公司简介错误2021财年BP PLC0000313807真的P3YP3YP20Y00003138072021-01-012021-12-310000313807Dei:商业联系人成员2021-01-012021-12-310000313807BP:美国储户共享成员2021-01-012021-12-310000313807IFRS-FULL:普通共享成员2021-01-012021-12-310000313807bp:FloatingRateGuaranteedNotesDue2022 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美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格20-F
(标记一)
| | | | | |
☐ | 根据1934年《证券交易法》第12(B)或(G)条作出的注册声明 |
或
| | | | | |
☒ | 根据1934年颁布的《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日 2021
或
| | | | | |
☐
| 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
或
| | | | | |
☐
| 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条作出的空壳公司报告 |
委托文件编号:1-06262
BP P.L.C.
(注册人的确切姓名载于其章程)
英格兰和威尔士
(注册成立或组织的司法管辖权)
圣詹姆斯广场1号, 伦敦SW1Y 4PD
英国
(主要执行办公室地址)
默里·奥金克洛斯
BP P.L.C.
圣詹姆斯广场1号, 伦敦SW1Y 4PD
英国
电话+44(0) 20 7496 4000
传真+44 (0) 20 7496 4630
(公司联系人姓名、电话、电子邮件和/或传真号码及地址)
根据该法第12(B)节登记或将登记的证券
| | | | | | | | | | | |
每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 | |
美国存托股份 | BP | 纽约证券交易所 | |
每股25美分的普通股 | | 纽约证券交易所 | * |
2022年到期的浮息担保票据 | BP/22D和 BP/22H | 纽约证券交易所 | |
2022年到期的2.500%担保票据 | BP/22B | 纽约证券交易所 | |
2023年到期的2.750%担保票据 | BP/23和 BP/23D | 纽约证券交易所 | |
2023年到期的3.994%担保票据 | BP/23A | 纽约证券交易所 | |
2024年到期的3.535%保证票据 | BP/24A | 纽约证券交易所 | |
2024年到期的3.814%保证票据 | BP/24 | 纽约证券交易所 | |
2024年到期的3.790%保证票据 | BP/24C | 纽约证券交易所 | |
2025年到期的3.194%保证票据 | BP/25B | 纽约证券交易所 | |
2025年到期的3.506%保证票据 | BP/25 | 纽约证券交易所 | |
2025年到期的3.796%保证票据 | BP/25A | 纽约证券交易所 | |
2026年到期的3.119%担保票据 | BP/26和 BP/26A | 纽约证券交易所 | |
2026年到期的3.410%担保票据 | BP/26C | 纽约证券交易所 | |
2027年到期的3.017%保证票据 | BP/27和 BP/27D | 纽约证券交易所 | |
2027年到期的3.279%保证票据 | BP/27B | 纽约证券交易所 | |
2027年到期的3.543%保证票据 | BP/27E | 纽约证券交易所 | |
2027年到期的3.588%保证票据 | BP/27A和 BP/27C | 纽约证券交易所 | |
2028年到期的3.723%担保票据 | BP/28 | 纽约证券交易所 | |
2028年到期的3.937%担保票据 | BP/28A | 纽约证券交易所 | |
2028年到期的4.234%担保票据 | BP/28B | 纽约证券交易所 | |
2030年到期的1.749%保证票据 | BP/30A | 纽约证券交易所 | |
2030年到期的3.633%保证票据 | BP/30 | 纽约证券交易所 | |
3.060%担保票据,2041年到期 | BP/41 | 纽约证券交易所 | |
2050年到期的2.772%保证票据 | BP/50B | 纽约证券交易所 | |
2050年到期的3.000%保证票据 | BP/50A | 纽约证券交易所 | |
2050年到期的3.067%保证票据 | BP/50 | 纽约证券交易所 | |
2.939%担保票据,2051年到期 | BP/51 | 纽约证券交易所 | |
2052年到期的3.001%担保票据 | BP/52 | 纽约证券交易所 | |
3.379%担保票据,2061年到期 | BP/61 | 纽约证券交易所 | |
4.375%永久从属非呼叫5.25固定利率重置票据 | BP/P1 | 纽约证券交易所 | |
4.875%永久从属非Call 10固定利率重置票据 | BP/P2 | 纽约证券交易所 | |
| | | | | |
* | 根据美国证券交易委员会的要求,不用于交易,但仅与美国存托股份登记有关 |
根据该法第12(G)节登记或将登记的证券。
无
根据第2001条有报告义务的证券 15(d)法案的一部分。
无
说明截至年度报告所涉期间结束时发行人的每一类资本或普通股的流通股数量。
| | | | | |
| |
每股25美分的普通股 | 20,778,081,819 | |
累计第一优先股,每股1 GB | 7,232,838 | |
累计第二优先股,每股1 GB | 5,473,414 | |
用复选标记表示注册人是否为证券法第405条规定的知名经验丰富的发行人。是 ☒*☐
如果此报告是年度报告或过渡报告,请用复选标记表示注册人是否不需要根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交报告。☐ 不是 ☒
注-选中上面的框不会免除根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交报告的任何注册人根据这些条款承担的义务。
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告,以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是 ☒*☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒*☐
用复选标记表示注册者是大型加速文件服务器、加速文件服务器、非加速文件服务器还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。(勾选一项):
大型加速文件服务器 ☒*加速文件管理器升级☐**非加速文件管理器**☐新兴成长型公司☐
如果一家新兴成长型公司按照美国公认会计原则编制其财务报表,用勾号表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守†根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
†“新的或修订的财务会计准则”是指财务会计准则委员会在2012年4月5日之后发布的对其会计准则编纂的任何更新。
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编,第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。.☒
用复选标记表示注册人在编制本文件所包括的财务报表时使用了哪种会计基础:
| | | | | | | | | | | | | | |
美国《公认会计准则》☐ | | 国际财务报告准则已发行的 由国际会计准则理事会发布。☒ | | 其他国家和地区☐ |
如果在回答前一个问题时勾选了“其他”,请用勾号表示登记人选择遵循哪个财务报表项目。
第17项:☐*☐
如果这是年度报告,请用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。☐*☒
在转型中执行BP年度报告和Form 20-F 2021
便利性和移动性可持续发展集成低碳能源通过提供当今世界所需的能源,英国石油公司具有弹性的碳氢化合物…在实现转型的同时,我们将继续致力于为客户、合作伙伴、供应商、员工、社会和投资者提供服务。以及与我们合作的城市和国家。我们专注于业绩,同时转型为:·增长价值和回报。·发布令人信服的发行版本。·投资于能源转型,降低排放。2021年,我们在向综合能源公司转型的过程中取得了强劲的战略进展:·专注和提升我们的碳氢化合物业务。·发展我们的便利和移动业务。·有纪律地打造低碳能源企业。…并执行我们的战略,成为一家综合能源公司。更多信息针对我们战略的进展,第16页可持续发展,第51页整合,第14页我们的战略
1战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021我们向世界各地的客户提供能源产品和服务,我们计划以我们相信将有助于推动向低碳未来过渡的方式越来越多地这样做。我们在欧洲、北美和南美、澳大拉西亚、亚洲和非洲都有业务。战略报告2021年概览2主席来函4首席执行官来函6全球环境8能源展望10我们的战略和商业模式12我们的战略进展:我们的战略重点领域16我们的财务框架和投资者建议20关键业绩指标24与巴黎目标的一致性30我们的投资过程32集团业绩37天然气和低碳能源41石油生产和运营44客户和产品46 Rosneft 48其他业务和公司50可持续性51气候相关财务披露(TCFD)55我们如何管理风险73风险因素76合规信息80第172节声明80公司治理主席介绍82董事会84领导团队88董事会活动和治理框架90董事会如何与股东接触,员工和其他利益相关者93董事会决策97学习、发展和上岗100董事会评估102人与治理委员会104审计委员会107安全与可持续发展委员会114董事薪酬报告116薪酬委员会116合并财务报表BP集团的财务报表145财务报表附注178石油和天然气(未经审计)的补充信息254额外披露337股东信息367词汇377非GAAP措施对账386签名389交叉参考表格20-F 390关于本报告的信息391我们的快速阅读提供了年度报告的简明摘要,重点介绍了战略、业绩和可持续发展信息。BP.com/annualreport我们的报告中心汇集了我们的主要报告,包括我们的可持续发展报告、净零抱负报告和BP能源展望。BP.com/reportingcenter词汇表中定义了标有的单词和术语。见第377页气候相关财务披露特别工作组(TCFD)支持气候相关财务披露建议和与指标和目标相关的建议披露的信息以T表示。
2 BP年度报告和Form 20-F 2021 2021数字概览截至2021年12月31日我们的业绩我们的战略安全和可持续发展65,900名员工(2020 63,600)20,500个零售站点(2020 20,300)>65个运营国家(2020>70)13,100个电动汽车充电站(2020 10,100)220万桶油当量-上游产量(不包括俄罗斯石油公司)(2020 2.4 mm boe/d)本年度BP股东应占利润76亿美元(2020亏损$(20.3)亿)94·8%BP运营的炼油可用性(2020年96.0%)128亿美元基本重置成本(RC)利润(2020年亏损$(57亿)94.0%BP运营碳氢化合物工厂可用性(2020 94.0%)2,150个战略便利地点(2020 1,900)62个一级和二级过程安全事件(2020 70)4·4GW开发的可再生能源至FID(2020 3.3GW)6.82美元/BOE上游单位成本生产(2020美元6.39/BOE)1·600万吨二氧化碳当量-可持续温室气体减排(2020年1.0/MtCO2e)关键战略指标,参见第16页的关键绩效指标,参见第37页的第24页的集团绩效
3战略报告bp年报及表格20—F 2021财务报告分部我们的新财务报告模式于2021年1月1日实施。这是我们在此分部架构下的第一年报告a。天然气及低碳能源b包括我们的天然气及低碳业务。 我们的天然气业务包括上游活动主要生产天然气、综合天然气和电力以及天然气和电力贸易的地区。我们的低碳业务包括太阳能、海上和陆上风能、氢气和CCS 以及我们在bp邦吉生物能源公司的股份Rosneft包括我们在Rosneft的投资的权益会计收益。 由于英国石油公司的提名董事从俄罗斯石油公司董事会辞职,英国石油公司已确定,截至2022年2月27日,考虑到国际会计准则第28号对联营公司和合资企业的投资,该集团不再对俄罗斯石油公司有重大影响力,因此,英国石油公司将不再将其在俄罗斯石油公司的权益进行股权核算,将该投资作为“其他投资”中按公平值计量的金融资产处理,直至股权终止确认为止。 股权会计的终止以及乌克兰军事行动后对俄罗斯资产的市场影响,将对集团2022年第一季度中期财务报表产生重大影响,包括英国石油公司在俄罗斯石油公司的投资账面值,截至2021年12月31日约为140亿美元。此外,外汇亏损及其他累计计入其他全面收益的支出将计入收益表。于二零二一年十二月三十一日,该等金额约为110亿美元。 石油生产和运营b包括上游活动主要生产原油的地区,包括bpx能源。 其他业务和公司包括创新和工程、bp风投、Launchpad、地区、城市和解决方案;以及我们的公司活动和职能。客户和产品包括以客户为中心的业务,涵盖便利性和移动性,其中包括便利性和零售燃料、电动汽车充电,以及嘉实多、航空和B2B和中游。它还包括我们的石油产品业务,炼油和贸易。21亿美元利息及税项前RC溢利(2020年亏损71亿美元)75亿美元基础 未计利息及税项前RC溢利(2020年7亿美元)24亿美元未计利息及税项前RC溢利(2020年亏损(1亿美元)27亿美元基础 未计利息及税项前利息前利息及税项前利息及税项前利息前利息及税项前利息前 未计利息及税项前利息及税项前利息前利息及税项前利息及税项前利息前利息及税项前利息及税项前利息及税项前 未计利息及税项前RC亏损(2020年亏损(9亿美元)22亿美元未计利息及税项前RC溢利(2020年34亿美元)33亿美元基础 未计利息及税项前RC溢利(2020年31亿美元)见第41页见第48页见第44页见第50页见第46页有关我们的组织模式的描述见第12页a于2020年12月31日,本集团的可报告 上游、下游和俄罗斯石油公司。 自二零二一年第一季度起,本集团的可报告分部为天然气及低碳能源、石油生产。 &运营,客户&产品和Rosneft。 二零二零年之比较资料已重列,以反映可呈报分部之变动。 b AGT和中东地区已按资产进一步细分,以允许酌情报告天然气和低碳能源或石油生产和运营。会计处理的变化也意味着,自2022年2月27日起,bp将不再确认Rosneft净收入、产量和储量的份额。 于二零二二年一月一日至二零二二年二月二十七日期间,来自Rosneft的任何净收入将分类为调整项目。该集团将停止将Rosneft作为集团2022年财务报告中的一个单独部门报告。
4 bp年度报告和表格20—F 2021主席信在整个过渡期间, 我们的目标是 我们自2020年开始转型之旅以来所表现出的高绩效和稳步进步。 Helge Lund主席尊敬的股东们:在不确定的时期,英国石油公司的主要角色之一是维持社会所依赖的能源的安全供应。这一角色的重要性很少比最近几周更明显——在这个时期,全球能源短缺、创纪录的价格和波动性很大。 原因是复杂的,但其中包括大流行病的破坏性遗产和俄罗斯对乌克兰的侵略行为。在维持安全供应的同时,英国石油公司必须追求其排放目标和目标,同时继续增加低碳能源供应。我相信英国石油公司的策略取得了正确的平衡。 但最近的事件已经表明,为什么英国石油公司在推行其战略的同时,必须具备必要的灵活性来进行调整。 在俄罗斯袭击乌克兰之后,英国石油董事会对英国石油公司在俄罗斯的参与进行了彻底的审查。经过仔细考虑后,董事会得出结论,英国石油公司继续参与将与我们的业务和战略不一致。 正如我们当时所说,董事会相信这些决定符合我们所有股东的最佳长期利益。重要的是,我们决定终止英国石油在俄罗斯的参与,并不意味着我们需要对战略、财务框架或股东分配指导进行任何改变。我们仍然相信,这一决定的影响可以在我们在过去两年中制定和完善的计划中得到考虑。与此同时,全球气候行动仍然至关重要。尽管去年在格拉斯哥举行的COP26取得了进展,但世界仍然走在一条不可持续的道路上,尚未果断地走向净零社会。要做到这一点,就需要建立一个能够提供负担得起、安全和日益清洁的能源的全球能源体系,并使能源需求和供应同步发展。建立这样一个系统将需要企业、政府、学术界和民间社会在正确的政策框架内进行协作。实现所有这些都将是复杂的。但这种复杂性正是有目的的公司需要参与的原因。气候 如果能更有力地解决变化, 世界能够利用高绩效企业的创新、分配资本、推广技术和提高效率的能力。 年股息率4.8%普通股(2020年7. 9%)宣布从2021年起回购41.5亿美元 盈余现金流量为43亿美元分配给英国石油股东的股息总额(2020年64亿美元)按目的进行
5战略报告
6 bp年报及表格20—F 2021首席执行官的信76亿美元英国石油股东应占利润(2020年亏损203亿美元)表现 而英国石油公司的财务状况强劲,有弹性。我们正在从一家国际石油公司转向一家综合能源公司的战略上取得重大进展。 Bernard Looney首席执行官2020:方向 我们制定了一个新的方向:新的目标、雄心、战略、财务框架、可持续发展框架和新的领导团队。 2021年:变化 今年是关于变革和我们历史上最大规模的重组—以便我们组织起来交付。 2022年及以后:交付 现在是关于交付。 安全、高效和有纪律地交付我们制定的计划。表演的同时转变
7战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021尊敬的股东们,在我写信给你们时,乌克兰的绝望局势主导着我们BP的想法。我们向每一个受影响的人表示同情,特别是乌克兰人民和更广泛地区的人民。正如黑尔格在信中所述,我们已经宣布将退出与俄罗斯石油公司的合作。我们目前的首要任务仍然是我们在俄罗斯的员工及其家人。此外,我们正在支持该地区的人道主义努力--例如,利用我们在邻国的业务,利用我们全球员工的帮助愿望,以及向慈善机构捐款。像海尔格一样,我绝对相信,我们所做的决定符合股东的最佳长期利益,并与我们作为一家公司的身份相一致。在这种背景下加强和改善--BP的财务状况强劲且富有弹性。我们从一家国际石油公司转向一家综合能源公司的战略正在取得实质性进展。重复一遍你以前可能听过我说过的话,我们正在进行转型--为您提供今天的服务,同时为明天的BP做准备。基岩一如既往地安全可靠地运行,日复一日。总体而言,2021年期间,我们在几个领域看到了安全方面的改善。然而,不幸的是,我们在西班牙Castellón炼油厂的一次致命事故中失去了一名同事,而在英国,一名骑自行车的人死于与我们承包商的一辆公路油罐车的事故。我们将继续专注于消除事故,特别是那些夺走或改变生命的事故--没有什么比这更重要了。在此基础上,我们正在建立交付的跟踪记录。我们达到了2美元的目标。百分之三。本年度的经营现金流净额为236亿元,基础RC溢利净额为12元。80亿美元。这一业绩使董事会能够根据我们纪律严明的财务框架,做出与分销有关的许多决定。第一,第二季度股息增加4%。第二,从2021年剩余现金流通过股票回购向您返还41.5亿美元。第三,预计我们每年可以回购约40亿美元,并有能力在2025年之前每年增加每股普通股4%的股息-这是基于我们目前对油价约60美元的预测,并取决于董事会的酌情决定权。在推进我们的战略时,我想向BP团队致敬,他们不仅在2021年取得了强劲的表现,而且他们在我们战略的三大支柱中的每一个都取得了强劲的进展:弹性碳氢化合物、便利性和机动性以及低碳能源。·弹性碳氢化合物--我们在这一年启动了七个主要的项目。这些是2016年启动的35个项目的一部分,这些项目如期完成,平均约占预算的15%。我们将继续提升我们的投资组合的档次,计划在2022年再推出四家初创企业。·便利性和移动性-自2019年以来,我们从便利性和电气化的利润率从25%增加到29%-展示了我们客户提供的强大产品;我们将电动汽车充电站的数量增加到13,000多个,在2021年底每周安装115个充电站。我们现在的目标是到2030年将我们的电动汽车充电站增加到全球10万个以上,而我们之前的目标是7万个。·低碳能源-自2020年初以来,我们的可再生能源管道翻了两番,超过23千兆瓦,现在包括世界上两个最好的地区的三个海上风能项目。我们还建立了氢气的一系列选择。 没有什么地方比我们的英国本土市场更能说明综合能源公司的潜力,在未来几年,我们预计每赚取1英镑的利润就需要花费2英镑。我们计划继续在北海投资,生产急需的石油和天然气,同时通过提高效率降低排放,努力消除日常的燃烧和电气化。我们正在建设一个新的可再生能源业务,在爱尔兰海和苏格兰海岸的大型海上风电项目。随着这些业务的增长,它们不仅可以为数百万家庭供电,还可以为我们不断增长的电动汽车充电器网络供电—这是我们零售网络中日益重要的一部分,客户来这里为他们的汽车加油,以及在我们的前院享受越来越多的M & S便利店。 展望未来,我们正在引领英格兰东北部的工业复兴。在这里,我们有一个与碳捕获和存储系统连接的燃气发电站的计划,这将安全地锁定绝大多数的二氧化碳排放。与此同时,我们正在为英国打造世界级的氢能行业奠定基础。机遇与韧性鉴于数十年能源转型中固有的不确定性,我们制定了BP的响应与韧性战略——对机遇的响应与韧性,以及对波动的韧性. 在机会方面,我们认为我们公司在五个转型增长引擎方面具有巨大潜力:生物能源、便利性、电动汽车充电、可再生能源和氢。在每一个领域,我们的技能、网络、资产和品牌都为我们带来了真正的竞争优势。所有增长型行业的回报潜力都很大。 在不确定性方面,我们的战略旨在适应能源转型的一系列情景。这也使我们有信心,它能够抵御乌克兰冲突引起的能源市场波动加剧。退出英国石油公司在俄罗斯石油公司的股权将导致我们2022年第一季度的财务业绩中出现一些重大的非现金费用。重要的是,这并不意味着我们的战略或财务框架有任何改变,详见本报告其他部分。2020年,我们为公司设定了新的方向,以新的目标、雄心和战略。 现在已经完成了。2021年,我们对公司进行了自上而下的重组,进行了英国石油史上范围最广的重组。这也是这样。我们现在专注于一件事,而且只有一件事——安全地交付我们的战略。 提供当今世界所需的能源。同时也在为明天改变英国石油公司。 感谢您对英国石油公司的持续支持和信任,尤其是在这个前所未有的挑战和变革时期。 Bernard Looney首席执行官2022年3月18日最接近等同的GAAP指标是金融债务。详情见财务报表—附注26。b分子和分母的最接近等效的GAAP指标分别是归属于bp股东的年度损益(76亿美元)和总权益(904亿美元)。 c分子和分母的最接近等效的GAAP措施是客户和产品部门的除息税前重置成本利润。与公认会计原则信息的核对 在第354页。见第377页的术语表
这给我们的行业带来了挑战和机遇,并影响了我们的运营方式。我们密切关注全球趋势,探索和跟踪塑造我们未来的变化。全球背景宏观经济展望2022年3月能源市场受到乌克兰军事行动的影响,这给价格增加了巨大的上行压力。在这个时间点上,仍然存在不确定性,但价格可能会波动。全球经济在2020年收缩3.5%之后,全球实际GDP出现反弹,并在2021年第二季度达到大流行前的峰值(2019年第四季度)。2021年,在美国强劲复苏的推动下,发达经济体的增长率为5.0%,在中国的推动下,新兴市场的GDP增长了6.5%。b石油市场在2021年继续其再平衡过程。在经济复苏的支持下,由于疫苗接种的增加和公共卫生措施的逐步取消,石油需求有所回升,全年全球石油消费量增加5.5毫米/天,达到96.4毫米/天(+6.0%)。在供应方面,欧佩克+国家继续积极的供应管理也有助于加快再平衡进程,全球石油日产量增加1.5 Mb/d,达到95.3 Mb/d。2021年,旧的布伦特价格平均为70.91美元/桶,比2020年的水平上涨了69%。油价在2021年期间持续上涨,在宏观经济前景乐观的支持下,油价在10月下旬达到86美元/桶的峰值,这支持了石油需求的强劲反弹。供应中断和欧佩克+供应限制等其他因素进一步增加了油价的上行压力。2021年,欧洲西北部(鹿特丹)的乌拉尔平均价格为68.65美元/桶,高于2020e年的41.71美元/桶。美国LNG出口增加,带动了对LNG原料气的需求。资本约束限制了天然气产量的增长,煤炭退休限制了电力行业的天然气转煤炭,这些都降低了天然气市场应对价格上涨的灵活性。由于异常紧张的市场状况,英国国家平衡点集线器的价格也从2020年的每瑟姆25便士(3.2Btu)大幅上涨到2021年的每瑟姆116便士(15.8美元/MmBtu)。整个夏季,对液化天然气供应的激烈竞争,以及来自俄罗斯管道天然气供应的限制,导致市场吃紧,库存无法补充。2021年,煤炭和碳价格的上涨进一步支撑了欧洲天然气价格。在液化天然气市场非常紧张的情况下,亚洲液化天然气现货价格从2020年的4.39美元/mm Btu上涨到2021年的18.6美元/mm Btu,价格最高时升至56美元/mm Btu。南美强劲的液化天然气需求,多次液化天然气供应中断,以及液化天然气运输市场状况有时紧张,加剧了市场对推高价格的紧张情绪。2021年全球石油消费量同比增长6.0%预计2021年全球天然气需求增长4.7%
9策略报告bp 2021年年报及表格20—F附注见第377页词汇COVID—19的持续影响于撰写本报告时,全球仍在经历COVID—19的影响。我们继续采取措施,在疫情期间保护及支援员工。 我们在营运及办公室采取预防措施,并为雇员提供更大的支援及指导,重点关注安全、健康及卫生、在家工作及精神健康。我们继续就工作惯例作出决定,并谨慎地回到办公室工作,并遵守当地和国家的指导方针和法规。优化标记余量我们使用全局优化标记余量(RMM)跟踪优化余量环境i。 2021年炼油利润率逐步回升至2020年平均13. 2美元/桶的历史水平,显著高于2020年的水平(6. 8美元/桶),但仍低于2015—19年的平均水平(14. 1美元/桶)。 美国利润率上升是由于强劲的需求反弹和较高的可再生能源识别号(RIN)价格,自去年以来,RIN价格上涨了一倍多。 RIN代表了环境合规成本,并由于美国环保署推迟提出2021年可再生容量义务(RVO),以及各种其他市场和监管相关原因而有所增加。 电力及可再生能源受新冠肺炎疫情爆发前经济增长及供应链限制的推动,大宗商品价格及运费不断上升,意味着二零二一年风能及太阳能项目的资本成本增加,令多年来成本下降的趋势停滞不前。 在欧洲,天然气价格居高不下导致电价达到历史新高,导致一些国家面临社会和政治压力,要求改革电价,以确保能源转型的负担能力。 氢和碳捕获 氢的作用背后的全球动力 在脱碳方面,难以减少的部门正在加速,特别是在工业和重型运输业。现在,又有几个国家公布了氢战略,随后越来越多地宣布了政策支持。 已宣布的项目管道继续迅速扩大,预计2030年累计清洁氢生产能力将达到1100万吨/年,直接投资超过1000亿美元。然而,尽管出现了这一激增,但在许多符合巴黎的设想中,与预计需求相比,仍有很大的缺口。 CCS的势头也在增长,部分原因是政府提供了额外的激励措施。对CCS的兴趣得到了减少水泥和钢铁制造等重工业过程排放的需要的支持,以及人们日益认识到需要负排放以实现巴黎气候目标。 a IEA 2022年第一季度天然气市场报告。 b IMF《世界经济展望》,2022年1月更新。c IEA石油市场报告,2022年1月。d Refinitiv数据服务(日期为布伦特现货价格)。e Refinitiv数据服务(乌拉尔到岸价鹿特丹)。f Refinitiv数据服务(Henry Hub现金价格)。g Refinitiv数据服务(国家平衡点日提前价格)。h Refinitiv数据服务(JMK现货价格)。i由于bp的特殊炼油厂配置以及原油和产品的分布,RMM可能不能代表bp在任何时期内实现的利润率。此外,RMM不包括能源或其他可变成本的估计。 j该数字从2020年年度报告和表格20—F中所述的6.7/桶更新,以反映2021年RMM,该RMM已更新以反映bp产品组合的变化,以及地中海地区原油参考的更新。k氢理事会。
CO2EC 20502019 20302025 2035 2040 20452015201020052000 40历史0 5 10 15 20 25 30 35 10 BP年度报告和Form 20-F 2021能源市场碳排放GT继续BP能源展望2022年考虑探索能源过渡到2050a的可能路径的情景。与能源转型相关的不确定性很大,这些情景并不是对可能发生的事情或英国石油公司希望看到的事情的预测。相反,它们探讨了关于能源过渡性质的不同判断和假设可能产生的影响。能源展望各种情景的全球能源需求虽然三种能源展望情景在许多方面有所不同,但在它们之间以及我们参考的其他一系列分析和信息中,一些趋势是共同的,例如国际能源署的S世界能源展望和S全球的能源和气候情景:·受新兴世界日益繁荣和生活水平提高的推动,全球能源需求继续增长,至少在一段时期内是这样。·在这三种情况下,化石燃料在全球一次能源中的份额从2019年的80%左右下降到2050年的60%到20%之间。·可再生能源的快速增长得到了电力在三种情景下最终能源消费总额中的作用不断增加的支持。BP.com/energyOutlook探索到2050年能源过渡的三种情景新动能这个新情景是英国石油公司内部审查能源过渡步伐的工作的结果。它承认,自英国石油公司发布《2020年能源展望》以来,政府和企业的雄心壮志有所提高;然而,它受到一些行业转型步伐缓慢的制约。这一情景被认为与巴黎不一致,导致到2050年全球能源排放量仅比2019年减少20%。净零排放,到2050年,全球能源系统的排放量比2019年下降95%,与1.5摄氏度的路径一致。社会行动和行为的变化是这一情景的关键驱动因素。加速是可被认为与巴黎一致的许多可能情景之一,符合远低于2摄氏度的路径b。在这种情况下,到2050年,能源使用和大多数工业流程的排放量比2019年下降约75%,其中发达国家下降约90%,新兴世界下降约65%。A英国石油公司《2022年能源展望》中包含的情景是在乌克兰军事行动爆发之前准备的,不包括对其对经济增长和全球能源市场可能影响的任何分析。B有关巴黎一致路径的更多信息,请参阅第30页。C碳排放包括能源使用、工业过程、天然气燃烧和能源生产产生的甲烷排放。
11战略报告BP年度报告和形成20-F 2021战略决策情景我们多年来一直在BP使用情景为战略提供信息、管理风险和改进决策。我们在2020年制定的用来说明我们的雄心和战略的情景,是基于我们的经济学家、策略师以及我们的高级管理团队和董事会之间的合作方式。有些设想从今天开始,并在能源系统的当前结构有助于了解过渡路径的速度和性质的时间框架内向前预测。其他情景从未来开始,摆脱能源系统(可能还有我们的思维)的固有惰性,并从这个新的角度回顾现在。在考虑为我们的战略提供信息的适当场景时,我们使用了这两种方法。为探索围绕全球能源系统未来的不确定性而选择的情景跨越了广泛的能源转型路径。它们考虑了不同判断和假设可能产生的影响,因此有助于设计一种应对我们面临的广泛不确定性的战略。通过考虑不同的时间范围,我们可以确定未来5年、10年或30年可能出现的关键里程碑或路标,并提供我们对影响全球能源体系的主要不确定性来源的看法。我们积极监测外部环境的变化,并根据需要更新或审查我们的方案,以响应这些信号,就像我们对新动能方案所做的那样。我们如何创建情景我们使用我们的全球能源建模系统量化了BP能源展望2022年中的一系列情景。这包括过去10年开发的一套模型,帮助我们了解全球能源系统的供需动态以及中间部门的生产。该模型框架使用基于英国石油公司《世界能源统计评论》、国际能源署和一系列其他数据集的历史数据。每一种情景都是由一系列关键假设决定的,包括人口和经济增长、技术变革的速度、资源限制和政府政策。这些信息来自外部组织的专家意见,包括联合国、牛津经济、Rystad Energy和专有的综合评估模型。价格是用来平衡供需的。所使用的建模技术因部门而异,包括计量经济学建模、最低成本最优化、采纳曲线和消费者选择建模的组合。英国石油公司《2022年能源展望》的产出已扩大到涵盖16个地区和15个最终用途部门;此外,还首次包括了关键工业部门的过程排放。在制定情景时,我们将我们的观点与外部组织的情景进行比较,这些情景包括国际能源署的世界能源展望、政府间气候变化专门委员会(IPCC)和S全球公司的能源和气候情景。情景如何影响我们的战略英国石油公司《2022年能源展望》和其他组织描述的情景的使用有助于我们理解能源转型和全球能源体系。这有助于我们思考不同的结果,以及它们可能如何影响我们的战略。利用广泛的情景为我们的战略提供信息,有助于我们努力使我们的战略对我们所面临的各种不确定性具有强大的生命力和韧性。有鉴于此,我们认为,试图确定一种情况比另一种情况更有可能或更不可能是既不有用也不明智的。我们如何在复原力分析中使用情景为了测试我们的战略对能源转型中的一系列不确定性的复原力,我们使用了即将出版的世界可持续发展商业理事会(WBCSD)的情景《能源系统公司气候情景分析参考方法》。通过使用本情景目录中的标准变量,我们相信它将有助于实现可比性和一致性。有关我们的复原力分析和工作成果的更多信息,请参见第55页
便利性和机动性可持续性集成低碳能源弹性碳氢化合物—石油和天然气—精炼—生物能源—便利性和零售燃料—电动汽车充电—嘉实多、航空、B2B和中游业务—可再生能源—氢12 bp年度报告和表格20—F 2021我们的战略和商业模式 我们正在通过以下三个重点领域提高回报、提升产品组合并降低排放量:石油和天然气、炼油和生物能源。 随着世界寻求低碳燃料,我们看到了利用我们资产组合和客户群的机会—生物能源是我们转型增长的引擎之一。便利性和流动性我们的目标是到2030年将调整后的息税前利润翻一番,同时将ROACE利润维持在15—20%a,这一切都是通过关注客户。我们预计,这一增长将由我们差异化的便利性和燃料产品、选择性的增长市场扩张、加快我们的电动汽车充电雄心,以及我们的嘉实多、航空、B2B和中游业务推动。方便和 电动汽车充电是我们转型增长的两个引擎。低碳能源我们正在以资本纪律和回报为重点建立规模。我们计划建立一体化的低碳能源中心,由我们的两个转型增长引擎——可再生能源和氢能源。可持续性:我们的可持续发展框架贯穿于我们的策略重点范畴,该框架列明了我们的目标,即达到零净,改善市民的生活,以及保护地球。整合:将所有这些结合在一起就是整合。随着能源系统的转型,利用我们的集体能力,帮助越来越多的客户获得他们想要的清洁、可靠和负担得起的能源,并在这样做的过程中为我们的股东创造价值,见第14—15页。第16页我们的目标我们的资源和关系我们的业务集团我们的战略为客户提供解决方案的综合能源公司。 于二零二一年十二月三十一日,支持我们如何为持份者创造及保存价值的部分有形及无形资产。我们的三个业务组得到四个集成商的支持,以促进协作并释放价值:创新与工程;地区和城市 &解决方案;战略,可持续性和风险;贸易和航运。 四个团队是业务交付的推动者:通信 与宣传;金融;法律;以及人民与文化。能源行业经验> 110年的能源世界经验70年BP世界能源统计评论年度出版物在职能力> 10,000名工程师~2,000名数字专家全球背景,第8页可持续性,第51页a在bp规划假设,包括年度资本支出持续到2030年和客户接触点数量,零售站点、战略便利站点和电动汽车充电站的增长与英国石油公司的目标和目标一致。将战略重点领域纳入我们的报告部门a 天然气和低碳能源b弹性烃石油生产精炼和产品生物能源c天然气生产天然气营销和贸易便利和流动性便利燃料EV充电嘉实多,航空,B2B/中游低碳能源b可再生能源氢气 表示过渡增长引擎,见第16页。2021年的报告分部亦包括俄罗斯石油公司及其他业务及企业。 b包括bp Bunge Bioenergia。c沼气在天然气和低碳能源报告部分报告。
13战略报告bp年度报告及表格20—F 2021见第377页的术语表生产及营运营运我们的碳氢化合物业务,我们借此安全有效地生产全球所需的碳氢化合物能源及产品。 天然气和低碳能源创造低碳能源解决方案。 将我们现有的天然气能力与低碳和零碳业务和市场的显著增长相结合,包括风能、太阳能、氢气和碳捕获和储存(CCS)。 客户与产品以客户为驱动力,创新新的商业模式和服务平台,提供便利、移动和能源的产品和服务 后事之 伙伴关系3城市或区域伙伴关系 2020年以来能源资源已探明油气储量16954mmboe a按子公司和股权会计实体合并计算,见第254页。 包括90.13亿英国石油公司在俄罗斯石油公司和俄罗斯合资企业中的份额,见第348页。4.4GW开发了可再生能源,用于FID的研究&开发投资2.66亿美元 和发展财务128亿美元资本支出128亿美元~5,000项专利申请由英国石油及其子公司持有> 250个共同投资者通过英国石油风险投资236亿美元经营现金流
2021年14 bp年报及表格20—F业务模式续是什么让我们与众不同我们相信我们拥有规模和专业知识,能够驾驭复杂的市场,管理日益一体化的能源系统。 能源系统转型,帮助更多客户获得他们想要的能源, 为股东创造价值。 通过利用关系和建立新的合作伙伴关系,我们的目标是提供综合能源和交通解决方案,帮助城市和行业减少碳排放,同时创造令人兴奋的商机。 与各国建立伙伴关系, 城市和行业致力于航空业脱碳 我们正在与航空公司和机场合作,支持 航空业和我们的目标是到2050年或更早成为净零公司:·可持续航空燃料(SAF)预计将在该行业脱碳方面发挥关键作用,我们正在加快努力,以提高SAF的可用性、可获得性和可负担性。 ·我们在苏丹武装部队中有一个既定职位,目标是成为一个部门领导者, 到2030年,市场份额达到20%。 ·作为一家综合性能源公司,我们的全球能力、专业知识和经验使我们能够很好地帮助我们的合作伙伴和客户 以更快的速度在能源转型之旅中。 我们的目标是通过生物共处理将我们的三个炼油厂的生物燃料产量增加三倍,并投资五个主要的生物燃料项目,包括三个邻近现有炼油厂的项目,以及到2030年最多两个生物炼油厂的转换。 2021年进展·获得碳抵消和减排计划认证 为我们的Castellón炼油厂生产SAF,这是世界上第一家获得此地位的炼油厂。·与澳航建立战略合作伙伴关系,致力于航空部门脱碳的机会,并同意向该航空公司供应SAF 从2022年开始,从伦敦飞往澳大利亚的部分航班, 伦敦希思罗机场开发低碳、CCS驱动的氢气 我们正在制定在蒂赛德建立一个蓝氢半导体生产设施的计划,目标是到2030年蓝氢产量达到1GW,并支持该地区发展成为英国第一个氢运输枢纽—H2蒂赛德。 H2Teesside旨在帮助周边行业通过将燃料从天然气转换为低碳氢来实现其现有运营的脱碳,使其制造设施能够随着社会朝着净零未来的发展而生产低碳产品。该开发预计将:·每年捕获并发送储存高达2MtCO2。 ·帮助领导低碳转型,支持就业,再生 以及周边地区的振兴。 H2Teesside和HyGreen Teesside——英国石油公司计划的一个新的大型绿色制氢设施项目——一起有可能实现英国2030年低碳氢生产目标的30%。英国石油公司已经与七家潜在公司签署了一份谅解备忘录, 客户—现有或计划的Teesside运营—氢气 由项目生产。 最终投资决定将于2024年初作出,有可能在2027年或更早开始生产。 受影响的集成利益相关者:C I P S受影响的利益相关者:C G P
15战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页的术语表为利益相关者提供价值我们创新的重点是数字,以提高运营效率,增强我们的员工队伍,并更好地与客户打交道。这包括通过BP Ventures和Launchpad建立新业务。我们致力于为利益相关者提供长期价值。推动整个业务的数字创新创新在印度不断增长的数字专业知识我们位于印度浦那的新数字中心旨在创建、发展和提供一系列数字解决方案,以帮助转变BP的核心业务,扩展其客户界面,并支持新的和新兴的商业模式。该中心位于英国石油公司主要的全球商业服务运营中心内,最初拥有约100名数字工程、数据、信息安全和设计专家。·我们的目标是通过跨学科、灵活的团队,建立一个可访问的数字专业人才生态系统,这些团队将随着时间的推移扩大和发展。·我们将利用该中心与其他领先机构合作,支持初创企业和战略组织。·该中心将支持英国石油公司业务的数字化,并帮助提供新能源和移动解决方案。在北海利用自动化技术加强安全2021年,英国第一艘遥控潜水器(ROV)在设得兰以西的英国石油公司运营的克莱尔岭平台成功进行了岸上远程驾驶。该项目也是BP的第一次跨界实施和第一次业务实施。·在岸上驾驶遥控潜水器,通过将人员从工作现场转移出去,提高了作业的效率和安全性。·这项工作是由海洋工程公司在挪威的陆上远程操作中心进行的,团队在那里观察了我们克莱尔岭平台的钻井作业。客户和产品,第46页可持续发展,第51页可持续发展,第51页和bp.com/Tax关键绩效指标,第24 a页包括BP基金会支出。利益相关者影响了我们工作的社区中的人、企业和环境。~5100万美元支持其他计划,以造福于我们运营的社区a投资者和股东包括我们的机构和散户投资者。总计43亿美元的股息分配给了股东客户,包括终端用户、B2B客户和分销商。>每天1200万个客户接触点在我们有活动或计划运营的国家/地区的政府和监管机构。向合作伙伴和供应商支付的54亿美元企业所得税和生产税,包括与学术界、工业界、城市和供应商的关系。价值1222亿美元,从约40,000名供应商采购商品和服务,全球员工总数为65,900人。64%的员工敬业度--《脉搏》调查得分S
便捷性和移动性低碳能源弹性碳氢化合物—生物能源—便利性—电动汽车充电—可再生能源—氢16 bp年度报告和表格20—F 2021我们的战略重点领域与我们的战略进展2022年2月我们宣布了我们的目标, 转型期资本支出比例下降, 到2025年,业务增长到40%以上, 到2030年将达到50%左右。这些业务属于高增长行业,并受到五个转型的支持, 增长引擎:生物能源,包括生物燃料、沼气和可持续航空燃料:我们预计投资五个主要生物燃料项目,包括最多两个炼油厂的转换,以及投资三个独立的生物工厂。我们计划扩大沼气生产和销售。便利性:我们的目标是将便利性毛利率增长在每年7%左右,并通过扩大, 我们的战略便利网络覆盖约3,500个站点 到2030年电动汽车充电:我们正在加快我们的电动汽车充电目标, 专注于"移动"充电和车队,并旨在, 将我们的网络扩展至超过10万辆电动车充电量 到2030年。可再生能源:我们的目标是在海上风电领域建立领导地位,并通过Lightsource bp和bp的美国太阳能管道加速我们的太阳能增长。 氢能:我们的目标是到2030年在核心市场占据10%的份额。随着氢气市场的发展,我们的目标是创建一个全球性的氢气供应枢纽组合。我们的目标是利用英国石油公司现有的炼油厂需求,建立区域供应头寸。 衡量标准战略重点领域开发可再生能源到最终投资决策
17战略报告bp年度报告和表格20—F 2021参见第377页术语表2030年目标在转型时执行2025年目标2021年目标4.4GW 2020年3.3GW> 1200万2020年> 1100万20GW> 1500万50GW> 2000万26Kb/d 2020年30Kb/d 2,150 2020年1,900 50Kb/d~3,000> 100Kb/d~3,500 18Mtpa 2020 2020 2,700 13,100 2020 10,100 25Mtpa~5,000> 40,000 30Mtpa> 6,000> 100,100,100 25Mtpa~5,000> 40,000 30Mtpa> 6,000> 100,000 202TWh 2020 214TWh $68亿2020 $54亿29.1% 2020 27.6% 350TWh~75亿美元~35% 500TWh> 80亿美元~50%$6.82/boe 2020 $6.39/boe~6美元/boe 2020 $6.2020 $2.4mmboe/d~2mmboe/d~1.5mmboe/d d 94% 2020 94% 94.8% 2020 96% 96% 96% 96 并得到超过200个策略性便利地点的支援。·获得桑顿业务的全部所有权,使英国石油公司定位为, 成为美国中西部领先的便利店运营商,见第19页。·2022年,英国石油和玛莎百货同意将英国石油英国零售业的便利合作关系延长至至少2030年,见第23页。Jio bp是我们与Reliance在印度的燃料和移动性合资企业,开设了他们的第一个“移动站”,为客户提供完全集成的服务。 ·新增约3,000个EV充电点,近一半 我们的网络现在要么是快速充电,要么是超快速充电。·收购美国充电供应商AMPLY Power,加速英国石油进入全球增长最快的车队充电市场之一。·与梅赛德斯—奔驰和宝马(为汽车制造商和车队运营商提供数字充电软件的领先开发商)对数字充电解决方案进行战略投资,参见第23页。·在全球范围内扩展嘉实多品牌服务和维护服务—我们现在拥有28,000个独立品牌的车间。·便利性和电气化带来的利润率增加 29.1%。·启动了七个主要项目,以实现2016年目标 到2021年,新增9亿桶油当量/日的重大项目产量; 约低于预算15%:—埃及西尼罗河三角洲的乌鸦—印度的KG D6卫星集群(见第29页)—安哥拉的普拉提纳和齐尼亚第2期—特立尼达的马塔帕尔—雷马南部扩展第2期和曼努埃尔 美国墨西哥湾(见第19页)。·发现了三个碳氢化合物:Puma West(石油), 美国墨西哥湾、俄罗斯和沙法格的Verknekubinskiy(天然气) 阿塞拜疆—格鲁吉亚—土耳其地区的Asiman(天然气)。·宣布计划投资约2.7亿美元以提高效率, 减少排放,增加可再生柴油产量, 美国Cherry Point炼油厂,见第19页。·完成出售我们25%的参与权益, 阿布歇伦半岛的浅水勘探项目 里海到LUKOIL,以及阿曼Block 61的20%股权 PTTEP。·英国石油与深圳燃气签署天然气供应协议 从2023年开始向中国客户提供天然气。·与Pavilion Energy签署了从2023年开始的10年液化天然气供应协议,并交付了我们的第一个碳抵消液化天然气 台湾的CPC Corporation。 ·宣布我们的“摩根”和“莫娜”英国海上风电项目, 爱尔兰海(见第23页),并被授予苏格兰东海岸的租赁选择权,以开发风力项目'Moraven',两者都与EnBW。 ·从美国太阳能公司收购9GW太阳能开发项目 开发商7X Energy,参见第19页。 ·与NYK Line合作开发未来燃料和运输解决方案,以帮助工业部门,包括 航运,脱碳。 东海岸集群,由英国石油公司领导的Northern Endurance Partnership、Net Zero Teesside和Zero Carbon Huber合作,被英国政府选为英国前两个碳捕获、使用和储存项目之一。·与阿伯丁市议会成立合资企业,在苏格兰开发、建设和运营一个可扩展的绿色氢能生产中心。a在bp的规划假设中,包括到2030年的年度资本支出和客户接触点、零售站点、战略便利站点和电动汽车充电点的数量增加,与bp的目标和目标保持一致。 b相对于2019年,我们预计到2030年,我们的碳氢化合物产量将下降约40%,反映了积极管理和高等级的投资组合,包括撤资, 非核心资产。 c按最接近的100分报。 d分子和分母的最接近的公认会计原则措施是客户和产品的息税前RC利润。第354页提供了与公认会计原则信息的核对。e由我们的俄罗斯合资企业Yermak Neftegaz LLC发现。2022年2月27日,bp宣布将退出与俄罗斯石油公司在俄罗斯的其他业务。
18 bp年度报告和表格20—F 2021我们的行动战略4 5 6 1 2 3加强 我们在美国的存在
19战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021见词汇表第377页墨西哥湾的强劲表现2021年我们在美国墨西哥湾启动了两个主要项目,我们计划到2020年代中期将我们的石油和天然气产量提高到约400mboe/d的净值。·雷马南扩展第二阶段:由两个海底钻井中心组成,由10英寸双流水线运营,有机会同时进行移动式海上钻井单元作业。·曼努埃尔:包括一个新的海底生产系统,用于连接纳基卡平台的两口新油井。这些项目是2021年全球七大项目初创企业中的两家,自2016年以来,新的重大项目为BP增加了9亿桶/日的新生产网络。持续增长我们通过Argos实现了Mad Dog 2开发的一个重要里程碑-一个新的半潜式浮式生产平台-现在已经到位,计划于2022年启动。对于我们的墨西哥湾业务来说,今年是关键的一年,因为我们继续启动新项目。在我们最熟悉的盆地将高利润率、有弹性的石油带上线,是BP战略的核心。Starlee Sykes墨西哥湾和加拿大高级副总裁在路易斯安那州创造经济价值>路易斯安那州340名员工>支持的工作岗位总数>5200个>2020a与70个供应商的支出>6100万美元1压低了BPX能源的燃烧我们正在实现我们的目标,即到2025年,我们的BPX能源美国陆上业务实现零常规燃烧。当我们在2019年开始运营这些资产时,燃烧强度超过16%;今天不到1%,减少了95%。2在Cherry Point炼油厂的三个项目上投资约2.7亿美元这些项目旨在提高炼油厂的效率,减少其二氧化碳排放,并提高其可再生柴油的生产能力。预计它们将在未来三年为当地创造300多个就业机会。5从7X Energy购买9GW的太阳能开发项目这些项目横跨12个州,一旦开发完成,预计将有能力产生足够的清洁能源,为大约170万个美国家庭供电。这笔收购是朝着BP的目标迈出的重要一步,该目标是到2025年开发可再生能源,最终投资决定为20GW,目标是到2030年将这一数字增加到50GW。6个关键的弹性碳氢化合物便利性和移动性低碳能源全资拥有Thornton零售业务这笔交易标志着BP重新进入美国全资拥有和运营的门店,并使BP成为美国中西部领先的便利运营商。收购我们对充电供应商Amply Power的收购加快了我们进入美国的速度-美国是世界上增长最快的车队充电市场之一。3 4有关我们的战略重点领域的更多信息,请参阅第16页a 2021年的数据,这些数据在发布时尚未提供。
20 bp年度报告和表格20—F 2021我们的财务框架和投资者主张我们通过为股东带来回报来实现转型 今天,我们将英国石油公司转变为明天。 在灵活而有纪律的财务框架下运作在执行财务框架方面持续遵守纪律优先次序为落实我们的策略,我们必须继续 在一个有弹性和有纪律的财务框架下运作。 我们的财务框架包括一个优先级层级,规管我们打算如何分配我们产生的现金流,以加强我们的财务状况、增加对股东的分配以及投资以通过我们的战略转型创造价值。在英国石油宣布退出对俄罗斯石油公司的股权后,该公司已将俄罗斯石油公司的股息支付从其财务框架中删除。然而,英国石油对其财务框架的灵活性和韧性仍然充满信心,2021—25年平均现金余额为每桶40美元左右。这包括重申其截至2025年财务框架的指引,该指引已于2022年2月与2021年全年业绩一起作出。#1弹性股息弹性股息是我们财务框架内的首要任务。董事会宣布二零二一年第二季度股息增加4%至每股普通股5. 46仙,反映业务的基本表现、环境前景改善、对资产负债表的信心以及股份回购计划的开始。这一增长在2021—25年平均现金余额点约为每桶布伦特40美元,每桶RMM原油11美元和每百万Btu Henry Hub 3美元(全部为2020年实际美元)内得到满足。根据我们目前的预测,布伦特原油价格在每桶60美元左右,并根据董事会每个季度的决定,我们预计到2025年,每股普通股股息将有能力每年增长约4%。#2强投资等级 信用评级二零二一年全年,我们减少金融债务115亿元,净债务减少83亿元。 于二零二一年第一季度,我们较预期提前约一年达到将净债务减少至350亿元以下的目标,年底净债务达到306亿元。 我们拟分配2022年盈余现金流量的40%,以进一步加强资产负债表。 审慎的投资分配我们专注于严格的资本分配,以实现我们的策略目标。 2021年资本开支为128亿美元。 我们预计,2022年的非经常开支将在140亿至150亿美元之间,2023至25年期间每年为140亿至160亿美元。投资乃根据一套标准在我们各业务间分配,以平衡策略一致性、严格的门槛率、波动性、整合价值、可持续性及风险。 21第四季度每股普通股5.46美分至2025年每股普通股股息每年增加约4%至约60美元/桶40% 2022年盈余现金流计划分配40% 2022年 剩余现金流进一步 加强资产负债表2022年资本开支2023—2025年:140亿至160亿美元60% 2022年盈余现金流承诺分配≥ 60%盈余现金流a用于股票回购(2022年为60%),预计到2025年,平均每年约40亿美元,约60美元/桶,每年50—70亿美元低碳能源和便利性 &流动性每年90亿至100亿美元弹性碳氢化合物a需保持强劲的投资级信用评级。b此外,于2022年第一季度执行了一项5亿美元的回购计划,以抵销2022年雇员股份计划奖励归属所产生的预期全年摊薄。#5#1 #2 #3 #4弹性股息强大的投资等级信用评级份额 回购投资分配
21战略报告bp年度报告和表格20—F 2021参见第377页的词汇表2022年指导2021年实际2022年指导上游报告和基础产量不包括俄罗斯石油公司220万桶油/天预计基本持平总资本支出128亿美元140亿美元至150亿美元折旧,耗减及摊销148亿美元与2021年相近水平分红及其他收益76亿美元20—30亿美元墨西哥湾漏油支付a(税前)15亿美元至14亿美元其他业务及企业相关年度费用14亿美元12—14亿美元的基本实际税率为32%b预期约为40%c a有关墨西哥湾漏油事件的应付款项的更多资料,见财务报表—附注21。b最接近等效的公认会计原则衡量标准:实际税率(44%)。c更新于先前的指引约35%,以反映俄罗斯石油公司自2022年1月1日起被排除在bp的基本业绩之外。#3投资于便利性、机动性和低碳能源在我们140—160亿美元的资本支出范围内,我们计划到2025年每年拨款50—70亿美元用于便利性、机动性和低碳能源。 在低碳能源方面,我们专注于建立规模,并以资本纪律和回报为重点。在可再生能源领域,我们将寻找我们认为可以满足8—10%的内部回报率障碍的机会。 随着我们在便利性和移动性方面的投资, 我们的目标是在2030年之前将ROACE的平均增长率维持在15—20%。 #4投资以提高弹性碳氢化合物的回报我们计划在2022年投资约90亿美元,从2023年到2025年每年投资90—100亿美元,用于我们的上游石油和天然气、炼油和生物能源业务。 当我们投资时,我们有严格的门槛率 最终投资决策:·上游石油和炼油业投资的回报期不到10年。 ·上游天然气的回收期不到15年。 这一集中和严格的资本框架加上石油和天然气领域的诱人投资机会,预计将最大限度地提高回报。 #5股票回购我们承诺回报至少60% 透过股份回购,以赚取盈余现金流,惟须维持良好的投资级信贷评级。 在考虑股份回购数量及厘定每季度每股普通股股息时,董事会将考虑多项因素,包括盈余现金流的累积水平及前景、现金结余点及维持强有力的投资级信贷评级。 2021年,我们宣布股份回购, 41.5亿美元来自盈余现金流。 于二零二二年,在维持良好投资级信贷评级的前提下,我们承诺将60%的盈余现金流用于股份回购。平均而言,根据我们目前的预测,布伦特原油价格在每桶60美元左右,每个季度取决于董事会的酌情决定,我们预计到2025年每年将能够提供约40亿美元的回购。除了承诺分享 我们打算从剩余现金流中回购, 以抵销雇员股份计划下奖励归属的预期摊薄, 通过股票回购。于2021年第二季度,我们执行了5亿美元的股份回购,以抵销2021年雇员股份计划奖励归属的预期摊薄。在第一季度, 2022年,我们执行了5亿美元的股票回购,以抵消预期的稀释, 2022年雇员股份计划奖励归属。a在bp的规划假设中,包括到2030年的年度资本支出以及客户接触点、零售点、战略便利点和电动汽车充电点的数量增加,与bp的目标和目标保持一致。 我们的投资者主张我们的战略和财务框架共同支撑 我们的投资者主张 通过以下方式为股东带来长期价值:·富有弹性的股息。 ·承诺通过股票回购返还至少60%的盈余现金流, 但须维持较高的投资级信用评级。·按2019年下半年/2020年上半年至2025年期间调整后每股EBIDA复合年增长率计算。 ·ROACE增长到12%, 到2025年14% a。·期望在转型期内增加集团资本的就业比例b 到2025年超过20%。·目标是到2050年或更早实现范围1、2和3的净零。a 50—60美元/桶(2020年实际美元)和英国石油公司的规划假设。 b不包括商誉及现金及现金等价物。承诺分配盈利增长可持续价值实现长期股东价值
4 5 1 1 1 23 22 bp年度报告及表格20—F 2021我们的行动策略增长 在欧洲
23战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页的词汇表发展我们的充电网络我们正在通过专注于‘on-the-go’充电和车队,在关键的增长市场加快我们的电动汽车(EV)充电雄心。伙伴关系是我们方法的关键部分,能够更好、更快地利用我们的网络。2021年,我们朝着到2030年将全球电动汽车充电站增加到100,000个以上的目标迈出了重要的一步。·与梅赛德斯-奔驰(Mercedes-Benz)和宝马(BMW)联手,通过数字充电解决方案(DCS)合作伙伴关系加快电气化进程。DC的目标是将司机与欧洲各地不断增长的电动汽车充电站网络连接起来,同时提供无缝的充电体验。·在欧洲开设纯电动汽车充电中心,包括英国在伦敦的第一个车队专用快速电动汽车充电中心。新的快速充电枢纽旨在在车队和商务车辆最需要充电的位置提供大规模充电。·在德国的零售网站推出了500多个超快充电点,使用的是我们的咸水脉搏品牌。位置便利的快速、可靠的充电基础设施对于让企业和车队客户有信心转向电动汽车至关重要。在全球范围内,我们近一半的网络现在是快速或超快充电的,从而推动更高的利用率和利润率。未来移动性和解决方案高级副总裁理查德·巴特利特在欧洲拥有8,300个EV充电站8,250个欧洲零售网点全球目标是到2030年在便利性和电气化方面提供~50%的利润率1建设欧洲西北部最大的绿色氢气工厂我们正在与海信集团和鹿特丹港合作H2-50,这是一个在英国石油公司荷兰鹿特丹炼油厂建设250兆瓦绿色氢气工厂的项目。该工厂计划于2025年完工,将使用海上风力发电每年生产4万吨绿色氢气,取代鹿特丹港炼油厂目前的灰氢。2进入英国海上电力行业,BP和Energie Baden-Württemberg(Energie Baden-Württemberg,Energie Baden-Württem这些项目预计将分别拥有3GW和2.9GW的总潜在发电能力,标志着BP朝着迅速建设世界级海上风能业务的目标进一步迈进。4我们持有50%股份的Lightsource BP于2021年从Iberia Solar手中收购了西班牙845兆瓦的太阳能产品组合,并为其位于西班牙萨拉戈萨的247兆瓦峰值(MWp)旗舰太阳能项目文迪米亚供电。LightSourceBP目前在西班牙总共有2.9GW的开发或在建项目。2021年,该业务还进入了希腊和波兰,巩固了其在欧洲的地位。5个关键的弹性碳氢化合物便利性和移动性低碳能源延长了我们与M&S食品公司的关系BP和玛莎百货同意将他们在BP英国零售门店的便利性合作伙伴关系至少延长到2030年,旨在扩大我们16年合作的成功。该协议将BP在前院零售方面的专业知识与英国领先的食品零售商之一结合在一起。我们计划共同努力,随着客户行为在未来十年的变化,发展我们向客户提供的服务。3有关我们战略重点领域的更多信息,请参阅第16页
2020 7017 53 2021 6216 46 2019 9826 72 2018 7216 56 2017 7918 61第一级过程安全事件第二级过程安全事件第二级过程安全事件2020 0.132 2021 0.164 2019 0.166 2018 0.198 2017 0.218 24 bp年报及表格20—F 2021主要绩效指标我们评估集团在 一系列与我们的策略和投资者主张一致的措施和指标。 我们的关键绩效指标(KPI)提供了一套平衡的指标,强调财务和非财务指标。这些数据有助于董事会和领导团队评估英国石油公司的业绩。 我们的领导团队使用这些指标来评估经营业绩,并作出财务、战略和经营决策。测量 我们的进展关键绩效指标的变化我们的温室气体排放关键绩效指标现包括范围1和范围2数据,包括在我们的目标1—在运营控制基础上的净零运营。由于与我们的目标1不一致,我们已停用先前的温室气体关键绩效指标(以权益份额为基准)。 我们仍然跟踪和报告这些数据,见第51页。有关我们目标的更多信息,请参阅第51页薪酬为使董事会及行政管理层的重点与股东利益保持一致,行政人员薪酬采用若干措施。 董事薪酬报告 参见第116页安全等级1和2过程安全事件a 我们跟踪第一层和第二层事件并报告汇总结果。第1级事件是指由于影响最大的过程而导致的一级安全防护损失,或对员工造成伤害,火灾或爆炸造成的设备损坏,社区影响或超过规定数量。第2层事件是影响较小的事件。 报告的可记录伤害频率a报告的可记录伤害频率衡量报告的导致死亡或受伤的与工作有关的雇员和承包商事故的数量 每200,000个工作小时。 二零二一年表现第一级及第二级过程安全事件普遍减少趋势持续至二零二一年。我们于二零二一年的第一级及第二级过程安全事件(PSE)较二零二零年减少。我们的第一级和第二级PSE的合并已在10年内按年减少,不包括2019年。二零二一年表现我们的风险投资指数较二零二零年增加超过20%,2020年COVID—19疫情对人身安全造成的独特影响反映在该年的风险投资指数下降。与二零一九年相比,RIF略有改善,我们看到RIF在过去五年减少了25%。
2020(20.3)2021 7.6 2019 4.0 2018 9.4 2017 3.4(5.7)12.8 10.0 12.7 6.2英国石油股东应占年内溢利(亏损)(非GAAP)2020 5.8 2021(41.4)2019(4.6)2018 20.02017 1.1(41.7)36.4 36.4 0.5 9.5 ADS基准普通股基准2020年(3.8)2021 13.3 2019 8.9 2018 11.2 2017 5.8 2020 12.2 2021 23.6 2019 25.8 2018 22.9 2017 18.9 25战略报告bp年度报告及表格20—F 2021财务参考词汇表第377页财务基础重置成本利润 (10亿美元)对投资者来说,基础RC利润率(非GAAP)是一个有用的衡量标准,因为它是bp管理层用来评估业绩的盈利能力指标之一。 它协助管理层了解按年比较的业务业绩的基本趋势。其反映期内售出存货的重置成本,并透过从英国石油股东应占损益中扣除存货持有收益及亏损、调整项目b的净影响及相关税项而得出。经营现金流量(亿元)经营现金流量指经营活动提供的现金流量净额,如集团现金流量表所列。经营活动指本集团主要产生收益的活动及非投资或融资活动的其他活动。 股东总回报率(%) 总股东回报(TMR)代表了英国石油公司股权价值在一个日历年内的变化。其假设股息再投资以按除息日期的收市价购买额外股份。所用资本平均回报率(%) 平均使用资本回报率(非GAAP)表示公司的资本效率,将扣除非控股权益和利息支出后的基础RC利润除以总股本加上融资债务的期初和期末余额的平均值,不包括集团资产负债表所列之现金及现金等价物及商誉(见第387页)。 用于二零二零年薪酬政策的关键策略指标T TCFD建议及建议披露二零二一年表现基础RC溢利有所改善,原因是石油及天然气价格上涨、炼油利润率及交易业绩强劲。英国石油公司股东应占年内溢利包括主要与不利公平值会计影响有关的调整项目的不利影响净额。有关更多信息,请参见第37页的集团业绩和第339页的调整项目。二零二一年业绩特钢的改善反映二零二一年股价上涨。二零二一年表现经营现金流量较二零二零年为高,反映石油及天然气变现增加及炼油利润率增加,部分被税款支付增加所抵销。2021年表现该增长反映由于石油及天然气价格上涨、炼油利润率及较强的交易业绩所致的溢利改善。a这是在bp的HSSE业务报告范围内发生的报告事件。这一界限包括英国石油公司自己运营的设施和某些其他地点或情况。b 2021年之前,调整项目在两个不同的标题下报告—非经营项目和公允价值会计影响。
2020 96.0 2021 94.8 2019 94.9 2018 95.0 2017 95.2 2020 4 2021 7 2019 5 2018 6 2017 7 2020 94.0 2021 94.0 2019 94.4 2018 95.7 2017 94.7 2020 6.39 2021 6.82 2019 6.84 2018 7.15 2017 7.11 41.7 3.8 45.2 8.8 5.4 50.5 6.1 2020 45.5 2021 2019 54.5 2018 54.2 2017 56.6 35.633.2 2.4范围1(直接)排放范围2(间接)排放2020 0.12 2021 0.07 2019 0.14 2018 0.16 26 BP年度报告和Form 20-F 2021关键绩效指标持续可持续运营非财务炼油可用性(%)BP运营的炼油可用性代表所罗门联营公司对BP运营的炼油厂的运营可用性。该指标显示了在减去因周转活动以及所有计划的机械、工艺和监管停机而损失的年化时间后,单位可用于加工的一年的百分比。炼油可获得性是衡量我们下游业务运营业绩的重要指标。碳氢化合物工厂可靠性(%)BP运营的碳氢化合物工厂可靠性的计算方法是将计划外工厂总延期的比率除以装机容量,不包括非运营资产和BPX能源。非计划的工厂延期与上层工厂和海底设备(不包括油井和储油层)有关。计划外的工厂推迟包括故障,这不包括墨西哥湾与天气有关的停机时间。重大项目交付我们监测主要项目的进度,以衡量我们是否按时交付在建项目的核心管道。项目需要多年才能完成,需要不同数量的资源,因此不应预期会出现平稳或不断增加的趋势。重大项目被定义为BP净投资至少2.5亿美元,或被认为对BP具有战略重要性,或高度复杂的项目。我们在二氧化碳当量的基础上向我们的企业报告范围1和范围2温室气体(GHG)排放材料。此KPI包括范围1(在我们的运营控制范围内运营资产)和范围2(与生产电力、供暖和制冷相关,这些电力、供暖和制冷是为运行这些业务而购买的),AIM 1涵盖的数据(到2050年或更早实现我们所有业务的净零)。它包括英国石油公司运营控制范围内活动范围1和2的100%排放。上游单位生产成本(美元/boe)上游单位生产成本的计算方法是生产成本除以生产单位。生产成本不包括从价税和遣散费。生产单位是液体桶和数千立方英尺天然气。披露的金额仅针对BP子公司,不包括BP在股权会计实体中的份额。甲烷强度(%)我们将甲烷强度定义为上游石油和天然气业务的甲烷排放量占这些业务进入市场的天然气的百分比。这适用于我们的行动控制范围内的甲烷排放,在那里我们有最高程度的控制。不包括勘探钻探等非生产活动产生的甲烷排放量。2021年甲烷强度是使用现有方法计算的,虽然它反映了在减少甲烷排放方面的进展,但它不会与实现目标4下的2025年目标的进展直接相关。2021年,由于维护活动水平较高,2021年绩效炼油可用性略有下降。2021年Performance启动了7个重大项目,实现了2016年的目标,即到2021年新的重大项目产量达到900mboe/d,并在预算内达到15%左右。2021年,目标1涵盖的绩效范围1(直接)排放量为33.2公吨二氧化碳当量,比2020年的41.7公吨二氧化碳当量减少了20%。这一减少是由于撤资、实施可持续减排(SERS)和其他永久性运营变化造成的。范围2(间接)排放量在2021年为2.4MtCO2e,比2020年的3.8MtCO2e减少37%。这一下降是由于较低的碳电力协议,包括我们Gelsenkirchen炼油厂和化工设施的协议,以及2020年底剥离石化业务。2021年性能运营表现强劲,工厂可靠性保持在94%。2021年绩效单位生产成本在2021年略有增加,但仍低于五年平均水平。2021年表现我们2021年的甲烷强度为0.07%,比2020年的0.12%有所改善。上游作业的甲烷排放量(用于计算我们的强度)从2020年的71.6kt下降到约43.0kt。这延续了自2016年以来上游甲烷绝对排放量下降的趋势。
2020 25 2021 32 2019 242018 212017 25 30 29 31 24 24 24女性在集团领导中来自英国和美国以外的人在集团领导中2020 64 2021 64 2019 65 2018 66 2020 1.0 2021 1.6 2019 1.4 2018年1.3 2017年0.5 27战略报告bp年度报告及表格20—F 2021年见第377页词汇表非财务可持续温室气体减排(MtCO2e)T此措施包括我们业务为提高能源效率及减少甲烷排放及燃烧而采取的行动—所有这些措施均导致持续的可量化温室气体减排。这些是指在运营控制基础上的温室气体排放量,包括由英国石油运营的活动的100%排放量,如果我们没有做出变更,则可能会发生—即它们在性质上或潜在的排放量。自2019年以来,该目标的进展被用作确定约22,000名合格员工(包括高管)奖金的一个因素。 f我们每年报告来自英国和英国以外国家的妇女和个人的百分比 美国是英国石油集团的领导人之一。 员工敬业度我们进行年度员工调查,以了解及监察员工敬业度,并找出需要改善的地方。 2020年薪酬政策策略指标T TCFD建议及建议披露2021年业绩我们从减排项目中交付了16万吨的SR,包括通过在盖尔森基兴炼油厂新的低碳电力协议减少范围2排放,在阿塞拜疆、格鲁吉亚进行余热回收改造,土耳其(AGT)地区,并通过绿色完井和油井测试进行减排,而不会在阿曼燃烧。二零二一年表现女性担任集团领导的百分比及来自英国及美国以外地区的员工担任集团领导的百分比均有所增加。作为一家全球性企业,我们致力于提高员工队伍和领导层的多样性。二零二一年表现我们于二零二一年引入新的整体参与度指标,得分为64%。2021年之前的分数无法直接比较。基于我们所听到的,我们现在将行动规划重点放在四个关键领域,以加强员工的参与度:与目标和战略联系、员工未来的工作激情、职业发展和包容。c英国石油公司经营的源活动或在英国石油公司经营控制边界内的其他来源活动的范围1(直接)温室气体排放总量(100%)。BP报告的温室气体排放量包括CH4和CO2。由于其他温室气体对我们的营运并无重大影响,故不包括在内。d 2021年甲烷密度是使用现有方法计算的,虽然它反映了减少甲烷排放的进展,但与实现目标4下2025年目标的进展没有直接关联。e 2020年2月,这一数字约为37 000人。已更新,以反映2021年合资格获发现金花红的雇员人数。f与英国石油公司雇员有关。
4 5 1 2 3 28 bp年报及表格20—F 2021我们的行动策略发展我们的 存在 亚太
29战略报告bp年度报告和表格20—F 2021创建一个集成的 2021年,我们开始直接向中国客户供应天然气 通过英国石油公司进口的液化天然气(LNG)天然气,完成了我们第一个完全整合的天然气价值链, 全国该链条直接连接上游资源、运输和交易与下游天然气客户。 根据英国石油公司新的终端使用协议,第一批天然气在广东省广东大鹏液化天然气有限公司(GDLNG)进口终端交付。这一里程碑建立在我们于2020年与新奥集团和Foran Energy签署的天然气供应协议之上。我们已同意从2021年起每年供应30万吨管道天然气,由液化天然气再气化,为期两年。 增加中国客户的天然气供应量,支持中国实现从煤炭向天然气过渡的目标,以及我们扩大综合天然气组合的目标,包括股权、液化天然气和商用天然气。凭借我们世界一流的技术、营销和贸易能力,我们开发了创新、多元化和灵活的综合业务模式,使我们能够为该地区提供更多液化天然气,并增加我们进入下游天然气市场的机会。 Federica Berra,综合天然气和电力高级副总裁BP在GDLNG中的30%权益~占中国LNG进口总量的22% GDLNG 1在印度重塑便利性和机动性我们与Reliance Industries Limited(RIL)合资的燃料和机动性Jio—bp开设了首个"机动性站",为客户提供全面集成化的服务。这包括:高品质的燃料、电动汽车充电点、量身定制的便利优惠—包括我们的野生豆咖啡馆和嘉实多产品和服务。我们预计,现有的1400个Reliance加油站网络将在未来几个月内更名为Jio—bp。 2电动汽车充电在中国实现碳中和充电。bp—xiaoju是英国石油和滴滴合资的电动汽车充电公司,现在为所有使用其在中国各地充电站网络的客户提供碳中和充电。该提议是围绕中国新的碳中和国家标准制定的,并抵消了生命周期的碳排放, 消费者购买的电力。 4用100%可再生能源为bp服务站供电Lightsource bp的West Wyalong太阳能发电场将通过与Snowy Hydro的电力购买协议,为澳大利亚新南威尔士州的88个bp零售点提供可再生能源。预计从2023年1月起,这些站点将由100%可再生能源供电,标志着另一个 向我们的净零目标迈进 5关键弹性碳氢化合物便利及流动性低碳能源于2021年在印度东海岸KGD6区块(由RIL经营)的Satellite星团气田开始生产。该卫星集群是该区块三个深水天然气开发项目中的第二个,预计到2023年,这些项目每天将生产约10亿立方英尺的天然气,满足印度天然气需求的15%。 3有关我们的战略重点领域的更多信息,请参阅第16页
30 bp年度报告和表格20—F 2021我们所说的巴黎一致性是什么意思作为提醒,CA100 + 2019决议草案要求我们披露董事会真诚认为符合巴黎目标的战略。当我们提到“与巴黎的一致性”时,我们认为这意味着与世界实现《巴黎协定》第2.1(a)条和第4.1条规定的目标保持一致。 缔约方在2021年11月的COP26上商定的《格拉斯哥气候公约》重申了《气候公约》第二条所载的温度目标 巴黎协定 我们认为世界正处于一个不可持续的状态 碳预算即将耗尽,需要实现温室气体净零排放。 我们认为,实现巴黎目标的全球途径有一系列,对地区、行业和部门有不同的影响,因此商业战略需要灵活应对这种不确定性。 英国石油公司的策略是基于上述考虑。它旨在为股东创造长期价值,同时实现我们的零净目标—到2050年或更早成为零净公司,并帮助世界实现零净。它旨在应对能源过渡的不确定性,跨越许多不同的潜在途径,包括各种巴黎一致的途径。 在2020 bp年度报告和表格20—F中,我们基于三个关键原则阐述了董事会为何认为我们的战略与巴黎目标一致。 在此,我们基于同样的三个理由,阐述了为何董事会继续认为这一点,以及为何我们在过去一年取得的进展加强了我们对这一信念的信心。 1. 我们认为, 试图确定一种情景比另一种情景更可能或更不可能,因此考虑来自多种来源的各种情景来发展和测试我们的战略思维, 以增强我们对策略的稳健性和弹性的信心,以应付我们所面对的不确定性。 追求一个一致的战略, 与巴黎目标的一致性与巴黎目标的一致性我们相信,我们的方法是以科学为基础的。我们认为政府间气候变化专门委员会(气专委)是关于不断发展的气候变化科学的最权威的信息来源,我们利用它和其他来源为我们的战略提供信息。气专委强调指出,有一系列全球途径, 世界能够实现巴黎目标,对区域、工业部门和能源产生不同的影响。 在过去的一年中,英国石油公司的《2022年能源展望》已经更新,以反映能源转型的速度和性质的重大发展。 它包括两个巴黎一致的场景,我们用来告知公司的战略,特别是加速和净零场景。 见《能源展望》第10页和www.example.com 2。战略韧性我们相信,我们的战略使bp在一个巴黎一致的世界中取得成功和韧性,这个世界正在沿着许多被认为是巴黎一致的全球轨道之一前进,并最终实现巴黎目标。 在制定战略时,董事会和管理层参考了一系列场景,包括bp能源展望2022中列出的场景。该战略使英国石油的投资组合和业务利益多样化,降低了单一业务领域面临的挑战可能对英国石油的战略韧性产生不利影响的风险。此外,在不可避免的限制因素,如长期, 资本投资、合同承诺和任何特定时间的组织能力, 公司保持战略韧性的能力,部分取决于公司的治理, 根据新的信息和情况的变化。 在第55页的气候相关财务披露中,我们描述了我们如何进行情景分析,以测试我们对不同气候相关情景(包括被世界可持续发展商业理事会(WBCSD)分类为与远低于2 ° C和1. 5 ° C结果一致的情景)的适应能力的看法。 情景分析及弹性测试旨在识别每个范围内业务领域最相关的过渡风险变量,以及截至2022年1月WBCSD目录所包含的所有情景中每个该等变量在2030年的最极端范围。 石油价格是我们认为在分析期间内唯一有可能对我们策略的弹性造成不利影响的变数。因此,我们对2023年至2030年油价最极端下行的策略的弹性进行了量化测试。 虽然任何此类分析的结果必须 我们应谨慎对待这些问题——因为每一种都必然取决于许多假设和方法选择,而且每一种方法都有其自身的局限性——总体而言,这一弹性测试增强了我们对我们战略的弹性的信心,以适应能源系统在本十年中可能演变的各种方式,包括在与限制升温至1.5 ° C一致的情况下。 该分析还加强了我们的认识,即在持续的极低油价环境中,可能有必要采取缓解行动,同时强调指出,油价与情景所关联的温度目标之间并没有明确的对应关系。值得注意的是,虽然最低油价与1.5 ℃情景有关,但在我们使用的6个1.5 ℃情景中的4个情景中,以及6个2 ℃情景中的4个情景中,2030年的油价被发现高于英国石油公司自己的2030年油价规划假设。 在过去的一年中.为了上述情景分析工作的目的,我们使用了即将出版的WBCSD《能源系统公司气候情景分析参考方法》中的情景,该报告是应气候相关财务披露工作组的要求和支持而制定的。我们的首席经济学家参与了这项工作。
31战略报告bp年度报告和表格20—F 2021参见第377页的词汇表WBCSD情景目录包括三个“气候情景参考系列”:“巴黎雄心勃勃1.5 ° C”、“巴黎结盟远低于2 ° C”和“当前政策/BAU”。我们参考了情景目录,以测试我们策略的弹性,并了解一系列可能的能源转型情景对未来英国石油公司潜在组合的潜在影响。我们对该情景分析的方法及其结果,在我们的TCFD策略披露中详细讨论。见与气候有关的财务披露,第55页。我们相信,我们的战略使英国石油能够为全球实现温室气体净零排放和实现巴黎温度目标做出积极贡献——我们认为这些成果符合英国石油的最佳利益,也有利于整个社会。我们看到了能源转型的巨大机遇——能源系统的转型,我们认为这是世界实现巴黎目标的一个必要特征。 一家处于能源行业核心的公司可以通过许多不同的方式为世界实现净零做出有意义的贡献。这些措施包括:政策宣传,并寻求利用公司对行业协会的影响力,这些行业协会也进行气候相关政策宣传,开展低碳合作,并支持城市和公司等其他方面的工作,以及在低碳和技术开发方面的投资。英国石油公司力求通过我们的目标推进这些领域,以支持我们的零净目标,包括目标6至10,这些目标侧重于帮助世界实现零净目标的活动,见第51页。 例如,在我们计划扩大电动汽车(EV)充电网络的市场,这可能有助于减少“里程焦虑”,这是阻碍人们购买电动汽车的一个因素。 有些贡献方式比其他方式更容易通过定量指标来衡量——但所有这些方式都可能很重要,无论它们是否转化为公司的温室气体减排量。 为了说明这一点,在低碳投资方面,我们的目标是到2030年将我们开发的可再生能源数量增加至最终投资决策的50吉瓦,作为我们增加低碳业务资本支出的一部分。 这一目标通过增加能源消费者可获得的低碳选择来支持巴黎目标。但是,它并没有减少我们的范围1、2或3排放。而且,这可能不会导致英国石油公司销售产品的整体强度下降,因为这取决于我们(而不是开发项目的买方)在多大程度上销售所产生的可再生能源,2019年,董事会建议股东支持一项特别决议案,气候行动100+(CA100+)关于气候变化披露。CA100+决议以超过99%的票数通过。这是我们第三年在年度报告中列入答复。 我们采用了与bp年报和表格20—F 2020类似的方法。CA100+决议包括保护商业机密和竞争敏感信息等保障措施,载于第377页。与本决议答复有关的关键术语以"分号"表示,并在第377页的词汇表中加以定义。应根据以下信息审查这些问题。CA100+决议的要素相关内容董事会真诚认为符合巴黎目标的战略。 我们的战略和业务模式追求与巴黎目标一致的战略12 30 bp如何评估每个新材料资本支出投资计划,以确保与巴黎目标和其他与bp战略相关的结果一致。 我们的投资流程32披露英国石油公司的主要指标和相关的短期、中期和长期目标或目标,与巴黎目标一致。主要表现指标可持续性:净零目标及目标概览见“TCFD指标及目标”24 51 66预期投资水平:(i)石油及天然气资源及储备。 (ii)其他能源和技术。财务框架:有纪律的投资分配非石油和天然气投资20 33 bp的目标,以促进业务温室气体减排。可持续性:净零目标和目标(见表)51英国石油公司能源产品的碳强度估算和一段时间的进展。可持续性:目标3 52上述目标与行政人员薪酬之间的任何联系.董事薪酬报告二零二一年年度花红结果二零二零年薪酬政策载于第116122137页为商业考虑。是我们做 如果不出售电力,我们对可再生能源的开发实际上是“隐形”的, 我们的温室气体指标。 帮助政策制定者设计和实施低碳政策有助于实现我们的战略,并利用与实现巴黎目标相关的巨大机遇。 精心设计的低碳政策可以推动整个经济体的脱碳——这可能比单个公司通过自己的投资组合所能实现的任何目标都要大得多。 去年,我们的策略取得进展,以及对净零价值链相关商机的信心不断增强,意味着我们能够于2022年2月宣布对净零目标1和3作出一些变动,作为我们战略进展的最新情况的一部分。更多信息见第51页。这为我们的运营、生产和销售创造了一揽子净零碳目标。这些声明也加强了我们的信念,即我们的战略使我们能够为实现巴黎目标作出积极贡献。 我们还积极倡导支持净零排放的政策,有关这项工作的一些例子,见第52页。
32 BP年度报告和Form 20-F 2021我们的投资过程我们的投资过程我们如何使用价格假设我们的价格假设被确定用于我们的投资评估过程。它们还用于为财务报告提供有关内部规划和资产使用价值减值测试的决策信息。价格假设的作用作为我们战略发展的一部分,我们审查我们的投资组合和资本发展计划。这项工作提供了我们对价格环境及其均衡投资标准的看法。这些因素共同创建了一个框架,旨在确保投资与我们的战略保持一致,并增加股东价值。我们越来越重视向低碳经济和能源体系转型的步伐加快的可能性。尽管我们在2021年第二季度将布伦特原油的价格预期上调至2030年,以反映近期的供应限制,但我们也将布伦特原油的长期价格预期下调至2050年。未来几年,随着投资水平下降背景下的需求复苏,我们预计将看到市场持续波动。然而,长期价格假设的作用是审视这种短期波动,并帮助我们确认我们对未来项目对影响我们行业的长期趋势的预期弹性。在2021年第二季度,我们对投资评估的长期价格假设进行了审查。对于布伦特石油和Henry Hub天然气,从2022年到2050年,它们的平均价格分别约为56美元/桶和2.9美元/mm Btu(2020美元实际),我们认为这些长期价格假设符合一系列与巴黎目标一致的过渡路径。然而,它们并不对应于任何特定的巴黎一致情景。在适用的情况下,我们还继续在某些投资案例中使用碳价格,在2030年升至100美元/tCO2e,到2050年升至250美元/tCO2e(2020美元实际),用于运营温室气体(GHG)排放,如第34页所述。投资过程价格假设所有投资都是根据我们对石油、天然气和炼油利润率的一系列替代价格(中心、上、下)的长期价格假设进行评估的。此外,所有预期年温室气体排放量(BP净值)超过20,000吨二氧化碳当量的投资案例必须估计这些预期温室气体排放量,并在投资经济中纳入相关的碳价格。所有价格假设都侧重于向低碳能源系统过渡足够快以实现《巴黎协定》目标的情景,以及过渡不够快或可能不够快的情景。他们还对一系列其他因素给予了一定的重视,这些因素可能会推动价格,但与巴黎目标无关。这些价格区间不与具体情景或结果挂钩,而是试图捕捉围绕全球能源体系未来路径的不同可能性的范围。不确定性的性质意味着,这些价格区间不可避免地反映出相当大的判断力。随着我们对能源过渡的理解和判断的发展,这些范围每年都会进行审查和更新。除了考虑一系列价格假设外,还要求投资案例评估涵盖与投资经济有关的一系列其他变量的替代假设的影响,如成本、资源、政策变化和时间表,以突出投资案例对一系列其他因素的稳健性。主要投资评估假设T 2020$实际2022 2025 2030 2040 2050布伦特石油(美元/桶)60 60 60 55 45 Henry Hub天然气(美元/MmBtu)3.00 3.00 3.00 2.75炼油标记边际11 12 12 10 10碳价格(美元/tCO2e)T 2020$实际2022 2025 2030 2040 2050 50 100 200 250减值测试我们对未来价格的最佳估计用于在用价值减值测试继续基于投资评估价格假设的年度审查,通过对近期价格的季度审查,确认假设适当地反映了短期市场趋势对预期的任何变化。由于2021年第二季度对用于投资评估的石油和天然气价格假设进行了修订,我们也修订了我们在使用价值减值测试中使用的价格假设。除了2022年布伦特和Henry Hub针对在用价值减值测试的价格假设分别为70美元/桶和4.00美元/mm Btu(均为2020美元实际价值)外,这两套价格保持一致,只是BP可能承担的未来潜在排放成本作为BP成本计入投资评估,通常不假设收入增加,以激励工程解决方案,以减少项目的碳排放。关于在使用价值减值测试中排放成本假设的处理,见财务报表-附注1 a本表中披露的RMM假设不包括碳定价影响,并假设可更新识别号码(RIN)的归一化成本。
33战略报告bp年报及表格20—F 2021见第377页词汇表非石油及天然气投资我们的目标5是增加非石油及天然气业务的投资比例。随着时间的推移,随着低碳和无碳投资的增加,我们看到石油和天然气投资的减少。随着我们继续实现净零目标,我们的目标是到2025年将我们的低碳投资增加到每年30—40亿美元,并目标是到2030年将其增加到每年至少50亿美元。 于二零二一年,我们在低碳发电方面的投资由二零二零年的约7. 5亿美元增加至近22亿美元,其中大部分投资与海上风电、电动汽车充电及太阳能相关。 海上风电:我们与Equinor完成了50:50的战略性美国海上风电合作伙伴关系,通过Empire Wind和Beacon项目在美国东海岸的两个主要租赁区共同开发高达4.4GW的容量。在英国,英国石油公司和各占50:50的合作伙伴EnBW被联合选为两个60年期租约的首选投标人,这是英国10年来第一轮海上风电租赁。 太阳能:Lightsource bp正在进一步加速增长,目前的目标是到2025年将产能提高到25GW,并同意在2021年收购7X Energy后为bp独家开发9GW的太阳能管道,见第19页。便利性和机动性:与二零二零年相比,我们增加了对电动汽车充电业务的投资。这符合我们在主要增长市场加快电动汽车充电计划的目标,并将我们目前约13,100个充电点的网络增长到2030年超过100,000个。2021年,我们收购了美国汽车充电及能源管理供应商AMPLY Power,加速进入全球增长最快的汽车充电市场之一。 氢气是另一个关键领域,我们预计未来将通过我们宣布的H2 Teesside(见第14页),Lingen, 阿曼项目,这是我们的高级漏斗的一部分。 正如2022年2月所宣布,未来我们预计投资于转型增长业务的资本开支占总开支的比例将于2025年提高至40%以上,并于2030年上升至50%左右。 这是由五个转型增长引擎支撑的:生物能源,便利性,电动汽车充电,可再生能源和氢。 投资治理和评估与巴黎目标的一致性治理框架bp的投资属于治理框架。这旨在确保投资符合我们的战略,符合我们的现行财务框架,并增加股东价值。这也意味着投资可以根据与我们的战略相关的一系列结果进行一致的评估,包括一系列环境和可持续性标准。投资遵循一个综合的阶段性关口流程,旨在使我们的企业能够选择和开发最具吸引力的投资案例。使用了一套平衡的投资标准,见第34页。这使得可以对越来越多样化的业务模式中的投资进行比较和确定优先顺序。治理框架还规定,建议的投资将根据相关假设进行测试,包括适用的预计运营排放的碳价格,并在做出最终投资决定(FID)之前接受独立于业务的职能部门的保证。董事会的作用董事会评估整个BP投资组合的资本配置,包括资本支出和撤资、战略收购、分销选择和去杠杆化的水平和组合。董事会审查和批准了对弹性碳氢化合物项目的投资超过30亿美元,对所有非石油和天然气投资的投资超过10亿美元,以及任何特殊或独特的重大无机收购。资源承诺会议对于超过有机或无机支出的规定财务门槛的资本投资,投资核准通过由首席执行官主持的行政一级资源承诺会议进行。RCM根据一套平衡的标准审查每个投资案例的优劣,并考虑在保证过程中提出的任何关键问题。CA100+决议要求BP披露我们如何评估新材料资本支出投资与(I)巴黎目标和(Ii)与BP战略相关的一系列其他结果的一致性。BP对一项投资与一系列其他相关结果的一致性的评估,是通过考虑该投资与BP平衡投资标准的优点来实现的,详见第34页。跨集团会议和论坛、会议和论坛,以便进行跨集团讨论和整合。包括国家论坛、区域能源计划论坛、生产运营碳表和数字论坛。这些论坛不拥有决策权,但为整个BP提供整合机会的决策过程提供信息并提供支持。BP董事会审查和批准了弹性碳氢化合物30多亿美元的投资案例,所有过渡性或低碳投资的10多亿美元投资,以及任何特殊或独特的重大无机收购。资源承诺会议论坛,用于批准与2.5亿美元以上的有机业务和2500万美元的无机业务相关的投资,或超过相关执行副总裁财务权限的投资,以及任何被认为具有战略重要性的项目,如新的市场进入。投资分配委员会执行副总裁级别的论坛,根据个人执行副总裁财务权限审查业务组内的投资案例(最高2.5亿美元的有机投资,2500万美元的无机资本投资)。业务单位投资治理会议高级副总裁级别的论坛,审查业务组内的投资案例,推动者或集成者,直至单个高级副总裁财务当局。
34 bp年度报告和表格20—F 2021我们的投资流程继续六个投资标准T战略性一致安全 可持续发展选择性及整合投资准则波动性及可差饷投资经济策略一致性就所有投资个案而言,我们会考虑投资是否支持实现我们成为一家综合能源公司的策略以及我们的净零目标。我们还评估投资案例是否涉及英国石油公司拥有或打算开发的独特能力,以及它是否会增加投资组合中现有的“规模”业务,或有助于我们创建这样的业务。安全及风险就所有投资个案而言,我们会评估投资特有的关键风险,这些风险发生的可能性较平常高,或影响(相对于项目规模而言)显著更大。英国石油公司的安全风险管理以我们的运营管理系统(ESTA)为基础,该系统旨在可持续地提供安全、可靠和合规的英国石油公司运营。可持续性对于所有投资案例,我们会考虑任何建议的商机如何与能源转型、社会需求和环境相关联。我们的可持续发展框架和宗旨是支持这一方针的。 超过运营业务预计年度温室气体排放量的既定阈值的投资案例必须估计这些预计排放量,并将这些排放量的碳定价纳入投资经济学。投资经济对于所有投资个案,我们会根据一系列相关指标(包括内部回报率、净现值、贴现回报率及盈利能力指数),考虑投资经济,并使用相关商品价格、利润率及碳价格(见第32页)。 投资乃根据不同价格假设的差异化最低利率考虑。1. 对于我们具有弹性的碳氢化合物组合,上游石油和炼油的投资回收期不到10年,上游天然气的投资回收期为15年;内部回报率为15—20%。2. 对于我们的便利性和移动性业务,我们寻求投资组合水平的超额回报 15%。3. 对于可再生能源来说, 我们寻求债务融资, 回报率为8—10%。在我们的较低价格情况下,每项投资的预期内部回报率也被考虑到资本成本最低利率。 波动性及可差饷率我们的投资经济指标在考虑投资个案时亦会考虑现金流量的不确定性程度。 例如,有些情况下对未来成本和收入的预测更有把握。 投资个案中主要变数之净现值变动乃透过敏感度分析量化,以就我们的主要投资障碍提供一系列潜在结果。选择性和整合性我们的评估寻求沿着价值链的整合。例如,我们可以将美国原油生产与澳大利亚、欧洲或中国对精炼产品的需求结合起来。我们还寻求跨多个产品和服务、多个地区和客户的集成。例如,我们探索将风能和太阳能的可再生能源供应与燃气发电以及投资绿色氢能发电相结合的方法,以解决发电问题,为客户提供更可靠的电力。 我们还在投资科技公司,提供旨在优化能源使用的产品—这些产品有潜力利用我们的交易活动并补充我们自己的客户服务。我们的自然气候解决方案组合的投资可以提供信贷,以帮助抵消与向我们的一些客户提供的产品相关的碳排放。所有集团范围内的投资个案均须列明其投资价值,并根据一套均衡投资准则予以考虑。这一标准化办法的目的是为决策创造一个公平的竞争环境,并允许对投资案例进行组合比较。此外,根据所提供的信息批准一项投资的决定代表了英国石油的评估,即该投资符合2019年CA100+决议草案所称的“与英国石油战略相关的一系列其他结果”。于二零二一年,我们检讨了投资个案的标准化方法,以更突出投资个案如何符合我们的可持续发展目标。 其目的是在投资案例的战略理由的背景下,便利讨论投资案例与巴黎目标的一致性、已确定的任何重大可持续性问题以及对我们目标1至3的任何影响或贡献。这有助于保持我们的投资框架与我们的策略的一致性。 在作出投资决策时,英国石油公司的决策者应考虑以下六项投资标准,尽管他们的决策也可能酌情考虑其他因素。 战略和商业模式, 参见第12页我们的净零目标,参见第51页
35战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页术语表量化评估T我们考虑了量化指导水平,以告知评估每项投资与《巴黎协定》目标的一致性。正如我们在BP年度报告和Form 20-F 2020中所述,我们将继续发展我们的方法。因此,在2021年第三季度,我们增加了与我们的低价案例相关的投资经济学指导水平-即使在我们的低价案例中,投资的预期内部回报率(IRR)也超过了预期的资本成本。我们还降低了运营碳强度指南,以与我们不断下降的投资组合平均水平保持一致。随着我们的方法随着经验的成熟,我们可能会继续调整或补充我们的方法。可能会出现这样的情况,即新的物质资本支出投资被评估为与巴黎目标一致,尽管这两个指导水平中的一个或两个都没有达到。投资经济学我们使用我们的中心价格和更低的价格案例来计算经济指标,并将我们的碳价格假设应用于相关的运营温室气体排放。我们的关键石油和天然气价格假设见第32页,如上所述,这些假设符合与巴黎目标一致的一系列情景。然后,我们将经济指标与相关的经济障碍进行比较,参见第34页。我们通常的目标是最低门槛高于相关IRR指导水平的1.0倍,低于任何相关回报指导水平的1.0倍。在适当的情况下,我们衡量投资的运营碳强度相对于该细分市场或相关业务活动(上游和炼油)的2021年投资组合平均值。我们通常的目标是比率低于100%,这意味着投资预计将降低该投资组合的平均运营碳强度。新材料资本支出投资对BP净零目标的潜在影响是一个进一步的考虑。巴黎一致性评估流程我们新的材料资本支出投资旨在支持BP战略的实施。评估范围内的投资被定义为:新的:对新项目的投资,或对现有项目/资产的扩展,或BP新实体的份额,或BP份额的大幅增加。材料:超过2.5亿美元的资本支出投资。在评估我们2021年新材料资本支出投资与巴黎目标的一致性时,评估的重点是它们的竞争力和财务稳健性,因为不同形式的能源和产品的价格随着不断变化的市场环境而调整。对于新材料资本支出投资决策,评估采用了我们的核心价格假设,其关键要素载于第32页。从第三季度开始,我们也使用较低的价格案例来评估投资。评估还使用了我们的碳价格假设,适用于截至2050年期间与投资相关的预期可操作温室气体排放。其中包括2030年每吨二氧化碳100美元的价格,到2050年将升至每吨二氧化碳250美元(2020年实际价格为250美元)。除了下文描述的定量评估外,区域资本市场管理委员会还可以使用定性评估,对照六个平衡投资标准(见第34页)评估新的重大资本支出投资。
