的情况下，Woodside 已披露这些风险。
40 Westcott 女士于2026年3月18日被任命为董事会成员。
41 Cutifani 先生于2026年3月19日被任命为董事会成员。
42 Macfarlane 先生的退休于2026年4月23日生效。
43 O’Neill 先生的辞职于2026年7月1日生效。
44 比较数据为截至2025年6月30日的半年数据。
45 包括由于 AASB 16/IFRS 16 _租赁_而产生的租赁资产和租赁负债。每普通证券的净有形资产是一个非国际财务报告准则（非 IFRS）指标。请参阅替代性业绩指标以了解这些指标与 Woodside 财务报表的对账情况，见第 53-56 页。
46 UNEP，1992。“生物多样性公约” https://www.cbd.int/doc/legal/cbd-en.pdf。
47 请参阅 IFRS 基金会 2021 年：气候相关披露原型。附录 A。IFRS 在 2021 年原型之后发布了进一步的咨询文件。由于未包含巴黎协定情景的更新定义，Woodside 保留使用之前版本。
48 IOGP 致命事故和永久性伤害定义 | IOGP
49 澳大利亚清洁能源监管机构，2023。“企业排放减少透明度报告 2023” https://cer.gov.au/markets/reports-and-data/corporate-emissions-reduction-transparency-report/corporate-emissions-reduction-transparency-report-2023/cert-report-2023-glossary
50 世界资源研究所和世界商业理事会可持续发展，2004。“温室气体协议：企业会计和报告标准”。
本公告已获得 Woodside 披露委员会的批准和授权发布。
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