投资经济应对经济障碍可持续发展b碳强度(%)指南指南低碳案例a 2021年投资已与相关指南进行比较(适用于每项投资的评估),并按与相关中心价格案例内部收益率指南水平的比率排列。因此,对照这两种数量基准进行的评价不一定遵循相同的顺序。 b对于其中两项投资,由于这些投资的性质,没有计算碳强度。低碳及电动汽车业务的预测碳强度被视为无需就该等目的量化,原因是预期相关营运排放量并不重大。36 bp年报及表格20—F 2021我们的投资过程持续评估2021年作出的决策2021年三项新的重大资本支出投资决策(超过2. 5亿美元)已评估巴黎一致性。苏格兰风海上风电bp和能源巴登符腾堡股份公司(EnBW)已获得租赁选择权, 在苏格兰东海岸开发一个大型海上风电项目Morven。 该位置允许合作伙伴发展 一个固定底部海上风电项目, 总发电量约为2.9GW,足以为300多万户家庭供电。我们的目标还包括加速苏格兰的能源转型,并在阿伯丁创建一个新的全球海上风电运营和维护卓越中心。英国石油公司在这项投资中拥有百分之五十的权益。爱尔兰海海上风电bp和EnBW进入英国海上风电领域,成立了一家50:50的合资企业,共同开发和运营爱尔兰海的两个项目(Morgan和Mona),我们预计将提供3GW的总潜在发电容量,足以为大约340万英国家庭提供清洁电力。 特立尼达和多巴哥bp和油田运营商EOG已经批准了门托天然气开发项目 特立尼达和多巴哥的Mento项目的天然气开发。英国石油公司在这项投资中拥有百分之五十的工作权益。于二零二一年,三项新的重大资本支出投资获批准。所有这三项投资都被评价为符合巴黎目标。 三项新材料资本支出投资中有两项为我们低碳投资组合中的海上风电项目。 所有三项投资均符合图表所示的相关"中心价格情况"内部收益率障碍指导水平,并且要么是低碳投资,要么是符合碳强度指导水平的低碳投资(因此没有根据运营碳强度进行评估)。 因此,两项范围内的低碳投资未列入碳强度评估。
| | |
76亿美元 |
英国石油公司股东应占溢利 (2020亏损(203亿美元) |
128亿美元 |
基本重置成本利润« (2020亏损57亿美元 |
236亿美元 |
营运现金流« (2020 122亿美元) |
财务及营运表现
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元,每股金额除外 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入a | | 157,739 | | 105,944 | 159,307 |
息税前利润(亏损) | | 18,082 | | (21,740) | 11,706 |
与养恤金和其他退休后福利有关的财务费用和财务支出净额 | | (2,855) | | (3,148) | (3,552) |
税收 | | (6,740) | | 4,159 | (3,964) |
非控制性权益 | | (922) | | 424 | (164) |
本年度BP股东应占利润(亏损) | | 7,565 | | (20,305) | 4,026 |
库存持有(收益)损失«,税前 | | (3,655) | | 2,868 | (667) |
存货持有损益的税费(抵免) | | 829 | | (667) | 156 |
重置成本(RC)利润(亏损)« | | 4,739 | | (18,104) | 3,515 |
调整项目的净(有利)不利影响«b,税前 | | 8,697 | | 16,649 | 8,263 |
调整项目的总税费(抵免) | | (621) | | (4,235) | (1,788) |
相关RC溢利(亏损) | | 12,815 | | (5,690) | 9,990 |
调整后的EBIDA« | | 30,783 | | 19,244 | 31,606 |
每股普通股已付股息 | | | | |
—美分 | | 21.42 | | 31.50 | 41.00 |
—便士 | | 15.538 | | 24.458 | 31.976 |
每股普通股溢利(亏损): | | 37.57 | | (100.42) | 19.84 |
每股美国存托凭证的利润(亏损)(美元) | | 2.25 | | (6.03) | 1.19 |
每股普通股相关RC溢利(亏损)«(美分) | | 63.65 | | (28.14) | 49.24 |
每股美国存托凭证基础RC利润(亏损)«(美元) | | 3.82 | | (1.69) | 2.95 |
a二零二零年及二零一九年已重列,乃由于自二零二一年一月一日起有关实物结算衍生合约之收入及采购之呈列变动。更多资料见财务报表—附注1编制基础—会计政策的自愿变更。
b在二零二一年之前,调整项目按两个不同的标题呈报—非经营项目及公允价值会计影响«.第339页了解更多信息
结果
截至二零二一年十二月三十一日止年度,英国石油股东应占溢利为76亿美元,而二零二零年则亏损203亿美元。经调整存货持有收益后,RC溢利为47亿元,而二零二零年则为亏损181亿元。
经就调整项目的净不利影响调整RC溢利81亿元(按税后基准)后,截至2021年12月31日止年度的基础RC溢利为128亿元。这一结果反映了石油和天然气价格和炼油利润率的上涨,以及强劲的交易业绩。
于二零二零年,经调整项目的净不利影响124亿元(按税后基准)调整RC亏损后,相关RC亏损为57亿元。这一结果反映了石油和天然气价格低迷、大量勘探核销、炼油利润率低和需求低迷。
有关BP截至2019年12月31日和2020年12月31日的财务和运营业绩的讨论,请参见 bp的年度报告和表格20—F 2020,第42—47页及英国石油公司关于表格6—K的报告于2022年1月31日向美国证券交易委员会提交,第4至8页,重列以影响与实物结算衍生合约有关的收入及采购呈列及分部变动有关的会计政策变动。截至二零二零年十二月三十一日止年度载于表格20—F的综合财务报表已被于二零二二年一月三十一日提交的表格6—K的经审核综合财务报表取代。
调整项目 | | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
出售企业和固定资产的收益 | | 1,851 | | 2,874 | | 192 | |
出售业务和固定资产的净减值和亏损 | | 1,123 | | (14,369) | | (8,074) | |
环境及其他条文 | | (1,536) | | (212) | | (341) | |
重组、整合和合理化成本 | | (249) | | (1,296) | | 2 | |
公允价值会计效应 | | (8,075) | | (212) | | 866 | |
墨西哥湾漏油事件 | | (70) | | (255) | | (319) | |
其他 | | (959) | | (2,554) | | (78) | |
息税前合计 | | (7,915) | | (16,024) | | (7,752) | |
融资成本 | | (782) | | (625) | | (511) | |
税前合计 | | (8,697) | | (16,649) | | (8,263) | |
| | | | |
| | | | |
总税额 | | 621 | | 4,235 | | 1,788 | |
| | (8,076) | | (12,414) | | (6,475) | |
在2021年之前,调整项目在两个不同的标题下报告--非经营性项目和公允价值会计影响。
在2021年,调整项目的税前不利影响净额为87亿美元,主要是由于远期天然气价格异常增加而产生的公允价值不利会计影响,但被13亿美元的减值净冲销和10亿美元的
剥离阿曼第61号区块20%的股份。根据国际财务报告准则,报告的收益包括用于风险管理液化天然气合同的对冲的市值,但不包括液化天然气合同本身。如果价格下降,随着货物的交付,预计2021年底的这种错配将会解除。有关减值的更多信息,请参阅财务报表-附注3。
于2020年,调整项目的税前不利影响净额为166亿美元,主要涉及减值费用、出售我们的石化业务的收益、某些勘探冲销(在“其他”类别中报告)以及与Reinvent BP计划相关的重组成本。减值费用主要与生产资产有关,主要是由于集团的石油和天然气价格假设发生变化所致。减值费用还包括与出售集团在其阿拉斯加业务中的权益有关的金额。
从2020年第三季度到2021年12月31日,Reinvent BP的累计重组成本为15亿美元。这一过程基本完成,大部分重组费用将在2021年6月30日之前入账。
有关调整项目和公允价值会计影响的更多信息,请参阅第339页和第340页。
税收
| | | | | | | | | | | | | | |
| | % |
实际税率 | | 2021 | 2020 | 2019 |
当年损益的有效税率(ETR) | | 44 | | 17 | | 49 | |
基础ETR« | | 32 | | (14) | | 36 | |
2021年的企业所得税费用为67.4亿美元,而2020年的抵免金额为41.59亿美元。这一增长主要反映了2021年的利润与2020年的亏损相比。2021年度利润的实际税率(ETR)受公允价值会计影响。2020年年度亏损的ETR受到减值费用和勘探冲销的影响。剔除库存持有影响和调整项目,2021年的基本ETR高于2020年,这是由于没有进行具有有限递延税项利益的勘探冲销和重新评估递延税项资产确认。2022年的基础ETR预计在40%左右,但对当前价格环境的波动可能对集团损益的地理组合产生的影响很敏感。基础ETR是一种非公认会计准则的衡量标准。386页提供了与公认会计准则信息的对账。
2022年展望
宏观前景
•能源市场正受到乌克兰军事行动的影响,这给价格增加了巨大的上行压力。在这个时间点上,仍然存在不确定性,但价格可能会波动。
•在宏观经济方面,这可能会对该区域产生重大的经济和金融后果,并对全球产生影响。
2022年指南
•对于2022年全年,我们预计报告和潜在的上游«与2021年相比,产量将基本持平。在此范围内,我们
预计石油生产和运营的产量将略高,天然气和低碳的产量将略低。我们预计疯狗二期将于下半年投产,塘沽扩建项目的首个天然气将于2023年投产。
•在我们的客户业务中,我们预计产品需求将继续受到围绕新冠肺炎限制的持续不确定性以及持续的添加剂供应短缺的影响。嘉实2022年上半年。
•在产品方面,我们预计,随着需求继续反弹,在RIN价格上涨的进一步支撑下,行业炼油利润率将恢复到COVID之前的历史水平。然而,我们预计已实现的利润率仍将受到高能源成本的影响。
•预计2022年其他业务和公司的基本年度费用将在12-14亿美元之间。每个季度的收费可能会有所不同。
现金流量和债务信息 | | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
现金流 | | | | |
营运现金流« | | 23,612 | | 12,162 | | 25,770 | |
用于投资活动的现金净额 | | (5,694) | | (7,858) | | (16,974) | |
融资活动提供(用于)的现金净额 | | (18,079) | | 3,956 | | (8,817) | |
年终现金及现金等价物 | | 30,681 | | 31,111 | | 22,472 | |
资本支出« | | | | |
有机资本支出« | | (11,779) | | (12,034) | | (15,238) | |
无机资本支出« | | (1,069) | | (2,021) | | (4,183) | |
| | (12,848) | | (14,055) | | (19,421) | |
撤资和其他收益 | | | | |
撤资收益« | | 6,957 | | 5,480 | | 2,201 | |
其他收益 | | 675 | | 1,106 | | 566 | |
| | 7,632 | | 6,586 | | 2,767 | |
债务 | | | | |
融资债务 | | 61,176 | | 72,664 | | 67,724 | |
净债务« | | 30,613 | | 38,941 | | 45,442 | |
包括租赁在内的净债务« | | 39,411 | | 48,196 | | 55,006 | |
财务负债率« (%) | | 40.3% | 45.9% | 40.2% |
传动装置« (%) | | 25.3% | 31.3% | 31.1% |
杠杆率,包括租赁« (%) | | 30.4% | 36.0% | 35.3% |
营运现金流
截至二零二一年十二月三十一日止年度的经营现金流量为236亿元,较二零二零年增加114亿元。与二零二零年相比,二零二一年的经营现金流量反映较高的石油及天然气变现及较高的炼油利润率,部分被较高的税款支付所抵销。
营运资金变动«本年度现金流受到6亿美元的不利影响,包括墨西哥湾漏油对营运资金造成14亿美元的不利影响。其他营运资金影响主要为其他流动资产及存货增加被其他流动负债增加所抵销。英国石油公司积极管理其营运资金余额,以优化和降低现金流的波动性。
截至二零二零年十二月三十一日止年度的经营现金流量为122亿元,较二零一九年减少136亿元。二零二零年的经营现金流反映与墨西哥湾漏油事件有关的税前现金流出18亿美元。与2019年相比,2020年的经营现金流反映石油及天然气变现减少、炼油利润率下降及燃料量下降,部分被税款减少及营运资金建设减少所抵销。
流动资金的变动对本年度现金流量产生了1亿美元的不利影响,包括墨西哥湾漏油事件对流动资金造成的16亿美元的不利影响。其他周转资金的影响,主要是库存和其他流动和非流动资产的减少,但被其他流动和非流动负债的减少部分抵消,产生了15亿美元的有利影响。
用于投资活动的现金净额
截至二零二一年十二月三十一日止年度,投资活动所用现金净额较二零二零年减少22亿元。
减少的主要原因是资本支出减少以及收到的撤资收益增加。
2021年资本支出总额为128亿美元(2020年为141亿美元),其中有机资本支出为118亿美元(2020年为120亿美元)。资金来源是可以替代的,但该集团用于新投资的大部分资金需求来自现有业务产生的现金。我们预计2022年的资本支出为140亿至150亿美元,并继续预计到2025年每年将达到140亿至160亿美元。
2021年的撤资和其他收益总额为76亿美元,其中包括剥离阿曼第61号区块20%股权的24亿美元,2020年将英国石油公司阿拉斯加业务剥离给希尔科普的22亿美元收益,以及出售石化业务的10亿美元末期分期付款。2021年的其他收益包括出售一家在美国境内持有某些精炼产品和原油物流资产的受控联属公司49%的权益所得的6.75亿美元,这笔交易在集团现金流量表中的融资活动中报告。
2020年的撤资和其他收益总额为66亿美元,其中包括出售石化业务的39亿美元收益。2020年的其他收益包括偿还与TANAP管道再融资有关的4.55亿美元贷款;以及出售BP在英国和新西兰零售物业投资组合的权益4.81亿美元。英国和新西兰交易的其他收益在集团现金流量表中的融资活动中报告。
截至2021年12月31日,我们在2020年下半年至2025年期间撤资和其他收益250亿美元的目标得到了约155亿美元的协议或完成交易的支持,收到了近128亿美元的收益。我们预计2022年撤资和其他收益将达到20-30亿美元。
融资活动提供(用于)的现金净额
截至2021年12月31日的年度,用于融资活动的现金净额为181亿美元,而2020年提供的现金净额为40亿美元。2021年的融资现金流反映了由于积极管理集团的债务组合而产生的更高的净支付,以及来自发行永久混合债券的较低收入。
2021年,7.07亿股普通股(2020年为1.2亿股)被回购注销,总成本为32亿美元(2020年为8亿美元),其中包括1700万美元的交易成本(2020年为400万美元)。
2021年分配给股东的股息总额为每股21.42美分,比2020年低10.08美分。这相当于2021年向股东分配的总金额为43亿美元。2020年,分配给股东的总金额为63亿美元。董事会决定不就2021年和2020年的股息提供股息替代方案。
债务
2021年底金融债较2020年底减少115亿美元。2021年末财政负债率由2020年末的45.9%降至40.3%。2021年底的净债务比2020年年底的情况减少了83亿美元。2021年底的杠杆率从2020年底的31.3%降至25.3%。净债务和负债减少反映了年内强劲的业绩和相关的现金流产生。净债务和杠杆率是非公认会计准则的衡量标准。关于融资债务和净债务的进一步信息,见财务报表--附注25和26。
有关集团活动融资的资料,请参阅财务报表附注28及第342页的流动资金及资本资源。
集团储量和产量(包括俄罗斯石油公司部门)a | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
估计净探明储量(扣除版税后的净额) | | | | |
液体(毫米) | | 10,124 | | 10,661 | | 11,478 | |
天然气(Bcf) | | 39,615 | | 42,467 | | 45,601 | |
总烃(Mmboe)b | | 16,954 | | 17,982 | | 19,341 | |
其中: | | | | |
权益会计实体b | | 10,065 | | 10,100 | | 9,965 | |
生产(扣除版税后的净额) | | | | |
液体(MB/d) | | 1,951 | | 2,106 | | 2,211 | |
天然气(百万立方英尺/天) | | 7,915 | | 7,929 | | 9,102 | |
碳氢化合物总量(百万桶当量/天)c | | 3,316 | | 3,473 | | 3,781 | |
其中: | | | | |
附属公司 | | 1,994 | | 2,146 | | 2,420 | |
权益会计实体c | | 1,322 | | 1,326 | | 1,360 | |
a由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
b包括英国石油公司在俄罗斯石油公司和俄罗斯合资企业中的份额(2021年9,013百万桶油当量)。更多信息见第254页关于石油和天然气的补充信息。
c包括英国石油公司在俄罗斯和俄罗斯合资企业中的份额(2021年113600万桶油当量/天)。有关进一步信息,请参见第351页的集团石油和天然气披露。
于2021年12月31日,按石油当量基准(包括权益会计实体)的总碳氢化合物探明储量较2020年12月31日减少6%。天然气约占该等储量的40%(附属公司为46%,股权会计实体为36%)。该变动包括收购及出售净减少4.08亿桶油当量(我们的附属公司减少2.82亿桶油当量,我们的股权会计实体减少1.26亿桶油当量)。收购及剥离活动发生于我们位于南锥体、北海及俄罗斯的股权会计实体,以及剥离活动发生于我们位于美国、中东及北海的附属公司。
本集团的总碳氢化合物产量较二零二零年减少4. 5%。该减少包括附属公司减少7. 1%(液体减少12. 5%及气体减少1. 6%)及权益会计实体减少0. 3%(液体减少1. 9%及气体增加4. 7%)。
天然气及低碳能源分部包括我们的天然气及低碳业务。我们的天然气业务包括上游活动主要生产天然气、综合天然气和电力以及天然气和电力贸易的地区。我们的低碳业务包括太阳能、海上和陆上风能、氢气和CCS,以及我们在bp Bunge Bioenergia的股份。产气区a我们的可再生能源业务先前被报告为其他业务和企业的一部分。
财务及营运表现
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入b | | 30,840 | | 16,275 | | 27,045 | |
息税前利润(亏损) | | 2,166 | | (7,049) | | 2,939 | |
库存持有(收益)损失« | | (33) | | (19) | | 6 | |
利息及税项前RC溢利(亏损) | | 2,133 | | (7,068) | | 2,945 | |
调整项目的净(有利)不利影响« | | 5,395 | | 7,757 | | 503 | |
基本RC息税前利润(亏损)« | | 7,528 | | 689 | | 3,448 | |
按基本注册中心课税 | | (1,677) | | (773) | | (982) | |
未计利息前的基础RC溢利(亏损) | | 5,851 | | (84) | | 2,466 | |
折旧、损耗和摊销 | | 4,464 | | 3,457 | | 5,146 | |
勘探核销c | | 43 | | 1,741 | | 340 | |
调整后的EBITDA«d | | 12,035 | | 5,214 | | 8,934 | |
资本支出« | | | | |
燃气 | | 3,180 | | 4,012 | | 5,529 | |
低碳能源 | | 1,561 | | 596 | | 161 | |
| | 4,741 | | 4,608 | | 5,690 | |
aAGT和中东地区已按资产进一步细分,以允许报告天然气和低碳或石油生产和运营(视情况而定)。
b包括向其他分部的销售。
c2020年包括注销6. 73亿美元,已分类为“其他”类别调整项目。
d与未计利息及税项前RC溢利的对账载于第388页。
财务业绩
二零二一年的销售及其他经营收入较高,乃由于天然气营销及贸易收入较高、变现率较高及产量较高所致。二零二零年较二零一九年减少主要反映天然气及液体变现减少、天然气营销及贸易收入减少,并进一步受销量减少影响。
2021年除息税前RC溢利包括调整项目的净不利影响53. 95亿元,主要与不利公允价值会计影响有关«相对于管理层对业绩的看法,76.62亿美元减少,部分被阿曼部分撤资收益和净减值拨回所抵销。
2020年除息税前RC亏损包括调整项目的净不利影响77. 57亿美元(包括相对于管理层对表现的看法的不利公允价值会计影响7.38亿美元)。这主要与修订长期价格假设相关的减值有关。
2019年除息税前RC亏损包括调整项目的净不利影响5.03亿美元(包括相对于管理层对业绩的看法的有利公允价值会计影响7.14亿美元),主要是由于巴西生物燃料业务对bp Bunge Bioenergia的贡献而将累计外汇亏损从储备重新分类至损益表。
扣除调整项目后,二零二一年除息税前基本重置成本溢利反映异常强劲的天然气营销及交易业绩,以及天然气业务的更高折旧、损耗及摊销所抵销的更高变现及产量。
与2019年相比,2020年相关未计利息及税项前可换股债券业绩反映天然气变现减少及撇减若干勘探无形账面值的影响。
有关分部分析的进一步资料见财务报表—附注4。
运营情况
2021年报告产量为9.12亿桶油当量/日,高于2020年同期,主要原因是重大项目«新兴企业的增长,部分被基数下降和阿曼的部分撤资所抵消。基础生产«亦上升9.0%,主要是由于大型项目开工,部分被基数下降所抵销。
可再生能源管道«年底为23.1GW(bp净额)。2021年,该管道增长了12.2GW(bp净额),这是由于Lightsource bp的增长,其中bp拥有50%的份额,以及从7X Energy收购了9GW的开发管道。
在可再生能源领域,到2021年底,我们已将4.4GW太阳能和陆上风电项目纳入最终投资决策(FID),并在我们的管道中有23GW项目,并正在评估进一步的选项。
战略进展
燃气
年内启动了三个主要项目:特立尼达的Matapal海底天然气开发、埃及西尼罗河三角洲开发的Raven气田第三阶段以及印度近海KG D6区块的卫星群天然气田。
BP将阿曼61号区块20%的权益出售给泰国PTT勘探和生产公共有限公司(PTTEP)(BP运营商40%,OQ 30%,PTTEP 20%,马来西亚国家石油公司10%)的交易于2021年3月完成。
燃气、电力一体化与液化天然气交易
•今年9月,BP、Prumo、西门子和SPIC Brasil的合资企业Gas Natural Açu(GNA)开始了GNA I的商业运营,这是一个1.3GW的液化天然气热电厂,位于巴西里约热内卢的Porto do Açu。
•深圳燃气、国家电力投资有限公司(SPIC)和中国前海福兰能源有限公司-对于这三份合同,英国石油公司将从广东大鹏液化天然气接收站提供约60万吨,从2023年开始的10年内,英国石油公司持有该终端30%的股份。
•BP新加坡的Pavilion Energy Trading&Supply Pte Ltd.将从2024年开始,在未来10年内每年供应80万吨石油。
有关地区石油和天然气业务的更多信息,请参见第344页该集团的石油和天然气披露。
低碳能源
近海风能
在海上风能领域,2021年,BP是种植面积最大的开发商之一。我们在最具吸引力的两个市场--美国和英国--建立了规模。例如,在苏格兰,这些离岸职位将使我们能够利用与绿色氢气的整合机会«、电动汽车移动性和电力交易,因为我们建立了业务。我们正在打造海上风电领域的全球领先地位。
•2021年1月,BP和Equinor完成了他们在美国的海上风电战略合作伙伴关系,在纽约和马萨诸塞州近海的两个现有租约中开发了四个项目,预计总发电量将达到4.4GW(相当于BP的2.2GW净值)。2022年1月14日,这一合作伙伴关系与纽约州能源研究和发展局签署了一项为期25年的购销协议,为美国项目帝国风二号和信标风一号签署了2.5GW的电力供应协议,增加了帝国风一号获得的0.8GW电力供应合同。
•2021年2月,在英国十年来的第一轮海上风电租赁中,BP和合作伙伴EnBW被宣布为两个具有高度优势的60年期租约的优先投标人。这两个租约都位于爱尔兰海,提供的总潜在发电能力为3GW(BP净值为1.5GW)。
•2022年1月,BP及其合作伙伴EnBW获得了苏格兰东海岸开发一个大型海上风能项目的租赁选择权。该合作伙伴关系将把它发展成一个固定底部的海上风力发电项目,总发电能力约为2.9GW(1.45GW BP净值),足以为300多万户家庭供电。在此奖项之后,BP
截至2022年1月,海上风电管道的担保项目数量为5.2GW。
太阳能
在太阳能领域,我们继续通过LightSourceBP合作伙伴关系加速增长,并开发我们于2021年7月收购的9GW美国太阳能项目组合。
•自2017年底BP投资以来,LightSourceBP已以8-10%的加权平均预期内部回报率(杠杆率)将53个项目带到FID,并进入了14个新国家。
氢和碳的捕获和储存
在氢和碳捕获和储存(CCS)方面,英国石油公司创造了一个0.70亿吨/年的项目,其中一半已经宣布,如H2 Teesside和Lingen。随着我们继续激活需求和扩大生产,这种料斗有可能进一步增长到1.3百万吨/年。
英国石油公司在氢能领域的增长主要集中在英国、欧洲和美国等关键区域一体化市场的规模增长上。随着氢市场的发展,我们的目标是创建一个全球性的氢燃料供应枢纽组合。这些产品将向全球客户提供低成本的低碳氢。我们与ADNOC和MASDAR以及阿曼的战略伙伴关系就是这方面的例子。
•2022年1月,BP和阿曼建立了战略合作伙伴关系,以推进阿曼世界级规模的可再生能源和绿色氢开发。英国石油公司将从8000公里处采集和评估太阳能和风能数据2该项目将支持阿曼政府批准可再生能源和绿色氢枢纽的未来发展。
•2021年10月,东海岸集群被英国政府选为英国首批两个CCS项目之一,使我们的Teesside项目得以启动,打造英国领先的氢气枢纽,用于工业和重型运输脱碳。
•英国石油公司于2021年3月宣布了蓝氢项目(H2Teesside),并授予了Northern Endurance Partnership和Net Zero Teesside电站的首批工程合同。
估计净探明储量和产量a(扣除版税后的净额) | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
估计净探明储量 (扣除版税后的净额) | | | | |
原油b(mmb) | | 228 | | 292 | | 283 | |
天然气液体(mmb) | | 32 | | 37 | | 43 | |
液体总量«c | | 260 | | 329 | | 325 | |
天然气c(Bcf) | | 11,882 | | 15,367 | | 16,377 | |
总碳氢化合物«c(Mmboe) | | 2,309 | | 2,979 | | 3,149 | |
其中股权会计实体d: | | | | |
液体(毫米) | | — | | — | | — | |
天然气(Bcf) | | — | | — | | — | |
总烃(Mmboe) | | — | | — | | — | |
生产(扣除版税后的净额) | | | | |
原油b(MB/d) | | 97 | | 77 | | 103 | |
天然气液体(mb/d) | | 16 | | 19 | | 23 | |
液体总量(mb/d) | | 113 | | 96 | | 125 | |
天然气(百万立方英尺/天) | | 4,632 | | 4,379 | | 4,876 | |
碳氢化合物总量(百万桶当量/天) | | 912 | | 851 | | 966 | |
其中股权会计实体de: | | | | |
液体(mb/d) | | 3 | | 2 | | 3 | |
天然气(百万立方英尺/天) | | — | | — | | — | |
碳氢化合物总量(百万桶当量/天) | | 3 | | 2 | | 3 | |
平均变现«f | | | | |
液体(美元/桶) | | 63.60 | | 35.63 | | 56.92 | |
天然气(美元/mcf) | | 5.11 | | 3.25 | | 4.10 | |
碳氢化合物总量(美元/boe) | | 33.75 | | 20.71 | | 28.00 | |
a由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
b包括凝析油和沥青。
c包括1000万桶液体(2020年12月31日为1100万桶,2019年12月31日为1100万桶)和6900亿立方英尺天然气(2020年12月31日为10,590亿立方英尺,于2019年12月31日,约3,300亿立方英尺)的权益。
d英国石油公司在天然气和低碳能源部门股权核算实体的储备份额。
e英国石油公司在天然气和低碳能源领域的股权核算实体的生产份额。
f变现仅基于综合附属公司的销售额,不包括权益会计实体。
可再生能源
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
可再生能源(bp净值,GW) | | | | |
可再生能源装机容量« | | 1.9 | | 1.5 | | 1.1 | |
| | | | |
开发可再生能源给FID« | | 4.4 | | 3.3 | | 2.6 |
可再生能源管道 | | 23.1 | | 10.9 | | |
其中按地理区域划分: | | | | |
可再生能源管道—美洲 | | 16.2 | | 6.3 | | |
可再生能源管道—亚太地区 | | 1.4 | | 0.8 | | |
可再生能源管道—欧洲 | | 5.3 | | 3.7 | | |
可再生能源管道—其他 | | 0.2 | | 0.1 | | |
其中技术: | | | | |
可再生能源管道—海上风电 | | 3.7 | | 2.2 | | |
可再生能源管道—太阳能 | | 19.4 | | 8.7 | | |
已开发的可再生能源至FID和可再生能源管道总数 | | 27.5 | | 14.1 | | |
石油生产和运营部门包括区域a上游活动主要生产原油,包括BPX能源。这些都是之前在上游部分报道的。
财务及营运表现
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入b | | 24,519 | 17,234 | | 28,702 | |
息税前利润(亏损) | | 10,509 | (14,585) | | 1,047 | |
库存持有(收益)损失« | | (8) | 2 | | 2 | |
利息及税项前RC溢利(亏损) | | 10,501 | (14,583) | | 1,049 | |
调整项目的净(有利)不利影响« | | (209) | 8,695 | | 6,616 | |
基本RC息税前利润(亏损)« | | 10,292 | (5,888) | | 7,665 | |
按基本注册中心课税 | | (4,123) | 70 | | (3,784) | |
未计利息前的基础RC溢利(亏损) | | 6,169 | (5,818) | | 3,881 | |
折旧、损耗和摊销 | | 6,528 | 7,787 | | 9,166 | |
勘探核销c | | 125 | 8,179 | | 291 | |
调整后的EBITDA«d | | 16,945 | 8,777 | | 17,122 | |
资本支出« | | 4,838 | 5,829 | | 10,358 | |
aAGT和中东地区已按资产进一步细分,以允许报告天然气和低碳或石油生产和运营(视情况而定)。
b包括向其他分部的销售。
c2020年包括一笔13.01亿美元的核销,已归入“其他”调整项目类别。
d与未计利息及税项前RC溢利的对账载于第388页。
财务业绩
二零二一年的销售及其他经营收入增加,原因是液体及天然气变现增加,部分被销量减少所抵销。二零二零年较二零一九年减少主要反映液体及天然气变现减少,并进一步受销量下降影响。
2021年除利息及税项前RC溢利包括调整项目的净有利影响2. 09亿元。此主要与销售业务收益及减值净额拨回有关,部分被有关过往出售资产的退役拨备更新所抵销。
二零二零年除息税前RC亏损包括调整项目的净不利影响86. 95亿元。这主要与英国石油公司对长期价格假设的修订有关。2019年业绩包括调整项目的净不利影响66. 16亿美元(包括不利的公允价值会计影响800万美元),主要与出售交易产生的减值支出有关。
经剔除调整项目后,二零二一年的基础RC除息税前溢利主要反映较高的液体及天然气变现及大幅减少勘探撇减,部分被较低的产量所抵销。
与2019年相比,2020年相关未计利息及税项前可换股债券业绩反映较低的液体及天然气变现以及撇减若干勘探无形账面值的影响。
有关分部分析的进一步资料见财务报表—附注4。
运营情况
2021年报告产量为1307百万桶油当量/日,比2020年同期下降14. 2%。这包括对PSA的价格影响«和tsc«权利数量以及阿拉斯加和bpx能源的潜水影响。基础产量减少3. 8%,主要是由于资本投资减少及下降的影响。
战略进展
•2021年启动了四个主要项目:安哥拉第17区块的Zinia二期和第18区块的Platina;以及美国墨西哥湾深水区的Manuel and Thunder Horse South Expansion二期。
•我们宣布在美国墨西哥湾深水区Puma West勘探区的一个优质中新世储层中发现石油。
•英国石油公司和中石油同意成立巴士拉能源公司,这是一家股份制的合资企业,旨在拥有和管理两家公司在伊拉克鲁迈拉油田的权益。
•英国石油公司以2.73亿美元的价格出售了Aker BP ASA 2.1%的股份。随后,Aker BP宣布通过法定合并收购Lundin Energy的石油和天然气业务。合并完成后,英国石油预计将持有合并后公司15.9%的股份,.
•2022年3月,英国石油和埃尼签署协议,通过合并两家公司的安哥拉业务,组建一家新的50:50独立公司——Azule Energy。该协议遵循公司于二零二一年五月达成的谅解备忘录。Azule Energy的创建将得到政府和其他部门的惯常批准,目标是在2022年下半年完成交易。
有关地区石油和天然气业务的更多信息,请参见第344页该集团的石油和天然气披露。
估计净探明储量和产量a(扣除版税后的净额) | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
估计净探明储量 (扣除版税后的净额) | | | | |
原油b(mmb) | | 3,872 | | 4,287 | | 4,894 | |
天然气液体(mmb) | | 361 | | 361 | | 513 | |
液体总量 | | 4,234 | | 4,648 | | 5,408 | |
天然气(Bcf) | | 11,499 | | 10,776 | | 14,520 | |
总碳氢化合物«(Mmboe) | | 6,216 | | 6,506 | | 7,911 | |
其中股权会计实体c: | | | | |
液体(毫米) | | 795 | | 782 | | 831 | |
天然气(Bcf) | | 4,880 | | 4,758 | | 4,951 | |
总烃(Mmboe) | | 1,637 | | 1,602 | | 1,685 | |
生产(扣除版税后的净额) | | | | |
原油b(MB/d) | | 898 | | 1,041 | | 1,070 | |
天然气液体(mb/d) | | 81 | | 93 | | 92 | |
液体总量(mb/d) | | 978 | | 1,133 | | 1,163 | |
天然气(百万立方英尺/天) | | 1,903 | | 2,264 | | 2,947 | |
碳氢化合物总量(百万桶当量/天) | | 1,307 | | 1,524 | | 1,671 | |
其中股权会计实体d: | | | | |
液体(MB/d) | | 140 | | 143 | | 135 | |
天然气(百万立方英尺/天) | | 468 | | 480 | | 457 | |
碳氢化合物总量(百万桶当量/天) | | 221 | | 226 | | 213 | |
平均变现«e | | | | |
液体(美元/桶) | | 62.57 | | 36.21 | | 57.83 | |
天然气(美元/mcf) | | 5.90 | | 1.53 | | 2.04 | |
碳氢化合物总量(美元/boe) | | 56.19 | | 29.88 | | 44.43 | |
a由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
b包括凝析油和沥青。
c英国石油公司在石油生产和运营部门中股权会计实体的储量份额。包括英国石油公司在俄罗斯合资企业中的份额。于二零二一年,阿根廷、玻利维亚、墨西哥、俄罗斯及挪威的天然气业务以及我们于安哥拉的部分业务均透过股权会计实体进行。
d英国石油公司在石油生产和运营部门的股权会计实体的产量份额。包括英国石油公司在俄罗斯合资企业中的份额。
e变现仅基于综合附属公司的销售额,不包括权益会计实体。
客户和产品部门包括我们以客户为中心的业务,涵盖便利性和移动性,其中包括便利性和零售燃料,电动汽车充电,以及 嘉实航空、B2B和中游。它还包括我们的石油产品业务,炼油和贸易。石化业务于经重列比较资料中呈报为客户及产品的一部分,直至其于二零二零年十二月销售为止。
除出售石化业务外,此分部与前下游分部并无变动。
财务及营运表现
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入a | | 130,095 | | 90,744 | | 132,864 | |
息税前利润(亏损) | | 5,563 | | 622 | | 7,187 | |
库存持有(收益)损失« | | (3,355) | | 2,796 | | (685) | |
重置成本(RC)利息及税项前利润(亏损) | | 2,208 | | 3,418 | | 6,502 | |
调整项目的净(有利)不利影响« | | 1,044 | | (330) | | (83) | |
基本RC息税前利润(亏损)« | | 3,252 | | 3,088 | | 6,419 | |
其中: | | | | |
客户-便利性和移动性 | | 3,052 | | 2,883 | | 3,790 | |
嘉实-包括在客户中 | | 1,037 | | 818 | | 1,258 | |
产品-炼油和贸易 | | 200 | | (28) | | 2,227 | |
石化 | | — | | 233 | | 402 | |
按基本注册中心课税 | | (1,210) | | (537) | | (1,214) | |
未计利息前的基础RC溢利(亏损) | | 2,042 | | 2,551 | | 5,205 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
折旧、损耗和摊销 | | | | |
其中: | | | | |
客户-便利性和移动性 | | 1,306 | | 1,200 | | 1,113 | |
嘉实-包括在客户中 | | 150 | | 161 | | 144 | |
产品-炼油和贸易 | | 1,694 | | 1,686 | | 1,603 | |
石化 | | — | | 104 | | 205 | |
| | 3,000 | | 2,990 | | 2,921 | |
调整后的EBITDAb« | | | | |
其中: | | | | |
客户-便利性和移动性 | | 4,358 | | 4,083 | | 4,903 | |
嘉实-包括在客户中 | | 1,187 | | 979 | | 1,402 | |
产品-炼油和贸易 | | 1,894 | | 1,658 | | 3,830 | |
石化 | | — | | 337 | | 607 | |
| | 6,252 | | 6,078 | | 9,340 | |
资本支出« | | | | |
其中: | | | | |
客户-便利性和移动性 | | 1,564 | | 2,157 | | 1,543 | |
嘉实-包括在客户中 | | 173 | | 173 | | 229 | |
产品-炼油和贸易 | | 1,308 | | 1,067 | | 1,385 | |
石化 | | — | | 91 | | 137 | |
| | 2,872 | | 3,315 | | 3,065 | |
a包括向其他分部的销售。
b354页提供了按业务分列的未计利息和税前利润的对账表格。
财务业绩
2021年的销售和其他营业收入高于2020年,主要原因是随着新冠肺炎限制的放松和需求的复苏,原油和成品油价格上涨。2020年较2019年减少的主要原因是原油和成品油价格下降以及新冠肺炎的需求影响。
RC于2021年的息税前溢利包括调整项目10.44亿美元的净不利影响(包括4.36亿美元的有利公允价值会计影响),主要与因未来开支增加及预期产品业务组合变化而产生的减值费用有关。
2020年业绩除息税前利润包括调整项目的净有利影响3.3亿美元(包括不利的公允价值会计影响1.49亿美元)。净有利影响反映了出售我们的石化业务带来的23亿美元的利润,但这一利润被重组成本和减值部分抵消。2019年业绩包括调整项目8,300万美元的净有利影响(包括1.6亿美元的有利公允价值会计影响)。
剔除调整项目后,2021年基本RC息税前利润为32.52亿美元(2020年为30.88亿美元,2019年为64.19亿美元)。
2021年的客户和产品业绩反映了与2020年相比更强劲的表现,尽管我们剥离的石化业务没有盈利,而且持续受到新冠肺炎的影响。
顾客-便利性和移动性,不包括嘉实,全年业绩与2020年类似,销量增加的好处被大宗商品成本上升的影响以及为支持我们的战略增长议程而增加的员工、数字和营销支出所抵消。便利毛利率«这一年的交货量创下了纪录。
嘉实业绩更为强劲,销量、收入和成长型市场收益均大幅高于2020年,尽管受到行业基础油价大幅上涨、添加剂短缺和持续的新冠肺炎影响的影响。
产品-在炼油方面,与2020年相比,由于炼油利润率提高、利用率提高和商业优化,全年业绩更高。这部分被较高水平的综合周转和维护活动以及增加的能源成本所抵消。今年的业绩还反映出,由于2020年第二季度异常强劲的交易表现,来自交易的贡献较弱。
运营情况
炼油厂全年利用率较2020年高出约5个百分点,主要是由于新冠肺炎相关需求影响降低。BP操作的炼油可用性«全年为94.8%,低于2020年的96.0%,原因是维护活动水平较高。
战略进展
战略便利站点«增长到2150人,比2020年增加了200多人。此外,我们还扩展并加强了我们的便利服务:
•2021年8月,全面拥有Thorntons在美国的业务,使bp成为美国中西部领先的便利运营商。
•于2022年1月,同意将我们与玛莎百货在英国零售前院的便利合作关系延长至至少2030年。
•2021年1月,我们与欧洲最大的多合作伙伴忠诚度计划PAYBACK(拥有超过3,000万客户)的合作关系,成为德国首家独家向电动汽车驾驶者提供PAYBACK忠诚度奖励的供应商。
•于二零二一年十一月,我们与领先的免结账技术供应商Grabango签订合约,为客户带来更无缝的店铺体验。
电动汽车充电点«增长到超过13,100个,其中近一半现在正在快速或超快速充电«.此外:
•2021年12月,在电动汽车车队方面,我们收购了美国充电供应商AMPLY Power,加速了bp进军全球增长最快的车队充电市场之一。
•于二零二一年十月,我们与梅赛德斯—奔驰及宝马(为汽车制造商及车队运营商提供数字充电软件的领先开发商)完成对数字充电解决方案的战略投资。
•2021年6月,我们在伦敦开设了英国首个车队专用电动汽车快速充电中心,作为我们在欧洲推出的电动汽车专用充电中心的一部分。
2021年10月,我们与Reliance在印度的燃料和移动性合资企业Jio—bp开设了第一家“移动站”,提供全面集成的客户服务,包括高品质的增材燃料、电动汽车充电点、量身定制的便利服务,以及我们的 嘉实产品和服务
嘉实在先进的电子油液方面处于市场领先地位,拥有超过三分之二的全球主要汽车制造商a现已批准 嘉实多开启产品作为工厂的一部分。二零二一年十月, 嘉实此外,该公司还与威廉姆斯高级工程公司签署了一份合同,共同开发电动汽车液体。
炼制:
•于二零二一年二月,Kwinana炼油厂停止生产,准备将其转换为进口码头。
•2021年10月,集团宣布计划在美国Cherry Point炼油厂投资约2. 7亿美元,以提高效率、减少二氧化碳排放及提高其可再生柴油生产能力。
•2021年10月,获得国际航空碳抵消和减少计划(CORSIA)的认可,在我们的Castellón炼油厂生产可持续航空燃料,该炼油厂是全球首个获得该资格的炼油厂。
•于二零二一年十二月,宣布有意投资于Castellón炼油厂建立综合能源枢纽,以减少其营运排放,同时扩大低碳产品的生产。
a基于2019年销售前20名原始设备制造商(OEM)(新车总销量)的LMCA数据。
Rosneft分部包括我们对Rosneft投资的股权核算收益。
英国石油持有19.75%股权,而英国石油于2021年12月31日的经济权益为22.03%(2020年22.03%,2019年19.75%)。英国石油公司在俄罗斯石油公司损益中的份额反映了该公司同期的平均经济利益。
财务及营运表现
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
息税前利润(亏损) | | 2,688 | | (238) | | 2,306 | |
库存持有(收益)损失« | | (259) | | 89 | | 10 | |
重置成本(RC)利息及税项前利润(亏损) | | 2,429 | | (149) | | 2,316 | |
调整项目的净(有利)不利影响« | | 291 | | 205 | | 103 | |
基本RC息税前利润(亏损)« | | 2,720 | | 56 | | 2,419 | |
按基本注册中心课税 | | (269) | | (3) | | (234) | |
未计利息前的基础RC溢利(亏损) | | 2,451 | | 53 | | 2,185 | |
财务业绩
2021年RC息税前利润包括调整项目的净不利影响2.91亿美元。2020年和2019年的业绩分别包括调整项目的净不利影响2.05亿美元和1.03亿美元。
剔除调整项目后,2021年RC基本息税前利润主要反映了油价上涨和与2020年基本利润相比有利的外汇效应。与2019年相比,2020年基本RC息税前利润反映了油价下降以及不利的外汇和不利的税收滞后影响。
今年7月,BP收到了1.76亿美元的付款,扣除了与2020年股息相关的预扣税。去年11月,在扣除预扣税后,BP收到了4.64亿美元的款项,与2021年上半年的中期股息有关。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
估计净探明储量 (扣除特许权使用费后的净额)(BP份额) | | | | |
原油a(mmb) | | 5,490 | | 5,533 | | 5,604 | |
天然气液体(mmb) | | 140 | | 151 | | 141 | |
液体总量«b | | 5,630 | | 5,683 | | 5,745 | |
天然气c(Bcf) | | 16,233 | | 16,324 | | 14,705 | |
总碳氢化合物«(Mmboe) | | 8,429 | | 8,498 | | 8,281 | |
生产(扣除版税后的净额) | | | | |
原油a(MB/d) | | 857 | | 873 | | 920 | |
天然气液体(mb/d) | | 3 | | 3 | | 3 | |
液体总量(mb/d) | | 860 | | 877 | | 923 | |
天然气(百万立方英尺/天) | | 1,380 | | 1,286 | | 1,279 | |
碳氢化合物总量(百万桶当量/天) | | 1,098 | | 1,098 | | 1,144 | |
a包括凝析油。
b包括俄罗斯石油公司7.04%的非控股权益(于2020年12月31日为7.12%;于2019年12月31日为6.21%)的396毫米(2020年12月31日为405毫米;2019年12月31日为357毫米),包括通过BP在俄罗斯以外的俄罗斯权益持有的22,000,000桶(2020年12月31日为19毫米;2019年12月31日为26毫米)。
c包括1,656bcf(于2020年12月31日为1,640bcf;于2019年12月31日为1,430bcf)的10.20%非控股权益(于2020年12月31日为10.01%;于2019年12月31日为9.72%),包括透过BP于俄罗斯以外的俄罗斯权益持有的621bcf(于2020年12月31日为614bcf;于2019年12月31日为569 bcf)。
2021年摘要
由于对联合国全球契约及其负责任商业十项原则的持续承诺,俄罗斯石油公司成为唯一一家俄罗斯公司,也是宣布为可持续发展领域全球契约领头羊的四家全球石油和天然气公司之一。
Rosneft于8月完成出售其持有的JSC Tomskneft 50%股本投资,此前于8月入账为投资于联合业务,并于9月完成出售主要参与越南天然气生产及运输联合业务的子公司100%股份。
同样在9月份,俄罗斯石油公司完成了将有限责任公司和沃斯托克石油公司5%的股份出售给由Vitol S.A.和Mercantile&Sea Energy Pte组成的财团的交易。有限公司,出价35亿欧元。
11月,俄罗斯石油公司宣布,Yermak Neftegaz LLC合资企业(俄罗斯石油公司51%,英国石油公司49%)在泰米尔半岛发现了一个重要的新凝析气田。
去年12月,俄罗斯石油公司董事会批准了一项新的俄罗斯石油公司2030年战略,其中包括到2050年实现范围1和范围2运营排放净零的雄心。
有关Rosneft的更多信息,请参见第355页上有关Rosneft的其他信息。
英国石油将退出俄罗斯石油公司的持股
2022年2月27日,英国石油公司宣布将退出其在俄罗斯石油公司的持股。BP提名的两名Rosneft董事--BP首席执行长鲁尼(Bernard Looney)和前BP集团首席执行长达德利(Bob Dudley)--均于当日从Rosneft董事会辞职,并提交了辞职信。
由于英国石油公司提名的董事从俄罗斯石油公司董事会辞职,英国石油公司认定,该公司不再符合国际财务报告准则(IFRS)规定的对俄罗斯石油公司具有重大影响力的标准。因此,BP将不再对其在俄罗斯石油公司的权益进行股权核算,现在将其视为一种按公允价值计量的金融资产。会计处理方式的改变还意味着,BP将不再确认俄罗斯石油公司的净收入、产量和储量份额。
BP将不再将Rosneft作为独立于2022年第一季度业绩的部门报告。
其他业务和公司包括创新与工程、bp风险投资、Launchpad、地区、城市和解决方案;以及我们的公司活动和职能。
财务及营运表现
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入a | | 1,724 | | 1,666 | | 1,418 | |
息税前利润(亏损) | | (2,777) | | (579) | | (1,848) | |
库存持有(收益)损失« | | — | | — | | — | |
重置成本(RC)利息及税项前利润(亏损) | | (2,777) | | (579) | | (1,848) | |
调整项目的净(有利)不利影响« | | 1,394 | | (303) | | 613 | |
基本RC息税前利润(亏损)« | | (1,383) | | (882) | | (1,235) | |
按基本注册中心课税 | | 294 | | 37 | | 130 | |
未计利息前的基础RC溢利(亏损) | | (1,089) | | (845) | | (1,105) | |
折旧、损耗和摊销 | | 813 | | 655 | | 547 | |
资本支出« | | 397 | | 303 | | 308 | |
a包括向其他分部的销售。
财务业绩
2021年除利息及税项前RC亏损包括调整项目的净不利影响13. 94亿元。这包括8.49亿美元的不利公允价值会计影响和1.13亿美元的重组成本。2020年业绩包括调整项目的净有利影响3. 03亿美元,主要反映公平值会计影响6. 75亿美元及出售收益,部分被墨西哥湾漏油相关成本2. 55亿美元及重组成本2. 58亿美元部分抵销。2019年业绩包括调整项目的净不利影响6.13亿美元,包括墨西哥湾漏油相关成本3.19亿美元。
扣除调整项目后,二零二一年的基础RC除息税前亏损为13. 83亿元。与二零二零年相比,二零二一年的相关未计利息及税项前可换股债券亏损包括风险投资估值的较低提升。
战略进展
在2021年,与国家、城市和行业合作,共同塑造自己的净零增长道路我们签署了以下协议:
•1月15日,与澳航签署谅解备忘录(MoU),合作探讨减少航空业碳排放的机会。
•5月13日,与CEMEX签署谅解备忘录,探讨解决方案,帮助CEMEX产品的生产和分销,并为CEMEX和bp全球客户开发低碳产品。
•8月24日与NYK Line签署谅解备忘录,就未来燃料和运输解决方案开展合作,以帮助包括航运在内的工业部门实现脱碳。
此外:
•我们与阿伯丁市议会成立了一家合资企业,以建设和运营苏格兰第一个绿色氢能源枢纽。
•我们与Infosys达成协议,共同开发和试点能源即服务解决方案,旨在帮助企业提高基础设施的能源效率,并帮助他们实现脱碳目标。
英国石油公司还继续,通过bp风投公司和Launchpad投资于一系列技术业务,我们认为这些业务具有高增长潜力,并使我们的核心业务受益并扩展. 2021年主要投资:
•5月25日,一家电动汽车(EV)充电公司,使用物联网技术将EV充电点与电网,家庭和建筑物连接起来。
•9月24日,印度首家也是最大的集成电动车叫车和充电服务公司BluSmart。
•6月28日收购Open Energi,一家先进的软件技术公司,使用人工智能算法大规模优化分布式商业和工业电力资产。
•9月2日收购Blue Print Power,一家总部位于美国的公司,其技术专注于通过基于云的软件将建筑物与能源市场连接起来,优化建筑物的电力网络。
在2021年第一季度,英国石油以4.43亿美元的价格剥离了其在Palantir的股权。
BP Ventures投资组合公司Lightning eMotors于5月7日在纽约证券交易所上市。Lightning eMotors为包括校车和救护车在内的商业车队设计和制造电动汽车,并为商业和政府车辆提供充电技术。英国石油公司自2014年以来一直支持该公司,拥有该公司约30%的股份。
51战略报告bp年度报告和表格20—F 2021参见第377页的词汇表可持续发展在bp的可持续发展我们的框架集中在三个我们相信我们可以发挥最大作用的领域—实现净零、改善人们的生活和关爱我们的地球—其宗旨和目标与联合国可持续发展目标相关。我们报告我们的进展嵌入 在我们最新的 可持续发展报告。了解更多信息,请访问www.example.com我们的重点领域:实现净零可持续发展是我们战略的关键基础。我们的可持续发展框架链接 我们的战略目标—重新设想人类和地球的能源。 我们的目标是到2050年或更早成为净零公司,并帮助世界实现净零。 2021年,我们继续在2020年2月宣布的帮助英国石油实现净零的五个目标方面取得进展。2022年2月,我们宣布我们的战略进展,加上对能源转型带来的商机的信心不断增强,使我们得以更新部分净零目标。 我们现在的目标是在运营、生产和销售方面实现净零。 a相对于2019年基线的累计减少量,按绝对值计算。b以前为30—35%。c相对于二零一九年基准,对上市能源产品平均排放强度的累积影响d相对于二零一九年基准,我们销售的能源产品碳强度的累积减少。e以前> 15%。f与2019年基准相比,已上市能源产品平均排放强度以往累计减少50%。g 2021年甲烷密度是使用现有方法计算的,虽然它反映了减少甲烷排放方面的进展,但与实现目标4下2025年目标的进展没有直接关系。h 0.20%的碳强度目标基于我们的新计量方法,我们的目标是在2023年底前在相关业务中实施该方法。我们的目标是减少50%,而我们计划根据新的测量方法设定的新基线。i于二零二一年,目标5活动的资本开支由二零二零年的7.5亿美元增加至近22亿美元,其中大部分与海上风电、电动汽车充电基础设施及太阳能投资有关。 报告可持续发展我们于二零二一年更新了可持续发展重要性评估程序,以考虑我们的可持续发展框架以及与可持续发展以及环境、社会及管治(ESG)议题相关的外部发展。为了本节的目的,我们有 涵盖重大问题,以及以下领域的额外非财务信息:·针对目标1,包括我们运营的范围1和范围2排放,我们 我们将2030年的目标从30%提高到35% 到50%。对于目标3,我们的目标是到2050年或更早将我们销售的能源产品的碳强度降低至净零。此前,我们的目标是减少50%的碳强度。这一目标现在包括能源产品的实物贸易以及市场销售。到2030年,我们的目标是将这些产品的生命周期碳强度降低15—20%。该等变动尚未反映在我们的报告基准中。就二零二一年而言,我们采用上一年度基准进行报告。展望未来,我们计划报告这些最新目标的进展。 净零是什么意思见词汇表378页 我们对净零的定义·达到净零以下。·与气候有关的财务披露—见第55页。 ·改善人民的生活—见第67页。·关爱我们的星球——见第68页。·基础—价值观和行为准则、安全、人员、道德和遵守,见第69页。 了解更多bp可持续发展报告2021目标2021年业绩2025年目标2030年目标2050年,或更早, aim 1净零运营量35%a 20%a 50%a,b净零生产量16%a 20%a 35—40%a净零销售量15—20%d,e净零生产量15—20%d,e净零生产量4减少甲烷0.07%g 0.20%h减少50% h 5增加新能源22亿美元30—40亿美元~50亿美元
52 BP年度报告和Form 20-F 2021可持续发展持续目标1是到2050年或更早在绝对基础上实现我们整个业务的净零。这一目标与我们的范围1(在我们的业务控制边界内运营资产)和范围2(与生产电力、供暖和制冷相关,这些业务是为运行这些业务而购买的)有关,涉及业务控制边界上的温室气体排放。我们的范围1和范围2的总排放量比2019年基线(54.4MtCO2e)a减少了35%,与2020年(45.5MtCO2e)a相比减少了22%。这意味着,尽管我们已经超过了2025年的目标,但我们还有更多工作要做,通过在新项目上线的同时减少排放来实现我们的总体净零目标。目标1涵盖的范围1(直接)排放量在2021年为33.2公吨二氧化碳,比2020年的41.7公吨二氧化碳减少了20%。其中二氧化碳排放32.0MtCO2ea,甲烷排放1.1MtCO2ea。2021年,范围2(间接)排放量减少了1.4MtCO2ea,降至2.4MtCO2ea,与2020年相比减少了37%。BP股权份额报告我们还在股权基础上报告我们的范围1和2的排放量。2021年,我们的范围1和范围2权益份额合计排放量减少了约14%,至39.1MtCO2e(2020年为45.5MtCO2e)。 该减少与多项因素有关,例如潜水(包括我们的阿拉斯加业务)、可持续排放减少(SER)和扭转局面。在www.example.com上查找更多数据,目标2是到2050年或更早,我们上游石油和天然气生产中的碳在绝对基础上实现净零。 这是我们的范围3目标,基于bp的净产量份额c,不包括bp在俄罗斯石油公司的产量份额。它与原油、天然气和液化天然气(NGL)上游生产的假定燃烧产生的CO2排放量有关。于二零二一年,我们上游油气生产的碳排放量估计为304百万吨二氧化碳当量,较二零二零年的328百万吨二氧化碳当量减少约7%,主要与组合变动有关,包括撤资及现有油田减少。这符合我们减少石油和天然气产量的目标,但部分被重大项目启动和新油井交付所抵消。我们有望实现2025年的目标,即比2019年的基线减少20%。目标3是到2050年或更早将我们销售的能源产品的碳强度降至净零。这是一个生命周期碳强度方法,单位能源。这一目标是指在生命周期基础上根据每单位能源(MJ)的能源产品的使用、生产和分配估计的温室气体排放率。于二零一九年至二零二一年报告年度,其涵盖能源产品的市场销售d。 经二零二二年二月更新,未来报告年度目标3的范围正在扩大至包括实物交易能源产品销售及市场销售。今后,它还可能涵盖某些其他产品,例如与陆地碳项目有关的产品。这是因为2019年至2021年期间天然气和电力产品的销售份额较低,导致这一时期的需求减少和后新冠肺炎时代成品油需求增加等多个因素。市场能源产品平均排放强度sefg(gCO2e/MJ)2021 2020 2019年市场能源产品79a 79a 79a精炼能源产品92 92 93气体产品72 71 71生物产品27 28 29电力产品38 43 44目标4是到2023年在我们现有的所有主要石油和天然气加工地点安装甲烷测量设备,公布数据,然后推动我们的业务甲烷强度降低50%。我们将努力影响我们的合资企业将自己的甲烷强度目标设定为0.2%。 在2020年,我们使用测量方法设定了到2025年0. 20%的强度目标。我们于二零二一年的甲烷强度为0. 07% ah,低于二零二零年的0. 12% a。用于计算我们密度的上游作业的甲烷排放量由二零二零年的71. 6千吨减少40%至约43. 0千吨。已售天然气量由二零二零年的3,075亿立方英尺减少1%至二零二一年的3,058亿立方英尺。目标5是增加我们在非石油领域的投资比例, 和天然气企业。 我们的投资从2020年的约7.5亿美元增加到近22亿美元,其中大部分与海上风能、太阳能和电动汽车充电基础设施的活动有关。 更多关于目标5的信息请参见第33页。目标6是更积极地倡导支持净零排放的政策,包括碳定价。我们已经停止了企业声誉广告活动,这使我们 重新分配资源,促进设计良好的气候政策。我们公布我们活动的例子,以支持 Aim 6在线 目标7是激励全球员工实现我们的目标,并动员他们成为倡导者 净零。 这将包括继续为领导层和大约22,000名员工分配一定比例的与减排相关的薪酬。德勤已根据《国际担保承诺标准》(ISAE)3000(修订本),为截至2021年12月31日的财政年度的选定可持续性信息(主题)提供独立的有限保证。他们的保证声明将在英国石油公司2021年可持续发展报告中提供,网址为bp.com/adjustance。B不包括BP在俄罗斯石油公司的产量份额。2022年2月27日,在乌克兰的军事行动之后,英国石油公司董事会宣布,英国石油公司打算退出其在俄罗斯石油公司(Rosneft)19.75%的股份。C由于四舍五入,某些总数可能与其组成部分的总和不完全一致。D请参阅bp.com/的能源产品清单的报告基础,报告能源产品营销销售估计的每单位能源的加权平均温室气体排放量(单位为二氧化碳e/mj)。温室气体排放量是按生命周期估算的,包括相关产品的生产、分配和使用(假设产品完全按化学计量燃烧成二氧化碳)。F我们现在报告目标3的碳强度,以gCO2e/MJ为最接近的整数。在2020年BP年度报告和Form 20-F、BP可持续性报告和ESG数据表发布后,我们确定了微小的数据报告更正并实施了方法改进,这些修正影响了之前报告的AIM 3数据。我们认识到,今后可能会继续进行修订和改进方法,因此我们认为,以这种方式对目标3的数字进行四舍五入,可以更可靠和一致地反映我们的业绩。由于这是在此基础上进行报告的第一年,我们在bp.com上的ESG数据表还包括了以前四舍五入到小数点一位的基础上的碳强度。com h二零二一年甲烷密度乃采用现有方法计算,虽然其反映了减少甲烷排放的进展,但与实现目标4下二零二五年目标的进展并无直接关系。 i 2020年2月,这一数字约为37 000人。已更新,以反映2021年合资格获发现金花红的雇员人数。
53战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页的词汇表我们为所有合格员工(包括BP领导团队)提供的年度奖金自2019年以来一直与可持续发展措施挂钩。衡量我们员工的奖金记分卡基于三个主题激励我们的员工:安全和可持续性(30%)、运营业绩(20%)和财务业绩(50%)。这包括一项与可持续减排有关的措施。到2022年,我们对员工的年度奖金记分卡将保持不变,我们将通过两项社会措施扩大集团领导人长期激励计划记分卡中的可持续发展措施:员工敬业度和改善种族代表性。从2022年起,超过40%的高级领导绩效股票奖励将与低碳行动有关,并实现我们为人类和我们的地球重塑能源形象的目标。详情见第116页董事薪酬报告及第72页股份拥有权报告。目标8是为我们与全球贸易协会的关系设定新的期望。我们将在我们所属的协会内阐述我们对气候变化的看法,我们将在我们存在分歧的地方保持透明。在我们无法达成一致的地方,我们将准备离开。2021年,我们公布了五个组织取得的进展的最新情况,我们在2020年的首次报告中发现这些组织只有部分一致。我们计划在2022年发表进一步的审查。见bp.com/tradeAssociation目标9是因为我们报告的透明度而被公认为行业领先者。2020年2月12日,我们宣布支持气候相关财务披露工作队(TCFD)的建议。我们打算与TCFD和其他机构--如可持续发展会计准则委员会(SASB)--建设性地合作,为透明度制定良好的做法和标准。SASB现在是价值报告基金会(VRF)的一部分。2021年,我们根据SASB勘探和生产标准发布了我们的报告。我们还恢复了CDP(气候揭示项目)气候问卷的提交,并获得了A分。简化能源和碳报告(SECR)信息关于我们的温室气体(GHG)排放、能源消耗和能源效率的进一步信息在这里和下一页列出,并包括与SECR要求有关的披露。我们的温室气体和能源数据的进一步细分可在我们的ESG数据表中获得,网址为bp.com/esg。运营控制实验室单元2021 2020第一范围(直接)排放MtCO2e 33.2 41.7英国和离岸MtCO2e 1.0 1.7全球(不包括英国和离岸)c MtCO2e 32.1 40.0范围2(间接)基于位置的排放MtCO2e 2.4 3.2英国和离岸MtCO2e 0.03 0.05全球(不包括英国和离岸)MtCO2e 2.37 3.13范围2(间接)排放-基于市场的cd MtCO2e 2.4 3.8英国和离岸MtCO2e 0.03 0.04全球(不包括英国和离岸)2.38 3.77能源消耗GWh 128,805 180,004英国和离岸GWh 4,386 7,005全球(不包括英国和离岸)c GWh 124,419 172,999范围1(直接)和范围2(间接)排放与总产量的比率f teCO2e/TE 0.17 0.20英国和离岸teCO2e/TE 0.13 0.17全球(不包括英国和离岸)teCO2e/TE 0.17运营控制数据包括英国石油公司运营活动的100%排放,超越了IPIECA的准则,纳入了某些其他活动的排放,如承包钻探活动。B由于四舍五入,某些总数可能与其组成部分的总和不完全一致。C德勤已根据《国际担保承诺标准》(ISAE)3000(修订本),为截至2021年12月31日的财政年度的选定可持续性信息(主题)提供独立的有限保证。他们的保证声明将在英国石油公司2021年可持续发展报告中提供,网址为bp.com/adjustance。D值四舍五入到小数点后一位。E燃烧或排放气体的能量含量不包括在报告的能源消耗中,因为虽然它反映了能源的损失,但它并不反映生产或制造产品所需的能源使用情况。F总产量包括上游产量、炼油生产能力和生产的石化产品。为了支持我们与TCFD和其他机构进行建设性合作的目标,我们的首席经济学家参与了由能源论坛协调并由TCFD支持的世界可持续发展商业理事会(WBCSD)的工作,以制定情景参考目录,以帮助进行企业情景分析。我们已经使用WBCSD场景为我们自己的场景分析提供了信息,并希望其他人也能发现它的用处。关于我们扩大的TCFD披露,请参阅第55页目标10是启动一个新团队来创建集成的清洁能源和移动解决方案。我们于2020年启动了我们的地区、城市和解决方案团队。它将帮助世界各地的国家、城市和企业实现脱碳。2021年,我们继续朝着我们的目标努力,即在未来十年与全球10-15个城市建立合作伙伴关系。我们现在有三个城市或地区的合作伙伴。参见bp.com/rcs
54 bp年度报告及表格20—F 2021能源效率措施自二零一六年以来,我们已在营运场地提供6. 5百万吨二氧化碳当量可持续减排(SER)。这是我们跟踪每年减少能源效率节约和直接温室气体排放的温室气体(GHG)排放量的关键指标。二零二一年共交付120个SERs,减少1. 6 MtCO2e。这是在2020年10MtCO2e的SER,其中包括通过阿塞拜疆格鲁吉亚土耳其(AGT)地区的能源效率优化减少注水泵的燃料使用,以及我们在美国的陆上业务。 BPX能源,提高运营效率 并大幅减少甲烷排放量。 2021年交付的能效项目包括:·AGT区域—余热回收逻辑改造,确保热油加热器性能可靠,持续使用,降低燃气消耗。·bpx能源——跨越bpx站点的多个项目,包括电气化和拆除现有压缩机,减少二叠纪盆地的燃料使用。英国石油公司航运—通过更频繁的船体清洗来降低燃料消耗,从而提高了我们船舶的效率。·阿曼运营—通过手动设定值自动化并将输出功率降至最低,实现燃气轮机发电机的自动化(功率输出优化)。 ·北海东部槽区项目(ETAP)设施—通过仅运行一台燃气轮机来减少旋转储备,从而降低燃料消耗。我们采用全投资组合的方法来评估和优先考虑旋转储量减少机会。旋转储备涉及运行额外的发电机,以提供过剩的能源供应,以保护生产免受工厂脆弱性,包括发电可靠性。减少纺纱储备会导致更大的生产暴露于功率波动。在考虑减少运行机器的数量时,我们使用基于风险的评估来评估实施减少的益处和影响。这使得bp能够通过更少的运行机器实现排放和维护成本的降低,同时管理相关的生产风险。2021年,我们加大了中央能效团队的规模,专注于上下游资产。该团队通过建立能源最佳实践、基准测试和卓越运营,在英国石油公司的能源效率领域树立并积累相关知识。于二零二一年,多项能源最佳实践已更新,并编制记分卡以追踪炼油厂的关键能源指标。该团队参与了多个外部能源效率小组,包括OGCI、IOGP和Energy Star。英国石油公司每年为新入职的化学工程师举办一个培训课程,课程内容包括能源效率,并为经验丰富的工程师和从业人员提供温室气体和能源效率培训。报告方法我们的温室气体排放报告方法大致遵循IPIECA/API/IOGP石油行业温室气体排放报告指南。我们计算二氧化碳排放量的基础是 主要来源如耀斑的燃料消耗量和燃料特性。我们报告二氧化碳 和甲烷。我们不包括一氧化二氮、氢氟碳化合物、全氟化碳和六氟化硫,因为它们不是物质 我们的业务,收集这些数据是不切实际的。范围1和范围2排放量与总产量的比率bp报告了范围1和范围2排放量与总产量的比率,参见第53页的SECO表。这涵盖了我们所有的排放,并使用了我们运营的石油和天然气设施、炼油厂吞吐量和生产的石化产品的总运营销售额。分母使用的是生产企业、炼油厂和石化设施的产出,占运营总排放量的95%。由于我们的目标1的减少,强度比有所改善,如第52页所述。
55战略报告b2021年年报及表格20—F见第377页气候相关财务披露词汇表我们支持气候相关财务披露专责小组(TCFD)的建议,该专责小组由金融稳定委员会成立,旨在改善气候相关风险及机遇的报告。 与我们的目标9—成为公认的报告透明度行业领导者—我们于2020年宣布,我们将与TCFD及其他机构进行建设性合作,以制定透明度的良好做法和标准。2021年,我们参与了世界可持续发展商业理事会(WBCSD)TCFD要求的工作,为能源系统中的公司制定气候情景分析参考方法。这项工作将于2022年3月发表,旨在为气候情景分析提供与企业相关的方法,以支持并提供有关战略复原力的披露。阅读更多关于我们如何使用WBCSD情景目录来告知我们自己的情景分析的信息,请参阅第61页。TCFD声明今年我们将根据 FCA高级上市公司上市规则 《上市规则》第9.8.6(8)b条,要求我们就截至二零二一年十二月三十一日止财政年度的TCFD建议及建议披露以“不遵守就解释”的基准作出报告。 我们认为我们的气候相关财务披露与所有TCFD建议及建议披露一致,因此符合上市规则第9. 8. 6(8)条的规定。吾等已就每项TCFD建议披露列明吾等的披露,并在此过程中涵盖建议披露及相关建议d。 虽然今年是我们根据上市规则进行披露的第一年,但我们的披露是建立在往年的基础上的。在准备这些建议时,我们必须作出若干判断,虽然我们满意这些建议和建议披露是一致的,但我们将继续评估未来TCFD披露的选择。我们计划监察TCFD指引的发展,并考虑加强披露的机会。 我们欢迎对我们披露的反馈。 治理TCFD建议:披露组织围绕气候相关问题和机遇的治理。建议披露:a。 描述董事会对气候相关风险和机遇的监督。 董事会的角色是促进本公司的长期可持续成功,为股东创造价值,同时顾及其他持份者的利益、我们的营运对营运所在社区的影响及环境。在履行这一职责时,董事会制定并监督英国石油公司的战略,负责监督英国石油公司的管理和运营,并确保其战略的交付。 公司宗旨、策略和价值观的任何变动均须根据董事会批准的企业管治框架交由董事会批准。 董事会认为,该战略使我们能够灵活地适应市场变化和方案,以保持与巴黎目标一致,见第30页。董事会的职责延伸到监督英国石油公司的内部控制和风险管理a描述组织战略的弹性,考虑到不同的气候相关情景,包括2 ° C或更低的情景。 b www.example.com c在考虑我们的披露与TCFD建议及建议披露的一致性时,我们已考虑(其中包括)适用于2021财政年度的《上市规则》第9. 8. 6B及6C条所述的文件。 d在准备披露时,我们参考了TCFD实施指南“附件:实施气候相关财务披露工作组的建议”(2017年6月),可从fsb—tcfd获取。 框架,包括英国石油公司与气候相关的风险和机遇。这载于董事会的职权范围内,该职权范围可在www.example.com网站查阅。董事会及其委员会,包括安全和可持续发展委员会、审计委员会、人员委员会、治理和薪酬委员会,监督与气候有关的问题,包括与气候有关的风险和机会。各委员会在与气候有关的风险和机会方面的作用如下。每次涉及战略的董事会会议都讨论了与气候相关的风险和机遇,其中6次是在2021年举行的。董事会委员会在履行其职责时,在其认为适当的情况下审议与气候有关的问题。董事会会议包括各委员会主席的口头报告,以便董事会不断评估这些委员会讨论的相关事项,包括在适用情况下与气候有关的风险和机遇。理事会继续发展其在气候相关事项上的知识和专长。例如,在2021年,它收到了首席经济学家编写的一份文件,以更新用于跟踪能源过渡的关键指标、与这些指标相关的一些关键问题以及影响能源过渡的政治和社会趋势的其他事态发展。他们还接受了关于范围1、2和3排放的培训,以帮助他们监督英国石油公司的净零目标1-3。董事会还审查了包含气候相关披露的公司报告文件。我们的公司秘书办公室管理董事会和委员会议程的制定过程,并与BP的团队密切合作,开发有助于董事会履行其职责的材料,包括相关的气候相关问题。
2021年年报及表格20—F下表载列截至2021年12月31日止年度董事会及其委员会考虑气候相关事宜的部分实例:论坛如何考虑气候相关事项董事会审查和指导战略,并审议年度计划和战略·咨询股东,审查其目标和战略,以导航能源转型和实现巴黎目标。 它审议并批准了我们新的人类和地球目标,包括与公正过渡和自然气候解决方案有关的目标。 ·审查个别业务集团的策略和绩效,进而为2022年的预算和规划流程提供信息。这一审查扩大到理解所设想的资本承诺及其与我们的战略和巴黎目标的一致性。 在考虑2022年的计划和预算时,董事会还考虑了我们的排放和甲烷目标和目标、战略优先事项和机遇,包括电气化、海上风电和氢气,以及首席经济学家的“能源转型关键指标和问题”文件。批准对治理框架的修订,以在适当的范围内更明确地说明董事会、委员会和首席执行官的角色如何与气候变化风险和机遇管理相关。董事会每年都会收到风险管理的最新信息,自2021年7月以来,董事会在每次董事会会议上都会收到新出现的风险的最新信息,其中包括过渡风险。关于董事会在风险监督方面的作用的进一步详细信息,见第74页。监督管理层在执行BP战略方面的进展,包括CEO和CFO在董事会会议上的最新情况,包括针对BP目标1—3的业绩以及可持续发展和ESG更新。·审查了投资的有效性,包括项目组合的排放强度。资本支出、收购和剥离·在每次董事会会议上,首席执行官都会提供业务发展的最新信息。本更新涵盖了bp的项目(可能包括低碳领域的机会、并购机会和撤资选择),这些项目要么涉及投资或收益超过1亿美元,要么代表了战略性业务进入。首席财务官提供口头最新情况,并在适当时提出与气候有关的具体考虑。 董事会审查并批准了超过10亿美元的过渡和低碳投资,并在2021年考虑了英国石油公司与合作伙伴EnBW一起对英国在爱尔兰海的海上风电租赁轮和苏格兰风在北海的投标,见第33页。 审核委员会风险管理·评估风险管治方针,并建议董事会批准主要风险在董事会及委员会之间的分配(包括气候变化及向低碳经济过渡及过程安全、个人安全及环境风险)。·考虑了英国石油公司在ESG报告和气候相关指标方面的控制和保证框架。·对涵盖2022—2050年期间的能源价格假设进行年度审查,并对这些假设提出质疑,除其他事项外,这些假设与《巴黎协定》目标的一致性,与广泛的外部巴黎一致设想相比。安全和可持续发展委员会阅读更多内容,请参阅第114页监测实施和绩效·对目标1和4进行审查。委员会还收到了一份关于可持续发展目标的行政外联方案摘要,并审议了可持续发展保证的结果。 ·审查了关于二叠纪近期和长期减排的最新情况,包括低排放技术,并在安哥拉虚拟现场访问期间研究了温室气体和甲烷的测量。·通过执行副总裁战略、可持续发展和风险投资的报告,收到关于我们可持续发展框架(包括我们的净零雄心和目标)的实施情况的最新信息。 薪酬委员会在第116页阅读更多业绩目标·讨论并商定年度记分卡中的气候措施,例如奖金奖励所需的可持续减排权重,以及与BP的宗旨、战略、价值观、文化和长期可持续成功保持一致的长期激励计划。人力资源与治理委员会阅读更多内容,请参阅第104页绩效目标·审阅人力资源能力计划,该计划分析了英国石油实现战略和净零目标所需的技能和经验,包括在海上风电、氢能和电气化等新业务中发展能力和获取知识的技能要求和计划。 可持续性继续
57战略报告bp年度报告及表格20—F 2021请参阅第377页的词汇表,有关风险治理及监督的更多资料,请参阅第74页。 执行副总裁级别于二零二一年举行的英国石油领导团队会议上,在认为适当的情况下,讨论了与气候有关的风险及机遇,作为为该等会议编制的定期业务表现更新的一部分。 资源承诺会议审查和评价投资决定,见第33页。 英国石油公司领导团队通过第74页所述的各种委员会,对风险进行监督,包括与气候有关的风险。领导团队通过财务、其他业务和企业高级副总裁编制的“新兴风险报告”了解并监控新兴风险,该报告主要侧重于短期至中期风险。我们还通过我们的首席经济学家编写的“跟踪能源转型报告”,了解与能源转型相关的长期风险和机遇。这些文件与董事会共享。 公司成立了一个管理层的集团可持续发展委员会,旨在为英国石油公司的可持续发展框架的实施提供监督、挑战和支持,并管理潜在的重大非运营可持续发展风险(包括气候相关风险)和机遇。2021年召开了三次会议。在2021年,委员会审议了实体的进展,体现了可持续性,与目标的绩效,以及英国石油公司在某些存在风险的战略可持续性问题上的立场。 或机会交付。本委员会 由执行副总裁的战略,可持续发展, & ventures(SS & V)和成员 英国石油公司的领导团队。 委员会的产出与董事会及其委员会(包括安全及可持续发展委员会)共享。 集团营运风险委员会于适当情况下为本集团提供安全及营运风险管理表现的监督。气候相关因素可能会影响某些安全和运营风险来源,如恶劣天气事件。 集团财务风险委员会负责监督英国石油公司财务报告、内部控制系统和财务风险管理(即重大集团财务风险)的有效性。于二零二一年,就气候相关风险及机遇而言,彼等于与审核委员会讨论前,已考虑建议TCFD披露及计划保证及核实非财务报告(包括气候相关报告)的方法。气候治理:管理气候相关事宜于2022年1月1日董事会首席执行官bp领导团队集团财务风险委员会主席:首席财务官监督财务、财资、交易及网络风险。集团可持续发展委员会 主席:SS & V执行副总裁 监督可持续性事项。议题和宣传会议主席:SS & V执行副总裁,C & A执行副总裁 政策和宣传问题,包括与气候事项有关的问题。资源承诺会议主席:首席执行官,首席执行官,首席财务官,执行副总裁SS & V,执行副总裁I & E。 法律执行副总裁和高级副总裁内部审计。公司报告指导小组主席:首席财务官,执行副总裁C & A,执行副总裁SS & V 开发和监督财务和非财务报告,包括TCFD。集团运营风险委员会 主席:首席执行官监督集团的安全和运营风险管理绩效,安全议程和优先事项。安全和可持续发展委员会审计委员会薪酬委员会人事和治理委员会bp董事会执行副总裁级别可持续发展论坛主席:高级副总裁可持续发展专注于可持续发展计划和进展。以前, 独立的委员会,包括碳指导小组、政策和宣传以及人权。生产和运营碳表主席:高级副总裁HSE和碳,P & O专注于P & O低碳计划的交付 —特别是关于净零目标1和4。举行会议和论坛,以便进行跨群体讨论、整合和实施。 高级副总裁级别跨bp论坛和会议建议披露:b.描述管理层在评估和管理与气候有关的风险和机会方面的作用。 董事会在符合某些条件和限制的情况下,授权日常管理 公司的业务向首席执行官。 首席执行官负责向董事会提出bp的战略以供批准并领导 英国石油公司的领导团队在执行英国石油公司的战略和年度计划。 根据他们的授权,首席执行官有责任监督 一套全面的内部监控系统,其目的包括:(a)识别及管理对英国石油公司而言属重大的风险;(b)保护英国石油公司的资产;及(c)监察英国石油公司资源的运用,以符合外部监管标准。为此,风险包括与气候变化有关的风险和英国石油公司在向低碳经济转型方面的机遇。这一点载于 CEO角色简介,请访问www.example.com。与气候有关的风险和机遇的评估和管理被纳入bp的各个层面并被授权。
58 bp年度报告和表格20—F 2021更多关于如何相对重要性 已识别风险的评估,见第65页的风险管理。与气候有关的过渡风险及机遇在集团层面,我们已识别出三项广泛而重大的与气候有关的过渡风险,这些风险由透过第65页概述的风险流程管理的潜在风险支撑。这些过渡风险可能贯穿我们的短期、中期和长期时间范围,但我们会在下文中指出,如果有特定的时间范围考虑风险。过渡风险也是全球性的,因此我们在此不讨论特定地区,但潜在风险在适当情况下指特定地区a。 我们还认识到与其中一些风险相关的巨大潜力—或机会。这些将在每种风险下进行讨论,并在下文的建议披露(b)中,我们还描述了风险和机会对bp的潜在影响。#1我们碳氢化合物业务的价值可能会受到气候变化和能源转型的影响。 由于对气候变化和能源转型的担忧日益加剧,政策、立法、消费者偏好或市场的变化可能会减少化石燃料的需求或降低化石燃料的价格,尤其是中长期,从而对我们碳氢化合物业务的回报或价值产生负面影响。 或者,未来十年石油和天然气以及精炼产品的价格可能会高于我们在某些过渡路径下的财务规划假设,包括与1.5 ° C保持一致的路径。法规的变化,包括碳定价和化石燃料政策,也可能影响我们的石油和天然气生产和炼油业务的合规性和运营成本。如果石油、天然气和成品油价格高于我们的财务规划假设,这可能会加强我们碳氢化合物业务的回报(包括从我们选择剥离的资产中获得更高的收益),这可能使我们能够为股东带来更大的价值,进一步加强我们的资产负债表,并根据我们的财务框架在过渡中进行更多投资。对石油、天然气和/或精炼产品的需求也可能在更长时间内保持较高水平,这可能会支持更强劲和更持续的炼油和交易利润率--特别是在我们将石油、天然气和炼油投资组合作为我们战略的一部分(见第12页)的情况下。我们打算随着时间的推移减少我们的碳氢化合物产量。#2能源转型可能会影响我们实现转型增长业务的增长或交付预期回报的能力。缺乏或未充分开发和应用支持低碳业务的政策、法规和框架;消费者对我们的低碳产品需求不足;市场竞争激烈;或低碳能源配套技术和供应链发展不够迅速,这些因素可能会限制我们转型业务的增长或回报。在我们寻求发展低碳业务之际,这可能会在中短期内对BP造成特别大的影响,但也可能带来较长期的风险。或者,可再生能源的需求、政策支持或使能技术可以支持更快的投资组合转变,扩大我们的低碳业务并从这些业务中获得更高的回报。 一些低碳企业,包括可再生能源、生物能源和新兴技术,如氢和碳捕获和储存(CCS),依赖政策支持来促进增长。我们的目标6是更积极地倡导支持净零排放的政策,包括碳定价(见第52页)。客户偏好、技术开发速度和成本的变化也可能影响低碳产品和服务的市场。例如,电动汽车(EV)的采用速度可能会影响我们的电动汽车充电网络的利用率,从而影响回报—这是我们看到一些地区的增长加速,因此我们正在加强我们的战略计划(见第16页)。 我们认识到,相对于核心低碳目标部门和区域而言,我们的过渡步伐非常重要。如果我们的行动比这些市场慢,我们可能会错过投资机会,客户可能会选择不同的供应商,这对我们的产品需求和声誉都有潜在的负面影响。如果我们的行动速度超过这些市场,我们就有可能投资于技术或低碳产品,而这些技术或低碳产品因为需求不足而失败,但我们的投资也可能有助于刺激需求,并使我们在增长型市场中处于领先地位。 高级副总裁及以上级别BP领导团队得到BP高层领导层及其各自团队的支持,拥有专注于气候相关风险和机遇或可能受此类风险和机遇影响的事项的业务和职能专长,包括健康、安全、环境和碳排放;战略和可持续发展(包括我们的碳雄心、政策和经济团队)。战略TCFD建议:披露与气候有关的风险和机会对组织的业务、战略和财务规划的实际和潜在影响(如果此类信息是重要的)。建议披露:a.描述组织在短期、中期和长期确定的与气候相关的风险和机会。在制定和监测BP战略的实施过程中,董事会和领导团队考虑了三个时间范围内与气候相关的风险和机遇:·短期(至2025年):未来四年由业务和财务计划确定,这些计划进行绩效管理,以实现我们2025年的目标。·中期(到2030年):展望本十年的结束,使我们能够超越我们的短期目标,并在适当的情况下调整路线。·长期(到2050年):我们使用情景来帮助我们探索围绕未来30年能源转型的广泛不确定性。有关我们方法的更多细节,请参见第11页。TCFD将与气候有关的过渡风险和机会归类为以下几个方面:政策和法律、市场、声誉和技术。它还提到与气候有关的急性和慢性物质风险和机会。我们的业务、集成商和推动者都必须遵循风险管理流程,从而识别出这些类别中的每个类别的风险。A潜在风险是特定的,例如,由特定BP实体通过下文风险管理项下描述的风险流程确定的局部或业务特定风险。可持续性继续
59战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021参见第377页#3的词汇表我们实施战略的能力可能会受到人们对能源部门、气候变化和能源转型的态度变化的影响。如果利益相关者对BP或更广泛的能源行业持负面看法,这可能会产生一系列后果,例如:不利的诉讼;声誉影响,包括我们吸引和留住人才的能力;以及股东行动。这些后果可能在短期、中期或长期内发生。或者,利益相关者增加支持可以获得更多资本和新投资者,增强我们实施战略的能力,并使我们的低碳业务更快增长。我们看到能源转型正在加速的迹象,以及我们已经取得的战略进展,这让我们对能源转型的机会越来越有信心,使我们能够加快我们的净零抱负和目标,见第51页。我们的业务与我们的转型步伐与政策和社会趋势之间的不一致可能会对我们的声誉和商业造成影响,损害我们交付战略的能力-但我们也看到了BP由于交付与我们的战略、雄心和目标背道而驰的结果而取得积极差异化的潜力。气候相关的物质风险除了过渡风险外,我们还确定了潜在的气候相关物质风险。这些主要与恶劣天气有关,往往意味着我们运营的安全和操作风险,特别是过程安全、人身安全和环境风险的潜在驱动因素增加,请参见第76页的风险因素。 我们也认识到,我们可能会长期面临其他形式的与气候相关的物理风险,例如海平面上升、极端温度和洪水,这可能会影响我们的业务。鉴于已确定的实物风险主要是业务性的,而且是当地特有的,因此,这些风险的分类方式与过渡风险不同。 水资源正日益受到各种因素的压力,包括气候变化以及对我们依赖淡水供应的部分业务构成潜在风险的因素。根据使用世界资源研究所(WRI)《渡槽全球水风险地图集》进行的分析,我们的17个主要作业地点中有4个位于2021年的中度至极高缺水地区。有关我们为提高用水效率而采取的措施的更多信息,请参阅第68页。 与世界各地的其他企业一样,从长远来看,我们可能面临与物理气候变化大规模累积影响相关的不利市场条件 如果全球减缓和适应努力不够或不成功,英国石油公司能源展望2022年使用了借鉴现有经济文献的估计,以探讨气候变化对未来30年GDP的潜在影响。它假定,在所有情况下,国内生产总值都低于温室气体浓度不再上升的假设世界。然而,分析强调,估计这些影响的潜在规模是高度不确定的。 我们支持《巴黎协定》的目标,并认为应对这类有形风险的最佳缓解措施是寻求与其他各方一道,为全球减缓气候变化努力的成功做出贡献。我们的战略旨在使我们能够做出如此积极的贡献。我们目前预计气候变化导致的自然环境变化不会带来任何实质性的机会。然而,我们正在采取的使我们的业务更具弹性的行动,例如通过提高我们淡水使用的效率,也可能带来诸如降低成本等好处。建议披露:b.描述与气候有关的风险和机会对组织的业务、战略和财务规划的影响。我们的战略是从一家专注于生产资源的国际石油公司演变为一家专注于为客户提供解决方案的综合能源公司,包括我们的净零抱负和目标(见第51页),除其他投入外,与气候有关的风险和机遇与上述能源转型相关;我们的财务和业务流程也是如此。我们在第11页描述了如何利用情景为我们的战略提供信息。能源转型带来的机遇使我们能够更进一步地实现净零目标。2022年2月,我们宣布,我们现在的目标是到2050年或更早实现运营、生产和销售的净零。我们相信,我们的抱负既是良好的商业,也是支持社会推动实现巴黎目标的努力。·弹性碳氢化合物:认识到能源转型可能给我们的碳氢化合物业务带来的风险,我们正将重点放在规模更小、价格更具弹性的上游产品组合上。为了支持这一点,我们还在努力降低与BP碳氢化合物业务相关的成本和运营温室气体排放。 我们还下调了我们的长期石油和天然气价格假设,因此确认了重大减值支出和勘探核销,总额约为230亿美元。于二零二一年,确认减值拨回净额约10亿元,详情请参阅财务报表—附注3及附注7。 由于未来的投资和撤资以及油田的自然枯竭,我们预计2030年石油、天然气和天然气液体的净产量将约为每天150万桶油当量,或40%,比2019年低。(见第16页),以及我们业务的范围1及范围2排放(大部分与我们碳氢化合物组合的营运资产有关)于二零三零年较二零一九年减少50%。 我们认为碳氢化合物业务的现金流以及剥离所得款项有助于为我们投资于转型增长业务提供资金,并为股东带来价值并维持强劲的资产负债表。能源转型还可能影响未来对某些精炼产品的需求,这可能会降低这些产品的价格,导致炼油厂利润率下降,并迫使效率较低的炼油厂退役。 因此,我们正在通过转换、合并较少的炼油装置或剥离来改善和提升我们的炼油业务,以在利润率较低的环境中提供弹性,同时将我们的部分产品组合转变为低碳燃料生产中心。因此,我们的目标是到2030年将炼油吞吐量从2019年的170万桶/日下降到约120万桶/日,并使生物燃料产量在同一时期增加两倍。我们的目标是到2030年将沼气产量提高20倍,利用我们作为美国公路运输行业最大的沼气供应商的现有地位和在欧洲的扩张。 评估气候变化及向低碳经济转型对我们碳氢化合物资产的影响时作出的会计判断及估计,包括考虑上游油气及炼油资产的预期可使用年期的潜在影响,详情见财务报表—附注1。
60 bp年度报告和表格20—F 2021·便利性和机动性:认识到能源转型提供的低碳交通越来越多的机会,我们正在加快我们的电动汽车充电推出和目标 到2030年安装超过100,000个充电点,并进一步将嘉实多业务扩展到电动汽车市场。我们看到这些和其他业务得到了我们专注于“移动”充电和端到端集成车队服务的支持。随着航空业的转型,我们的目标是成为可持续航空燃料(SAF)的行业领导者, 到2030年占供应量的20%。我们认识到传统汽车燃料和产品需求下降的风险, 我们正努力通过降低运营成本和优化利润来提高现有燃料和润滑油业务的效率和弹性。我们亦正利用数码解决方案,深化以客户为中心的理念,扩大客户及忠诚度互动平台。 将我们战略中面向客户的方面与我们的生物燃料、氢气、液化天然气(LNG)和电力的生产相结合,也有助于在潜在供应受限的更快过渡中提供供应保障和获得更高利润率。·低碳能源:我们认识到未来十年有机会扩大低碳业务,以满足不断增长的需求和监管要求,我们的目标是发展我们的可再生能源业务,并寻求在氢和碳捕获和储存(CCS)领域的早期地位。 在可再生能源领域,我们的目标是在海上风电领域建立领导地位,并通过Lightsource bp和bp的美国太阳能管道加速我们的太阳能增长。 我们为可再生能源投资寻求8—10%的可再生能源回报(见财务框架,第20页)。随着氢气市场的发展,我们的目标是创建一系列具有全球优势的供应中心,我们的目标是占据核心市场10%的份额。我们将越来越多地致力于将CCS能力与我们的蓝氢和碳氢化合物项目相结合。为了帮助保持对较慢过渡可能性的弹性,我们继续考虑是否有必要的监管支持,并寻求在最终投资之前,确保客户支持的途径进入市场,以获得我们的可再生能源和氢气项目产生的合理份额的能源。对技术的影响我们正在投资于技术,这些技术可以帮助英国石油创造价值,也有助于通过重点扩大规模和创新来加快转型。随着时间的推移,我们预计BP的研发支出将越来越多地面向有潜力减少碳排放并支持我们新的低碳业务的技术。有关我们在2021年的技术投资示例,请参见第50页。认识到颠覆性技术可能影响我们的战略,我们的BP合资企业和Launchpad投资组合包括对新兴技术和商业模式的投资,这些投资可能有助于实现向低碳经济的过渡。通过对我们现有的投资组合和新公司进行投资,我们可以对短期和长期的技术趋势做出反应。实物风险我们已经确定的实物风险的潜在影响可能包括产量或吞吐量减少、供应链中断、设施损坏,在最极端的情况下可能会造成生命或资产损失。 由于气候变化对未来恶劣天气事件的影响具有不确定性,因此难以量化任何增加所带来的潜在影响。 气候变化带来的风险。 然而,在适当的情况下,视乎气候模型是否能充分反映相关参数未来趋势的能力及学术共识,我们在为现有资产及新大型项目设计标准时,寻求考虑气候相关物理风险所产生的不确定性。我们已酌情更新我们的海洋气象设计标准,纳入考虑其他模型,包括气候和合成模型以及前瞻性和历史性模型,试图减少模型和外推的不确定性。所选择的特定模式部分取决于地理位置。有关我们如何管理这些不确定性,请参阅风险管理,第65页。 我们正采取措施提高营运对气候变化可能导致的物理变化的应变能力,包括极端天气事件的频率或严重程度的变化,以及上文所述的水资源短缺加剧的可能性。我们已就选定的主要资产进行现时及未来潜在的实物风险筛查,并识别出可能承受较高实物风险的地点,以便优先进行进一步实地评估。作为这一优先方法的一部分,2021年,我们开始在我们位于美国的Whiting炼油厂进行一项详细的现场研究,预计气候变化可能会增加频率或严重程度, 极端高温、降水和风暴 浪涌事件。我们的目标17将在2035年变得积极,见第68页。对我们财务规划的影响资本分配:我们计划分配足够的资本来推进我们的能源转型战略-既要降低风险,又要抓住我们已经确定的机会。这包括继续投资于弹性碳氢化合物,同时寻求实现价值最大化,并扩大对转型增长引擎的投资:生物能源、便利性、电动汽车充电、可再生能源和氢气,见第16页。随着时间的推移,随着我们转型增长业务的投资增加,我们看到石油和天然气的投资减少。预计到2025年,对我们第16页所述的过渡性增长业务的投资将占总资本支出的40%以上,到2030年将上升到50%左右。我们预计,到2030年,这些企业的资本雇员将从2025年的20%以上上升到40%左右。获得资本:对能源转型的担忧可能会降低银行或债务投资者为碳氢化合物活动融资的胃口。我们预计中短期内融资不会有任何实质性变化,我们的财务框架包括努力减少净债务,并保持强劲的投资级信用评级。2021年,我们减少了超过80亿美元的净债务。自2019年底以来,我们已经回购了约150亿美元的短期现有债券,并发行了超过110亿美元的新债券,期限为20年或更长,使我们的债务期限翻了一番多,达到9年以上。 此外,我们继续有良好的进入商业票据市场的机会。在维持投资级信贷评级的前提下,我们计划于二零二二年分配40%的盈余现金流量以进一步加强资产负债表。投资标准:所有投资均根据我们的长期价格假设进行评估,我们认为这些假设与一系列符合巴黎目标的过渡路径大致一致,见第32页。此外,所有超过运营预计年度温室气体排放量的阈值的投资案例都将相关碳价格纳入投资经济学,包括2030年100美元/teCO2(2020年实际美元)。 a不包括商誉和现金及现金等价物。可持续性继续
61战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页词汇表建议披露:c.描述本组织战略的复原力,考虑到不同的气候相关情景,包括2摄氏度或更低的情景我们的战略旨在适应一系列与气候相关的情景,包括那些与远低于2摄氏度和1.5摄氏度的结果一致的情景(见第30页)。今年,我们使用了一种基于情景的方法来测试这种韧性(见方框-情景和风险)。我们认为,这种方法有可能为我们未来的战略提供参考。为了进行分析,我们根据第55页描述的WBCSD情景目录,评估了在一切照旧(BAU)、远低于2摄氏度和1.5摄氏度的结果下,可能对我们大多数业务产生的潜在财务影响,并评估了对我们2030集团调整后的EBITDA的可能影响,以评估风险敞口的相对重要性。然后,我们将弹性测试集中在最实质性的下行情景(最低油价)上,并评估了我们在2023年至2030年期间的弹性(定义如下)。我们基于我们的参考集团业务展望(见框:我们测试转型风险弹性的方法,第63页),这与我们的战略目标一致,并在2022年2月8日我们的第四季度业绩和战略进展更新中披露的调整后的EBITDA范围内。分析的一个核心假设必然是,除了分析所使用的外部情景的任何影响外,BP将为每个范围内的业务领域提供假设的基本战略和计划财务结果,直至2030年。 为了开展这项工作,我们需要确定可以作为战略韧性指标的标准,我们选择从三个角度来做这一点:我们继续(i)创造股东价值,(ii)维持强劲的资产负债表,(iii)投资于能源转型的能力(见方框:我们测试转型风险韧性的方法,第63页)。这并不意味着超出本活动目的的复原力的"定义"。情景与风险正如第11页所述,鉴于能源转型的步伐和方向存在固有的不确定性,情景在描述我们可能执行战略的一系列外部经济、市场、政策、技术和社会条件,以及我们可能看到的结果方面,可以发挥有用的作用。这些结果可以帮助测试对金融弹性的判断, 我们的战略应对围绕过渡的不确定性。这些情景并不代表所有可能的未来,无论我们如何重视, 作为一种简化和示意性的方式,考虑一系列可能的能源过渡途径的潜在影响和内在的不确定性, 英国石油公司未来的投资组合 对于这里描述的情景分析练习,我们使用了WBCSD情景目录,见第64页的表格。我们 a认识到过渡过程中固有的不确定性,我们的分析没有考虑任何具体情况的可能性,而是从WBCSD设想目录中对具体过渡变量的全部可能结果进行分析。 我们所进行的分析直接适用于过渡风险#1和#2—以及它们的相关机会—因为这些都适合于基于财务量化的风险分析。方案分析没有直接解决过渡风险#3—然而,我们认为过渡风险#3的一些潜在驱动因素,即政策和社会趋势,可能隐含在这些方案中,我们相信,随着时间的推移,我们的战略的成功执行将,帮助降低英国石油公司面临的这种风险,并使我们能够利用潜在的相关机会。此情景分析工作亦不具体处理与气候有关的实体风险,下文将进一步讨论我们的战略复原力。从我们的场景中获得的关键见解 分析和弹性测试·向2030年过渡的速度和性质存在重大不确定性。如第64页表格所示,在WBCSD的每个情景目录系列中,而且往往在这些情景目录系列中(BAU,远低于2 ° C和1.5 ° C),为情景分析选择的某些变量的范围很大,反映了能源转变的复杂性和相互依存性。总体而言,我们观察到,过渡的步伐越快,2030年所产生的能源系统的确切形状的不确定性就越大。 例如,虽然WBCSD情景目录1.5 ° C系列中的2030年最低油价低于远低于2 ° C或BAU系列,但观察到的价格范围很广,大多数油价都在1.5 ° C和1.5 ° C和1.5 ° C之间, 远低于2 ° C的油价系列高于我们的长期计划价格60美元/桶(2020年实际美元)—见下图。5 ° C的结果,可能提供相对于我们的参考集团业务前景的财务上行。 认识到这种复杂性,我们谨慎地不要过分强调任何一个场景或一组假设。 WBCSD情景目录2030年油价1.5 ° C BAU远低于2 ° C 100 90 70 60 50 40 30 20 10 0 $/bb l(2019 $real)BP投资评估假设尽管计划增加能源转型所使用的资本,但我们预计到2030年,油价仍将是我们与气候相关的主要不确定因素。 石油价格可能仍是我们到2030年的战略与气候相关的过渡不确定性的主要来源,反映了广泛的结果以及在此期间与石油价格相关的业务所占的预期调整后EBITDA的份额—请注意,为进行情景分析和弹性测试,我们已评估油价对我们的石油生产业务及商业结果与油价挂钩的天然气业务的影响。 WBCSD情景目录BAU系列中的所有油价都提供了上行机会 我们使用日期为2022—01—21的目录进行分析,其中不包括彭博新能源展望2021和IEA世界能源展望2021陈述政策情景(STEPS)情景,该等情景将纳入将于2022年3月发布的首版WBCSD情景目录中。
62 bp年度报告和表格20—F 2021—2030参考案例(参见第61页的图表和第63页的方框:我们针对WBCSD情景目录中2030年油价区间测试过渡风险韧性的方法)。在1.5 ° C系列中,最低油价暗示的潜在下行空间约为集团调整后EBITDA的26%。然而,油价在1.5 ° C的几个情况下可能会提供相对于我们的参考集团业务前景的财务上行。相比之下,根据WBCSD方案目录范围,我们剩余天然气、炼油和化石燃料零售业务的潜在影响规模较小(在BAU和1. 5 ° C方案中,2030年预期集团调整EBITDA的最大风险敞口小于5%)。虽然我们的目标是在此期间大幅增加过渡业务的所用资本和经调整EBITDA,但过渡相关的不确定性在2030年集团经调整EBITDA中所占的比例仍然很小(每个业务领域
63战略报告bp年度报告及表格20—F 2021请参阅第377页的术语表我们测试对过渡风险的适应能力的方法我们采取的步骤,作为我们的情景分析方法的一部分,在此概述了我们采取的步骤。 1.我们的分析重点是中期时间范围(2030年),这一时间范围足够远,可以提供一系列不同的场景,但也没有太远,以至于试图为英国石油公司或英国石油公司的某个业务领域建立可信的财务指标是不现实的。对于被视为重大的变数(见下文),我们亦评估了二零二三年至二零三零年期间的复原力。 2.第64页表格所示的九个业务领域包括在设想分析的范围内。这涵盖了我们预计的2030年调整后EBITDA的约四分之三。因此,我们的分析涵盖了我们预期的2030年投资组合的大部分(尽管不是全部)。 3.我们的分析试图量化一系列情景对英国石油目前持有的(截至分析完成时)内部参考集团至2030年业务前景的潜在影响。该展望用于内部企业规划,并持有我们的投资组合、活动集、成本和资本框架的当前确定性视图。 我们分析中所用的展望与2022年2月8日公布的“英国石油战略进展最新报告”中共享的战略方向一致,财务状况处于该公布所载的财务结果范围内。 它还考虑了对经修订的经调整EBITDA和现金的初步评估, 英国石油公司在公告中披露,由于决定退出其在俄罗斯石油公司19.75%的股权, 2022年2月27日 4. 5.通过将WBCSD方案目录2030方案与支持我们战略规划的相关业务指标进行校准(例如,油价或电动汽车需求/利用率),我们能够对所有场景和每个场景系列中每个变量的影响进行建模,与该变量相关的业务领域的相关2030年预期收益(调整后EBITDA)。例如,我们对石油价格与我们参考案例价格的偏差应用了一个适用于该时期的收益经验法则。 该分析未进行缓解(参见“其他关键警告”)。 6.此筛选使我们能够评估每种情况对2030年集团经调整EBITDA(以及暗示相关现金流量)产生重大影响的潜在能力,对照参考集团业务前景。通过在参考组业务展望中对特定业务领域进行建模,(如上文第3步所述),业务领域在该时间点对集团收益的相对贡献,以及其在相应方案中最极端范围的暴露,以确定哪些变量和设想可能影响战略复原力(定义如下)最重要的,因此应结转到多年期复原力评估。在这种情况下,只有石油价格被评估为足够重要,因此结转。 7.我们的多年期(2023—30年)油价弹性测试认为,持续低油价符合WBCSD情景目录2025年和2030年最极端情景—IEA 2025年(World Energy Model Net Zero Energy 2050)价格为36美元/桶,2030年,联合国PRI(不可避免的政策响应所需的政策情景)为30美元/桶(均为2019年实际美元)。 8.为进行此项工作,我们透过第61页所述的三个角度,考虑我们的策略对气候相关过渡风险的适应能力。我们将以下定义为该等透镜的代理指标:·正集团盈余现金流确认,以确认在提供资金(其中包括我们披露的资本框架(二零二二年二月八日投资者更新)及我们参考集团业务展望中假设的股息╱股份)后,是否仍有足够盈余现金流维持或减少净债务及╱或进行股份回购。其他关键考虑·为了提高透明度,我们做了一个简单化的假设,即除了模拟的油价外,我们的战略、运营模式、成本基础、销量、利润率、销售收入和税收到2030年都将保持不变。我们还使用了BP对未来分配和盈余现金使用的潜在形态的内部观点作为分析的基础。因此,我们不会考虑我们可能自然会因应外部趋势而采取的行动,例如削减成本、调整投资组合或重新分配资本。事实上,我们一直在审查我们的战略,并将寻求利用机会,在能源过渡的许多不确定因素面前保持我们的战略灵活性。·战略复原力分析的设计涉及许多方法选择和假设--其中任何一个都可能合理地有所不同,从而导致不同的结果。我们认为进行这项分析是有价值的;然而,我们注意到任何这类工作的局限性,以及由此得出的任何结论的高度限制性。这里提供的披露应与我们战略报告的其余部分一起阅读,我们在报告中讨论我们如何制定并继续发展我们的战略方针。·如上所述,我们利用最新的内部参考集团业务前景作为弹性测试的基础,因为这是我们为2030年过渡敏感性建模的最新确定性观点。除了披露的要素,如到2030年的资本框架,这还包括塑造未来分配和净债务管理等假设。通过进行此分析,我们不打算暗示或承诺具体的现金使用前瞻性轨迹,除非在2022年2月8日公布的全年和第四季度业绩更新中披露的现金使用轨迹。由于保密原因,我们不能透露确定性案例的细节,但测试评估我们参考集团业务前景中的弹性指标是否受到测试的过渡不确定性的影响。此外,根据所考虑的时间框架的性质,这一确定性情况(包括过渡风险本身)存在各种不确定性,如2022年2月8日公布的全年和第四季度业绩中披露的调整后EBITDA范围所示。将此处进行的分析扩展到披露的集团调整后EBITDA范围内的任何其他潜在结果是不切实际的,我们也没有尝试过。·在应用了经验法则的情况下,将碳氢化合物价格的差异转换为调整后的EBITDA的差异,这些规则适用于有关期间--即它们反映了这一期间各自的2025年和2030年的生产组合和合同/价格杠杆。由于BP投资组合的演变,这些经验法则可能与我们公布的任何短期经验法则背道而驰。
64 bp年度报告和表格20—F 2021 WBCSD情景目录2030年关键过渡变量范围业务领域TCFD/WBCSD变量情景系列最小最大弹性烃石油和天然气生产石油价格a($2019/桶)BAU 62.82 81.77远低于2 ° C 45.00 78.45 1.5 ° C 30.00 71.22天然气价格b($2019/mmmbtu)BAU 2.59 3.34远低于2 ° C 2.07 3.48 1.5 ° C 1.90 4.17精炼石油的初级能源需求(% vs 2020)BAU 0.4% 11.1%远低于2 ° C—4.4% 11.6% 1.5 ° C—44.1% 1.4%生物喷射燃料在航空中对液体生物燃料的最终需求(EJ/yr)BAU 0.38 0.40好—2 ° C以下0.38 0.97 1.5 ° C 0.26 2.05沼气产量公路运输中的沼气需求量(EJ/yr)BAU 0.01 0.01低于2 ° C 0.01 0.01 1.5 ° C 0.01 0.18方便和机动性EV充电道路运输中电力的最终能源需求(EJ/yr)BAU 1.69 3.80 Well—低于2 ° C 1.64 3.87 1.5 ° C 1.85 6.69常规燃料零售道路运输中液态油的最终能源需求(EJ/yr)BAU 57.86 85.00远低于2 ° C 58.32 85.44 1.5 ° C 45.43 76.76低碳能源可再生能源风能+太阳能光伏发电容量增加(GW vs 2020)BAU 1,553 3,614远低于2 ° C 1,553 5,892 1.5 ° C 4,585 8,077制氢耗氢量(EJ/yr)BAU 0.83 2.64井—a石油价格敏感度已应用于与石油标志价格挂钩的石油和天然气生产组合—因此,它不仅反映石油生产风险敞口,但也包括英国石油天然气产量的一部分,这部分是从石油标记价格收缩下来的。b所示天然气价格反映Henry Hub价格范围。在TCFD/WBCSD数据集中可用的情况下,还选择了亚洲和英国天然气价格敏感度,并与Henry Hub敏感度百分比进行了比较,选择了最大偏差,并将其应用于这些天然气组合部分的亚洲和NBP经验法则,以提供最保守的不确定性范围。可持续性继续
65战略报告bp年度报告和表格20—F 2021风险管理TCFD建议:披露组织如何识别、评估和管理气候相关风险。建议披露:a。描述组织识别和评估气候相关风险的过程. 英国石油公司的风险管理系统和政策(见第73页)旨在处理所有类型的风险,包括第76页所述的主要风险和不确定因素。 作为该系统的一部分,我们的业务、集成商和支持者负责识别、评估、管理和监控与其业务或职能领域相关的风险。 风险如第74页所概述,并向我们的业务、集成商和推动者提供支持一致性的指导,并为他们提供与气候相关的框架和分类,如果他们认为有用,他们可以使用这些框架和分类。当风险被识别时,我们的政策要求企业、集成商和推动者根据英国石油公司的风险管理政策评估风险,包括与气候相关的风险,这包括影响和可能性评估,以支持风险管理活动的相对重要性和风险优先级的考虑。 第74页概述的影响标准包括健康和安全、环境、财务和非财务(如监管影响)标准,并将用于评估风险,包括与气候有关的风险。这为英国石油公司的评估提供了一致的基础。就我们的TCFD披露而言,我们使用了TCFD对“物理”和“过渡”气候相关风险的区分。 建议披露:b。描述组织管理气候相关风险的过程。 C. 风险管理流程可识别的风险包括极端天气或向低碳经济过渡对资产层面营运、业务层面表现及区域层面发展的潜在影响。作为我们年度流程的一部分,英国石油公司领导团队和董事会将审查集团的主要风险和不确定性。气候变化和向低碳经济过渡已被确定为主要风险,见第77页。它涵盖了与能源转型相关的风险如何表现的各个方面。同样,可能受气候变化影响或加剧的极端天气等物理风险已涵盖在我们与安全及营运有关的主要风险中。实物风险实物风险通常在资产或项目一级确定,并根据评估的风险水平进行管理。在北海和墨西哥湾这两个更容易出现恶劣天气条件的地区,我们的海上设施通过收集测量数据来监测气象和海洋条件。对这些数据进行整理,并定期与设施的“设计基础”进行比较。如果观察到重大差异,则可能引发对设计基础的更新,促使采取行动重新评估结构完整性和站点保持等风险,并在必要时实施额外的风险缓解措施,例如更新在恶劣天气事件之前关闭和撤离设施的人员的程序。还可以根据其他新的知识、分析方法和数据进行更新,包括酌情进行气候预测。我们的主要项目需要评估恶劣天气的潜在影响和预测的气候相关物理影响。在相关情况下,应将海平面上升和环境温度等环境条件在项目预期寿命内的潜在变化作为设计过程的一部分加以考虑。对于其他资产,例如我们的零售场地,通常不会受到类似水平的恶劣天气风险的影响,与气候有关的风险,如洪水或风灾,可能会在适当的情况下通过通过全公司政策授权的应急计划和业务连续性计划来管理。此外,在集团一级,我们认识到气候变化和其他因素可能导致水资源短缺加剧的风险,以及这可能对我们的业务和我们经营的集水区产生的影响。过渡风险董事会制定英国石油公司的战略,监督英国石油公司的管理和运营,以确保其战略的实施。这一方法确保有效管理与气候相关的转型风险和BP面临的与能源转型相关的机遇。就我们的TCFD披露而言,如上所述,我们已将我们的业务、集成商和推动者确定的过渡风险归类为BP面临的三大重大气候相关过渡风险,见第58页。然而,我们仍然评估和管理这些广泛的过渡风险的组成部分。·政策和法律风险我们的政策和伙伴关系团队根据BP的可持续发展目标监测和制定政策立场。该团队与BP的区域组织以及公司实体合作,讨论区域和全球政策趋势,并支持与政策和宣传主题相关的外部定位和互动。我们的小组可持续发展委员会负责监督可持续发展问题,我们的问题和倡导会议涵盖了新出现的倡导问题。我们的法律团队负责管理BP的诉讼,包括与气候有关的诉讼,并就相关风险的管理提供建议。这包括使用内部律师,并酌情使用外部律师。 ·市场风险在制定我们的业务策略时,我们考虑市场风险、控制和缓解措施,包括我们可能经营的不同地区的未来需求、竞争环境和潜在价值主张。我们管理这些风险, 我们的投资决策、对冲交易和优化活动,以及通过包括集团投资保证和审批流程在内的关键业务流程。 ·声誉风险我们的投资者关系及沟通及宣传团队致力于降低声誉相关风险,包括股东行动风险。我们的投资者关系团队在双边基础上和通过投资者倡议协调与主要投资者的互动,以支持对英国石油战略的理解,并获得反馈信息 他们提供给集团。 我们的沟通和宣传团队通过识别和监控关键问题,并主动和被动地与相关利益相关者群体沟通BP的立场,来管理公司声誉。根据我们的目标6,即积极倡导促进净零排放的政策,该小组还领导倡导支持净零排放的政策,包括碳定价,见第52页。
66 bp年报及表格20—F 2021·技术风险我们的技术洞察团队致力于降低风险,并识别与不断发展的新兴技术有关的机遇,这些技术在不断变化的全球能源体系中发挥着重要作用。该团队生成技术评估和颠覆性技术报告,供英国石油公司高级管理人员审查,董事会通过创新咨询委员会监督建议。在适当的情况下,这有助于支持和评估新投资、新伙伴关系、新客户报价或由技术创新驱动的新商业模式的商业案例。 可持续发展续本集团的主要指标及相关目标╱目标TCFD建议披露。披露组织根据其战略和风险管理流程评估气候相关风险和机会所使用的指标·我们的战略指标:低碳能源和便利性和流动性2025年、2030年指标,第16和17页(表中,相关指标带T)。·英国石油公司的可持续发展:五个目标是实现净零,第51页(见表)。我们的财务框架和投资者建议。·明确的投资分配:2022—2025年指导(约50—70亿美元用于低碳、便利和流动性)。 #3能源转型中的规模投资:低碳、便利性和流动性以及内部回报率(IRR)障碍率的资本配置。 我们的投资过程·价格假设,关键投资评估假设,第32页(表中,以T表示)。 ·碳价格,第32页(表中,用T表示)。 ·六项投资标准:投资经济学,第32页(绿色方框,用T表示)。·巴黎一致性评价过程:定量评价,第35页(绿色方框,用T表示)。关键绩效指标:关键绩效指标,第24页(相关关键绩效指标以T表示)。英国石油公司的可持续发展:·水指标,第68页。·生物多样性指标,第68页。·董事薪酬报告,第116页。 ·2021年度奖金结果,第122页。 ·2022年薪酬政策在一页,第137页。激励我们的员工倡导净零:·目标7,第52页。 B.披露范围1、范围2和(如适用)范围3温室气体排放量以及相关风险。bp的可持续性:·SSCR表中的范围1、2,第53页。 ·范围1和范围2排放量的比率:总产量,第53页。 ·范围3(第11类,与我们的目标2大致一致)绩效,第52a页·TCFD:策略A中描述的风险,第56页。 ·风险因素,第76页。C.描述组织用于管理气候相关风险和机会的目标以及对照目标的绩效。目标1—5 2020年绩效、2025年目标和2030年目标摘要,第51页。 ·目标1绩效(范围1和2),第52页。 ·目标2绩效(范围3),第52页。 ·目标3绩效(上游油气生产中的碳排放),第52页。 ·目标4性能(甲烷),第52页。 a在确定为本建议披露之目的而“适当”披露的范围3排放量时,我们在建议披露用于评估和管理相关气候风险和机遇的指标和目标的背景下考虑了该术语。我们就范围3排放使用的相关目标是我们的目标3,大致与范围3的第11类一致。TCFD建议:披露用于评估和管理相关气候相关风险和机遇的指标和目标,如此类信息是重要的。 本战略报告中最适当的地点披露了集团层面用于帮助监测我们实现与巴黎目标(包括范围1、2和3排放)的战略一致性的进展情况的主要指标和目标。 我们提出了主要的群体范围的指标, 以及用于评估和管理与气候有关的风险和机会的目标。此外,我们报告选定的能源集团说明性指标。在整个战略报告的背景下,我们认为最好在网上提供这一参考表, bp.com/TCFD. 展望未来,我们将考虑于2021年10月发布的最新TCFD指引。
67战略报告bp年度报告及表格20—F 2021见第377页词汇表我们的重点领域:改善人民的生活我们有五个目标来改善人民的生活。我们认识到健康和福祉、支持生计、尊重人民以及努力加强多样性、公平和包容性的重要性。 我们的员工目标是建立在强大的社会影响力和风险管理要求以及运营管理体系中的指导之上。这些目标集中于 我们认为英国石油公司如何在我们工作的地方做出最大的改变。它们以具体目标和指标为基础。 目标概要及二零二一年表现目标二零二一年表现更多清洁能源目标11是开发足够清洁能源,造福超过3,600万人。·到2021年底,我们向FID提供了4.4GW(2020年3.3GW)开发的可再生能源,并拥有23GW的可再生能源管道。 ·我们的开发管道包括Lightsource bp在美国12个州和澳大利亚新南威尔士州同意的新太阳能开发项目,以及与Equinor合作的新海上风电项目。 在美国和英国的EnBW。 目标12是支持促进人权和教育的公正能源转型。·我们专注于定义和构建我们实现2025年目标和2030年目标所需的系统、流程和指标。·我们推进了一些举措,支持英国石油公司员工和我们运营所在社区的人们实现公正过渡。可持续生计 第13章帮助的不仅仅是 100万人建立可持续生计和复原力。·我们正在努力确定一个更系统的方法,帮助人们和社区发展可持续生计,并变得更有弹性。 ·我们与公平工资网络合作,以提高我们对公平工资的不同定义的理解,并以其广泛的公平和生活工资数据库为基准。 更大的公平 目标14是为我们的员工和客户提供更大的多样性、公平性和包容性,并将供应商多样化支出增加到10亿美元。·启动我们的领导人才包容计划(LIFT),以支持黑人的发展 和非裔美国同事一起担任高级领导职务·制定并推出了“种族平等”,这是一项针对英国石油公司领导层的强制性种族平等和包容计划。·发布了我们的首份BP多元化、公平与包容性报告,我们计划每年更新一次。阅读更多关于多样性、公平和包容性以及我们的员工的信息,请访问第71页 目标15是改善员工、承包商及当地社区的健康及福祉。·推出了"Thrive"——我们新的健康门户网站——以支持我们的员工及其朋友和家人, 在健康的各个方面建立和保持健康的习惯。·开始实施我们的全球卫生中心战略,旨在改善卫生资源的获取 为员工和他们的家人。有关我们2021年目标和表现的更多信息,请参阅bp《2021年可持续发展报告》我们相信每个人都应该得到公平、尊重和尊严的对待。在bp,我们努力以负责任的方式开展业务,尊重员工和我们接触到的每个人的人权。我们的人权政策和行为准则有助于我们做到这一点。我们尊重《国际人权宪章》和国际劳工组织《关于工作中的基本原则和权利宣言》,包括核心公约所规定的国际公认人权。 这些权利包括我们的劳动力和生活在可能受我们活动影响的社区的人的权利。我们采纳了《联合国工商业与人权指导原则》,其中规定, 企业应如何防止、处理和补救人权影响,纳入我们的业务流程。在努力纠正对当地社区权利的任何影响时,我们愿意真诚合作,通过国家主导的机制,如经济合作与发展组织国家联络点,商定补救行动。 我们认识到,在应对我们的影响方面,可利用和有效的业务层面申诉机制的重要性。参见www.example.com
68 bp年度报告及表格20—F 2021我们的重点领域:关爱我们的星球我们已设定五个目标来关爱我们的星球。这些目标集中在我们认为英国石油公司如何能在我们的工作场所做出最大的改变。2021年,我们的主要重点是为实现这些目标奠定所需的基础。 我们的五个星球的目标是建立在我们的环境影响和风险管理要求和运营管理系统的指导之上。 它们以具体目标和指标为基础。目标概要及二零二一年表现目标二零二一年表现提升生物多样性目标16透过我们在工作地点恢复、维持及提升生物多样性的行动产生积极影响。·加入了与自然有关的财务披露工作组(TNFD)论坛和基于科学的自然目标的企业参与方案。·我们正在努力开发我们的方法,以便在计划的活动中实现对生物多样性的净积极影响(NPI)。 积极的水目标17将在2035年成为积极的水。·2021年的一个关键重点是通过制定提高用水效率的方法和方法来发展我们的水管理。我们正在努力使我们的行动与国际水管理良好做法相一致,并遵循水管理框架。Aim 18倡导基于自然的解决方案,并实现经认证的自然气候解决方案。·我们正在努力在2022年底前交付基于自然的解决方案(NbS)行动计划。 ·继续我们的外部参与,支持在碳市场推广高质量的自然气候解决方案。非圆性 目标19是通过循环释放新的价值来源。·通过评估合适性,继续建立BP采用循环性所需的基础 我们的内部方法是尊重的第三方定义和框架。·专注于减少我们所有活动中产生的废物,从施工到运营和退役。于二零二一年,处置了约270吨有害及无害废弃物, 比2020年的约280kt下降了4%。 可持续的购买 目标20是建立一个更可持续的供应链。·尝试将可持续性因素纳入重大采购决策,重点关注供应商可持续性战略、温室气体排放、可再生能源的使用和产品设计的循环方法。·制定了一个高优先级的商品和服务领域的路线图,重点是改善温室气体排放绩效,并在我们发现的机会时继续采取行动。有关我们于二零二一年的目标及表现的更多资料,请参阅bp《二零二一年可持续发展报告》二零二一年用水量与二零二零年的基准值比较,我们的淡水抽取量下降2. 2%,淡水消耗量下降4. 1%。 这在很大程度上是由于在计算淡水消费量方面有所改进, 我们的零售网站和一些运营效率的措施。 于二零二一年,主要营运地点的淡水总抽取量及淡水消耗量分别占0. 1%及0. 6%来自水资源高度或极高的地区(二零二零年分别为4%及8%)。这主要是由于能源资源研究所剥离了Geel Chemicals,并将Kwinana炼油厂降级至低基线水压力。气体排放我们监控我们的气体排放,并在适当情况下采取措施,以减少我们的营运活动对当地社区及环境的潜在影响。 2021年,我们的总空气排放量较2020年减少了38%,主要是由于英国石油公司部分运营设施(包括美国陆上运营)的燃烧减少所致。英国石油公司运营的船队在2020年过渡到极低或超低硫燃料,以符合国际海事组织2020年MARPOL法规。 生物多样性我们于2020年发表的生物多样性立场基于我们迄今为止在BP项目中管理生物多样性的稳健实践。我们预计,从2022年开始,所有新的bp项目都将制定旨在实现净积极影响(NPI)的计划,目标是在项目批准后的五年内交付90%的行动。我们亦致力于提升主要营运地点的生物多样性,并支持我们目前或不断增加投资的国家的生物多样性恢复及自然资源可持续利用项目。 可持续发展续a英国石油公司《2020年可持续发展报告》中的基准淡水消耗量定义为5580万立方米。
69战略报告bp年报及表格20—F 2021见第377页词汇表我们的价值观及行为准则我们的价值观安全、尊重、卓越, 勇气和团队代表着 以及我们希望在英国石油公司看到的行动他们告诉我们如何做生意和我们所做的决定。 我们将这些价值观作为招聘、晋升和个人绩效管理流程的一部分。 我们的行为准则基于我们的价值观,并为我们在英国石油公司的工作设定了明确的期望。 它适用于英国石油公司的所有员工和董事会成员。 员工、承包商或其他第三方如果对我们的行为准则有疑问,或看到他们认为不道德或不安全的内容,可以与他们的经理、支持团队、工会(如相关)或通过OpenTalk(由独立公司运营的保密和匿名的在线服务)讨论。我们于二零二一年收到超过1,400项关注或查询(二零二零年1,600项)。我们采取措施识别和纠正不符合规定的领域,并在适当情况下采取纪律行动。2021年,我们的业务解雇了约26名英国石油员工,原因是他们不遵守我们的行为准则或不道德行为(2020年第50c号)。这不包括解雇承包商和供应商以及我们零售服务站的员工。 安全安全是我们的核心价值观,并以我们的运营管理系统(OMS)为支撑,该系统阐明了我们如何可持续地提供安全、可靠及合规的运营。不幸的是,2021年7月,一名承包商在我们西班牙Castellón炼油厂的管道吊装事故中死亡。 我们对这一损失深感遗憾。我们正在采取行动,通过将经验教训编入我们的OMS,并在内部和外部分享,从这一事件中吸取教训,以便我们可以尝试减少此类事件再次发生的可能性。e造成伤害的事件,即一个人每工作200 000小时不能工作一天(轮班)或更长时间。基础我们的可持续发展框架建立在坚实的基础之上:我们的价值观、我们对安全的持续关注、我们对道德和合规的承诺、我们的员工以及我们创造的经济价值。我们的安全目标是消除第一级流程安全事件、死亡和改变生命的伤害,我们制定了一个BP范围的计划来帮助我们实现这一目标。于二零二一年,我们继续致力加强我们的安全文化,推出 更新了一套统一的"安全领导原则",旨在指导BP公司的行为和工作方式,推动强大、一致的安全文化。保障员工安全我们根据行业标准监控和报告关键员工人身安全指标。 我们的数据包括员工和承包商。 过去五年,我们的个人安全指标逐步改善,我们相信这反映了我们日益系统化的方法,以及在安全领导力和人类绩效方面的改善。这项工作正在进行中,并持续关注我们更新的安全领导原则和举措,例如我们推出的IOGP救生规则。这些安全规则指导我们的员工在执行可能造成最大伤害的任务时保持安全。这些规则与我们的运营管理系统(OMS)保持一致,并专注于高空作业、起重作业和驾驶安全等领域。我们的可记录伤害频率(RIF)较二零二零年增加超过20%,2020年COVID—19疫情对人身安全造成的独特影响反映在该年较低的RIF上。与2019年相比,2021年我们的RIF略有改善,除2020年外,比过去15年任何时候都好。至于绝对伤害,2021年至2020年期间可记录伤害(RI)小幅增加,而同期无工作天数(DAFWC)小幅减少。 于二零二一年,DAFWC处于有史以来最低水平。更多信息请访问www.example.com 2021 2020 2019年缺勤案例频率ye 0.051 0.044 0.047严重车辆事故率0.034 0.009 0.050可记录的伤害频率每200人的劳动力事故,bp.com/ESGdata 0.233 0.193 0.163 0.204国际石油和天然气生产商协会基准** IOGP 2021年数据报告要到2022年5月才能提供。我们的营运管理系统我们在全球各地的业务应了解及管理其环境及社会影响的方式载于我们的营运管理系统。这包括与可能受我们活动影响的利益相关者接触的要求。OMS是一个集团范围的框架,旨在帮助我们管理经营活动中的风险并推动业绩改善。
70 BP年度报告和Form 20-F 2021它将BP在健康、安全、安保、环境、社会责任和运营可靠性以及相关问题(如维护、承包商关系和组织学习)方面的要求集中到一个共同的管理系统中。我们的OMS还通过设置我们的运营必须遵循的公共框架来帮助我们提高活动的质量。我们会不时检讨和修订这些规定,以反映我们的优先次序。为了满足当地法规或情况,我们的OMS在应用方面的任何变化都要经过治理程序。最近收购的业务需要过渡到我们的OMS。在规划我们的项目时,我们确定我们活动的潜在影响,并使用结果来确定行动和缓解措施,并希望在项目设计、施工和运营中实施这些措施。我们的OMS要求BP的每个运营业务和职能都创建和维护自己的OMS手册,描述它将如何在当地开展运营活动。通过自我核实,对当地业务流程进行审查,并确定需要改进的优先领域,以便将重点放在提供安全、可靠和合规的业务上。三道防线BP有一个三道防线模式,以改进对包括安全在内的所有类型风险的有效管理。第一、第二和第三道防线活动的性质和程度取决于风险的类型和程度,包括:·业务和职能--第一道防线:负责努力实现业务目标,包括风险管理,并自我核实自身风险管理的有效性。 职能部门根据风险类型和级别确定其活动集,其中可能包括界定要求、提供专门知识(系统、工具和流程)、建设能力和独立于第一线进行监测。第二行报告在行外进行第一线活动。·内部审计—第三道防线:考虑集团的内部控制系统是否设计得当,是否有效运作。内部审计还测试了在 第一和第二道防线, 组织随着时间的推移。第三行与第一行和第二行是独立的 防御。预防事故我们审慎规划营运,旨在识别潜在危险,并由能干的人员采用严格的操作及维护常规,以管理每一阶段的风险。 我们的新设施设计符合工艺安全、良好的设计和工程原则。 我们使用符合行业标准的指标跟踪我们的安全性能,例如美国石油学会推荐的做法754和国际石油和天然气生产商协会推荐的做法456。1级和2级过程安全事件(PSES)的总体下降趋势持续到2021年。除2019年外,过去10年,我们的PSE总和普遍下降。与2020年相比,我们的业绩在2021年有所改善,1级PSE减少了1个,2级PSE减少了7个。与2020年相比,2021年1级和2级PSE合计下降了11%。我们调查包括险些错过预期的事件,我们还使用领先指标,如检查和设备测试,以监控控制的力度,以防止事件发生。2021 2020 2019年1级和2级过程安全事件62 70 98漏油-数量121 121 152漏油事件73 70 90到达陆地和水域47 46 58溢油-数量(千升)655 784 710石油未回收(千升)308 494 300应急准备英国石油公司业务的规模和蔓延意味着我们必须做好准备,以应对一系列可能的中断和紧急事件。我们维持灾难恢复、危机和业务连续性管理计划,并努力建立日常响应能力,以支持当地对事件的管理。安全我们监控可能伤害我们的人民或扰乱我们的行动的敌对行动。这些行动可能与政治或社会动乱、恐怖主义、武装冲突或犯罪活动有关。我们认真对待这些潜在的威胁,并不断对其进行评估。我们在英国的24小时响应信息中心使用最先进的技术来实时监控不断变化的高风险情况。它帮助我们评估我们人民的安全,并在发生紧急情况时向他们提供实用的建议。网络安全网络攻击的严重性、复杂性和规模都在继续演变。 风险来自各种网络威胁行为者,包括民族国家、犯罪分子、恐怖分子、黑客活动分子和内部人士。与往年一样,我们的数字基础设施的安全受到威胁,但这些威胁均未对二零二一年的业务造成重大影响。我们有一系列措施来管理此风险,包括使用网络安全政策和程序、安全保护工具、持续威胁监控和事件检测能力以及事件响应计划。我们还进行演习,以测试我们对网络攻击的反应和恢复。为鼓励员工提高警觉,我们的网络安全培训及认知计划涵盖网络钓鱼及正确分类及处理我们的资料等主题。 我们与政府、执法部门和行业同行密切合作,以了解并应对新的和正在出现的威胁。可持续性继续
71战略报告bp年报及表格20—F 2021与承包商合作通过协助沟通我们的政策与承包商的政策的文件,我们界定我们与承包商的安全管理系统共存的方式,以管理工地风险。对于面临最严重风险的承包商,我们会在授出合同前进行质量、技术、健康、安全和安保审核。一旦他们开始工作,我们将继续监测他们的安全表现。 我们的OMS包括与承包商合作的要求和实践。我们的标准合同范本包括健康、安全和安保要求。我们期望并鼓励我们的承包商及其员工以符合我们的行为准则的方式行事,并在未能满足这些期望或其合同义务时采取适当行动。 我们的合作伙伴在我们作为运营商的共同安排中,我们的运营管理体系、行为守则和其他政策均适用。我们的目标是报告我们作为运营商的业务方面—因为我们直接管理这些运营的表现。无论我们是否运营商,我们都会监察业绩以及在共同安排中如何管理风险。在我们不是运营商的情况下,我们的OMS可作为BP业务与运营商和合资企业接触的参考点。我们有一个集团框架来评估和管理英国石油因参与此类安排而面临的安全、运营、贿赂和腐败风险。 在适当的情况下,我们可能会设法影响风险管理的安排, 我们不是接线员。我们的员工是我们成功的最重要因素。我们需要一个有动力,投入, 和多样化的员工队伍,以实现我们的目标和战略。我们提倡一种文化,这种文化产生了重新设想能源和转向低碳环境所需的思想、方法和想法的多样性。 人事和治理委员会负责审查员工政策和实践,以及它们与英国石油公司的战略、宗旨、价值观和文化的一致性,并实施员工参与度措施。 关于人民和治理委员会的更多信息,见第106页 2021 2020 2019天然气及低碳能源4,000——石油生产及运营8,800——客户及产品43,600——其他业务及企业9,500——总计65,900 63,600 70,100留住和发展我们的目标是招募来自不同背景的人才,并投资于培训、发展和为所有员工提供有竞争力的奖励。 我们投资于员工发展,重点是推动安全、可靠和合规的运营,以及建设技术、职能和领导能力。这包括通过在职学习、与导师、经理和同行的发展关系以及面对面、虚拟和通过模拟或电子学习提供的培训,为我们的员工提供一系列发展机会。多样性、公平性和包容性我们的DE & I目标是bp反映, 我们周围的世界。 性别平等整体而言,2021年英国石油公司的女性雇员比例维持在全球劳动力的39%(2020年为39%)。在我们的120名扩展领导团队中,有41%是女性,我们的目标是增加这一比例。于二零二一年底,我们的董事会有四名女性董事(二零二零年为5名)。我们的人员和治理委员会在考虑潜在候选人时,仍然注意多样性。 请参阅我们的性别薪酬差距报告,网址为www.example.com我们的员工按性别划分的劳动力男性女性女性%截至2021年12月31日2021 2020 2020 2021 2020董事会董事6 6 4 5 40 45领导团队7 8 4 36 33集团领导192 193 89 77 32 29附属公司董事674 1,bp.com/ukgenderpaygap 2021年,我们发布了一份全面的全球DE & I报告,将DE & I交付的期望和指标纳入我们的运营计划。 2022年,我们报告了我们的英国种族薪酬 第一次,差距。我们的目标是到2023年将与美国多样化供应商的支出增加一倍。于二零二一年,我们集团31%的领导人来自英国及美国以外的国家(二零二零年为30%)。 有关我们董事会组成的更多信息,请参阅第84页包容性为了促进包容性文化,我们提供领导力培训,并在性别、族裔、性取向和残疾等领域支持企业经营的倡导团体。除了将员工聚集在一起,这些团体还支持我们的招聘计划,并就政策变化的潜在影响提供反馈。每个团体都由一个 高级主管。 我们的目标是为所有员工提供平等的招聘、职业发展、晋升、培训和奖励机会,不论其种族、国籍、宗教、性别、年龄、性取向、婚姻状况、残疾或任何其他受适用法律保护的特征。 如果现有雇员残疾, 我们的政策是聘用和使用合理的安排或调整,以确保他们能继续就业。 2021年,英国石油加入了由500名CEO及其公司组成的全球商业团体“宝贵500强”,旨在为世界各地的残疾人推动持久变革。a子公司董事人数低于往年,原因是子公司数据的整理方式发生了变化,不再包括关联企业, 在数据集中。b我们不会就二零二零年及二零一九年的新财务报告分部报告雇员人数数据,因为该等数字于二零二零年重组后无法比较。
72 bp年度报告和表格20—F 2021我们在招聘、培训和辅助技术领域取得进展。我们还建立了伙伴关系,以帮助寻找人才,协助研究和培训,并支持残疾学生建立他们需要进入工作场所的技能。 员工参与我们的经理与团队成员举行团队会议和一对一会议,并通过欧洲部分地区的工会委员会进行正式程序补充。 我们定期与员工沟通影响bp绩效的因素,并寻求 与正式代表雇员的工会保持建设性的关系。为了了解员工对英国石油公司的看法和感受,我们每年都会进行一次“脉搏”调查和“脉搏直播”调查,这使我们能够每周监测员工情绪的变化。我们于二零二一年引入新的整体参与度指标,得分为64%。 对为英国石油公司工作的自豪感仍然很强,为73%,但自2019年以来下降了两个百分点。参与2021年“脉搏”调查的员工告诉我们,他们对高层领导层的信任度有所提高,更多员工相信我们正在简化组织架构的转型方面取得进展。一些员工告诉我们他们有 不完全理解我们的战略。英国石油公司承诺集中和直接行动规划四个关键领域,以加强参与:与目标和战略联系,未来刺激,职业发展和包容。 精神健康及福祉于二零二一年,我们继续为雇员提供一系列精神健康支援服务。这包括我们完善的24/7员工援助计划的支持,该计划在大多数地区得到了更多的使用。 股权我们继续鼓励员工持股,并拥有多名员工, 共享计划到位。例如,我们经营 我们在50多个国家和地区建立了一个SharePoint Match计划,与我们员工购买的BP股票相匹配。 我们亦为全球高级及中级员工以及部分较初级专业级别员工提供年度股份奖励,作为整体奖励方案的一部分。2021年2月,我们推出Revent bp股份奖励,以激励员工实现我们的目标。在授予日期,英国石油集团雇佣的所有个人将获得一次性授予的股份单位或购股权(取决于员工级别),这些股份单位或购股权将在2025年第一季度可供保留、出售或转让,前提是该员工至今仍在工作。道德及合规反贿赂及贪污我们在全球贿赂及贪污风险高的地区开展业务。 我们对员工、股东以及我们业务所在的国家和社区负有责任,在所有工作中遵守道德和合法。我们的行为准则明确禁止以任何形式进行贿赂或腐败。 我们的反贿赂及贪污政策及程序包括评估风险、了解相关法律及报告关注事项的措施及指引。它们适用于所有英国石油公司运营的业务。我们为员工提供适合其角色性质或地点的培训。于二零二一年,超过12,700名雇员完成反贿赂及贪污培训(二零二零年7,700名)。我们评估与供应商及业务伙伴合作时所面临的任何贿赂及贪污风险。 在适当的情况下,我们会制定风险缓解计划,如果我们认为风险过高,我们会拒绝该计划。 我们亦对选定供应商进行反贿赂合规审核,以评估其是否符合我们的反贿赂及反腐败合约规定。我们对未能达到我们期望的供应商和业务伙伴采取纠正措施,其中可能包括终止合同。于二零二一年,我们发布了4a份审计报告(二零二零年35份)。我们禁止使用英国石油公司的资金或资源 支持任何政治候选人或政党我们承认员工参与政治进程的权利,这些权利受我们经营所在国家的适用法律管辖。我们与这些政府互动的方式取决于每个国家的法律和监管框架。我们对政治活动的立场在我们的行为准则中得到了明确的界定。所有BP员工政治行动委员会的贡献都会被审查是否符合联邦和州法律,并根据美国选举法公开报告。政治行动委员会从2021年1月开始暂停所有捐款,我们预计将在2022年重新开始。在此期间,政治行动委员会重新评估了其候选人支持的标准。税务透明度我们的行为准则告诉我们采取负责任的方法来管理税收。我们支持B团队负责任的税收原则,并与各国政府和税务当局进行公开和建设性的对话。我们不容忍为BP或代表BP行事的人为逃税提供便利。我们致力于在我们的税收原则和我们缴纳的税款方面保持透明度。2021年,我们向各国政府缴纳了54亿美元的企业所得税和生产税(2020年为33亿美元)。2021年,我们发布了最新的英国石油公司税务报告,提供了有关我们如何处理税务问题和纳税的更详细信息。阅读更多内容bp.com/Tax可持续发展2021年发布的报告较少,因为审计计划因新冠肺炎疫情和重塑BP计划而推迟。
日常风险管理识别、管理和报告风险业务和战略风险管理计划,管理业绩并确保监督和治理制定政策并监测主要风险设施、资产和运营业务、集成商和推动者领导团队以及支持我们的董事会73战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021我们如何管理风险和风险因素如何管理风险BP的内部控制系统是一套完整的内部控制系统,其中包括用于开展BP业务和管理相关风险的政策、流程、管理系统、组织结构、文化和行为。BP的风险管理系统BP的风险管理系统和政策旨在为管理和报告从集团的业务活动和运营到管理层和董事会的风险提供一个一致和明确的框架。该系统旨在通过使我们能够:·了解风险环境、识别具体风险并评估BP的潜在风险,来避免事故并提高业务成果。·确定如何最好地应对这些风险,以管理总体潜在风险敞口。·以适当方式管理已确定的风险。·监测并寻求对这些风险管理的有效性的保证,并在必要时进行干预以改进。·定期向管理层和董事会报告主要风险是如何管理、监测和确保的,以及正在进行的改进。我们的风险管理活动日常风险管理我们设施、资产以及企业内部、集成商和推动者的员工(见第12页)寻求识别和管理风险,促进安全、合规和可靠的运营。BP的要求考虑了适用的法律和法规,是为帮助降低风险、提供安全、合规和可靠的运营以及更高的效率和可持续的财务结果而制定的实际计划的基础。业务和战略风险管理我们的业务、集成商和推动者将风险管理集成到关键业务流程中,如战略、规划、绩效管理、资源和资本分配以及项目评估。我们通过使用一个标准框架来整理风险数据、评估风险管理活动、进一步改进和规划新的活动来做到这一点。BP管理、监测和报告我们已确定的可能影响我们实施战略的能力的主要风险和不确定性。这些风险在第76页的风险因素中进行了描述。监督和治理全年,管理层、领导班子、董事会和相关委员会监督如何识别、评估和管理BP面临的主要风险。它们支持风险管理的适当治理,包括制定相关政策以帮助管理风险。这种监督可包括内部审计报告、集团风险报告以及对业务流程结果的审查,包括战略、规划以及资源和资本分配。BP的集团风险团队分析集团的风险状况,并维护集团的风险管理系统。我们的内部审计团队向首席执行官和董事会提供独立的保证,证明集团的内部控制系统是否经过充分设计和有效运作,以适当地应对对英国石油公司至关重要的风险。
74 bp年报及表格20—F 2021我们如何管理风险及风险因素续·告知特定风险管理活动及资源分配的优先次序。 英国石油公司的风险管理政策规定了企业,集成商和推动者必须遵守的要求。这些要求支持以下风险类型的考虑:·战略和商业·安全和运营·合规和控制风险识别—企业、集成商和推动者识别三种风险类型的风险。风险是在持续的基础上确定的—这可以采用一系列方法,包括讲习班、专题专门知识、危险识别程序和工程要求。风险评估—根据多项标准评估已识别风险的潜在影响,包括:·健康与安全·环境·财务·非财务(包括声誉和监管影响水平)还使用一套标准化标准评估风险。其目的是为评估潜在影响和可能性提供一致的基础,便利各种风险之间的比较。风险管理及监控—可根据多项因素(包括风险评估、现有风险管理措施的力度、策略及计划以及法律及监管要求),优先考虑风险管理活动。 应针对每项风险识别风险管理措施(包括缓解措施),并在认为适当的范围内进行监控。 为支持领导层对风险评估和管理措施相关决策的监督,根据评估的潜在影响和可能性,应将风险通知给适当的组织级别(执行副总裁、高级副总裁、副总裁),并对业务风险管理措施进行认可。作为英国石油公司年度规划流程的一部分,领导团队和董事会将审查集团的主要风险和不确定性,并确定由领导团队、董事会和各自委员会进行特别监督的风险。该等资料或会于年内根据内外环境的变动作出更新。 我们无法确定风险管理活动是否会减轻或防止该等或其他风险的发生。有关我们所面对的主要风险及不明朗因素的进一步详情载于第74页的风险因素。我们的风险状况我们的业务营运性质为长期性,导致我们的许多风险性质持久。然而,风险会随时间发展及演变,其潜在影响或可能性可能因内部及外部事件而有所不同。这些可能包括通过现有流程考虑的新兴风险,包括董事会会议上审议的新兴风险文件、bp的风险管理系统、bp的能源展望、bp的技术洞察雷达以及正在进行的新兴技术扫描和集团战略评估。 我们通过以下方式识别特定监督的风险: 董事会及其辖下各委员会的工作。 2022年由领导团队、董事会及其委员会进行特定监督的风险已审阅,并列出如下。该等资料或会于年内因应内外环境变动而更新。 其他风险的监察在正常业务过程中进行。 气候相关风险与气候变化及向低碳经济转型相关的风险影响我们策略的多个元素,因此,我们会透过主要业务流程考虑该等风险,包括商定策略、年度计划、资本分配及投资决策。 根据这些活动的节奏审查这些关键业务流程的产出。进一步详情载于第55页有关气候的财务披露。战略及商业风险财务流动性外部市况可影响我们的财务表现。我们产品的供求及价格可能受多种因素影响,包括风险监督及管治主要风险监督及管治委员会包括以下内容:领导团队及其委员会·领导团队会议—监管及策略及商业风险。 ·集团运营风险委员会—负责健康、安全、安保、环境和运营完整性风险。 ·集团财务风险委员会—负责财务、资金、交易和网络风险。 ·集团披露委员会—负责财务报告风险。 ·员工和文化委员会—员工风险。 ·集团道德和合规委员会—负责法律和法规合规性和道德风险。 ·集团可持续发展委员会— 非运营可持续性风险。·资源承诺会议—投资决策风险。英国石油公司季度内部审计会议— 确保英国石油公司的主要风险得到监督。英国石油公司董事会及其委员会。 ·审计委员会。 ·安全和可持续发展委员会。 ·薪酬委员会。·人民和治理委员会。 董事会活动见第90页,英国石油公司治理框架见第92页,委员会报告见第104—117页风险管理流程我们力求以一致的基准衡量 ·建立对风险的共同理解 在考虑到潜在影响和可能性的情况下,以同类为基础。 ·报告风险及其管理, 组织的适当级别。
75战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021年见第377页的词汇表,政治发展,消费者对低碳能源的偏好,全球经济状况和欧佩克+的影响。我们寻求通过BP的多元化投资组合、我们的财务框架、流动性压力测试、保持大量现金缓冲、定期审查市场状况以及我们的规划和投资流程来管理这一风险。见能源市场,第8页和流动性、金融能力和金融,包括信贷、风险敞口,第76页新冠肺炎的影响新冠肺炎的持续影响,包括世界各地为应对这一大流行病而实施的措施的影响,已导致石油和天然气价格和炼油利润率大幅波动。BP未来的财务表现将受到当前市场状况的程度和持续时间的影响,以及它和其他公司采取的行动的有效性,包括其金融干预。我们的财务框架旨在稳健地应对低价时期,无论是否由于新冠肺炎的原因,如果需要的话,可以灵活地降低成本和资本支出。新冠肺炎也会对运营产生影响。我们继续监测新冠肺炎对我们员工和运营的影响,并在企业认为必要的情况下发起和维护缓解计划。网络安全对我们的数字基础设施和第三方的安全构成的有针对性的和不分青红皂白的威胁继续迅速发展,并在世界各地的行业中日益普遍。我们寻求通过一系列措施来管理这一风险,其中包括网络安全标准、安全保护工具、持续检测和监测威胁以及测试网络响应和恢复程序。我们与员工建立意识,与领导层分享事故信息以进行持续学习,并定期进行演习,包括与领导层团队一起测试响应和恢复程序。地缘政治方面,我们在世界各地的商业活动和业务的不同地点使我们面临广泛的政治事态发展以及随之而来的经济和经营环境的变化。地缘政治风险是我们开展业务的许多地区固有的风险,政治或社会紧张局势加剧或关键关系的变化可能会对该集团产生不利影响。我们寻求通过发展和维持与各国政府和利益攸关方的关系以及成为每个国家和地区值得信赖的合作伙伴来管理这一风险。此外,我们密切监测事件,并在认为适当的情况下实施风险缓解计划。英国石油公司退出其在俄罗斯的业务英国石油公司宣布将退出其在俄罗斯石油公司所持的19.75%的股份,以及与俄罗斯石油公司在俄罗斯的其他业务。英国石油公司董事会于2022年2月27日批准了这一决定。为了应对乌克兰冲突,英国石油公司的业务连续性计划已经启动,并建立了高管、国家和业务支持团队。 我们继续监察对员工及营运的影响,并在有需要时实施缓解计划。详情见第3、48和49页的分部概述。 安全及营运风险过程安全、人身安全及环境风险本集团营运活动的性质使我们面临广泛的重大健康、安全及环境风险,例如在钻井、操作设施及运输碳氢化合物时与碳氢化合物释放有关的事故。 我们的运营管理系统NetApp帮助我们管理这些风险并推动绩效提升。它载列管理主要风险管理活动的标准和要求,例如检查、维护、测试、业务连续性和危机应对规划以及能力发展。此外,我们通过油井组织开展钻井活动,以促进在设计、建造和管理油井方面采用一致的方法。恐怖主义或海盗等敌对行为可能伤害我们的人民并扰乱我们的业务。我们监控新出现的威胁和漏洞,以管理我们的物理和信息安全。 我们的情报、安全和危机管理团队通过区域安全经理网络为我们的业务提供战略和运营风险管理,区域安全经理提供前线风险管理,并通过独立于业务的团队进行保证活动。 我们继续监测全球威胁,并维持灾后恢复、危机和业务连续性管理计划。 我们适用于所有员工的行为准则、价值观和行为对管理此风险至关重要。此外,我们还提供各种团体要求和培训,涵盖反贿赂和腐败、反洗钱、竞争/反垄断法和国际贸易法规等领域。 我们寻求掌握可能对我们的策略或业务实施造成重大影响的新法规及法例,并计划我们的应对措施。我们为员工、承包商和其他第三方提供一个独立的保密网络OpenTalk。交易违规在正常业务过程中,我们的交易活动可能因我们的系统、风险管理方法、内部监控程序或雇员行为的缺点或故障而受到风险影响。 我们有特定的营运标准和控制程序来管理这些风险,包括特定的交易指引,并寻求通过我们的专门合规团队来监察合规情况。我们亦寻求与监管机构及整个行业保持积极及合作的关系。
76 BP年度报告和Form 20-F 2021我们如何管理风险和风险因素持续的风险因素战略和商业风险价格和市场-我们的财务业绩受到石油、天然气和成品油价格波动、技术变化、汇率波动和总体宏观经济前景的影响。石油、天然气和产品价格受到国际供求的影响,利润率可能会波动。政治动态、新石油和天然气或替代低碳能源供应的增加、技术变化、全球经济状况、公共卫生状况(包括新冠肺炎疫情的持续影响或未来的任何疫情或流行病)、新碳成本的引入以及欧佩克+的影响都会影响我们产品的供需和价格。石油、天然气或产品价格的下跌可能会对收入、利润率、盈利能力和现金流产生不利影响。如果这些削减幅度很大或持续很长一段时间,我们可能不得不减记资产并重新评估某些项目的可行性,这可能会影响未来的现金流、利润、资本支出、在我们财务框架内运作的能力和维持我们的长期投资计划。相反,石油、天然气和产品价格的上涨可能不会改善利润率表现,因为可能会增加财政收入、成本通胀和更苛刻的资源获取条款。我们炼油活动的盈利能力可能会波动,地区市场周期性的供应过剩或供应紧张,以及需求的波动。汇率波动可能会造成货币风险,并影响潜在成本和收入。原油价格一般以美元计价,而产品则因货币而异。 开发和开发碳氢化合物资源和低碳机会—无法获取和开发碳氢化合物资源和低碳机会可能会对我们战略的实施造成不利影响。 我们的战略能否实现,部分取决于我们能否从现有投资组合中开发碳氢化合物资源,以及在现有核心区域获取新资源。我们开发上游资源和开发技术的能力符合我们的碳氢化合物生产战略前景的水平,可能会影响我们未来的生产和财务表现。此外,我们获得低碳机遇的能力以及与这些机遇相关的商业条款可能会影响我们的财务表现以及我们向符合我们战略的综合能源公司过渡的步伐。重大项目交付—未能投资于最佳机会或成功交付重大项目可能会对我们的财务表现造成不利影响。 我们在发展重大项目方面面临挑战,特别是在地理和技术上具有挑战性的领域。投资选择、效率或交付不当,或任何支撑生产或生产增长的重大项目的运营挑战,都可能对我们的财务表现造成不利影响。地缘政治—暴露于一系列政治发展以及随之而来的运营和监管环境变化可能导致业务中断。 我们在可能发生政治、经济和社会转型的国家、地区和城市开展业务,并可能寻求新的机遇。 政治不稳定、管制环境或税收的变化、国际贸易争端和自由贸易的障碍、国际制裁、没收财产或国有化、内乱、罢工、叛乱、恐怖主义行为,战争行为和公共卫生情况(包括COVID—19疫情或任何未来疫情或大流行的持续影响)可能会扰乱或缩减我们的营运、业务活动或投资。 这些因素可能反过来导致产量下降、限制我们寻求新机会的能力、影响我们资产的可收回性以及相关盈利及现金流,或导致我们产生额外成本,特别是由于我们许多项目的长期性质及所需的重大资本开支。 俄罗斯境内或与俄罗斯有关的事件以及乌克兰境内的冲突,包括贸易限制、国际制裁或政府当局或其他相关人士采取的任何其他行动,将对我们在俄罗斯或与俄罗斯有关的收入和投资造成不利影响,并可能影响我们退出俄罗斯石油公司权益以及我们在俄罗斯境内与俄罗斯石油公司的其他业务的能力。以及我们为这些利益所能实现的价值。 流动性、财务能力及财务(包括信贷)风险敞口—未能在财务框架内运作可能会影响我们的营运能力并导致财务损失。 未能准确预测或在我们的财务框架内运作可能会影响我们的运营能力并导致财务损失。应收账款及其他应收款项(包括逾期应收款项)可能无法收回,分拆可能无法成功完成,而重大及意外的现金通知或资金要求可能扰乱我们的财务框架或超出我们履行责任的能力。 信用评级下调可能会增加融资成本,并限制以可接受的条款获得融资或参与我们的交易活动,这可能会对集团的流动性造成压力。 下文所讨论的风险(单独或合并)可能对我们的策略实施、我们的业务、财务表现、经营业绩、现金流量、流动资金、前景、股东价值及回报及声誉造成重大不利影响。
77战略报告英国石油年报及表格20—F 2021请参阅第377页词汇表他们亦可能要求公司检讨与英国石油退休金受托人的融资安排。倘我们获得融资的能力受到更大限制,我们可能会被要求减少资本开支或增加资产处置,以提供额外的流动资金。 见流动资金及资本资源,第342页及财务报表—附注28合营安排及承办商—对我们的合作伙伴、承办商及分包商的标准、运作及合规性的控制程度不同,可能导致法律责任及声誉受损。 我们通过联合安排、联营公司或与承包商及分包商进行我们的许多活动,而我们对该等业务的表现可能具有有限的影响力及控制力。 我们的合作伙伴和承包商应对其资源和能力的充足性负责。 如果发现缺乏这些,英国石油公司可能会面临财务、运营或安全风险。如果英国石油公司参与的一项行动中发生事故,我们的合作伙伴和承包商可能无法或不愿意全额补偿我们代表他们或代表该安排而发生的费用。 如果我们没有对企业的运营控制或对承包商活动的直接监督,我们仍可能在发生事故时被监管机构或索赔人追究。数字基础设施、网络安全 和数据保护—我们或第三方的数字基础设施或网络安全遭到破坏或故障,包括敏感信息的丢失或滥用,可能会损害我们的运营,增加成本并损害我们的声誉。 当前的地缘政治因素增加了这些风险。 此外,围绕数据保护和数据隐私的监管也越来越多。我们或第三方的数字基础设施(包括控制系统)因违反我们或第三方的网络防御、疏忽、故意不当行为或其他原因而发生的破坏或故障,可能会严重扰乱我们的运营。 这可能导致数据或敏感信息(包括员工和客户的个人数据)的丢失或滥用、人员受伤、业务中断、环境或资产受损、违反法律或监管规定、法律责任以及包括罚款、补救成本或声誉后果在内的重大成本。此外,快速发现未经授权访问我们的数字基础设施的企图,通常是通过使用复杂和协调的手段,是一个挑战,任何延迟或未能发现都可能加剧这些潜在的危害。气候变化和过渡 与低碳经济有关的政策、法律、法规、技术和市场的发展,包括社会和投资者情绪,可能会增加成本,减少收入,限制我们的运营,并影响我们的业务计划和财务表现。投资者的偏好和情绪受到环境、社会和公司治理(ESG)考虑的影响,包括气候变化和向低碳经济的过渡。这些偏好和情绪的变化可能会影响我们进入资本市场的机会和我们对潜在投资者的吸引力,可能会导致融资渠道减少,融资成本增加,并对我们的业务计划和财务业绩产生影响。 支持向低碳经济过渡的技术改进或创新,以及改变燃料或动力选择的客户偏好或监管激励措施,都可能影响对石油和天然气的需求。 视乎任何该等变动的性质及速度以及我们的回应,该等变动可能会增加成本、降低盈利能力、减少对某些产品的需求、限制我们获取新机会的机会、要求我们减记某些资产或缩减或停止某些业务,并影响投资者情绪、我们进入资本市场的机会、我们的竞争力及财务表现。 与气候变化有关的政策、法律监管、技术及市场发展亦可能影响评估资产账面值(包括商誉)可收回性的未来价格假设、判断是否有持续发展勘探及评估无形资产的意向,资产退役的时间和用于计算折旧和摊销的资产的可用经济寿命。 见与气候有关的财务披露,第55页和财务报表— 注1:竞争—无法保持效率、维持高质量的资产组合和创新 可能会对我们的战略实施产生负面影响 在一个高度竞争的市场。 倘我们未能控制我们的发展及营运成本及利润率,倘我们未能同步扩展我们的业务,或未能有效维持、发展及营运高质素的资产组合,则我们的策略进展及表现可能受到阻碍。此外,随着我们从一家国际石油公司转型为一家综合能源公司,我们在经营的行业面临着不断扩大和迅速发展的竞争对手。 如果我们未能保护我们的知识产权,我们的业绩也可能受到负面影响。 人才和能力—无法吸引、培养和留住具备必要技能和能力的人才,可能会对我们战略的实施产生负面影响。我们经营的行业在吸引和留住多样化、技能和有能力的人才方面面临越来越多的挑战。未能成功招聘、发展和保留核心技能和能力,以及无法重新培训现有人才,可能会对我们战略的交付产生负面影响。
78 bp年度报告和表格20—F 2021我们如何管理风险和风险因素持续危机管理和 业务连续性—未能有效解决事故 可能会破坏我们的生意 如果我们没有以适当的方式应对任何重大危机,或我们无法恢复或更换关键运营能力,我们的业务活动可能会受到干扰。 保险—我们的保险策略可能会暴露 重大未保险损失。 英国石油公司一般只在法律和合同规定的情况下购买保险。有些风险由第三方投保,并由团体保险公司再投保。未投保亏损可能会对我们的财务状况造成重大不利影响,尤其是当我们因重大营运事件而面临重大成本时,该重大营运事件可能会对我们的流动资金及现金流量造成压力。安全和操作风险过程安全,人身安全, 及环境风险—暴露于广泛的健康、安全、保安及环境风险可能对人类、环境及我们的资产造成伤害,并导致监管行动、法律责任、业务中断、成本增加、声誉受损及可能被拒绝经营牌照。 技术完整性故障、自然灾害、极端天气或其频率或严重程度的变化、人为错误和其他不利事件或条件,包括破坏数字安全,都可能导致碳氢化合物或其他危险材料的密封失效。这也可能导致我们经营活动中使用的资源的可用性受到限制,以及火灾、爆炸或其他人身和过程安全事故,包括钻井、经营设施以及与公路、海上或管道运输相关的设施。无法确定我们的运营管理体系或其他政策及程序将充分识别所有过程安全、人身安全及环境风险,或我们的所有运营活动(包括收购业务)将按照该等体系进行。此类事件或情况,包括海上事故,或无法在我们的设施、场所或运输过程中为员工和公众提供安全环境,可能导致人员受伤、生命损失或环境破坏。因此,我们可能面临监管行动和法律责任,包括罚款和补救责任、增加的成本以及可能被拒绝经营牌照。我们的活动有时在危险、偏远或环境敏感的地点进行,在这些地点,此类事件或条件的后果可能比其他地点更严重。钻井和生产—具有挑战性的操作环境和其他不确定性可能影响钻井和生产活动。 我们的活动需要高水平的投资,有时在具有挑战性的环境中进行,例如容易发生自然灾害和极端天气的环境,这增加了技术完整性失败的风险。油田或天然气田的物理特性以及钻井、完井或操作的成本通常是不确定的。我们可能会因各种因素而被要求缩减、延迟或取消钻探作业或停止生产,包括意外的钻探条件、地质构造的压力或不规则、设备故障或事故、恶劣的天气条件以及遵守政府要求。安全—针对我们员工和活动的敌对行为可能会对人员造成伤害, 扰乱我们的行动 恐怖主义、海盗行为、破坏行为和类似活动针对我们的运营和设施、管道、运输或数字基础设施,可能会对人们造成伤害,并严重扰乱运营。我们的活动也可能受到冲突、内乱或政治动荡的严重影响。产品质量—向客户提供不合规格的产品可能会损害我们的声誉,导致监管行动和法律责任,并影响 我们的财务业绩。 不符合产品质量标准可能会对人类和环境造成伤害,损害我们的声誉,导致监管行动和法律责任,并影响财务表现。
79战略报告BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页的词汇表合规和控制风险道德不当和不合规-我们的业务或员工的道德不当或违反适用法律可能损害我们的声誉,并可能导致诉讼、监管行动和处罚。道德失当或不遵守适用法律和法规的事件,包括反贿赂和腐败、竞争和反垄断、反欺诈法、贸易限制或其他制裁,可能会损害我们的声誉,并导致诉讼、监管行动和处罚,并可能影响我们的运营牌照。在贸易限制或其他制裁方面,当前的地缘政治因素增加了这些风险。监管-法律和监管的变化可能会增加成本,限制我们的运营,并影响我们的商业计划和财务业绩。我们的业务和运营受发生这些业务的每个国家、州或其他地区或地方适用的法律和法规的约束。这些法律法规为我们的全球业务和运营带来了一个往往复杂、不确定和不断变化的法律和监管环境。法律或法规的变化,包括它们的解释和执行方式,可以而且确实会影响我们业务的方方面面。与向类似商业活动征收的专利税和税项相比,专利权使用费和税项,特别是适用于我们碳氢化合物活动的专利税和税项,往往是很高的。在某些法域,在税法解释和修改方面也存在一定程度的不确定性。各国政府可能会改变其财政和监管框架,以应对公众对财政的压力,从而导致支付给它们或其机构的金额增加。法律或法规的变化可能会增加合规和诉讼风险和成本,降低我们的盈利能力,减少对某些产品的需求或限制我们销售某些产品的能力,限制我们获得新机会的机会,要求我们剥离或减记某些资产,或削减或停止某些业务,或影响我们为养老金、税收、退役、环境和法律责任拨备的充分性。法律或法规的变化可能导致我们的利益、资产和相关权利的国有化、没收、取消、不续签或重新谈判。养老金或金融市场监管的潜在变化也可能影响该集团的资金需求。墨西哥湾漏油事件发生后,我们可能会因涉嫌违反法律或法规而被处以更高水平的罚款或处罚,这可能会导致成本增加。见集团业务监管第356页交易和国库交易活动-对交易和国库交易活动监管不力可能导致业务中断、财务损失、监管干预或损害我们的声誉,并影响我们的交易许可。我们在金融和大宗商品市场的交易和国债交易活动受到操作风险的影响,其中一些活动受到监管。在遵守所有监管要求的同时,未能处理、管理和监测许多市场和货币的大量复杂交易,可能会阻碍有利可图的交易机会。一名交易员或一群交易员可能在我们的授权和控制之外采取行动,导致监管干预,导致财务损失、罚款,并可能损害我们的声誉,并可能影响我们的交易许可。见财务报表-附注28报告-未能准确报告我们的数据可能会导致监管行动、法律责任和声誉损害。财务和非财务数据的外部报告,包括储量估计,取决于控制环境、我们的系统和操作人员的完整性。未能准确和符合适用标准报告数据可能会导致监管行动、法律责任和我们的声誉受损。
80 bp年度报告和表格20—F 2021合规信息第172条声明根据2006年公司法第172条的要求(“该法案”),董事认为于截至二零二一年十二月三十一日止财政年度,彼等已以彼等认为真诚的方式行事,根据该法的要求,考虑到任何决定的长期可能后果和其他利益相关者的更广泛利益,最有可能促进公司的成功,以造福其全体成员。有关支持本声明的更多信息,包括董事会2021年活动的描述,请参见第97页。 bp非财务报告信息报表根据《公司法》第414CA和414CB条编制。以交叉引用方式并入的资料。与政策、任何尽职调查程序有关的信息 结果(a—e)a环境事项·净零目标·TCFD(治理和风险管理)·可持续发展框架·生物多样性立场(在线)·气候相关财务披露—第55—66页。·关爱地球目标—第68页。·我们的操作管理系统(OMS)—第69页。·董事会的决策—第97页。B.员工·重塑英国石油指导方针·英国石油价值观和行为准则(在线)·我们的员工—第71—72页。 ·安全—第69—71页·我们的价值观和行为准则—第69页。 ·员工参与度(脉搏调查)—第72页。 ·董事会如何与利益相关者(劳动力)互动—第93—96页。C.社会事务·可持续发展框架·关爱我们的星球—第68页。 ·我们的操作管理系统—第69页。 ·改善人民的生活—第67页。·董事会的决策—第97页。D.尊重人权·工商业和人权政策(在线)·现代奴役声明(在线)·劳工权利和现代奴役原则(在线)·行为守则(在线)·人权—第67页。·我们的价值观和行为准则—第69页。e.反腐败和反贿赂·反贿赂和腐败政策·行为准则(在线)·道德和合规—第72页。·我们的联合安排伙伴—第71页。主要风险描述 ·我们如何管理风险—第73—75页。 ·风险因素—第76—79页。 ·TCFD(气候相关风险管理)—第65页。商业模式描述·商业模式—第12—15页。非财务KPI描述·衡量我们的进展—第24、26—27页。TCFD指数表我们的详细TCFD披露可在以下页面找到。TCFD建议TCFD建议披露报告所在地治理披露组织围绕气候相关问题和机遇的治理。a.描述董事会对气候相关风险和机遇的监督。·第55—57页。B.描述管理层在评估和管理气候相关风险和机遇方面的作用。·第57—58页。在信息重要的情况下,披露与气候有关的风险和机会对组织的业务、战略和财务规划的实际和潜在影响。a.描述组织在短期、中期和长期内识别的气候相关风险和机遇。·追求符合巴黎目标的战略,第30页。战略—第58—60页。·风险因素,第76页。B.描述气候相关风险和机遇对组织业务、战略和财务规划的影响。·风险因素,第76页—主要风险的描述。 战略—第58—60页。C.说明本组织战略的复原力,同时考虑到与气候有关的不同设想,包括2 ℃或更低的设想。战略,第58—60页。·追求符合巴黎目标的战略,第30页。披露本组织如何识别、评估和管理与气候有关的风险。a.描述组织识别和评估气候相关风险的过程。·风险管理—第65页。 ·我们如何管理风险,第73页。·风险因素—第76页。B.描述组织管理气候相关风险的过程。·风险管理,第65页。 ·我们如何管理风险,第73页。C.描述如何将识别、评估和管理气候相关风险的过程融入组织的整体风险管理。·风险管理,第65页。 ·我们如何管理风险,第73页。 ·风险因素—第76页。披露用以评估及管理有关气候相关风险及机遇的指标及目标(倘有关资料属重大)。a.披露该组织根据其战略和风险管理流程评估气候相关风险和机会所使用的指标。·我们的战略重点领域和指标,第16页。·集团范围内的主要指标和相关目标—第66页。B.披露范围1、范围2和(如适用)范围3温室气体排放量和相关风险。·温室气体排放数据—第51—54页。C.描述组织用于管理气候相关风险和机会的目标以及对照目标的绩效。·我们的净零目标和目标一目了然—第51页。策略性报告于二零二二年三月十八日获董事会批准,并由公司秘书Ben J.S. Mathews代表董事会签署
81企业管治bp年报及表格20—F 2021企业管治主席简介82董事会84领导团队88董事会活动及管治架构90董事会如何与股东互动, 员工队伍和其他利益相关者93董事会的决策97学习、发展和上岗培训100董事会评价102人事和治理委员会 104审计委员会 107安全与可持续发展委员会114董事薪酬报告 116薪酬委员会 116
82bp年报及表格2021主席简介尊敬的各位股东:自英国石油公司提出其新宗旨、抱负及目标至今已两年,其后不久又推出新策略及财务及可持续发展框架。在英国石油公司推出新方向的短短几周内,全球就被一场全球性的大流行所震撼。正如我们在去年的年度报告中所说,在这一期间,董事会特别强烈地感到自己有责任监督新战略的执行情况和监测新组织的业绩。 回到2021年,这是一个进一步变革的一年——英国石油公司的重塑,帮助确保我们拥有正确的技能和能力来支持能源转型,同时兑现我们的投资者建议并增加对股东的分配。年初,我们制定了新的管治框架,以支持董事会的角色及其对股东的责任。这一新框架建立在战略、人员、绩效和治理四个支柱之上,能够很好地应对疫情带来的挑战,以及迅速变化和日益复杂的外部环境。于2021年委托对董事会进行独立效能检讨,为董事会根据该框架运作的表现提供客观意见。它提出了一些重点领域,因为我们寻求继续使我们的方法现代化。详情载于第104页。2022年2月,英国石油公司的治理再次受到考验,这次是俄罗斯对乌克兰的进攻。在军事行动的几天内,董事会召开了会议,进行了彻底的审查,经过仔细考虑,宣布英国石油公司决定退出俄罗斯石油公司在俄罗斯的股份。英国石油公司的管治架构为我们提供了清晰和灵活性,使我们能够果断而迅速地采取行动,同时我们也确信这样做符合公司股东的长远利益。2021年是进一步变革的一年—英国石油公司的重新发明,帮助确保我们拥有适当的技能和能力来支持能源转型,同时兑现我们的投资者建议并增加对股东的分配。 广泛参与在英国石油公司董事会任职的特权之一是能够在世界各地的许多地方——英国石油公司内外——会见具有不同角色、背景和经验的各种各样的人。我们的正式参与计划允许董事会会见了西巴布亚热带雨林、阿布扎比沙漠、我们美国零售站、西班牙炼油厂和我们印度办事处的人——这只是其中的一小部分。这些会议大多是数字会议,但逐步解除封锁限制为参观英国石油公司在伦敦公园巷的新电动汽车充电基础设施,参观阿伯丁期间担任前线角色的同事,以及围绕我们在英格兰蒂赛德拟议的低碳氢项目的当地社区代表提供了机会。我们的投资者也是bp社区的重要组成部分。我们花了大量时间与他们交流,就从我们的气候策略到董事会管治、多元化和薪酬等事宜征求他们的意见。 与投资者的讨论最终有助于我们于2022年2月8日宣布对部分净零目标的调整,以及我们决定就bp净零目标报告向股东投票。我们非常感谢这些重要的参与机会。多元化、公平及包容2021年,我们与多位代表少数族裔的英国及美国同事进行了最引人注目的谈话。倾听人们(其中一些人已经在英国石油公司工作了20多年)对这段时期态度的转变的反思是有启发的,但也令人鼓舞。很明显,在改善英国石油公司的多样性和促进包容性方面,仍有许多工作要做。
83企业管治bp 2021年年报及表格20—F董事会于2021年引入其多元化政策的原因是需要改善多元化。 我相信董事会的多样性很重要;它为组织的其他部门定下了基调,并使我们能够借鉴各种经验和观点。 我很高兴英国石油的董事会已经达到了富时女性领导人审查(FTSE Women Leaders Review)的目标,即女性代表比例达到40%,并任命一名女性担任高级独立董事。我们还达到了帕克评论对黑人和少数族裔董事的目标。 但我认为英国石油公司应该考虑多样性的所有方面。我们新的多元化政策为我们建立一个标准。它将看到董事会鼓励包容的环境,并监督多样化的继任管道—以及其他重要的承诺。 此外,英国石油公司已扩大其性别目标,涵盖了业务的各个层面,董事会将监督英国石油公司的进展。董事会还加大了对英国石油所有员工的人才管理和发展的关注。 董事会的演变于二零二一年,我们告别了两位长期担任英国石油及其股东的董事会成员。安·道林教授和布伦丹·纳尔逊分别在服务了9年和11年后辞职。我们感谢布兰登在九年任期后继续将他作为审计委员会主席的角色适当移交给Tushar Morzaria。 我们很高兴欢迎Karen Richardson和Johannes Teyssen加入董事会。Karen带来了技术,初创企业和网络安全方面的非凡知识,以及在硅谷职业生涯中磨练的数字思维。 Johannes领导欧洲最大的能源公司之一的长期经验意味着他带来了对我们行业及其持续转型的深刻和宝贵的知识。闭幕词感谢许多人为BP在2021年的成功做出了贡献——我们的供应商、战略合作伙伴,当然还有我们的客户。感谢每一个人是不可能的,但我想提到三个群体。首先,我深深感谢英国石油的投资者,尤其是那些在2021年通过投票、书面形式,或在与董事会的谈话中分享了自己对英国石油发展方向的看法的人。我们期待着回报您对本公司的信任。第二,各位董事。 他们在一段充满挑战的时期为英国石油做出了巨大贡献。第三,伯纳德和他的领导团队,他们迄今为止取得的成就,以及他们是如何实现这些成就的——以特有的决心。但也许最大的感谢还是要感谢英国石油公司的员工。我不希望有一个更好的团队来承担为人类和地球重新设想能源的挑战。谢谢你为bp所做的一切。Helge Lund椅子2022年3月18日
董事会性别多样性1.男性2.女性6 4 1.2.非执行董事任期1.2.1.1-3年2.4-6年5 3董事会国籍1.2.1.英国2.美国2 4 3.非英国/美国4 3.84 BP年度报告和2021年20-F董事会截至2022年3月18日P Helge Lund主席任命的董事会:2018年7月26日;主席:2019年1月1日挪威国籍诺和诺德AS外部利益主席;Clayton Dubilier&莱斯的运营顾问;国际危机组织董事会成员;欧洲工业圆桌会议成员;Mentors国际职业总结主席导师Helge Lund于2019年1月1日被任命为BP董事会主席。他在2015年至2016年担任英国天然气集团首席执行官,当时该集团与壳牌合并。他从Equinor(前身为挪威国家石油公司)加入BG集团,从2004年起担任该集团的总裁和首席执行官长达10年。在加入Equinor之前,海尔格是工业集团Aker Kvairner的首席执行官兼首席执行官总裁,还曾在挪威工业控股公司Aker RGI和前挪威电力和工业公司Hafslund Nycomed担任过高管职位。他曾在麦肯锡公司担任顾问,并曾担任挪威保守党议会团体的政治顾问。在加入BP之前,他于2016年至2018年担任石油服务集团斯伦贝谢的非执行董事董事,并于2011年至2014年担任诺基亚的非执行董事。2011年至2014年,他担任联合国秘书长可持续能源咨询小组成员。技能和经验Helge作为能源行业领导者的杰出职业生涯和他开放和前瞻性的方法至关重要,因为他领导董事会监督英国石油公司新战略的实施。他拥有深厚的行业知识和全球商业经验--不仅在石油和天然气行业,而且在制药、医疗保健和建筑领域。他对董事会的创新领导推动了凝聚力,并在BP努力转型为一家综合能源公司之际,为建设性的挑战和监督创造了强有力的环境。P Bernard Looney首席执行官于2020年2月5日被任命为爱尔兰国籍皇家工程院院士;能源研究所研究员;富时100指数跨公司导师高管计划的导师。Bernard Looney于2020年2月被任命为首席执行官。他之前从2016年4月开始负责BP的上游业务,自2010年11月以来一直是该公司执行管理团队的成员。作为Upstream的首席执行官,伯纳德负责BP在全球的油气勘探、开发和生产活动。在担任这一职务期间,伯纳德监督了工艺和个人安全表现的改进,产量增长了20%。他带领Access进入新的国家,提升了投资组合的档次,并创建了创新的新商业模式。在早先的Upstream高管职位上,他负责英国石油公司在全球运营的所有石油和天然气生产,以及英国石油公司的所有钻探和重大项目活动。伯纳德于1991年加入英国石油公司,担任钻井工程师,并在北海、越南和墨西哥湾担任运营职务。技能和经验伯纳德在英国石油公司度过了他的职业生涯,在担任各种角色的过程中展示了充满活力的领导力和远见。在他担任Upstream领导人的10年里,Bernard见证了BP历史上最困难的时期之一,帮助该组织转变为一个更安全、更强大和更具弹性的企业。他在促进多样化和包容性环境的一系列以劳动力为基础的倡议中发挥了重要作用。伯纳德在2020年提出了英国石油公司的新战略,并正在指导公司从国际石油公司向综合能源公司转型。委员会成员主要主席A审计委员会S安全与可持续发展委员会R薪酬委员会P人员与治理委员会
85企业管治bp年报及表格20—F 2021 P Murray Auchincloss首席财务官2020年7月1日获委任为Aker BP ASA董事会成员;100大集团主要委员会成员职业总结默里·奥金克洛斯在美国有资格成为特许金融分析师,领导了广泛的税务和金融角色,首先是阿莫科公司,然后是英国石油公司在1998年合并后。Murray曾在美国和英国工作,担任过包括上游首席财务官和北海首席财务官在内的一系列职务。他负责公司的北美天然气业务,并担任首席执行官办公室负责人三年,管理该办公室和行政流程的所有方面。 作为首席财务官,Murray负责财务、税务、财务、规划和绩效管理、并购、投资者关系、审计、全球商业服务和采购。默里目前是阿克的董事会成员, BP ASA,挪威,100集团成员 主要委员会。技能和经验Murray的财务专业知识、经验和知识使他成为值得信赖的顾问和集团领导人。他在整个集团工作的丰富经验使他对bp的资产和业务有了深刻的了解。 Murray拥有加拿大卡尔加里大学的商业学位,并在美国西弗吉尼亚大学取得特许金融分析师资格。他推动现代化的努力正在改善英国石油公司的财务团队,控制成本,并继续向投资者和市场提供透明的财务披露。 一 R Pamela Daley独立非执行董事2018年7月26日获委任为贝莱德公司董事;SecureWorks,Inc. Pamela Daley加入通用电气公司(GE) 彼于1989年担任税务顾问,并曾在公司担任多个高级管理职务,包括2004年至2013年负责业务发展的高级副总裁,负责监督各种企业交易,并于2013年担任高级副总裁兼主席高级顾问,并于2013年底从GE退休。Pamela自2014年起担任BlackRock董事,自2016年起担任SecureWorks董事。她于2014年至2016年担任BG Group plc的董事,直至其被壳牌收购。她曾于2016年至2017年担任Patheon N.V.的董事,直至被Thermo Fisher收购。 在加入GE之前,她是美国一家大型律师事务所Morgan,Lewis & Bockius的合伙人,专门从事国内和跨境税收导向融资和商业交易。 Pamela是一名合格的律师,拥有丰富的管理洞察力,从以前在高度监管的行业中运营的公司担任的高级职位中获得。Pamela在GE担任管理职务超过20年,在全球业务和战略方面积累了丰富的经验。她在BG Group plc董事会任职期间,在英国石油和天然气行业拥有丰富的经验。帕梅拉从她以前的管理经验中为审计委员会提供了重要的见解。2019年,她加入了薪酬委员会,她的理解是, 员工和投资者的观点带来了价值。 R 一 p Paula Rosput Reynolds高级独立董事被任命为董事会:2015年5月14日;高级独立董事:2020年5月27日国籍美国外部利益董事兼国家电网有限公司主席;通用电气公司非执行董事;西雅图癌症护理联盟主席职业生涯总结保拉·罗斯普特·雷诺兹在太平洋天然气公司开始了她的能源生涯,1979年加入电力公司,在能源行业工作了25年。在她的职业生涯中,她曾担任多个行政职位,包括杜克能源电力服务公司首席执行官;AGL资源公司董事长、总裁兼首席执行官;Safeco Corporation董事长兼首席执行官;AIG副董事长兼首席重组官。Paula曾担任TransCanada Corporation、CBRE Group,Inc、BAE Systems PLC、Anadarko Petroleum、Delta Air Lines和Coca Cola Enterprises的非执行董事。Paula于2014年获美国全国企业董事协会终身成就奖。彼于二零二一年获委任为National Grid plc主席。技能和经验Paula长期的职业生涯领导全球公司 在能源和金融领域。她在国际和美国公司的经验,包括几个重组过程和合并,使她对战略和监管问题有深刻的见解,这是一项资产 去董事会她丰富的商业经验和对投资者观点的理解,使她非常适合担任英国石油公司薪酬委员会主席和高级独立董事的职务。
86 bp 2021年年报及表格20—F续于2022年3月18日A R Tushar Morzaria独立非执行董事2020年9月1日获委任国籍英国外部利益巴克莱有限公司集团财务总监;100集团主要委员会成员;英镑无风险参考利率工作组主席职业总结Tushar Morzaria是一名特许会计师,拥有超过25年的战略财务管理,投资银行,运营和监管关系经验。 彼将于2022年4月辞任英国全能银行及金融服务公司巴克莱(Barclays plc)集团财务总监及董事会成员。 在2013年加入巴克莱之前,Tushar曾在摩根大通担任多个高级职位,包括在投资银行合并时担任其企业和投资银行的首席财务官以及批发资金/证券服务业务。Tushar将于2022年5月加入Legal & General Group plc董事会,担任非执行董事。技能和经验Tushar担任巴克莱集团财务总监的职位使他在金融、税务、财资、投资者关系和战略事务方面拥有广泛的知识和洞察力,这对Tushar担任审计委员会主席的角色有好处。他在交付企业变革方案的同时保持对业绩的关注方面拥有丰富的经验。 一名Karen Richardson独立非执行董事2021年1月1日获委任国籍美国外部利益Origin Materials Inc.主席;Artius Capital Partners合伙人;Exponent Inc.董事;Doma Holdings,Inc. 1995年至1998年,Karen Richardson担任Netscape通信公司销售副总裁,1998年至2003年在E. piphany担任多个高级管理职务,2003年至2006年担任首席执行官。2011年,她成为英国电信公司的非执行董事,在那里她任职了七年,2016年至2019年, Worldpay Inc.的董事。(Worldpay Group plc)。 Karen目前是Origin Materials的董事长和Doma Holdings的董事。彼亦曾担任Exponent Inc.之董事,自2013年以来,工程和科学咨询公司。凯伦拥有斯坦福大学工业工程专业的理学士学位, 斯坦福大学工业工程系和美国研究所授予的荣誉, 工业工程师。技能和经验Karen在科技行业30年的经验意味着她从硅谷的创新公司的工作中带来了对数字、技术、网络和IT安全问题的卓越知识。Karen被认为拥有必要的技能和经验,以帮助推动强劲的业绩,特别是在便利和移动以及天然气和低碳能源的增长业务。 S R Melody Meyer独立非执行董事2017年5月17日获委任国籍美国境外利益AbbVie Inc.非执行董事;NOV公司非执行董事;能源互联网公司非执行董事;Melody Meyer Energy LLC总裁;国家亚洲研究局局长;Melody Meyer退休,担任雪佛龙亚太区E & 2016年,在多个运营任务、项目和技术的全球勘探和生产领域担任了37年的卓越服务。Melody是一个倡导妇女在能源领域的进步,作为雪佛龙妇女网络的前任执行赞助商,麦肯锡促进妇女在能源和其他场所的咨询委员会成员。Melody是C200成员,在她的职业生涯中获得了认可:2018年被Hart Energy评为“能源界有影响力的女性”;2018年被Women Inc评为“最具影响力的公司董事会董事”;2020年被50/50女性董事会评为“杰出董事”;并被转型经济学家TE100评为2021年“能源转型女性”。技能和经验Melody为董事会带来世界级的运营视角,深刻理解影响全球组织中安全、高效和商业上高绩效项目的因素。她在石油和天然气行业的广泛职业生涯是基于对卓越,安全和性能改进的奉献精神。她在执行重大资本项目、技术、研发、在新国家创建业务、战略业务规划、合并整合、领先变革以及安全可靠的运营方面拥有专业知识。Melody在这些领域的丰富经验和知识使她成为安全和可持续发展委员会的理想主席,她自2019年11月以来一直担任该职位。
87公司治理BP年报和表格20-F 2021年S P约翰·索沃斯爵士独立非执行董事2015年5月14日被任命为伦敦国王学院英国国籍外部利益访问教授;查塔姆学院高级顾问;皇家联合军种研究院高级研究员;外交关系委员会全球顾问;迪奇利基金会理事;董事,英国比尔德伯格协会;新桥咨询有限公司执行主席职业生涯摘要索沃斯爵士在英国公共服务领域工作了36年,从事外交政策、国际安全和情报工作。2009年至2014年,他担任军情六处秘密情报局局长,在此之前,他职业生涯的大部分时间都是在外交部门度过的,代表英国政府在世界各地领导联合国、欧盟和八国集团的谈判。离开公职后,约翰爵士在2015年2月至2019年5月期间担任宏观咨询伙伴公司(Macro Consulting Partners)的董事长兼普通合伙人,该公司为客户提供政策、政治和市场方面的咨询。然后,他成立了自己的公司--新桥咨询公司,以开展类似的工作。2015年,约翰爵士被授予圣迈克尔和圣乔治骑士大十字勋章,以表彰他对国家安全的贡献。技能和经验约翰爵士在国际政治和商业事务方面的丰富经验是董事会在驾驭一家现代跨国公司面临的地缘政治问题方面的一笔财富。约翰爵士的独特技能使他成为最近成立的地缘政治顾问委员会的理想主席。S博士独立非执行董事约翰尼斯·泰森博士董事于2021年1月1日被任命为Kohlberg Kravis Roberts的高级顾问德国国籍;Alpiq Holding Ltd的总裁职业生涯总结约翰尼斯于1989年在VEBA AG开始他的职业生涯。在那里,他在法律事务和大客户销售方面担任过多个领导职位。2000年,VEBA成为E.ON的一部分,2001年,Johannes成为E.ON集团位于慕尼黑的中央管理公司的管理委员会成员。2004年,他还被任命为位于杜塞尔多夫的E.ON SE的管理委员会成员,并于2008年和2010年分别担任副董事长和首席执行官。2013年至2015年,他担任Eurelectre的总裁;2006年至2012年,他担任世界能源理事会负责欧洲事务的副主席。约翰尼斯在2008年至2018年期间担任德意志银行监事会成员。他是Kohlberg Kravis Roberts(KKR)在欧洲基础设施和影响利益方面的高级顾问,最近被任命为瑞士领先能源公司Alpiq Holding Ltd的总裁。技能和经验Johannes带来了对该行业及其持续转型的非凡经验和深刻知识。他的技能进一步多样化并加强了董事会的整体人口统计和属性。他在能源领域的经验是整个董事会的一项关键资产,增强了支持和监督BP新战略实施的能力。约翰尼斯拥有哥廷根大学的法学博士学位。本J S马修斯公司秘书被任命为2019年5月7日职业总结本于2019年5月加入英国石油公司担任公司秘书。他是富时100指数(GC100)总法律顾问和公司秘书协会的主席,也是世界大型企业联合会(Conference Board)公司治理委员会的联合主席。本也是特许秘书和行政管理学会的会员。此前的任命包括集团公司秘书汇丰控股和力拓。
88 BP年度报告和形成20-F 2021领导团队截至2022年3月18日领导团队代表BP集团的主要执行领导层。它的成员包括BP的执行董事(伯纳德·鲁尼和默里·奥金克洛斯,他们的传记见第84-85页)和这里列出的高级管理层成员。克里·德莱堡,人事与文化领导团队执行副总裁,任期于2020年7月1日英国国籍其他董事会成员克里是领导提升目标的委员之一,这是一个目标导向型组织的架构,以支持新冠肺炎之后的英国升级,以及25x25计划的董事计划,该计划的目标是到2025年,富时100指数中有25名女性首席执行官。克里之前是上游人力资源主管,并担任过一系列高级人力资源职位。她是2015-2017年上游人转型的关键推动者。克里之前曾在英国石油公司的航运、IST和公司职能团队中负责人力资源。她带来了来自欧洲和亚洲其他行业的经验,在加入英国石油之前曾在英国电信和霍尼韦尔工作过。威廉·林于2020年7月1日被任命为区域、城市和解决方案领导团队执行副总裁任期美国国籍其他董事会成员威廉是阿根廷领先的私营综合能源生产商泛美能源集团的非执行董事。他目前是在荷兰上市的全球食品配料和生物化工公司Corbion的监事会顾问,因为他作为监事会成员的提名正在进行中。职业生涯总结威廉在加入领导团队之前曾担任上游地区的首席运营官。他在英国石油公司工作了26年,职业生涯的大部分时间都在不同的国家工作。他之前的高级职务包括埃及天然气开发和运营副董事长总裁、亚太地区副总裁总裁和集团首席执行官办公室主任。威廉在印度尼西亚期间成功地完成了唐古液化天然气设施的建成、启动和运营。戈登·比雷尔于2020年7月1日被任命为生产和运营领导团队执行副总裁。戈登之前从2020年2月12日开始在BP的执行团队任职。国籍英国其他董事会成员在被任命担任新职务之前,戈登是生产、转型和碳排放的首席运营官。在他的BP职业生涯中,戈登曾担任过各种领导、技术、安全和操作风险职位,包括四年担任BP总裁阿塞拜疆、格鲁吉亚和土耳其。戈登是英国皇家工程院院士。业务组集成商推动者
89英国石油公司管治2021年年报及表格20—F Carol Howle,贸易及航运领导团队任期于2020年7月1日获委任国籍英国其他董事会成员无职业摘要在担任现任职务前,Carol掌管英国石油公司,并曾担任IST石油公司的首席运营官。她在能源行业拥有超过20年的经验,其中许多是综合供应和贸易。她之前的职务包括天然气液体首席运营官,全球石油欧洲和金融的区域领导人。卡罗尔还担任集团首席执行官办公室主任。Emma Delaney,客户与产品领导团队执行副总裁2020年7月1日任命Emma之前在bp的执行团队任职,从2020年4月1日起担任爱尔兰国籍其他董事会成员无职业总结Emma在bp工作了26年,包括上游和下游。在2020年4月1日加入BP高管团队之前,她曾担任西非地区总裁。 彼曾担任多个高级职务,包括亚太区上游首席财务官及天然气价值链业务发展主管。在下游,她担任零售和商业燃料和规划的角色。Leigh—Ann Russell创新及工程领导团队执行副总裁任期于2022年3月1日获委任国籍英国其他董事会成员Leigh—Ann为Hill & Smith Holdings的非执行董事。 Leigh—Ann曾是英国石油公司采购高级副总裁,负责全球约300亿美元的供应链。在此之前,她是全球油井组织上游供应链全球负责人和技术职能和绩效副总裁。 Leigh—Ann拥有机械工程学位,是特许石油工程师。她是英国皇家工程院院士和能源研究所院士。 Giulia Chierchia执行副总裁,战略,可持续发展和风险管理领导团队任期于2020年7月1日任命国籍比利时和意大利其他董事会成员无职业摘要Giulia从麦肯锡加入bp,她是麦肯锡的高级合伙人。她领导了全球下游石油和天然气业务,是化学品和电力、电力和天然气业务的关键成员。她在能源领域拥有超过10年的经验,包括帮助企业制定能源转型战略。Anja Dotzenrath天然气和低碳能源执行副总裁2022年3月1日被任命国籍德国其他董事会成员Anja是Elkem董事会的独立成员;挪威名誉领事;英国政府新成立的投资委员会成员;以及Fraunhofer—Gesellschaft参议院成员。 安嘉加入英国石油公司,在全球能源行业拥有30年的经验。在她被任命之前,Anja是RWE Renewables的首席执行官,RWE Renewables是世界领先的可再生能源企业之一。她曾在E. ON担任过广泛的领导职务,包括E. ON气候与可再生能源公司的首席执行官。在加入E.ON之前,Anja在管理咨询领域担任了15年的高级职务,专注于能源和工业领域。Eric Nitcher,法律领导团队任期于2020年7月1日任命Eric之前于2017年1月1日开始在bp的执行团队任职。 美国国籍其他董事会成员Eric是泛美能源集团的非执行董事,泛美能源集团是阿根廷领先的私营综合能源生产商。 2017年,Eric担任集团总法律顾问,担任执行团队成员。他在组建俄罗斯合资企业秋明BP和解决深水地平线索赔问题方面发挥了关键作用。他的职业生涯始于堪萨斯州威奇托市的诉讼和监管律师。 他于1990年加入Amoco,多年来在美国和其他地方担任过各种各样的角色。
90 bp年报及表格20—F 2021董事会活动及管治框架董事会活动董事会及其委员会于2021年定期举行会议,并按业务需要举行临时会议。尽管2020年至2021年期间面临挑战及全球旅行限制,董事会继续把握疫情早期阶段发现的机遇。这些措施包括更频繁地使用混合会议,以及由于全球旅行需求减少而可能产生的其他生产力和效率增益。尽管有这些好处,董事会成员认识到,最佳的会议形式是面对面的,因为这最大限度地增加了董事会成员之间的互动机会,同时也增加了与英国石油公司领导团队和员工之间的互动机会。 我们在2020年实施的工作方式也一直持续到2021年。董事会议程继续围绕四个不同的支柱进行安排:战略、绩效、人员和治理,在英国石油公司转型为综合能源公司的过程中,首要的重点是监控战略进展和绩效。 董事会于二零二一年的主要任务包括:·监督战略进展:董事会继续监察及监督英国石油领导团队在实现二零二零年向市场传达的目标及目标方面的活动及表现。 这是英国石油公司自宣布其变革性净零目标以来第二年实施战略。 ·人员:全年,董事会反思了英国石油公司在2020年和2021年交付的关键重塑活动,包括设计和选择、健康和福祉、变革管理和员工敬业度。在制定英国石油公司新的领导框架时,董事会也接受了咨询,该框架旨在加强领导者对英国石油公司对他们的期望的理解。·为股东创造价值:第二季度,董事会批准增加每股普通股4%的弹性股息,此外,考虑到盈余现金流的累积水平和前景、现金平衡点和维持强大的投资级信用评级等因素,开始从上半年盈余现金流中进行股份回购。 1战略在制定BP 2020年目标和战略的基础上,董事会的方针参考了2020年董事会成效评估的结果。这得益于与首席执行官及其领导团队的紧密关系,以监察及监督二零二零年所订目标及目标的进展。这是通过一个全面的专题深入研究和业务审查时间表进行的,包括以下内容:·便利性和移动性,特别关注电气化和下一代移动性。·弹性碳氢化合物和高品位组合的选项,同时降低排放。·整合的价值在于英国石油公司参与整个价值链,降低现金流和客户成功的风险。·低碳能源和英国石油公司加速参与可再生能源领域,特别是风能和太阳能。·自2020年9月资本市场日以来的其他战略思考。通过这些参与,董事会向管理层提供支持和指导。更多信息见第97页的董事会决策。可持续发展继续为董事会于二零二一年的重点关注领域。董事会检讨了环境、社会及管治环境,并指出管理层为落实二零二零年九月宣布的可持续发展框架而采取的措施的重要性。 与会者强调了明确英国石油公司在可持续发展方面的代表性,并将其纳入整个组织,同时与利益相关者进行互动。正是在这种背景下,董事会批准了对我们可持续发展框架的更新,其中五个目标是帮助改善人们的生活,另外五个目标是保护我们的地球。2022年初,在董事会于2021年第四季度讨论之后,董事会批准了对英国石油公司目标的修改。关于这些变化的更多信息见第51页。2021年初,董事会支持管理层的要求,与EnBW(通过50/50的合资企业)共同竞标英国海上风电第四轮最多3吉瓦(净资产为1. 5吉瓦)海上风电容量。 该项目符合英国石油公司的净零目标,包括英国石油公司的目标是到2030年将其年度低碳投资增加到每年约50亿美元,以及到2030年实现50GW的可再生能源最终投资决策,贡献1.5GW。 2表现董事会审阅全年的项目、营运及安全表现,并回顾全年交付情况与计划的对比。公司的财务表现、流动资金、信贷状况及相关财务风险均由董事会密切及定期监察。 协助董事会履行其业绩监督的投入包括首席执行官和首席财务官的报告、季度和全年业绩、年度计划和相关资本分配承诺。 董事会的重点
91 bp企业管治2021年年报及表格20—F关于分派,基于我们业务的基本表现、环境改善及对资产负债表的信心,董事会批准将我们的弹性股息增加4%,此外,于第二季度从上半年盈余现金流开始股份回购,考虑的因素包括盈余现金流量的累积水平及前景、现金结余点及维持高投资级信贷评级。董事会还在公布第三季度业绩时批准,根据英国石油公司目前的预测,布伦特原油价格在每桶60美元左右,每季度由董事会酌情决定,英国石油公司预计每季度将回购约10亿美元,并有能力在2025年之前将每股普通股股息年增长约4%。 根据英国《公司治理准则》的要求,董事会对bp的新兴风险和主要风险进行了有力评估。经评估后,董事会批准董事会及其委员会监督主要风险的新框架。新的方法在英国石油公司的基本风险状况与其主要风险之间建立了更清晰的联系。在内部控制方面,董事会评估了集团内部控制和风险管理系统的有效性,作为其审查并最终批准bp年报和表格20—F的过程的一部分。 本次评估没有确定具体领域。董事会的结论是,集团的内部控制系统继续具有弹性。审计委员会还得出结论认为,集团内部控制系统的总体设计总体上符合外部对内部控制框架所包括的组成部分的期望。在作出该等结论时,董事会已考虑集团风险及内部审核报告,以及董事会及其辖下委员会于年内进行的深入调查及业务检讨。有关英国石油公司风险管理系统的更多信息,请参见第73页我们如何管理风险。 3人物于二零二一年,董事会透过其人事及管治委员会讨论主要的人事优先事项。这包括英国石油公司重塑英国石油公司的旅程,持续关注员工敬业度,以及管理层关于英国石油公司如何在管理层正在制定的拟议领导框架下培养高绩效、鼓舞人心的领导者的早期思考。 年内,董事会直接收到了有关英国石油公司重塑、领导力发展和继任规划的最新消息。人们认识到,随着英国石油公司继续实现其宣称的净零目标和目标,其人才管理安排需要不断发展。这包括从组织外部招聘新人才,以推动数字化、移动性和便利性以及低碳能源等关键领域的增长和创新。 董事会审议并批准采纳“替代安排”方法作为二零二一年员工聘用机制。 为协助董事会讨论及决定提供资料,并根据该等安排,董事会成员在各项活动中直接与员工接触,详情载于第95页。 多元化继续为二零二一年的重点领域。诚如于二零二一年一月生效之董事会职权范围所述,董事会已制定及批准新董事会多元化、公平及包容政策。该政策包含符合英国企业管治守则要求的声明,以及董事会多元化的理想目标。该政策的副本可在我们的网站www.example.com上查阅。 4管治于二零二一年,董事会采纳其于二零二零年建立的管治框架。关于这个框架的更多信息,见第92页。在董事会主席及人事及管治委员会的领导下,于二零二一年对董事会进行外部协助评估。有关董事会评估的更多信息,请参见第102页。战略建立监控绩效管理和信息监控支持和挑战人员多样性能力继任治理风险管理控制冲突、道德和诚信董事会如何运作为员工和地球重新设想能源文化价值观我们的宗旨1 2 3 4
92bp年报及表格20—F 2021董事会活动及管治架构续董事会角色董事会的角色是促进公司的长期可持续成功,为股东创造价值,同时顾及 向其其他利益攸关方介绍其业务对社区的影响, 它的运作和环境。 董事会已设立四个委员会,其中部分委员会的角色已根据英国《企业管治守则》规定,旨在支持董事会履行其职责。这些委员会是安全及可持续发展委员会、审核委员会、人事及管治委员会以及薪酬委员会。 董事会(包括保留予董事会的事项)及董事委员会的职权范围,以及主席、首席执行官及高级独立董事的角色简介,可于www. example.com查阅。董事会将公司日常业务的管理授权予首席执行官,惟保留予董事会批准且不可授权的事项除外。保留的事项包括:·进入新国家·停止所有或任何实质性部分 BP在某个国家的经营活动·公司资本结构的变更·分配·公司行为准则的变更。董事会审阅及批准资本开支, 30亿美元用于弹性碳氢化合物及以上 10亿美元用于所有转型或低碳投资。此外,它审查任何性质特殊或独特的重大无机收购。年度回顾在对治理框架进行年度审查后,对公司进行了修订,以反映外部不断变化的趋势以及英国石油公司自身的治理需求。主要修订是明确提及与气候相关的风险和机遇,因为这些风险和机遇在bp的战略中的地位和重要性越来越高,并正式引入要求,以使气候相关的财务披露符合气候相关财务披露工作组(TCFD)的建议和建议的披露内容。这些修正案加强了英国石油公司的公司治理框架,明确而非含蓄地应对这些风险和机遇。董事会、其委员会和首席执行官之间互补责任的透明度符合英国石油公司在报告透明度方面被公认为行业领导者的目标。管理框架D选举A可计数事项保留主任 执行股东条款 参考资料董事会安全及可持续发展委员会审核委员会薪酬委员会人事及管治委员会bp领导团队集团可持续发展委员会人事及文化委员会资源承诺会议季度审核会议集团披露委员会集团道德及合规委员会集团财务风险委员会集团 业绩委员会集团运营风险委员会地缘政治咨询委员会创新咨询委员会a a为执行董事和非执行董事提供合作,以从见解和讨论中获益,并向董事会和领导团队提供最新信息。
93公司治理BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页的术语表利益相关者参与机构投资者我们定期通过积极的投资者关系计划与我们的机构股东接触,包括面对面或虚拟会议。董事会以多种方式从股东那里获得反馈,包括通过首席执行官和首席财务官领导的高管参与,以及领导团队的其他成员。从非执行董事的角度来看,这项工作主要由董事长领导。2021年,他主持了几次与主要机构投资者和代理咨询团体的一对一会议。这些接触产生了宝贵和有洞察力的反馈,这些反馈与其他董事会成员和委员会以及执行管理层分享,并有助于为我们战略的制定和执行提供信息。在2021年期间,执行管理层的投资者参与侧重于财务和业务业绩以及新战略及其相关目标和目标的执行。对于董事长来说,这种接触涵盖了董事会、治理、战略(包括英国石油的气候战略)、财务框架以及人员和继任话题。关于2021年年度股东大会之后的投资者参与活动的更多信息如下。散户5月份,我们与英国股东协会(UKSA)和英国个人股东协会共同举办了面向散户的年度活动。董事长、公司秘书和高级投资者关系副总裁介绍了BP的年度业绩、战略和董事会的工作。股东的问题主要集中在BP的可持续战略、财务框架和业绩,以及在2021年年度股东大会上提出的决议。2021年的年度股东大会是一次混合会议。根据当时的政府规定,亲自出席仅限于董事和支持人员。股东可以在会议之前或会议期间提交问题,并通过电话参与与董事交谈。这一活动在bp.com上进行了转播,使非BP股东能够观看会议。不能以电子方式出席会议的股东可以通过通常的方式通过代理投票。总投票率为总投票权的58.7%,包括股东保留的投票权。相比之下,2020年和2019年的这一比例分别为62.1%和67.1%。所有决议都是根据董事会的建议在会议上通过的。我们预计,2022年股东周年大会将是一次混合型会议,建立在2021年推出的成功模式的基础上,并允许更广泛的股东参与。股东将能够通过BP的电子会议平台或亲自出席会议。关于如何参加和参加会议的更多细节载于会议通知,可在bp.com/agm上查阅。在2021年年度股东大会上对第13号决议的回应董事会没有支持第13号决议,这是一项关于气候变化目标的股东决议。股东强烈支持董事会否决这项决议的建议,但仍有20.65%的投票者表示支持。尽管股东的支持程度较低,但BP认识到,一些股东选择了支持这项决议。2021年12月2日,BP根据《英国公司治理守则》(以下简称《守则》)第4条的规定,公布了对第13号决议投票的回应。答复解释说,在年度股东大会之前,已经与股东进行了广泛的接触,这种对话在投票后继续进行,以更好地了解股东对BP气候计划的看法。通过咨询,BP获得了关于股东对战略、目标和目标的看法演变的宝贵见解--无论他们如何投票表决第13号决议。这份回应比《准则》规定的6个月期限晚了几周,以便完成广泛的接触过程。总体而言,通过我们的接触活动,我们听到了对我们战略的明确支持。股东们告诉我们,他们认识到保持一种战略的重要性,该战略对不断发展的能源转型的风险和机遇保持弹性,并正在鼓励BP继续专注于创造价值的活动,以实现我们的雄心,即到2050年或更早实现净零,并帮助世界实现净零。净零:自2021年年度股东大会以来,BP见证了世界雄心的加速。这一点,再加上从咨询中获得的见解以及我们与投资者更广泛的接触,为我们创造了一个提高低碳雄心的机会,我们现在的目标是到2050年或更早实现运营、生产和销售的净零。此外,正如2022年2月8日宣布的那样,我们打算在2022年年度股东大会上为股东提供就我们的净零抱负报告进行咨询投票的机会。更多信息,包括2022年年度股东大会的会议通知,可在bp.com/agm上找到。其他利益相关者董事会定期从首席执行官和首席财务官以及领导团队的其他成员那里收到与其他利益相关者接触的最新情况,包括客户、供应商、政府和监管机构。这些定期更新被认为是董事会制定BP战略的一部分。例如,作为英国离岸风能第四轮竞标决策过程的一部分,董事会收到了关于社区和环境问题的最新情况。有关详细信息,请参阅第97页。董事会还收到了道德操守和合规委员会的报告,其中向董事会报告了外部利益攸关方提出的任何事项。有关我们的利益相关者的更多信息,请参阅第12页董事会如何与股东、员工和其他利益相关者接触
94 BP年度报告和Form 20-F 2021股东参与周期事项提高了后续反馈/参与度Q1·2020年第四季度和全年业绩演示·2020年第四季度与执行管理层的投资者路演·BP年度报告和Form 20-F 2020·BP 2020年可持续报告·与气候行动100+(CA100+)联合领导举行定期会议·2020年业绩和新冠肺炎的持续影响;战略和BP的可持续发展目标·执行董事和领导团队的薪酬结果·与CA100+等投资者团体进一步接触,讨论可持续发展目标和战略Q2·在发布年度报告和可持续发展报告后,投资者与执行管理层进行路演·2021年第一季度业绩演示·投资者与执行管理层在2021年第一季度业绩后进行路演·与CA100+联席领导举行定期会议·英国股东协会(UKSA)(零售股东)与主席举行会议·机构股东与主席和执行管理层互动·2021年年度股东大会·英国石油公司2021年世界能源统计回顾·第一季度业绩2021年·财务框架和分配·可持续框架和BP的气候战略·2021年第三季度财务框架更新,以提供更清晰的2021年第三季度·第二季度业绩演示·投资者与执行管理层在2021年第二季度业绩之后进行路演·与CA100+联席领导举行定期会议·投资者与董事长和执行管理层的参与,包括第13号决议,持续到第四季度·更新财务框架·对第13号决议的反馈·董事会于2021年12月2日发布了对第13号决议的回应,并于2022年2月8日宣布了战略更新,包括打算在2022年年度股东大会第四季度·2021年第三季度业绩说明会上就BP的气候计划进行咨询投票·定期与CA100+联席领导举行会议·对第13号决议的反馈2020年我们制定并实施了一个敬业度框架,以建立董事会与BP员工互动的现有机制。这一方案在2021年期间成功实施,使所有董事会成员都能参与,并听取了广泛的工作人员的意见。该方案的进一步细节如下。为补充该方案,董事会全年开展了一系列其他活动,以便与工作人员接触。这些措施包括:·接收关于员工敬业度的关键绩效指标的报告,包括自愿流失率和通过员工‘Pulse’调查衡量的敬业度得分。·在BP的匿名告密服务Spoke Up上收到报告。·整个董事会以及个别董事会成员或董事小组进行的现场访问,例如审计委员会访问伦敦金丝雀码头办事处的交易团队和S&SC虚拟站点访问安哥拉·首席执行官保持联系的网络广播,每个在线直播约有3,000名同事参加。·英国石油公司董事长海尔格·隆德主持的市政厅活动,包括他访问阿伯丁期间。利益相关者参与继续
95公司治理BP年度报告和Form 20-F 2021员工参与计划员工参与计划支持英国公司治理守则的要求,即董事会建立一种机制,与员工进行有意义的定期对话,以获取关键见解并将员工的声音引入董事会。这些是由劳动力参与计划的人员和主要特征促进的:代表性领域正式的劳动力代表例如·欧洲劳资委员会领导层·非英国/美国地点的第一级领导人具有战略意义的职位例如·数字/网络安全同事·低碳商业代表特殊兴趣小组例如·研究生计划实习生·商业资源小组代表在不同的代表性领域轮换在听取员工意见方面实现了广泛的覆盖面,这些成员在代表不同资历、英国石油公司的任期、让每一位董事会成员参与讨论,让每位董事会成员直接参与,而不是将第一手见解集中在一个有10-12人参加的单独小组会议上,这提供了一次有重点的讨论,有机会以有意义的方式听取所有出席者的声音。鼓励开放和诚实的意见会议是“无人监督的”,即没有直线经理/职能部门负责人出席,以便进行不受约束的意见交流。会议全年举行,考虑到不同的工作流程周期,并向董事会提供一致的员工反馈流。专注于虚拟出席将重点放在正在举行的会议上,几乎可以从我们的全球运营机构(包括远程地点)吸引同事,并为所有与会者提供同等的参与度。出席的1到2名董事会成员通过允许整个董事会从全年举行的更多会议中受益,从而最大限度地增加董事的时间。每届会议涉及的议题多种多样,都有具体的参与目的,但没有固定的议程,以鼓励自由流动的讨论和探讨讨论本身可能出现的具体问题的机会。一线员工,例如·零售便利店经理·炼油厂运营同事、董事会成员和治理委员会所有非执行董事都单独参与项目文化团队和公司秘书办公室,并让每位董事会成员有机会直接接触BP员工的不同领域。这些人分布在多个司法管辖区,他们履行着一系列不同的角色,从我们的零售地点到我们的炼油厂,再到我们的海上风电团队。鉴于我们员工队伍的广度和地域多样性,拥有这种定制的机制为董事提供了一种有效的方式,让他们听取来自不同领域的同事的意见。该方案由人民与治理委员会监督,该委员会监测方案的有效性,并进行年度审查,以确定董事会使用的最佳参与机制。
96 bp年报及表格2021持份者参与续二零二一年计划成果二零二一年,所有八名非执行董事均出席至少一次会议,与代表十个不同司法权区的逾90名同事进行有意义的对话。这些同事来自涵盖我们所有三个战略重点领域(弹性碳氢化合物、便利性和流动性以及低碳能源)的业务领域,以及我们的集成商和推动者职能部门。参加者的任期从几个月到20年以上不等,包括应届毕业生以及高级领导人。 尽管代表的观点范围广泛,但从反馈中可以清楚地看到, 有一些共同的主题影响着不同企业的个人 地区和地点,例如:·对英国石油公司重新设想能源的新目的感到兴奋。同事们报告说,这有助于吸引以前不会考虑加入我们行业的新人才。董事会成员获得了宝贵的见解,即考虑到英国石油公司的变化规模,一些参与者在实施新战略时如何遇到挑战;·COVID—19疫情后支持远程工作安排的重要性,以及这将如何影响我们持续留住和吸引员工的能力;·一线零售同事对英国石油公司在COVID—19疫情期间帮助他们支持当地社区的方式表示自豪,但强调在开展广泛的营销活动时,如何更好地利用他们对当地零售市场的了解;·我们的低碳同事的积极性很高,认识到与合作伙伴建立牢固的关系将有助于加速这一业务领域。2021年,董事会与同事们进行了接触,以更全面地了解所做决定的影响。这有助于为未来的董事会决策提供参考,并使董事处于更有利的地位,可以就他们所做的决策对管理层提出建设性的挑战,例如:·2020年决定通过重塑BP计划采用新的战略和目标。董事会成员听取了欧洲工会代表以及不同阶层的高级领导人的意见,以了解这一过渡对交付、工作量和心理健康的影响。鉴于所使用的公开讨论方法,同事们在2021年举行的几乎每一届会议上都提出了重塑BP方案的影响,而不管会议的主题是什么。这为新战略和目标对从零售场所到海上风能等许多不同业务领域的影响提供了广泛的看法;·与我们的业务资源小组成员举行了一次会议,重点是种族多样性。2021年员工参与计划重塑BP计划的影响:二级领导人Melody Meyer与我们高级领导班子的一个跨部门举行了一次会议,了解向BP新战略和目标过渡对他们领导的职能的影响。听取了我们碳氢化合物业务以及我们新的低碳领域和关键推动功能(如战略、金融和数字)的领导人的意见。讨论的话题包括:·重塑英国石油公司如何增强了以新的“一个团队”的心态交付产品的能力。 来自英国和美国的团体参加了同一个会议,董事批准并公布了董事会多元化政策。 这次会议的反馈强调了英国石油公司对代表性不足群体的支持在过去几年中有所改善,但仍有更多的机会继续促进对所有同事的包容。该等原则反映在董事会多元化政策中,该政策旨在改善董事会层面及董事会继任渠道的多元化;·为支持零售客户及同事度过COVID—19疫情而作出的决定。 检讨参与机制二零二一年计划完成后, 委员会回顾了其成果和成效。审查了 其他公司的做法,包括考虑《守则》所载的其他聘用选择:·从员工中委任董事;·正式的员工咨询小组;或·指定的非执行董事。 公司认定,目前的做法仍然最适合英国石油公司广泛的员工队伍,是一种有效的替代方案, 《守则》所载的选项。 完善的机会:展望2022年的计划,已经制定了一个计划,目标是更多的员工群体,特别关注理解英国石油的文化。如第99页所述,这将补充其他措施,以加强委员会对文化的评估。 通过举办虚拟会议,可以将不同法域的与会者聚集在一起,以便他们能够从听取彼此对具体专题的意见中获益。预计该方案将继续以主要是虚拟的方式进行,但也可能安排一些面对面的会议,因为有公认的好处。 将考虑与非英语国家接触的机会,例如通过使用口译员。 ·提高保留率的机会, 还有新同事的吸引力。 10个司法管辖区(包括澳大利亚、波兰、阿曼、阿塞拜疆、新加坡和美国)举行了9次会议,90多名同事参加
97企业管治bp年报及表格20—F 2021作出的主要决定董事会授权首席执行官管理公司的日常业务,惟保留予董事会批准的事宜除外。董事会负责并定期监测这一授权的执行情况, 根据需要采取行动更新它。董事会的企业管治架构载于第92页。其包括若干特定保留予董事会整体决定的事项,因此不能根据其职权范围转授。考虑到英国石油公司的规模和规模,董事会需要做出决定的事项相对较少。 这些交易将包括涉及超过30亿美元资本承担的交易, 10亿美元,取决于业务,以及战略和分销政策的决定。 在董事会2021年活动的背景下,下表列出了一些示例, 董事在本年度的决策,以及董事如何履行第172条规定的职责。 关于董事会如何考虑第172条因素的更多信息第172条因素关键示例任何决策的长期可能后果我们的战略和商业模式,第12页。雇员权益董事会如何与股东、员工及其他持份者接触,第93页。 可持续发展:我们的人民,第71页。促进公司与供应商、客户和其他人的业务关系。董事会如何与股东、员工及其他利益相关者接触,第93页。 我们的战略和商业模式,第12页。 可持续性:道德与合规性,第72页。 可持续发展:我们的价值观和行为准则,第69页。运营对社区和环境的影响可持续发展:关爱我们的星球,第68页。 可持续性:安全,第69页。保持高标准商业行为的声誉董事会的角色,第90页。 可持续性:道德与合规性,第72页。 可持续发展:我们的价值观和行为准则,第69页。董事会如何与股东、员工和其他利益相关者互动,第93页。保留予董事会之事项及第172条所作出之决定董事会如何考虑其决策时之反馈,包括第172(1)(a)至(f)条所考虑之事项,包括影响股东分派之利益相关者群体:开始回购和不断增长的股息董事会批准在第三季度开始股票回购,并同时提高每股普通股的股息4%。·任何决定的长期可能后果:董事会的决定是在适当考虑到英国石油公司的财务框架的基础上做出的,该框架的基础是弹性股息、净债务减少、投资过渡,但前提是保持强劲的投资级信用评级。 股东:该决定是在与投资者广泛接触后做出的,通过路演和与董事长、首席执行官和首席财务官的其他双边会议。英国海上风电第四轮投标董事会支持管理层提出的投标最高达3GW的请求英国海上风电第四轮(与EnBW一起)海上风电容量(净1.5GW/bp)(通过50/50的合资企业)·任何决定的长期可能后果:在支持管理层的要求时,董事会考虑了该要求与英国石油净零目标的一致性,包括近期和长期目标。 ·培养业务关系:随着bp在其变革性战略之旅中前进,需要新的业务关系,EnBW就是一个例子。·社区和环境:英国石油公司的目标是到2030年发展重大的可再生能源产能,考虑到了英国对可再生能源的推动力。 会决策
98 bp年度报告和表格20—F 2021董事会决策持续独立性和冲突 所有董事均有法定责任行使独立判断。非执行董事的独立性对于在董事会会议上向首席执行官和领导团队提出建设性挑战至关重要,同时提供支持和指导,以促进有意义的讨论,并最终实现知情和有效的决策。此外,各董事均有法定责任披露实际或潜在利益冲突。 根据英国企业管治守则(守则)所载之标准,主席于获委任时被视为独立人士。非执行董事须提供足够资料,让董事会在委任前及委任后评估其独立性。 于二零二一年,董事会检讨董事利益冲突的申报、审阅及授权程序。已制定正式程序,以便在年内报告和记录新的潜在冲突。 由于二零二一年之定期检讨,董事会信纳并无任何导致董事会不能授权之利益冲突之事项。因此,它得出的结论是,所有bp非执行董事都是独立的。 董事长、高级独立董事及其他非执行董事均已获英国石油公司(BP P.l.c.)委任书。他们并不以任何行政职位受雇于英国石油公司。 非执行董事一般以三年固定任期获委任;然而,为符合良好管治惯例,英国石油建议所有董事于股东周年大会(股东周年大会)上由股东重选,每位非执行董事的委任书可供查阅。 有关每名寻求连任的董事的技能及经验,以及彼等个人对公司长期成功的贡献,详情载于会议通告内。根据守则的建议,除非有特殊情况,否则非执行董事的任期不会超过9年。 出席董事会审计委员会安全与可持续发展委员会薪酬委员会人事及管治委员会非执行董事Helge Lund 11/11·4/4·帕梅拉戴利11/11 9/9 6/6教授Dame Ann Dowling 5/5 2/2 Melody Meyer 11/11 6/6 Tushar Morzaria 11/11 9/9·6/6 Brendan Nelson 5/5 3/3·3/3 2/2 Paula Reynolds 11/11 9/9 6/6·4/4 Karen Richardson 10/11 5/6 John Sawers爵士11/11 6/6 4/4 Johannes Teyssen 10/11 6/6执行董事Murray Auchincloss 11/11 Bernard Looney 11/11出席会议/可能的会议·董事会/委员会主席在二零二一年举行的11次董事会会议中,其中六次是董事局会议,涵盖策略,表现,人事及管治等方面的全面议程。四次董事会会议集中讨论季度业绩,一次董事会会议仅集中讨论董事会评估。凯伦和约翰斯由于在被任命为英国石油公司董事会之前就已经做出了承诺,因此无法各自出席一次董事会会议。
99企业管治bp年报及表格20—F 2021人事及管治委员会代表董事会审阅正式委任程序及继任计划。 任命和继任计划都是以业绩为基础,并根据客观标准进行评估,其中以促进多样性、公平和包容为中心考虑因素。这包括性别、社会和种族背景以及认知和个人优势的多样性。在检讨委任及继任计划时,会适当考虑透过给予足够时间进行详细交接,以确保具特定职责(例如委员会主席角色)的董事会成员顺利过渡。这与需要定期让新的董事会成员加入,以便在一段时间内对董事会成员任期结束采取受控的方法来平衡。审计委员会主席布伦丹·纳尔逊移交给Tushar Morzaria就反映了这一点。尽管布兰登在英国石油公司担任董事的九年任期已经结束,但为了与图沙尔彻底交接,布兰登延长任期是合适的。 有关继任和任期的进一步详情载于第104页的人民和治理委员会报告。 有关董事会成员有效履行其职责所需时间之期望载于董事委任书。时间承诺随英国石油公司业务和其他事件的需求而变化。实际上,在2020年和2021年,COVID—19疫情对公司的影响,以及董事会需要监督bp新战略的执行,导致非执行董事花费额外的时间履行职责。 非执行董事的对外时间承诺(无论是通过执行、非执行、顾问或其他角色)由公司秘书定期审阅,以确保即使在全球疫情的特殊情况下,他们也能分配适当的时间给英国石油。 审查过程考虑到外部任命和其他外部承诺,考虑到有关公司和行业的复杂性,特别是受监管和潜在竞争部门。非执行董事在接受任何其他可能影响其向英国石油投入适当时间的职务之前,还必须咨询公司秘书和董事长。于二零二一年,批准现有董事所有新外部委任之程序已更新。 除了审查新的外部任命所需的时间,以确保董事有足够的能力在英国石油公司工作外,目前还将同时审查独立性和潜在利益冲突。 董事会的结论是,尽管非执行董事有其他任命,但他们都有足够的时间履行其英国石油公司的职责。 根据守则的建议,两名执行董事均不得在富时100指数成分股公司担任多于一名非执行董事职务。 或其他重要任命,见第84—87页。 董事会全力支持英国石油公司在英国、美国和全球的行动框架,该框架阐述了我们将如何在我们的地区和全球业务中推进和整合多样性、公平性和包容性。这些框架包括三个支柱—透明度、问责制以及培养和吸引各种人才。 董事会相信,当来自不同背景、不同观点的人携起手来,有着共同的抱负,就可以实现更好的决策和更好的整体成果。董事会支持包容的文化,每个人都受到重视,并能够在建立我们公司的成功过程中发挥自己的作用。 有关我们的多元化方针以及董事会的多元化、公平和包容政策的更多详情,请访问www.example.com以及第106页的人事和治理委员会报告。委员会通过若干机制对文化进行监督。其中包括人事和治理委员会对bp工作方式的审查、执行副总裁人员和文化的定期更新、员工脉搏调查的信息以及NED员工参与会议和CEO领导的全球参与会议的反馈,如“保持联系”。除这些机制外,员工还设有正式和非正式渠道提出关注事项,重要关注事项和见解在安全和可持续发展委员会道德和合规更新中得到分享。 董事会考虑所有这些措施,以及我们的DE & I政策的实施,以帮助自己确信英国石油的文化现在并将继续与其宗旨、战略和价值观保持一致。为进一步加强委员会对文化的评估,正在制定计划,以便将各种数据点和报告措施集中在一个地方。预计这将补充2022年员工参与的方法,该方法已引入特别关注文化。 我们的员工参与计划(详情载于第95至96页)已透过整个组织的小型小组会议,为我们的董事提供直接来自同事的宝贵见解。董事亦可根据每次参与环节量身定制问题,以便向与会者提出问题。这些问题将旨在激发讨论,并引出个人对bp文化的亲身体验, 他们在业务中的特殊部分。这样,董事会将有机会获得一个超越事实和数字的观点, 这提供了一个有用的文化测量的统计视图,并了解英国石油公司的文化是如何在实践中运作的。
100 bp年报及表格20—F 2021学习、发展及入职新董事入职、持续学习 及发展在宣布委任新董事加入董事会后,我们会编制一套有系统和广泛的入职计划。 这反映了他们的个人需要,以帮助确保他们处于最佳位置,最大限度地提高他们对董事会的贡献和效率。 于二零二一年,于获委任为董事会成员后,本集团为Karen Richardson及Johannes Teyssen(见反面)安排了量身定制的入职课程。在任命之后,董事会成员的技能和经验都会受到例行审查,以确保他们能够继续很好地评估和通报英国石油公司战略和目标的演变,同时根据商定的绩效目标审查领导团队的绩效。主席与董事的个别会议以及年度成效审查进程的产出也为审查进程提供了信息。这些步骤共同有助于确定学习和发展机会,以填补已确定的差距,或提供更深入的教育潜水到新的和不断发展的业务领域。 年内的活动学习和发展活动分为发展和教育需求、强制性培训(包括所有BP员工接受的培训,如行为守则和网络风险等)和现场访问。 于二零二一年,董事会参加了多个由主题专家主持的发展简报会,加深彼等对重点领域的了解。对增长势头所带来的机遇进行了深入研究, 在可再生能源开发方面,以及BP如何通过其持续转型成为一家综合能源公司,在这一领域发挥越来越重要的作用。 提供了强制性培训课程 负责人进行了实地访问和会议 与主要同事一起,加深他们对英国石油公司策略和运作的了解。尽管面临全球流行病的挑战,但仍采取了创造性的方法,为董事会成员提供沉浸式培训,而无需前往有关地点。 进一步详情载列如下:10次发展简介会2次实地考察(亲身及虚拟)董事会就职计划于所有董事获委任后,向彼等提供正式及全面的就职简介。Karen Richardson和Johannes Teyssen博士于2021年1月1日获委任,他们进行了强有力和量身定制的入职培训,包括与英国石油公司内部广泛的高级管理层和主要外部顾问举行会议。就职典礼的重要性怎么强调都不为过:这是支持董事履行法定职责的关键机制之一,加深他们对英国石油公司战略重点的理解,使董事会更接近决策者和负责日常业务管理的人。下文概述了这些活动的一部分。抵达前, 在第一个月内·与董事长和集团公司秘书举行介绍性会议,内容涵盖董事会和委员会事务的概况、董事会的优先事项、治理框架和BP的公司结构·预读董事会和相关委员会文件第一个月内 三个月·与领导团队成员进行介绍,概述他们的业务部门和主题专长·与相关委员会主席和成员举行会议,了解工作方式和优先领域·就具有战略意义的主题进行讲座·主要外部顾问就法律、监管、审计、财务和其他事项进行简报 第一年·员工参与会议,使员工有机会向董事会提供直接反馈·访问bp网站,在无法亲自访问的情况下,
101公司治理英国石油公司年报和表格20—F 2021我对英国石油公司的数字化愿景印象深刻。我在英国石油公司董事会的就职经历非常全面,内容丰富,收获颇丰。这并非没有挑战:COVID—19大流行的持久影响意味着面对面会议并不总是可能,尽管在整个过程中部署的数字解决方案以促进有意义的参与是非常出色的。我很高兴能够在2021年访问英国石油公司位于德克萨斯州休斯顿的安全运营中心,并期待在2022年及以后的进一步现场访问,以继续加深我对英国石油公司运营的了解。 卡伦·理查森独立非执行董事数字技能项目成功提升了英国石油公司数字战略的知名度。与主题专家的深入研究创造了丰富的双向讨论,加上全面的电子学习内容,有助于发展董事会成员对关键数字主题领域的理解。这些会议还展示了企业拥有的一些伟大的数字人才—我欢迎2022年该计划的下一阶段。 独立非执行董事数字技能计划2021年学习与发展计划的重点是提高数字技能,旨在授权董事会监督英国石油的数字战略。每个季度,董事会都会获得虚拟学习内容,并邀请他们与相关主题专家就四个不同主题领域进行讨论:数字基础、数字思维、新兴数字技术和转型数字技术。 此外,董事会成员还获得了与英国石油公司创新与工程团队最后一年毕业生的反向指导机会。在这些会议上,进一步探讨了数字主题,以获得对数字流畅性的新视角。
102 bp年度报告及表格20—F 2021董事会评估表现评估每年bp评估董事会、其委员会、主席的表现 以及个别董事。 这是一个完善的过程,也是评估董事会进展的重要和宝贵的机会,测试董事会是否有能力提供建设性的挑战,并成为领导团队值得信赖的思想伙伴。二零二零年董事会评估后取得良好进展。从管理层到董事会的信息流的质量和节奏都有所改善,风险治理审查已经完成,董事会教育课程也针对战略重点,如新兴的可再生能源和低碳能源业务、气候变化风险以及英国石油公司如何根据其财务和可持续性目标降低气候变化风险。董事会及委员会的时间已透过董事会路线图及董事会及委员会的职权范围得到优化及协调。每三年,建议的做法是外部促进董事会评估。 人事及管治委员会完成两个年度检讨周期后,监督二零二一年的检讨过程,包括委任独立的董事会检讨服务提供者。考虑到英国石油自2020年以来取得的重大战略进展、新的领导层和组织结构已经到位,以及英国石油新公司治理框架的推出,一家专业董事会审查公司被认为是对董事会在此期间取得的进展提供客观视角的最佳选择。在征求建议书程序之后,bp选择了独立董事会评估来完成外部董事会评估。独立董事会评估与英国石油公司或董事之间没有任何联系。评估过程见右图。董事会评估第一阶段规划第三阶段评估第四阶段报告第五阶段检讨第六阶段商定行动第二阶段简报 外部评估员P & GC批准审查过程,选择 公司秘书和主席同意的首选供应商。评估员设定检讨范围;出席董事会及委员会会议,与个别董事及非董事会贡献者举行会议,并与其他董事会进行比较。与董事会和委员会主席讨论报告草案。主席与个别董事、全体董事会及委员会讨论最终报告。高级独立董事 主持会议听取主席的反馈。董事会同意采取行动。评价员讨论评价过程 有椅子和公司秘书。作为三年评价周期的一部分,执行和监测行动。第七阶段实施
103企业管治bp年报及表格20—F 2021评估支持董事会表现高水平的整体看法。它重点突出,参与其中,非常重视治理实效,并与领导团队合作良好。提出的建议旨在帮助董事会取得最佳成效。 董事会同意在三个领域实施行动:战略和业绩:董事会到2021年的首要重点是监测英国石油公司转型为综合能源公司的战略进展和业绩。随着我们从2020年制定新的战略方向,到2021年的重塑,2022年将是该战略的交付。 因此,董事会会议将日益关注各业务实现既定目标及目标的过程。我们鼓励领导团队与董事会接触,进行咨询,建立可靠和持久的关系,并利用时间与董事会在充分发展之前提出想法。这将有助于提高人们对所考虑的风险和机会的认识,以及其他备选方案,同时也将他们的经验带到决策过程中。 人与文化:于二零二一年,我们透过结构化员工计划,在员工与非执行董事的互动方面取得重大进展。主席还参加了与企业和其他团队的访问。 作为补充,董事会(和委员会)将逐步恢复亲自实地访问的做法,以允许更多的亲自参与机会。除了反向数字化指导外,我们还将评估董事会会议室正式之外的其他关系和网络机会,例如与领导团队的一些成员以及那些被确定为有才能成为领导团队一员的员工共进非正式早餐/晚餐。 治理和报告:改进端到端董事会经验的建议 和信息流通正在进行中。 特别是:·通过董事会文件的共同框架,进一步改善董事会和管理层之间的信息流动。 ·调整CEO和CFO报告、委员会会议和委员会反馈的时间安排和时间分配,以便提出对bp最重要的问题。 各委员会审议了各委员会评价的反馈意见,主席与各董事举行了会议,讨论其个人反馈意见。 于2022年2月,高级独立董事领导与非执行董事举行会议,主席不在场,为董事会成员提供机会就其表现提供任何反馈。高级独立董事对董事长的持续领导能力以及他与首席执行官、首席财务官和bp领导团队其他成员的互动给予了大力支持。
104 bp年度报告及表格20—F 2021人事及管治委员会主席简介我很高兴以人事及管治委员会主席的身份提交我的报告。我们在2021年的重点是三个领域:监督由英国石油公司Reinvent计划带来的组织变革;为英国石油公司提供新的领导框架指导,并推动设计和推出健全的人才管理框架;以及不断更新董事会,确保我们拥有合适的技能、经验和董事会多元化,以实现我们的策略。Helge Lund委员会主席委员会概述委员会宗旨人事及管治委员会致力确保董事、领导团队及公司秘书候选人的有序继任。它负责监督公司治理事宜,审查法律、法规和这一领域不断演变的实践的发展。该委员会审查员工政策和做法,并监督其与英国石油公司的宗旨、战略和价值观的一致性。2021年期间的主要职责·监督多元化管道的开发 考虑到英国石油公司面临的挑战和机遇,其战略优先事项, 以及董事会所需的技能和专业知识 在未来·审查非执行董事的外部董事职务/承诺/冲突。 ·审查员工政策和实践,尤其是那些对人才和能力、多样性和包容性、敬业度和文化(包括员工福祉)有影响的政策和实践。·通过一系列正式和非正式渠道实施员工参与措施。 检讨并向董事会汇报员工的意见和优先事项,以加强董事会会议室的“员工声音”。·审查和发展董事会的公司治理框架,并监督其遵守公司治理标准和实践,同时确保其保持适合规模,复杂性和战略 BP的。·审查董事会的多元化政策及其实施的有效性。会议及出席率委员会于二零二一年举行四次会议,所有成员均出席每次会议。成员Helge Lund自2018年7月起成为会员,自2018年9月起担任主席Brendan Nelson成员(二零二一年五月十二日辞任)Paula Reynolds成员John Sawers成员Helge Lund委员会主席年内的活动监督组织变革作为我们对员工参与和文化的监督责任的一部分,我们根据适用的公司治理规则。我们还回顾了英国石油公司的重塑之旅,以确保该公司在成功交付新架构、新领导团队和新工作方式(委员会审查了采用敏捷工作的流程和程序)的过程中始终保持对安全的关注。新领导架构我们就新领导架构提供指引,进一步评估核心领导原则,并就其提交董事会及实施提供监督,详情载于第90页。我们审查了新的董事会治理框架,以确保英国石油继续保持董事会和委员会治理的最高标准。 此外,作为这项工作的一部分,我们聘请了一家外部供应商完成了详细的董事会效能检讨,并在第102页提供了详细的摘要和建议。我们的重点一直是安全地实现组织变革,作为重塑英国石油公司的一部分,并为高管和非高管继任者的人才管理开发一个强大的框架。
105公司治理BP年度报告和Form 20-F 2021董事会继任计划Karen Richardson和Johannes Teyssen于2021年1月1日加入董事会。艾莉森·卡恩沃斯爵士于2021年1月14日从董事会辞职,安·道林爵士和布兰登·纳尔逊爵士于2021年5月12日在年度股东大会后辞职。新的董事会成员为董事会带来了广泛的金融、技术、转型和能源行业经验,并确保继续大力关注战略执行、安全和可持续性以及与BP核心业务和市场的连接。根据新的职权范围,委员会有责任确定和阐明任何董事会任命过程的目标和标准。这是基于对董事会及其委员会的经验、技能和背景多样性进行审查后确定的要求。对于执行董事,委员会会考虑现有的继任计划。该委员会负责聘请一名独立的高管猎头顾问,该顾问协助准备候选人入围名单、协调面试和寻找推荐人。2021年期间,该委员会与Egon Zehnder、MWM Consulting和Spencer Stuart进行了接触,以支持其正在寻找新的董事会候选人。埃贡·泽恩德和斯宾塞·斯图尔特还为英国石油公司提供高管招聘方面的建议和支持。多样性:董事会根据全球框架的透明度和问责制分支,在2021年7月根据人民和治理委员会的建议,批准了一项DE&I政策,该政策补充了BP更广泛的多元化政策,并接受了该集团的价值观、行为准则和可持续发展框架。完整的DE&I政策可在网上获得,网址为:bp.com/Corporation。根据DE&I政策,董事会承诺:·鼓励在董事会会议室建立一个多样化和包容性的工作环境,在这种环境中,每个人都能根据自己的不同需求和情况得到接受、重视和公平待遇,而不受歧视或偏见。·继续我们在方方面面实现更大多样性的旅程,渴望随着时间的推移实现性别平等和少数族裔背景的人更多的代表性。·在审查董事会的组成、技能、经验和总体平衡时,包括在进行年度董事会有效性审查时,考虑多样性的所有方面。·监督董事会多样化继任渠道的发展,监督所有董事会任命都要经过正式、严格和透明的程序,并确保此类任命基于功绩和客观标准,并(除其他外)考虑到性别、年龄、教育和专业背景、社会、种族和地理背景以及认知和个人优势等因素。与了解BP在多元化、公平和包容性方面的价值观和方法的猎头公司进行接触,并同意在从不同的候选人人才库中寻找合适的董事会候选人时遵守这些价值观和方法。考虑到2021年董事会组成的变化,BP目前的董事会规模比前几年要小。尽管增加新的和适当合格的技能和经验以更新其组成的工作仍在继续,但到2021年底,董事会有10名成员。技能矩阵背景和经验能源市场运营卓越和风险管理全球商业领导力和治理技术,数字和创新气候变化和可持续性人员领导力和组织转型社会,政治和地缘政治金融,风险和交易非执行董事海尔格·隆德·保拉·罗斯普特·雷诺兹·图沙尔·莫尔扎里亚·梅洛迪·迈耶爵士约翰·索沃斯·卡伦·理查森·帕梅拉·戴利约翰尼斯·泰森这里列出的技能是根据英国石油公司的内部评估定义的。
106 bp年报及表格20—F 2021透过这10名成员,代表不同的个人优势、行业专长及国籍,有关个别董事会成员的技能及背景的进一步详情载于第84至87页的董事会简介一节。从性别角度来看,董事会由四名女性董事和六名男性董事组成,占女性代表的40%(二零二零年为45%,二零一九年为42%)。四个主要董事会委员会中有两个由一名女性董事担任主席,其中一名担任高级独立董事。 虽然董事会希望实现性别平等,但在实现多样性目标方面取得的进展对董事会的规模很敏感。在其他形式的多样性方面,董事会的一名成员自认为来自非白人少数族裔背景。根据董事会的政策,董事会作为一个整体希望随着时间的推移,有更多的少数族裔代表。 多样性:根据2018年《企业治理守则》及其直接下属的定义,我们的高级管理层包括49%的女性(2020年为43%)和26%的黑人、亚裔和少数族裔(2020年为25%)。 委员会在审查继任程序时认识到妇女和少数群体妇女面临的挑战,特别是她们在晋升高级职务方面面临的其他问题。委员会支持管理层开展的工作,支持在一个历来以男性为主、其他形式多样性有限的部门任职人数不足的群体的职业发展。具体而言,这包括到2025年让女性担任50%的前120名领导者的目标,到2025年,我们的美国少数族裔的目标是让20%的集团和高级领导者的角色由少数族裔担任,以及我们的英国族裔的目标是实现15%的高级领导者的角色由少数族裔担任。 多样性:员工委员会认识到,如果不促进整个员工队伍的多样性,就无法改善高层领导的多样性。多样性、公平性和包容性仍然是该集团人力资源战略的关键所在,并承诺确保有才能的个人能够在英国石油的所有业务领域获得令人满意的职业生涯,无论他们的背景如何。 董事会作为一个整体,支持该集团的企业资源小组(BRG),这些小组围绕特定主题,包括种族、性取向、在职父母和残疾人。BRG为其成员提供支持和网络机会 所有员工都可以加入, 以支持集团的多元化和共融倡议。董事会还支持提高认识的培训课程和“聚会”,包括今年举办的关于神经多样性和精神健康的课程。于二零二一年,委员会主席与两个以少数族裔群体为重点的BRG的成员举行了反馈会议,即USAAN(总部位于美国的“非裔美国人网络”)及PEN(总部位于英国的“积极族裔网络”)。这次会议是更广泛的员工参与计划(详情见第95页)的一部分,汇集了来自英国石油公司各业务部门的少数族裔同事,他们的任期从服务超过20年到最近通过研究生课程加入的人不等。讨论了广泛的议题,包括近年来少数族裔的机会如何得到改善。 员工及管治委员会收到该次会议的反馈意见,并于其后向全体董事会汇报,以加深董事对员工意见及经验的了解。 Karen Richardson及Johannes Teyssen于二零二一年一月一日加入董事会。Alison Carnwath女士于二零二一年一月十四日退任董事会,而Brendan Nelson及Dame Ann Dowling女士于二零二一年五月十二日股东周年大会后退任。新董事会成员带来了广泛的金融,技术,转型和能源行业经验 并将确保公司继续专注于战略执行,安全性和可持续性,以及与英国石油核心业务和市场的连通性。根据其职权范围,委员会负责确定和阐明任何董事会任命程序的目标和标准。此乃根据对董事会及其委员会之经验、技能及背景多元化之检讨所确定之要求而厘定。就执行董事而言,委员会考虑现有的继任计划。该委员会负责聘请一名独立的行政人员物色顾问,协助拟备候选人的短名单、协调面试和寻求推荐人。根据DE & I政策,该委员会与外部猎头公司合作,这些公司能够与英国石油公司在多样性、公平性和包容性方面的方针保持一致,从不同的候选人群体中寻找合适的人选。预计委员会所有成员与入围候选人会面或交谈,并商定一项建议,并将该建议提交董事会审查,同时考虑到候选人的现有任命和相关时间承诺以及任何实际或潜在的利益冲突等事项。 人民和治理委员会继续
107企业管治bp 2021年度年报及表格20—F审核委员会主席简介我很高兴介绍我作为审核委员会主席的首份报告。委员会继续协助董事会履行其职责,监察本集团财务报告及风险管理系统的完整性,并就多个范畴(包括主要会计判断及监控事宜)向管理层及外聘核数师提出质疑。Karen Richardson于二零二一年五月股东周年大会后加入委员会。她为委员会带来了广泛的金融和商业经验。布兰登·纳尔逊在年度股东大会上从委员会和董事会辞职。我要感谢他在过去11年中的勤奋领导、建设性挑战和对委员会的贡献。在卸任前,完成了彻底的移交,我与委员会的主要利益攸关方举行了会议,除其他外,寻求确定可能需要改进的领域。这些会议的成果绝大多数是积极的,利益攸关方注意到委员会运作良好。执行了一些小的改进,包括提交给委员会的材料的质量,并进一步强调风险和控制事项。该委员会花了相当多的时间审查交易活动,包括这个“整合者”如何支持英国石油的战略和执行。 委员会还考虑了能源价格波动以及企业如何管理这一风险,特别是2月份在美国以及今年下半年在欧洲和亚洲。 在董事会决定退出其在Rosneft的股权后,委员会与外部审计师就该决定引起的会计影响进行了初步审查。2022年,该委员会将监督英国政府提出的审计和公司治理改革建议的进展情况,以及在COP26上宣布的新的国际可持续发展标准委员会正在开展的工作。图沙尔·莫扎里亚委员会主席委员会概述委员会的作用委员会监督集团财务报告(包括与气候有关的财务披露)的有效性、内部控制和风险管理系统以及集团外部和内部审计程序的完整性。主要职责·监控和严格评估BP的财务报表和财务信息,包括财务报告和相关流程的完整性、做出声明的背景、遵守相关法律和法规要求以及财务报告标准,包括TCFD。·评估关于BP继续运营和偿还债务的能力的持续经营假设和较长期生存能力声明。·审查和质疑重要会计政策和财务报告判断的适用和适当性。·评估财务报告程序的质量和有效性所面临的风险,并根据董事会的要求,就年度报告和账目是否公平、平衡和可理解提出建议。 ·审查分配给股东的负担能力。·监督外部审计师的任命、薪酬、独立性和绩效以及整个审计过程的完整性,包括聘请外部审计师向英国石油公司提供非审计服务。 ·审查内部审计职能、BP内部财务控制及其内部控制和风险管理系统的有效性。 ·监控董事会分配给委员会的主要风险,并审查管理层就与BP内部财务控制和报告责任相关的风险以及可能属于范围内的此类新兴风险提出的缓解措施。·审查现有的制度,使英国石油公司的员工能够对财务报告或其他问题中可能存在的不当行为提出担忧,并对这些问题进行调查。 二零二一年之会议及出席率二零二一年共举行九次委员会会议。除卡伦·理查森未能出席其中一次会议外,所有成员都出席了每次会议。定期出席者包括首席财务官、高级副总裁会计报告控制、高级副总裁内部审计、法律执行副总裁和外部审计师。 成员Tushar Morzaria自二零二零年九月起为成员及自二零二一年五月起为主席Pamela Daley成员Paula Reynolds成员Karen Richardson自二零二一年五月起为成员Brendan Nelson成员及主席—二零二一年五月辞去董事会成员Alison Carnwath成员—辞去董事会成员Tushar Morzaria自二零二一年一月担任审核委员会主席。第86页的传记。 委员会认为,整个委员会具备适当和经验丰富的商业、财务和审计专门知识,以评估需要它处理的问题,以及在石油和天然气部门的能力。董事会还确定,由于bp是一家外国私人发行人,审计委员会符合1934年美国证券交易法第10A—3条的独立性标准规定,Morzaria先生可被视为表格20—F第16A项所定义的审计委员会财务专家。 Tushar Morzaria委员会主席该委员会花了相当多的时间审查交易活动,包括这个“整合者”如何支持英国石油公司的战略 和执行。
108 BP年度报告和Form 20-F 2021报告公平、平衡和可理解(FBU)报告定期审计委员会审查委员会在起草过程的早期就收到了BP年度报告和Form 20-F 2021关键章节的最新信息,以便提供足够的时间进行评论和审查。关于财务控制环境的报告委员会收到了关于财务报告程序的控制环境和完整性的最新情况。核查和管理保证委员会审查了非财务报告的保证程序(纳入TCFD披露),并收到了内部审计和风险报告关于内部控制和风险管理制度的报告。外聘审计员报告委员会收到外聘审计员关于其审计工作结果的报告。委员会向董事会提出了一项建议,董事会随后对整个报告进行了审查,并确认了评估结果。本年度的活动委员会如何审查财务披露委员会与管理层一起审查了季度、半年和年度财务报表,重点是:·集团财务报告程序的完整性。·披露的清晰度。·遵守相关的法律和财务报告标准。·会计政策和判断的适用。作为审查的一部分,委员会定期收到管理层和外聘审计员关于会计判断和估计的最新情况,包括与资产账面价值的可回收性以及气候风险和机会的影响有关的判断和估计。在作出这项评估时,委员会审阅了年内的披露资料,与高级管理层讨论有关要求,确认向外聘核数师提出的申述已有证据,并审阅有关财务报告内部控制的报告。委员会审查了叙述性披露和财务报表与气候风险和机会的一致性。委员会收到了管理层提交的关于年度报告核查进程的报告,包括披露TCFD的情况。委员会向董事会提出了一项建议,董事会随后审查了整个报告,确认了评估并批准了报告的出版。见第110页,了解委员会在审查财务披露时如何考虑气候风险和机会。如何审议和处理会计判断和估计委员会于2021年每季度向委员会通报集团在编制这些财务报表期间的关键会计判断和估计,并与管理层和外聘审计员进行了讨论。关键的会计判断和估计载于第178-196页。委员会还审议和处理了与勘探和评估无形资产、养恤金和其他退休后福利有关的主要会计估计数和判断。 详情见财务报表—附注1。委员会感到满意的是,财务报表适当处理了有关报告数额和披露的主要会计判断和估计,特别是反映了集团过渡战略的影响。于二零二一年分配予审核委员会监察的主要风险包括 与下列方面有关的:贸易和航运活动:包括因系统、风险管理方法、内部监控程序或雇员的缺点或故障而产生的风险。在审查这一风险时,委员会重点关注了外部市场的发展,以及英国石油的贸易和航运集成商如何继续改善其控制环境和政策,以加强其合规和控制文化。 这对于二零二一年的价格波动尤为重要。 该委员会进一步审议了贸易和航运风险管理计划的最新情况,包括遵守法规发展、应对网络威胁的活动以及通过英国石油公司之间加强协作的工作方式以及使用数字技术所带来的效率。 委员会亦检讨了COVID—19对营运及与贸易活动相关的监控环境的持续影响,特别参考与增加远程工作相关的营运考虑因素。 遵守业务和法规:包括道德不当行为或违反适用法律或法规的行为,这些行为可能会损害英国石油的声誉,对经营业绩和/或股东价值产生不利影响,并可能影响英国石油的经营许可。 数字和网络安全风险:包括用户访问控制、滥用信息和系统以及业务活动中断。委员会审查了英国石油公司数字环境的持续发展,包括与用户访问控制、核心服务优化和英国石油公司现代化相关的网络安全方面。 金融流动性:包括与外部市场情况,供求情况及英国石油产品所达到的价格有关的风险,这些风险可能会影响英国石油公司的财务表现。委员会审阅了用于管理本集团流动资金及资本投资(包括评估、有效性及效率)的主要假设及基本判断,并考虑了价格波动对可用流动资金的影响。 审计委员会续
109企业管治bp 2021年度报告及表格20—F 2021如何进行其他检讨委员会于2021年进行的其他检讨包括以下内容,而在委员会收到分部及职能检讨的每一个案中,·bp ventures和Launchpad:包括这些实体的目的、能力、运营模式、治理和绩效。·Lightsource BP:包括战略、业绩、资本结构、治理和控制以及财务和现金流概况。·税务:包括策略,表现,集团有效税率的主要驱动因素,全球间接税环境,税务现代化计划,以及不断演变的管理主要风险的方法。 ·交易和运输:包括战略、绩效、能力和风险管理。·投资的有效性:审查核准资本超过某一门槛的项目的业绩。·内部控制:评估管理层为纠正外部审计员的控制结果而制定的计划。如何评估内部监控及风险管理内部审核内部审核就集团管治、风险管理及内部监控向委员会提供关键保证。内部审计高级副总裁出席委员会会议。内部审计有一项五年战略,规定了该职能的目标和愿景,并在该年内向委员会提供了最新进展情况。委员会还审查并批准了内部审计章程,其中规定了按照英国特许内部审计师协会准则对这一职能的期望。 年内,委员会继续监察及检讨内部审核之成效及能力。在评估其有效性时,委员会遵循财务报告理事会《审计委员会指引》中的指引,该指引除批准年度计划及审阅上文所述的年度计划外,还包括与内部审计高级副总裁私下会面,以及听取其他主要利益相关者对职能有效性的反馈。 委员会的结论是,内部审计的范围不受限制,而且可以获得信息和履行其任务所需的足够资源。 此外,委员会根据内部审计师协会最佳实践准则审查了高级副总裁内部审计的独立性和客观性,高级副总裁现已任职七年。委员会的结论是,高级副总裁的内部审计保持独立和客观。于2021年10月,委员会访问了位于英国伦敦的贸易及航运集成商,包括交易大厅的演讲,涵盖低碳贸易、欧洲电力及全球生物燃料。 本次实地考察的主要讨论领域包括石油和天然气价格波动的影响、全球电力交易的业务发展以及与向低碳经济转型相关的机遇和风险。以及现有资源和管理层对所收到挑战的反应。 委员会亦收到内部审核报告,就其内部监控及风险管理制度之年度检讨,以及管理层对内部监控制度之评估。进一步资料可参阅第142—143页的风险管理及内部监控更新。非财务报告保证框架于本年度下半年,委员会讨论了英国石油在一系列监管及自愿披露框架及标准(包括TCFD)下发布的年报及其他文件中所包含的非财务报告(NFR)的控制及保证框架。随着这些框架和标准的发展,投资者和其他利益攸关方越来越依赖这些数据点,建立适当的控制和保证框架非常重要。管理层提出了关于制定净利率保证框架的建议。委员会审议了第二道和第三道防线的作用,包括内部审计计划如何获取重要指标,以及外部保证的作用。与TCFD“不遵守就解释”披露相关的指标被视为重大。内部审核完成对若干指标及TCFD披露之审核,并向委员会汇报其工作结果。 该委员会将监察无抵押贷款保证框架的执行情况,作为其监督内部监控制度的一部分角色。 培训及简报委员会于年内考虑市场最新情况及发展。 这包括高级副总裁会计报告控制方面关于财务报告和会计政策的发展以及由于集团重组而将引入的会计和披露变动的技术性会计更新。 委员会与董事会于年底后不久收到有关英国石油公司年报及表格20—F 2021所载非财务披露的最新资料,以及相关的保证程序。 上图:Tushar和Pamela在交易大厅与同事们交谈。
110 bp年度报告和表格20—F 2021委员会如何考虑气候风险和机遇委员会在监测英国石油财务报告、内部控制和风险管理系统的有效性方面的主要作用,意味着委员会能够很好地考虑与气候变化和向低碳经济过渡相关的风险和机遇。 委员会在这一年中审议气候风险和机遇的几种方式如下。于二零二一年三月,委员会审阅Lightsource bp业务,并收到有关策略、表现、能力及风险管理以及第一、第二及第三道防御政策的最新资料。委员会讨论了资本结构和投资决策过程。 2021年7月,委员会对能源价格假设进行年度检讨,涵盖2022—50年。范围包括石油、天然气、炼油利润和碳价格,范围广泛。 委员会审查并质疑管理层提供的基本假设、与前一年相比的变化以及与巴黎协定目标的一致性,与各种外部与巴黎一致的设想相比。能源价格假设用于投资评估假设及厘定减值。委员会评估根据各项判断对碳排放成本的不同处理方式,以及管理层对未来变动可能如何影响集团未来现金流量的最佳估计。委员会于年内审阅减值及拨回,作为其审阅季度财务披露的一部分,并于二零二二年二月审阅全年。 委员会还评估了监测退役恢复风险的过程。 委员会审议了能源价格的影响,与上述投资评估和减值的影响相一致,作为其持续经营评估和长期可行性说明的一部分。 今年下半年,该委员会审查了bp ventures和Launchpad,并收到了有关投资组合如何融入bp战略的最新消息。 年底后不久,委员会审查了管理层的情景分析,以及用于确定我们战略对不同气候情景的适应能力的投入。有关主要会计判断的进一步详情载于第178至196页。 欲了解更多有关我们策略的复原力的信息,请参阅可持续发展部分, 第61页至第64页。财务汇报局专题检讨英国石油年报及表格20—F 2020已纳入财务汇报局(FRC)的样本,以供其就其他表现指标(APM)的披露进行专题检讨。委员会注意到了专题审查的结果,其中英国石油公司的披露被认为是更好实践的范例,以及如何将进一步的改进纳入英国石油公司的2021年年度报告。 FRC的审查不能保证英国石油2020年年度报告在所有重大方面都是正确的。财务汇报委员会的作用不是核实所提供的资料,而是考虑遵守报告要求的情况。这些信函的撰写依据是,FRC(包括FRC的管理人员、雇员和代理人)不承担英国石油或任何第三方(包括但不限于投资者和股东)依赖这些信函的责任。外聘审计委员会如何评估审计风险外聘核数师载列其二零二一年的审计计划,识别将于审计过程中处理的重大审计风险。石油及天然气物业、厂房及设备价值减值及拨回。·结构性商品交易会计。·交易中第3级工具的估值 和航运。·管理层超越控制。审核方法概要载于第147页的独立核数师报告。 委员会于年内收到有关审计过程的最新资料,包括核数师如何质疑集团对重大审计风险的假设。审核委员会如何评估审核费用审核委员会每年检讨外聘核数师的费用架构、资源来源及聘用条款;此外,其每季度检讨核数师向本集团提供的非审核服务。年内支付予外聘核数师的费用为5,800万元(2020年5,400万元),其中零%用于非审计及其他鉴证服务(见财务报表—附注35)。 审核委员会信纳,该费用水平就所提供之审核服务而言属适当,且可就该费用进行有效审核。 非审计或非审计相关服务包括其他保证服务。 委员会如何评估审核成效作为其审核成效整体评估的一部分,委员会考虑外聘核数师及管理层(见下文)就审核过程及质量程序提出的报告,以及对有关问题的回应,以及关键判断的处理。年内,委员会亦与外聘核数师举行私人会议,委员会主席至少每季度分别与外聘核数师及内部审计高级副总裁举行会议。委员会评估了审计员提供审计服务的方法,同时考虑到了见解报告和管理层调查以及向委员会提交的报告。 委员会的结论是,审计小组在提供服务方面提供了所需的质量。审计小组表现出必要的承诺和能力,以明显的知识深度、稳健性、独立性和客观性以及对复杂问题的理解提供服务。 该小组对管理层提出了建设性的挑战,委员会注意到向其提供的报告的质量。
111企业管治bp年度报告及表格20—F 2021委员会收到的审计质量报告外聘核数师见解报告:审计委员会收到一份关于改进作为审计过程一部分的财务报告或内部控制程序的机会领域的摘要,管理层对所提出建议的回应,对照以往任何项目取得的进展,以及来年的重点领域。 管理调查:调查征求了主要内部利益攸关方的意见,包括以下方面的问题:(一)外聘审计师的业绩, 主要的测量方法 标准是:—规划和范围—审计过程的稳健性—独立性和客观性—交付质量—人员和服务质量。(ii)英国石油公司对审计的承诺。调查的整体得分与去年持平,二零二零年较二零一九年有所上升。然而,在沟通、国际合作以及对控制和风险的了解方面都取得了很大的改善。如何评估核数师的重新委任和独立性委员会考虑重新委任 在向董事会提出建议之前,每年向外聘核数师提出审计建议。委员会持续评估外聘核数师的独立性,并考虑外聘核数师提供的资料及保证以及非核数费用水平。要求外聘审计员每五年轮换一次主要审计伙伴,并每五至七年轮换其他高级审计人员。与英国石油公司审计有关的合伙人或高级职员不得调往集团。 外聘审计服务上次招标于二零一六年,外聘审计师已任职四年(自二零一八年起)。预计各国 根据有关指引,重新招标将于二零二六年或更早完成。委员会认为,审计服务重新招标的预期时间轴符合股东的最佳利益。该等因素包括核数师对监控及风险的了解、维持核数质素、独立性及客观性以及提供物有所值。该公司符合《2014年大公司市场调查法定审计服务(强制使用竞争性投标程序和审计委员会责任)令》的要求。 委员会如何监督 审计委员会负责英国石油公司的非审计服务政策和非审计服务的批准。透过禁止外聘核数师提供非审计税务服务及限制界定类别的税务相关工作,以保障审计客观性及独立性。英国石油公司关于非审计服务的政策规定,审计师不得从事SEC、上市公司会计监督委员会(PCAOB)、国际审计与保证准则委员会(IAASB)或英国财务报告委员会(FRC)禁止的非审计服务。审核委员会事先批准所有审核服务之条款以及获准审核相关及非审核服务。只有当外部审计师的专业知识和经验对英国石油公司很重要时,才会考虑提供允许的非审计服务。个别聘用的预先批准的许可服务低于某些门槛的批准被授权给高级副总裁会计报告控制或首席财务官。任何不包括在许可服务类别内的建议服务必须在聘用开始前事先获得审核委员会主席或审核委员会批准。审计委员会、首席财务官和高级副总裁会计报告控制负责监督英国石油公司对审计相关和非审计服务政策的总体遵守情况,包括是否获得了必要的事先批准。获准和预先批准的服务类别,载于第362页的主要会计师费用及服务。其他事项委员会检讨财务框架(包括增加股息及股份回购)分配政策元素的负担能力,作为其检讨季度业绩的一部分。该委员会考虑了英国石油公司向国际能源公司转型的现金流预测,以及中期内石油和天然气价格变动所带来的风险。 委员会审阅并向董事会建议更新风险框架及更改最高优先级组别风险。该委员会审查了其职权范围,并商定了较小的更新,包括明确委员会如何考虑气候风险和机遇。进一步详情见第92页的公司治理框架。作为季度成果进程的一部分,对持续经营进行了评估。委员会还审查了长期可行性声明。
112 BP年度报告和Form 20-F 2021审计委员会继续举例说明如何在财务报告中考虑和处理会计判断和估计,审计委员会活动结论/结果气候变化和能源转型的影响气候变化和向低碳经济转型可能对集团目前报告的资产和负债额以及未来可能确认的类似资产和负债产生重大影响。·审查了管理层对石油和天然气价格假设的最佳估计,以进行在用价值减值测试和投资评估。·审查了管理层对勘探无形资产可回收性的评估。·审查了管理层对退役条款的评估。·参见第110页,了解委员会是如何考虑气候风险和机遇的。·管理层修改后对石油和天然气价格的最佳估计符合一系列符合巴黎气候变化协议目标的过渡路径。·BP如何在其减值测试中应用碳定价,见附注1。·估计价格、产量或碳价格引起的净收入变化影响的敏感度分析在附注1中披露。·预期退役时间的合理变化不会对相关拨备产生重大影响。BP最重要的条款涉及退役、环境补救和诉讼。该集团持有石油和天然气生产设施和管道在其经济寿命结束时未来退役的规定。这些退役事件大多是在未来许多年后发生的,当发生拆除事件时,必须满足的确切要求是不确定的。BP就结算日期、技术、法律要求和贴现率做出假设。未来现金流的时间和数额受到重大不确定性的影响,在确定应确认的拨备数额时需要进行估计。还有一种风险是,之前剥离的资产的退役义务又回到了BP的头上。·收到关于退役(包括管理退役风险的程序)、环境、石棉和诉讼规定的简报。其中包括编制和核准费用估计数和财务报表拨备的要求、管理和控制。·审查了该集团计算拨备的贴现率。·截至2021年12月31日,在资产负债表上确认了167亿美元的退役准备金。·2021年底,BP用来确定资产负债表债务的贴现率是2.0%的名义利率--基于长期美国政府债券--比2020年减少了0.5%。资产账面价值可收回厘定一项资产、现金产生单位(现金产生单位)或一组包含商誉的现金产生单位(现金产生单位)是否减值及减值多少,涉及管理层对未来商品价格、折现率、生产概况、储备及通胀对营运开支的影响等不确定事项的判断及估计。根据管理层对未来商品价格的假设进行的储量估计对财务报表中报告的资产账面价值的可回收性评估有直接影响。·审查了遵守石油和天然气储量披露监管规定的政策和准则,包括该集团的储量治理框架和控制措施。·评估了该组织对石油和天然气价格的假设。·为减值测试目的审查了集团的贴现率。·作为季度尽职调查过程的一部分,对减值费用、冲销和“观察名单”项目进行了审查。·集团对布伦特石油和Henry Hub天然气的价格假设在短期内上调,长期向下修正,如第32页和附注1所述。估计净收入和折现率假设变化影响的敏感性分析已在附注1中披露。·如附注4中披露的净减值逆转/费用为41亿美元。
113企业管治bp年度报告及表格20—F 2021如何考虑及处理会计判断及估计的例子 于财务报告审核委员会活动结论╱结果新型冠状病毒病的影响以下涉及判断及估计的范畴被识别为与新型冠状病毒病疫情及当前经济环境的影响最为相关:持续经营、贴现率假设、石油和天然气价格假设、养恤金和其他退休后福利,以摊余成本和所得税计量的金融资产减值。·作为季度会议的一部分,听取了关于COVID—19影响的简报 尽职调查过程。 ·审查流动性预测评估,以支持持续经营断言。·审阅减值测试和拨备所用的贴现率。·审查管理层对石油和天然气价格假设的最佳估计,用于使用价值减值测试。·尽管当前的经济状况,英国石油公司仍保持弹性。 委员会满意管理层的评估,即本集团自财务报表批准之日起至少12个月内可继续持续经营。在评估对本集团持有权益的另一实体的控制权或影响力水平时,需要作出对Rosneft及Aker BP的投资判断。英国石油公司使用权益法对其在Rosneft和Aker BP的投资进行会计处理,英国石油公司在Rosneft和Aker BP的石油和天然气储量中的份额被包括在该集团的权益会计实体的估计净探明储量中。2021年英国石油公司持有的Rosneft 19.75%股权的股权会计处理取决于英国石油公司对Rosneft有重大影响力的判断。英国石油公司于2022年2月27日宣布将退出其在俄罗斯石油公司的股权。 在Aker BP提议与Lundin Energy交易后,英国石油对Aker BP的权益预计将下降至15.9%,但英国石油预计将继续对Aker BP产生重大影响。·审阅了关于2021年集团是否对Rosneft有重大影响力的判断,并预期在Lundin Energy交易完成后将继续对Aker BP有重大影响力。·审议了《国际财务报告准则》关于参与决策过程的证据的指导意见。 ·收到管理层的报告,评估了重大影响的程度,包括英国石油公司参与决策的程度。·审查了英国石油公司宣布退出俄罗斯石油公司股权的会计影响。根据IFRS的定义,BP在2021年全年对Rosneft保持了重大影响力。 由于英国石油公司的两名提名董事于2022年2月27日从俄罗斯石油公司董事会辞职,英国石油公司已确定从该日起不再对俄罗斯石油公司有重大影响力。详情见附注1和37。·委员会支持BP在拟议的Lundin Energy交易后对Aker BP保留重大影响力的判断,因此没有将全部投资分类为持作出售的资产。详情见附注1和2。衍生品对于第3级衍生金融工具,英国石油使用内部模型估计其公允价值, 缺乏市场报价或其他可观察到的、经市场证实的数据。可能需要作出判断,以确定买卖商品的合约是否符合衍生工具的定义,尤其是液化天然气合约。·定期收到衍生品会计判断报告。·听取了集团交易风险的简报,并审查了风险管理和控制系统 到位·审阅与贸易业务有关的控制流程和风险。·英国石油公司认为, 或出售LNG不符合IFRS下衍生品的定义。 ·英国石油于2021年12月31日在资产负债表上确认的第3级衍生金融工具的资产和负债分别为57亿美元和76亿美元,主要涉及 贸易和航运职能的活动。·英国石油公司使用内部模型对其中某些合同进行估值的情况已在附注1中披露。
114 bp年报及表格20—F 2021安全及可持续发展委员会Melody Meyer委员会主席委员会概览委员会角色安全及可持续发展委员会(S & SC)的角色为监督执行及检讨领导团队所建立及维持的流程,以识别及减低重大非财务风险。这一角色延伸到领导团队对个人和过程安全风险、安全和网络安全风险、运营、环境和社会风险、道德和合规风险以及现代奴役风险管理的管理。它还包括监测英国石油公司可持续发展框架的实施效果,包括英国石油公司净零目标的实施情况以及相关目标和目标。为支持这一监督,S & SC得到保证,即识别和减轻此类非财务风险的流程在设计上是适当的,在实施上是有效的。S & SC的主要职责S & SC的职权范围可在bp的网站上查阅,其职责包括:1.监测和/或测试:·BP在安全和可持续性方面的表现;以及·BP在安全和可持续性方面的内部控制系统的有效性,包括适用的管理系统、政策、惯例、流程、领导力和文化;通过收到的业绩和保证报告来了解。 2.监察董事会分配给S & SC的主要风险的管理及缓解,以及S & SC不时认为属于其范围的新出现风险。3.审查和测试管理层对集团内部审计的相关季度报告和选定的安全调查结果的回应。 4. 5.进行董事会可能不时分配给它的其他监督活动。 然而,S & SC有权调查属于其范围内的所有事项。会议及出席情况二零二一年共举行六次特别会议。首席执行官和董事会主席出席了其中四次会议。SVP安全和操作风险(S & OR)出席了每次会议。内部审计高级副总裁和/或其代表以及法律执行副总裁也按要求出席了会议。 在每次会议结束时,S & SC仅为其成员举行非公开会议,讨论出现的任何问题和会议的质量,管理层不在场。首席执行干事临时收到参加非公开会议的邀请。内部审计高级副总裁每年至少邀请一次与S & SC举行的非公开会议。S & SC主席在每次会议后向董事会报告,以确保每次S & SC会议上出现的关键事项得到董事会的注意。S & SC成员和任命日期Melody Meyer自2017年5月以来成员和主席自2019年11月以来教授Dame Ann Dowling成员(辞职 2021年5月12日)John Sawers爵士成员Johannes Teyssen(2021年1月1日获委任)主席简介于2021年,安全及安全委员会继续监察领导团队的工作,以推动整体安全及环境表现的持续改善,并特别关注减少一级工序安全事故。该委员会监察降低个人安全及网络安全风险的流程及表现。总的来说,我很高兴地报告,英国石油在应对COVID—19疫情的持续影响的同时,保持了稳健的安全、环境和安保表现。 2021年初,S & SC商定了一项监测BP可持续发展框架有效性和实施的计划,其中包括将多项可持续发展流程和目标嵌入运营管理系统(OMS),因为这是一个经过验证的安全和环境绩效改善流程。 7月,委员会收到了有关可持续发展目标的行政外联计划的反馈,收集了学者、企业合作伙伴、政府代表、非政府组织和投资者的反馈。 从9月起,S & SC承担了道德和合规问题季度审查的主要监督责任;作为其对英国石油公司道德和合规项目监督责任的一部分,董事会每年继续收到道德和合规更新。12月,在董事会全面评估风险框架后,修订了S & SC高优先级集团风险,以确保S & SC监督分配给委员会的董事会主要风险。更新了S & SC的职权范围,澄清了S & SC在董事会监督气候相关风险和机遇方面的作用。有关更多信息,请参阅第92页的公司治理框架。在这一年中,S & SC还对流程安全改进、网络安全演习、现代奴役进行了额外的重点审查,并参与了目标3和TCFD的全面深入研究。 2022年,在继续监控安全、安保和可持续性方面的风险和绩效的同时,委员会将重点关注到到2025年消除一级流程安全事故的持续目标,以及英国石油公司净零目标和相关目标的实施。S & SC将监督英国石油公司的工作,为新成立的国际可持续发展标准委员会提供意见,该委员会计划建立一个全球可持续发展相关披露标准基线,为可持续发展相关风险和机遇的决策提供信息。我们也期待在2022年进行更多实地考察。Melody Meyer委员会主席该委员会于二零二一年全球疫情持续影响期间,监察及促进安全、可靠及可靠的营运,及 有一个扩大的焦点, 嵌入英国石油公司的可持续发展框架。
115企业管治年报及表格20—F 2021年S & SC回顾年度S & SC与审核委员会通过其主席及秘书共同努力,确保年内议程不会重叠或遗漏任何主要风险。S & SC有权在不受限制的基础上要求任何独立意见和律师。安全、内部监控系统及风险管理S & SC收到来自业务分部及职能的特定报告,包括但不限于安全及营运风险职能、航运、内部审核及集团安全。对运营风险和绩效的审查构成了S & SC议程的很大一部分。 内部审计提供季度报告,说明其保证工作及其对内部控制和风险管理系统的年度审查。 S & SC还收到首席执行官和高级副总裁S & OR关于运营风险的定期报告,包括关于集团健康、安全、安保和环境表现以及运营完整性的定期报告。这些措施包括个人和过程安全、环境和监管合规、安全和网络风险的逐个会议措施,以及内部审计关于其活动的季度报告。此外,内部审计高级副总裁在一年内定期与S & SC主席和其他成员举行非公开会议。年内,S & SC分别收到有关BP风险管理的报告,涉及:·海洋·油井·管道·我们设施的爆炸或泄漏·重大安全事故·网络安全(过程控制网络)·道德和合规S & SC与相关执行管理层深入审查了这些风险及其管理和缓解措施。此外,审计委员会审阅并批准了内部审计职能的2022年审计计划。 S & SC还负责审查英国石油公司现代奴役风险管理的进展,并负责考虑英国石油公司未来计划的重点领域。企业报告S & SC审阅了英国石油2020年可持续发展报告。彼等亦收到外聘核数师就其选定可持续发展关键绩效指标有限保证的最新资料,并检讨二零二一年相关可持续发展保证的范围。嵌入 可持续发展框架于2021年第一季度,可持续发展框架检讨了可持续发展框架,并就实现零净、改善人民生活及关爱地球等议题举行了会议。9月,S & SC审查了目标1和4在净零运营和减少甲烷方面的进展。这包括燃烧、运行效率(如旋转储备监测)和甲烷测量等排放管理计划。会议还审查了目标16加强生物多样性方面的进展和前瞻性计划。12月,可持续发展委员会通过了2022年可持续减排目标,并审查了2022年可持续发展的实施进度和计划。更多关于英国石油公司的可持续发展方针,请参见第51页至第54页。2021年4月,S & SC成员对安哥拉进行了虚拟现场访问,安哥拉是BP的主要油气勘探中心之一。是次访问期间的讨论涵盖广泛议题,包括为处理第一级及第二级工艺安全事件而采取的步骤、完整性及危险识别、COVID—19的影响、甲烷测量项目及社会影响投资。虚拟现场访问也是与安哥拉当地工作人员进行有效虚拟接触的一个机会。
116 bp 2021年年报及表格20—F董事薪酬报告Paula Rosput Reynolds委员会主席尊敬的股东:本人谨代表董事会提呈二零二一年董事薪酬报告。诚如本年报其他部分所述,二零二一年是另一个充满挑战的一年。流行病持续存在。然而,英国石油公司完成了公司历史上最重大的重组,安全地带来了强劲的运营业绩,并恢复了盈利能力。对于所有这一切以及他们对推进能源转型的承诺,我们应该感谢。英国石油表现概览及二零二一年产生的薪酬结果每年,我们均透过年度花红计划奖励整个组织的表现。2021年的奖金记分卡包括三个类别的措施,安全和可持续性,运营和财务。该公司实现了与前一年一致的安全目标。减排量远远超过目标,反映自二零一七年我们首次设定减排目标以来累计减排近560万吨。 尽管英国石油的碳氢化合物工厂和炼油业务的可用性和可靠性都低于目标,但疫情的影响继续使2021年的运营充满挑战。相比之下,由于零售网络持续增长,我们的便利性和电气化利润率超过目标。以自由现金流量和累计现金成本减少额衡量的财务业绩表现出色。考虑到所有这些措施,公式化结果为1.61/2.0。鉴于整体成绩令人满意,委员会没有运用任何酌处权,计划应按最高限额的80.5%支付,未经调整。对于我们的员工而言,这一结果将是一个可喜的结果,因为去年我们绝大多数员工都没有收到奖金。内容与我们的策略及投资者建议一致119二零二一年表现及薪酬结果121二零二一年执行董事薪酬122二零二一年全年花红结果122 2019—21表现股份计划结果123二零二一年员工人数增加126管理及执行董事权益129主席及非执行董事业绩 及利益132过往董事133其他披露135二零二二年之政策实施137委员会概览委员会之角色委员会之角色为厘定薪酬政策并向董事会建议,以及厘定主席、执行董事及领导团队之薪酬。它审查员工薪酬并监控相关政策,确保激励和奖励符合英国石油的文化。 在厘定政策时,委员会考虑多项因素,包括员工薪酬结构、促进公司长期成功的政策,以及将薪酬与表现挂钩的方法。主要职责·向董事会建议执行董事的薪酬原则及政策,同时考虑董事会及领导团队以下雇员的薪酬及相关政策。·根据政策制定并批准执行董事、领导团队、首席内部审计师和公司秘书的聘用条款、薪酬、福利和终止聘用。 ·为股东准备年度薪酬报告,以说明政策的执行情况。·明确任何需要股东批准的股权计划的原则。·确保解雇条款和支付给执行董事和领导团队的费用是公平的。·接收并考虑与薪酬、薪酬比率、潜在薪酬差距和员工薪酬相关的员工意见和参与倡议的定期更新。·就薪酬事宜与股东保持适当对话。成员Paula Rosput Reynolds自2017年9月起担任成员,自2018年5月起担任主席帕梅拉·戴利成员Melody Meyer成员Tushar Morzaria成员(自2021年1月起)Brendan Nelson成员(自2021年5月退休)会议及出席委员会于年内举行了六次会议。全体董事均出席彼等合资格出席之各会议。 除委员会外,董事会主席及首席执行官亦出席委员会会议,惟与彼等本身薪酬有关的事宜除外。就首席财务官(CFO)和领导团队的薪酬咨询首席执行官。该委员会就更广泛的员工群体的薪酬提出了更广泛的建议,这主要是首席执行官的责任。首席执行官和首席财务官都会就与集团业绩和具体措施的变更有关的事宜进行咨询。 BP的执行副总裁人员和文化、高级副总裁的薪酬和福利以及委员会的独立顾问出席会议,其他高管也可以在必要时出席。该委员会会就集团的表现及有关行使判断或酌情权的事宜谘询其他董事委员会。 二零二一年又是充满挑战的一年。流行病持续存在。 然而,英国石油公司完成了最重大的重组, 在公司历史上,安全地提供了强劲的运营业绩和盈利能力。对于所有这一切以及他们对推进能源转型的承诺,我们应该感谢。
117企业管治bp 2021年年报及表格20—F我们亦透过授予表现股份奖励行政人员。2019—21年度奖励是根据2017年薪酬政策授出的最后一批股份,包括三项措施:相对总股东回报(rTMR)加权为50%;平均所用资本回报(ROACE)加权为20%;战略进展必要性加权为30%。 按公式计算,rTMR及ROACE措施均未达到归属门槛。只有战略性进展措施得以实现,这是通过结合定量评估和定性判断(详见本报告下文第123页和第124页)进行的。委员会审议了该轮会议的结果,同时考虑到外部环境。 虽然财务措施将不会归属,但委员会确认该期间取得的重大策略性进展,并认为最高限额的30%的公式化结果是适当的,不会运用酌情权。前瞻性委员会的决定在为更广泛的员工作出2022年的薪酬决策时,领导团队对全球各地的薪酬趋势特别敏感。该委员会意识到,现在是通货膨胀时期,并批准了今年更大规模的加薪预算,证实了我们长期以来的目标,即就业与市场利率保持一致。在英国,英国石油公司的实际生活工资增长幅度超过了全国最低工资标准,并且仍然是一个真正的生活工资雇主。 Bernard继续以大胆的愿景领导企业,并证明了他的“边转型边执行”的目标正在实现。2022年为25%,与英国大多数更广泛劳动力的预算一致。穆雷也在不断成长,并完全接受了首席财务官这一角色的挑战。他现在是一名经验丰富的首席财务官。你应该记得,我们在任命时将他的薪酬定为大大低于他的前任的水平。根据他的表现和市场可比性,我们在2021年为他增加了工资,增幅高于英国大多数劳动力的预算。我们在去年的报告中描述了我们的想法,并表示2021年的加薪可能是两次调整中的第一次,以使穆雷的基本工资与他的前任更一致。因此,我们建议将穆雷的工资提高6.6%,达到80万GB,在我们看来,这恰如其分地反映了他的许多贡献。这也使他与富时30指数成分股公司的首席财务官以及具有类似复杂性的角色竞争地结盟。我们2020年的薪酬政策建立了灵活性,可以调整我们的奖金和绩效份额计划中的绩效衡量标准和权重,以便我们能够根据情况做出反应并量身定做激励措施。虽然我们在最近的会议上仔细考虑了我们的业绩衡量标准,但我们已经确定,我们最近的记分卡(2021年奖金和2021-23年绩效股票)中使用的衡量标准和权重继续使薪酬结果与战略要务保持一致。因此,我们不会对2022年奖金或2022-24年业绩分享计划的措施进行调整。保持目标不变应该有助于评估我们在未来几年的进展。在股东和利益相关者参与达成上述薪酬决定的过程中,我们感谢我们在2022年第一季度从我们的最大股东和选定的股东代表机构那里征求和收到的意见。在过去的一年里,我们还反思了我们从股东那里收到的建议,特别是需要提高我们长期激励目标的透明度,我们提供的最新战略,以及与薪酬的联系。考虑到这一点,我们已经在改进这些披露方面取得了进展,我们希望您会发现,您的担忧已经通过139页和140页的详细信息得到了解决。更广泛的劳动力活动BP渴望提供一种平衡、进步和结构化的奖励方法,并根据业务领域和地点进行适当的变化。 作为董事会╱员工参与计划的一部分,我们于2021年与英国及全球各阶层员工举行了两次参与会议。委员会成员在研讨会上听取了有关薪酬事宜及其他广泛议题的意见,包括工作满意度、职业发展、转型及文化。此外,如第95及96页其他章节所述,其他董事会成员于二零二一年内与选定员工举行多项互动会议。员工坦诚而富有建设性,这让我们对公司的前景和文化充满信心。他们表现出巨大的决心,在疫情期间挺身而出。然而,对职业和报酬的态度在事后正在发生变化,我们必须作出相应的回应,改进报酬结构、职业机会和人际关系流程,这些将在第126页详细介绍。在去年的报告中,我们提到了我们的目标,即在2021年向每位英国石油公司员工授予一次性股票奖励,并于2025年归属。这反映了我们的信念,即广泛投资以取得成功,同时使员工的长期利益与全体股东的利益保持一致。在实现这一目标后,我们很高兴看到这些奖项赢得ProShare奖的最佳国际股份计划和最佳整体表现促进员工股份所有权奖,为超过50,000名员工。 我们在英国石油公司的员工已经表明了他们对公司复苏和未来业绩的承诺;看到股价回升和股票价值的增加,是对未来充满乐观的源泉。其他事项本报告主要回顾截至二零二一年底的绩效薪酬结果,并对董事会于二零二二年二月二十七日宣布退出其在Rosneft的股权决定大致保持沉默。董事会相信,此决定符合全体股东的最佳长远利益。 英国石油公司财务报告和财务状况的变化将在2022年第一季度确定,这反过来可能会影响一些绩效指标和目标,从而推动整个公司的薪酬激励结果。 因此,在2022年底,委员会将仔细考虑董事会本身在特殊情况下作出的这一决定的影响,我们预计在适当情况下作出调整,以考虑到这一点。另外,我想感谢布伦丹·纳尔逊在去年从董事会退休之前为我们的工作所做的许多杰出贡献。他总是一个分析合理和平衡的建议的来源,他的存在是非常想念。与此同时,我们有幸有图沙尔·莫尔扎里亚加入委员会,为我们的审议工作带来了新的视角和新的宝贵见解。一如既往,我们希望您能发现我们的报告内容丰富。 我们欢迎您的反馈意见,如果存在重大分歧,我们有机会讨论这些分歧,着眼于找到共同点。最后,吾等请求阁下于即将举行的股东周年大会上支持本董事薪酬报告及本文所述的决定。 Paula Rosput Reynolds薪酬委员会主席2022年3月18日
·每年审查一次,并酌情在年度大会之后增加。·一开始就以市场为基准,增长反映了我们更广泛的员工队伍。·伯纳德的工资增加了2.75%,达到1,335,750英镑。·默里的工资增加了8%,达到750,500英镑。·福利没有变化。·从年度股东大会开始,Bernard的工资将增加4.25%,达到1,392,519英镑,与英国大多数更广泛劳动力的预算一致。·穆雷的薪酬将从年度股东大会起增加6.6%,至80万GB,详情见第117页。·福利将保持不变。退休福利·承认本国的竞争性做法。·伯纳德是英国最终工资养老金计划的延期成员。自受聘以来,他一直领取现金津贴,以代替退休福利。这一比例被设定为工资的15%,与当时英国非零售业新员工的费率一致。默里是美国最终工资养老金计划的延期成员。自受聘以来,他一直领取现金津贴,以代替退休福利。这一比例被设定为工资的15%,与当时英国新招聘的非零售业员工的费率一致。·伯纳德的现金津贴保持在工资的15%不变,根据他在英国的递延养老金,他不会再积累任何价值。·默里的现金津贴保持在工资的15%不变,根据他的美国递延养老金,他不会再积累任何价值。·伯纳德的现金津贴将保持在工资的15%不变,根据他在英国的递延养老金,他不会再积累任何价值。·默里的现金津贴将保持在工资的15%不变,根据他的美国递延养老金,他不会再积累任何价值。年度奖金·激励我们实现年度和战略目标。·达到目标工资的112.5%,最高为工资的225%。·为了加强我们业务的长期性和可持续性的重要性,50%的奖金以现金支付,50%的奖金被强制延期,并以BP股票的形式持有三年。·在我们的2021年奖金中,我们的记分卡衡量了以下指标:安全和可持续性(30%)、运营(20%)和财务(50%)。·对照这些计分卡措施,奖金结果是最高奖金的80.5%,因此Bernard和Murray 2021年的奖金金额分别为2,419,377 GB和1,359,343 GB。·其中50%的金额已被递延,目前以BP股票的形式持有三年。·我们的2022年奖金记分卡、衡量标准和权重将与2021年的记分卡保持不变。业绩份额·使薪酬与我们的战略和长期业绩保持一致。授予结果因我们的财务回报和战略优先事项而异。·年度绩效股票授予,代表最高结果:首席执行官工资的500%,首席财务官工资的450%。我们2019-21年度业绩份额归属结果为最高30%。·对于我们的2022-24年周期,赠款水平将与2021-23年周期相同,伯纳德的拨款为工资的500%,默里的拨款为工资的450%。·同样,我们的2022-24年度绩效股票记分卡将与2021-23年度计划保持不变。持股要求·确保股东和高管董事利益的持续一致。·要求首席执行官和其他执行董事分别持有相当于工资的500%和450%的股份,包括离职后两年的持股(2020年政策)。·伯纳德和默里尚未达到他们的最低持股要求。该政策要求Bernard和Murray在任命之日起五年内达到其最低持股要求(即Bernard在2025年2月5日之前,Murray在2025年7月1日之前)。·最低持股要求将保持不变。董事薪酬报告(续)
119公司治理BP年度报告和Form 20-F 2021与我们的战略和投资者主张保持一致,设计一项在三年内保持符合目的的薪酬政策总是具有挑战性的。总体而言,委员会认为我们2020年的薪酬政策涵盖了正确的组成部分,并具有灵活性,以服务于我们转型的业务。在最近与股东的讨论中,我们确定了2023年政策更清晰将有益的几个领域。因此,我们将在续签过程中处理澄清问题,而不是简单地利用我们的灵活性。就目前而言,我们相信我们有灵活性来应对已经出现的大多数情况。总体而言,当前的政策反映了我们与股东接触后产生的五大主题:·使战略、业绩、股东经验和奖励结果保持一致·将公司业绩与也在转型的同行的业绩挂钩·使用明确的措施来反映BP的运营和财务进展·提供监测能源转型进展和减少碳影响的措施·提供委员会自由裁量权,以通过能源转型应对经济环境。我们如何在全年实现这一目标,董事会审查和讨论公司战略,并监测公司业绩。董事会收到了大量股东的意见,在我们讨论和辩论这些选择时,我们还考虑了对BP战略和业绩的独立分析。这些讨论最终达成了商定的年度计划和多年资本部署。反过来,这项工作构成了委员会为年度奖金和绩效股票奖励所采取的目标和措施的基础。这些奖励安排的结果主要是通过两个业绩记分卡来管理的,每个业绩记分卡都包括与安全、可持续性、业务、战略和财务业绩有关的明确措施和目标。在每个业绩期间结束时,委员会相对于目标评估量化的业绩成果,并审查定性的战略成就。为了总结任何可自由支配的调整是否合适,我们随后进行了一项“基础”评估,以考虑安全结果,以及更广泛地说,结果如何与股东经验、环境管理以及社会义务和期望保持一致。使薪酬结果与所交付的结果保持一致,是该委员会承担的最重要任务之一。我们的承诺是谨慎地监督这种一致性,并解释我们做出判断的基础。通过转型的灵活性从我们有弹性的碳氢化合物业务中产生现金是增长领域的基础。我们预计将把超过40%或更多的投资引导到我们的转型增长业务中。将支出重新分配给这些面向未来的努力将是一个渐进和非线性的问题,需要领导班子的灵活性和判断力。从委员会的角度来看,正如第123页和第124页更充分地讨论的那样,我们必须在评估这一战略进展时运用判断,因为我们知道,有许多因素影响管理层对变化的速度和范围的判断。便利性和移动性可持续发展整合低碳能源弹性碳氢化合物对于我们最高级的领导者,薪酬措施与我们的战略保持一致,如上所示,同时保持与交付的平衡,符合我们投资者主张的财务框架,以及我们的核心价值-安全。我们在2020年政策下的奖金计划和三个绩效股票计划周期的衡量和权重基本保持不变,为计划参与者带来了连续性。2020年政策下的年度奖金记分卡对齐2020年年度奖金2021年年度奖金2022年年度奖金安全,我们的核心价值战略进展:·弹性碳氢化合物·便利性和移动性·低碳能源可持续发展财务框架:·Cash Flow·利润·累计现金成本降低2020年政策下的绩效股记分卡对齐2020-22年度业绩股2021-23业绩股2022-24业绩股安全,我们的核心价值支撑着战略进步:·弹性碳氢化合物}30%}40%}40%·便利性和机动性·低碳能源可持续发展财务框架:}70%·RTSR}60%}60%·ROACE·调整后的EBIDA CAGR在本董事薪酬报告中,不包括深水地平线成本的自由现金流,平均资本使用回报率,便利和电气化的利润率份额和累计现金成本减少是非GAAP衡量标准。这些措施,以及可持续减排、上游工厂可靠性和炼油可用性,在第377页的术语表中进行了定义。
120 BP年度报告和Form 20-F 2021董事薪酬报告继续我们2020年政策下三个业绩分享周期的战略进展是使用定量评估和定性判断的平衡来确定的。为了通过这些性能周期提高透明度,我们一直在跟踪关键性能指标,这些指标将有助于告知飞行中的进展情况。下表列出了我们正在跟踪的措施以及我们在2021年的交付情况。对于2021年的整体交付,所有措施都达到或超过目标,但工厂可靠性和炼油可用性除外,其交付低于计划(更多详细信息,请参见第122和123页)。2021年交付2025年的目标是每桶弹性碳氢化合物生产成本6.82美元/桶~6美元/桶工厂可靠性94%96%炼油可用性94.8%96%便利性和移动性电动汽车充电站加速增长13,100>40,000个战略便利地点2,150~3,000个利润率份额便利和电气化29.1%~35%展示低碳能源开发的可再生能源的记录、规模和价值FID4.4GW 20GW生物能源a 26MB/d 50Mb/d液化天然气组合a 18Mtpa 25Mtpa a自建立2020年薪酬政策记分卡以来,这两个业务领域的一部分随后被定位在弹性碳氢化合物战略主题下。环境、社会和治理(ESG)事项和薪酬BP继续显示出对ESG事项的重大承诺,不仅通过我们2020年新战略宣布的目标和净零抱负,而且通过使用年度奖金和长期激励计划记分卡中的相关措施。环境措施既注重低碳,也注重减排。继续将安全作为长期激励计划的基础,以及作为年度奖金计划的一项措施,在最广泛的意义上表明了我们对社会事务的承诺。2022年,BP将通过推出另外两项社会措施来扩大ESG措施的影响:员工敬业度和改善种族代表性。认识到后者,我们意识到,作为一家全球性公司,提高族裔多样性的机会值得我们对性别代表性和包容性环境给予同样的关注和精力。我们将通过将这些措施作为公司高级领导的长期激励计划记分卡的一部分来嵌入这一承诺。展望未来,委员会将在2023年薪酬政策审查期间评估将这些社会措施纳入执行董事记分卡的适当性。治理不是管理的一种特定的记分卡措施。然而,正如第90-92页所述,它贯穿于我们的公司治理框架中。
1.2.3.4.GB 446M 2020 GB 170万GB 1.2.3.4.GB 244M 2020 GB 60万GB伯纳德·鲁尼首席执行官默里·奥金克洛斯首席财务官默里·奥金克洛斯2.07倍工资,773,710股1.86倍工资,391,407股政策要求实际121公司治理BP年度报告和20-F 2021见第377页术语2021业绩和薪酬结果见第123页和125页2021年总薪酬2021股份所有权128亿美元基本重置成本利润236亿美元运营现金流75亿美元股息,包括股票回购30%公式结果,判决委员会无调整30%最终结果(最大值的百分比)80.5%公式化结果(最大值的百分比)--委员会判决,未调整80.5%最终结果(最大值的百分比)绩效维度(%权重)年度奖金结果(最大值的80.5%)Bernard Looney GB 2,419,377-Auchincloss GB 1,359,343绩效指标(最大值的30%)Bernard Looney GB 493,365-Auchincloss GB 224,611关键战略亮点·交付了七个主要项目·便利店销售额达到创纪录水平·加快了我们的电动汽车战略·继续建立有纪律的低碳能源业务-现在有超过5GW的风能项目和巨大的氢气机会2021年是公司导航能源转型的又一个具有挑战性的一年,但尽管如此,BP还是产生了强劲的财务业绩,安全,安全,并实现了许多重要的运营和环境目标。出色的财务业绩,在非财务指标方面得到了强有力的支持。强劲的战略进展,但财务回报,特别是2020年以来的回报令人失望。股权是实现执行董事利益与股东利益一致的重要手段。截至2022年3月1日,伯纳德和默里正在朝着政策要求(任命后五年内的强制性要求)发展。2019年至2021年业绩股安全和可持续性(30%)运营(20%)财务(50%)财务(70%)战略进展(30%)2021年年度奖金30/306.7/20 24.6/30 49.2/50 0/70 1.工资和福利2.年度奖金4.业绩股1.工资和福利2.退休福利3.年度奖金4.业绩股伯纳德·鲁尼·默里·奥金克洛斯
122 bp年报及表格20—F 2021执行董事2021年薪酬单一数字表—执行董事(经审核)Bernard Looney首席执行官2021年默里·奥金克洛斯首席财务官(千)2021 Bernard Looneya CEO 2020年Murray Auchinclossa CFO(千)2020年薪金£ 1,323 £ 730 £ 1,181 £ 348福利£ 23 £ 14 £ 26 £ 8现金代替退休福利£ 198 £ 110 £ 177 £ 52年度奖金,现金(50%)£ 1,210英镑680——年度奖金,递延(50%)英镑1,210英镑680——绩效分享493英镑225英镑351英镑215总薪酬d 4,457英镑2,438英镑1,735英镑623总固定薪酬1,544英镑854英镑1,384英镑408总可变薪酬d 2,913英镑1,584 £ 351 £ 215请参阅下面的概述部分了解更多细节,除非另有说明。a Bernard Looney及Murray Auchincloss分别于二零二零年二月五日及七月一日加入董事会。2020年价值反映自董事会获委任之日起的薪酬结果。b Bernard及Murray的表现股份与彼等获委任为董事会成员前所授出的奖励有关,所示价值反映于二零二二年二月十六日收盘时每股普通股4.04英镑及每股美国存托股份32.48美元的股价。c Murray的2019—21年业绩股份奖励以ADS授予。所示价值已从美元兑换为英镑,汇率为1.3753。 d由于四舍五入,总数可能与各组成部分之和不完全一致。薪酬及福利Bernard Looney的薪酬自二零二一年股东周年大会起由1,300,000英镑增加至1,335,750英镑。Murray Auchincloss的薪酬从2021年股东周年大会上由69.5万英镑增加至75.05万英镑。两名执行董事均享有与汽车有关的福利、报税表准备、保安援助、保险及医疗福利。以现金代替退休福利自彼等获委任为执行董事后,Bernard及Murray不再就其服务收取任何退休福利,但收取固定为薪金15%的现金津贴。他们可自行决定将这些津贴转入退休计划,因此,在单一数字表中,这些数额被确定为现金,而不是退休福利。自做出这一决定以来,正如第126页所述,英国石油公司对英国更广泛的非零售员工的退休福利进行了重大调整。对于英国更广泛的非零售员工(占英国全体员工的54%),我们自2021年7月起将弹性现金福利津贴从薪金的15%提高至20%。因此,英国石油公司执行董事的15%津贴可能不再代表英国更广泛的非零售业劳动力,委员会将在2023年政策审查中对此进行审查。2021年全年花红结果2021年,委员会设立了一个由六项指标组成的花红记分卡,涵盖三个范畴:安全及可持续发展、营运及财务表现。 这些措施与我们的策略和投资者主张一致(详见第119页)。英国石油公司在过去一年中持续关注安全,一级和二级过程安全事件的发生率创纪录,全年共发生62起事件。 作为我们对公式化结果的概述的一部分,我们依赖于安全和可持续发展委员会(S & SC)的判断来评估安全结果,今年我们特别考虑了S & SC对与bp运营相关的两起死亡事件(一名员工和一名第三方死亡)的分析。经过审查,标准和标准委员会建议不作任何调整,委员会同意这一意见。安全及环境管理委员会注意到,如安全及环境表现出现重大恶化,或发生重大事故,显示安全及环境管理存在根本弱点,则应作出调整。减排量远远超过目标,反映自二零一七年我们首次设定减排目标以来累计减排近560万吨。生产和运营以及航运的所有经营实体都为这一成就做出了贡献。在bpx能源领域,在减少燃烧,通过转换为绿色电力合同精炼,以及在安哥拉和北海通过能源效率项目取得了进展。我们的碳氢化合物工厂和炼油操作的可用性和可靠性低于目标结果,为94.5%,原因是碳氢化合物工厂计划外停机和炼油维护活动水平增加。相比之下,便利性和电气化的利润率份额超过目标29.1%,创纪录的年度便利性毛利率。增加了200多个战略便利网站,增加了平均购买价值。 英国石油公司还继续推出电动汽车充电点,目前13,100个充电点中有近一半是快速充电器或超快速充电器,这是驾车者的首选。按自由现金流量和累计成本削减衡量,财务执行情况非常出色。实现163.6亿美元的自由现金流相对于154.2亿美元的环境调整目标非常强劲,全年收益交付得到了严格的资本管理减少的资本支出和加速撤资收益的支持。累计减少现金费用30亿美元,超过了计划最高限额28亿美元。 董事薪酬报告续
公司治理BP年度报告和表格20-F 2021年见第377页术语表公式记分卡结果1.61来自审计委员会和安全与可持续发展委员会的意见无调整薪酬委员会的判断无调整最高公式得分的80.5%安全与可持续发展30%经营业绩20%财务业绩50%公式化得分1.61安全与可持续发展(30%权重)经营业绩(20%权重)财务业绩(50%加权)2021年年度奖金记分卡这些措施是在我们2020年的政策条款下制定的。衡量结果重量阈值(0)目标(1)最大(2)+=+可持续减排(百万吨)便利和电气化带来的利润率2021年与2019年累计现金成本减少(10亿美元)流程安全一级和二级事件BP运营的可靠性和可用性自由现金流,不含深水地平线的成本(亿美元)73个事件094.2%0$144.2亿0 4.63 026.10%0$22亿0 15%10%25%15%10%25%66事件0.15 95.3%0.1$154.20亿0.25 52事件0.3 96.4%0.2$164.20亿0.5 4.88 0.15 28.90%0.1$25亿0.25 5.43 0.3 31.70%0.2$28亿0.562Events 94.5%$163.57亿560万吨29.1%$30亿0.19 0.30 0.03 0.11 0.48 0.5 2019-21年度业绩股计划结果Bernard和Murray在被任命为执行董事之前获得2019-21年度业绩股奖励。因此,他们根据集团股票价值计划(GSVP),而不是高管董事激励计划(EDIP),为公司高级领导人持有2019-21年度的奖励。然而,这两个计划下的归属是使用第125页所示的相同的集团业绩记分卡进行评估的。然后,公式化的结果可以由委员会(针对执行董事)或首席执行官(针对公司高级领导人)酌情调整。2019-21周期的记分卡-我们2017年股东批准的薪酬政策下的最后一个-由三个指标组成:RTSR(50%),ROACE(20%),以及四个战略进步要求(30%)。在公式化的基础上,相对于RTSR和ROACE衡量标准的表现令人失望,没有产生任何结果。委员会密切审查了战略进展的四项指标,鉴于重大战略转变,需要作出很大判断,以便将2019年确定的目标的实现与为实现2020年通过的新战略所作的持续努力联系起来。我们首先认识到,在改善英国石油公司的财务状况方面取得了实质性进展。2021年实现的债务削减、2021年强劲的ROACE以及基础成本基础的大幅降低表明,继续战略进展的基础已经奠定。委员会接着讨论了为2019-21两年期确定的战略进展方面,并审查了哪些方面仍然相关,取得了哪些进展,以及这些方面在哪些方面不再严格适用。我们还考虑了哪些其他战略进展可以合理取代和得到承认。后一项活动--决定是否有替代行动--包括委员会使用定量评估和定性判断。根据上述考虑和管理层提供的材料,委员会得出结论,2019-21两年期业绩份额的战略进展目标已完全实现,从而使这一措施得到充分的记分卡认可。我们对战略进展的评估如下背页。有关关键绩效指标,请参见第24-27页。我们听取了审计委员会的意见,以确保我们的结论是稳健的,并适当地反映了相对于市场的潜在财务表现。这包括审查自由现金流,特别注意到为反映环境定价影响(从而避免意外之财)而对财务目标所作的调整,以及新冠肺炎的影响,以更好地反映BP的基本业绩。考虑到所有这些措施,公式化的结果是2.0分中的1.61分,或最大值的80.5%,委员会得出结论,没有理由调整这一结果。
124 bp年报及2021年表格20—F董事薪酬报告续四项策略性目标的进展:天然气和原油在上游的增长。英国石油公司的目标是投资于新的大型天然气项目,在核心盆地寻求优质石油项目,并在选定的地区寻找新的机会。 英国石油公司已表示有意改变投资计划,将更多资金投入低碳或无碳项目。其后果显然改变了英国石油公司实现上述目标的投资模式。我们感到满意的是,管理层在这方面作出了明智的选择。尽管疫情带来严峻挑战,英国石油天然气生产组合从2018年的50%改善至2021年的51%,同期石油项目开发成本从17. 2美元/桶下降至15. 9美元/桶。 尽管重点发生了变化,该公司在三年内成功启动了16个重大项目。石油相关项目的平均开发成本较低,而石油和天然气项目的碳强度均低于先前存在的投资组合。 2.下游市场主导增长。英国石油公司的目标是利用先进的产品和战略伙伴关系进行创新。推进现在的便利性和移动性的工作完全符合2019年制定的目标。疫情对以客户为中心的业务带来具体挑战,燃料销售受到需求破坏的影响。然而,英国石油公司持续专注于改善其便利性竞争地位,其战略便利性站点数量从2018年的1400个增加到2021年的2150个。通过桑顿的交易,英国石油公司现在是美国中西部的领先运营商。3.多条战线上的冒险和低碳。BP的目标是寻求新的合资企业和合作伙伴关系,以满足快速发展的趋势,并开发跨业务解决方案,以创造机会或加强关系。BP雄心壮志的这一方面一直在进行,因为它也与BP修订后的战略高度一致。至关重要的是,在2019年至2021年期间,实现了超过3.9MtCO2e的可持续减排,这是我们实现目标1的重要一步,即到2050年或更早实现我们整个运营的绝对零排放。BP Launchpad通过收购Open Energi和Blueprint Power,继续建立其在高级分析和能源管理领域的公司组合。BP Ventures通过对Lightning eMotors、BluSmart和IoTecha的投资,继续为BP在新技术和先进移动性方面创造选择,这些选择将支持能源转型。在创建低碳业务方面也取得了实质性进展,美国和爱尔兰海已获得3.5GW净海上风电牌照。在氢气方面取得了进展,建造了一个1.3百万吨/年的项目漏斗,以及阿布扎比伙伴关系和东海岸集群选择。2021年期间,共有33个项目进入最终投资决定阶段。4.天然气发电和可再生能源交易和营销增长。BP的目标是在不断变化的世界中与合作伙伴和利益相关者竞争并抓住新的机遇。这一目标也符合经修订的战略,并已取得重大进展。英国石油公司仍然是美国最大的天然气和电力营销公司,也是世界上最大的公司之一;英国石油公司还敲定了一笔未来15年250兆瓦电力的重大交易。交易与几个部门密切相关,因此不会将业绩作为单独的业务进行汇编。 事实上,英国石油公司在2021年结束时的盈利有所增加,交易足迹也有所扩大。此外,可再生能源贸易的范围大幅扩大。随着世界认识到天然气作为过渡燃料的价值,英国石油公司自2019年以来已向英国石油公司运营的船队增加了三艘先进的液化天然气油轮,美国墨西哥湾沿岸液化能力每年增加了740万吨,非股权液化天然气货物数量较2018年水平增加了一倍多。 其他归属考虑因素除计分卡计量结果外,委员会亦会考虑公式化结果的“基础”,以厘定最终归属百分比。这一基础扩大了我们的表现评估,使我们能够考虑与绝对股东回报、环境和安全因素(包括死亡)以及低碳和气候变化事项的进展的整体一致性。在相关情况下,我们听取安全及可持续发展委员会及审核委员会的意见,加深我们的视野。 经考虑上述事项后,吾等认为并无理由对执行董事的公式归属结果作出酌情调整,而该计划应按照记分卡结果以最高30%的比例归属。这产生了下表所示的结果。记分卡详情见第125页。2019—21表现股份计划结果(经审核)奖励股份a归属股份包括股息归属股份价值,2022年2月股价变动的影响b Bernard Looney 167,960 122,120英镑493,365—145,117英镑Murray Auchinclossc 78,234 57,066英镑224,611—62英镑,856 a根据GSVP的股份授出按最高限额的50%,而非最高限额的100%, EDIP。C·默里的奖项是针对美国存托凭证授予和颁发的。表格中的数字反映了普通股的计算等价物,其价值已从美元转换为英镑,汇率为1.3753。既得股的价值反映了所有股东在三年内经历的股价变化。在2019-21年度的奖励周期中,最初的授予是根据普通股和美国存托股份的价格计算的,分别为5.48 GB和43.53美元,而归属时的价值为2022年2月16日的GB 4.04和32.48美元(详情见第129页)。因此,股价下跌使这些奖励的初始面值减少了约26%(普通股)和25%(美国存托凭证)。该委员会没有对与这些股价变化相关的授予结果进行可自由支配的调整。
公司治理BP年度报告和Form 20-F 2021见第377页词汇表财务措施结果加权门槛业绩最大业绩回报率平均资本(2019-21年平均)下游天然气电力和可再生能源交易和营销增长市场主导增长相对总股东回报公式归属30%支持:委员会审查绝对回报、长期安全和环境业绩,低碳和气候变化考虑:委员会裁决后不进行调整最终归属30%跨多条战线的风险和低碳第三8.5%50%7.5%20%7.5%7.5%第一12.5%结果0%30%第五公式6.2%上游的战略进展7.5%天然气和优势石油7.5%由委员会进行定性和定量评估。归属结果没有数字标尺(详见第124页)相对总股东回报率0%平均资本使用回报率0%战略进展30%公式化归属30%+=+0%0%7.5%7.5%7.5%7.5%30%首席执行官薪酬历史年份首席执行官总薪酬千年奖金最高绩效股份百分比2012年9,609 64.9 0 2013年鲍勃·达德利$15,086 88.0 45.5 2014年鲍勃·达德利$16,390 73.3 63.8 2015年鲍勃·达德利$19,376 100.074.3 2016年Bob Dudley$11,904 61.0 40.0 2017 Bob Dudley$15,108 71.5 70.0 2018 Bob Dudley$15,253 40.5 80.0 2019Bob Dudley$13,336 67.5 71.2 2020a Bob Dudley$188 0 32.5 Bernard Looney GB 1,735 0 32.5 2021 Bernard Looney GB 4,457 80.5 30 2020年符合资格的CEO服务期间的薪酬数据显示。2019-21年度业绩分享计划记分卡(经审计)这些措施是根据我们2017年的政策条款制定的。有关关键绩效指标,请参见第24-27页。
为了进一步加深我们对劳动力体验的洞察,我们不仅依赖于高级领导层的报告,而且今年在两个具体的参与会议上直接与来自不同劳动力部门的代表员工接触。在计划这些参与会议时,我们希望在多个方面提供多样化的意见:包括角色类型、任期、地点和国籍。在这些会议上,我们讨论了BP的目标和雄心,以及这如何与该组织的奖励计划相一致。在其中一次会议中,我们重点讨论了年内实施的英国奖励方案变化的影响。我们的调查范围包括成功吸引和留住人才、员工对薪酬发放方式的偏好、奖励方案的结构,以及BP的国际流动计划。讨论中反复出现的一个主题是,员工渴望灵活性,赋予他们权力,让他们在工作和薪酬方面做出个人选择。在2021年期间,BP对英国更广泛的非零售劳动力可用的奖励方案进行了全面审查。该公司完成了关闭其固定福利养老金计划的最后一步,该计划一直只对遗留员工开放,并采取了灵活的替代现金福利安排。这使得该公司能够提高英国更广泛的非零售业员工的福利一致性,从而将替代现金价值从工资的15%提高到20%。为了公平起见,BP没有为这一人群设定最低收入门槛,并允许所有零售人群参与其中。英国存在两个完全不同的计划,这一事实确实让在确定执行董事的资格福利时,“更广泛的劳动力”的定义变得复杂起来。正如第122页所述,我们将寻求解决这一问题,作为2023年政策审查的一部分。我们还很高兴地注意到,人们对2021年英国石油公司向每位员工一次性授予股份的热情感到高兴。这些奖项将于2025年授予,反映出一种信念,即员工应该亲自投资于可以通过BP的重塑创造的价值,从而使他们的长期利益与所有股东保持一致。除了直接支付薪酬之外,我们还注意到,员工强烈强调保持支持性和包容性的工作环境,以及普遍的“关怀文化”。例如,我们注意到BP对家庭友好型休假政策的承诺,在Stonewall的LGBT+员工最佳跨国雇主名单中承认BP为全球最大雇主,在人权运动的2021年企业平等指数中连续第四次获得100%的分数,该指数衡量的是非歧视政策的采用,LGBT+员工和家庭的公平福利,以及支持包容性文化和企业社会责任。我们也很高兴英国石油公司被生活工资基金会认可为英国真正的生活工资雇主。英国石油公司正在积极制定计划,为公平/生活工资制定同等的全球标准。通过所有这些计划,BP试图通过设计适当的奖励计划和流程来避免偏见。我们审查了英国石油公司性别和种族薪酬差距分析的数据,我们感到满意的是,尽管存在薪酬差距,但这些差距主要可归因于不同薪酬等级之间的代表性差异,而不是项目或决策中的偏见指标。由于性别和种族报告已经发布在该公司的网站bp.com上,加上英国石油公司对年度多样性、公平性和包容性报告的持续承诺(首次于2021年发布),我们不会在这里进一步扩大。总而言之,我们发现BP员工对他们的工作和工作条件都很积极,127页总结的薪酬结构很好地平衡了员工的需求。支付方式因业务领域和地点而异,因此下表涵盖了大多数员工的“核心”薪酬。董事薪酬报告(续)
127企业管治bp年报及表格20—F 2021要素政策适用于广大员工的特点与执行董事薪酬的比较薪酬我们的薪酬是为所有员工提供具竞争力的总薪酬待遇的基础,我们为所有未加入工会的员工进行年度薪酬检讨。我们在本次审查中确定薪酬时,会考虑到其他相关雇主的可比薪酬水平、每个人的技能、知识和经验,以及我们为每个国家设定的总体预算。在制定每年的预算时,我们会评估员工薪酬目前相对于市场利率的定位、对市场进一步增长的预测以及与增长计划、员工流动率和负担能力等相关的业务环境。我们执行董事的薪酬构成了 他们的薪酬总额,我们审查了这些 每年的工资。审查的主要目的是与相关市场比较者保持一致。除特殊情况外,我们打算将加薪幅度保持在为更广泛的员工制定的薪酬审查预算范围内。退休金及福利我们提供符合市场的福利方案,反映我们业务所在国家的正常做法。 在适当的情况下,并根据规模,我们提供个人利益选择的重要元素, 我们的员工。对于我们在英国的更广泛的非零售员工,覆盖英国劳动力的54%,我们将弹性现金福利津贴从工资的15%提高到20%, 二零二一年七月,于界定福利退休金安排结束后。除了增加安保相关福利外,我们的执行董事福利待遇与在同一国家同时加入英国石油的其他员工基本一致。根据二零二零年薪酬政策,执行董事的退休金福利大幅削减,彼等可领取现金代替退休金津贴,金额为薪金的15%。他们以前的累计界定福利计算以任用前薪金为上限 和服务年度奖金超过一半的全球员工参与年度现金奖金计划,该计划将目标奖金金额乘以 BP性能因子在0到2的范围内。我们就市场薪酬模式明显不同的业务(例如贸易业务)实施不同的花红计划。执行董事的年度奖金与英国石油公司的业绩指标和结果直接相关,与广大员工的业绩指标和结果相同。表现股份我们为专业入门级及以上级别的雇员设立一项表现股份计划,为期三年。机会根据三个大层次的资历而有所不同:小组领导人(约300人);高级领导人(约4000人);以及所有其他专业员工(约30000名潜在参与者, 其中20%将参与)。归属仅取决于集团领导人群体的英国石油绩效结果。我们执行董事的业绩份额采用与集团领导人业绩份额相同的英国石油绩效记分卡进行评估。对于下一个周期,即2022—24年,我们正在修改团队领导者的记分卡,以更紧密地适应他们的影响范围。我们将于明年考虑是否对执行董事作出类似修订,作为二零二三年政策考虑的一部分。
128 bp年报及2021年表格20—F董事薪酬报告续首席执行官与雇员薪酬比率年法第25百分位数: 薪酬比率、薪酬及福利总额、(薪金)第50百分位数: 薪酬比率,薪酬及福利总额,(薪金)第75百分位数: 薪酬比率,薪酬及福利总额,(薪金)2019年a选项A 543:1188:182:1 £ 19,108 £ 55,071 £ 126,085(18,845英镑)(38,800英镑)(74,200英镑)2020年a期权A 99:1 40:1 19:1 £ 18,984 £ 46,933 £ 98,546(18,984英镑)(29,040英镑)(£ 80,475)2021年期权A 208:1 87:1 35:1 £ 21,450 £ 50,959 £ 126,334(21,450英镑)(35,000英镑)(77,475英镑)Bob Dudley的工资已根据2019年和2020年报告中报告的比率从美元转换。 这是我们第三年根据2018年引入的要求报告首席执行官薪酬比率。根据过去两年,我们选择了选项A作为我们的报告基准,这是可用的最准确的方法,我们确认没有遗漏广泛适用的薪酬组成部分。如有必要,部分年度或部分时间薪酬已通过简单地综合部分或部分时间薪酬来调整,以达到一个全职相等的数字。 雇员价值与截至二零二一年十二月三十一日止年度之薪酬及福利有关。2019年至2020年,第50百分位数大幅下降(188:1至2020年)。40:1),2020年至2021年增加40:1至87:1。这些变化反映了CEO薪酬更偏重于浮动薪酬,导致员工薪酬的同比波动幅度大于员工薪酬的波动幅度。 这是薪酬比率报告逐年波动的自然原因,也说明了在评论薪酬差异是否适当时遇到的挑战之一。我们对适当性的考虑是,为首席执行官和更广泛的员工制定的政策都符合目的,并提供适合当年情况的薪酬结果,其差异反映了组织内不同级别的相对贡献。 经过全面考虑,委员会对薪酬政策和做法的所有见解,感到满意的是,今年公布的薪酬比率中位数与英国石油公司的员工薪酬政策一致,不构成修改薪酬计划的理由。百分比变化比较:下表中,“a”栏的数值代表薪金及费用的百分比变动;“b”栏的数值代表应课税利益(包括商务差旅费)的百分比变动;“c”栏的数值代表每个财政年度表现期间的花红结果的百分比变动。下面所示的雇员百分比代表了在bp p.l.c.雇用的每个雇员的平均全职等值工资与相对变化。在有关财政年度内任何时间,以及上一财政年度的相等平均值。就主席及非执行董事而言,应课税利益价值增加反映二零二一年恢复商务旅行。雇员百分比变化没有相关增加,因为差旅费报销不构成雇员的应纳税福利。 2021 v 2020 v 2019百分比变化:a b c a b c b c雇员7%—9% 100% a 0% 0%—100%伯纳德·鲁尼2%—29% 100% a——默里·奥金克洛斯5% 5% 100% a—艾莉森·卡恩沃思夫人0%—100% n/a—4%—94% n/a帕梅拉·戴利4% 1385% n/a—15%—92% n/a教授Dame Ann Dowling 0%—100% n/a—4%—96% n/a Helge Lund(椅子)0%—24% n/a 0%—74% n/a Melody Meyer—4% 283% n/a 9%—77% n/a Tushar Morzaria 5% 0% n/a Brendan Nelson 14%—100% n/a—7%—71% n/a a Paula Rosput Reynolds 6% 228% n/a 2%—92% n/a Karen Richardson——n/a——John Sawers爵士0% 1588% n/a 0%—83% n/a Johannes Teyssen——n/a——a 2021年的奖金恢复,在数学上,相对于2020年的零奖金,是无限增加的;我们以100%的增幅作说明。 Alison Carnwath女士、Dame Ann Dowling教授及Brendan Nelson女士于二零二一年辞职,因此,除一次性项目外,彼等二零二一年薪酬已按年计算以作比较。 Tushar Morzaria、Bernard Looney和Murray Auchincloss被任命为董事会成员的部分时间至2020年,因此,除一次性项目外,他们的2020年薪酬已按年计算以进行比较。Karen Richardson及Johannes Teyssen于二零二一年获委任为董事会成员,因此并无与二零二零年的比较。
129企业管治bp年报及表格20—F 2021管理及执行董事权益我们相信,我们的执行董事在其任期内及离开bp后,均应于公司拥有重大权益。因此,我们的持股政策要求首席执行官和首席财务官在其任命后的五年内分别建立其工资的五倍和四倍半的个人持股。预计他们在离职后两年将保持这一水平的个人持股。董事持股(经审核)下表详列各现任执行董事之个人持股情况。Bernard Looney和Murray Auchincloss正在朝着政策要求制定,该政策要求自他们的任命日期(2020年2月5日和7月1日)起适用五年。这些数字包括已向公司披露的英国石油股份(或计算的等价物)的所有实益和非实益所有权,但不包括根据2019—21年度业绩股份奖励交付的股份(因为这些股份包含在下表中)。董事于二零二一年一月一日之普通股或同等股权于二零二一年十二月三十一日之普通股或同等股权于二零二一年十二月三十一日之变动于二零二二年三月一日之普通股或同等股权于二零二二年三月一日委任日期之普通股或同等股权之价值a所取得之薪金倍数Bernard Looney 331,711 544,919 228,791 773,710 2020年2月5日£ 2,762,145 2. 07 x Murray Auchincloss 139,525 286,870 104,537 391,407 2020年7月1日£ 1,397,323 1. 86 x a根据于2022年3月1日的普通股价格3. 57英镑计算。执行董事于受限制股份及表现股份中拥有额外权益。下表按计划列出这些权益的合计情况。就表现股份而言,有关数字反映最高可能归属水平(不包括增加再投资股息),即使实际归属股份数目将视乎达到表现条件的程度而定。 总权益,所有计划(经审核)董事于二零二一年一月一日未归属普通股或同等股权于二零二一年十二月三十一日未归属普通股或同等股权于二零二一年十二月三十一日至二零二二年三月一日变动于二零二二年三月一日未归属普通股或同等股权于二零二二年三月一日Bernard Looney 3,193,599 4,882,082—293,650 4,588,432默里·奥金克洛斯1,581,899 2,447,213—81,662 2,365,551表现股份(经审核)表现期间授出表现股份日期股份要素权益于二零二二年归属之权益潜在最高表现股份归属普通股数目归属日期授出面值b,£ at 1 Jan 2021颁发2021 at 31 Dec 2021 Bernard Looney 2019—21c 25 Mar 2019 335,920 122,120 16 Feb 2022—2020—22d 2020 2,076,677—2,076,677—6,396,165 2021—23d 2021年6月1日—2,218,853 2,218,853——6,989,387 Murray Auchincloss 2019—21 ce 2019年3月25日156,468 57,066 2022—2020—22 d 2020年8月11日999,201—999,2019——2021—23d 2021—1,122,009—3,534,328 a对于2019—21年度计划下的奖励,表现条件以相对于雪佛龙、埃克森美孚、壳牌和道达尔的50%的TMR衡量(比较公司)在三年内,20%的ROACE在整个业绩期内平均,30%的战略进展在业绩期内评估。 对于2020—22年计划下的奖励,绩效条件是在三年内相对于由比较公司和ENI、Equinor和Repsol(扩展的比较公司)组成的扩大的同行群体的40%,在整个绩效期间平均为30%,在绩效期间评估的战略进展为30%。 2021—23年计划下的奖励,表现条件按三年内相对于扩大比较公司的TSC计算20%,按业绩期间平均ROACE计算20%,按截至2020年6月止年度计算的经调整每股EBIDA复合年增长率计算20%,及按业绩期间评估的策略进展计算40%。 详情见第139页和第140页。每个执行期于第三年的12月31日结束。b面值乃按奖励日期收市时普通股市价计算,详情如下:二零二零年八月十一日为3. 08英镑,二零二一年六月一日为3. 15英镑。 c在获委任为执行董事前,根据《全球特别行政计划》授出的奖励(所披露的股份权益反映最高归属,但根据本计划,奖励按最高限额的50%授出)。 指于业绩期末根据计划规则取得的业绩归属股份,并包括已归属股份的再投资股息。Bernard Looney的2019—21年度奖励于2月16日归属,当时每股市价为4.04英镑,Murray Auchincloss的奖励于2月16日归属,当时每股ADS的市价为32.48美元。因此,在单一数字表中报告为2021年收入的金额为Bernard Looney 49.3万英镑,Murray Auchincloss 30.9万英镑/22.5万英镑。d这些奖励下的最低归属(低于业绩门槛值)为0%。在各项措施的临界表现下,二零二零至二二年度的归属率为最高限额的10%,二零二一至二三年度的归属率为最高限额的5%。e该奖项以ADS形式颁发。上述数字反映计算的普通股等值。一股ADS相当于六股普通股。
130 bp年报及表格2021董事酬金报告续受限制股份(经审核)受限制期间受限制股份授出日期股份要素权益奖励面值,英镑受限制股份数目于2021年1月1日授出2021年12月31日Bernard Looney 2018—21b 2018年3月20日104,577—104,577 485,237 2019—21 c 2019年3月25日146,055—146,055 800,381 Murray Auchincloss 2018—22 b 2018年3月20日43,170 200,309 2019—21 d 2019年3月25日2,835—2,835 15,536 2019—21 c 2019年3月25日86,928 476,365 2020—22 d 2020年8月28日4,840—4,840 12,778 2021—23 d 2021年3月25日21,277 21,277 62,554 2021—23 d 2021—2010年6月16日,a面值乃按奖励日期收市时普通股市价计算,详情如下:二零一八年三月二十日4. 64英镑;二零一九年三月二十五日5. 48英镑;二零二零年八月二十八日2. 64英镑;二零二一年三月二十五日2. 94英镑;及二零二一年六月十六日3. 29英镑。b在获委任为董事前根据限制性股份计划II作出的奖励。c获委任为董事前根据个人股份价值计划作出的奖励。该计划下的奖励按薪金的100%授出。d与Murray Auchincloss密切相关的人的利益。递延股份(经审计)奖金年度业绩期授出日期 递延股份递延股份要素权益潜在最高递延股份数目获授之面值b,英镑Bernard Looney 2021 2022—24 2022年2月16日292,902英镑1,183,324 Murray Auchincloss 2021 2022—24 2022年2月16日164,569英镑664,859 a自二零一零年以来,递延股份的归属受安全及环境可持续发展障碍所规限。如委员会评估安全及环境表现出现重大恶化,或发生重大事故,而其中任何一项均显示安全及环境管理方面的潜在弱点,则委员会可得出结论,认为只应享有部分股份,或根本不享有股份。在达致其结论时,委员会听取S & SC的意见。 b面值乃按普通股于奖励日期之市价计算,详情如下:2022年2月16日为4. 04英镑。
131企业管治bp年报及2021年表格20—F于购股权计划中的股份权益(经审核)Bernard Looney与我们的许多英国雇员一样,持有bp集团“按赚而存”计划下的购股权,详情如下。该等购股权不受表现条件所规限。董事购股权类型于2021年1月1日授出行使于2021年12月31日a购股权价格于行使日期之市价首次行使届满日期Bernard Looney SAYE 6,024——6,024 £ 2. 49—01 2026年2月28日Bernard Looney SAYE—5,952—5,952 £ 2.52—01 9月2026 28 2027 Murray Auchincloss SAYeb 3,614—3,614 £ 2.49—01 9 2023 2024年2月28 2024 Murray Auchincloss SAYeb—3,571—3,571 £ 2.52—01 9 2024年9月28 2025 Murray Auchincloss Revent bpc—150,000—150,000英镑3. 15—2025年3月11日2031年3月10日a普通股于2021年12月31日的收市价为3. 31英镑。于二零二一年,最高市价为3. 66英镑,最低市价为2. 50英镑。b与Murray Auchincloss有密切关系的人的利益。c重组bp计划—该等购股权授予与Murray Auchincloss密切相关的人士,且不受表现条件的限制。Bernard和Murray在bp优先股、债券或期权计划(除上文所列者外)中没有任何权益,也没有在任何子公司的股份或贷款股票中拥有任何权益。董事及领导团队概无董事或其他领导团队成员拥有已发行普通股超过1%。于2022年3月1日,英国石油的董事及领导团队成员共同持有:4,147,295股普通股或其计算等价物;7,192,952股受限制股份单位(附或不附条件)或其计算等价物;6,874,211股业绩股份或其计算等价物;及5,953,999份普通股或其计算等值的购股权。离职后的股份所有权权益鲍勃达德利和布赖恩吉尔瓦里拥有,并继续保留,重大权益bp离职后。他们作为执行董事作出了个人承诺,在离职后的两年内,将实际持有相当于工资两倍半的股份。这一承诺得到了这样一个事实的保证:他们在离开英国石油时仍受归属和/或持有期限制的集团计划下的股份奖励的预期权益超过了2.5倍的工资门槛。尽管我们已于二零二零年政策中制定正式的离职后持股要求,但鉴于上述情况,我们并无修改对该等前行政人员的要求。
132bp年报及表格20—F 2021主席及非执行董事之业绩及权益主席及非执行董事之薪酬政策已于2020年股东周年大会上获批准,并获采纳以自2020年6月1日起实施。然而,由于COVID—19疫情及英国石油公司采取的应对措施,其实施被推迟。 董事会批准后,非执行董事之薪酬安排已调整如下,自二零二二年一月一日起生效:·董事会成员之年度基本费用已增加至115,000英镑。 ·高级独立董事的年薪已增加至16万英镑。 ·委员会主席的年费增加到35,000英镑。·取消了洲际旅行津贴。新收费安排的水平以英国同行为基准。年度基本酬金及委员会主席酬金上一次上调是在二零一二年,而高级独立董事的基本酬金自二零零七年以来一直没有上调。取消了洲际旅行津贴,以确保NED费用安排更加简单和透明。主席要求目前不增加他的费用。 诚如二零二零年报告所披露及下表所反映,自二零二一年一月一日起,人民与管治委员会成员费已引入。高级独立董事已放弃其收取该委员会会费的权利。二零二二年之费用结构维持不变,董事会将于年内再次检讨有关情况。 费用结构下表显示根据我们的二零二零年政策,主席及非执行董事的费用结构。主席没有资格获得委员会主席和会员费或洲际旅行津贴。 2021年费用每年千英镑2022年费用每年千英镑主席785 785高级独立董事a 120 160董事会成员90 115审计,薪酬、安全和可持续发展委员会主席费b 30 35委员会会员费20 20洲际差旅费5—a高级独立董事有资格担任委员会主席和成员费b委员会主席不收取其主持委员会的额外会费。二零二一年薪酬(经审核)下表列示截至二零二一年十二月三十一日止年度已付费用及适用福利。福利包括出差和出席董事会和其他会议的其他费用。于二零二一年担任主席期间,Helge Lund在伦敦使用全面维护的办公室处理公司业务、汽车及司机及保安事宜。福利价值已按45%税率(如适用)计算,作为应付税项估计。 费用福利总计£千2021 2020 2021 2020 Dame Alison Carnwathb 8 110 0 2 8 112 Pamela Daley 145 140 46 3 191 143 Professor Dame Ann Dowlingbc 51 135 0 0 51 135 Helge Lund(主席)785 785 19 25 804 810梅洛迪·迈耶160 166 14 4 174 170 Tushar Morzaria 136 37 0 0 136 37 Brendan Nelsonb 68 140 0 0 3 68 143 Paula Rosput Reynolds 185 174 9 3 194 177 Karen Richardsonbc 123—12—135—Sir John Sawersd 145 140 3 0 148 140 Johannes Teysenbe 120—8—128—a由于四舍五入,总数可能与组成部分之和不完全一致。 b Alison Carnwath夫人于2021年1月14日辞职。教授Dame Ann Dowling和Brendan Nelson于2021年5月12日退休。凯伦·理查森和约翰内斯·泰森被任命为 2021年1月1日 c费用包括每年25 000英镑的英国石油公司技术咨询委员会主席,该委员会由Dame Ann Dowling教授担任,直至退休,其后由Karen Richardson担任。 d费用包括每年担任英国石油公司地缘政治咨询委员会主席的15 000英镑。 e费用包括英国石油公司地缘政治咨询委员会成员每年10 000英镑。 董事薪酬报告续
133企业管治bp年报及表格20—F 2021主席及非执行董事之权益(经审核)以下数字包括本公司主席及各非执行董事于bp股份中的所有实益及非实益权益(或计算的等价物)已根据《金融行为监管局手册》中的披露指南和透明度规则披露(DTR)于适用日期。有关非执行董事持股指引的更多详情,请参阅第141页。 于二零二一年一月一日之普通股或同等股权于二零二一年十二月三十一日之普通股或同等股权于二零二一年十二月三十一日之变动于二零二二年三月一日之普通股或同等股权于二零二二年三月一日之现有股权价值已达至指引之百分比Dame Alison Carnwathb 17,700—帕梅拉·戴利40,332 40,332 0 40,332 $191,510 116%教授Dame Ann Dowlingb 22,320—Helge Lund(主席)600,000 600,000英镑2,142,000 273% Melody Meyer 20,646 20,646 0 20,646 $98,034 59% Tushar Morzaria 36,726 51,972 0 51,972英镑185,540 155% Brendan Nelsonb 21,626—Paula Rosput Reynolds 73,200 73,200 0 0 73,200 $347,578 211% Karen Richardsonb—10,746 $51,026 31% John Sawers爵士23,116 24,242 0 24,242 £ 86,544 72% Johannes Teysenb—35,000 0 35,000 £ 124,a根据2022年3月1日的股份及美国存托凭证价格3. 57英镑及28. 49美元计算。如提供美元价值,则该等股份作为美国存托证券持有。b Alison Carnwath夫人于2021年1月14日辞职。教授Dame Ann Dowling和Brendan Nelson于2021年5月12日退休。凯伦·理查森和约翰内斯·泰森被任命为 2021年1月1日过往董事离职付款(经审核)本财政年度内并无就离职付款。 支付予过往董事之款项(经审核)自离职后,Bob Dudley及Brian Gilvary已于奖励归属时收取股份,详情载于下表。这些问题都关系 根据执行董事奖励计划作出的表现股份奖励,以及上年度年度花红的递延股份部分。根据业绩股份计划的条款,表现股份Bob及Brian均被视为“良好离职者”,因此于2019—21年表现股份计划归属时获得股份,详情见第123—125页。彼等之股份归属已按比例厘定,以反映彼等之实际服务期, 三年周期。业绩如下:业绩期业绩股份授出日期原授出股份归属日期价值 已归属股份(包括股息)Bob Dudleya 2019—21 2019年2月19日1,340,766 2022年2月16日$1,102,826 Brian Gilvary 2019—21 2019年2月19日654,315 2022年2月16日£ 480,493 a该等奖励乃以美国存托证券的形式收取。上述数字反映计算的普通股等值。一股ADS相当于六股普通股。 b除上述详情外,Bob Dudley及Brian Gilvary的2018—20年表现股份奖励于2021年2月19日归属,详情载于2020年报告。于该报告后,于二零二一年三月三十一日,Bob及Brian就该等二零一八至二零年度奖励分别获得额外股息等值(二零二零年第四季度股息),价值为20,819元及8,349英镑。如先前所报告,Bob Dudley要求将与二零一四年至二零一九年年度花红结果相关的各种股份奖励的最终评估及归属决定推迟至退休后至少一年。同样,Brian Gilvary对他的2016年配对股份奖励提出了同样的要求,并要求他的2015年配对股份奖励再推迟两年。因此,委员会根据延长的延期延长,延长了这些奖励的原有安全和环境可持续性绩效条件。在该等自愿延期支付中,二零一四年政策下的奖励不以有关表现年度(与二零一四年、二零一五年及二零一六年花红年度有关)的总薪酬单一数字呈报,惟须于归属时予以披露。
134 bp年报及表格20—F 2021诚如二零二零年报告所述,经安全及可持续发展委员会的意见,委员会总结认为,安全表现持续改善,并已融入组织文化。因此,原安全及环境可持续性条件被视为已达成,该等奖励于二零二一年(退休后一年)归属。该等归属结果如下:红利年度类型表现期间奖励递延股份日期原授出股份归属日期归属股份价值(包括股息)Bob Dudleya 2014强制性2015—17 2015年2月11日147,054 31月21日$908,742 2014自愿性2015—17 2015年2月11日147,054 31 3月21日$908,742 2014匹配2015—17 11 2月2015 294,108 31 3月21日$1,590,299 2015强制性2016—18 4 3月2016 275,892 31 3月21日$1,592,320 2015自愿2016—18 2016年3月4日275,892 31月21日$1,592,320 2015配对2016—18 2016年3月4日551,784 31月21日$2,706,990 2016强制2017—19 2017年5月19日147,642 31 3月21日$779,541 2016匹配2017—19 19 5月2017 147,642 31 3月21 $633,372 Brian Gilvaryb 2016匹配2017—19 19 5月2017 73,070 30 6月21日£ 264,493 a这些奖项以ADS的形式获得。上述数字反映计算的普通股等值。一股ADS相当于六股普通股。 b除上述详情外,Brian Gilvary的二零一五年配对及二零一七年强制性递延红股奖励已于二零二一年二月十九日归属,详情载于二零二零年报告。于该报告后,于二零二一年三月三十一日,Brian就该等二零一五年及二零一七年奖励收取额外股息等值(二零二零年第四季度股息),分别价值14,844英镑及5,667英镑。委员会感谢鲍勃和布赖恩的领导行为,这些自愿延期所象征的,特别是他们对公司长期利益的承诺。这意味着,在最初的归属日期之后,甚至在他们担任执行董事的任期之后,审查的规模和价值都无法得到保证。离职后福利Bob Dudley在英国获得了价值20,581美元的汽车福利,并提供了7,189美元的报税准备保险。Brian Gilvary获得了26727英镑的报税表准备服务。于二零二一年,我们并无向英国石油任何过往董事作出披露规定范围内的其他付款(我们并无就该等披露设定最低限额)。董事薪酬报告续
135公司管治bp年报及表格20—F 2021其他披露历史TSC表现2020年2021201920182017201620152014201320122011英镑0英镑50英镑100英镑150英镑200英镑250英国石油富时100此图表显示在bp p.l.c.的假设100英镑投资价值增长。普通股,以及富时100指数(bp为成份股),于2011年12月31日至2021年12月31日的10年内。 独立性及建议董事会认为所有委员会成员均为独立人士,除股东身份外,在委员会的决策中并无任何个人财务利益。有关委员会之活动、所收到之意见及股东参与之进一步详情载于第116页之薪酬委员会报告。 于二零二一年,本公司聘用并向董事会主席汇报的Ben Mathews担任薪酬委员会秘书。 委员会亦就有关执行董事及高级管理层薪酬的多项事宜,听取执行副总裁人事及文化及高级副总裁Ashok Pillai的意见。 罗兵咸永道会计师事务所(PwC)于二零一七年九月经竞争性投标程序获委任为委员会独立顾问后,于二零二一年继续向委员会提供独立意见。普华永道的建议包括,例如支持薪酬基准和最新的市场惯例。罗兵咸永道是薪酬咨询集团的成员,因此,在英国根据有关行政人员薪酬咨询的行为守则运作。委员会认为所收到的意见是客观和独立的。委员会确信,向委员会提供薪酬建议的普华永道项目合伙人和团队与公司或其董事并无可能损害其独立性的联系。 于二零二一年,向委员会提供薪酬意见的总费用或其他收费(按小时收费计算)为80,121英镑(法律意见除外)。Freshfields Bruckhaus Deringer LLP(Freshfields)就具体合规事项向委员会提供法律咨询。普华永道和Freshfields在各自领域向该小组提供其他建议。 与企业管治守则有关的考虑因素在制定二零二零年政策时,委员会总结认为,以记分卡为基础的方法来设定目标及衡量成果,使我们有能力以透明的方式与股东及广大员工商讨薪酬事宜。因此,英国石油公司继续采用一种简单的薪酬结构,即与市场挂钩,并以年度和三年绩效为基础的激励。管理风险的方法是审慎制定业绩计量和目标,以及广泛灵活地运用委员会在评估成果时的酌处权。这些措施与强有力的苹果和回收措施相辅相成。 如二零二零年政策的情景图所示,薪酬结果可预测,并因达致目标薪酬结果所需的具挑战性表现水平而成比例。如第119页所示,通过对安全性、可持续性和战略性指标的重要权重,薪酬与英国石油公司的文化紧密一致,这体现在我们的宗旨和雄心上。 薪酬支出的相对重要性(百万美元)2021—2020 4,304向股东分派2021—2020 8,857向所有雇员支付的薪酬2021—2020 11,779a 6,340 9,878 12,034资本投资a有机资本支出
136 bp年报及2021年表格20—F股东参与二零二一年全年,我们继续与多名最大股东及其代表团体讨论薪酬政策及方针。 我们计划于2022年继续进行这一对话,考虑与设计2023年及以后薪酬政策有关的问题并作出决定。 下表显示了过去三年对该报告的投票情况。 股东周年大会董事薪酬报告投票结果年度%投票赞成“%投票反对”2021 95. 20% 4. 80% 220,577,221 2020 96. 05% 3. 95% 67,623,825 2019 95. 93% 4. 07% 337,586,814薪酬政策已于二零二零年五月之二零二零年股东周年大会上获股东批准。有关政策的投票如下。 2020年股东周年大会董事薪酬政策投票结果年度%投票赞成“%投票反对”2020年96. 58% 3. 42% 65,652,222服务合约及委任书执行董事的服务合约并无固定年期。每位执行董事的服务协议可在公司注册办事处查阅。每个执行董事的服务合同都有12个月的通知期。根据该集团的最大利益,委员会将设法尽量减少解雇偿金。 合约日期生效日期Bernard Looney 2019年10月4日2020年2月5日Murray Auchincloss 2020年1月20日2020年7月1日非执行董事已获委任书,可于本公司注册办事处查阅。各非执行董事预期将于董事会任职至彼等获委任三周年后之股东周年大会结束。此职位须经选举及其后每年重选。如双方同意,彼等预期各自将再任职三年,根据二零一八年守则的条文,一般为九年,惟须每年重选连任。 外部委任董事会支持执行董事接受公司以外的委任,以扩阔彼等的知识及经验。每名执行董事获准保留其外部委任之任何酬金。该等外部委任须经主席同意并向董事会汇报。 任何外部任命不得与董事的职责和对bp的承诺相冲突。于二零二一年,获委任为公众上市公司非执行董事的详情载列如下。董事被任命公司在被任命公司持有的额外职位总费用伯纳德·鲁尼Rosneftab董事0默里·奥金克洛斯·阿克·BP ASA董事0 a由于该公司持有Rosneft和阿克·BP ASA的股份。b截至2022年2月27日,Bernard辞去Rosneft非执行董事职务。董事薪酬报告续
137公司治理BP年度报告和Form 20-F 2021 2022年政策执行下表显示了股东在2020年年度股东大会上批准的薪酬政策将如何在2022年实施,并附有主要特征摘要。有关完整的薪酬政策,请访问bp.com/resignment。薪酬和福利提供固定薪酬,以反映企业和角色的规模和复杂性,并与外部市场竞争。在设定薪酬时,该委员会会考虑其他油气巨头以及欧美公司的做法,这些公司的规模、地理分布和业务动态与BP类似。执行主任的加薪百分比不会超过更广泛工作人员的加薪,但委员会确定的特定情况除外(例如,为了应对职责的重大变化)。·伯纳德·鲁尼的工资将在2022年年度股东大会后增加4.25%,至1,392,519英镑。相比之下,英国石油公司的年度薪资审查日期4月1日起,英国大多数员工的预算为4.25%。·默里·奥金克洛斯的工资将在2022年年度股东大会后增加6.6%,达到80万GB。·福利将在2022年保持不变,包括与汽车相关的条款(或代现金)、安全援助、保险和医疗保险。退休福利执行董事通常参与在其本国运营的公司退休计划。BP集团内部的新任命人员保留了以前积累的福利。对于他们作为董事的服务,退休福利将不超过英国为更广泛的劳动力提供的中位数。对于未来的任命,委员会将仔细审查将授予新董事的任何退休福利,同时考虑到更广泛集团的退休政策和现有的任何安排。·伯纳德和默里是与他们被任命为执行董事之前的服务有关的最终工资养老金计划的延期成员,但现在获得现金津贴,以代替退休福利。·伯纳德的现金津贴将保持在工资的15%不变,他在英国递延的养老金下不会再积累任何价值。·默里的现金津贴将保持在工资的15%不变,根据他的美国递延养老金,他不会再积累任何价值。年度奖金是根据年度记分卡来衡量的。委员会有权选择年度记分卡中采用的具体措施和相对权重,以反映与董事会商定的年度计划。每个衡量标准都设置了数字标尺,以相对于目标对结果进行评分。记分卡结果为1.0反映了目标结果,是最大结果的一半。目标奖金是工资的112.5%,最高奖金是工资的225%。每年奖金的一半以现金支付,另一半以递延股票奖励的形式在三年内交付。·对于我们的2022年奖金,我们的记分卡将与2021年保持不变,包括三个指标:安全和可持续性(30%)、运营(20%)和财务(50%)。有关更多细节,请参阅第139页的年度奖金措施。·如下文所述,奖励受强有力的恶意和追回条款的约束。
138 bp年报及表格20—F 2021表现股份表现股份授出三年表现期,并以记分卡计算。 该委员会有权选择记分卡中采用的具体措施和相对权重,以确保这些措施侧重于为股东利益提供英国石油战略的近期优先事项。年度补助金为CEO薪金的500%,其他执行董事薪金的450%。奖励将按业绩记分卡衡量的成果比例分配,但委员会可作任何调整。对于我们的2022—24周期,指标和权重与2021—23周期保持不变,rTMR为20%,ROACE为20%,调整后EBIDA CAGR为20%,战略进展为40%。详情请参阅第139页的表现分享计划措施。·2022—24年度奖励将根据截至英国石油公司2022年年度股东大会之日的90天期间每个交易日的平均收盘价来授予。·奖励受以下所述强有力的恶意和追回条款的约束。持股要求集团首席执行官至少持股五倍薪酬,其他执行董事四倍半薪酬,任期五年内。 执行董事必须在离职后至少两年保持这一水平。伯纳德和默里自任命以来尚未满五年,因此正在将他们的共同利益建设到政策要求的水平。Malus和追回Malus条款可能适用于以下情况:重大安全或环境故障;由于错误计算或错误信息导致的不正确裁决结果; 因财务报告失误或错误陈述审计结果而重报;重大不当行为; 或委员会认为性质类似的其他特殊情况。在下列情况下,可适用退单条款:因计算错误或资料错误而导致的不正确结果;因财务报告失误或审计结果误报而重新报告;或重大不当行为。委员会的灵活性委员会拥有酌情权,以调整绩效指标和权重,并修订rTMR指标的同行群体。此酌情权允许在整个政策期内就年度计划的变动及低碳营商环境的预期演变作出适当调整。该委员会亦有权决定年度花红及业绩股份的结果,使其可就股东经验及环境、社会及其他相关考虑因素的一致性发表广泛意见。 ·委员会已同意持续审查2020—22年度和2021—23年度业绩份额的结果,以确保适当性,考虑到授予奖励时的市场股价动荡。·2022年2月27日,英国石油宣布决定退出其在俄罗斯石油公司的股权。董事会相信,此决定符合全体股东的最佳长远利益。英国石油公司财务报告和财务状况的变化将在2022年第一季度确定,这反过来可能会影响一些绩效指标和目标,从而推动整个公司的薪酬激励结果。因此,在2022年底,委员会将仔细考虑董事会本身在特殊情况下作出的这一决定的影响,我们预计在适当情况下作出调整,以考虑到这一点。董事薪酬报告续
139公司治理BP年度报告和Form 20-F 2021--在确定最终归属百分比之前,将考虑安全结果。-Remco的酌处权将反映股东的经验、环境、社会和其他投入(包括考虑英国石油公司宣布打算退出其在俄罗斯石油公司的股份所产生的潜在影响)。-在某些情况下可能适用健壮的Malus和追回。安全和可持续性30%的措施包括权衡第一级和第二级过程安全事件15%可持续减排15%相对总股东回报与八家同行20%由八家公司组成的同行集团:雪佛龙、埃尼、埃克森美孚、雷普索尔、壳牌、TotalEnergy(和BP)运营20%衡量标准包括权衡BP运营的可靠性和可用性10%便利性和电气化的利润率份额10%财务20%ROACE(平均2022-24年)财务50%衡量包括加权自由现金流(%亿)25%累计现金成本削减(2022年与2019年)(10亿美元)25%增长20%调整后每股EBIDA CAGR战略进展40%衡量指标权重取决于薪酬委员会的判断:·通过弹性碳氢化合物业务提供价值(13.3%)。·加快客户和产品的增长(13.3%)。·展示低碳能源的记录、规模和价值(13.3%)。与战略进展措施有关的关键业绩指标见第120页。下表说明了2022年年度红利和2022-24年业绩股的业绩衡量标准和权重。2022年年度奖金的目标在商业上很敏感,将在2022年的报告中披露。在反思了从股东那里收到的建议后,对长期激励目标的披露有所改善。2022年开始的激励计划的绩效措施2022年措施2022-24年绩效股票年度奖金措施同行排名8 7 6 5 4 3 2 10%25%50%75%100%RTSR排名低于13.1%13.35%13.60%13.85%高于14.1%0%25%50%75%100%ROACE第一%调整后每股EBIDA低于7.7%8.20%8.70%9.20%高于9.7%0%25%50%75%100%保持在%中
140 BP年度报告和Form 20-F 2021相对总股东回报(RTSR)与八家同行20%同业集团八家公司:雪佛龙、埃尼、Equinor、埃克森美孚、雷普索尔、壳牌、TotalEnergie(和BP)相对总股东回报(RTSR)与八家同行40%同业集团八家公司:壳牌、TotalEnergy、埃克森美孚、雪佛龙、埃尼、Equinor,Repsol(和BP)财务20%ROACE(2021-23年平均)回报率30%ROACE(2020-22年平均)增长20%调整后每股EBIDA CAGR战略进展30%措施权重取决于薪酬委员会的判断:·通过弹性碳氢化合物业务提供价值(10%)。·加快客户和产品的增长(10%)。·展示低碳能源的记录、规模和价值(10%)。与战略进展措施有关的关键业绩指标见第120页。战略进展40%的措施权重取决于薪酬委员会的判断:·通过弹性碳氢化合物业务提供价值(13.3%)。·加快客户和产品的增长(13.3%)。·展示低碳能源的记录、规模和价值(13.3%)。与战略进展措施有关的关键业绩指标见第120页。2021-23年度绩效股票措施2020-22年度绩效股票措施-在确定最终归属百分比之前,将考虑安全结果。-薪酬委员会的酌处权将反映股东经验、环境、社会和其他投入(包括考虑英国石油公司宣布打算退出其在俄罗斯石油公司的股份所产生的潜在影响)。-在某些情况下可能适用健壮的Malus和追回。-在确定最终归属百分比之前,基石将考虑安全结果。-Remco的酌处权将反映股东的经验、环境、社会和其他投入(包括考虑英国石油公司宣布打算退出其在俄罗斯石油公司的股份所产生的潜在影响)。-在某些情况下可能适用健壮的Malus和追回。2021-23年和2020-22年长期激励计划的业绩衡量在反映了从股东那里收到的咨询意见后,我们对长期激励目标的披露有所改善。为了完整起见,我们还将2021-23年业绩股票和2020-22年业绩股票的长期激励目标包括在下面。对等排名对等排名8 7 6 5 4 3 2 1 0%25%50%75%100%RTSR排名保持在%访问权限0%25%50%75%100%8 7 6 5 4 3 2 1 RTSR排名位于9.50%以下9.75%10.00%10.25%以上10.5%0%25%50%75%100%访问权限保留%低于9.00%10.00%11.00%12.00%高于13.00%0%25%50%75%100%股本回报率调整后每股EBIDA低于4.5%5.00%5.50%6.00%高于6.5%0%25%50%75%100%股东董事薪酬报告续
141企业管治bp 2021年年报及表格20—F政策表—非执行董事非执行主席酬金方法薪酬以现金酬金形式支付,每月支付。主席薪酬的水平和结构将主要与英国的最佳做法进行比较。薪酬委员会每年检讨非执行主席薪酬的数额及结构,并向董事会提出建议。福利和开支方法椅子提供支持和合理的旅费。在伦敦为主席提供一个办公室和全职秘书和行政支助,并酌情在其本国为一个办公室和秘书支助作出贡献。在伦敦提供一辆汽车和一名司机,以及安全援助。所有合理的旅费和其他开支(包括任何有关的税款)均获发还。非执行董事袍金方法酬金以现金酬金形式支付,每月支付。薪酬常规与非执行董事薪酬之公认最佳常规标准一致,而作为一间英国上市公司,非执行董事薪酬水平及架构将主要与英国最佳常规作比较。 可能需要支付额外费用,以反映董事会的额外职责,例如委员会主席和成员以及高级独立董事的角色。非执行董事之薪酬水平及架构由主席、首席执行官及公司秘书审阅,并向董事会提出建议。非执行董事不会就彼等之薪酬投票。 非执行董事之薪酬每年检讨。非执行董事可获发津贴,以反映公司业务的全球性质。参加董事会或委员会会议或实地访问可支付洲际旅行津贴。每次洲际旅行后,津贴以现金支付。 非执行董事获提供行政支援及合理差旅费。 专业费用以现金形式偿还,在提供咨询和协助后支付。营运及机会非执行董事就履行职务所产生之所有合理差旅费及生活费(包括任何相关税项)获发还。总部位于英国境外的非执行董事有权获发还就英国税务合规事宜提供意见及协助所产生的专业费用。持股指引方法鼓励非执行董事持有相当于一年基本费用价值的英国石油公司股票。a自2022年1月1日起删除。 本董事薪酬报告已获董事会批准,并由Ben J. S代表董事会签署。于二零二二年三月十八日,公司秘书Mathews先生。
142 bp年度报告和表格20—F 2021第142—143页已被删除,因为它们不构成bp向SEC提交的表格20—F年度报告的一部分。
143公司治理英国石油公司年度报告和表格20—F 2021第142—143页已被删除,因为它们不构成英国石油公司向SEC提交的表格20—F年度报告的一部分。
144 bp年度报告及表格20—F 2021本页有意留空。
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BP集团合并财务报表 |
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独立审计师报告(PCAOB ID1147) | 166 | | 集团权益变动表 | 175 |
集团损益表 | 173 | | 集团资产负债表 | 176 |
集团全面收益表 | 174 | | 集团现金流量表 | 177 |
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关于财务报表的附注 |
1. | 重大会计政策 | 178 | | 21. | 贸易和其他应付款 | 218 |
2. | 持有待售非流动资产 | 197 | | 22. | 条文 | 219 |
3. | 处置和减值 | 198 | | 23. | 退休金和其他退休后福利 | 219 |
4. | 节段分析 | 200 | |
5. | 销售和其他营业收入 | 204 | | 24. | 现金和现金等价物 | 226 |
6. | 损益表分析 | 204 | | 25. | 融资债务 | 226 |
7. | 油气资源勘探与评价 | 205 | | 26. | 资本披露和净债务 | 227 |
| 27. | 租契 | 228 |
8. | 税收 | 205 | | 28. | 金融工具与金融风险因素 | 228 |
9. | 分红 | 207 | |
10. | 每股收益 | 208 | | 29. | 衍生金融工具 | 233 |
11. | 财产、厂房和设备 | 210 | | 30. | 催缴股本 | 241 |
12. | 资本承诺 | 211 | | 31. | 资本和储备 | 242 |
13. | 商誉 | 211 | | 32. | 或有负债与法律程序 | 247 |
14. | 无形资产 | 213 | | 33. | 高级管理人员及非执行董事的薪酬 | 250 |
15. | 对合资企业的投资 | 213 | |
16. | 对联营公司的投资 | 215 | | 34. | 员工成本和数字 | 251 |
17. | 其他投资 | 217 | | 35. | 核数师的报酬 | 251 |
18. | 盘存 | 217 | | 36. | 附属公司、联合安排及联营公司 | 252 |
19. | 贸易和其他应收款 | 218 | |
20. | 估值及合资格账目 | 218 | | 37. | 报告所述期间之后发生的事件 | 253 |
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关于石油和天然气的补充资料(未经审计) |
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石油和天然气勘探与生产活动 | 255 | | 与已探明油气储量有关的未来现金流量折现及其变化的标准化计量 | 276 |
估计净探明储量变动情况 | 261 | |
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BP集团合并财务报表
第146-165页已被删除,因为它们不是英国石油公司提交给美国证券交易委员会的20-F表格年度报告的一部分。
本页不构成BP提交给美国证券交易委员会的Form 20-F年度报告的一部分。
第146-165页已被删除,因为它们不是英国石油公司提交给美国证券交易委员会的20-F表格年度报告的一部分。
本页不构成BP提交给美国证券交易委员会的Form 20-F年度报告的一部分。
BP集团合并财务报表
独立注册会计师事务所报告
致英国石油公司股东和董事会。
对财务报表的几点看法
我们已经审计了随附的BP P.L.C.集团综合资产负债表。于截至二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日止三个年度内,各有关综合集团损益表、集团全面收益表、集团权益变动表及集团现金流量表,以及相关附注(统称为“财务报表”)包括于二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日及二零一零年十二月三十一日止各年度的相关综合集团收益表、集团全面收益表、集团权益变动表及集团现金流量表。吾等认为,该等财务报表在各重大方面均公平地反映公司于二零二一年至二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日止三个年度的财务状况,以及截至二零二一年十二月三十一日止三个年度的经营业绩及现金流量,并符合英国采纳的国际会计准则及欧盟采纳的国际财务报告准则及国际会计准则理事会颁布的国际财务报告准则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制,其依据是英国财务报告理事会关于风险管理、内部控制及相关财务和商业报告的指导意见关于财务报告的内部控制,我们于2022年3月18日的报告表达了对集团财务报告内部控制的无保留意见。
会计原则的变化
诚如财务报表附注1所述,本公司已更改其有关呈列与实物结算衍生合约有关的收入及采购的会计政策。
意见基础
该等财务报表由本集团管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对集团的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,必须对集团保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证,无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价财务报表的整体列报。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项,这些事项(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露,(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见,我们也不会通过传达下面的关键审计事项,就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
1.上游石油和天然气不动产、厂场和设备(PP & E)资产减值—财务报表附注1、3和11
关键审计事项说明
于2021年12月31日的集团资产负债表包括1,130亿美元的物业及设备,其中740亿美元为OP & O(470亿美元)及G & LCE(320亿美元)分部的油气物业。
管理层就使用价值减值测试所作之石油及天然气价格假设之“最佳估计”已于二零二一年修订,详情载于第178页附注1。与前一年相比,布伦特石油假设至2030年,Henry Hub天然气假设至2022年,反映了预期的近期供应限制。由于英国石油公司预计向低碳经济过渡的步伐加快,2030年后布伦特原油的假设较上年有所下调。除了2022年,Henry Hub天然气的假设与去年持平。
鉴于二零二一年价格假设修订的重要性,加上若干现金产生单位的特定新指标,管理层于年内测试了大部分石油及天然气现金产生单位的减值及╱或减值拨回。管理层录得48亿美元的税前油气现金产生单位减值拨回,主要是由于上文详述的油气价格上调,以及24亿美元的税前油气现金产生单位减值支出。进一步资料载于第184页附注1和第198页附注3。
我们在管理层厘定减值支出及╱或拨回记录水平时识别出三项关键管理层估计。这些是:
•石油和天然气价格- 英国石油的石油和天然气价格假设对OP & O和G & LCE部门进行的许多现金产生单位减值评估有重大影响,并且具有固有的不确定性。鉴于气候变化、全球能源转型及COVID—19,未来价格的估计面临更大的不确定性。管理层于评估现金产生单位减值及╱或拨回时,可能未能预测合理的“最佳估计”石油及天然气价格预测,导致重大错误陈述。这些价格假设具有高度的判断性,是bp石油和天然气现金产生单位估值的普遍输入,因此任何错误陈述也会累积起来。还有一个风险是,管理层的石油和天然气价格相关披露不合理。
该集团在使用价值减值评估中的油气价格假设与英国石油的投资评估假设一致,但英国石油可能承担的未来潜在排放成本在投资评估中作为英国石油成本而不假设增量收入。
如第178页注1所述,排放成本预测与bp的石油和天然气价格相互关联,因为bp的使用价值估计价格假设代表的是"净生产者价格",即,扣除未来可能颁布的任何进一步排放成本。风险管理部门的判断并不合理,即由包括英国石油在内的生产商承担的此类进一步排放成本的潜在影响预计不会对集团的石油和天然气现金产生单位的账面值产生重大影响,因为成本实际上将由石油和天然气终端用户承担,因为商品价格整体上涨。
•贴现率- 鉴于涉及时间较长,若干现金产生单位减值评估对所应用的贴现率敏感。贴现率应反映市场所要求的回报以及贴现现金流量所固有的风险。管理层可能没有假设合理贴现率(如适用),并就国家风险及相关税率作出调整,导致重大错误陈述。确定合理的贴现率是高度判断性的,与上述价格假设一致,贴现率假设也是BP石油和天然气现金产生单位估值的普遍输入,在调整资产特定风险和税率之前,因此任何错误陈述也会累积。
•储量和资源估算- 若干现金产生单位减值评估的主要输入数据为石油及天然气产量预测,该预测乃基于相关储量估计及油田特定开发假设。若干现金产生单位产量预测包括特定风险调整资源量(除已探明及╱或可能储量估计外),该等资源量固有地低于储量;而与该等产量有关的假设可能特别具有判断性。对于个别重要现金产生单位的不合理产量预测和/或BP在OP & O和G & LCE部门的储量和资源估算政策中存在系统性缺陷,可能导致重大错报。
我们识别出若干账面值总额为330亿美元的个别现金产生单位,我们认为由于石油和天然气价格假设的合理变动,该等现金产生单位将面临重大减值支出的风险(及╱或该群体内账面值合计为250亿美元的现金产生单位的减值拨回)。我们识别出该等现金产生单位的一部分亦个别对贴现率假设重大敏感。
我们亦识别出合并账面值为120亿美元的现金产生单位,其敏感度较低,原因是该等现金产生单位因部分或全部关键假设出现合理变动而整体面临重大减值的潜在风险。该等现金产生单位并无减值拨回。有关该等敏感度的进一步资料见第186页的附注1。
上游石油及天然气物业及其他设备资产的减值及╱或拨回评估仍为关键审计事项,原因是可收回价值依赖于管理层估计固有判断及复杂的预测,而潜在错报风险的程度对本集团而言属重大。
如何在审计中处理关键审计事项
我们测试了管理层对石油和天然气价格估计、贴现率以及储量和资源估计的主要内部控制,以及对减值和╱或拨回评估的执行(当我们识别出审计风险时)的主要内部控制。此外,我们进行了以下实质性程序。
石油和天然气价格
•我们根据获得的外部数据独立制定了一个合理的预测范围,并将其与管理层的石油和天然气价格假设进行比较,以质疑它们是否合理。
•在开发这一范围的过程中,我们获得了各种声誉良好和可靠的第三方预测、同行信息和其他相关市场数据。
•在挑战管理层的价格假设时,我们考虑了他们和从第三方获得的每一种预测定价情景在多大程度上反映了气候变化和能源转型导致的石油和天然气需求下降的影响。
•2021年11月在格拉斯哥举行的缔约方大会第二十六届会议上重申了2015年《巴黎协定》目标,即“将全球平均气温增幅控制在较工业化前水平高出2 ° C,并努力将气温增幅限制在较工业化前水平高出1. 5 ° C”。尽管如此,我们了解到,某些利益攸关方越来越关注《巴黎协定》中“不超过1.5 ℃”的目标要素。
•我们特别分析了第三方预测,这些预测被认为或被我们解释为与实现巴黎“远低于2 ° C目标”和/或“1.5 ° C目标”的情景一致,并考虑了它们是否提供了相互矛盾的审计证据。
•我们质疑管理层的判断(见第179页附注1),即包括英国石油在内的生产商承担的进一步排放成本的潜在影响预计不会对集团的油气现金产生单位账面值产生重大影响。我们询问了包括在我们合理范围内的某些第三方预测机构,并审查了他们的预测价格报告,以了解他们的石油和天然气价格是否是基于“净生产者价格”(即扣除假定由石油和天然气最终用户承担的潜在未来排放成本)进行预测的,与英国石油公司的使用价值价格假设的基础相一致。
•我们评估了管理层在附注1和3中的披露,包括预测收入现金流入对石油和天然气价格下跌的敏感度,以及气候变化和能源转型、潜在的未来排放成本和/或需求减少的情景可能会对英国石油产生的影响,其程度超过集团对石油和天然气现金产生单位的使用价值估计目前的预期。
贴现率
•我们根据德勤估值专家的输入,对照相关第三方市场和同行数据,独立评估了英国石油在减值测试中使用的贴现率。
•我们评估了英国石油的贴现率是否合理反映了特定国家的风险和税收调整。
•我们质疑管理层在附注1及3中的披露,包括有关贴现率假设敏感度的披露。
储量和资源估算
在德勤石油和天然气储备专家的协助下,我们:
•评估BP的储量和资源评估方法和政策
•在我们的风险评估的指导下,评估了这些政策如何应用于BP的储量和资源估计样本,其中包括我们认为代表重大错报风险最大的那些
•阅读管理层外部储备专家提供的报告样本,并评估这些第三方的工作范围和调查结果
•评估BP内部和外部储备专家的能力、能力和客观性;通过了解他们的相关专业资格和经验
•将减值测试中使用的产量预测与管理层批准的储量和资源估计进行比较,这些估计受到我们测试和
•进行了回溯性评估,以检查随时间推移的估计偏差迹象。
其他程序
•我们质疑和评估管理层的CGU决定,并考虑是否存在任何相互矛盾的证据。
•我们评估了BP的减值方法在国际财务报告准则下是否可接受,并测试了某些减值模型的完整性和机械准确性。
•我们挑战和评估了CGU的其他特定估值投入假设,包括但不限于材料成本和税收预测,方法是将预测与批准的内部和第三方预算、开发计划、独立预期和历史实际进行比较。我们评估了管理层的预测是否总体上与英国石油的战略一致,包括该集团预计将碳氢化合物产量减少(到2030年比2019年减少约40%)。
•在适当的情况下,我们评估管理层的历史预测准确性,以及评估是否已在整个集团范围内一致地确定和应用。
2.退役条款--附注1和22
关键审计事项说明
在截至2021年12月31日的财务报表中确认了164亿美元的退役准备金。退役经费的估计是一个高度判断的领域,因为它涉及与退役费用和时间以及通货膨胀率和贴现率有关的一些关键估计数。鉴于管理层预期到2030年碳氢化合物产量将比2019年低约40%,如第17页所述,这一预期与退役支出的时间和基本成本假设的一致性是一个关键考虑因素。其债务的估计未贴现成本和未来付款的时间载于第191页附注1。
经济因素、未来活动和BP运营所处的立法环境被用于为成本估计提供信息,而退役活动的时间取决于停产(COP)日期,COP日期对BP价格预测的变化非常敏感,因为价格估计决定了石油和天然气储量估计的经济截止日期。
英国石油公司退役准备金计算中使用的通货膨胀率在2021年期间保持在1.5%不变。鉴于自2021年初以来全球经历的显著和持续的通货膨胀上升,通货膨胀对预测费用假设的影响是一个特别关注的领域。2021年第二季度,BP将用于计算退役准备金的贴现率从2.5%降至2.0%,原因是持续具有挑战性的宏观经济形势降低了美国国债利率。
此外,BP可能面临退役义务,在向第三方剥离历史资产方面,这些义务可能会回到BP身上。需要作出判断,以评估每项历史上剥离的资产的潜在回归风险以及估计的风险敞口(如果适用)。由于新冠肺炎疫情和气候变化的影响,可能的风险敞口增加了,这加剧了许多行业参与者对流动性和金融韧性的担忧。今年美国的一项法律裁决进一步增加了这一风险,该裁决要求制定一项具体的条款,并增加了作为破产程序的一部分,退役债务恢复到前所有者手中的可能性。
倘因气候变化导致需求减少而缩短营运年期,则可能需要确认退役炼油资产的拨备(先前一般不会根据潜在责任因其结算日期不确定而无法计量)。诚如第191页附注1所披露,管理层认为,尽管炼油厂停止生产业务可能产生责任,惟该等责任仅会在获得足够资料以厘定潜在结算日期时确认。管理层已进行分析,支持其现有炼油厂服务的地区对精炼产品的需求预期将维持强劲的结论。
考虑到核数师的高度判断以及项目团队高级成员的努力程度加大,我们确定此为关键审计事项。
如何在审计中处理关键审计事项
我们已了解集团的退役估计及拨备程序,并评估相关控制措施的有效性。
成本和时间估算
•我们评估了需要退役的资产的完整性和准确性,包括了解确定是否存在法律或建设性义务的过程。
•我们评估了主要成本假设的变动,包括钻机费率、船舶费率、井塞和弃井时间以及非生产时间假设。我们亦参考内部及适当的第三方数据评估关键成本假设的合理性。
•我们考虑了对石油和天然气产品及相关活动的需求将减少的预期,主要是为了应对气候变化和能源转型效应,使未来能源行业的投资和发展活动转向可再生能源。我们质疑管理层对这将对退役条款产生的影响的评估。
•我们评估了退役估计日期假设的变化,并评估了用于退役估计的COP日期是否与其他领域的COP假设保持一致,包括PP&E减值测试和石油和天然气储量估计。
•我们评估了英国石油公司额外披露其债务未贴现估计成本以及未来退役付款时间的准确性。
通货膨胀率和贴现率
•在估值专家的帮助下,我们评估所采用的贴现率及通胀率假设,并与最新的外部市场数据进行比较。
•我们质疑管理层在设定二零二一年退役成本假设时,如何考虑目前的高通胀水平。
•我们测试了退役模型,评估在计算最终拨备时应用的成本、时间、通货膨胀和贴现率假设。
逆转风险
•我们了解了本集团的退役回归风险评估程序,并注意到该程序于2021年得到加强,以直接应对过往向第三方出售的潜在违约风险增加。
•我们测试了管理层在此强化流程中的关键内部控制,包括对先前剥离资产数据的完整性和准确性的控制。
•我们质疑管理层有关退役回归风险的关键判断,以及是否应确认任何额外拨备或作出特定或然负债披露的结论。吾等评估了形成此判断所用的相关内部及外部证据,包括已剥离资产所有权链中的一个或多个交易对手的财务状况,以及是否存在任何其他相关因素,显示终止经营责任恢复至英国石油。
炼油厂资产可能退役
•我们质疑并评估了管理层的分析,该分析支持他们的判断,即对于正在进行的活动且管理层目前无意停止这些活动的炼油厂,不应确认任何退役条款。在作出此评估时,我们考虑了内部及外部需求预测,并评估外部盈利能力基准。
•我们还会见了炼油厂管理层,以了解未来炼油厂考虑的潜在替代使用案例,其中包括生产低碳和可持续燃料的选择。
3.交易和航运(T & S)职能部门为实现更广泛的集团战略和商品金融衍生品估值而执行的复杂交易的会计处理,在收入确认中可能出现欺诈风险(可能影响所有财务报表账户,特别是金融债务)—财务报表附注1、19、21、28和29
关键审计事项说明
在正常的业务过程中,T & S进行了各种交易,以便在整个集团的供应链中提供价值。除其他事项外,为了实现英国石油的“净零”目标并支持集团战略,T & S作为一个职能部门越来越专注于在现有和新市场执行长期可再生能源供应合同,同时通过提供环保碳氢化合物为英国石油的客户提供解决方案。这些交易的性质要求作出重大审计努力,以质疑管理层采用的会计处理和/或估值估计。
年内,我们透过检讨投资组合的组成,不断更新风险评估。这一过程有助于我们更深入地了解大宗商品价格波动的影响、COVID—19大流行导致的需求破坏以及市场结构的变化,包括英国石油运营的所有地区向可再生能源过渡的影响,使我们能够将审计工作集中在风险最高的领域。
结构性商品交易会计:
T & S还可能进行各种交易,我们称之为结构性商品交易(SCT)。我们一般认为小班转让是一项具有以下其中一项特点的安排:
•两个或多个具有非标准合同条款的交易对手
•参考多个基于商品的交易和/或
•在相互考虑的情况下达成的合同安排。
短期合约通常为长期,可能对多年财务产生重大影响,并可能需要使用复杂的估值模型或不可观察输入数据,在此情况下,根据国际财务报告准则第13号“公平值计量”,其将分类为第3级金融工具。
短期现金交易的会计处理通常较为复杂,涉及重大判断,因为该等交易的一个特点是,这些交易通常包括多个要素,这些要素将对财务报表的列报和披露产生重大影响,尤其包括将负债分类为融资债务。
商品金融衍生工具的估值:
年内,由于疫情导致需求持续不明朗,以及地缘政治紧张局势导致供应中断,商品市场持续动荡。针对所观察到的波动性,我们将审计工作重点放在所有商品衍生品的估值上,并设计了专门测试管理层偏见的程序。
与其他金融工具之价值或输入数据易于观察,因而较容易独立确证不同,若干交易之估值因使用复杂估值模型及╱或不可观察输入数据而固有较主观。该等工具分类为第三层金融资产或负债。由于管理层在厘定公允价值时纳入偏见,这种程度的主观性亦会导致潜在欺诈风险。
于2021年12月31日,本集团按公允价值计量的金融资产及负债总额为128亿元及139亿元,其中第三级衍生金融资产为55亿元,第三级衍生金融负债为39亿元。
如何在审计中处理关键审计事项
结构性商品交易会计:
对于结构性商品交易,我们:
•测试与复杂交易的会计处理相关的控制。
•通过与管理层讨论和阅读交易文件和已签署的协议,了解交易的商业理由。
•对涉及重大第一天利润、承购安排和/或重大合同承诺的SCTs样本进行详细会计分析。我们确认,任何一天的利润都被适当地推迟。
•选择了现有周转资金安排和融资结构的样本,以评估相关贸易活动是否符合边界条件,以及得出的结论是否仍然符合相关会计准则。
•就过往年度识别并持续至二零二一年的SCTs而言,我们已于二零二一年更新评估,并考虑到合约的任何修订。我们评估先前达成的结论是否仍然适当,并根据相关会计准则。
为评估短期信托的会计处理是否适当,我们在审计团队中安插了技术会计专家。
商品金融衍生工具的估值:
为应对市场波动性增加及测试管理层的偏见,我们改变了程序的范围及时间,于6月30日、9月30日及12月31日对不同的第二级衍生工具样本进行独立估值,并对样本样本进行独立估值。
于9月30日及12月31日之独立第三级衍生工具。此外,我们的测试重点是BP对非流动性(第3级)或长期(第2级)曲线有重大敞口的价格输入。
为解决与审计第三级金融工具价值相关的复杂性,项目团队包括具有丰富定量和建模专业知识的估值专家,以协助执行我们的审计程序。我们的估值审计包括以下控制和实质程序:
•我们测试了集团的估值控制,包括:
–模型认证控制,旨在审查模型的理论合理性及其估值方法的适当性,
–独立价格验证控制,旨在审查不可观察且对金融工具估值具有重大意义的估值输入数据的适当性。
•我们于中期及年终结算日进行实质性估值测试程序,包括:
–将管理层的输入假设与其他市场参与者的预期假设和可观察的市场数据进行比较
–根据标准估值实践评估管理层的估值方法,并分析是否在整个业务期间内采用一致的框架,
–聘请德勤估值专家质疑模型,制定公允价值估计,并验证管理层全年建模和输入假设的一致性。我们的独立估计乃使用独立来源的输入数据(如有)作出。我们评估我们的独立估计与管理层估计之间的差异是否在合理范围内。在使用管理层输入的情况下,我们会将这些输入与外部数据源进行比较,以确定其是否合理。
4.由于气候变化和能源转型等原因,E & A资产和炼油厂PP & E的减值—注1、3和14
关键审计事项说明
无形资产
本集团于2021年12月31日资本化的总43亿美元勘探及评估(E & A)资产中的若干可收回性是固有的判断性,并可能会受到气候变化及全球能源转型风险因素的影响(见附注14)。这是因为,由于预测未来石油和天然气价格下降,以及英国石油有意减少其碳氢化合物产量,更多的E & A项目可能无法进行。确定是否及何时应撇销、减值或保留于资产负债表作为评估及收购资产,仍然复杂,并继续需要管理层对若干评估及收购项目作出重大判断。
PP&E
本集团于2021年12月31日资本化的若干181亿美元PP & E炼油资产的可收回性是基于预测现金流量及该等资产的其他主要输入数据而作出判断,而该等资产受气候变化及能源转型导致的供求变化所影响。进行了减值测试,以评估每个炼油厂账面价值的可收回性。如第200页账目附注3所披露,管理层已于C & P分部录得减值支出9. 62亿元,主要与其炼油资产有关。
英国石油公司打算减少其碳氢化合物产量(到2030年较2019年减少约40%),集团更广泛的战略包括可能出售某些高排放密度的上游石油资产和其他资产。因此,就若干资产而言,于厘定可收回金额时须就是否应将来自第三方之估计出售所得款项视为关键输入数据作出判断。管理层于二零二一年就该等潜在出售录得11亿元除税前减值支出(见附注3)。审计风险是,管理层根据英国石油公司对交易是否可能继续进行的看法,以及英国石油公司对可接受的出售对价价值的战略偏好,来决定是否需要计提减值费用,这是不合理的。
如何在审计中处理关键审计事项
我们成立了一个气候变化指导委员会,由德勤内部拥有特定气候变化和技术审计和会计专业知识的高级合伙人组成,为我们在该领域的关键决策和结论提供独立质疑。
审计程序
就于二零二一年十二月三十一日资本化的E & A资产的可收回性而言,我们:
•了解集团的E & A核销和减值评估流程,并测试管理层的主要内部控制,包括评估气候变化相关风险的控制。
•根据IFRS 6的减值标准和bp的会计政策,审查和评估管理层的主要E & A判断。我们证实了资产负债表上的资产的关键内部和外部证据。这包括分析未来并购计划、预算和资本分配决定的证据,评估管理层的主要会计判断文件,举行讨论,就所作出的主要判断质疑高层运营和财务管理层,阅读外部新闻稿、会议记录、许可证文件以及与合作伙伴和监管机构积极对话的证据,包括就许可证续期或修改关键条款进行谈判。
•评估了资产负债表上的任何项目的进展是否与英国石油公司的战略要素不一致,尤其是其净零碳承诺、英国石油公司减少碳氢化合物产量的意图(到2030年,相对于2019年减少约40%),以及该集团“不在新国家进行勘探”的承诺。
就于二零二一年十二月三十一日资本化的PP & E炼油资产的可收回性而言,我们:
•测试管理层对减值评估的内部控制
•评估估值方法、贴现率,包括对来源资料的测试和计算的数学准确性,
•通过将实际结果与历史预测进行比较,评估管理层预测未来现金流和利润率的能力
•通过考虑对未来供需的内部和外部市场研究以及进行敏感性分析,评估了PP & E炼油资产减值测试的现金流量和其他关键输入数据,
•评估减值模型的完整性及机械准确性,并评估主要假设及输入数据的适当性。
我们质疑管理层的分析,该分析确定了集团可能作为其战略的一部分处置的具体资产。在相关的情况下,我们质疑英国石油的资产减值评估,其依据是估计的出售收益,以及交易是否被判断为可能继续进行。我们获得了与第三方进行任何谈判的证据;并在此背景下仔细考虑了集团的战略意图。
/s/德勤律师事务所
伦敦
英国
2022年3月18日
我们自2018年起担任公司审计师。
BP集团合并财务报表
独立注册会计师事务所报告
致英国石油公司股东和董事会。
对财务报告内部控制的几点看法
我们审计了BP P.L.c.财务报告的内部控制。截至2021年12月31日止,本公司根据英国财务报告委员会《风险管理、内部监控及相关财务及业务报告指引》(UK FRC指引)中有关财务报告内部监控的标准,对本公司及附属公司(本公司)的财务报告指引。我们认为,截至二零二一年十二月三十一日,贵公司已根据英国财务报告指引所确立的标准,在所有重大方面维持对财务报告的有效内部监控。
我们还根据上市公司会计监督委员会的标准进行了审计,(美国)(PCAOB)、贵公司于二零二一年十二月三十一日及截至该日止年度的综合财务报表以及我们日期为二零二二年三月十八日的报告,对这些财务报表发表了无保留意见,并包括一个关于公司会计原则变更的解释段落。
意见基础
本公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制,并负责评估对财务报告的内部控制的有效性,包括在随附的管理层关于财务报告的内部控制的报告中。我们的责任是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,必须对公司保持独立性。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得合理的保证,以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制,评估存在重大弱点的风险,根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性,以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序:(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录;(2)提供合理的保证,即交易被记录为必要的,以便按照公认的会计原则编制财务报表,公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行;(三)提供合理保证,防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/ 德勤律师事务所
联合王国,伦敦
2022年3月18日
集团损益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至十二月三十一日止的年度 | | | | | 百万美元 |
| | 注意事项 | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入a | | 5 | | 157,739 | | 105,944 | | 159,307 | |
合资企业的收益-扣除利息和税后 | | 15 | | 543 | | (302) | | 576 | |
来自联营公司的收益-扣除利息和税后 | | 16 | | 3,456 | | (101) | | 2,681 | |
利息和其他收入 | | 6 | | 581 | | 663 | | 769 | |
出售企业和固定资产的收益 | | 3 | | 1,876 | | 2,874 | | 193 | |
总收入和其他收入 | | | 164,195 | | 109,078 | | 163,526 | |
购买a | | 18 | | 92,923 | | 57,682 | | 90,582 | |
生产和制造费用 | | | 25,843 | | 22,494 | | 21,815 | |
生产税和类似税 | | 4 | | 1,308 | | 695 | | 1,547 | |
折旧、损耗和摊销 | | 4 | | 14,805 | | 14,889 | | 17,780 | |
出售业务和固定资产的净减值和亏损 | | 3 | | (1,121) | | 14,381 | | 8,075 | |
勘探费 | | 7 | | 424 | | 10,280 | | 964 | |
配送费和管理费 | | | 11,931 | | 10,397 | | 11,057 | |
息税前利润(亏损) | | | 18,082 | | (21,740) | | 11,706 | |
融资成本 | | 6 | | 2,857 | | 3,115 | | 3,489 | |
与养恤金和其他退休后福利有关的财务(收入)支出净额 | | 23 | | (2) | | 33 | | 63 | |
税前利润(亏损) | | | 15,227 | | (24,888) | | 8,154 | |
税收 | | 8 | | 6,740 | | (4,159) | | 3,964 | |
本年度的利润(亏损) | | | 8,487 | | (20,729) | | 4,190 | |
归因于 | | | | | |
向英国石油公司股东提供支持 | | | 7,565 | | (20,305) | | 4,026 | |
收购非控股权益 | | | 922 | | (424) | | 164 | |
| | | 8,487 | | (20,729) | | 4,190 | |
每股收益 | | | | | |
本年度BP股东应占利润(亏损) | | | | | |
每股普通股(美分) | | | | | |
*基础版 | | 10 | | 37.57 | | (100.42) | | 19.84 | |
**被稀释了 | | 10 | | 37.33 | | (100.42) | | 19.73 | |
每美国存托股份(美元) | | | | | |
基本信息 | | 10 | | 2.25 | | (6.03) | | 1.19 | |
稀释 | | 10 | | 2.24 | | (6.03) | | 1.18 | |
a 由于与2021年1月1日生效的实物结算衍生品合约相关的收入和购买的列报方式发生变化,2020和2019年的数字已重报。有关更多信息,请参阅注1准备基础-会计政策的自愿变更.
集团全面收益表a
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至十二月三十一日止的年度 | | | | | *百万美元 |
| | 注意事项 | 2021 | 2020 | 2019 |
本年度的利润(亏损) | | | 8,487 | | (20,729) | | 4,190 | |
其他综合收益 | | | | | |
可随后重新分类为损益的项目 | | | | | |
货币折算差异 | | | (921) | | (1,843) | | 1,538 | |
对外业务的折算汇兑(收益)损失重新分类为出售业务和固定资产的损益 | | | 36 | | (353) | | 880 | |
按市值计价的现金流对冲 | | 29 | | (430) | | 78 | | (100) | |
现金流量套期保值重新归类到损益表 | | 29 | | 255 | | (37) | | 106 | |
| | | | | |
| | | | | |
按市价计价的套期保值成本 | | 29 | | (105) | | 42 | | (4) | |
套期保值成本重新归类到损益表 | | 29 | | 21 | | 22 | | 57 | |
| | | | | |
与权益会计实体有关的项目份额,税后净额 | | 15, 16 | 44 | | 312 | | 82 | |
与可重新分类的项目有关的所得税 | | 8 | | 65 | | 66 | | (70) | |
| | | (1,035) | | (1,713) | | 2,489 | |
不会重新分类为损益的项目 | | | | | |
重新计量养恤金净额和其他退休后养恤金负债或资产 | | 23 | | 4,416 | | 170 | | 328 | |
随后将转入资产负债表的现金流对冲 | | 29 | | 1 | | 7 | | (3) | |
| | | | | |
与不会重新分类的项目有关的所得税 | | 8 | | (1,317) | | (105) | | (157) | |
| | | 3,100 | | 72 | | 168 | |
其他综合收益 | | | 2,065 | | (1,641) | | 2,657 | |
综合收益总额 | | | 10,552 | | (22,370) | | 6,847 | |
归因于 | | | | | |
英国石油公司股东 | | | 9,654 | | (21,983) | | 6,674 | |
非控制性权益 | | | 898 | | (387) | | 173 | |
| | | 10,552 | | (22,370) | | 6,847 | |
a 欲了解更多信息,请参阅附注31。
集团权益变动表a
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万美元 |
| | 股本及资本储备 | 国库股 | 外币折算储备 | 公允价值准备金 | 损益表 | BP股东权益 | 非控制性权益 | 总股本 |
| 混合债券 | 其他权益 |
在2021年1月1日 | | 46,701 | | (13,224) | | (8,719) | | (808) | | 47,300 | | 71,250 | | 12,076 | | 2,242 | | 85,568 | |
本年度利润 | | — | | — | | — | | — | | 7,565 | | 7,565 | | 507 | | 415 | | 8,487 | |
其他综合收益 | | — | | — | | (846) | | (209) | | 3,144 | | 2,089 | | — | | (24) | | 2,065 | |
综合收益总额 | | — | | — | | (846) | | (209) | | 10,709 | | 9,654 | | 507 | | 391 | | 10,552 | |
分红b | | — | | — | | — | | — | | (4,316) | | (4,316) | | — | | (311) | | (4,627) | |
转移到资产负债表的扣除税金的现金流对冲 | | — | | — | | — | | (10) | | — | | (10) | | — | | — | | (10) | |
| | | | | | | | | | |
回购普通股股本c | | — | | — | | — | | — | | (3,151) | | (3,151) | | — | | — | | (3,151) | |
基于股份的支付,扣除税收后的净额 | | 170 | | 600 | | — | | — | | (138) | | 632 | | — | | — | | 632 | |
权益会计实体扣除税项后的权益变动份额 | | — | | — | | — | | — | | 556 | | 556 | | — | | — | | 556 | |
发行永久混合债券a | | — | | — | | — | | — | | (26) | | (26) | | 950 | | — | | 924 | |
| | | | | | | | | | |
永久混合债券的偿付 | | — | | — | | (7) | | — | | — | | (7) | | (492) | | — | | (499) | |
| | | | | | | | | | |
永久混合债券发行税 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
涉及非控股权益的交易,税后净额 | | — | | — | | — | | — | | 881 | | 881 | | — | | (387) | | 494 | |
在2021年12月31日 | | 46,871 | | (12,624) | | (9,572) | | (1,027) | | 51,815 | | 75,463 | | 13,041 | | 1,935 | | 90,439 | |
| | | | | | | | | | |
在2020年1月1日 | | 46,525 | | (14,412) | | (6,495) | | (912) | | 73,706 | | 98,412 | | — | | 2,296 | | 100,708 | |
本年度利润 | | — | | — | | — | | — | | (20,305) | | (20,305) | | 256 | | (680) | | (20,729) | |
其他综合收益 | | — | | — | | (2,224) | | 98 | | 448 | | (1,678) | | — | | 37 | | (1,641) | |
综合收益总额 | | — | | — | | (2,224) | | 98 | | (19,857) | | (21,983) | | 256 | | (643) | | (22,370) | |
分红b | | — | | — | | — | | — | | (6,367) | | (6,367) | | — | | (238) | | (6,605) | |
转移到资产负债表的扣除税金的现金流对冲 | | — | | — | | — | | 6 | | — | | 6 | | — | | — | | 6 | |
回购普通股股本 | | — | | — | | — | | — | | (776) | | (776) | | — | | — | | (776) | |
基于股份的支付,扣除税收后的净额 | | 176 | | 1,188 | | — | | — | | (638) | | 726 | | — | | — | | 726 | |
权益会计实体扣除税项后的权益变动份额 | | — | | — | | — | | — | | 1,341 | | 1,341 | | — | | — | | 1,341 | |
发行永久混合债券 | | — | | — | | — | | — | | (48) | | (48) | | 11,909 | | — | | 11,861 | |
永久混合债券的偿付 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (89) | | — | | (89) | |
永久混合债券发行税 | | — | | — | | — | | — | | 3 | | 3 | | — | | — | | 3 | |
涉及非控股权益的交易,税后净额 | | — | | — | | — | | — | | (64) | | (64) | | — | | 827 | | 763 | |
2020年12月31日 | | 46,701 | | (13,224) | | (8,719) | | (808) | | 47,300 | | 71,250 | | 12,076 | | 2,242 | | 85,568 | |
| | | | | | | | | | |
2018年12月31日 | | 46,352 | | (15,767) | | (8,902) | | (987) | | 78,748 | | 99,444 | | — | | 2,104 | | 101,548 | |
采纳国际财务报告准则第16号的调整,扣除税项 | | — | | — | | — | | — | | (329) | | (329) | | — | | (1) | | (330) | |
在2019年1月1日 | | 46,352 | | (15,767) | | (8,902) | | (987) | | 78,419 | | 99,115 | | — | | 2,103 | | 101,218 | |
本年度利润 | | — | | — | | — | | — | | 4,026 | | 4,026 | | — | | 164 | | 4,190 | |
其他综合收益 | | — | | — | | 2,407 | | 52 | | 189 | | 2,648 | | — | | 9 | | 2,657 | |
综合收益总额 | | — | | — | | 2,407 | | 52 | | 4,215 | | 6,674 | | — | | 173 | | 6,847 | |
分红b | | — | | — | | — | | — | | (6,929) | | (6,929) | | — | | (213) | | (7,142) | |
转移到资产负债表的扣除税金的现金流对冲 | | — | | — | | — | | 23 | | — | | 23 | | — | | — | | 23 | |
回购普通股股本 | | — | | — | | — | | — | | (1,511) | | (1,511) | | — | | — | | (1,511) | |
基于股份的支付,扣除税收后的净额 | | 173 | | 1,355 | | — | | — | | (809) | | 719 | | — | | — | | 719 | |
权益会计实体扣除税项后的权益变动份额 | | — | | — | | — | | — | | 5 | | 5 | | — | | — | | 5 | |
涉及非控股权益的交易,税后净额 | | — | | — | | — | | — | | 316 | | 316 | | — | | 233 | | 549 | |
于二零一九年十二月三十一日 | | 46,525 | | (14,412) | | (6,495) | | (912) | | 73,706 | | 98,412 | | — | | 2,296 | | 100,708 | |
a 有关详细信息,请参阅附注31。
b 有关详细信息,请参阅注9。
c 有关详细信息,请参阅附注30。
集团资产负债表
| | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日 | | | | 百万美元 |
| | 注意事项 | 2021 | 2020 |
非流动资产 | | | | |
财产、厂房和设备 | | 11 | | 112,902 | | 114,836 | |
商誉 | | 13 | | 12,373 | | 12,480 | |
无形资产 | | 14 | | 6,451 | | 6,093 | |
对合资企业的投资 | | 15 | | 9,982 | | 8,362 | |
对联营公司的投资 | | 16 | | 21,001 | | 18,975 | |
其他投资 | | 17 | | 2,544 | | 2,746 | |
固定资产 | | | 165,253 | | 163,492 | |
贷款 | | | 922 | | 840 | |
贸易和其他应收款 | | 19 | | 2,693 | | 4,351 | |
衍生金融工具 | | 29 | | 7,006 | | 9,755 | |
提前还款 | | | 479 | | 533 | |
递延税项资产 | | 8 | | 6,410 | | 7,744 | |
固定收益养老金计划盈余 | | 23 | | 11,919 | | 7,957 | |
| | | 194,682 | | 194,672 | |
流动资产 | | | | |
贷款 | | | 355 | | 458 | |
盘存 | | 18 | | 23,711 | | 16,873 | |
贸易和其他应收款 | | 19 | | 27,139 | | 17,948 | |
衍生金融工具 | | 29 | | 5,744 | | 2,992 | |
提前还款 | | | 2,486 | | 1,269 | |
当期应收税金 | | | 542 | | 672 | |
其他投资 | | 17 | | 280 | | 333 | |
现金和现金等价物 | | 24 | | 30,681 | | 31,111 | |
| | | 90,938 | | 71,656 | |
分类为持有以待出售的资产 | | 2 | | 1,652 | | 1,326 | |
| | | 92,590 | | 72,982 | |
总资产 | | | 287,272 | | 267,654 | |
流动负债 | | | | |
贸易和其他应付款 | | 21 | | 52,611 | | 36,014 | |
衍生金融工具 | | 29 | | 7,565 | | 2,998 | |
应计项目 | | | 5,638 | | 4,650 | |
租赁负债 | | 27 | | 1,747 | | 1,933 | |
融资债务 | | 25 | | 5,557 | | 9,359 | |
当期应纳税额 | | | 1,554 | | 1,038 | |
条文 | | 22 | | 5,256 | | 3,761 | |
| | | 79,928 | | 59,753 | |
与归类为持有待售资产直接相关的负债 | | 2 | | 359 | | 46 | |
| | | 80,287 | | 59,799 | |
非流动负债 | | | | |
其他应付款 | | 21 | | 10,567 | | 12,112 | |
衍生金融工具 | | 29 | | 6,356 | | 5,404 | |
应计项目 | | | 968 | | 852 | |
租赁负债 | | 27 | | 6,864 | | 7,329 | |
融资债务 | | 25 | | 55,619 | | 63,305 | |
递延税项负债 | | 8 | | 8,780 | | 6,831 | |
条文 | | 22 | | 19,572 | | 17,200 | |
固定收益养恤金计划和其他退休后福利计划赤字 | | 23 | | 7,820 | | 9,254 | |
| | | 116,546 | | 122,287 | |
总负债 | | | 196,833 | | 182,086 | |
净资产 | | | 90,439 | | 85,568 | |
权益 | | | | |
BP股东权益 | | 31 | | 75,463 | | 71,250 | |
非控制性权益 | | 31 | | 14,976 | | 14,318 | |
总股本 | | 31 | | 90,439 | | 85,568 | |
黑尔格·隆德椅子
伯纳德·鲁尼 首席执行官
2022年3月18日
集团现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至十二月三十一日止的年度 | | | | | 百万美元 |
| | 注意事项 | 2021 | 2020 | 2019 |
经营活动 | | | | | |
税前利润(亏损) | | | 15,227 | | (24,888) | | 8,154 | |
将税前利润与经营活动提供的现金净额进行调整 | | | | | |
勘探支出核销 | | 7 | | 167 | | 9,920 | | 631 | |
折旧、损耗和摊销 | | 4 | | 14,805 | | 14,889 | | 17,780 | |
出售业务和固定资产的减值和(收益)损失 | | 3 | | (2,997) | | 11,507 | | 7,882 | |
来自合资企业和联营公司的收益 | | | (3,999) | | 403 | | (3,257) | |
从合资企业和联营公司收到的股息 | | | 1,842 | | 1,442 | | 1,962 | |
应收利息 | | | (235) | | (258) | | (441) | |
收到的利息 | | | 320 | | 74 | | 416 | |
融资成本 | | 6 | | 2,857 | | 3,115 | | 3,489 | |
支付的利息 | | | (2,474) | | (2,728) | | (2,870) | |
与养恤金和其他退休后福利有关的财务支出净额 | | 23 | | (2) | | 33 | | 63 | |
基于股份的支付 | | | 627 | | 723 | | 730 | |
养恤金和其他退休后福利的业务费用净额,减去无供资计划的缴款和福利付款 | | 23 | | (655) | | (282) | | (238) | |
拨备净收费,减去付款 | | | 2,934 | | 735 | | (176) | |
| | | | | |
库存(增加)减少 | | | (7,458) | | 3,963 | | (3,406) | |
(增加)其他流动及非流动资产减少 | | | (13,263) | | 4,230 | | (2,335) | |
其他流动和非流动负债增加(减少) | | | 20,095 | | (8,278) | | 2,823 | |
已缴纳的所得税 | | | (4,179) | | (2,438) | | (5,437) | |
经营活动提供的净现金 | | | 23,612 | | 12,162 | | 25,770 | |
投资活动 | | | | | |
不动产、厂房和设备、无形资产和其他资产的支出 | | | (10,887) | | (12,306) | | (15,418) | |
收购,扣除收购现金后的净额 | | | (186) | | (44) | | (3,562) | |
对合资企业的投资 | | | (1,440) | | (567) | | (137) | |
联营公司的投资 | | | (335) | | (1,138) | | (304) | |
现金资本支出总额 | | | (12,848) | | (14,055) | | (19,421) | |
处置固定资产所得款项 | | 3 | | 1,145 | | 491 | | 500 | |
出售业务所得收益,扣除已处置的现金 | | 3 | | 5,812 | | 4,989 | | 1,701 | |
偿还贷款的收益 | | | 197 | | 717 | | 246 | |
用于投资活动的现金净额 | | | (5,694) | | (7,858) | | (16,974) | |
融资活动 | | | | | |
股份回购 | | | (3,151) | | (776) | | (1,511) | |
租赁责任付款 | | | (2,082) | | (2,442) | | (2,372) | |
长期融资收益 | | | 6,987 | | 14,736 | | 8,597 | |
偿还长期融资 | | | (16,804) | | (12,179) | | (7,118) | |
短期债务净增(减) | | | 1,077 | | (1,234) | | 180 | |
发行永久混合债券 | | | 924 | | 11,861 | | — | |
| | | | | |
与永久混合债券有关的付款 | | | (538) | | (89) | | — | |
与涉及非控股权益的交易有关的付款(其他) | | | (560) | | (8) | | — | |
与非控股权益交易有关的收据(其他) | | | 683 | | 665 | | 566 | |
已支付的股息 | | | | | |
英国石油公司股东 | | 9 | | (4,304) | | (6,340) | | (6,946) | |
非控制性权益 | | | (311) | | (238) | | (213) | |
融资活动提供(用于)的现金净额 | | | (18,079) | | 3,956 | | (8,817) | |
与现金和现金等价物有关的货币换算差异 | | | (269) | | 379 | | 25 | |
增加(减少)现金和现金等价物 | | | (430) | | 8,639 | | 4 | |
年初现金及现金等价物 | | | 31,111 | | 22,472 | | 22,468 | |
年终现金及现金等价物 | | | 30,681 | | 31,111 | | 22,472 | |
关于财务报表的附注
1. 重大会计政策、判断、估计和假设
授权财务报表和遵守国际财务报告准则的报表
BP公司及其附属公司(统称BP或本集团)截至2021年12月31日止年度的综合财务报表已获董事会正式授权,并于2022年3月18日获行政总裁及主席批准及签署。BP P.L.C.是一家在英格兰和威尔士注册成立并注册的公共有限公司。综合财务报表乃根据国际会计准则委员会(IASB)发布的国际财务报告准则(IFRS)及欧洲联盟(EU)采纳的IFRS编制,并符合英国公司法2006年适用于根据国际会计准则作出报告的公司的规定。由于英国退出欧盟,自2021年1月1日起,综合财务报表亦根据英国采纳的国际财务报告准则编制。英国采用的国际财务报告准则与欧盟采用的国际财务报告准则并无不同。英国和欧盟采用的国际财务报告准则在某些方面与国际会计准则理事会发布的国际财务报告准则有所不同。该等差异对本集团所呈列年度的综合财务报表并无影响。英国退出欧盟并未对合并财务报表产生重大影响。本集团的主要会计政策及会计判断、估计及假设载于下文。
准备的基础
综合财务报表乃以持续经营为基础,并根据国际财务报告准则及国际财务报告准则诠释委员会(IFRIC)的诠释编制,并于截至2021年12月31日止年度生效。除另有说明外,下列会计政策一直适用于列报的所有年度。
除另有说明外,综合财务报表以美元列报,所有价值均四舍五入至最接近的百万美元(百万美元)。
重要会计政策:判断、估计和假设的使用
在应用编制合并财务报表时使用的许多会计政策时,BP管理层需要作出判断、估计和假设,以影响资产和负债的报告金额、或有资产和负债的披露以及收入和费用的报告金额。实际结果可能与使用的估计和假设不同。对集团业绩有重大影响的会计判断和估计在下文方框文本中列出,应结合财务报表附注中提供的信息阅读。
在编制合并财务报表时需要作出最重大判断和估计的领域是:对Rosneft和Aker BP的投资进行会计;勘探和评估无形资产;资产账面价值的可回收性,包括对储量的估计;供应商融资安排;衍生金融工具;准备金和或有事项;以及养恤金和其他退休后福利。在评估新冠肺炎疫情以及气候变化和向低碳经济转型对合并财务报表的影响时作出的判断和估计,并不都是重要的,也列在下面的方框文本中。如果估计有重大风险,可能导致在下一个财政年度内对资产和负债的账面金额进行重大调整,这一点在方框内特别注明。
| | |
在评估气候变化和向低碳经济转型的影响时作出的判断和估计 在编制合并财务报表时考虑了气候变化和向低碳经济的过渡。这可能会对以下讨论的集团目前报告的资产和负债金额以及未来可能确认的类似资产和负债产生重大影响。该集团对投资评估的假设(见第32页)构成了投资决策框架的一部分,该框架针对目前未获批准的房地产、厂房和设备以及包括勘探和评估资产在内的无形资产的未来资本支出,旨在支持BP战略的有效和有弹性的实施。用于投资评估的价格假设包括石油和天然气价格假设,即生产者价格,因此是扣除购买者可能被要求支付的任何未来碳价格的净额,以及为激励工程解决方案以减少项目的温室气体排放(二氧化碳和甲烷)而对生产者施加的单一碳排放成本的假设。除反映近期市况的2022年石油及天然气价格,以及下文所述对未来碳排放成本的假设外,本集团就使用价值减值测试所作的石油、天然气及碳价格假设与该等投资评估假设一致。 财产、厂房和设备的减值以及商誉 能源转型可能影响石油及天然气等商品的未来价格,进而可能影响石油及天然气行业的物业、厂房及设备以及商誉的可收回金额。管理层对使用价值减值测试的油价假设的最佳估计已于二零二一年修订。直到2030年的假设有所提高,以反映近期的供应限制,而长期假设则有所降低,因为英国石油管理层预计向低碳经济过渡的步伐将加快。Henry Hub天然气价格假设自2020年起保持不变,惟2022年的假设有所增加以反映短期市场状况。经修订的假设属于管理层考虑的外部设想方案范围,符合与《巴黎气候变化协定》温度目标一致的一系列过渡路径,即将全球平均温度的增幅控制在比工业化前水平高出2 ℃以下,并努力将温度的增幅限制在比工业化前水平高出1.5 ℃。 如上所述,该集团的投资评估流程包括一个单一的投资经济碳排放价格假设,该假设适用于BP对投资资产范围1和2温室气体排放量超过规定阈值的预测份额,并假设BP作为生产商或非运营商支付。然而,就英国石油现有现金产生单位(CGUs)的使用价值减值测试而言,与所有其他相关现金流量估计一致,英国石油必须反映管理层对未来英国石油(包括英国石油不是运营商)应付的任何预期适用碳排放成本的最佳估计。这要求管理层对相关碳排放成本政策及╱或法例的未来变动可能如何影响集团适用现金产生单位的未来现金流量作出最佳估计,不论现时是否颁布。未来潜在碳定价及╱或碳排放配额成本会计入使用价值计算,惟管理层有足够资料作出有关估计。目前,由于本集团拥有权益的大部分司法权区尚未制定碳定价法例,且并无足够资料显示相关决策者对碳定价的未来意向以支持估计,因此碳价格假设在使用价值减值测试中的应用有限。 |
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
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然而,由于英国石油公司预测的未来价格是生产者价格,小组认为可以合理地假设,除了已经到位的成本外,如果未来包括英国石油公司在内的石油和天然气生产商部分直接承担范围1和2的排放成本,而且这些成本的普遍性将变得普遍,生产商实现的石油及天然气毛价格在长期内会相应较高,预期集团的现金流量净额不会受到整体重大负面影响。有关进一步资料,包括价格假设及碳成本合理可能变动的敏感度分析,请参阅重大判断及估计:资产账面值的可收回性。 上游物业、厂房及设备的生产假设以及商誉使用价值减值测试反映管理层目前对现有上游组合未来产量的最佳估计。该集团预计,到2030年,上游油气产量将从2019年的基线(见第17页)减少约40%,这将通过未来的积极管理和高等级的投资组合来实现。自2019年以来上游产量的变化将包括在最佳估计中,但由于组合的具体未来变化尚未得知,因此目前最佳估计并不包括预期上游产量减少的全部程度。有关上游油气资产产量及商誉合理可能变动的敏感度分析,请参阅重大判断及估计:资产账面值的可收回性及附注13。 若干上游油气资产确认减值拨回,部分原因是近期假设较高。详情见附注3。 对于客户和产品部门,虽然能源转换可能会影响未来对某些精炼产品的需求,但管理层预计,每个炼油厂剩余的使用年限将有足够强劲的需求。 随着能源转型的进展,管理层将继续审查价格假设,这可能会导致未来的减值费用或逆转。 无形资产勘查与评估 能源转型可能影响勘探前景的未来发展或可行性。2020年,由于较低的价格假设和英国石油公司新战略的制定,很大一部分勘探和评估无形资产被核销。于二零二一年,已考虑剩余无形资产之可收回性,并无识别出重大撇销。随着能源转型的进展,这些资产将继续进行评估。.更多信息见重大判断:勘探和评估无形资产及附注7。 财产、厂房和设备--折旧和预期使用寿命 能源转型可能缩短石油和天然气行业资产的预期使用年期,从而加速折旧支出。然而,英国石油公司现有的绝大多数上游石油和天然气资产可能会在未来10年内全部折旧,正如英国石油公司的战略所述,石油和天然气生产在此期间仍将是英国石油公司业务活动的重要组成部分。同样,对于炼油厂,对精炼产品的需求预计仍将足以支持现有资产的剩余使用寿命。因此,管理层预计英国石油公司报告的不动产、厂房和设备的使用寿命不会改变,也不认为这是一个重大的会计判断或估计。进行中项目仍需大量资本开支,因此未来资本开支的可使用年期可能有所不同。有关更多信息,请参阅重要会计政策:不动产、厂房和设备。 条文:退役 能源转型可能会提前石油和天然气行业资产的退役,从而增加相关退役条款的现值。英国石油公司现有的大部分上游油气资产预计将在未来20年内开始退役。该集团预计到2030年将其上游油气产量从2019年的基线(见第17页)减少约40%,预计将通过未来的积极管理和高等级的投资组合来实现。因此导致的加权平均退役时间的增加或减少将取决于修订后的组合中持有的资产的情况。目前,集团投资组合中上游油气资产的预期退役支出时间尚未大幅提前。假设现金流量维持不变,管理层预计预期退役时间的任何合理变动不会对上游退役拨备造成重大影响。 退役成本估计数乃根据已知的监管及外部环境而定。这些成本估计数在未来可能会有所改变,包括由于向低碳经济过渡而有所改变。对于炼油厂,退役条款一般不被确认,因为相关债务的结算日期不确定,通常是由停止生产所驱动。管理层将继续审查事实和情况,以评估是否需要确认退役条款。更多信息见重大判断和估计:准备金。 |
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评估COVID—19疫情及经济环境影响时作出的判断及估计 于编制综合财务报表时,以下涉及判断及估计的范畴被识别为与COVID—19疫情及当前经济环境的影响最为相关。 持续经营的企业 预测的流动性是在若干紧张情况下进行的,包括在12个月期间油价大幅下跌的情况下进行的。所进行的反向压力测试显示,即使布伦特原油价格下跌至零,本集团仍将于综合财务报表批准日期起计至少12个月内持续经营。概无识别持续经营之重大不确定性或评估中之重大判断或估计。另见附注28金融工具及金融风险因素—流动性风险以了解进一步资料。 贴现率假设 减值测试及拨备所用之贴现率已于年内根据不断变化的经济及地缘政治前景重新评估。年内,拨备之名义贴现率有所下调,以反映美国国债收益率持续下跌。这次降息的主要影响是,1.3 解除营运拨备增加100亿元,物业、厂房及设备账面值相应增加100万元1.0 亿由于COVID—19,减值贴现率及国家风险溢价与二零二零年所报告者持平。有关进一步资料,请参阅重大判断及估计:资产账面值的可收回性及拨备。 退休金和其他退休后福利 2021年期间金融市场的波动影响了用于确定集团固定收益养老金计划中计划资产的公允价值和固定收益义务的现值的假设。有关进一步信息,请参阅重大估计数:养老金和其他退休后福利和附注23。 |
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续 | | |
按摊销成本计量的金融资产减值 于更新按摊余成本计量的金融资产预期信贷损失准备估计时,已考虑当前经济环境及未来信贷风险展望,并未相对于于2021年12月31日确认的预期信贷损失准备总额厘定重大影响。管理层并不认为预期信贷损失准备的计算是一项重要的会计估计。有关详细信息,请参阅附注20和28。 所得税 本集团递延税项资产的账面值已予审核及更新,以确保有足够的应课税溢利可供使用已呈报的递延税项资产的可能性有所改变。管理层并不认为递延税项资产的计量是一项重要的会计估计。有关详细信息,请参阅重要会计政策:所得税和附注8。 |
巩固的基础
合并后的集团财务报表合并了英国石油公司的财务报表。及其子公司截至每年12月31日。附属公司自收购之日(即本集团取得控制权之日,包括透过潜在投票权取得控制权之日)起合并,并持续合并至控制权终止之日。
子公司的财务报表与母公司为同一报告年度编制,采用一致的会计政策。集团内结余和交易,包括集团内交易产生的未实现利润,已被冲销。
除非交易提供了转让资产减值的证据,否则未实现损失将被注销。非控股权益指的是子公司中不能直接或间接归属于BP股东的权益。非控股权益包括由附属公司发行的永久附属混合证券,本集团有权无条件避免将现金或其他金融资产转让予持有人。BP股东应占利润或亏损将进行调整,以反映与这些混合证券相关的票面利率/利息,无论此类分配是否已被推迟。
在其他实体的权益
企业合并和商誉
企业合并使用收购方法进行核算。收购的可识别资产和承担的负债按收购日的公允价值确认。
商誉初步计量为转让代价、任何非控制权益的确认金额及收购日期之前持有的任何被收购方权益的公允价值与收购日可识别资产及承担负债的公允价值之总和的差额。任何非控制性权益的确认金额按当前所有权在被收购方可识别净资产的确认金额中的比例份额计量。于收购日期,收购的任何商誉将分配给预期将从合并的协同效应中受益的每个现金产生单位或现金产生单位组。在初步确认后,商誉按成本减去任何累计减值损失计量。在2003年1月1日之前发生的业务合并所产生的商誉,根据英国公认会计惯例,按以前的账面价值减去后续减值后列账。
商誉可能因投资于合营企业及联营公司而产生,商誉为投资成本相对于集团应占可确认资产及负债的公允净值的盈余。任何此类商誉均计入对合资企业和联营公司的相应投资。
在符合企业定义的联合业务中取得权益时,也可能产生商誉。单独确认的商誉金额是指转移的对价超过集团在可识别资产和负债的公允净值中的份额。
共同安排中的权益
合营企业的结果、资产和负债采用下文所述的权益会计方法并入这些合并财务报表。
该集团的某些活动,特别是在石油生产和运营以及天然气和低碳能源领域,是通过联合行动进行的。BP在合并财务报表中逐行确认其与其他合作伙伴共同产生的这些联合业务的资产、负债和支出份额,以及本集团出售其份额产出的收入以及与该联合业务相关的任何负债和支出。
联营公司的权益
联营公司的业绩、资产及负债采用下文所述的权益会计方法并入该等综合财务报表。
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重大判断:对俄罗斯石油公司和Aker BP的投资 在评估该集团拥有利益的另一实体的控制或影响程度时,需要作出判断。对BP而言,判断该集团对俄罗斯石油天然气公司(Rosneft)有重大影响力,并预计在Aker BP收购Lundin Energy的拟议交易完成后,继续对挪威油气公司Aker BP产生重大影响,这一判断意义重大。 《国际财务报告准则》将重大影响力定义为参与被投资方的财务和经营政策决策的权力,但不是对这些政策的控制或共同控制。当一个实体拥有被投资人20%或更多的投票权时,就被推定为具有重大影响力。当一个实体拥有被投资公司20%以下的投票权时,推定不存在重大影响。《国际财务报告准则》确定了几个可提供重大影响力证据的指标,包括被投资人在董事会的代表和对决策进程的参与。 |
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续 | | |
俄罗斯石油公司 2021年12月31日,英国石油公司拥有19.75俄罗斯石油公司有表决权的股份的%。Rosneft的最大股东是俄罗斯政府全资拥有的Rosneftegaz JSC(Rosneftegaz)。2021年12月31日,Rosneftegaz举行40.4% (2020 40.4%)持有俄油有表决权的股份。BP集团首席执行官伯纳德·鲁尼于2020年6月被批准为俄罗斯石油公司董事会成员,成为BP提名的两名董事之一。英国石油公司提名的另一位董事董事长达德利于2013年获得批准,成为俄罗斯石油公司董事会成员。2021年,他还担任了俄罗斯石油公司董事会战略和可持续发展委员会的主席。BP还在股东大会上持有由其授予的投票权19.75持有俄罗斯石油公司1%的股份。截至2021年12月31日,BP在Rosneft的经济权益为22.03% (2020 22.03%),由于前几年俄罗斯石油公司自己的股票交易,这一比例高于英国石油公司的所有权股份。因此,BP管理层认为,根据国际财务报告准则的定义,截至2021年12月31日,该集团对俄罗斯石油公司具有重大影响力。作为这一判断的结果,BP对其投资使用了权益法核算,BP在Rosneft石油和天然气储量中的份额被计入该集团经权益核算的实体的估计已探明储量净额。 2022年2月27日,英国石油公司宣布将退出其在俄罗斯石油公司的持股。BP提名的两名俄罗斯石油公司董事会董事于当日辞职,并提交了辞职信。因此,BP管理层认为,自该日起,该集团对国际财务报告准则所界定的俄罗斯石油公司不再具有重大影响力。在失去重大影响力后,BP对其投资的权益会计自该日起停止,而该项投资将按公允价值计量的权益工具投资入账,如下文“金融资产”所述。未来将不会公布俄罗斯石油公司石油和天然气储量的份额。更多信息见本报告所述期间之后的附注37。 Aker BP BP拥有27.85占Aker BP于二零二一年十二月三十一日有表决权股份的%,并假设有重大影响力。在Aker BP对Lundin Energy的收购完成后,英国石油预计其权益将被稀释, 15.9由于Aker BP新股份作为部分代价向Lundin Energy股东发行,Aker BP有表决权股份的%。 BP集团首席财务官Murray Auchincloss自2017年以来一直是Aker BP董事会成员。英国石油公司的另一位提名董事凯特·汤姆森(Kate Thomson)自2016年Aker BP成立以来一直是该公司董事会成员。她也是Aker BP董事会审计和风险委员会的成员。这些成员资格预计不会在交易后改变。英国石油公司还拥有其在Aker BP的股权所赋予的股东大会上的投票权。因此,BP管理层认为,根据IFRS的定义,在收购Lundin Energy后,该集团将对Aker BP保留重大影响力。 由于这一判决,英国石油公司已将1000万美元列为0.6 亿美元作为持作出售的资产,反映出英国石油公司极有可能因交易而被视为出售部分股权。如果在完成后不存在重大影响力,英国石油在Aker BP的全部权益的账面值将被分类为持作出售的资产。 |
权益法会计
根据权益法,投资按成本加上收购后集团所占实体净资产份额的变动、收到的分派及投资减值后的变动于资产负债表进行。向具有股权融资特征的股权会计实体垫付的贷款也计入集团资产负债表的投资。集团收益表反映集团在权益会计实体的税后业绩中所占的份额,并根据权益会计实体资产在收购日的公允价值对折旧、摊销和任何减值进行调整。集团全面收益表包括集团在权益会计实体的其他全面收入中的份额。本集团于权益变动表中确认本集团于权益中直接确认的权益金额份额。
权益会计实体之财务报表乃按与本集团相同之报告年度编制。倘权益会计实体所采用之会计政策与英国石油所采用之会计政策出现重大差异,则会对该等财务报表作出调整,以使所采用之会计政策与本集团一致。
除符合衍生工具定义者外,本集团与其权益会计实体之间交易之未变现收益按本集团于权益会计实体之权益予以抵销。
倘有客观证据显示投资出现减值,本集团会评估于权益会计实体的投资是否减值。倘存在任何该等客观减值迹象,则投资之账面值会与其可收回金额(即其公平值减出售成本与使用价值两者中之较高者)作比较。倘账面值超过可收回金额,则投资撇减至其可收回金额。
分部报告
该集团的运营部门是在集团各组成部分的基础上建立起来的,首席执行官是BP的首席运营决策者,在决定如何分配资源和评估业绩时,首席执行官定期对这些组成部分进行评估。
经营分部之会计政策与本附注所述之本集团会计政策相同,惟国际财务报告准则规定各经营分部所披露之损益计量为定期提供予主要经营决策者之计量。就英国石油而言,此损益计量为扣除利息及税项前重置成本溢利,反映期内出售存货的重置成本,并透过扣除利息及税项前溢利中扣除存货持有收益及亏损而得出。本集团的重置成本溢利并非国际财务报告准则项下的确认计量。详情见附注4。英国石油自2021年1月1日起更改其分部报告,见下文“分部变动”。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
外币折算
于个别附属公司、合营企业及联营公司,以外币进行的交易最初以该等实体的功能货币于交易当日的即期汇率入账。以外币计价的货币资产和负债在资产负债表日按即期汇率重新折算为本位币。任何由此产生的汇兑差额都包括在损益表中,除非采用套期保值会计。除按公允价值计量的项目外,非货币项目在初始确认后不会重新折算。
在合并财务报表中,非美元功能货币子公司、合资企业、联营公司和相关商誉的资产和负债按资产负债表日的即期汇率换算为美元。非美元功能货币子公司、合资企业和联营公司的业绩和现金流使用平均汇率换算成美元。在综合财务报表中,非美元功能货币子公司、合营企业和联营公司当年的期初净资产和留存利润换算为美元时产生的汇兑调整在单独的权益部分确认,并在其他全面收益中报告。用于为本集团的非美元投资提供资金的集团内长期外币借款产生的汇兑损益也在其他全面收益中列报,前提是借款构成对子公司、合资企业或联营公司的投资净额的一部分。于出售或部分出售非美元功能货币附属公司、合营企业或联营公司时,于权益内确认的相关累计汇兑损益由权益重新分类至损益表。
持有待售非流动资产
被归类为持有待售的非流动资产和出售集团按账面价值和公允价值减去出售成本中的较低者计量。
如果重大非流动资产和出售集团的账面价值将通过出售交易而不是通过继续使用而收回,则被归类为持有以待出售。只有当出售的可能性很高,且该资产或处置集团在其现有条件下可立即出售时,该条件才被视为满足,但须受出售该等资产的惯常及惯常条款所规限。管理层必须致力于销售,预计销售应在自分类为待售之日起一年内有资格被确认为已完成销售,完成销售计划所需的行动应表明不太可能对计划作出重大改变或撤回计划。
物业、厂房及设备及无形资产不会折旧或摊销,而联营公司及合营企业的权益会计一旦分类为持有以待出售即停止。
无形资产
无形资产(商誉除外)包括勘探及评估石油及天然气资源、电脑软件、专利、特许权及商标的开支,并按初步确认金额减累计摊销及累计减值亏损列账。
除非作为企业合并的一部分收购,否则无形资产最初按成本列账。任何此类资产在企业合并之日以公允价值计量,如果资产是可分离的或产生于合同或其他法律权利,则与商誉分开确认。
除下文所述的资本化勘探和评估成本外,具有有限寿命的无形资产在其预期使用年限内按直线摊销。对于专利、许可和商标,预期使用年限是法定协议期限和经济使用年限中较短的一个,其范围可以是三至十五年.计算机软件成本通常有一个使用寿命, 三至五年.
资产的预期使用年限及摊销方法会按年检讨,如有需要,可使用年限或摊销方法的变动会按预期计算。
石油天然气勘探鉴定费用
石油和天然气勘探和评估支出采用如下所述的成功努力法会计原则进行核算。
牌照费及物业购置费用
勘探许可证及租赁物业收购成本于无形资产内资本化,并于每个报告日期进行审核,以确认并无迹象显示账面值超过可收回金额。本次审查包括确认勘探钻探仍在进行或计划中,或基于一系列技术和商业考虑,已确定或正在进行确定该发现在经济上是可行的,以及在制定开发计划和时间方面取得了足够的进展。如果没有计划今后的活动,许可证和财产购置费用的剩余余额将被注销。较低价值的许可证是在估计的勘探期间以直线方式汇集和摊销的。于内部批准开发及确认已探明或认可的石油及天然气可能储量后,有关开支将转拨至物业、厂房及设备。
勘探和鉴定费用
地质和地球物理勘探成本确认为已发生的费用。与探井直接相关的成本最初作为无形资产资本化,直到油井钻探完成并对结果进行评估。这些费用包括员工薪酬、使用的材料和燃料、钻井平台费用和向承包商支付的款项。如果找不到潜在的商业数量的碳氢化合物,探井成本就会被注销。如果发现碳氢化合物,并根据进一步的评估活动,有可能进行商业开发,这些费用将继续作为资产入账。如果确定开发不会发生,即努力不成功,那么成本就会被耗尽。
在初步发现碳氢化合物后,与为确定储油层的大小、特征和商业潜力而开展的评估活动直接相关的成本,包括未发现碳氢化合物的评估井的成本,最初作为无形资产资本化。于内部批准开发及确认已探明或认可的可能储量后,有关开支将转拨至物业、厂房及设备。如果开发没有得到批准,预计不会有进一步的活动发生,则费用将被计入费用。
确定探井是否发现了潜在的经济石油和天然气储量,通常是在完井后一年内做出的,但根据地质结构的复杂程度,可能需要更长的时间。发现潜在经济数量的石油和天然气的勘探井,位于需要重大资本支出(如海上平台或管道)才能开始生产的地区,以及重大资本支出的经济可行性取决于成功完成区域内的进一步勘探或评估工作的地区,只要此类工作正在进行或明确计划,就应在资产负债表上保持资本化。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
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重大判断:无形资产勘查与评估 需要作出判断,以确定继续在资产负债表中计入与探井和探探型地层测试井有关的费用是否适当。这包括与勘探许可证或租赁财产收购有关的费用。在对潜在油气田进行额外评估、钻井和地震工作或确定最佳开发计划和时机的同时,此类成本在资产负债表上暂停数年并不少见。成本是根据当前的监管和政治环境或该环境的任何已知变化而计入的。所有此等入账成本须至少每年定期进行技术、商业及管理检讨,以确认开发或以其他方式从发现中提取价值的持续意向。如果不再是这种情况,成本就会立即计入费用。 资本化成本之账面值载于附注7。 |
财产、厂房和设备
本集团拥有的物业、厂房及设备按成本减去累计折旧及累计减值亏损列账。资产的初始成本包括其购买价或建造成本、将资产移至使其能够以管理层预期的方式运营所需的地点和条件所直接应占的任何成本、任何退役义务的初步估计(如适用),以及对于需要相当长时间准备投入预期使用的资产,直接应占一般或具体融资成本。购买价格或建筑成本是为获得资产而支付的总金额和任何其他对价的公允价值。
主要维修、改装或修理的支出包括重置资产或部分资产的费用、检查费用和大修费用。如被单独折旧的资产或部分资产被替换,而与该项目相关的未来经济利益很可能将流向集团,则支出将被资本化,被替换资产的账面金额将被取消确认。与主要维修方案有关的检查费用在下一次检查之前资本化和摊销。主要维修方案的大修费用和所有其他维修费用在发生时计入费用。
建造、安装和完成平台、管道等基础设施以及钻探开发井的支出,包括服务和不成功的开发或划定井,计入不动产、厂房和设备内,并从投产之日起计提折旧。
石油及天然气资产(包括若干相关管道)采用生产单位法折旧。生产井的成本按已探明的已开发储量摊销。取得许可证、共同设施和未来退役费用按已探明储量总额摊销。共同设施折旧的生产单位率考虑到迄今为止发生的支出,以及预计将通过这些共同设施处理的尚未开发的储备金预计将发生的未来资本支出估计数。有关本集团石油及天然气资产账面值的资料,连同于收益表确认为折旧、损耗及摊销的金额,分别载于附注11及附注4。
根据美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)法规确定的石油和天然气储量估计,包括使用12个月历史价格数据评估技术产量的商业性,通常用于计算该集团石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销费用。因此,在采用这种方法的地方,收费不取决于管理层对未来石油和天然气价格的预测。
然而,对于某些石油和天然气资产,根据美国证券交易委员会规定确定的储量的使用,将导致一种不反映未来经济效益预期消耗模式的费用。在这些有限的情况下,采用其他方法来确定用于计算折旧、损耗和摊销的储备基数,包括使用管理层对价格假设的最佳估计,如重大判断和估计:资产账面价值的可回收性,以确定技术已探明储量的商业性。
估计已探明储量变动的影响,将透过按预期未来产量摊销资产的剩余账面价值,以前瞻性方式处理。
石油和天然气储量的估算以及英国石油管理储量预订的流程,见第254页的石油和天然气补充信息,该信息未经审计。有关英国石油公司探明储量、生产合规性和治理流程的详细信息见第348页。二零二一年已探明储量的变动载于第254页石油及天然气补充资料(未经审核)按区域划分的石油及天然气储量变动表。
其他财产、厂房和设备在其预期使用年限内按直线折旧。集团其他物业、厂房及设备在初步确认时的典型使用年限如下:
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土地改良 | 15从现在到现在25五年 |
建筑物 | 20从现在到现在50五年 |
炼油厂 | 20从现在到现在30年份 |
管道 | 10至50年份 |
加油站 | 15年份 |
办公设备 | 3至10年份 |
固定装置及配件 | 5至15年份 |
物业、厂房及设备的预期使用年限及折旧方法会按年检讨,如有需要,可使用年限或折旧方法的变动会按预期计算。一项财产、厂房和设备在出售时或当资产的继续使用预计不会产生未来的经济利益时被取消确认。因终止确认该资产而产生的任何收益或损失(按出售净收益与该项目的账面金额之间的差额计算)计入该项目终止确认期间的损益表。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
不动产、厂房和设备、无形资产和商誉减值
当有事件或情况变动显示资产或现金产生单位之账面值可能无法收回时,本集团会评估资产或资产组别(称为现金产生单位)是否减值;例如,集团业务计划的变更、出售而非保留资产的计划、集团对商品价格的假设的变更、工厂利用率低、有形损坏的证据,对于石油和天然气资产,估计储量大幅下调或估计未来开发开支或退役成本增加。倘存在任何减值迹象,本集团会估计资产或现金产生单位的可收回金额。就减值评估而言,个别资产按可识别现金流量的最低层级分类为现金产生单位,而该等现金流量大致独立于其他资产组别之现金流量。现金产生单位之可收回金额为其公平值减出售成本与其使用价值两者之较高者。倘现金产生单位之价值可能主要透过出售交易收回,则于厘定可收回金额时会考虑预期出售所得款项。倘现金产生单位之账面值超过其可收回金额,则现金产生单位被视为减值并撇减至其可收回金额。
业务分部计划每年获高级管理层批准,为厘定使用价值的主要资料来源。它们包括石油和天然气产量、炼油厂产量、各类精炼产品(如汽油和润滑油)的销售量、收入、成本和资本支出的预测。碳税及排放配额成本乃根据本集团经营所在各司法权区的监管环境计入未来现金流量估计(如适用)。作为编制该等计划的第一步,高级管理层就油价、天然气价格、炼油利润率、炼油产品利润率及成本通胀率等市场状况作出各种假设。这些假设考虑到了现有价格、石油和天然气的全球供求平衡、其他宏观经济因素以及历史趋势和可变性。于评估使用价值时,估计未来现金流量会就资产组的特定风险作出调整,惟有关风险尚未反映于贴现率,并通常使用反映当前市场对货币时间价值评估的税前贴现率贴现至现值。
公平值减出售成本为市场参与者之间有序交易中出售资产所收取的价格,并不反映可能特定于本集团而不适用于一般实体的因素的影响。在有限情况下,倘近期市场交易不可供参考,则会应用贴现现金流量技术。倘采用贴现现金流量分析计算公平值减出售成本,则会估计市场参与者在为资产、现金产生单位或含商誉的现金产生单位组别定价时所使用的假设,并按除税后基准进行测试。
本集团于各报告日期评估是否有任何迹象显示先前确认之减值亏损可能不再存在或可能已减少。倘存在有关迹象,则会估计可收回金额。仅当自上次确认减值亏损以来,用于确定资产可收回金额的估计发生变化时,以前确认的减值亏损方能拨回。倘属上述情况,资产之账面值会增加至其可收回金额与假设资产于过往年度并无确认减值亏损而应厘定之账面值(扣除折旧)两者之较低者。减值拨回于损益确认。拨回后,折旧费用会在未来期间作出调整,以有系统地将资产的经修订账面值(减去任何剩余价值)分配至其剩余可使用年期。
如事件或环境变化显示与商誉有关的一组现金增值股的可收回金额应予以评估,则商誉将按年或更频繁地进行减值审查。在评估商誉是否已减值时,已获分配商誉的CGU组的账面金额与其可收回金额进行比较。如该组现金流转单位的可收回金额少于账面值(包括商誉),则确认减值亏损。确认为商誉的减值损失不会在随后的期间冲销。
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重大判断和估计:资产账面价值的可恢复性 厘定资产、现金产生单位或包含商誉的现金产生单位组别是否减值及减值金额涉及管理层对高度不确定事项的估计,例如通胀及通缩对营运开支、贴现率、资本开支、碳定价的影响(如适用)、生产概况、储量和资源以及未来商品价格,包括原油、天然气和成品油的全球或区域市场供求状况的展望。于厘定资产之适当分组至现金产生单位或现金产生单位之适当分组以进行减值测试时,须作出判断。例如,个别石油及天然气物业可形成独立现金产生单位,而若干拥有共用基础设施的石油及天然气物业可组合在一起以形成单一现金产生单位。资产或现金产生单位的其他分组可能导致减值测试的不同结果。有关商誉减值测试的厘定方法,请参阅附注13。 如上所述,资产的可收回金额为其使用价值和公允价值减去处置成本中的较高者。出售的公允价值减去成本可根据预期销售收益或类似的近期市场交易数据确定。 于收益表确认之减值支出及拨回详情载于附注4,而资产账面值详情载于附注11、附注13及附注14。 二零二一年减值测试中有关贴现率及油气资产的假设估计讨论如下。经济环境的变化(包括能源转型或其他事实及情况)可能需要修订该等假设,并可能导致本集团资产的账面值于下一个财政年度出现重大变动。 |
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
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贴现率 对于贴现现金流计算,未来现金流根据特定于CGU的风险进行调整。使用价值计算通常使用税前贴现率进行折现,该贴现率基于从既定模型得出的集团融资成本,并根据税前基础进行调整,并纳入市场参与者资本结构和国家风险溢价。公允价值减去处置成本贴现现金流计算采用税后贴现率。 减值测试中应用的贴现率每年都会重新评估,并在2021年,税后贴现率为6% (2020 6%) 低碳能源资产除外,其预期现金流的风险状况支持较低的利率4%. 如果CGU位于被判定为风险较高的国家/地区,则额外保费为f 1%至3%反映在税后贴现率中(20201%至3%)。将一个国家归类为高风险和适用溢价的判断考虑了各种经济和地缘政治因素。税前贴现率通常在m 7%至15% (2020 7%至15%)取决于风险溢价和CGU所在地理位置的适用税率。 石油和天然气性质 对于石油生产和运营以及天然气和低碳能源部门中的石油和天然气资产,使用管理层对未来石油和天然气价格的最佳估计来估计预期的未来现金流,以及产量和储量以及某些资源量。预测现金流包括所有已批准的减排项目的影响。所有减值测试中估计的未来产量水平是基于对未来大宗商品价格、生产和开发成本、油田衰退率、当前财政制度和其他因素的假设。 2021年,该小组确定了这些区块的石油和天然气属性,账面价值总计$26,341万 (2020 $45,027万)根据该年度对这些资产进行的最近一次减值测试得出的净空小于或等于20%账面价值。折现率、储量、资源或石油及天然气价格假设在下一财政年度的变动,可能导致该等资产中的一项或多项资产的可收回金额高于或低于当前账面值,因此在该期间存在减值逆转或费用的风险。管理层认为,由于石油和天然气价格和/或产量的变化,折现率或预测收入可能出现合理的变化,可能导致其账面价值在下一个财政年度内发生重大变化,见下文的敏感性分析。 无形勘探和评估支出的可回收性在上文石油和天然气勘探、评估和开发支出中计入。 石油和天然气价格 用于在用价值减值测试的价格假设是基于用于投资评估的价格假设。英国石油公司的碳排放成本假设及其与石油和天然气价格的相互关系,见第178页《在评估气候变化的影响和向低碳经济转型时做出的判断和估计》。投资评估 价格假设是高级副总裁经济与能源洞察在考虑了一系列外部价格设定以及与各种能源转型情景相关的供需状况后推荐的。它们由管理层审查和批准。由于目前在向低碳供需过渡的步伐以及为实现巴黎气候变化协议的目标而将采取的社会、政治和环境行动方面存在不确定性,所考虑的情景既包括实现这些目标的情景,也包括没有实现这些目标的情景。 年内,BP的价格假设在使用价值减值测试中的应用对于布伦特原油,直到2030年的石油价格都有所增加,以反映近期的供应限制。BP管理层还预计,向低碳经济转型的步伐将会加快Y.因此,本年度降低了对布伦特原油的长期预测,到2040年达到每桶55美元,到2050年达到每桶45美元(按2020年实际价格计算)。Henry Hub天然气在使用价值减值测试中应用的价格假设与2020年使用的价格假设没有变化,只是2022年的假设有所增加,以反映短期市场状况。这些价格假设是从中央案例投资评估假设中得出的,并在适用时进行了调整,以反映短期市场状况。(见第32页)。以下是该小组对布伦特石油和Henry Hub天然气修订后的价格假设摘要,这些假设分别在2021年和2020年应用,按2020年的实际价格计算。这些假设代表了管理层在资产负债表日对未来价格的最佳估计,这些价格处于被认为适合于该目的的外部情景范围内。BP认为,它们符合一系列与巴黎气候变化协议的温度目标一致的过渡路径,他强调,必须将全球平均气温的升幅控制在远低于工业化前水平2摄氏度的水平,并努力将气温升幅控制在比工业化前水平高1.5摄氏度的范围内。然而,它们并不对应于任何特定的巴黎一致情景。通货膨胀率为f 2% (2020 2%)用于确定名义价格假设。 |
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2021年价格假设 | | 2022 | 2025 | 2030 | 2040 | 2050 |
布伦特原油(美元/桶) | | 70 | 60 | 60 | 55 | 45 |
Henry Hub汽油(美元/mm Btu) | | 4.00 | 3.00 | 3.00 | 3.00 | 2.75 |
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2020年价格假设 | | 2021 | 2025 | 2030 | 2040 | 2050 |
布伦特原油(美元/桶) | | 50 | 50 | 60 | 60 | 50 |
Henry Hub汽油(美元/mm Btu) | | 3.00 | 3.00 | 3.00 | 3.00 | 2.75 |
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
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BP支持集团现有油气资产账面价值的大部分储量和资源,预计将在未来10年生产。 2021年,石油市场继续进行再平衡进程。2021年,布伦特原油平均价格为71美元/桶。这比2020年高出70%,是自2015年以来的第二高。石油需求在经济复苏的支持下反弹,这得益于新冠肺炎疫苗接种的不断推出和限制的逐步取消。在供应方面,OPEC+国家持续积极的供应管理也有助于加快再平衡进程。BP对油价的长期假设低于2021年的平均价格,其依据是,从长期来看,石油需求可能会下降,因此鼓励足够投资以满足不断下降的全球石油需求所需的价格水平也较低。 2021年,美国天然气价格几乎翻了一番,从2020年的2.0美元/Mmbtu涨至3.9美元/Mmbtu。较高的价格反映出与2020年相比,2021年的需求/供应平衡更加紧张。年初,较冷的天气增加了需求,减少了供应,导致大量消耗库存,因此需要在夏季补充。全球GDP强劲复苏的同时,美国的液化天然气出口在2020年也出现了相对于关闭的复苏。此外,较高的煤炭价格也通过电力行业的竞争支撑了天然气价格。2021年美国天然气价格水平高于BP基于对激励新生产所需价格水平的判断而做出的长期价格假设。 石油和天然气储量 除了石油和天然气价格外,还需要进行重大的技术和商业评估,以确定该集团估计的石油和天然气储量。储量估计值定期进行审查和更新。地质和工程数据的可用性、储集层动态数据、收购和撤资活动以及新油井的钻探等因素都会影响集团对其石油和天然气储量的估计。BP的储量估计基于合理确定性的要求,并基于传统的行业实践和监管要求进行严格的技术和商业评估。 用于使用价值测试的储量假设反映了管理层目前打算开发的储量和资源。石油和天然气属性的可采数量是使用包括储量、资源和产量在内的投入的组合确定的。风险因素可适用于不符合被视为已证实或可能被视为已证实或可能的标准的储量和资源。 敏感度分析 管理层认为,折现率、石油和天然气价格以及产量是确定上游石油和天然气资产可回收金额时估计不确定性的主要来源。以下敏感度分析除涵盖估计不确定性的主要来源外,亦显示能源转型、未来营运温室气体排放的潜在碳排放成本及/或石油及天然气需求减少,若将碳排放成本作为收入现金流的扣除,将如何进一步影响预期收入现金流入,其影响程度将超过本集团石油及天然气CGU使用价值估计的当前预期。因此,这些分析代表了净收入敏感度。 上游石油和天然气资产的净收入的变化可能是由于石油和天然气价格、碳排放成本/碳价格、石油和天然气产量的变化或这些因素的组合造成的。 管理层在使用价值减值测试中测试了净收入现金流变化的影响,最高可达未来所有年度净收入20%的综合影响。 单独来看,这种规模的净收入减少可能会导致英国石油公司目前持有的上游油气资产的账面价值减少1美元左右。16-17十亿美元,大约相当于14-15截至2021年12月31日财产、厂房和设备账面净值的百分比。如果这一净收入减少完全是由于单独的石油价格下降,这反映了使用布伦特石油价格假设的账面价值的指示性下降,该价格假设大致在与世界可持续发展商业委员会(WBCSD)发布前版本(见第64页)的价格范围相关的价格范围内,该假设被认为与将全球平均气温限制在比工业化前水平高1.5摄氏度的情景一致。 单独来看,这种规模的净收入增长可能会指示性地导致BP目前持有的上游油气资产的账面价值增加,增幅在1美元左右。3-4十亿美元,大约相当于3-4于二零二一年十二月三十一日之物业、厂房及设备账面净值之%。账面值的潜在增加将由于先前确认的减值拨回而产生,占于二零二一年十二月三十一日可用的减值拨回总容量的约一半。如果这一净收入增加纯粹是由于单独的油价上涨,则反映了使用布伦特原油价格假设的账面值的指示性增加,该假设与WBCSD "系列"的发布前版本的假设相关联,被认为与将全球平均温度限制在工业化前水平以上1.5 ° C相一致。 这些敏感性分析, 但并非管理层对任何可能确认的减值支出或拨回的最佳估计,因为这些支出或拨回并未完全包括可能出现的相应变动,例如成本及业务计划的变动,以及发展的分期。例如,随着石油和天然气价格的下跌,整个行业的成本更有可能下降。该等分析亦假设碳价格上涨对营运温室气体排放的影响,已全部计入净收益的减少(反之亦然),而非反映碳价格或其他碳排放成本最终如何纳入市场。因此,上述敏感度分析并不反映净收入与可推断价值之间的线性关系。经济的相互依存性这些输入数据和因素加上我们上游油气资产的不同特点限制了估计整体可收回金额受价格假设或产量变动影响的可能性或程度的可行性。 管理层亦测试上游油气资产使用价值减值测试所用贴现率变动一个百分点的影响。此变动水平反映过往经验,即下一个财政年度可能出现合理变动。如果贴现率提高一个百分点,r在进行的所有测试中,于二零二一年确认的减值拨回净额约为美元。1.3 低十亿。如果贴现率降低一个百分点,则确认的减值拨回净额约为美元,0.6 十亿高。 商誉 无论是否有任何减值迹象,英国石油均须每年测试业务合并所收购商誉的减值。本集团之商誉约为 $12.4十亿资产负债表(2020年) $12.5十亿),主要与Atlantic Richfield、Burmah Castrol、Devon Energy及Reliance交易有关。关于这一点, $7.61000亿美元与石油生产及运营以及天然气及低碳能源分部的商誉有关,其中石油及天然气价格及产量假设是估计不确定性的主要来源。有关该等分部商誉减值测试的敏感度及额外资料载于附注13。 |
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
盘存
存货(持作短期买卖用途之存货除外)乃按成本与可变现净值两者之较低者列账。成本乃按先进先出法厘定,包括直接采购成本、生产成本、运输及制造开支。可变现净值乃参考结算日之现行价格厘定,并于报告期后出售存货证明其于期末之可变现净值时作出调整。
为短期交易目的而持有的存货按公允价值减去销售成本列示,公允价值的任何变动均在损益表中确认。
供应品按加权平均成本和可变现净值两者中较低者计价。
租契
转让在一段时间内控制一项已确定资产的使用权以换取对价的协议作为租赁入账。如果BP既有权在整个使用期内从已确定的资产中获得基本上所有的经济利益,又有权指示使用,则控制权被转让。如果协议明确或默示地指明了一项资产,并且出租人对该资产拥有的任何替代权不被认为是实质性的,则该资产被确认。
转让无形资产使用控制权(包括勘探或使用碳氢化合物的权利)的协议不作为租赁入账。见重大会计政策:无形资产。
租赁负债于租赁开始日按租赁期内未来租赁付款的现值于资产负债表确认。所应用的贴现率为租赁中隐含的贴现率(如可轻易厘定),否则使用增量借款利率。增量借款利率根据本集团借款成本、承租人法人信用风险、币种及租期等因素厘定。租赁期是指租赁不可撤销的期间,连同英国石油合理确定行使的延长选择权所涵盖的任何期间,或英国石油合理确定不行使的终止选择权所涵盖的期间。计入现值计算之未来租赁付款为任何固定付款、视指数或利率而变动之付款、合理确定行使购股权而到期之付款及预期剩余价值担保付款。偿还本金呈列为融资现金流量,而支付利息呈列为经营现金流量。
根据指数或比率以外的因素而变化的付款,如使用量、销售量或收入,不包括在现值计算中,并在损益表中确认,并作为经营现金流量列示。租赁负债按摊余成本法确认,除资本化为勘探、评估或开发支出外,在租赁期内的损益表中确认利息支出。
使用权资产在资产负债表上确认为物业、厂房及设备,其价值相当于按租赁预付款、租赁奖励、初始直接成本及任何恢复义务调整后的租赁负债的初始计量。使用权资产在租赁期内通常按直线折旧。除资本化为勘探、评估或开发支出外,折旧费用在损益表中确认。使用权资产按物业、厂房及设备、无形资产及商誉减值的会计政策进行减值评估。
协议可以包括租赁和非租赁两个部分。除零售服务站的租赁外,租赁及非租赁部分的付款按相对独立售价基准分配,而本集团已选择不将非租赁付款与租赁负债及使用权资产的计算分开计算。
如果协议开始时的租赁期限不到12个月,租赁负债和使用权资产不被确认,租赁费用在损益表中以直线基础确认。
如果BP控制范围内的重大事件或情况发生变化,影响合理确定的租赁期,或租赁付款发生变化,租赁负债的现值将使用经修订的租期和付款重新计量,使用权资产将按同等金额进行调整。
对租赁协议的修改超出了原来的条款和条件,作为对租赁负债的重新计量,并对使用权资产进行相应的调整。任何因修改而产生的收益或损失都在损益表中确认。以与独立销售价格相称的价格扩大租约范围的修改将作为单独的新租约入账。
倘本集团对支付租赁付款负有主要责任,则本集团就代表合营业务订立的租赁确认全部租赁负债,而非其应占工作权益。例如,如果英国石油公司(bp)作为合资经营者,是租约的唯一签署人,情况就可能如此。在这种情况下,如果bp由集团和其他合营经营者共同控制,则确认bp在使用权资产中的工作权益份额,并就转让给其他合营经营者的资产份额确认应收款。倘英国石油为非经营者,倘经营者对支付租赁款项负有主要责任且英国石油对使用权资产拥有共同控制权,则确认应付经营者款项,否则不确认结余。
金融资产
金融资产最初按公允价值确认,通常为交易价格。如果金融资产不是通过损益按公允价值计量,则直接应占交易成本也包括在内。随后对金融资产的计量取决于其分类,如下所述。当现金流合约权届满或收取现金流权已转让予第三方,且资产的实质所有风险及回报均已转移,或资产的实质所有风险及回报均未予保留或转移,但资产的控制权已转移时,本集团将不再确认金融资产。这包括取消对已达成贴现安排的应收款的确认。
本集团将其金融资产债务工具分类为按摊销成本计量、通过其他全面收益计量的公允价值或通过损益计量的公允价值。分类取决于管理金融资产的业务模式和金融资产的合同现金流特征。
按摊余成本计量的金融资产
倘金融资产以收取合约现金流量之业务模式持有,而合约现金流量仅代表本金及利息之付款,则分类为按摊销成本计量。倘货币时间价值重大,则该等资产采用实际利率法按摊销成本列账。当资产终止确认或减值及当利息采用实际利率法确认时,收益及亏损于损益内确认。此类别金融资产包括贸易及其他应收款项。
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通过其他全面收益按公允价值计量的金融资产
当金融资产的目标是收集合约现金流量及出售金融资产,且合约现金流量仅代表本金及利息的支付时,金融资产按其他全面收益按公允价值计量。
按公允价值通过损益计量的金融资产
当金融资产不符合按摊余成本或通过其他全面收益按公允价值计量的标准时,金融资产按公允价值通过损益计量。此类资产按公允价值计入资产负债表,损益在损益表中确认。除被指定为有效对冲工具的衍生品外,衍生品也包括在这一类别中。
对股权工具的投资
对权益工具的投资随后按公允价值通过损益计量,除非按工具逐项选择在其他全面收益中确认公允价值损益。
被指定为有效对冲工具的衍生品
在有效对冲中被指定为对冲工具的衍生品以公允价值计入资产负债表。下文衍生金融工具及对冲活动的会计政策介绍重估损益的处理方法。
现金等价物
现金等价物为短期高流动性投资,可随时兑换为已知金额的现金,价值变动风险不大,自收购之日起一般有三个月或更短的到期日。现金等价物被归类为按摊余成本计量的金融资产,或就某些货币市场基金而言,按损益的公允价值计量。
按摊销成本计量的金融资产减值
本集团以前瞻性方式评估与金融资产相关的预期信贷损失,按每个资产负债表日的摊余成本计量。预期信贷损失是根据集团面临信贷风险的最长合同期来计量的。由于应收贸易账款已确认终身预期信贷损失,而基本上所有其他范围内金融资产的期限均少于12个月,因此本集团的12个月预期信贷损失与终身预期信贷损失之间并无重大差异。对预期信用损失的衡量是违约概率、违约损失和违约风险敞口的函数。预期信贷损失估计为资产的账面金额与集团预期收到的未来现金流量现值之间的差额,按金融资产的原始有效利率贴现。资产的账面金额根据损益表中确认的减值损益金额进行调整。
如有合理及可支持的证据显示一项或多项对金融资产(或金融资产组)的估计未来现金流量产生不利影响的事件已发生,则按摊销成本计量的金融资产或金融资产组被视为信贷减值。金融资产在集团无法合理预期收回到期款项时予以撇账。
股权工具
根据合同安排的实质内容,票据被归类为金融负债或权益。不能以本集团本身的权益工具结算,且不包括交付现金或其他金融资产或与另一实体交换金融资产或金融负债的合约责任而可能不利的工具,被分类为权益。本集团发行的权益工具按收到的收益扣除直接发行成本后确认。
金融负债
金融负债在集团加入该文书的合同条款时予以确认。当合同中规定的义务被解除、取消或到期时,集团将不再确认金融负债。金融负债的计量取决于其分类,如下所示:
按公允价值通过损益计量的金融负债
符合持有交易定义的金融负债分类为按公允价值通过损益计量。此类负债按公允价值计入资产负债表,损益在损益表中确认。除被指定为有效对冲工具的衍生品外,衍生品也包括在这一类别中。
被指定为有效对冲工具的衍生品
在有效对冲中被指定为对冲工具的衍生品以公允价值计入资产负债表。下文衍生金融工具及对冲活动的会计政策介绍重估损益的处理方法。
按摊余成本计量的财务负债
所有其他金融负债初步按公允价值扣除直接应占交易成本确认。对于有息贷款和借款,这通常等于收到的收益的公允价值,减去与借款相关的发行成本。
在初步确认后,其他金融负债随后按实际利息法按摊销成本计量。摊销成本的计算方法是计入任何发行成本和结算时的任何折扣或溢价。因回购、清偿或注销债务而产生的收益和亏损分别在利息和其他收入及融资成本中确认。
这类金融负债包括贸易和其他应付款项以及金融债务。
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重大判断:供应商融资安排 本集团的应付贸易账款包括若干利用信用证融资的供应商安排。评估受该等安排规限的应付款项时须作出判断,以厘定其是否应继续分类为应付贸易账款及产生经营现金流量或融资债务及融资现金流量。进行评估时所采用的标准包括与英国石油业务所在市场常见的支付条款相比较的到期款项的支付条款,以及这些安排是否显著改变了负债的性质。该等安排所规限且付款期最长约60日之负债一般被视为应付贸易账款,并产生经营现金流量。详情见附注28—流动性风险。 |
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财务担保
本集团发行财务担保合约,以作出指定付款,以补偿持有人因若干联营公司、合营企业或第三方实体未能根据债务工具(如贷款)之原有或经修订条款于到期时付款而产生之损失。财务担保合约之负债初步按公允价值计量,其后按合约估计预期信贷亏损与初步确认金额减累计摊销(如适用)两者之较高者计量。
衍生金融工具和套期保值活动
该集团使用衍生金融工具来管理外币汇率、利率和大宗商品价格波动的某些风险敞口,以及用于交易目的。该等衍生金融工具最初于订立衍生合约当日按公允价值确认,其后按公允价值重新计量。当公允价值为正时,衍生品被计入资产,当公允价值为负值时,衍生品被计入负债。
买卖可以现金净额结算的非金融项目(例如石油、石油产品、天然气或电力)的合约,但根据本集团预期的购买、销售或使用要求,为接收或交付非金融项目而订立及继续持有的合约除外,均作为金融工具入账。未被指定为有效对冲工具的衍生工具的公允价值变动所产生的收益或损失在损益表中确认。
倘于合约开始时,估值未能以可观察市场数据支持,则估值方法厘定之任何收益或亏损不会于收益表确认,而会于资产负债表递延入账,一般称为“首日收益或亏损”。该递延收益或亏损于合约年期内于收益表确认,直至绝大部分剩余合约年期均可使用可观察市场数据估值为止,届时任何剩余递延收益或亏损均于收益表确认。合约开始时之初步估值后之估值变动即时于收益表确认。
就套期保值会计而言,套期保值分为:
•当对冲已确认资产或负债的公允价值变动的风险时,公允价值进行对冲。
•现金流对冲可归因于与已确认资产或负债相关的特定风险或极有可能发生的预期交易的现金流变异性风险的对冲。
对冲关系在一开始就被正式指定和记录下来,以及进行对冲的风险管理目标和战略。这些文件包括对套期保值工具、被套期保值项目或交易的识别、被套期保值风险的性质、经济关系开始时的存在以及随后对套期保值工具在抵消套期保值项目公允价值或可归因于被套期保值风险的现金流量变化的风险敞口方面的有效性的计量、套期保值比率和套期保值无效的来源。符合套期保值会计标准的套期保值会计核算如下:
公允价值对冲
套期保值衍生工具的公允价值变动在损益中确认。可归因于被套期保值风险的被套期保值项目的公允价值变动被记录为被套期保值项目的账面价值的一部分,并在被抵销的利润或亏损中确认。本集团在对冲固定利率融资债务的利率风险和某些货币风险时,采用公允价值对冲会计。
只有当套期保值关系或其中的一部分不再符合资格标准时,公允价值对冲会计才会终止。这包括风险管理目标发生变化时,或套期保值工具出售、终止或行使时。当时对套期项目账面金额的累计调整,然后在套期项目的剩余期间至到期日,按预期摊销至损益,作为财务利息支出。
现金流对冲
现金流量套期保值工具的有效损益部分在其他全面收益中报告,无效部分在损益中确认。当套期保值交易影响损益时,在其他全面收益中报告的金额将重新分类到损益表中。
倘对冲项目为导致确认非金融资产或负债的极有可能预测交易,例如购买物业、厂房及设备的预测外币交易,则于其他全面收益确认的金额转拨至非金融资产或负债的初始账面值。倘被对冲项目为股本投资,则于其他全面收益确认之金额保留于股本之独立部分,直至被对冲现金流量影响损益或终止按权益法入账为止。倘被对冲项目直接于损益确认,则于其他全面收益确认之金额重新分类至生产及制造开支或销售及其他经营收入(如适用)。
只有当套期保值关系或其中的一部分不再符合合格标准时,才停止现金流量对冲会计。这包括当指定的对冲预测交易或其部分不再被认为极有可能发生时,或当对冲工具在没有更换或展期的情况下出售、终止或行使时。当现金流量对冲会计被终止时,先前在其他全面收益内确认的金额将保留在权益中,直至预测交易发生,并重新分类为损益或如上所述转移到非金融资产或负债的初始账面金额。如果预计不再发生预测交易,以前在其他全面收益中确认的金额将立即重新归类为损益。
套期保值成本
交叉货币利率掉期之外币基础利差不包括在对冲指定范围内,并作为对冲成本入账。外币基础利差之公平值变动于其他全面收益确认,惟有关变动与对冲项目有关者为限。就与时段相关的对冲项目而言,于其他全面收益确认的金额于对冲关系的年期内以直线法摊销至损益。
公允价值计量
公允价值是在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移债务所收到的价格。该集团根据观察计量投入的能力,将按公允价值计量的资产和负债分类为三个级别之一。一级投入是指相同资产或负债在活跃市场上的报价。第二级投入是直接或间接可观察到的投入,而不是包括在第一级资产或负债的报价。第三级投入是资产或负债的不可观察的投入,反映了市场参与者对可观察到的相关市场数据或BP关于定价的假设的重大修改。
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重大估计和判断:衍生金融工具 在某些情况下,由于缺乏报价或其他可观察的市场证实数据,衍生工具的公平值乃使用内部模型估计。这主要适用于本集团的长期衍生工具合约。该等合约大部分采用输入数据的模型估值,该输入数据包括各不同产品的价格曲线,该价格曲线乃根据可用活跃市场定价数据(包括波幅及相关性)建立,并使用最大可用外部资料建模。此外,如果某些产品的数据有限,则使用历史和长期定价关系确定价格。使用其他假设或估值方法可能导致该等衍生工具的价值显著不同。有关指数价格的模型所用价格假设的合理可能变动不会对资产净值及本集团收益表造成重大影响,主要原因是衍生资产与负债之间的变动互相抵销。有关更多资料(包括第三级衍生工具的账面值),请参阅附注29。 在某些情况下,需要作出判断以确定买卖商品的合约是否符合衍生工具的定义,或在某些情况下确定交易的适当列报及分类。特别是,买卖液化天然气合约不被视为符合定义,因为其因液化天然气市场缺乏流动性及无法或缺乏净结算历史而被视为无法进行净结算,因此按应计基准而非作为衍生工具入账。 |
金融资产和负债的抵消
金融资产和负债在资产负债表中按毛额列示,除非同时符合以下两项标准:集团目前拥有法律上可强制执行的权利来抵销已确认的金额;以及集团打算以净额结算或同时变现资产和结算负债。抵销权是集团通过向债权人申请从同一交易对手处应收的款项来结清应付给债权人的款项的法定权利。在评估目前是否存在法律上可强制执行的抵销权时,将考虑有关的法律管辖权和适用于当事人之间关系的法律。
拨备和或有事项
当集团由于过去的事件而具有目前的法律或推定义务时,很可能需要流出体现经济利益的资源来清偿义务,并可对义务的数额作出可靠的估计。在适当情况下,未来现金流估计将进行调整,以反映特定于负债的风险。
倘货币时间值之影响属重大,则拨备乃按反映当前市场对货币时间值之评估之税前无风险利率贴现预期未来现金流量而厘定。倘采用贴现,则因时间推移而增加的拨备在融资成本内确认。拨备按名义贴现率贴现, 2.0% (2020 2.5%).
拨备分为预期于资产负债表日起12个月内结清的金额(当期)和预期稍后结清的金额(非当期)。
或有负债是一种可能的债务,其存在只会被不完全在集团控制范围内的未来事件所确认,或在不可能需要资源外流或债务金额不能充分可靠地计量的情况下确认其存在。或有负债不在合并财务报表中确认,但在重大情况下予以披露,除非认为经济资源外流的可能性微乎其微。
退役
当本集团有责任封堵及弃井、拆除及移走设施或厂房项目,以及恢复其所在场地,以及当该负债能可靠估计时,则确认拆除成本负债。如果对新设施或设备项目(如石油和天然气生产或运输设施)存在债务,则该债务将在建造或安装时确认。同样,如果对一口井存在债务,则在钻井时确认这一债务。在油井、设施或设备项目的运营期间,也可能通过修改立法或通过终止运营的决定而具体化退役义务;在资产已出售但随后的所有者因破产等原因而不再能够履行退役义务的情况下,也可能产生一项义务。确认的数额是根据当地条件和要求确定的未来支出估计数的现值。于经济年期结束时停用油井、生产设施及管道的成本拨备乃使用现有技术,按未来价格(视乎活动的预期时间)估计,并使用名义贴现率贴现。
相当于退役准备的金额确认为相应无形资产(就勘探或评估井而言)或财产、厂房和设备的一部分。财产、厂房和设备的退役部分随后按与资产其余部分相同的折旧率折旧。除拨备贴现或拨备用途的取消外,估计开支现值的任何变动均反映为对拨备及该资产正在产生或预期会产生未来经济利益的相应资产的调整。
环境支出和负债
为使该集团从其资产中获得未来经济利益所需的环境支出作为这些资产的一部分进行资本化。与过去业务造成的现有状况相关的支出不会对未来收益产生影响,将计入支出。
当可能进行清理并且相关成本能够可靠地估计时,确认环境成本的负债。一般而言,承认这些规定的时机与正式行动计划的承诺相吻合,或者,如果更早,则承诺撤资或关闭不活跃的地点。
确认的数额是清偿债务所需支出的最佳估计数。环境负债准备金是使用现有技术按未来价格估计的,并使用名义贴现率进行贴现。
排放物
当该集团于报告期末累计排放气体量超过供自用的免费允许量或设定的排放基准时,即确认排放负债。拨备乃按结算日清偿现有责任所需开支之最佳估计计量。其乃根据实际排放量超出持有或设定基准(公吨或其他适当数量)之差额计算,并按已购买及持有自用之任何配额之实际成本以先进先出法(FIFO)基准计算,倘持有配额不足,则按结算日配额现货市价计算剩余需求。为弥补不足而购买的备抵成本于资产负债表单独确认为无形资产,除非本集团所收购或产生的排放备抵由航运及贸易职能进行风险管理,则该等备抵于资产负债表确认为存货。
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重组条文
重塑BP计划预计将削减约10,000个职位,已导致拨备得到承认,主要是在有详细正式计划的对比期间,受影响的人已对裁员风险做出了有效的预期,但具体结果仍不确定。在提出正式裁员提议的情况下,将这些数额的债务报告为应付款项,如果没有,则报告为年底未支付的准备金。
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重大判决及估计:条文 该集团持有石油和天然气生产设施和管道在其经济寿命结束时未来退役的规定。BP面临的最大退役义务涉及封堵和废弃油井,以及移除和处置世界各地的石油和天然气平台和管道。这些退役事件大多是在未来许多年后发生的,当拆除事件发生时,必须满足的确切要求是不确定的。退役技术和成本不断变化,政治、环境、安全和公众期望也是如此。未来现金流的时间和数额受到重大不确定性的影响,在确定应确认的拨备数额时需要进行估计。预期未来成本的任何变化都反映在拨备和资产中。 如果石油和天然气生产设施和管道被出售给第三方,需要做出判断,以评估新所有者是否无法履行其退役义务,英国石油公司是否将负责退役,如果是的话,责任的程度。该小组已经评估了这一美元0.5对于以前出售给第三方的资产,在出售将退役义务转移给新所有者的情况下,截至2021年12月31日(2020年没有重大准备金),应确认1000亿美元的退役准备金。 与下游炼油厂相关的退役准备金一般不被确认,因为潜在的债务无法衡量,因为它们的结算日期不确定。如果炼油厂停止生产作业,则可能产生债务,任何此类债务将在获得足够信息以确定潜在结算日期的期间确认(更多信息见附注32)。 该集团定期审查其下游炼油厂的任何事实和情况的变化,包括与能源过渡有关的变化,这些变化可能需要承认退役条款。投资组合的实力和灵活性使得该集团正在运营的炼油厂的停产点仍无法可靠地确定以确定退役拨备。 环境责任准备金是根据当前的法律和建设性要求、技术、价格水平和预期的补救计划估算的。由于法律法规、公众预期、价格、现场条件的发现和分析以及清理技术的变化,实际成本和现金流出可能与当前的估计不同。 每年审查与退役和环境责任有关的未来支出的时间和数额。用于贴现现金流的利率每季度进行一次审查。2021年末用于确定资产负债表债务的名义利率为2.0% (2020 2.5%),这是基于长期美国政府债券。通常预计发生退役和环境费用的加权平均期间估计约为17年份(202018年)和6年份(20206年)。按未来价格计算的成本是通过将通货膨胀率1.5% (2020 1.5%)到退役成本,以及2% (2020 2%)适用于所有其他规定。退役通常适用较低的费率,因为某些成本预计将保持在当前或过去的价格不变。 上游退役的未贴现现金流的实际分期估计约为#美元。5.32000亿美元(2020年)3.930亿美元)在未来10年内,6.92000亿美元(2020年)7.710到20年后,剩余的资金约为6.02000亿美元(2020年)6.020亿美元)。退役现金流的时间和数量本质上是不确定的,因此分阶段是管理层目前的最佳估计,但可能不是最终会发生的事情。 关于该小组规定的进一步资料载于附注23。与集团拨备相关的假设的变化可能导致其账面金额在下一财政年度内发生重大变化。一个0.5名义贴现率增加一个百分点可能会使集团的拨备余额减少约#美元。1.42000亿美元(2020年)1.230亿美元)。税前对集团损益表的影响约为$。0.42000亿美元(2020年)0.330亿美元)。这一水平的变动反映了过去的经验,即下一财政年度内可能会出现合理的税率变动。 预期未来退役支出的时间每两年更改一次,对石油生产和运营以及天然气和低碳能源部门的石油和天然气资产的退役拨备产生的贴现影响约为$0.22000亿美元(2020年)0.3 十亿)。管理层目前认为下一个财政年度不合理可能出现超过两年的变动。如果所有预期的未来退役支出都增加10%,那么退役准备金将增加约$1.62000亿美元(2020年)1.430亿美元),税前费用约为美元0.42000亿美元(2020年)0.5 十亿)将得到认可。 诚如附注32所述,本集团须面对并无确认拨备的申索及诉讼。我们会定期评估与特定案件有关的事实和情况,以决定是否应承认或修订与特定诉讼有关的条文。因此,由于诉讼结果难以预测,管理层须就拨备及或然负债作出重大判断。 |
员工福利
工资、薪金、花红、社会保障供款、有薪年假及病假于本集团雇员提供相关服务期间内累计。归属日期超过结算日12个月的递延花红安排,采用预计单位贷记法按精算基准估值,并在服务期内以直线法摊销,直至奖励归属为止。以股份为基础之付款及退休金及其他退休后福利之会计政策载述如下。
基于股份的支付
股权结算交易
与雇员以权益结算交易之成本乃参考权益工具于授出日期之公平值计量,并于归属期内确认为开支,归属期于雇员完全有权享有奖励之日止。相应信贷于权益内确认。公平值乃采用适当及广泛应用之估值模式厘定。于估值以股权结算交易时,除与本公司股份价格(市况)挂钩的条件外,并无考虑任何归属条件。非归属条件(例如雇员向储蓄相关计划供款的条件)于授出日期的公平值中计入,而未能符合非归属条件(如雇员控制范围内)被视为注销及任何剩余条件。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
未确认的成本被列为支出。就其他以权益结算以股份为基础之付款交易而言,所收货品或服务及权益之相应增加乃按所收货品或服务之公平值计量,除非其公平值无法可靠估计。倘所收货品及服务之公平值无法可靠估计,则交易乃参考已授出股本工具之公平值计量。
现金结算交易
以现金结算交易之成本于归属期内确认为开支,并参考于资产负债表确认之相应负债之公平值计量。负债于各结算日按公平值重新计量,直至结算为止,公平值变动于收益表确认。
退休金和其他退休后福利
在集团的固定福利计划下提供福利的成本是使用预测单位贷记法为每个计划单独确定的,该方法将福利的应享权利归于本期以确定当前服务成本,并将应得福利归于本期和上期以确定固定福利债务的现值。由计划修订或削减(由于计划成员的实质性减少而导致的未来债务减少)所产生的过去服务成本,在公司承诺进行改变时立即确认。
在损益表中确认的与养恤金和其他退休后福利有关的利息支出净额,是指计划债务现值和计划资产价值因时间推移而产生的净变化,是通过对年初福利债务现值和年初计划资产公允价值适用贴现率来确定的,同时考虑到债务或计划资产在这一年中的预期变化。
确定的福利负债和资产的重新计量,包括精算损益,以及计划资产的回报(不包括上文所述净利息中的数额),在发生期间的其他全面收益中确认,不会随后重新归类为损益。
在资产负债表上确认的每个计划的固定收益养老金计划盈余或赤字包括固定收益债务的现值(使用基于优质公司债券的贴现率)与计划资产的公允价值之间的差额,债务将直接从该计划资产中清偿。公允价值以市场价格信息为基础,就报价证券而言,公允价值是公布的投标价格。固定收益养恤金计划的盈余只有在可以收回的范围内才予以确认,要么从计划中退款,要么减少未来对计划的缴款。
对固定缴款计划的缴款在应付期间在损益表中予以确认。
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重要估计数:养恤金和其他退休后福利 对固定收益养老金和其他退休后福利的会计处理涉及在衡量集团的养老金计划盈余和赤字时做出重大估计。这些估计需要对许多不确定性做出假设。 管理层于每年年底检讨退休金及其他退休后福利假设。这些假设用于确定年底的预计福利责任,从而确定集团资产负债表上记录的盈余和赤字,以及下一年的退休金和其他退休后福利开支。 对报告金额最重要的假设是贴现率、通货膨胀率和死亡率。对这些变量的假设是基于每个国家的环境。所使用的假设因年而异,从而对未来净收益和净资产产生影响。其中一些假设的变化,特别是贴现率和通货膨胀率,可能导致集团养老金和其他退休后福利义务的账面价值在下一财年发生重大变化,特别是英国、美国和欧元区的计划。这些假设与实际结果之间的任何差异也将影响未来的净收益和净资产。 该等假设的价值以及假设变动对所用福利开支及责任的影响的敏感度分析载于附注23。 |
所得税
所得税支出是指当期税金和递延税金之和。
所得税在损益表中确认,除非它与在其他全面收益或直接在权益中确认的项目有关,在这种情况下,相关税项在其他全面收益或直接在权益中确认。
当期税额是根据该期间的应税利润计算的。应税利润不同于损益表中报告的净利润,因为它是按照适用税务机关制定的规则确定的。因此,它不包括在其他期间应纳税或可扣除的收入或费用项目,以及从未纳税或可扣除的项目。本集团应缴当期税项乃根据截至资产负债表日已颁布或实质颁布的税率及法律计算。
递延税项是根据资产负债表日的资产及负债的课税基准与其账面金额之间的暂时性差异按负债法拨备,以供财务报告之用。递延税项负债应确认为所有应税临时性差异,但以下情况除外:
•首次确认商誉时产生递延税项负债的。
•如果递延税项负债是在首次确认非企业合并的交易中的资产或负债时产生的,则在交易时不影响会计利润和应纳税损益,并且在交易时不产生相等的应税和可扣除临时差额。
•就与于附属公司及联营公司之投资及于合营安排之权益有关之应课税暂时差额而言,倘本集团能够控制暂时差额拨回之时间,且暂时差额不大可能于可见将来拨回。
递延税项资产确认为可抵扣暂时性差异、未使用税项抵免结转及未使用税项亏损,但如与可抵扣暂时性差异及未使用税项抵免结转及未使用税项亏损结转有关的应课税溢利可能会被用于抵扣,则除非与可抵扣暂时性差额有关的递延税项资产是在交易时因初始确认非业务合并交易中的资产或负债而产生,且在交易时既不影响会计利润亦不影响应课税损益,且在交易时不会产生相等的应课税及可扣除临时差额。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
就与于附属公司及联营公司的投资及于联合安排中的权益相关的可扣除暂时性差异而言,递延税项资产只有在暂时性差异有可能在可预见的将来转回且可用来抵销暂时性差异的应课税溢利的情况下才予以确认。
递延税项资产的账面金额于每个资产负债表日进行审核,并在不再可能减值或增加至可能有足够的应课税溢利可供使用全部或部分递延税项资产的范围内递减。
递延税项资产及负债乃根据资产负债表日已颁布或实质颁布的税率(及税法),按预期于资产变现或负债清偿期间适用的税率计量。递延税项资产和负债不贴现。
递延税项资产及负债只有在有法律上可强制执行的权利将当期税项资产与当期税项负债互相抵销,以及递延税项资产及负债与同一税务机关向同一应课税实体或不同应课税实体征收的所得税有关,且有意按净额结算当期税项资产及负债或同时变现资产及清偿负债时,才予以抵销。
在税务处理不确定的情况下,如果税务机关被认为可能接受该集团提出的税务处理,所得税将根据该集团的所得税申报文件予以确认。如果不被认为是可能的,该不确定性将使用最可能的金额或预期价值反映在适用税务资产或负债的账面价值内,这取决于哪种方法更能预测不确定性的解决。
集团所得税支出和负债的计算涉及对世界各地许多司法管辖区适用的税收法律和法规的解释。该集团通过与相关税务机关谈判或通过诉讼解决税务立场,可能需要数年时间才能完成,在某些情况下,很难预测最终结果。因此,需要作出判断,以确定是否需要为所得税拨备,如果需要,则需要估计可能应支付的金额。
此外,集团在若干税务管辖区拥有可抵销未来应课税溢利的结转税项亏损及税项抵免。然而,递延税项资产只有在可能会有可用来抵销未使用的税项损失或税项抵免的应税利润的范围内才予以确认。管理层在评估情况是否如此时会作出判断,并须估计未来可得的应课税利润数额。这种判断本身受到影响未来应税利润的估计的影响,如石油和天然气价格和退役支出,见重大判断和估计:资产账面价值和拨备的可恢复性
管理层并不认为本集团的税务拨备或递延税项资产确认在下一个财政年度会有重大改变的风险,但税务状况本身仍不明朗,因此可能会有所改变。如果实际结果与管理层的估计不同,所得税费用或抵免,以及当期和递延税项资产或负债的变化,可能会在未来期间出现。有关更多信息,请参见附注8和附注32。
在确定某一特定税种是所得税还是另一种税种(例如生产税)时,也需要作出判断。递延税项的会计适用于上述所得税,但不适用于其他类型的税种;相反,此类税项根据适用的会计政策(如拨备和或有事项)在损益表中确认。2021年在这方面没有做出新的重大判断。
关税和销售税
转嫁给客户或向客户收取的关税和销售税不包括在收入和费用中。资产和负债在扣除关税或销售税后确认,但下列情况除外:
•不能向税务机关追回的购买货物和服务所产生的关税或销售税被确认为资产购置成本的一部分。
•应收账款和应付账款包括关税或销售税。
可向税务机关收回或应付予税务机关的销售税净额计入资产负债表的应收或应付款项内。
自有权益工具-库藏股
该集团在自有股本工具中的持有量显示为从股东权益中扣除。库存股是指英国石油公司回购的股份,可用于特定和有限的目的。出于会计目的,员工持股计划(ESOP)中为满足员工股份支付计划的未来要求而持有的股份被视为库存股,因此作为库存股计入综合财务报表。随后出售或重新发行的库存股的成本按加权平均计算。出售该等股份所收取的代价(如有)亦在权益中确认。购买、出售、发行或注销股权的损益不在损益表中确认。根据股份回购计划回购的股份如立即注销,则不会作为库存股列示,而是在集团权益变动表中列作从损益账储备中扣除。
收入 和其他收入
当集团通过将承诺的货物或服务的控制权转移给客户来履行履行义务时,来自与客户的合同收入被确认。石油、天然气、天然气液体、液化天然气、石油和化工产品以及其他物品的控制权转移通常与所有权转移给客户和客户实际占有相一致。本集团主要在某个时间点履行其履约义务;与随时间履行的履约义务有关的已确认收入金额并不显著。
当履行义务获得履行时,本集团确认分配给该履行义务的交易价格金额为收入。交易价格是集团预期有权获得的对价金额。交易价格根据承诺的商品或服务的独立销售价格分配给合同中的履约义务。
商品销售合同通常参照报价定价。定期商品合同的收入根据每次交货的合同定价条款确认。其中某些合同的定价条款基于交货后的某个时间点的价格。此类合同的收入最初根据交货时的相关价格确认,随后进行适当调整。这些合同的所有收入,包括交货时确认的收入和交货后价格调整的收入,都作为与客户签订的合同收入披露。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
国际财务报告准则第15号下商品的销售和购买分别在与客户的合同收入和采购收入中按毛额列报。代表交易或优化活动的实物结算衍生工具与财务结算衍生工具合约于销售内的其他营运收入及其他营运收入中净列账。不属于交易和优化活动一部分的某些实物结算销售和购买衍生工具合约分别在其他营业收入和购买中毛利列报。在实物交割前衍生资产和负债的公允价值变动也被归类为其他营业收入。
为促进向客户销售而与同一行业的交易对手进行的实物交易,以及与共同交易对手进行的销售和购买,作为类似实物交易所的安排的一部分,均按净额报告。
如该集团代表第三方代理采购或销售能源商品,则确认任何相关费用收入,但不记录购买或销售。
利息收入确认为应计利息(使用实际利率,即通过金融工具的预期寿命准确贴现估计未来现金收入至金融资产账面净值的比率)。
投资产生的股息收入在股东收受股利的权利确定后确认。
合同资产余额和合同负债余额分别计入应收贸易账款和其他应付款列报金额内。
融资成本
直接可归因于收购、建造或生产符合条件的资产的融资成本,即必须花费大量时间才能准备好投入预期使用的资产,计入这些资产的成本,直至资产基本上准备好投入预期使用。所有其他财务成本在发生期间在损益表中确认。
重要会计政策的更新
新国际财务报告准则的影响
英国石油采纳了“利率基准改革—第二阶段”—修订国际财务报告准则9“金融工具”、国际财务报告准则16“租赁”和其他国际财务报告准则,自2021年1月1日起生效. 年内并无采纳其他新订或经修订准则或诠释对综合财务报表有重大影响。
「利率基准改革—第二阶段」
大部分基准于二零二一年年底以美国、英国、欧盟及其他地区的替代基准取代伦敦银行同业拆息(LIBOR)等主要利率基准,预期余下的美元LIBOR年期将于二零二三年终止。BP主要承受3个月美元LIBOR风险,将持续至2023年6月。
国际会计准则理事会于二零二零年八月颁布国际财务报告准则第9号、国际财务报告准则第16号及其他国际财务报告准则之修订,以就因银行同业拆息过渡至替代无风险利率而对合约现金流量或对冲关系作出变动时提供实际的权宜方法及宽免。英国石油自2021年1月1日起采纳该等修订,并自该日起按前瞻性应用。详情见附注28。
英国石油公司设有一个内部利率基准改革工作小组,负责监察市场的发展,并管理过渡至其他基准利率。本集团已评估与利率基准挂钩的合约及安排(例如借贷、租赁及衍生合约)的影响,并已执行或正在制定过渡计划。英国石油公司亦参与致力于利率基准改革的外部委员会和专责小组。
新的国际财务报告准则的影响—尚未采用
本集团并无于该等财务报表中采纳以下国际会计准则理事会的公告,原因为该等公告仅于未来财务报告期间生效。概无其他已颁布但尚未采纳之准则、修订或诠释董事预期会对本集团之呈报收入或资产净值造成重大影响。
IFRS 17“保险合同”
国际财务报告准则第17号“保险合约”为发行人接受来自另一方的重大保险风险并同意在未来不确定事件对该方造成不利影响时向该方作出补偿的合约提供新的一般会计模式。国际财务报告准则第17号取代国际财务报告准则第4号“保险合约”,并将于2023年1月1日开始的财务报告期间对英国石油生效。该标准尚未得到英国和欧盟的认可。英国石油对IFRS 17影响的评估处于初始阶段,但预计不会对未来的财务报告产生重大影响。
重大会计政策的其他变动
细分的变化
2021年第一季度,集团可报告分部的变动与资源分配方式的变动一致,自该日起,首席运营决策者(英国石油公司是首席执行官)评估业绩。从2021年第一季度起,集团的可报告部门为天然气和低碳能源、石油生产和运营、客户和产品以及俄罗斯石油公司。于二零二零年十二月三十一日,本集团之可呈报分部为上游、下游及Rosneft。
天然气和低碳能源包括上游业务主要生产天然气的地区,天然气营销和贸易活动,以及集团的太阳能,风能和氢业务。天然气生产区以前属于上游部分。该集团的可再生能源业务以前属于“其他业务和公司”的一部分。
石油生产和运营包括上游活动主要生产原油的地区。这些活动以前属于上游部分。
客户和产品包括集团以客户为中心的业务,涵盖便利性和移动性,其中包括零售和燃料下一代产品,如电气化,以及航空,中游和嘉实多润滑油。它还包括我们的石油产品业务,炼油和贸易。石化业务亦于经重列比较资料中呈报为客户及产品分部的一部分,直至其于二零二零年十二月出售为止。因此,客户及产品分部与前下游分部大致相同,惟出售石化产品除外。
Rosneft部门没有变化,并继续包括该集团在Rosneft投资的股权核算收益。该集团将停止将Rosneft作为集团2022年财务报告中的一个单独部门报告。见附注37报告期后事项。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续
损益之分部计量继续为重置成本(除利息及税项前损益),透过不包括于除利息及税项前损益中的存货持有收益及亏损,反映供应品重置成本。详情见附注4。
二零一九年及二零二零年之比较资料已于附注3、4及13重列,以反映可呈报分部之变动。附注2、7、15和27中对分部的提及也有所更改。
会计政策的自愿变更—自2021年1月1日起与实物结算衍生合约有关的收入和采购净额列报
英国石油公司经常进行实物结算并符合衍生金融工具定义的商品买卖交易。该等合约属于国际财务报告准则第9号的范围内,因此,在结算前,该等衍生合约的公平值变动于其他经营收入内呈列为收益及亏损。本集团过往于实物结算时按毛额基准于收益表呈列该等合约之收入及采购。
这些交易历来代表集团合并财务报表中报告的收入和采购的很大一部分。本集团策略方向的改变,加上自二零二一年一月一日起实施该策略的组织变动,导致本集团决定自该日起,与该等交易有关的收入及相应采购应按净额呈列,作为其他经营收入内的收益或亏损。实物结算衍生工具合约先前按毛额呈列,并计入其他经营收入及采购;然而,根据新会计政策,该等合约将按净额基准于其他经营收入内呈列,惟有关交易或优化活动。
此外,集团的交易活动随着时间的推移继续从捕捉第三方实物交易以提供流量保证,转变为利用价格波动和供求波动,优化程度不断提高,这将在新策略下继续进行,进一步支持呈列方式的改变。新列报方式为账目使用者提供可靠及更相关的资料,因为集团的收入确认与管理层如何监察及管理该等合约的履行情况更为紧密。二零一九年及二零二零年之销售及其他经营收入及采购之比较资料已重列如下表所示。除所得税前溢利或每股盈利之比较资料并无影响。
上文所述之重列已于二零二二年一月三十一日向证券交易委员会提交之截至二零二零年十二月三十一日止年度之经审核综合财务报表中重复,并已予以保留,以确保与于英国提交之截至二零二一年十二月三十一日止年度之综合财务报表一致。
1. 重大会计政策、判断、估计及假设 -续 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2020 | 2020 | 净额的影响 | 2019 | 2019 | 网络的影响 | | | |
百万美元 | | | | 重述 | 演示文稿 | | 重述 | 演示文稿 | | | |
部门收入(附注4) | | | | | | | |
天然气与低碳能源 | | | 18,467 | | 16,275 | | (2,192) | | 28,102 | | 27,045 | | (1,057) | | | | |
石油生产经营 | | | 17,234 | | 17,234 | | — | | 28,702 | | 28,702 | | — | | | | |
客户与产品 | | | 162,974 | | 90,744 | | (72,230) | | 250,897 | | 132,864 | | (118,033) | | | | |
其他业务和公司 | | | 1,666 | | 1,666 | | — | | 1,418 | | 1,418 | | — | | | | |
| | | 200,341 | | 125,919 | | (74,422) | | 309,119 | | 190,029 | | (119,090) | | | | |
减去:各细分市场之间的销售额和其他收入 | | | | | | | | | | | |
天然气与低碳能源 | | | 2,708 | | 2,708 | | — | | 3,097 | | 3,097 | | — | | | | |
石油生产经营 | | | 15,879 | | 15,879 | | — | | 25,870 | | 25,870 | | — | | | | |
客户与产品 | | | 158 | | 158 | | — | | 973 | | 973 | | — | | | | |
其他业务和公司 | | | 1,230 | | 1,230 | | — | | 782 | | 782 | | — | | | | |
| | | 19,975 | | 19,975 | | — | | 30,722 | | 30,722 | | — | | | | |
对外销售和其他营业收入 | | | | | | | | | | | |
天然气与低碳能源 | | | 15,759 | | 13,567 | | (2,192) | | 25,005 | | 23,948 | | (1,057) | | | | |
石油生产经营 | | | 1,355 | | 1,355 | | — | | 2,832 | | 2,832 | | — | | | | |
客户与产品 | | | 162,816 | | 90,586 | | (72,230) | | 249,924 | | 131,891 | | (118,033) | | | | |
其他业务和公司 | | | 436 | | 436 | | — | | 636 | | 636 | | — | | | | |
总销售额和其他营业收入 | | | 180,366 | | 105,944 | | (74,422) | | 278,397 | | 159,307 | | (119,090) | | | | |
销售和其他营业收入(附注5) | | | | | | | | | | | |
与与客户签订合同的收入相比,销售和其他营业收入包括以下内容: | | | | | | | | | | | |
原油 | | | 5,048 | | 5,048 | | — | | 9,141 | | 9,141 | | — | | | | |
成品油 | | | 63,564 | | 63,564 | | — | | 102,408 | | 102,408 | | — | | | | |
天然气、液化天然气和天然气 | | | 12,726 | | 10,762 | | (1,964) | | 18,909 | | 15,156 | | (3,753) | | | | |
非石油产品和其他与客户签订合同的收入 | | | 9,840 | | 9,779 | | (61) | | 12,169 | | 10,838 | | (1,331) | | | | |
与客户签订合同的收入 | | | 91,178 | | 89,153 | | (2,025) | | 142,627 | | 137,543 | | (5,084) | | | | |
其他营业收入 | | | 89,188 | | 16,791 | | (72,397) | | 135,770 | | 21,764 | | (114,006) | | | | |
总销售额和其他营业收入 | | | 180,366 | | 105,944 | | (74,422) | | 278,397 | | 159,307 | | (119,090) | | | | |
| | | | | | | | | | | |
购买 | | | 132,104 | | 57,682 | | (74,422) | | 209,672 | | 90,582 | | (119,090) | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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2. 持有待售非流动资产
于2021年12月31日分类为持有待售资产的账面值为#美元。1,6522000万美元(2020年)1,326(百万美元),相关负债为#美元。3592000万美元(2020年)46(亿美元)。
石油生产和经营
正如2021年8月宣布的那样,BP和中国石油股份已同意成立巴士拉能源公司,这是一家注册成立的合资企业,旨在拥有和管理两家公司在伊拉克鲁迈拉油田的权益。有待监管部门和其他方面的批准,这笔交易预计将在2022年上半年完成。资产:$1,0091000万美元及相关负债#333截至2021年12月31日,已在集团资产负债表中分类为持有待售。
2021年12月21日,BP的联营公司Aker BP宣布拟收购Lundin Energy,代价为现金和Aker BP新股。有待监管部门和其他方面的批准,这笔交易预计将于2022年年中完成。BP目前持有一家27.9Aker BP的%权益。交易完成后,预计这将成为15.9在合并后的公司中的%权益。$595因此,BP在AkerBP的投资中有1.3亿美元在该集团的资产负债表中被归类为持有待售。
截至2021年12月31日完成的2021年期间,没有任何交易被归类为持有待售。
天然气与低碳能源
截至2020年12月31日的待售资产余额主要包括20BP的参股权益百分比60在阿曼61号区块的参与权益百分比。根据2021年2月1日的公告,BP同意将这一权益出售给泰国PTT勘探和生产公共有限公司。2021年3月28日,皇家法令批准了这笔交易,并以2.42021年3月收到1000亿美元。
于二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日待售的总资产及负债均为天然气及低碳能源及石油生产及营运,详见下表。
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 |
财产、厂房和设备 | | 35 | | 1,099 | |
商誉 | | 137 | | 199 | |
| | | |
对联营公司的投资 | | 632 | | — | |
| | | |
盘存 | | 152 | | — | |
| | | |
贸易和其他应收款 | | 696 | | 28 | |
分类为持有以待出售的资产 | | 1,652 | | 1,326 | |
贸易和其他应付款 | | (238) | | (36) | |
租赁负债 | | (74) | | — | |
条文 | | (47) | | (10) | |
| | | |
| | | |
与归类为持有待售资产直接相关的负债 | | (359) | | (46) | |
3. 处置和减值
在损益表中确认了以下有关处置和减值的金额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
出售企业和固定资产的收益 | | | | |
天然气与低碳能源 | | 1,034 | | — | | — | |
石油生产经营 | | 869 | | 360 | | 143 | |
客户与产品 | | (52) | | 2,320 | | 50 | |
其他业务和公司 | | 25 | | 194 | | — | |
| | 1,876 | | 2,874 | | 193 | |
| | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
出售企业和固定资产的损失以及倒闭 | | | | |
天然气与低碳能源 | | 1 | | 9 | | 884 | |
石油生产经营 | | 86 | | 375 | | 409 | |
客户与产品 | | 142 | | 296 | | 57 | |
其他业务和公司 | | 1 | | 1 | | 9 | |
| | 230 | | 681 | | 1,359 | |
减值损失 | | | | |
天然气与低碳能源 | | 834 | | 6,214 | | 387 | |
石油生产经营 | | 1,617 | | 6,723 | | 6,365 | |
客户与产品 | | 962 | | 840 | | 65 | |
其他业务和公司 | | 63 | | 12 | | 30 | |
| | 3,476 | | 13,789 | | 6,847 | |
减值冲销 | | | | |
天然气与低碳能源 | | (2,338) | | (3) | | — | |
石油生产经营 | | (2,479) | | (86) | | (131) | |
客户与产品 | | (7) | | — | | — | |
其他业务和公司 | | (3) | | — | | — | |
| | (4,827) | | (89) | | (131) | |
出售企业和固定资产的减值和亏损,以及关闭 | | (1,121) | | 14,381 | | 8,075 | |
处置
出售所得款项及出售本金损益按分部列述如下。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
处置固定资产所得款项 | | 1,145 | | 491 | | 500 | |
出售业务所得收益,扣除已处置的现金 | | 5,812 | | 4,989 | | 1,701 | |
| | 6,957 | | 5,480 | | 2,201 | |
按业务划分 | | | | |
天然气与低碳能源 | | 2,425 | | 38 | | 565 | |
石油生产经营 | | 3,022 | | 1,157 | | 1,472 | |
客户与产品 | | 1,050 | | 3,959 | | 152 | |
其他业务和公司 | | 460 | | 326 | | 12 | |
| | 6,957 | | 5,480 | | 2,201 | |
二零一九年及二零二零年之资料已重列,以反映可呈报分部之变动。有关更多资料,请参阅附注1主要会计政策、判断、估计及假设—分部变动。
2021年出售业务所得包括美元2,364 100万美元的处置 20阿曼第61号区块的参与权益%及额外$2,1771000万美元和300万美元872 在2020年结束的阿拉斯加和石化公司解散案中,于二零二一年十二月三十一日,与出售有关的递延代价为500美元。205一年内应收款百万美元(2020年美元1,291百万美元和2019年$159百万美元)和$823一年后应收款百万美元(2020年美元2,402百万美元和2019年$125百万)。递延代价主要与二零二零年出售阿拉斯加业务有关。此外,与出售有关的应收或有代价为2000美元,1,917于二零二一年十二月三十一日,百万美元(二零二零年美元)1,999百万美元和2019年$598百万)。于二零二一年十二月三十一日的或然代价与前期出售阿拉斯加业务及北海若干资产有关。该等或然代价金额于集团资产负债表之其他投资内呈报—详情请参阅附注17。
年内,本集团出售一笔1,675 与阿拉斯加撤资有关的100万美元贷款。由于对手方潜在的部分追索权,本集团继续确认资产为美元,547 百万美元,相关负债为美元598 100万美元,这两者都将随着时间的推移而减少。
出售企业和固定资产的损益,以及关闭
天然气与低碳能源
2021年,出售企业和固定资产的收益主要与澳元有关1,031出售一家公司获得100万美元的收益20在阿曼61号区块的参与权益百分比。
3.减值和减值—续
于二零一九年,出售业务及固定资产之亏损主要是由于巴西生物燃料业务向一间50:50之新合资企业BP Bunge Bioenergia作出贡献,累计外汇亏损由储备重新分类至收益表。
石油生产经营
2021年的收益主要来自对前几个期间处置的调整。收益包括$171从出售一家公司获得2.1Aker BP在北海的%权益,$1002000万美元,来自出售巴西的某些勘探资产,以及#美元502公允价值变动涉及递延和或有对价,涉及阿拉斯加和北海之前的处置。
于二零二零年,收益主要来自对过往期间之摊销作出的调整。收益包括$130 从出售阿拉斯加业务和权益中获得1000万美元,166 有关阿拉斯加出售事项及先前于北海出售事项之递延及或然代价之公平值变动,损失包括美元134 与北海前期处置所产生的递延及或有代价有关的公允价值变动,百万美元120 与可能出售勘探资产有关的1000万美元,以及美元78 100万美元的出售在美国的某些财产。
二零一九年,亏损包括美元191 与上一期间出售Bruce、Keith及Devenick资产所产生之或然代价有关之公平值变动,以及171 1000万美元,与剥离阿拉斯加业务相关的遣散费有关。
客户与产品
于二零二零年,收益主要来自2.3 于二零二零年十二月完成出售石化业务时确认的收益为100亿美元。该收益已于二零二一年因工作地点结算调整而作出调整。损失包括美元229 在决定停止燃料生产后,Kwinana炼油厂停止生产业务,因此,2000万美元。
其他业务和公司
于二零二零年,出售业务及固定资产之收益主要涉及出售及回租本集团伦敦圣詹姆斯广场总部。
与出售企业有关的摘要财务资料见下表。
2021年被归类为业务处置的主要交易是出售20BP的参股权益百分比60阿曼第61区块的参与权益%。详情见附注2。
于二零二零年分类为业务出售的主要交易为销售石化及阿拉斯加业务。
二零一九年分类为业务出售的主要交易为出售我们于埃及苏伊士湾石油特许权的权益。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| | | | |
非流动资产 | | 1,620 | | 9,092 | | 1,653 | |
流动资产 | | 69 | | 1,539 | | 507 | |
非流动负债 | | (287) | | (1,639) | | (257) | |
流动负债 | | (3) | | (782) | | (108) | |
处置净资产账面总额 | | 1,399 | | 8,210 | | 1,795 | |
处置外汇的循环再用 | | 35 | | (328) | | 880 | |
处置成本 | | (5) | | 13 | | 190 | |
| | 1,429 | | 7,895 | | 2,865 | |
出售企业的收益(亏损) | | 1,632 | | 2,570 | | (1,190) | |
总对价 | | 3,061 | | 10,465 | | 1,675 | |
非现金对价 | | (108) | | (219) | | (938) | |
收到的对价(应收)a | | 2,859 | | (5,257) | | 964 | |
| | | | |
| | | | |
出售业务所得收益,扣除处置的现金后的净额b | | 5,812 | | 4,989 | | 1,701 | |
a2019年$633百万美元涉及出售阿拉斯加业务及BPX业务的若干资产前收取的按金。
b 所得款项为已处置的现金和现金等价物净额。2百万美元(2020年美元)101百万美元和2019年$30百万)。
减值
各分部之减值亏损及减值拨回载于下文。有关减值之重大估计及判断之资料,请参阅附注1之物业、厂房及设备、无形资产及商誉减值。有关按资产类别划分的减值的进一步资料,请参阅附注11及附注14。
天然气与低碳能源
2021年减值损失为1美元834 100万美元主要与毛里塔尼亚和塞内加尔Tortue现金产生单位的开发资产相关的损失有关(美元8191000万美元),主要是由于预计未来支出增加所致.2021年减值冲销1美元2,338 100万美元主要与印度KGD6现金产生单位生产资产的逆转有关(美元1,229(百万美元)和特立尼达CGU($600 该等现金产生单位已确认重大减值支出或拨回的现金产生单位的可收回金额为美元,该等现金产生单位根据其使用价值确认重大减值支出或拨回。7,365 万于二零二一年确认减值支出或拨回的所有现金产生单位的可收回金额按其使用价值计算为美元17,3301000万美元。
二零二零年减值亏损为美元6,214100万美元主要涉及特立尼达生产和开发资产方面的损失(美元2,416毛里塔尼亚和塞内加尔(美元)1,909印度(美元)1,313百万)。减值损失主要是由于英国石油公司对未来石油和天然气价格假设的降低,以及在较小程度上对某些技术储量的修订。减值现金产生单位之可收回金额合共为美元。13,5631000万美元。
二零一九年减值亏损为美元3872000万美元涉及若干不同的资产,其中最大的费用发生在埃及和特立尼达。
石油生产经营
所有年度之减值亏损及拨回主要与生产及中游资产有关。
3.减值和减值—续
2021年减值损失为1美元1,617100万美元主要与预期的投资组合变动有关(美元1,109(亿美元)。2021年减值冲销为#美元2,479 100万美元主要由于集团石油及天然气价格假设变动及重新评估储量所致。其中包括BPX Energy(美元1,356(百万美元)和北海($950(亿美元)。确认发生重大减值逆转的本金CGU为#美元。982 在BPX能源公司的霍克维尔该等现金产生单位已确认重大减值支出或拨回,按其使用价值计算,其可收回金额为美元6,760 万于二零二一年确认减值支出或拨回的所有现金产生单位的可收回金额按其使用价值计算为美元16,5861000万美元。
二零二零年减值亏损为美元6,723100万美元主要涉及英国北海生产和开发资产的损失(美元2,796百万美元)、美国(美元2,744 加拿大(美元)865百万)。减值损失主要是由于英国石油公司对未来石油和天然气价格假设的降低,以及在较小程度上对某些技术储量的修订。
二零一九年减值亏损为美元6,3652000万美元与各种资产有关,其中最重要的费用发生在美国。减值亏损主要是由于决定出售若干资产,包括美元,4,703与BPX Energy已完成和预期的解散有关的2000万美元和美元1,264与我们的阿拉斯加业务的预期出售有关的百万美元;其中,355百万元主要与相关商誉减值有关。
客户与产品
2021年减值亏损为美元962百万美元主要与产品业务的预期组合变动有关(美元595(亿美元)。
减值损失合计$840百万美元和美元652020年及2019年分别确认百万元。二零二零年之金额主要与燃料业务之组合变动有关,包括将Kwinana炼油厂转换为进口码头。概无减值开支个别重大。
其他业务和公司
减值损失合计$63百万,$12百万美元,以及$302021年、2020年及2019年分别确认了百万美元。
4. 节段分析
于2021年第一季度,本集团的可报告分部的变动与资源分配方式的变动一致,以及自该日起由首席运营决策者(英国石油公司为首席执行官)评估绩效。从2021年第一季度起,集团的可报告部门为天然气和低碳能源、石油生产和运营、客户和产品以及俄罗斯石油公司。于二零二零年十二月三十一日,本集团之可呈报分部为上游、下游及Rosneft。
天然气和低碳能源包括上游业务主要生产天然气的地区,天然气营销和贸易活动,以及集团的太阳能,风能和氢业务。天然气生产区以前属于上游部分。该集团的可再生能源业务以前属于“其他业务和公司”的一部分。
石油生产和运营包括上游活动主要生产原油的地区。这些活动以前属于上游部分。
客户和产品包括集团以客户为中心的业务,涵盖便利性和移动性,其中包括燃料零售和下一代产品,如电气化,以及航空,中游和嘉实多润滑油。它还包括我们的石油产品业务,炼油和贸易。石化业务于经重列比较资料中呈报为客户及产品分部的一部分,直至其于二零二零年十二月出售为止。因此,客户及产品分部与前下游分部大致相同。
Rosneft部门没有变化,并继续包括该集团在Rosneft投资的股权核算收益。该集团将停止将Rosneft作为集团2022年财务报告中的一个单独部门报告。见附注37报告期后事项。
其他业务和公司包括集团的航运和财务职能,以及全球的公司活动。
二零二零年及二零一九年已于附注4及13重列,以反映可呈报分部之变动。附注2、7、15和27中对分部的提及也有所更改。
营运分部的会计政策与附注1所述集团的会计政策相同。然而,国际财务报告准则要求就每个营运分部披露的损益计量,是为进行业绩评估及资源分配而定期向首席营运决策者提供的计量。对BP来说,这种损益是重置成本息税前利润或亏损,它通过扣除利息和税前损益来反映供应的重置成本。a。根据《国际财务报告准则》,集团的重置成本、息税前利润或亏损不是公认的衡量标准。
考虑到所涉及的数量,各部门之间的销售以接近市场价格的价格进行。分部收入和分部业绩包括业务分部之间的交易。除非未实现亏损提供转让资产减值的证据,否则这些交易和任何未实现损益将在合并时冲销。按地区对外部客户的销售是基于进行销售的集团子公司的所在地。英国地区包括以英国为基地的客户和产品的国际活动。
在集团资产负债表上确认的与退休金和其他退休后福利计划有关的所有盈余和赤字均分配给其他业务和公司。然而,与这些计划相关的定期费用是根据员工工作的业务分配给运营部门的。
某些财务信息是单独提供给美国的,因为美国对BP来说是一个独立的重要国家,而英国是BP的注册国。
a 存货持有收益及亏损指使用存货重置成本计算的销售成本与按先进先出法计算的销售成本之间的差额,该等销售成本经调整拨备的任何变动(倘存货可变现净值低于其成本)。根据我们用于国际财务报告准则报告的先进先出法,计入损益表的存货成本是基于其历史采购或制造成本,而非重置成本。在动荡的能源市场,这可能对报告的收入产生严重扭曲影响。所披露金额指按先进先出法在收益表内就存货支出(经调整可变现净值拨备的任何相关变动后)与根据存货重置成本而产生的支出之间的差额。为此目的,库存重置成本是利用每个业务的生产和制造系统的数据计算的,或按月计算,或在系统允许这种方法的情况下,为每一交易单独计算。所披露的金额并未在财务报表中单独反映为收益或亏损。并无就作为买卖头寸一部分而持有之存货成本及若干其他临时存货头寸作出调整。
4. 节段分析 -续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | 2021 |
按业务划分 | | 天然气与低碳能源 | 石油生产经营 | 客户与产品 | 俄罗斯石油公司 | 其他 中国企业和 公司 | 合并调整和冲销 | 总计 群组 |
细分市场收入 | | | | | | | | |
销售和其他营业收入 | | 30,840 | | 24,519 | | 130,095 | | — | | 1,724 | | (29,439) | | 157,739 | |
减去:各部门之间的销售额和其他营业收入 | | (4,563) | | (22,408) | | (1,226) | | — | | (1,242) | | 29,439 | | — | |
第三方销售和其他营业收入 | | 26,277 | | 2,111 | | 128,869 | | — | | 482 | | — | | 157,739 | |
来自合资企业和联营公司的收益-扣除利息和税后 | | 426 | | 576 | | 385 | | 2,694 | | (82) | | — | | 3,999 | |
细分结果 | | | | | | | | |
重置成本息税前利润(亏损) | | 2,133 | | 10,501 | | 2,208 | | 2,429 | | (2,777) | | (67) | | 14,427 | |
库存持有损益a | | 33 | | 8 | | 3,355 | | 259 | | — | | — | | 3,655 | |
息税前利润(亏损) | | 2,166 | | 10,509 | | 5,563 | | 2,688 | | (2,777) | | (67) | | 18,082 | |
| | | | | | | | |
融资成本 | | | | | | | | (2,857) | |
与养恤金和其他退休后福利有关的财务支出净额 | | | | | | | | 2 | |
税前利润 | | | | | | | | 15,227 | |
其他损益表项目 | | | | | | | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | |
我们 | | 80 | | 3,174 | | 1,349 | | — | | 94 | | — | | 4,697 | |
非美国 | | 4,384 | | 3,354 | | 1,651 | | — | | 719 | | — | | 10,108 | |
拨备费用,扣除未使用拨备的回销,包括贴现率的变化 | | 173 | | 7 | | 3,063 | | — | | 477 | | — | | 3,720 | |
细分资产 | | | | | | | | |
对合资企业和联营公司的投资 | | 5,224 | | 8,044 | | 3,291 | | 14,354 | | 70 | | — | | 30,983 | |
对非流动资产的增加b | | 4,963 | | 6,090 | | 3,940 | | — | | 1,007 | | — | | 16,000 | |
a有关库存持有损益的解释,请参阅第200页。
b这些资产包括房地产、厂房和设备的增加;商誉;无形资产;对合资企业的投资;以及对联营公司的投资。
4. 节段分析 -续 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | 2020 |
按业务划分 | | 天然气与低碳能源 | 石油生产经营 | 客户与产品 | 俄罗斯石油公司 | 其他业务和公司 | 合并调整和冲销 | 总计 群组 |
细分市场收入 | | | | | | | | |
销售和其他营业收入 | | 16,275 | | 17,234 | | 90,744 | | — | | 1,666 | | (19,975) | | 105,944 | |
减去:各部门之间的销售额和其他营业收入 | | (2,708) | | (15,879) | | (158) | | — | | (1,230) | | 19,975 | | — | |
第三方销售和其他营业收入 | | 13,567 | | 1,355 | | 90,586 | | — | | 436 | | — | | 105,944 | |
来自合资企业和联营公司的收益-扣除利息和税后 | | (45) | | (327) | | 214 | | (229) | | (16) | | — | | (403) | |
细分结果 | | | | | | | | |
重置成本息税前利润(亏损) | | (7,068) | | (14,583) | | 3,418 | | (149) | | (579) | | 89 | | (18,872) | |
库存持有损益a | | 19 | | (2) | | (2,796) | | (89) | | — | | — | | (2,868) | |
息税前利润(亏损) | | (7,049) | | (14,585) | | 622 | | (238) | | (579) | | 89 | | (21,740) | |
| | | | | | | | |
融资成本 | | | | | | | | (3,115) | |
与养恤金和其他退休后福利有关的财务支出净额 | | | | | | | | (33) | |
税前利润 | | | | | | | | (24,888) | |
其他损益表项目 | | | | | | | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | |
我们 | | 96 | | 3,700 | | 1,359 | | — | | 39 | | — | | 5,194 | |
非美国 | | 3,361 | | 4,087 | | 1,631 | | — | | 616 | | — | | 9,695 | |
拨备费用,扣除未使用拨备的回销,包括贴现率的变化 | | (2) | | 58 | | 1,903 | | — | | 543 | | — | | 2,502 | |
细分资产 | | | | | | | | |
对合资企业和联营公司的投资 | | 3,663 | | 8,154 | | 3,671 | | 11,808 | | 41 | | — | | 27,337 | |
对非流动资产的增加b | | 3,507 | | 5,321 | | 5,359 | | — | | 570 | | — | | 14,757 | |
a有关库存持有损益的解释,请参阅第200页。
b这些资产包括房地产、厂房和设备的增加;商誉;无形资产;对合资企业的投资;以及对联营公司的投资。
4. 节段分析 -续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | 2019 |
按业务划分 | | 天然气与低碳能源 | 石油生产经营 | 客户与产品 | 俄罗斯石油公司 | 其他业务和公司 | 合并调整和冲销 | 总计 群组 |
细分市场收入 | | | | | | | | |
销售和其他营业收入 | | 27,045 | | 28,702 | | 132,864 | | — | | 1,418 | | (30,722) | | 159,307 | |
减去:各部门之间的销售额和其他营业收入 | | (3,097) | | (25,870) | | (973) | | — | | (782) | | 30,722 | | — | |
第三方销售和其他营业收入 | | 23,948 | | 2,832 | | 131,891 | | — | | 636 | | — | | 159,307 | |
来自合资企业和联营公司的收益-扣除利息和税后 | | 81 | | 518 | | 374 | | 2,295 | | (11) | | — | | 3,257 | |
细分结果 | | | | | | | | |
重置成本息税前利润(亏损) | | 2,945 | | 1,049 | | 6,502 | | 2,316 | | (1,848) | | 75 | | 11,039 | |
库存持有损益a | | (6) | | (2) | | 685 | | (10) | | — | | — | | 667 | |
息税前利润(亏损) | | 2,939 | | 1,047 | | 7,187 | | 2,306 | | (1,848) | | 75 | | 11,706 | |
| | | | | | | | |
融资成本 | | | | | | | | (3,489) | |
与养恤金和其他退休后福利有关的财务支出净额 | | | | | | | | (63) | |
税前利润 | | | | | | | | 8,154 | |
其他损益表项目 | | | | | | | | |
折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | |
我们 | | 79 | | 4,614 | | 1,335 | | — | | 34 | | — | | 6,062 | |
非美国 | | 5,067 | | 4,552 | | 1,586 | | — | | 513 | | — | | 11,718 | |
拨备费用,扣除未使用拨备的回销,包括贴现率的变化 | | (9) | | 127 | | 507 | | — | | 560 | | — | | 1,185 | |
细分资产 | | | | | | | | |
对合资企业和联营公司的投资 | | 4,695 | | 9,038 | | 3,609 | | 12,927 | | 56 | | — | | 30,325 | |
对非流动资产的增加b | | 7,609 | | 9,705 | | 4,011 | | — | | 1,288 | | — | | 22,613 | |
a有关库存持有损益的解释,请参阅第200页。
b这些资产包括房地产、厂房和设备的增加;商誉;无形资产;对合资企业的投资;以及对联营公司的投资。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 2021 |
按地理区域划分 | | 我们 | 非美国 | 总计 |
收入 | | | | |
第三方销售和其他营业收入a | | 53,748 | | 103,991 | | 157,739 | |
其他损益表项目 | | | | |
生产税和类似税 | | 108 | | 1,200 | | 1,308 | |
| | | | |
| | | | |
非流动资产 | | | | |
非流动资产b c | | 54,395 | | 108,793 | | 163,188 | |
a 非美国地区包括美元11,248百万
b 非美国地区包括美元19,530百万
c 包括物业、厂房及设备;商誉;无形资产;于合营企业的投资;于联营公司的投资;及非即期预付款项。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 2020 |
按地理区域划分 | | 我们 | 非美国 | 总计 |
收入 | | | | |
第三方销售和其他营业收入a | | 27,413 | | 78,531 | | 105,944 | |
其他损益表项目 | | | | |
生产税和类似税 | | 57 | | 638 | | 695 | |
非流动资产 | | | | |
非流动资产b c | | 52,493 | | 108,786 | | 161,279 | |
a 非美国地区包括美元13,836百万美元。
b 非美国地区包括美元19,583百万美元。
c 包括物业、厂房及设备;商誉;无形资产;于合营企业的投资;于联营公司的投资;及非即期预付款项。
4. 节段分析 -续
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 2019 |
按地理区域划分 | | 我们 | 非美国 | 总计 |
收入 | | | | |
第三方销售和其他营业收入a | | 47,951 | | 111,356 | | 159,307 | |
其他损益表项目 | | | | |
生产税和类似税 | | 315 | | 1,232 | | 1,547 | |
非流动资产 | | | | |
非流动资产B c | | 57,757 | | 133,398 | | 191,155 | |
a 非美国地区包括美元17,169百万美元。
b 非美国地区包括美元22,881百万美元。
c 包括物业、厂房及设备;商誉;无形资产;于合营企业的投资;于联营公司的投资;及非即期预付款项。
5. 销售和其他营业收入
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
原油 | | 5,483 | | 5,048 | | 9,141 | |
成品油 | | 101,418 | | 63,564 | | 102,408 | |
天然气、液化天然气和天然气 | | 24,378 | | 10,762 | | 15,156 | |
非石油产品和其他与客户签订合同的收入 | | 6,082 | | 9,779 | | 10,838 | |
与客户签订合同的收入 | | 137,361 | | 89,153 | | 137,543 | |
其他营业收入a | | 20,378 | | 16,791 | | 21,764 | |
总销售额和其他营业收入 | | 157,739 | | 105,944 | | 159,307 | |
a 主要与商品衍生交易有关。
二零二零年及二零一九年金额已重列,原因是自二零二一年一月一日起与实物结算衍生合约有关的收入及采购呈列变动。见附注1—会计政策的自愿变更—与实物结算衍生合同有关的收入和采购净额列报。
按分部及地区划分的第三方销售及其他经营收入分析载于附注4。
该集团向客户销售原油和石油产品基本上都是由客户和产品部门完成的。该集团向客户销售的天然气、液化天然气和天然气液化天然气是通过天然气和低碳能源部门完成的。该集团的非石油产品销售和与客户签订合同的其他收入中,有很大一部分来自客户和产品部门。
6. 损益表分析
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
利息和其他收入 | | | | |
利息收入来自 | | | | |
按摊余成本计量的金融资产 | | 221 | | 215 | | 371 | |
按公允价值通过损益计量的金融资产 | | 5 | | 25 | | 49 | |
其他收入 | | 355 | | 423 | | 349 | |
| | 581 | | 663 | | 769 | |
计入损益表的货币兑换损失a | | 345 | | 38 | | 37 | |
研究和开发支出 | | 266 | | 332 | | 364 | |
与墨西哥湾漏油事件有关的费用(息前和税前)b | | 70 | | 255 | | 319 | |
融资成本 | | | | |
租赁负债利息支出 | | 288 | | 337 | | 379 | |
按摊销成本计量的其他负债的利息支出c | | 1,820 | | 2,166 | | 2,410 | |
大写为2.63% (2020 2.75%和2019年 3.50%)d | | (287) | | (345) | | (374) | |
融资债务风险管理活动产生的损失e | | 145 | | — | | — | |
取消准备金折扣 | | 391 | | 437 | | 505 | |
取消按摊销成本计量的其他应付款的折扣 | | 500 | | 520 | | 569 | |
| | 2,857 | | 3,115 | | 3,489 | |
a 不包括按公允价值通过损益计量的金融工具产生的汇兑损益。
b 包括在生产和制造费用内。
c 2021年包括损失$195 2020年亏损158(亿美元)与回购金融债务相关。
d 资本化利息的税收减免约为$66百万美元(2020年美元)83百万美元和2019年$51百万)。
e 自二零二一年起,与本集团利率及金融债务外币汇兑风险管理有关的暂时估值差异于融资成本内呈列。以前,该等开支在生产及制造开支内呈列。由于比较期间的相关金额并不重大,故并无重新分类。
7. 油气资源勘探与评价
以下财务资料是与勘探和评价石油和天然气资源有关的活动总额中所列的数额。所有此类活动都记录在天然气和低碳能源以及石油生产和运营部分。
关于与石油和天然气会计有关的重大判断的资料,见附注1中的无形资产。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
勘探及评估成本 | | | | |
勘探支出核销a | | 167 | | 9,920 | | 631 | |
其他勘探成本 | | 257 | | 360 | | 333 | |
本年度勘探费用 | | 424 | | 10,280 | | 964 | |
减值损失 | | 1 | | 156 | | 2 | |
无形资产--勘探和评估支出B c | | 4,289 | | 4,113 | | 14,091 | |
负债 | | 98 | | 71 | | 73 | |
净资产 | | 4,191 | | 4,042 | | 14,018 | |
用于经营活动的现金 | | 257 | | 360 | | 333 | |
用于投资活动的现金 | | 260 | | 674 | | 1,215 | |
a2020年包括美元2,643在墨西哥湾的100万美元,主要与古近纪资产有关,$2,539加拿大的100万美元主要与Terre de Grace有关,$2,141在巴西,100万美元9522000万美元在埃及,以及$832在安哥拉有100万人。
b 2019年包括大约$2,5001000万美元与加拿大油砂有关。
c截至2021年12月31日和2020年12月31日的资本化金额涉及各地区的资产。其中最大的大约是美元。700在中东地区投资百万美元(2020年,约合美元700在中东地区获得了100万美元的资本)。
8. 税收
利润税
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
当期税额 | | | | |
按年收费 | | 4,808 | | 2,095 | | 5,316 | |
对前几年的调整 | | 138 | | 50 | | (68) | |
| | 4,946 | | 2,145 | | 5,248 | |
递延税金 | | | | |
本年度暂时性差异的产生和逆转 | | 3,366 | | (7,826) | | (1,190) | |
对前几年的调整a | | (1,572) | | 1,522 | | (94) | |
| | 1,794 | | (6,304) | | (1,284) | |
利润或亏损的税费(抵免) | | 6,740 | | (4,159) | | 3,964 | |
a 与往年有关的调整反映了根据年内事实和情况的变化对往年递延税项余额的重新评估;2021年和2020年包括根据对价格假设的修订对递延税项资产确认进行重新评估的影响。
2021年,在其他全面收入中确认的税费总额为#美元1,252百万美元(2020年美元)39百万费用和2019美元227主要包括重新计量养恤金净额和其他退休后福利负债或资产所产生的递延税项影响。有关详细信息,请参阅附注31。
8.税收--续
直接在权益中确认的税费总额为#美元。170百万美元(2020年美元)154百万费用和2019美元37百万收费)。2021主要涉及涉及非控制性权益的交易,2020主要涉及由Rosneft订立的非控制性权益交易。
有效税率的对账
下表提供了集团加权平均法定企业所得税税率与集团税前损益的有效税率的对账。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
税前利润(亏损) | | 15,227 | | (24,888) | | 8,154 | |
利润或亏损的税费(抵免) | | 6,740 | | (4,159) | | 3,964 | |
实际税率 | | 44% | 17% | 49% |
| | | | |
| | | | % |
按法定加权平均税率计算的税率a | | 54 | | 31 | | 52 | |
因…而增加(减少) | | | | |
在权益会计实体中报告的税收B c | | (3) | | — | | (4) | |
对前几年的调整 | | (9) | | (6) | | (2) | |
未确认递延税金 | | 8 | | (3) | | (2) | |
投资税收优惠政策 | | (1) | | 1 | | (3) | |
| | | | |
处置影响d | | (4) | | — | | 1 | |
| | | | |
为税务目的不能扣除的项目 | | 1 | | (3) | | 4 | |
| | | | |
| | | | |
其他c | | (2) | | (3) | | 3 | |
实际税率 | | 44 | | 17 | | 49 | |
a 按本集团经营所在国家适用的法定企业所得税税率,按各自国家的税前损益加权计算。
b它包括与股权会计实体的分配有关的预扣税。
c对2019年进行了一项小幅修订,以与当前期间的列报方式保持一致。2020年的影响不是实质性的。
d 2021年主要涉及剥离阿曼第61号区块20%的股份。
递延税金
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
年内递延税项(资产)负债净额变动分析 | | 2021 | 2020 |
| | | |
| | | |
| | | |
在1月1日 | | (913) | | 5,190 | |
汇兑调整 | | 9 | | 55 | |
在损益表中记入(贷方)当年的费用 | | 1,794 | | (6,304) | |
其他全面收益的年内支出 | | 1,302 | | 48 | |
本年度权益支出 | | 170 | | 154 | |
收购和处置 | | 8 | | (56) | |
12月31日 | | 2,370 | | (913) | |
下表按临时差异类别分析了损益表和资产负债表中的递延税金:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | | 损益表 | | 资产负债表 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 |
递延税项负债 | | | | | | |
折旧 | | 899 | | (7,295) | | (1,436) | | 16,276 | | 15,361 | |
养老金计划盈余 | | 105 | | 69 | | (31) | | 3,898 | | 2,691 | |
衍生金融工具 | | (33) | | 33 | | 29 | | 24 | | 63 | |
其他应税暂时性差异a | | 180 | | (32) | | 159 | | 1,782 | | 1,562 | |
| | 1,151 | | (7,225) | | (1,279) | | 21,980 | | 19,677 | |
递延税项资产 | | | | | | |
折旧 | | (846) | | (849) | | — | | (1,678) | | (849) | |
租赁负债 | | (43) | | 286 | | 264 | | (1,128) | | (1,122) | |
养老金计划和其他退休后福利计划赤字 | | 119 | | 2 | | 62 | | (1,221) | | (1,548) | |
退役、环境和其他规定 | | (744) | | 438 | | (472) | | (7,891) | | (7,155) | |
衍生金融工具 | | (9) | | — | | 63 | | (75) | | (25) | |
税收抵免 | | 1,282 | | 310 | | (336) | | (2,359) | | (3,652) | |
损失结转 | | 1,064 | | 543 | | 12 | | (4,202) | | (5,319) | |
其他可扣除的暂时性差异 | | (180) | | 191 | | 402 | | (1,056) | | (920) | |
| | 643 | | 921 | | (5) | | (19,610) | | (20,590) | |
递延税项支出(抵免)净额和递延税项(资产)负债净额b | | 1,794 | | (6,304) | | (1,284) | | 2,370 | | (913) | |
其中-递延税项负债 | | | | | 8,780 | | 6,831 | |
递延税项资产 | | | | | 6,410 | | 7,744 | |
a 此类别包括有关权益会计实体未汇出盈利之暂时差额之递延税项。
b 递延税项(资产)负债净额包括递延税项资产结余,3,959百万美元(2020年美元)5,471与墨西哥湾漏油事件有关。
8.税收--续
在美元中6,410于2021年12月31日,集团资产负债表确认的递延税项资产为百万美元(2020年美元7,744百万美元),$6,342百万美元(2020年美元)7,659100万美元)与在本期或前期遭受损失的实体有关。这一数额得到了与bp未来石油和天然气价格假设一致的预测的支持,这些预测表明,在任何适用的到期期限内,将有足够的未来应纳税利润用于使用这些资产。2021年,主要包括美元2,224美国百万美元892英国百万美元762印度百万美元,541安哥拉100万美元(2020年主要包括美元)3,906美国百万美元707印度百万美元637澳大利亚百万美元,588特立尼达和多巴哥(Trinidad & Tobago)。
未确认递延税项的暂时性差额、未使用税项抵免和未使用税项损失汇总如下表所示。
| | | | | | | | | | | |
| | | 10亿美元 |
截至12月31日 | | 2021 | 2020 |
美国未使用的州税收损失a | | 2.5 | | 2.4 | |
未使用的税项损失--其他司法管辖区b | | 6.0 | | 6.0 | |
未使用的税收抵免 | | 28.2 | | 26.9 | |
其中--起源于英国c | | 24.6 | | 23.0 | |
—在美国产生d | | 3.6 | | 3.9 | |
可扣除的暂时性差异e | | 49.0 | | 46.1 | |
与子公司和股权会计实体的投资相关的应税暂时性差异 | | 0.7 | | 0.8 | |
a 于二零二一年,该等亏损于二零二二年至二零四一年期间届满,适用税率介乎 3%至10%.
b 大部分未动用税项亏损并无固定到期日。
c 英国未使用的税收抵免主要发生在总部位于法定企业所得税税率高于英国的司法管辖区的英国实体的海外分支机构。这些税收抵免没有确认任何递延税项资产,因为它们在未来不太可能具有价值;这些海外分支机构在英国的税收通过对海外税收的双重税收减免在很大程度上得到了缓解。这些税收抵免没有固定的到期日。
d 于二零二一年,美国未动用税项抵免将于二零二二年至二零三一年期间届满。
e 大部分包括英国的固定资产暂时性差异。绝大部分暂时性差异均无届满日期。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
以前未确认的递延税金或递延税项资产的减记对税费的影响 | | 2021 | 2020 | 2019 |
与利用以前未确认的递延税项资产有关的当期税收优惠 | | 331 | | 46 | | 272 | |
冲销先前减记的递延税项资产所产生的递延税项利益 | | 773 | | 11 | | 96 | |
与确认以前未确认的递延税项资产有关的递延税项利益 | | 820 | | — | | 364 | |
减记先前确认的递延税项资产所产生的递延税项支出 | | 29 | | 1,622 | | 73 | |
9. 分红
预期于2022年3月25日派付的二零二一年第四季度股息为 5.46每股普通股美分($0.3276美国存托股份(ADS)。以英镑计的相应金额已于二零二二年三月十五日公布。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 每股便士 | 每股美分 | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 |
宣布并以现金支付的股息 | | | | | | | | | | |
优先股 | | | | | | | | 2 | | 1 | | 1 | |
普通股 | | | | | | | | | | |
三月 | | 3.7684 | | 8.1558 | | 7.7382 | | 5.25 | | 10.50 | | 10.25 | | 1,063 | | 2,102 | | 1,435 | |
六月 | | 3.7118 | | 8.3421 | | 8.0655 | | 5.25 | | 10.50 | | 10.25 | | 1,062 | | 2,119 | | 1,779 | |
九月 | | 3.9529 | | 4.0433 | | 8.3475 | | 5.46 | | 5.25 | | 10.25 | | 1,100 | | 1,059 | | 1,656 | |
十二月 | | 4.1045 | | 3.9169 | | 7.8250 | | 5.46 | | 5.25 | | 10.25 | | 1,077 | | 1,059 | | 2,075 | |
| | 15.5376 | | 24.4581 | | 31.9762 | | 21.42 | | 31.50 | | 41.00 | | 4,304 | | 6,340 | | 6,946 | |
已公布股息,于2022年3月支付 | | | | | 5.46 | | | | 1,065 | | | |
于二零二一年十二月三十一日,于其他应付款项中确认为负债的无人认领股息金额为美元622000万美元(2020年)50(亿美元)。
已发行以股代息之详情载于下表。董事会决定不就自2019年第三季度以来公布的任何股息(包括预期于2022年3月25日派付的2021年第四季度股息)提供以股代息替代方案。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
已发行股份数目(千) | | — | | — | | 208,927 | |
已发行股份价值(百万美元) | | — | | — | | 1,387 | |
截至二零二一年十二月三十一日止年度之财务报表并无反映于二零二二年二月八日公布之股息,预期将于二零二二年三月派付;此将被视为截至二零二二年十二月三十一日止年度之溢利分配。
10. 每股收益
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 每股美分 |
每股普通股 | | 2021 | 2020 | 2019 |
基本每股收益 | | 37.57 | | (100.42) | | 19.84 | |
稀释后每股收益 | | 37.33 | | (100.42) | | 19.73 | |
| | | | |
| | | 每股收益1美元 |
按美国存托凭证(美国存托股份)a | | 2021 | 2020 | 2019 |
基本每股收益 | | 2.25 | | (6.03) | | 1.19 | |
稀释后每股收益 | | 2.24 | | (6.03) | | 1.18 | |
a 一个美国存托股份相当于六股普通股。
基本每股普通股收益金额是通过将BP普通股股东应占利润除以该年度已发行普通股的加权平均数量来计算的。
加权平均流通股数量包括未来将根据员工持股支付计划发行的某些股票,不包括库存股,其中包括员工持股计划信托基金(ESOP)持有的股票。
对于稀释每股收益的计算,本年度的加权平均流通股数量根据与基于员工股份的支付计划相关的潜在可发行股票数量进行调整。如果计入潜在可发行股份将减少每股亏损,潜在可发行股份将被排除在用于计算稀释每股收益的加权平均流通股数量之外。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
BP股东应占利润 | | 7,565 | | (20,305) | | 4,026 | |
减去:优先股的股息要求 | | 2 | | 1 | | 1 | |
本年度BP普通股股东应占利润 | | 7,563 | | (20,306) | | 4,025 | |
| | | | |
| | | | 千股 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
普通股基本加权平均数 | | 20,128,862 | | 20,221,514 | | 20,284,859 | |
按员工股份支付计划可发行普通股的潜在摊薄效应 | | 131,526 | | — | | 114,811 | |
用于计算稀释后每股收益的已发行普通股的加权平均数 | | 20,260,388 | | 20,221,514 | | 20,399,670 | |
| | | | |
| | | | 千股 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
普通股基本加权平均数--美国存托股份等值 | | 3,354,810 | | 3,370,252 | | 3,380,809 | |
根据员工股份支付计划可发行的普通股(相当于美国存托股份)的潜在稀释效应 | | 21,921 | | — | | 19,136 | |
用于计算稀释后每股收益的已发行普通股(相当于美国存托股份)的加权平均数 | | 3,376,731 | | 3,370,252 | | 3,399,945 | |
截至2021年12月31日的已发行普通股数量,不包括库存股,并包括根据员工股份支付计划未来将可发行的某些股票为19,642,221,041。在2021年12月31日至2022年3月1日,即完成这些财务报表之前的最后可行日期之间,净减少了217,722,532主要是由于股票回购而产生的普通股。
员工股份支付计划
本集团为董事及若干雇员实施股份及购股权计划,以取得公司普通股及美国存托凭证。有关该等董事计划的资料载于第116-141页的董事薪酬报告。
下表显示了根据股权结算的员工股票期权计划可能发行的股票数量,包括未偿还期权数量、每年年底可行使的期权数量以及相应的加权平均行使价格。这些计划在12月31日的摊薄效应也显示出来。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
股票期权 | | | 2021 | | 2020 |
| | 选项数量a.b 千人 | 加权平均 *行权价格$ | 选项数量a.b 千人 | 加权平均 *行权价格$ |
杰出的 | | 590,961 | | 4.26 | | 28,171 | | 3.79 | |
可操练 | | 1,080 | | 4.73 | | 1,874 | | 5.02 | |
稀释效应 | | 3,588 | | 不适用 | 2,497 | | 不适用 |
a 所示期权数量为普通股等价物(一份ADS相当于 六普通股)。
b 于二零二一年十二月三十一日,英国石油一股普通股的市场报价为英镑。3.31 (2020 £2.55).
此外,该集团还经营多项股权结算的员工股票计划,根据这些计划,股票单位授予集团的高级领导和某些其他员工。这些计划通常有一个三年制在此期间,单位应计名义股息净额,并视为已再投资。离职通常不允许将单位转换为股份,但对因资格原因离职的参与者适用特殊安排。 预计每年根据员工股票计划授予的股票数量如下表所示。12月31日的员工持股计划的稀释效应也显示了出来。
10. 每股盈利—续
| | | | | | | | | | | |
股份计划 | | 2021 | 2020 |
| | 股份数量a | 股份数量a |
归属 | | 千人 | 千人 |
一年内 | | 92,210 | | 87,517 | |
1至2年 | | 149,077 | | 85,720 | |
2至3年 | | 179,449 | | 147,097 | |
3至4年 | | 109,265 | | 749 | |
超过4年 | | 928 | | 349 | |
| | 530,929 | | 321,432 | |
稀释效应 | | 152,899 | | 104,068 | |
a*所示数量的股份为普通股等价物(一个美国存托股份相当于六普通股)。
净减少了15,265,0592021年12月31日至2022年3月1日期间与员工股份支付计划相关的潜在普通股数量。
11. 房地产、厂房和设备(PP&E)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 百万美元 |
| | 土地和土地改良 | 建筑物 | 油气性质a | 厂房、机器及设备 | 配件、固定装置及办公设备 | 交通运输 | 油库、储油罐和加油站 | 总计 |
成本自有PP&E | | | | | | | | | |
在2021年1月1日 | | 3,872 | | 1,210 | | 214,323 | | 42,914 | | 2,418 | | 3,049 | | 10,276 | | 278,062 | |
汇兑调整 | | (205) | | (19) | | — | | (736) | | (31) | | (16) | | (627) | | (1,634) | |
加法 | | 68 | | 59 | | 7,931 | | 2,187 | | 171 | | 40 | | 762 | | 11,218 | |
收购 | | — | | — | | — | | 1 | | — | | — | | — | | 1 | |
| | | | | | | | | |
从无形资产转账 | | — | | — | | 38 | | — | | — | | — | | — | | 38 | |
重新分类为持有待售资产 | | — | | — | | (7,399) | | — | | — | | — | | — | | (7,399) | |
删除和处置 | | (22) | | (5) | | (6,859) | | (329) | | (327) | | (40) | | (170) | | (7,752) | |
在2021年12月31日 | | 3,713 | | 1,245 | | 208,034 | | 44,037 | | 2,231 | | 3,033 | | 10,241 | | 272,534 | |
折旧拥有的PP&E | | | | | | | | | |
在2021年1月1日 | | 692 | | 631 | | 140,551 | | 20,031 | | 1,845 | | 2,381 | | 5,786 | | 171,917 | |
汇兑调整 | | (29) | | (10) | | — | | (370) | | (21) | | (12) | | (373) | | (815) | |
按年收费 | | 48 | | 36 | | 10,193 | | 1,502 | | 158 | | 71 | | 523 | | 12,531 | |
| | | | | | | | | |
减值损失 | | 4 | | — | | 2,340 | | 937 | | — | | 12 | | 4 | | 3,297 | |
减值冲销 | | — | | (3) | | (4,794) | | — | | — | | (30) | | — | | (4,827) | |
| | | | | | | | | |
重新分类为持有待售资产 | | — | | — | | (7,399) | | — | | — | | — | | — | | (7,399) | |
删除和处置 | | (9) | | — | | (6,341) | | (259) | | (190) | | (34) | | (157) | | (6,990) | |
在2021年12月31日 | | 706 | | 654 | | 134,550 | | 21,841 | | 1,792 | | 2,388 | | 5,783 | | 167,714 | |
拥有PP&E-2021年12月31日的账面净额 | | 3,007 | | 591 | | 73,484 | | 22,196 | | 439 | | 645 | | 4,458 | | 104,820 | |
使用权资产--截至2021年12月31日的账面净额b | | — | | 1,331 | | 32 | | 617 | | 15 | | 2,513 | | 3,574 | | 8,082 | |
PP&E-截至2021年12月31日的净账面金额 | | 3,007 | | 1,922 | | 73,516 | | 22,813 | | 454 | | 3,158 | | 8,032 | | 112,902 | |
成本自有PP&E | | | | | | | | | |
在2020年1月1日 | | 3,609 | | 1,422 | | 214,352 | | 46,724 | | 2,532 | | 3,474 | | 8,694 | | 280,807 | |
汇兑调整 | | 219 | | 6 | | — | | 801 | | 33 | | 8 | | 603 | | 1,670 | |
加法 | | 101 | | 63 | | 6,922 | | 1,539 | | 586 | | 49 | | 864 | | 10,124 | |
收购 | | 89 | | — | | — | | 35 | | 5 | | 9 | | 376 | | 514 | |
| | | | | | | | | |
从无形资产转账 | | — | | — | | 605 | | — | | — | | — | | — | | 605 | |
重新分类为持有待售资产 | | — | | — | | (1,425) | | — | | — | | — | | — | | (1,425) | |
删除和处置 | | (146) | | (281) | | (6,131) | | (6,185) | | (738) | | (491) | | (261) | | (14,233) | |
2020年12月31日 | | 3,872 | | 1,210 | | 214,323 | | 42,914 | | 2,418 | | 3,049 | | 10,276 | | 278,062 | |
折旧拥有的PP&E | | | | | | | | | |
在2020年1月1日 | | 581 | | 697 | | 124,766 | | 21,527 | | 2,006 | | 2,744 | | 4,865 | | 157,186 | |
汇兑调整 | | 35 | | 6 | | — | | 424 | | 26 | | 9 | | 379 | | 879 | |
按年收费 | | 113 | | 46 | | 10,068 | | 1,312 | | 170 | | 77 | | 740 | | 12,526 | |
| | | | | | | | | |
减值损失 | | 8 | | 9 | | 11,705 | | 744 | | 2 | | 4 | | 3 | | 12,475 | |
减值冲销 | | — | | (1) | | (83) | | — | | — | | (5) | | — | | (89) | |
| | | | | | | | | |
重新分类为持有待售资产 | | — | | — | | (326) | | — | | — | | — | | — | | (326) | |
删除和处置 | | (45) | | (126) | | (5,579) | | (3,976) | | (359) | | (448) | | (201) | | (10,734) | |
2020年12月31日 | | 692 | | 631 | | 140,551 | | 20,031 | | 1,845 | | 2,381 | | 5,786 | | 171,917 | |
拥有PP&E-2020年12月31日的账面净额 | | 3,180 | | 579 | | 73,772 | | 22,883 | | 573 | | 668 | | 4,490 | | 106,145 | |
使用权资产--截至2020年12月31日的账面净额b | | — | | 1,254 | | 77 | | 792 | | 21 | | 2,855 | | 3,692 | | 8,691 | |
PP & E合计—截至2020年12月31日的账面净值 | | 3,180 | | 1,833 | | 73,849 | | 23,675 | | 594 | | 3,523 | | 8,182 | | 114,836 | |
| | | | | | | | | |
上述包括的在建资产 | | | | | | | | | |
在2021年12月31日 | | | | | | | | | 19,704 | |
2020年12月31日 | | | | | | | | | 17,259 | |
当年使用权资产折旧费用 | | | | | | | | | |
2021 | | | 209 | | 27 | | 279 | | 10 | | 844 | | 613 | | 1,982 | |
2020 | | | 192 | | 43 | | 637 | | 10 | | 829 | | 579 | | 2,290 | |
a关于估计石油和自然储量的重大估计和判断的资料,见附注1中的财产、厂房和设备。
b $203百万美元(2020年美元)284百万美元)的钻井平台使用权资产和2,230百万美元(2020年美元)2,521(百万)船舶使用权资产分别计入厂房、机械设备和运输。
12. 资本承诺
于二零二一年十二月三十一日,集团公司已签订合约之物业、厂房及设备(不包括使用权资产)之授权未来资本开支为美元8,208百万美元(2020年美元)8,009百万美元,2019年$11,382百万)。英国石油公司已经签订了总额为#美元的合同资本承诺。1,0752000万美元(2020年)1,087 百万美元,2019年$77 百万美元)与合资企业有关,126百万美元(2020年美元)183百万美元,2019年$787百万)与联营公司有关。英国石油公司在合资企业的合同资本承诺中所占份额为美元,1,383百万美元(2020年美元)900 百万美元,2019年$1,024百万)。
13. 商誉及商誉减值审查
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 |
成本 | | | |
1月1日 | | 13,093 | | 12,865 | |
汇兑调整 | | (91) | | 184 | |
收购和其他增加a | | 139 | | 632 | |
重新分类为持有待售资产 | | (137) | | (199) | |
删除和处置 | | (13) | | (389) | |
截至12月31日 | | 12,991 | | 13,093 | |
减值损失 | | | |
1月1日 | | 613 | | 997 | |
汇兑调整 | | (1) | | 1 | |
本年度减值亏损 | | 7 | | 1 | |
删除和处置 | | (1) | | (386) | |
截至12月31日 | | 618 | | 613 | |
截至12月31日的账面净额 | | 12,373 | | 12,480 | |
1月1日的账面净额 | | 12,480 | | 11,868 | |
a二零二零年主要与收购美国燃料业务有关。
商誉减值复核
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
12月31日的商誉 | | 2021 | 2020 |
天然气与低碳能源 | | 2,147 | | 2,152 | |
石油生产经营 | | 5,464 | | 5,613 | |
客户与产品 | | 4,697 | | 4,660 | |
其他业务和公司 | | 65 | | 55 | |
| | 12,373 | | 12,480 | |
二零一九年及二零二零年之资料已重列,以反映可呈报分部之变动。有关更多资料,请参阅附注1主要会计政策、判断、估计及假设— 细分的变化。
透过业务合并收购之商誉已分配至预期可受惠于收购协同效益之现金产生单位组别。就石油生产及营运而言,商誉于分部层面合共分配至现金产生单位,就天然气及低碳能源而言,商誉则分配至分部内的碳氢化合物现金产生单位。就客户和产品而言,商誉已分配至嘉实多、美国燃料、欧洲燃料及其他。
有关减值的重大估计和判断的资料,请参阅附注1中的财产、厂房和设备、无形资产和商誉的减值。
天然气和低碳能源与石油生产和运营
由于英国石油于2021年1月1日的报告分部变动,因此需要检讨商誉的分配水平,并就减值测试进行监察。石油及天然气物业现金产生单位乃根据其主要生产石油或天然气而分配至新分部。新分部之间并无个别现金产生单位分开,而现有现金产生单位维持不变。传统上游商誉乃根据各组之相对总可收回价值分配至分配至新分部之两组现金产生单位。于分部变动后,于二零二一年一月一日,已对分配至石油生产及营运以及天然气及低碳能源分部的商誉结余进行减值测试;并无因此而识别任何商誉结余减值。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 | | | 百万美元 |
| | 天然气与低碳能源 | | 石油生产经营 |
| | 2021 | 2020 | | 2021 | 2020 |
商誉 | | 2,147 | | 2,152 | | | 5,464 | | 5,613 | |
可收回金额超过账面金额 | | 3,991 | | 3,991 | | | 32,438 | | 27,758 | |
上表列示分部于期末之商誉账面值,以及可收回金额(根据税前使用价值计算)超出于最近测试日期之账面值(净空)之差额。就石油生产和运营而言,净空的增加与随着时间的推移而产生的变动有关。
不是2021年确认了天然气和低碳能源或石油生产和运营的商誉余额减值(2020年美元,零百万).
13. 商誉及商誉减值检讨—续
相关CGU在天然气及低碳能源及石油生产及营运中的使用价值,乃根据预测生产概况至各油田预期停产日期的预期现金流,并基于对储量及资源的适当风险估计而厘定。中游、供应及贸易活动及权益入账实体一般不包括在商誉减值审核内,因为它们并不代表商誉结余所涉及的政府一般单位分组的一部分,而该等单位是为内部管理目的而用以监察商誉结余的。如果这类活动构成与善意有关的更广泛的政府一般事务单位的一部分,它们将在测试中得到反映。由于生产概况及相关现金流可从BP过往的经验中估计,管理层相信,在油田的估计寿命内产生的现金流是评估天然气及低碳能源及石油及生产业务的商誉及个别资产减值的适当基础。预计的停产日期取决于若干变量的相互作用,例如碳氢化合物的可回收数量、碳氢化合物的生产概况、开发回收碳氢化合物所需基础设施的费用、生产成本、生产特许权的合同期限以及生产的碳氢化合物的销售价格。由于每个油田都有特定的储集层特征和经济情况,每个油田的现金流都是使用适当的个别经济模型和BP管理层同意的关键假设来计算的。
截至各油田停产之日的估计产量及现金流,包括营运及资本开支,乃根据业务分部计划计算。所使用的生产概况与BP为估计已探明和可能的储量和总资源量而进行的集中控制过程中批准的储量和资源量一致。
下一年天然气和低碳能源部门用于商誉减值测试的平均产量15年数是261每年mmboe(2020年) 275Mmboe每年),在石油生产和运营部门是604每年mmboe(2020年) 602每年mmboe)。天然气及低碳能源以及石油生产及营运的商誉减值测试所用的生产假设反映管理层在计算时对现有组合未来产量的最佳估计。该集团预计到2030年将上游油气产量从2019年的基线减少约40%,预计将通过未来的积极管理和高等级的投资组合来实现。自2019年以来上游产量的变化将包括在最佳估计中,但由于投资组合的具体未来变化尚不清楚,这些最佳估计不包括预期上游产量减少的全部程度。.
两个分部之审阅所采用之加权平均税前贴现率为: 11% (2020 11两个部分的%)。
石油生产及营运以及天然气及低碳能源分部的最新减值检讨于第四季度进行。如国际会计准则第36号所允许,于二零二零年进行的可收回金额的详细计算已用作二零二一年减值测试的基准。二零二一年之可收回金额、主要假设及敏感度计算乃使用二零二零年详细计算所得之剩余未来现金流量编制。二零二一年的利润率并不代表倘根据使用二零二一年数据及假设估计的贴现未来现金流量于任何一个分部进行测试而产生的利润率。
使用价值计算所用之主要假设为石油及天然气价格、产量及贴现率。使用价值计算仅为厘定商誉结余是否减值而编制。估计未来现金流量乃根据测试时适用的若干假设编制。实际结果可能与所作假设不同。例如,储量和资源估计以及产量预测会随着进一步技术资料的获得和经济状况的变化而修订。由于经济发展、气候关注及其他因素引起的监管变动及减排活动,未来商品价格及其他假设可能与计算所用预测不同。
使用某些简化的假设估计了对不同变量的敏感性。例如,较低的石油和天然气价格或生产敏感度并不能完全反映每项合同安排的具体影响,也不能反映成本下降或节约可能产生的所有有利影响。因此,在任何给定的价格或生产情况下,对任何一个细分市场进行详细计算,可能会产生不同的结果。
就按或接近其使用价值列账的资产(主要是先前减值的资产)所应用的输入假设的不利变动将对商誉余量的影响有限,反而导致特定现金产生单位的账面净值直接减值。相反,按低于其各自使用价值列账的该等资产的使用价值减少将对相关商誉余量造成不利影响。经费估计 33% (2020 28%)倘该等资产剩余年期内每年收益减少(无论是由于不利价格或生产条件或两者的组合),将导致可收回金额相等于石油生产及营运分部商誉及相关非流动资产净值的账面值。天然气和低碳能源a 20% (2020 20%)减少也会产生同样的结果。
据估计,折现率的任何合理可能变动均不会导致可收回金额等于商誉及相关非流动资产净值的账面价值。
客户与产品
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | 2021 | | | | | 2020 |
| | 嘉实 | 美国燃料 | 欧洲燃料 | 其他 | 总计 | 嘉实 | 美国燃料 | 欧洲燃料 | 其他 | 总计 |
商誉 | | 2,837 | | 606 | | 862 | | 392 | | 4,697 | | 2,865 | | 606 | | 913 | | 276 | | 4,660 | |
每个CGU的现金流来自业务部门计划,该计划涵盖的期间最长为五年。为了确定每个现金产生单位的使用价值,在一段时间内的现金流量10年份被贴现,并与终端价值一起聚合。据估计,美国燃料及欧洲燃料商誉减值评估所采用的主要假设如无合理可能的改变,将导致可收回金额等于商誉及相关非流动资产净值的账面价值。
嘉实
根据国际会计准则36的许可,在2018年最新的详细计算中对嘉实可收回金额进行的详细计算被用作2021年测试的基础,因为国际会计准则36的标准被认为满足:2018年净空空间很大;资产和负债没有重大变化;可收回金额少于账面金额的可能性微乎其微。
嘉实使用价值的计算最敏感的关键假设是运营单位利润率、销售量和贴现率。商誉计算的详细减值审核中使用的营业利润率和销售量假设与嘉实业务计划中使用的假设一致,分配给这些关键假设的价值反映了过去的经验。测试中应用了9%的税前贴现率。这些关键假设中任何合理的可能变化都不会导致该单位的可收回金额等于商誉和相关非流动资产净值的账面价值。超出计划期间的现金流是使用名义2.8%的增长率。
14. 无形资产
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | | | 2021 | | | 2020 |
| | 勘探和鉴定费用a | 其他无形资产 | 总计 | 勘探和鉴定费用a | 其他无形资产 | 总计 |
成本 | | | | | | | |
1月1日 | | 14,417 | | 5,622 | | 20,039 | | 15,306 | | 4,900 | | 20,206 | |
汇兑调整 | | — | | (137) | | (137) | | — | | 138 | | 138 | |
收购 | | — | | 47 | | 47 | | — | | 318 | | 318 | |
加法 | | 409 | | 628 | | 1,037 | | 703 | | 645 | | 1,348 | |
转移至财产、厂房和设备 | | (38) | | — | | (38) | | (605) | | — | | (605) | |
| | | | | | | |
删除和处置 | | (477) | | (8) | | (485) | | (987) | | (379) | | (1,366) | |
截至12月31日 | | 14,311 | | 6,152 | | 20,463 | | 14,417 | | 5,622 | | 20,039 | |
摊销 | | | | | | | |
1月1日 | | 10,304 | | 3,642 | | 13,946 | | 1,215 | | 3,452 | | 4,667 | |
汇兑调整 | | — | | (86) | | (86) | | — | | 93 | | 93 | |
勘探支出核销 | | 167 | | — | | 167 | | 9,920 | | — | | 9,920 | |
按年收费 | | — | | 427 | | 427 | | — | | 372 | | 372 | |
减值损失 | | 1 | | 15 | | 16 | | 156 | | 9 | | 165 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
删除和处置 | | (450) | | (8) | | (458) | | (987) | | (284) | | (1,271) | |
截至12月31日 | | 10,022 | | 3,990 | | 14,012 | | 10,304 | | 3,642 | | 13,946 | |
截至12月31日的账面净额 | | 4,289 | | 2,162 | | 6,451 | | 4,113 | | 1,980 | | 6,093 | |
1月1日的账面净额 | | 4,113 | | 1,980 | | 6,093 | | 14,091 | | 1,448 | | 15,539 | |
a有关进一步资料,请参阅附注1及附注7内的无形资产。
15. 对合资企业的投资
下表提供了集团合资企业的汇总财务信息,这些信息与集团损益表和集团资产负债表中确认的金额有关。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | | 损益表 | | 资产负债表 |
| | | 合资企业收益 税后利息和税后 | | 对合资企业的投资 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 |
泛美能源集团 | | (217) | | (208) | | 97 | | 4,396 | | 4,613 | |
其他合资企业 | | 760 | | (94) | | 479 | | 5,586 | | 3,749 | |
| | 543 | | (302) | | 576 | | 9,982 | | 8,362 | |
于二零二一年十二月三十一日,对本集团而言属重大之合营企业为泛美能源集团S. L。英国石油公司拥有一个 50合资企业的%股权。
bp将其对泛美能源集团的投资归类为作为合资企业,因为根据股东协议的条款,英国石油公司对泛美能源集团有限公司拥有共同控制权。泛美能源集团S. L总部位于阿根廷,其功能货币为美元。
15. 对合资企业的投资 -续
下表概述了泛美能源集团的财务资料。该信息以100%的基础呈列,反映了bp对泛美能源集团应用权益会计法自身业绩所作的调整。英国石油公司根据国际财务报告准则要求对泛美能源集团的业绩进行了调整,该公司与英国石油公司收购其在泛美能源集团股份有限公司的权益有关。
Pan American Energy Group S.L.的营运及财务资料。根据泛美能源集团有限公司的初步运营和财务业绩。2021年实际结果可能与该等金额有所不同。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 总金额 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入 | | 4,394 | | 3,505 | | 5,194 | |
息税前利润(亏损) | | 806 | | (366) | | 744 | |
融资成本 | | 262 | | 250 | | 154 | |
税前利润(亏损)a | | 544 | | (616) | | 590 | |
税收b | | 978 | | (200) | | 396 | |
本年度的利润(亏损) | | (434) | | (416) | | 194 | |
其他综合收益 | | — | | — | | — | |
综合收益总额 | | (434) | | (416) | | 194 | |
非流动资产 | | 14,206 | | 13,988 | | |
流动资产c | | 1,864 | | 1,885 | | |
总资产 | | 16,070 | | 15,873 | | |
流动负债d | | 2,034 | | 1,990 | | |
非流动负债e | | 5,244 | | 4,657 | | |
总负债 | | 7,278 | | 6,647 | | |
净资产 | | 8,792 | | 9,226 | | |
减去:非控股权益 | | — | | — | | |
| | 8,792 | | 9,226 | | |
a包括折旧和摊销9302000万美元(2020年)937 百万美元和2019年$914 百万美元),利息收入192000万美元(2020年)18 百万美元和2019年$42(百万美元)和利息支出$2622000万美元(2020年)250 百万美元和2019年$154(亿美元)。
b2021年净收入支出包括递延税项支出,4151000万美元与所得税税率的变化有关。
c包括现金和现金等价物#美元8932000万美元(2020年)848(亿美元)。
d包括流动金融负债美元7672000万美元(2020年)1,282(亿美元)。
e包括非流动金融负债美元2,1322000万美元(2020年)1,861(亿美元)。
该集团收取股息(扣除预扣税)为美元零2021年,泛美能源集团S. L(2020年,18 百万美元和2019年$70 百万)。派息$18 2021年12月申报,并将于2022年3月支付。
下表提供了有关该集团在合资企业中所占份额的汇总财务信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | BP股份 |
| | | | 2021 | | | 2020 | | | 2019 |
| | PAEG | 其他 | 总计 | PAEG | 其他 | 总计 | PAEG | 其他 | 总计 |
销售和其他营业收入 | | 2,197 | | 9,048 | | 11,245 | | 1,753 | | 8,792 | | 10,545 | | 2,597 | | 11,542 | | 14,139 | |
息税前利润(亏损) | | 403 | | 927 | | 1,330 | | (183) | | 32 | | (151) | | 372 | | 604 | | 976 | |
融资成本 | | 131 | | 58 | | 189 | | 125 | | 76 | | 201 | | 77 | | 32 | | 109 | |
税前利润(亏损) | | 272 | | 869 | | 1,141 | | (308) | | (44) | | (352) | | 295 | | 572 | | 867 | |
税收 | | 489 | | 107 | | 596 | | (100) | | 49 | | (51) | | 198 | | 91 | | 289 | |
非控制性权益 | | — | | 2 | | 2 | | — | | 1 | | 1 | | — | | 2 | | 2 | |
本年度的利润(亏损) | | (217) | | 760 | | 543 | | (208) | | (94) | | (302) | | 97 | | 479 | | 576 | |
其他综合收益 | | — | | 5 | | 5 | | — | | (5) | | (5) | | — | | (6) | | (6) | |
综合收益总额 | | (217) | | 765 | | 548 | | (208) | | (99) | | (307) | | 97 | | 473 | | 570 | |
非流动资产 | | 7,103 | | 7,702 | | 14,805 | | 6,994 | | 5,652 | | 12,646 | | | | |
流动资产 | | 932 | | 2,385 | | 3,317 | | 943 | | 2,481 | | 3,424 | | | | |
总资产 | | 8,035 | | 10,087 | | 18,122 | | 7,937 | | 8,133 | | 16,070 | | | | |
流动负债 | | 1,017 | | 1,272 | | 2,289 | | 995 | | 1,649 | | 2,644 | | | | |
非流动负债 | | 2,622 | | 3,219 | | 5,841 | | 2,329 | | 2,694 | | 5,023 | | | | |
总负债 | | 3,639 | | 4,491 | | 8,130 | | 3,324 | | 4,343 | | 7,667 | | | | |
净资产 | | 4,396 | | 5,596 | | 9,992 | | 4,613 | | 3,790 | | 8,403 | | | | |
减去:非控股权益 | | — | | 5 | | 5 | | — | | 39 | | 39 | | | | |
| | 4,396 | | 5,591 | | 9,987 | | 4,613 | | 3,751 | | 8,364 | | | | |
| | | | | | | | | | |
集团在合资企业中的投资 | | | | | | | | | | |
集团净资产份额(如上) | | 4,396 | | 5,591 | | 9,987 | | 4,613 | | 3,751 | | 8,364 | | | | |
集团公司向合资企业发放的贷款 | | — | | (5) | | (5) | | — | | (2) | | (2) | | | | |
| | 4,396 | | 5,586 | | 9,982 | | 4,613 | | 3,749 | | 8,362 | | | | |
15. 对合资企业的投资--续
本集团与其合营公司之间的交易摘要如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
对合资企业的销售 | | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
产品 | | 销售额 | 应收金额为 12月31日 | 销售额 | 应收金额为 12月31日 | 销售额 | 应收金额为 12月31日 |
液化天然气、原油和成品油、天然气 | | 3,923 | | 292 | | 2,974 | | 180 | | 4,884 | | 431 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
从合资企业购买 | | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
产品 | | 购买 | 应支付的金额为 12月31日 | 购买 | 金额 付款地址为 12月31日 | 购买 | 金额 付款地址为 12月31日 |
液化天然气、原油和成品油、天然气、炼油厂运营成本、工厂加工费 | | 716 | | 93 | | 959 | | 84 | | 1,812 | | 225 | |
在正常业务过程中,BP与合资企业进行各种公平交易,包括销售和购买商品的固定价格承诺、远期买卖合同和代理协议。
来自合资企业的应收未付余额的条款通常为30至45几天。余额是无担保的,将以现金结算。确实有不是与这些余额有关的重大可疑债务准备金,以及不是在损益表中确认的与坏账或呆账有关的重大费用。应收股息不包括在上表中。
英国石油2021年合资企业确认的减值转回份额为美元214百万美元(2020年费用为美元433百万美元),其中214百万美元(2020年美元)336100万美元)是石油生产和运营部门。
16. 对联营公司的投资
下表提供本集团联营公司的综合财务资料概要,因为其与集团损益表及集团资产负债表确认的金额有关。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | | 损益表 | | 资产负债表 |
| | | 联营公司的收入 税后利息和税后 | | 对联营公司的投资 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 |
俄罗斯石油公司 | | 2,694 | | (229) | | 2,295 | | 14,354 | | 11,808 | |
其他同伙 | | 762 | | 128 | | 386 | | 6,647 | | 7,167 | |
| | 3,456 | | (101) | | 2,681 | | 21,001 | | 18,975 | |
于二零二一年及二零二零年十二月三十一日,对本集团而言属重大之联营公司为Rosneft。
英国石油公司拥有 19.75在莫斯科MICEX证券交易所上市的Rosneft有投票权股份的%,其全球存托凭证在伦敦证券交易所上市。Rosneft的最大股东是Rosneftegaz JSC(Rosneftegaz),由俄罗斯政府全资拥有。于二零二一年十二月三十一日,Rosneftegaz持有 40.4% (2020 40.4%)的俄罗斯石油公司有表决权股份。
于2021年及2020年12月31日,bp将其于Rosneft的投资分类为联营公司,原因是管理层判断bp对Rosneft具有重大影响力;有关进一步资料,请参阅附注1所载于其他实体的权益。该集团对俄罗斯石油公司的投资是一个外国业务,其功能货币为俄罗斯卢布。于2021年12月31日,集团对Rosneft的股权核算投资余额较2020年12月31日有所增加,主要与来自Rosneft的盈利及bp所占Rosneft的股权变动被股息所抵销有关。
bp保留 19.75在Rosneft股东会议上,其投票权的%,并将继续有权根据其当前持股量获得股息。英国石油公司在俄罗斯石油公司的利润或亏损中的份额反映了其经济利益。于二零二一年十二月三十一日,英国石油的经济权益为 22.03%.
英国石油公司的价值 19.75根据所报市场股票价格,在Rosneft的持股比例为美元8.04每股(2020美元5.64每股)为美元16,827 于二零二一年十二月三十一日,百万美元(二零二零年美元)11,804百万)。英国石油公司的价值 22.03% (2020 22.03%)按市场股票报价计算的经济利益为美元18,773 于二零二一年十二月三十一日,百万美元(二零二零年美元)13,167(亿美元)。
另见附注37报告期后的事件。
16.于联营公司的投资—续
下表概述了与Rosneft有关的财务资料。该信息以100%的基础呈列,反映了英国石油公司在应用权益会计法时对自身业绩所作的调整。bp根据IFRS要求调整Rosneft的业绩,其中涉及bp收购其在Rosneft的权益,以及出售bp在秋明BP的权益的递延收益的摊销。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 总金额 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
销售和其他营业收入 | | 118,755 | | 82,786 | | 134,046 | |
息税前利润 | | 18,537 | | 1,270 | | 17,473 | |
融资成本 | | 1,357 | | 1,742 | | 1,281 | |
税前利润(亏损) | | 17,180 | | (472) | | 16,192 | |
税收 | | 3,209 | | 208 | | 3,058 | |
非控制性权益 | | 1,743 | | 482 | | 1,514 | |
本年度的利润(亏损) | | 12,228 | | (1,162) | | 11,620 | |
其他综合收益 | | 54 | | 1,653 | | 572 | |
综合收益总额 | | 12,282 | | 491 | | 12,192 | |
非流动资产 | | 155,898 | | 175,978 | | |
流动资产 | | 45,790 | | 42,459 | | |
总资产 | | 201,688 | | 218,437 | | |
流动负债 | | 47,061 | | 49,781 | | |
非流动负债 | | 78,117 | | 96,727 | | |
总负债 | | 125,178 | | 146,508 | | |
净资产 | | 76,510 | | 71,929 | | |
减去:非控股权益 | | 11,357 | | 10,897 | | |
| | 65,153 | | 61,032 | | |
该集团收取股息(扣除预扣税)为美元6402021年俄罗斯石油公司(Rosneft)的百万美元(2020年美元480百万美元和2019年$785百万)。
本集团所占联营公司的财务资料摘要如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | BP股份 |
| | | | 2021 | | | 2020 | | | 2019 |
| | 俄罗斯石油公司 | 其他 | 总计 | 俄罗斯石油公司 | 其他 | 总计 | 俄罗斯石油公司a | 其他 | 总计 |
销售和其他营业收入 | | 26,163 | | 10,005 | | 36,168 | | 17,535 | | 5,946 | | 23,481 | | 26,474 | | 7,934 | | 34,408 | |
息税前利润 | | 4,084 | | 1,602 | | 5,686 | | 295 | | 276 | | 571 | | 3,451 | | 788 | | 4,239 | |
融资成本 | | 299 | | 73 | | 372 | | 372 | | 80 | | 452 | | 253 | | 87 | | 340 | |
税前利润(亏损) | | 3,785 | | 1,529 | | 5,314 | | (77) | | 196 | | 119 | | 3,198 | | 701 | | 3,899 | |
税收 | | 707 | | 767 | | 1,474 | | 51 | | 67 | | 118 | | 604 | | 315 | | 919 | |
非控制性权益 | | 384 | | — | | 384 | | 101 | | 1 | | 102 | | 299 | | — | | 299 | |
本年度的利润(亏损) | | 2,694 | | 762 | | 3,456 | | (229) | | 128 | | (101) | | 2,295 | | 386 | | 2,681 | |
其他综合收益 | | 12 | | 27 | | 39 | | 336 | | (19) | | 317 | | 113 | | (25) | | 88 | |
综合收益总额 | | 2,706 | | 789 | | 3,495 | | 107 | | 109 | | 216 | | 2,408 | | 361 | | 2,769 | |
非流动资产 | | 34,346 | | 9,259 | | 43,605 | | 33,754 | | 11,449 | | 45,203 | | | | |
流动资产 | | 10,088 | | 2,418 | | 12,506 | | 8,238 | | 1,749 | | 9,987 | | | | |
总资产 | | 44,434 | | 11,677 | | 56,111 | | 41,992 | | 13,198 | | 55,190 | | | | |
流动负债 | | 10,368 | | 1,876 | | 12,244 | | 9,535 | | 1,346 | | 10,881 | | | | |
非流动负债 | | 17,210 | | 3,298 | | 20,508 | | 18,558 | | 4,709 | | 23,267 | | | | |
总负债 | | 27,578 | | 5,174 | | 32,752 | | 28,093 | | 6,055 | | 34,148 | | | | |
净资产 | | 16,856 | | 6,503 | | 23,359 | | 13,899 | | 7,143 | | 21,042 | | | | |
减去:非控股权益 | | 2,502 | | — | | 2,502 | | 2,091 | | — | | 2,091 | | | | |
| | 14,354 | | 6,503 | | 20,857 | | 11,808 | | 7,143 | | 18,951 | | | | |
集团对联营公司的投资 | | | | | | | | | | |
集团净资产份额(如上图) | | 14,354 | | 6,503 | | 20,857 | | 11,808 | | 7,143 | | 18,951 | | | | |
集团公司向联营公司发放的贷款 | | — | | 144 | | 144 | | — | | 24 | | 24 | | | | |
| | 14,354 | | 6,647 | | 21,001 | | 11,808 | | 7,167 | | 18,975 | | | | |
a 于二零一四年至二零一九年,Rosneft对以美元计值的一部分极有可能未来出口收入采用对冲会计法。重新换算以俄罗斯卢布以外货币计值并指定为对冲工具之借贷所产生之汇兑收益及亏损初步于其他全面收益确认,并于确认对冲收益时重新分类至收益表。
16.于联营公司的投资—续
本集团与其联营公司之间的交易摘要如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
销售给联营公司 | | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
产品 | | 销售额 | 应收金额为 12月31日 | 销售额 | 应收金额为 12月31日 | 销售额 | 应收金额为 12月31日 |
液化天然气、原油和成品油、天然气 | | 852 | | 201 | | 855 | | 169 | | 1,544 | | 243 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
从联营公司购买 | | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
产品 | | 购买 | 应支付的金额为 12月31日 | 购买 | 金额 付款地址为 12月31日 | 购买 | 金额 付款地址为 12月31日 |
原油及成品油、天然气、运费 | | 7,683 | | 2,072 | | 4,926 | | 1,280 | | 9,503 | | 1,641 | |
在正常业务过程中,BP与联营公司进行各种公平交易,包括销售和购买商品的固定价格承诺、远期买卖合同和代理协议。
应收联营公司未清余额的条款通常为30至45几天。余额是无担保的,将以现金结算。确实有不是与这些余额有关的重大可疑债务准备金,以及不是在损益表中确认的与坏账或呆账有关的重大费用。应收股息不包括在上表中。
大部分来自联营公司的采购涉及与Rosneft的原油及石油产品交易。向联营公司销售与多个实体有关。
英国石油公司承诺的金额为9,930百万美元(2020年美元)10,777百万元),主要是与其联营公司购买运输能力的合约有关。有关联营公司之资本承担之资料见附注12。
2021年,英国石油应占联营公司的减值费用为美元,2912000万美元(2020年)414(亿美元)。
17. 其他投资
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 百万美元 |
| | | 2021 | | 2020 |
| | 当前 | 非当前 | 当前 | 非当前 |
股权投资a | | — | | 717 | | — | | 913 | |
或有对价 | | 237 | | 1,680 | | 317 | | 1,682 | |
其他 | | 43 | | 147 | | 16 | | 151 | |
| | 280 | | 2,544 | | 333 | | 2,746 | |
a 大多数股权投资都未上市。
或有对价是指按公允价值通过损益计量的金融资产处置所产生的金额。公允价值是根据预期收到的贴现未来现金流量估计而厘定,并被视为公允价值架构下的第三级估值。未来现金流是根据包括石油和天然气价格、生产量和与被处置业务相关的运营成本等投入估算的。所使用的贴现率是基于根据资产特定风险进行调整的无风险利率。或有对价主要与我们阿拉斯加业务的处置有关。
18. 盘存
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 |
原油 | | 3,259 | | 4,498 | |
天然气 | | 474 | | 265 | |
排放限额 | | 290 | | 1,297 | |
精炼石油和石化产品 | | 6,638 | | 8,791 | |
| | 10,661 | | 14,851 | |
贸易库存 | | 11,525 | | 292 | |
| | 22,186 | | 15,143 | |
供应品 | | 1,525 | | 1,730 | |
| | 23,711 | | 16,873 | |
在损益表中列支的存货成本 | | 92,923 | | 57,682 | |
于二零二一年十二月三十一日的存货估值乃扣除拨备$后列报。432百万美元(2020年美元)584百万美元)将存货减记至其可变现净值,其中#美元64百万美元(2020年美元)216100万美元)与碳氢化合物库存有关。年内,就存货可变现净值拨备而记入损益表的净额为美元,153百万美元(2020年美元)171000万美元),其中美元151百万信贷(2020年美元71100万美元信贷)与碳氢化合物库存有关。
由于本集团策略方向的变动及附注1所载交易策略的演变,自二零二一年一月一日起,若干存货合共港币100,000元。11.4 于2021年12月31日,该等存货现时被视为交易存货,并按公平值估值,而同等存货先前按过往期间的成本或可变现净值两者中的较低者估值。交易存货乃按所报基准价估值,并就地点及品质差异作出适当调整。其主要分类为公平值架构的第二级。
19. 贸易和其他应收款
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 百万美元 |
| | | 2021 | | 2020 |
| | 当前 | 非当前 | 当前 | 非当前 |
金融资产 | | | | | |
应收贸易账款 | | 22,307 | | 17 | | 12,926 | | 19 | |
从合资企业和联营公司应收的款项 | | 404 | | 89 | | 339 | | 10 | |
与处置有关的应收账款a | | 205 | | 823 | | 1,291 | | 2,402 | |
其他应收账款 | | 2,874 | | 472 | | 2,628 | | 637 | |
| | 25,790 | | 1,401 | | 17,184 | | 3,068 | |
非金融资产 | | | | | |
销售税和生产税 | | 1,131 | | 474 | | 557 | | 504 | |
其他应收账款b | | 218 | | 818 | | 207 | | 779 | |
| | 1,349 | | 1,292 | | 764 | | 1,283 | |
| | 27,139 | | 2,693 | | 17,948 | | 4,351 | |
a 详情见附注3--处置和减值。
b 包括墨西哥湾漏油信托基金偿还资产#美元12000万美元(2020年)32(亿美元)。
在2021年和2020年,该集团达成了无追索权安排,对某些应收款进行贴现,以支持供应和贸易活动以及信用风险管理。
除与出售有关的若干应收账款外,贸易及其他应收账款主要不计息。有关详细信息,请参阅附注28。
20. 估值及合资格账目
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 贸易和其他应收款 | 固定资产 投资 | 贸易和其他应收款 | 固定资产 投资 | 贸易和其他应收款 | 固定资产 投资 |
在1月1日 | | 555 | | 186 | | 509 | | 249 | | 416 | | 235 | |
计入成本和费用 | | 136 | | 3 | | 214 | | 103 | | 206 | | 28 | |
记入其他账户a | | (11) | | — | | 2 | | — | | (2) | | — | |
扣除额 | | (96) | | (20) | | (170) | | (166) | | (111) | | (14) | |
12月31日 | | 584 | | 169 | | 555 | | 186 | | 509 | | 249 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
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| | | | | | | |
a主要是汇率调整。
与贸易和其他应收账款有关的估值和合格账户包括预期的信贷损失准备金。预计的信贷损失准备金包括#美元。456百万美元(2020年美元)456 百万美元,2019年$414百万美元)与年终信用减值的应收款和#美元有关128百万美元(2020年美元)99百万美元,2019年$95于年末并无出现信贷减值之应收款项有关。尽管信贷风险自二零二零年十二月三十一日以来有所下降,但本集团的贸易及其他应收款项结余亦大幅增加。因此,于二零二一年十二月三十一日确认的预期信贷亏损拨备总额于年内并无重大变动。
与固定资产投资有关的估值及合资格账目包括于权益会计实体的投资的减值拨备。
资产负债表中的估值和合格账户从其适用的资产中扣除。有关本集团信贷风险管理政策及本集团如何确认及计量预期亏损的进一步资料,请参阅附注28。
21. 贸易和其他应付款
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 百万美元 |
| | | 2021 | | 2020 |
| | 当前 | 非当前 | 当前 | 非当前 |
金融负债 | | | | | |
贸易应付款 | | 37,327 | | — | | 23,157 | | — | |
应付合营企业及联营公司的款项 | | 2,165 | | — | | 1,364 | | — | |
资本支出和收购的应付款项 | | 2,063 | | 764 | | 2,297 | | 1,033 | |
与墨西哥湾漏油事件相关的应付款项 | | 1,276 | | 9,154 | | 1,399 | | 9,988 | |
其他应付款 | | 5,736 | | 175 | | 5,041 | | 681 | |
| | 48,567 | | 10,093 | | 33,258 | | 11,702 | |
非金融负债 | | | | | |
销售税、关税、生产税和社会保障 | | 2,708 | | 77 | | 2,103 | | 73 | |
其他应付款 | | 1,336 | | 397 | | 653 | | 337 | |
| | 4,044 | | 474 | | 2,756 | | 410 | |
| | 52,611 | | 10,567 | | 36,014 | | 12,112 | |
21.贸易及其他应付款项—续
基本上,英国石油的所有应付贸易账款的支付期限都在30至60天之间,并产生经营现金流。
贸易及其他应付款项(与墨西哥湾漏油事件有关的应付款项除外)主要为免息。详情见附注28(c)。
与墨西哥湾漏油事件有关的应付款包括根据2016年同意法令和与美国达成的和解协议支付的金额,以及五墨西哥湾沿岸各州,包括自然资源损害、州索赔和《清洁水法》罚款的应付金额。在贴现的基础上,与墨西哥湾漏油事件有关的应付款金额包括在协议的这些部分为#美元。4,499 11年内支付的百万美元2,423 12年内应付1000万美元,3,310 于2021年12月31日,分别于11年内应付百万美元。在集团现金流量表中,在经营活动提供的现金净额中报告的是净现金流出,1,484百万美元(2020年流出美元1,786百万美元,2019年流出2,694涉及墨西哥湾漏油事件,其中包括与这些协议有关的付款。有关这些协议的详细信息,请参阅BP年度报告和Form 20-F 2015-法律诉讼。
于二零二一年十二月三十一日,与墨西哥湾漏油有关的索偿亦包括就已结算的经济损失及财产损害索偿应付款项,有关款项须于最多六年内支付。
22. 条文
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | 退役 | 环境 | 诉讼及索偿 | 排放物 | 其他 | 总计 |
在2021年1月1日 | | 14,476 | | 1,629 | | 910 | | 1,669 | | 2,277 | | 20,961 | |
汇兑调整 | | (25) | | (10) | | (4) | | (39) | | (76) | | (154) | |
| | | | | | | |
现有经费增加(减少)额a | | 1,231 | | 363 | | 226 | | 2,900 | | 623 | | 5,343 | |
未使用准备金的回拨a | | (18) | | (55) | | (90) | | (23) | | (304) | | (490) | |
取消折扣a | | 331 | | 36 | | 14 | | — | | 10 | | 391 | |
折现率的变化 | | 1,252 | | 41 | | 33 | | — | | 6 | | 1,332 | |
利用率 | | (72) | | (259) | | (188) | | (754) | | (642) | | (1,915) | |
重新分类为其他应付款 | | (257) | | — | | (67) | | — | | (16) | | (340) | |
重新分类为与持有待售资产直接相关的负债 | | — | | — | | — | | — | | (47) | | (47) | |
删除部分 | | (253) | | — | | — | | — | | — | | (253) | |
在2021年12月31日 | | 16,665 | | 1,745 | | 834 | | 3,753 | | 1,831 | | 24,828 | |
其中--当前 | | 609 | | 277 | | 112 | | 3,481 | | 777 | | 5,256 | |
*--非当前 | | 16,056 | | 1,468 | | 722 | | 272 | | 1,054 | | 19,572 | |
| | | | | | | |
a在集团损益表中确认
退役拨备包括退役油井及天然气井、设施及相关管道的未来成本。环境经费包括控制、减少、清理或消除与土壤、地下水、地表水和沉积物污染有关的环境污染的费用。诉讼和索赔类别包括与商业纠纷、产品责任和第三方接触有毒物质的指控有关的事项的规定。排放拨备主要与美国环境保护署可再生燃料标准计划下的义务有关,并由未履行义务的金额和相关信用的现价驱动。拨备将主要透过集团资产负债表内已作为存货持有的拨备结算。
关于就拨备作出的重大估计和判断的资料,见附注1内的拨备和或有事项。
墨西哥湾漏油事件
本集团已确认若干资产、应付款项及拨备,并就二零一零年发生的墨西哥湾漏油事件产生若干剩余成本。详情见附注6、8、19、21、28、32。上表所列的诉讼和索赔准备金包括墨西哥湾漏油事件所涉剩余费用的最新估计数。应付金额可能与拨备金额不同,且付款时间不确定。
23. 退休金和其他退休后福利
大多数集团公司都有养老金计划,其形式和福利因有关国家的条件和做法而异。养恤金福利可通过固定缴费计划(金钱购买计划)或固定福利计划(最终工资和其他类型的已承诺支付养恤金福利的计划)提供。对于固定缴款计划,退休福利是由为每个雇员支付的缴款产生的资金价值确定的。对于固定福利计划,退休福利基于诸如雇员的可计算退休金的工资和服务年限等因素。固定福利计划可以是有资金的,也可以是无资金的。基金计划的资产通常以单独管理的信托形式持有。
有关对这些计划进行会计核算的重大估计数和判断的资料,见附注1中的养恤金和其他退休后福利。
英国的养老金义务主要包括一项有资金的最终工资养老金计划,根据该计划,退休员工将其大部分福利作为年金提取。这项养老金计划由一家公司受托人管理,其董事会成员包括四各位委员提名的董事,四公司提名的董事,一独立董事和一由公司提名的独立董事长。法律规定受托人董事会须以计划参与者的最佳利益行事,并负责制定若干政策,例如计划的投资政策。该计划于2010年停止对新入职人员开放,并于2021年6月30日停止对未来应计项目开放,导致削减收益为美元。0.3 十亿美元被确认,
23.养恤金和其他退休后福利—续
年内损益表。就于二零二一年六月三十日之在职成员而言,应付福利现与该日之薪金挂钩,而非退休时之薪金挂钩。英国雇员有资格成为界定供款计划的成员。
在美国,所有的养老金福利现在都根据现金余额公式累积。以前根据最后薪金公式累计的养恤金受到法律保护。退休的美国雇员通常以退休时一次性支付的形式领取退休金福利。该计划由信托投资委员会提供资金,其资产由信托投资委员会监督。2021年,委员会由以下人员组成: 七英国石油公司的雇员由英国石油公司北美公司总裁任命。(the委任官员)。法律规定投资委员会须以计划参与者的最佳利益行事,并负责制定若干政策,例如计划的投资政策。美国雇员也有资格参加一个固定供款(401k)计划,其中雇员供款与公司供款相匹配。
在美国,集团公司亦为合资格退休雇员及其受养人提供退休后医疗服务(以及在某些遗留情况下,为人寿保险);享有该等福利的权利取决于雇员在服务至指定年龄及完成最短服务期之前的服务。
在欧元区,德国、法国、荷兰和其他国家都有固定收益养老金计划。在德国和法国,大部分养老金都没有资金。在德国,该集团最大的欧元区计划,员工获得养老金,也可以选择通过工资牺牲来补充他们的核心养老金。对于自2002年以来加入的员工,核心养老金福利是一种职业平均计划,带有基于员工可计养恤金工资和服务年限等因素的退休福利。公司和雇员的名义缴费的回报是根据德国税法规定的利率计算的。退休的德国雇员通常以年金的形式领取养老金。德国的计划受BP与劳资委员会或BP与工会之间的法律协议管辖。
向供资界定福利计划的缴款数额是提供足够资金以履行到期养恤金义务所需的数额。于二零二一年,总捐款水平为美元274百万美元(2020年美元)325百万美元和2019年$349百万)。预计2022年捐款总额约为美元,200100万美元,包括我们预计根据法律或合同协议需要捐款的所有国家的捐款,以及酌情供资的津贴。
对于英国的主要计划,该集团和受托人之间有一份资金协议。在三年周期中,商定了一份涵盖下一年的捐款时间表五年。缴费日程表计划在2023年12月31日正式精算估值之后更新。 于二零二一年十二月三十一日,概无合约承诺资金到期。确定型福利计划不再实行未来应计制,服务费用随之降低,减少了计划未来供资的预期波动。
与英国主要退休金计划有关的盈余于资产负债表确认,基准为一旦所有成员离开该计划,公司有权获得任何剩余资产的退款。
在美国,最低养老金资金由立法确定,并由酌情供款补充。于二零二一年,并无向美国主要退休金计划作出供款,预期未来十二个月亦无法定资金要求。
与美国主要基金有关的盈余在资产负债表中确认,其基础是,可通过减少未来缴款从盈余中获得经济利益。
于二零二一年十二月三十一日,美国计划并无最低资金要求,其他国家亦无重大最低资金要求。
提供退休金及其他退休后福利之责任及成本每年采用预计单位贷记法评估。最近一次精算检讨日期为二零二一年十二月三十一日。英国退休金计划每三年进行一次正式精算估值;许多其他国家更频繁地要求进行估值。英国退休金计划最近一次正式精算估值为二零二零年十二月三十一日。每年对美国计划和欧元区最大的计划进行估值。
用于估计各种计划的福利义务的重大财务假设如下。管理层在每年年底审查这些假设,并用于评估12月31日的应计福利债务和下一年的养恤金支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | % |
用于确定福利义务的财务假设a | | | | 英国 | | | 我们 | | | 欧元区 |
| 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 |
计划负债贴现率 | | 1.8 | | 1.4 | | 2.1 | | 2.7 | | 2.2 | | 3.1 | | 1.3 | | 1.0 | | 1.3 | |
已支付抚恤金的增加率 | | 3.2 | | 2.8 | | 2.7 | | — | | — | | — | | 1.4 | | 1.3 | | 1.5 | |
递延养恤金的增长率 | | 3.2 | | 2.8 | | 2.7 | | — | | — | | — | | 0.4 | | 0.5 | | 0.5 | |
计划负债的通货膨胀 | | 3.3 | | 2.9 | | 2.7 | | 2.1 | | 1.7 | | 1.5 | | 1.6 | | 1.5 | | 1.7 | |
| | | | | | | | | | % |
用于确定福利费用的财务假设 | | | | 英国 | | | 我们 | | | 欧元区 |
| 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 |
计划服务成本贴现率 | | 1.5 | | 2.1 | | 3.0 | | 2.4 | | 3.2 | | 4.2 | | 1.4 | | 1.8 | | 2.5 | |
计划其他财务费用的贴现率b | | 1.7 | | 2.1 | | 2.9 | | 2.2 | | 3.1 | | 4.1 | | 1.0 | | 1.3 | | 2.0 | |
计划服务成本的通货膨胀 | | 2.8 | | 2.6 | | 3.1 | | 1.7 | | 1.5 | | 1.5 | | 1.5 | | 1.7 | | 1.7 | |
a 于主要退休金计划终止后,薪金增长不再为本集团之重大财务假设。英国的工资增长率是, 3.6%和3.42020年和2019年分别为%。
b计划其他财务费用的贴现率为 1.4计划结束前的英国主要计划在2021年6月30日至未来应计期间的百分比,以及1.9此后的百分比。
贴现率假设基于第三方AA公司债券指数,对于我们在英国、美国和欧元区的最大计划,我们使用反映预期福利支付期限概况的收益率。我们对英国和美国计划的通胀率假设是基于与指数挂钩的长期政府债券和固定利率长期政府债券的收益率之差。在其他国家,包括欧元区,我们使用这种方法,或根据可获得的信息来自当地精算师的建议。通货膨胀假设被用来确定支付中的养恤金的增长率和递延养恤金的增长率(如果出现这种增长)。
23.养恤金和其他退休后福利—续
除了财务假设外,我们还定期审查人口和死亡率假设。死亡率假设反映了我们提供养恤金的国家的最佳做法,并根据适用的已公布表格进行了选择,适当地进行了调整,以反映该集团的经验,并推断了过去寿命的改善对未来的影响。BP最大的养老金负债在英国、美国和欧元区,我们在这些地区的死亡率假设如下:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 年份 |
死亡率假设 | | | | 英国 | | | 我们 | | | 欧元区 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 | 2021 | 2020 | 2019 |
现年60岁男性在60岁时的预期寿命 | | 26.9 | | 26.9 | | 27.3 | | 24.9 | | 24.7 | | 24.9 | | 25.8 | | 25.7 | | 25.7 | |
目前40岁男性在60岁时的预期寿命 | | 28.4 | | 28.4 | | 28.9 | | 26.6 | | 26.4 | | 26.7 | | 28.3 | | 28.2 | | 28.3 | |
现年60岁女性在60岁时的预期寿命 | | 28.9 | | 28.8 | | 28.7 | | 27.9 | | 27.7 | | 28.0 | | 29.1 | | 29.0 | | 29.1 | |
现年40岁女性在60岁时的预期寿命 | | 30.5 | | 30.4 | | 30.5 | | 29.4 | | 29.2 | | 29.7 | | 31.2 | | 31.2 | | 31.2 | |
养老金计划资产一般以信托形式持有,其主要目标是积累足以履行计划义务的资产。信托基金的资产以符合信托义务和原则的方式进行投资,这些原则反映了投资组合管理的现行做法。
大部分资产以股票形式持有,预期在可接受的风险水平下,长期可产生较高回报。为合理保证任何单一证券或证券类型对整个投资组合造成不必要的影响,投资组合高度分散。
受托人对英国主要计划到期时的长期投资目标是投资于价值变动与计划负债相同的资产,以降低资金风险水平。为达致此目标,英国计划对部分投资组合采用负债驱动投资(LDD)方法,主要投资于政府债券,以就利率及通胀率等最重要的计划负债假设达致此匹配效果。部分资金来自短期出售和回购协议,根据该协议,该计划以现有债券作为担保借入资金,并将在商定的未来日期以特定价格回购。募集资金用于投资于进一步债券,以增加与计划负债相匹配的资产比例。借贷于下表退休金计划资产分析中单独列示。
就英国主要退休金计划而言,本集团与受托人达成协议,主要透过减少持有为股权的计划资产的比例及增加持有为债券的比例,以随时间增加具有负债配对特征的资产的比例。本协议不受计划终止至未来应计的影响。美国的主要计划也有类似的协议。2021年,英国和美国计划切换 5%和13计划资产从股票到债券的百分比(2020年 11%和零%)。
于二零二一年十二月三十一日,主要计划的现行资产分配政策如下:
| | | | | | | | | | | |
| | 英国 | 我们 |
资产类别 | | % | % |
总股本(包括私募股权) | | 12 | | 27 | |
债券/现金(包括LDI) | | 81 | | 73 | |
财产/房地产 | | 7 | | — | |
于二零二一年十二月三十一日,英国主要退休金计划在LDD计划下投资的金额为美元。7,399百万美元(2020年美元)4,217百万美元)政府发行的名义债券和24,516百万美元(2020年美元)24,576100万美元)的指数挂钩债券。
该集团在欧元区和其他国家的一些养老金计划使用衍生品金融工具作为其资产组合的一部分,以管理风险水平。这些工具的公允价值包括在下表的其他资产中。
该集团的主要养老金计划不直接投资于公司或任何子公司的证券或财产/房地产。
界定福利计划所持各类资产于12月31日之公平值载于下表,包括衍生金融工具之影响。年内计划资产公平值变动详情载于第223页之表格。
23.养恤金和其他退休后福利—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | 英国a | 我们b | 欧元区 | 其他 | 总计 |
养老金计划资产的公允价值 | | | | | | |
在2021年12月31日 | | | | | | |
上市股票-发达市场 | | 2,964 | | 340 | | 473 | | 290 | | 4,067 | |
亚洲-新兴市场 | | 252 | | 45 | | 67 | | 76 | | 440 | |
私募股权c | | 3,233 | | 1,537 | | — | | 3 | | 4,773 | |
政府发行的名义债券d | | 7,491 | | 2,606 | | 974 | | 432 | | 11,503 | |
政府发行的指数挂钩债券d | | 24,516 | | — | | 100 | | — | | 24,616 | |
公司债券d | | 10,128 | | 2,475 | | 689 | | 498 | | 13,790 | |
属性e | | 2,714 | | — | | 110 | | 22 | | 2,846 | |
现金 | | 1,136 | | 116 | | 54 | | 69 | | 1,375 | |
其他 | | 1,133 | | 54 | | 70 | | 22 | | 1,279 | |
用于为负债驱动的投资提供资金的债务(回购协议) | | (10,723) | | — | | — | | — | | (10,723) | |
| | 42,844 | | 7,173 | | 2,537 | | 1,412 | | 53,966 | |
2020年12月31日 | | | | | | |
上市股票-发达市场 | | 5,008 | | 1,112 | | 542 | | 318 | | 6,980 | |
亚洲-新兴市场 | | 418 | | 115 | | 68 | | 70 | | 671 | |
私募股权c | | 2,899 | | 1,604 | | — | | 4 | | 4,507 | |
政府发行的名义债券d | | 4,303 | | 1,839 | | 1,111 | | 616 | | 7,869 | |
政府发行的指数挂钩债券d | | 24,576 | | — | | 107 | | — | | 24,683 | |
公司债券d | | 8,906 | | 2,398 | | 587 | | 279 | | 12,170 | |
属性e | | 2,553 | | — | | 110 | | 28 | | 2,691 | |
现金 | | 1,392 | | 267 | | 51 | | 163 | | 1,873 | |
其他 | | 795 | | 131 | | 104 | | 30 | | 1,060 | |
用于为负债驱动的投资提供资金的债务(回购协议) | | (9,387) | | — | | — | | — | | (9,387) | |
| | 41,463 | | 7,466 | | 2,680 | | 1,508 | | 53,117 | |
于二零一九年十二月三十一日 | | | | | | |
上市股票-发达市场 | | 6,285 | | 1,290 | | 495 | | 371 | | 8,441 | |
亚洲-新兴市场 | | 1,096 | | 124 | | 61 | | 64 | | 1,345 | |
私募股权c | | 2,675 | | 1,474 | | — | | 3 | | 4,152 | |
政府发行的名义债券d | | 4,884 | | 2,100 | | 959 | | 572 | | 8,515 | |
政府发行的指数挂钩债券d | | 19,462 | | — | | 100 | | — | | 19,562 | |
公司债券d | | 6,132 | | 2,304 | | 569 | | 256 | | 9,261 | |
属性e | | 2,507 | | — | | 96 | | 27 | | 2,630 | |
现金 | | 426 | | 289 | | 33 | | 93 | | 841 | |
其他 | | 98 | | 74 | | 30 | | 26 | | 228 | |
用于为负债驱动的投资提供资金的债务(回购协议) | | (7,436) | | — | | — | | — | | (7,436) | |
| | 36,129 | | 7,655 | | 2,343 | | 1,412 | | 47,539 | |
a 英国退休金计划持有的债券以英镑计值。英国退休金计划持有的物业位于英国。
b 美国退休金计划持有之债券以美元计值。
c 私募股权的估值以公允价值为基础,以最近的交易价格或第三方净资产、收入或收益为基础的估值,这些估值通常会导致使用重大的不可观察到的投入。
d退休金计划持有的债券按活跃市场的报价估值。
e物业的估值基于对最近市场交易的分析,这些交易得到第三方专业估价师的市场知识支持,这些市场知识通常导致使用重大的不可观察到的投入。
23.养恤金和其他退休后福利—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | | | | | 2021 |
| | 英国 | 我们 | 欧元区 | 其他 | 总计 |
对计入损益的金额的分析 | | | | | | |
当前服务成本a | | 154 | | 246 | | 105 | | 31 | | 536 | |
过去的服务成本b | | (302) | | — | | (27) | | 2 | | (327) | |
安置点b | | — | | — | | (4) | | (1) | | (5) | |
与确定的福利计划相关的营业费用(贷项) | | (148) | | 246 | | 74 | | 32 | | 204 | |
对固定缴款计划的付款 | | 76 | | 136 | | 7 | | 36 | | 255 | |
营业费用合计(积分) | | (72) | | 382 | | 81 | | 68 | | 459 | |
计划资产的利息收入a | | (684) | | (150) | | (30) | | (40) | | (904) | |
计划负债利息 | | 559 | | 209 | | 78 | | 56 | | 902 | |
其他财务(收入)支出 | | (125) | | 59 | | 48 | | 16 | | (2) | |
分析在其他全面收益中确认的金额 | | | | | | |
实际资产收益减去计划资产的利息收入 | | 2,440 | | 749 | | 12 | | 25 | | 3,226 | |
计划负债现值所依据的财务假设的变化 | | (100) | | 777 | | 233 | | 97 | | 1,007 | |
计划负债现值所依据的人口假设的变化 | | 66 | | (41) | | (15) | | 1 | | 11 | |
经历计划负债产生的损益 | | 7 | | 173 | | (11) | | 3 | | 172 | |
在其他全面收益中确认的重新计量 | | 2,413 | | 1,658 | | 219 | | 126 | | 4,416 | |
年内福利债务的变动情况 | | | | | | |
1月1日的福利义务 | | 34,171 | | 10,187 | | 8,161 | | 1,895 | | 54,414 | |
汇兑调整 | | (255) | | — | | (623) | | (51) | | (929) | |
与固定福利计划相关的运营费用 | | (148) | | 246 | | 74 | | 32 | | 204 | |
利息成本 | | 559 | | 209 | | 78 | | 56 | | 902 | |
各计划参与人的缴款情况c | | 18 | | — | | 2 | | 6 | | 26 | |
福利支付(基金计划)d | | (1,530) | | (1,192) | | (87) | | (164) | | (2,973) | |
福利支付(无资金计划)d | | (8) | | (268) | | (288) | | (21) | | (585) | |
| | | | | | |
处置 | | — | | — | | (2) | | — | | (2) | |
重新测量 | | 27 | | (909) | | (207) | | (101) | | (1,190) | |
12月31日的福利义务A e | | 32,834 | | 8,273 | | 7,108 | | 1,652 | | 49,867 | |
年内计划资产的公允价值变动 | | | | | | |
1月1日计划资产的公允价值 | | 41,463 | | 7,466 | | 2,680 | | 1,508 | | 53,117 | |
汇兑调整 | | (365) | | — | | (214) | | (28) | | (607) | |
计划资产的利息收入a f | | 684 | | 150 | | 30 | | 40 | | 904 | |
各计划参与人的缴款情况c | | 18 | | — | | 2 | | 6 | | 26 | |
雇主供款(基金计划) | | 134 | | — | | 115 | | 25 | | 274 | |
福利支付(基金计划)d | | (1,530) | | (1,192) | | (87) | | (164) | | (2,973) | |
| | | | | | |
处置 | | — | | — | | (1) | | — | | (1) | |
重新测量f | | 2,440 | | 749 | | 12 | | 25 | | 3,226 | |
12月31日计划资产的公允价值g | | 42,844 | | 7,173 | | 2,537 | | 1,412 | | 53,966 | |
12月31日止盈余(赤字) | | 10,010 | | (1,100) | | (4,571) | | (240) | | 4,099 | |
由代表 | | | | | | |
已确认的资产 | | 10,280 | | 1,410 | | 155 | | 74 | | 11,919 | |
已确认的责任 | | (270) | | (2,510) | | (4,726) | | (314) | | (7,820) | |
| | 10,010 | | (1,100) | | (4,571) | | (240) | | 4,099 | |
有资金和无资金计划之间的盈余(赤字)可以分析如下 | | | | | | |
资金支持 | | 10,280 | | 1,410 | | 94 | | 30 | | 11,814 | |
无资金支持 | | (270) | | (2,510) | | (4,665) | | (270) | | (7,715) | |
| | 10,010 | | (1,100) | | (4,571) | | (240) | | 4,099 | |
确定的福利义务可以按如下方式在有资金和无资金的计划之间进行分析 | | | | | | |
资金支持 | | (32,564) | | (5,763) | | (2,443) | | (1,382) | | (42,152) | |
无资金支持 | | (270) | | (2,510) | | (4,665) | | (270) | | (7,715) | |
| | (32,834) | | (8,273) | | (7,108) | | (1,652) | | (49,867) | |
a 管理养恤金计划投资的费用与投资回报相抵,管理养恤金计划福利的费用一般列入当期服务费用,管理其他退休后福利计划的费用列入福利债务。
b 于英国之过往服务抵免指终止英国之主要退休金计划而产生之缩减收益至未来应计。欧元区过去的服务信贷和结算包括美元18 由于重组举措,数百万的削减和解决方案。剩余的过去服务费用和结算是特别解雇补助金的费用,反映了因提前退休而增加的负债。
c计划参与者向英国退休金计划作出的大部分供款是在薪金牺牲下作出的。
d上文所示的福利付款金额包括$3,416百万美元收益和美元93百万和解金,外加美元49在福利管理中产生的计划费用的百万美元。
e 美国的福利义务由#美元组成6,164百万美元用于养老金负债和美元2,109其他退休后福利负债(无资金来源,主要是退休人员医疗负债)。欧元区的福利义务包括#美元4,405在德国,养老金负债为100万欧元,基本上没有资金。
f计划资产的实际收益由计划资产的利息收入和计划资产的重新计量之和组成,如上所述。
g计划资产之公平值包括与第221页所述之LDD计划有关之借贷。
23.养恤金和其他退休后福利—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | | | | | 2020 |
| | 英国 | 我们 | 欧元区 | 其他 | 总计 |
对计入损益的金额的分析 | | | | | | |
当前服务成本a | | 250 | | 292 | | 103 | | 38 | | 683 | |
过去的服务成本b | | (48) | | (66) | | 12 | | (20) | | (122) | |
安置点b | | — | | (23) | | 10 | | (1) | | (14) | |
与固定福利计划相关的运营费用 | | 202 | | 203 | | 125 | | 17 | | 547 | |
对固定缴款计划的付款 | | 49 | | 183 | | 2 | | 38 | | 272 | |
业务费用共计 | | 251 | | 386 | | 127 | | 55 | | 819 | |
计划资产的利息收入a | | (725) | | (210) | | (33) | | (40) | | (1,008) | |
计划负债利息 | | 596 | | 289 | | 97 | | 59 | | 1,041 | |
其他财务(收入)支出 | | (129) | | 79 | | 64 | | 19 | | 33 | |
分析在其他全面收益中确认的金额 | | | | | | |
实际资产收益减去计划资产的利息收入 | | 4,108 | | 1,041 | | 104 | | 38 | | 5,291 | |
计划负债现值所依据的财务假设的变化 | | (4,207) | | (1,178) | | (143) | | (42) | | (5,570) | |
计划负债现值所依据的人口假设的变化 | | 585 | | 29 | | 56 | | (4) | | 666 | |
经历计划负债产生的损益 | | 54 | | (101) | | (178) | | 8 | | (217) | |
在其他全面收益中确认的重新计量 | | 540 | | (209) | | (161) | | — | | 170 | |
年内福利债务的变动情况 | | | | | | |
1月1日的福利义务 | | 29,780 | | 10,119 | | 7,353 | | 1,826 | | 49,078 | |
汇兑调整 | | 1,303 | | — | | 720 | | 64 | | 2,087 | |
与固定福利计划相关的运营费用 | | 202 | | 203 | | 125 | | 17 | | 547 | |
利息成本 | | 596 | | 289 | | 97 | | 59 | | 1,041 | |
各计划参与人的缴款情况c | | 21 | | — | | 2 | | 11 | | 34 | |
福利支付(基金计划)d | | (1,291) | | (1,441) | | (81) | | (86) | | (2,899) | |
福利支付(无资金计划)d | | (8) | | (197) | | (265) | | (34) | | (504) | |
重新分类为持有待售资产 | | — | | (1) | | (55) | | — | | (56) | |
处置 | | — | | (35) | | — | | — | | (35) | |
重新测量 | | 3,568 | | 1,250 | | 265 | | 38 | | 5,121 | |
12月31日的福利义务A e | | 34,171 | | 10,187 | | 8,161 | | 1,895 | | 54,414 | |
年内计划资产的公允价值变动 | | | | | | |
1月1日计划资产的公允价值 | | 36,129 | | 7,655 | | 2,343 | | 1,412 | | 47,539 | |
汇兑调整 | | 1,582 | | — | | 235 | | 64 | | 1,881 | |
计划资产的利息收入a f | | 725 | | 210 | | 33 | | 40 | | 1,008 | |
各计划参与人的缴款情况c | | 21 | | — | | 2 | | 11 | | 34 | |
雇主供款(基金计划) | | 189 | | 8 | | 99 | | 29 | | 325 | |
福利支付(基金计划)d | | (1,291) | | (1,441) | | (81) | | (86) | | (2,899) | |
重新分类为持有待售资产 | | — | | (7) | | (55) | | — | | (62) | |
重新测量f | | 4,108 | | 1,041 | | 104 | | 38 | | 5,291 | |
12月31日计划资产的公允价值g | | 41,463 | | 7,466 | | 2,680 | | 1,508 | | 53,117 | |
12月31日止盈余(赤字) | | 7,292 | | (2,721) | | (5,481) | | (387) | | (1,297) | |
由代表 | | | | | | |
已确认的资产 | | 7,567 | | 269 | | 59 | | 62 | | 7,957 | |
已确认的责任 | | (275) | | (2,990) | | (5,540) | | (449) | | (9,254) | |
| | 7,292 | | (2,721) | | (5,481) | | (387) | | (1,297) | |
有资金和无资金计划之间的盈余(赤字)可以分析如下 | | | | | | |
资金支持 | | 7,564 | | 269 | | (109) | | (58) | | 7,666 | |
无资金支持 | | (272) | | (2,990) | | (5,372) | | (329) | | (8,963) | |
| | 7,292 | | (2,721) | | (5,481) | | (387) | | (1,297) | |
确定的福利义务可以按如下方式在有资金和无资金的计划之间进行分析 | | | | | | |
资金支持 | | (33,899) | | (7,197) | | (2,789) | | (1,566) | | (45,451) | |
无资金支持 | | (272) | | (2,990) | | (5,372) | | (329) | | (8,963) | |
| | (34,171) | | (10,187) | | (8,161) | | (1,895) | | (54,414) | |
a 管理养恤金计划投资的费用与投资回报相抵,管理养恤金计划福利的费用一般列入当期服务费用,管理其他退休后福利计划的费用列入福利债务。
b 过往服务抵免指英国、美国及其他国家的重组计划所产生的削减收益,而过往服务成本及欧元区结算则指特别解雇福利的支出,反映因提早退休而增加的负债。美国的结算成本是由于一群小额福利退休人员将退休金风险转移到外部承运人。
c 计划参与者向英国退休金计划作出的大部分供款是在薪金牺牲下作出的。
d 上文所示养恤金支付额包括美元2,935百万美元收益和美元428百万和解金,外加美元40在福利管理中产生的计划费用的百万美元。
e 美国的福利义务由美元组成7,728百万美元用于养老金负债和美元2,459其他退休后福利负债(无资金来源,主要是退休人员医疗负债)。欧元区的福利义务包括#美元5,060在德国,养老金负债为100万欧元,基本上没有资金。
f 计划资产之实际回报由计划资产之利息收入及上文所披露之重新计量计划资产之总和组成。
g 计划资产之公平值包括与第221页所述之LDD计划有关之借贷。
23.养恤金和其他退休后福利—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | | | | | 2019 |
| | 英国 | 我们 | 欧元区 | 其他 | 总计 |
对计入损益的金额的分析 | | | | | | |
当前服务成本a | | 227 | | 263 | | 81 | | 38 | | 609 | |
过去的服务成本b | | 2 | | — | | 5 | | (1) | | 6 | |
安置点 | | — | | (13) | | 8 | | — | | (5) | |
与固定福利计划相关的运营费用 | | 229 | | 250 | | 94 | | 37 | | 610 | |
对固定缴款计划的付款 | | 42 | | 188 | | 7 | | 38 | | 275 | |
业务费用共计 | | 271 | | 438 | | 101 | | 75 | | 885 | |
计划资产的利息收入a | | (909) | | (285) | | (43) | | (46) | | (1,283) | |
计划负债利息 | | 757 | | 387 | | 133 | | 69 | | 1,346 | |
其他财务(收入)支出 | | (152) | | 102 | | 90 | | 23 | | 63 | |
分析在其他全面收益中确认的金额 | | | | | | |
实际资产收益减去计划资产的利息收入 | | 2,945 | | 1,079 | | 220 | | 97 | | 4,341 | |
计划负债现值所依据的财务假设的变化 | | (2,294) | | (1,036) | | (748) | | (92) | | (4,170) | |
计划负债现值所依据的人口假设的变化 | | 136 | | 91 | | 3 | | (4) | | 226 | |
经历计划负债产生的损益 | | (57) | | (22) | | 6 | | 4 | | (69) | |
在其他全面收益中确认的重新计量 | | 730 | | 112 | | (519) | | 5 | | 328 | |
a管理计划投资的费用与投资回报相抵,管理养恤金计划福利的费用一般包括在当期服务费用中,管理其他退休后福利计划的费用一般包括在福利债务中。
b过去的服务费用和结算是由于改组方案而产生的,是特别解雇补助金的费用,反映了由于提前退休而增加的负债。美国的结算是一组低价值年金人的养老金收购交易的结果。
灵敏度分析
贴现率、通货膨胀率和死亡率假设都对报告的金额有重大影响。于二零二一年十二月三十一日,本集团退休金及其他退休后福利的若干假设单独变动一个百分点 养恤金开支会产生下表所示的影响。二零二二年开支所示之影响包括当期服务成本及财务收入或开支净额之总额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | 1个百分点 |
| | 英国 | 我们 | 欧元区 |
| | 增加 | 减少量 | 增加 | 减少量 | 增加 | 减少量 |
贴现率a | | | | | | | |
对2022年费用的影响 | | (248) | | 159 | | (57) | | 50 | | (3) | | (6) | |
在2021年12月31日对债务的效力 | | (5,143) | | 6,788 | | (951) | | 1,171 | | (980) | | 1,238 | |
通货膨胀率b | | | | | | | |
对2022年费用的影响 | | 74 | | (71) | | 10 | | (8) | | 32 | | (26) | |
在2021年12月31日对债务的效力 | | 4,062 | | (3,912) | | 60 | | (51) | | 880 | | (748) | |
a他说,列报的金额反映了贴现率用于确定资产利息收入以及债务的利息成本。
b此外,列报的数额反映了通货膨胀率变化对薪金、支付中的养恤金和递延养恤金的增长率假设的总影响。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | 一年增长 |
| | 英国 | 我们 | 欧元区 |
长寿 | | | | |
对2022年费用的影响 | | 25 | | 4 | | 7 | |
在2021年12月31日对债务的效力 | | 1,402 | | 119 | | 291 | |
估计的未来福利支付额和确定福利义务的加权平均期限
截至二零三一年的预期福利付款(反映预期未来服务(如适用),但不包括计划开支)及于二零二一年十二月三十一日的界定福利责任加权平均期限如下:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
预计未来的福利支付 | | 英国 | 我们 | 欧元区 | 其他 | 总计 |
2022 | | 1,100 | | 683 | | 328 | | 97 | | 2,208 | |
2023 | | 1,141 | | 546 | | 319 | | 91 | | 2,097 | |
2024 | | 1,163 | | 529 | | 312 | | 92 | | 2,096 | |
2025 | | 1,164 | | 527 | | 312 | | 92 | | 2,095 | |
2026 | | 1,185 | | 523 | | 299 | | 93 | | 2,100 | |
2027-2031 | | 6,184 | | 2,501 | | 1,397 | | 476 | | 10,558 | |
| | | | | | 年份 |
加权平均持续时间 | | 17.9 | 12.7 | 15.9 | 12.5 | |
24. 现金和现金等价物
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 |
现金 | | 9,101 | | 6,235 | |
三方回购和定期银行存款 | | 15,655 | | 17,368 | |
现金等价物(不包括三方回购和定期银行存款) | | 5,925 | | 7,508 | |
| | 30,681 | | 31,111 | |
现金和现金等价物包括手头现金;银行和类似机构的经常余额;银行和类似机构三个月或以下的存款;货币市场基金和商业票据。现金、三方回购和定期银行存款的账面价值接近其公允价值。几乎所有其他现金等价物都归类于公允价值层次结构的第1级。
截至2021年12月31日的现金和现金等价物包括#美元4,740百万美元(2020年美元)1,917百万),这是受限制的。受限制的现金余额包括支付交易交易所初始保证金所需的金额,以及受外汇管制的某些现金余额。
该集团持有美元4,668百万美元(2020年美元)3,890英国以外的现金和现金等价物),预计汇回不会产生任何重大税收。
25. 融资债务
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | | | 2021 | | | 2020 |
| | 当前 | 非当前 | 总计 | 当前 | 非当前 | 总计 |
借款 | | 5,557 | | 55,619 | | 61,176 | | 9,359 | | 63,305 | | 72,664 | |
本期借款的主要内容是将在今后12个月内偿还的长期借款的当期部分。3,366百万美元(2020年美元)8,122百万美元),并发行了美元的商业票据2,163百万美元(2020年美元)1,004百万)。融资债务不包括应计利息#美元。4842000万美元(2020年)678 100万元),在其他应付款中报告。作为积极管理其债务组合的一部分,该集团于年内回购了美元,11.02000亿美元(2020年)4.0 亿美元)相当于金融债务,主要由美元、欧元和英镑债券组成。与回购的非美元债务相关的衍生工具也被终止。该等交易对净债务及资产负债并无重大影响。
下表显示了通过借款和衍生金融工具的组合实现的加权平均利率,这些工具是为管理利率和货币风险而订立的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 固定利率债务 | 浮动利率债务 | 总计 |
| | 加权 平均值 利息 率 % | 加权 平均值 时间到了 哪个费率? 是固定的 年份 | 金额 2500万美元 | 加权 平均值 利息 率 % | 金额 2500万美元 | 金额 2500万美元 |
| | | | | | | 2021 |
美元 | | 3 | | 12 | 35,891 | | 2 | | 25,074 | | 60,965 | |
其他货币 | | 6 | | 9 | 188 | | 1 | | 23 | | 211 | |
| | | | 36,079 | | | 25,097 | | 61,176 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | 2020 |
美元 | | 3 | | 8 | 39,452 | | 2 | | 32,891 | | 72,343 | |
其他货币 | | 6 | | 9 | 178 | | 5 | | 143 | | 321 | |
| | | | 39,630 | | | 33,034 | | 72,664 | |
公允价值
金融债务的估计公允价值与资产负债表中反映的账面金额一起列于下表。
下表所列长期借款包括自二零二一年十二月三十一日起12个月内到期的部分债务,而于集团资产负债表中,该金额于流动融资债务内呈报。
该集团的短期借款(主要由商业票据组成)的账面价值接近其公允价值。该集团大部分长期借款的公允价值是根据活跃市场的报价确定的,因此属于公允价值等级的第一级。如无报价,则采用活跃市场同类工具的报价,因此该等计量被归类于公允价值层次的第二级。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 百万美元 |
| | | 2021 | | 2020 |
| | 公允价值 | 携带 金额 | 公允价值 | 携带 金额 |
短期借款 | | 2,191 | | 2,191 | | 1,237 | | 1,237 | |
长期借款 | | 60,755 | | 58,985 | | 74,855 | | 71,427 | |
财政债务总额 | | 62,946 | | 61,176 | | 76,092 | | 72,664 | |
26. 资本披露和净债务
本集团将资本定义为总权益加上净债务。我们维持财务架构,以支持股东追求价值增长,同时确保稳固的财务基础。
本集团按资产负债(即净债务与净债务加权益之比率)监控资本。负债净额乃按资产负债表所示之财务负债,加上用以对冲有关财务负债之外汇及利率风险之相关衍生金融工具之公平值,减现金及现金等价物计算。净债务和负债是非GAAP指标。英国石油相信这些措施为投资者提供了有用的信息。净债务使投资者能够看到金融债务、相关对冲以及现金和现金等价物的经济影响。资本化使投资者能够看到净债务相对于总股本的重要性。衍生工具于资产负债表内“衍生金融工具”项下呈报。所有权益组成部分均计入计算分母。
于二零二一年十二月三十一日,负债率为 25.3% (2020 31.3%).
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
12月31日 | | 2021 | 2020 |
融资债务 | | 61,176 | | 72,664 | |
减去:与融资债务有关的套期保值的公允价值资产(负债)a | | (118) | | 2,612 | |
| | 61,294 | | 70,052 | |
减去:现金和现金等价物 | | 30,681 | | 31,111 | |
净债务 | | 30,613 | | 38,941 | |
总股本 | | 90,439 | | 85,568 | |
传动装置 | | 25.3 | % | 31.3 | % |
a 为管理与公允价值负债头寸为#美元的净债务相关的利率和外币兑换风险而订立的衍生金融工具166百万美元(2020年负债为美元236(百万美元)不包括在上文所示的债务净额计算中,因为这些工具没有采用对冲会计。
下文分析了筹资活动引起的负债变动情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 |
| | 金融 债务 | 货币互换a | 租赁负债 | 为联合行动订立的租约应支付的合作伙伴净额 | 融资活动产生的总负债 |
在2021年1月1日 | | 72,664 | | (2,965) | | 9,262 | | 267 | | 79,228 | |
汇兑调整 | | (185) | | — | | (215) | | — | | (400) | |
净融资现金流 | | (8,575) | | (126) | | (2,082) | | (40) | | (10,823) | |
公允价值(收益)损失 | | (2,578) | | 3,562 | | — | | — | | 984 | |
新订及重新计量租赁/合营经营应付款项 | | — | | — | | 1,767 | | 23 | | 1,790 | |
其他动作 | | (150) | | 10 | | (121) | | — | | (261) | |
在2021年12月31日 | | 61,176 | | 481 | | 8,611 | | 250 | | 70,518 | |
| | | | | | |
在2020年1月1日 | | 67,724 | | 918 | | 9,722 | | 290 | | 78,654 | |
汇兑调整 | | 349 | | — | | 181 | | 4 | | 534 | |
净融资现金流 | | 1,589 | | (226) | | (2,442) | | (40) | | (1,119) | |
公允价值(收益)损失 | | 2,612 | | (3,734) | | — | | — | | (1,122) | |
新的和重新计量的租赁/联合行动应付款 | | — | | — | | 1,579 | | 20 | | 1,599 | |
其他动作 | | 390 | | 77 | | 222 | | (7) | | 682 | |
2020年12月31日 | | 72,664 | | (2,965) | | 9,262 | | 267 | | 79,228 | |
a 货币掉期包括交叉货币利率掉期。
上述融资债务及货币掉期结余并不包括应计利息,其于资产负债表内的其他应收款项及其他应付款项内呈报,而相关现金流量则于集团现金流量表内呈列为经营现金流量。货币掉期于资产负债表“衍生金融工具”一栏内呈报,并为持作买卖衍生工具及指定为公平值对冲关系之衍生工具之子集,详情见附注29。当对冲会计法应用于该等衍生工具时,该等衍生工具会计入上文所示净债务计算中。
27. 租契
该集团租赁了多项资产,作为其活动的一部分。这主要包括石油生产和运营以及天然气和低碳能源部门和零售服务站的钻井平台,客户和产品部门的油库和储油罐,以及整个集团的办公场所和船舶租赁。总租赁组合的加权平均剩余租赁期约为8年份(20208年)。一些租约的付款会随着市场利率或通货膨胀率的变化而变化。某些租约包含剩余价值担保,在某些情况下可能会触发,例如如果租约订立时市值大幅下跌。
下表显示资产负债表所列租赁负债的未贴现现金流出的时间。
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 |
未贴现租赁负债到期现金流: | | | |
1年内 | | 1,949 | | 2,262 | |
1至2年 | | 1,631 | | 1,672 | |
2至3年 | | 1,207 | | 1,340 | |
3至4年 | | 1,005 | | 1,025 | |
4至5年 | | 682 | | 878 | |
5至10年 | | 2,089 | | 2,192 | |
超过10年 | | 1,462 | | 1,515 | |
| | 10,025 | | 10,884 | |
折扣的影响 | | (1,414) | | (1,622) | |
截至12月31日的租赁负债 | | 8,611 | | 9,262 | |
其中--当前 | | 1,747 | | 1,933 | |
-非当前 | | 6,864 | | 7,329 | |
由于施工准备时间或为确保未来的运营要求,集团可能会在控制标的资产之前若干年达成租赁安排。截至2021年12月31日尚未开始的未来承租的未贴现总额为#美元。4,996百万美元(2020年美元)5,309(亿美元)。这一未来承诺的大部分涉及从2023年起为Greater Tortue Ahmeyim项目服务的浮动液化天然气船。
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 |
租赁负债中所列金额的现金流出总额a | | 2,372 | | 2,779 | |
不包括在租赁负债中的可变付款费用a | | 37 | | 41 | |
短期租赁费用a | | 409 | | 621 | |
本期间使用权资产的增加额 | | 1,807 | | 1,714 | |
(亏损)销售和回租交易的收益 | | (1) | | 187 | |
a未计入租赁负债的金额的现金流出与上文披露的损益表支出大致相同。
使用权资产及折旧之分析载于附注11。租赁利息开支的分析载于附注6。
28. 金融工具与金融风险因素
每类金融工具的会计分类及其账面金额如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
在2021年12月31日 | | 注意事项 | | 按摊销成本计量 | 强制性通过损益按公允价值计量 | 衍生对冲工具 | 总运载量 金额 |
金融资产 | | | | | | | |
其他投资 | | 17 | | | — | | 2,824 | | — | | 2,824 | |
贷款 | | | | 1,045 | | 232 | | — | | 1,277 | |
贸易和其他应收款 | | 19 | | | 27,191 | | — | | — | | 27,191 | |
衍生金融工具 | | 29 | | | — | | 12,402 | | 348 | | 12,750 | |
现金和现金等价物 | | 24 | | | 27,107 | | 3,574 | | — | | 30,681 | |
金融负债 | | | | | | | |
贸易和其他应付款 | | 21 | | | (58,660) | | — | | — | | (58,660) | |
衍生金融工具 | | 29 | | | — | | (13,456) | | (465) | | (13,921) | |
应计项目 | | | | (6,606) | | — | | — | | (6,606) | |
租赁负债 | | 27 | | | (8,611) | | — | | — | | (8,611) | |
融资债务 | | 25 | | | (61,176) | | — | | — | | (61,176) | |
| | | | (79,710) | | 5,576 | | (117) | | (74,251) | |
28.金融工具和金融风险因素—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
2020年12月31日 | | 注意事项 | | 按摊销成本计量 | 强制性通过损益按公允价值计量 | 衍生对冲工具 | 总运载量 金额 |
金融资产 | | | | | | | |
其他投资 | | 17 | | | — | | 3,079 | | — | | 3,079 | |
贷款 | | | | 929 | | 369 | | — | | 1,298 | |
贸易和其他应收款 | | 19 | | | 20,252 | | — | | — | | 20,252 | |
衍生金融工具 | | 29 | | | — | | 10,049 | | 2,698 | | 12,747 | |
现金和现金等价物 | | 24 | | | 24,905 | | 6,206 | | — | | 31,111 | |
金融负债 | | | | | | | |
贸易和其他应付款 | | 21 | | | (44,960) | | — | | — | | (44,960) | |
衍生金融工具 | | 29 | | | — | | (8,320) | | (82) | | (8,402) | |
应计项目 | | | | (5,502) | | — | | — | | (5,502) | |
租赁负债 | | 27 | | | (9,262) | | — | | — | | (9,262) | |
融资债务 | | 25 | | | (72,664) | | — | | — | | (72,664) | |
| | | | (86,302) | | 11,383 | | 2,616 | | (72,303) | |
融资债务之公平值载于附注25。就国际财务报告准则第9号范围内的所有其他金融工具而言,账面值为公允价值或与公允价值相若。
分类为按公平值计入损益计量之衍生金融资产及金融负债之收益及亏损资料载于附注29之衍生收益及亏损一节。分类为按公平值计入损益之其他资产及负债之公平值收益及亏损合共收益净额为1000,000元627百万元(2020年净收益367(亿美元)。股息收入为$11百万美元(2020年美元)17于其他收入内呈列—见附注6。
金融工具产生的利息收入及开支于附注6披露。
金融风险因素
本集团承受自然业务风险及使用金融工具所产生的多项不同财务风险,包括与商品价格有关的市场风险、外币汇率及利率、信贷风险及流动资金风险。
集团财务风险委员会(GFRC)为首席财务官(CFO)提供建议,首席财务官负责监督这些风险的管理。GFRC由首席财务官担任主席,由一组高级管理人员组成,包括执行副总裁、贸易和航运以及SVPS财务、税务、会计报告控制以及规划和业绩管理。该委员会的目的是就集团的财务风险和适当的财务风险管治架构提供意见。该委员会向首席财务官和首席执行官(CEO)提供保证,并通过首席执行官向董事会保证,集团的财务冒险活动受适当的政策和程序管理,并根据集团政策和集团风险偏好识别、衡量和管理财务风险。
该集团在石油、天然气、液化天然气和电力市场的交易活动在交易和航运业务中进行管理。财政部在金融市场持有外汇和利率产品,以对冲与债务和混合债券发行相关的集团敞口;这些活动的合规、控制和风险管理流程在国库业务内进行管理。金融市场内的所有其他外汇和利率活动也在交易和航运业务内进行,也得到BP交易和航运业务活动共同的合规、控制和风险管理基础设施的支持。所有衍生品活动都由拥有适当技能、经验和监督的专业团队进行。这些团队受到严密的财务和管理控制。
贸易和航运业务维持正式的治理程序,对与贸易活动相关的市场风险、信用风险和操作风险进行监督。政策和风险委员会批准风险价值授权、审查事件并验证与风险相关的政策、方法和程序。承诺委员会批准新产品、工具、战略和重大承诺的交易。
此外,贸易和航运业务在下文更全面描述的控制框架下进行出于风险管理目的的衍生品活动。
(一)市场风险
市场风险指可能的市价变动及其对业务未来表现的影响所产生的风险或不确定性。本集团面临的主要商品价格风险包括石油、天然气和电力价格,这些价格可能对本集团金融资产、负债或预期未来现金流量的价值产生不利影响。该集团在一个成熟的创业交易业务中进入衍生品。此外,本集团已制定监控框架,旨在管理若干自然业务风险所固有的波动性。根据监控框架,本集团就风险管理目的使用衍生工具进行多项交易。
市场风险的主要组成部分是商品价格风险、外币汇率风险和利率风险,下文将对每一种风险进行讨论。
(一)商品价格风险
该集团的贸易和航运业务负责为整个原油、石油产品、天然气、液化天然气和电力供应链提供价值。因此,除了优化实物储存、管道和运输能力外,它还定期签订现货和定期实物商品合同。该等活动使本集团承受商品价格风险,有关风险乃透过订立石油及天然气及电力掉期、期权及期货进行管理。
本集团采用基于蒙特卡洛模拟模型的风险值技术,计量流动期内交易头寸产生的市场风险。该等技术在95%置信水平内,对市场价格在一天持有期内可能出现的未来变动所产生的市场风险进行统计评估。于流通期发生之交易活动须受每项交易活动及所有交易活动总和之风险值及其他限额所规限。计算流动期内潜在价值变动时会考虑持仓、历史价格变动及该等价格变动之相关性。我们会根据实际公允价值变动定期检讨模型,以确保其完整性,
28.金融工具和金融风险因素—续
维护好了。 风险价值计量辅以压力测试及情景分析,模拟若干实际、经济及地缘政治情景对财务影响。于2021年12月31日,流动期合计交易头寸的风险价值计量为美元。100百万美元(2020年美元)40百万美元),而该期间的平均在险价值为#美元。64百万美元(2020年美元)56百万)。这一措施纳入了分散投资的效果,反映了整个交易组合的抵消风险。 替代措施被用来监测流动期以外的风险敞口,以及风险价值技术不适合的风险敞口。
(Ii)外币兑换风险
由于BP的业务遍及全球,外币汇率的波动可能会对集团公布的业绩和未来的支出承诺产生重大影响。大多数汇率波动的影响通过改变成本竞争力、市场对汇率变动的调整滞后以及具体交易中计入的换算差异,被吸收在企业经营业绩中。因此,汇率波动的总影响不能在集团的报告业绩中单独识别。该集团现金流的主要基础经济货币是美元。这是因为BP的主要产品石油在国际上是以美元计价的。BP的外汇管理政策是限制汇率对美元汇率变动带来的经济和重大交易敞口。该集团集中协调外汇兑换风险的处理,方法是尽可能消除自然发生的相反风险,然后管理任何重大的剩余外汇兑换风险。
本集团的大部分借贷均以美元或以美元对冲。于二零二一年十二月三十一日,未兑换为美元的外币借款总额为100万美元。211百万美元(2020年美元)321百万)。该集团还发行了欧元、英镑和美元的永久次级混合债券。虽然该等工具的合约条款容许本集团无限期延迟支付息票及偿还本金,但本集团已选择将与非美元混合债券有关的外币风险管理至其各自的首次认购期。
本集团透过不断检讨外币经济风险价值,以管理剩余外币净风险,并致力管理该等风险,以将12个月外币风险价值控制在美元以下。4001000万美元。在过去的任何时候三年风险价值是否超过了最大风险限额。我们会持续评估集团的外币风险,以反映套期保值要求。
年内,对冲会计已应用于极有可能预测资本开支承担之外币风险。本集团通过使用远期货币来确定非美元供应品的美元成本,用于极有可能的预测资本开支。于2021年12月31日,最重要的未平仓合约为美元55百万英镑(2020年美元124百万英镑)。
如果该集团出于创业交易目的而签订外币兑换合同,则该活动将使用上文(I)大宗商品价格风险中解释的交易风险值技术进行控制。
(iii)利率风险
英国石油公司亦面临利率风险,因为利率变动可能会影响未来现金流量或其金融工具(主要是金融债务)的公平价值。本集团根据市场机会以多种货币发行债务及混合债券,同时使用衍生工具将经济风险转换为浮动利率基准,主要转换为浮动美元,但在某些特定情况下,部分债务维持美元固定利率风险。于二零二一年十二月三十一日,浮息债务扣除利率掉期的比例为 41占未偿金融债务总额的百分比(2020年 45%).于二零二一年十二月三十一日,金融债务的加权平均利率为 3% (2020 3%),固定利率债务的加权平均期限为十二年 (2020 八年).
该集团的盈利对该集团已转换为浮动利率的金融债务部分的利率变动很敏感。倘适用于该等浮息工具之利率于二零二二年一月一日变动一个百分点,估计本集团于二零二二年之融资成本将变动约$251百万美元(2020年美元)330百万)。
英国石油公司面临基准利率部分;主要是3个月美元LIBOR。自二零二一年十二月三十一日起,部分美元LIBOR年期及所有欧元、英镑及瑞士法郎LIBOR年期停止公布。其余美元LIBOR期限,包括3个月美元LIBOR,将继续公布至2023年6月.
于二零二零年十月,国际掉期及衍生工具协会(ISDA)公布其后备协议,其中载有倘实体及其对手方遵守该协议,则修订衍生工具合约的条款。该协议的定价机制是以公平的市场价值为基础的,英国石油已签署该协议,因为这消除了该集团任何利率和跨货币利率互换合同的过渡不确定性。监管机构一直鼓励市场参与者转向新的无风险利率,以增加市场活动和流动性,因为他们不再使用LIBOR。英国石油公司会继续监察过渡期间的监管和市场发展。
2021年,英国石油公司内部银行同业拆息改革工作组继续监测市场发展,并管理向替代基准利率的过渡。工作组已识别与现有利率基准挂钩的金融工具,主要为借贷及衍生合约。于二零二一年十二月三十一日,涉及欧元、英镑及瑞郎的金融工具及相关协议已过渡至其他基准。于二零二一年十二月三十一日,账面值为美元的融资债务2,062 1000万美元及衍生品,面值为美元24,088 1000万美元面临美元LIBOR风险,预计将过渡到替代基准利率。衍生工具包括对冲融资债务及混合债券的相关衍生工具合约,所有该等合约均由ISDA后备协议涵盖。就融资债务而言,与相关对手方的磋商仍在进行中,预期于二零二三年六月底前过渡。任何在2023年6月底之前未积极过渡的衍生品将通过ISDA协议进行过渡。新合约根据新的无风险利率执行。工作组继续执行所需的相关信息技术和业务要求。英国石油公司继续参与致力于利率基准改革的外部委员会和工作队。
(B)信贷风险
信贷风险指客户或金融工具对手方未能履行或未能支付应付款项而导致本集团财务亏损之风险,该风险来自现金及现金等价物、衍生金融工具及金融机构存款,主要来自客户有关未偿还应收款项之信贷风险。信贷风险亦与集团公司发出的担保有关,根据该担保,于二零二一年十二月三十一日,资产负债表确认的未偿还风险增量为美元。1,407百万美元(2020年美元)1,405就合营企业及联营公司的负债及$694百万美元(2020年美元)6611000万元)的其他第三方的责任。到期日各不相同,担保将于付款及/或取消债务时终止。一般而言,担保合同下的付款将因被担保方未能履行其担保所涵盖的义务而触发。
28.金融工具和金融风险因素—续
本集团设有经首席财务官批准的信贷政策,旨在确保本集团内有一致的程序以计量及控制信贷风险。信贷风险被视为经营业务风险回报平衡的一部分。于订立任何业务合约时,会考虑有关安排使本集团承受信贷风险的程度。该政策的主要要求包括将信贷审批权限与任何获授权产生信贷风险的销售、市场推广或交易团队分开;建立信贷系统及程序,以确保所有对手方风险均获评级,并确保所有对手方风险及限额均获监察及报告;以及及时识别及报告任何未经批准的信贷风险及信贷亏损。虽然各分部负责其本身的信贷风险管理及报告,与集团政策一致,库务则拥有集团范围的信贷风险授权及监察银行及金融机构风险的责任。
为进行财务报告,该集团根据该集团面临信用风险的最长合同期计算预期损失准备金。应收贸易账款确认终身预期信贷损失,与大部分金融资产按摊余成本计量相关的信贷风险被认为是低的。由于该集团几乎所有范围内金融资产的期限都不到12个月,因此12个月预期信贷损失与终身预期信贷损失之间的衡量没有显着差异。财务担保合同的预期损失准备金通常低于其初始公允价值,酌情减去摊销。当有合理和可支持的证据表明发生了对金融资产的估计未来现金流产生不利影响的一个或多个事件时,金融资产被视为信贷减值。这包括关于交易对手的重大财务困难;违约;由于与交易对手的财务困难有关的经济或合同原因而给予交易对手的特许权,否则不会被考虑的可观察数据;交易对手很可能进入破产或其他财务重组,或由于财务困难而消失的金融资产的活跃市场。该组织还应用了一个可推翻的推定,即当合同付款逾期超过30天时,一项资产的信用受损。如本集团并无合理期望收回全部或部分金融资产,例如所有收回到期款项的合法途径均已用尽,则该金融资产(或相关部分)将予以注销。
对预期信贷损失的衡量是违约概率、违约造成的损失(即如果发生违约则收回损失后的损失幅度)和违约风险敞口(即资产的账面价值)的函数。该集团根据被确定为可预测损失风险的数据,对风险敞口分配信用风险评级,包括但不限于外部评级。根据历史、当前和未来市场数据得出的违约概率由信用风险评级分配,给定违约的损失基于历史经验和按风险敞口类型应用的相关市场和学术研究。采用经验丰富的信用判断,以确保违约概率反映与集团风险敞口相关的信用风险。当信用增强被认为是相关资产的组成部分时,将减少集团在违约情况下的信用损失的信用增强被反映在计算中。
与金融资产相关的最大信贷风险等于账面值。本集团不打算完全消除信贷风险,惟预期会出现一定程度的信贷亏损。于二零二一年十二月三十一日,本集团已实施信贷提升措施,旨在减轻约$9.5亿美元(2020年美元5.4亿美元)的信用风险,其中约7.5亿美元(2020年美元4.900亿美元)与国际财务报告准则9‘S减值要求范围内的资产有关。信用增强措施包括备用和跟单信用证、银行担保、保险和留置权,这些通常是向具有投资级信用评级的金融机构购买的,或者是对相关应收款交易对手持有的资产的留置权。报告定期编制并提交给GFRC,涵盖集团的总体信用风险敞口和预期亏损趋势、按部门划分的风险敞口以及投资组合的整体质量。
用于监控信贷风险的管理层资料(反映信贷增强措施的影响)显示,须根据国际财务报告准则第9号进行减值检讨的金融资产的风险状况载列如下。
| | | | | | | | | | | |
| | | % |
截至12月31日 | | 2021 | 2020 |
AAA至AA- | | 14 | % | 11 | % |
A+到A- | | 46 | % | 59 | % |
BBB+至BBB- | | 14 | % | 8 | % |
BB+至BB- | | 8 | % | 6 | % |
B+到B- | | 16 | % | 13 | % |
CCC+及以下版本 | | 2 | % | 3 | % |
贸易及其他应收账款的减值准备变动见附注20。
28.金融工具和金融风险因素—续
受抵销、可强制执行的主要净额结算安排和类似协议约束的金融工具
下表显示了按毛额计算的金融资产和负债确认的抵销金额,以及资产负债表中的抵销金额。
表中还列出了根据国际财务报告准则无法抵销的金额,但如果出现某些条件,可以根据总净额结算协议的条款进行净额结算,以及收到或质押的抵押品,以显示该集团的总净敞口。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | 已确认金融资产(负债)总额 | 金额 引爆 | 净资产金额 提交日期: 余额 板材 | 相关金额未抵销 在资产负债表中 | 净资产金额 |
在2021年12月31日 | | 大师 编织成网 安排 | 现金 抵押品 (已收到) 已承诺 |
衍生资产 | | 20,519 | | (7,769) | | 12,750 | | (3,104) | | (414) | | 9,232 | |
衍生负债 | | (21,683) | | 7,769 | | (13,914) | | 3,104 | | — | | (10,810) | |
贸易和其他应收款 | | 17,105 | | (8,104) | | 9,001 | | (1,038) | | (249) | | 7,714 | |
贸易和其他应付款 | | (19,279) | | 8,104 | | (11,175) | | 1,038 | | — | | (10,137) | |
2020年12月31日 | | | | | | | |
衍生资产 | | 14,765 | | (2,019) | | 12,746 | | (2,075) | | (386) | | 10,285 | |
衍生负债 | | (10,414) | | 2,019 | | (8,395) | | 2,075 | | — | | (6,320) | |
贸易和其他应收款a | | 7,772 | | (3,679) | | 4,093 | | (823) | | (122) | | 3,148 | |
贸易和其他应付款a | | (8,836) | | 3,679 | | (5,157) | | 823 | | — | | (4,334) | |
a某些可比较金额已作出修订,以配合资产负债表的列报。
(C)流动性风险
流动性风险是指集团的业务活动可能没有合适的资金来源的风险。该集团的流动资金是由运营单位对其现金和货币需求进行集中管理,并向中央财政职能部门提供预测。除非受到当地法规的限制,一般情况下,子公司将其现金盈余汇聚到财务职能部门,然后该职能部门将安排为其他子公司的需求提供资金,或将任何净盈余投资于市场,或安排必要的外部借款,同时管理集团的整体净货币头寸。
该集团受益于供应商提供的开放式信贷,这些供应商通常按照行业规范以5至60天的付款条件销售产品。英国石油公司利用各种安排来管理其营运资本,并减少现金流的波动。这包括对应收账款的贴现,以及在供应和贸易业务中,在最多60天内管理库存、抵押品和供应商付款条件。
在石油和天然气供应和贸易业务中,客户和供应商利用信用证(LC)融资来降低信用风险和违约风险是正常的做法。因此,在信用和业绩风险可能很大的全球市场上,LCS促进了活跃的交易。与该行业一样,BP经常向一些供应商提供LCS。
该集团已承诺提供合共港币12,575百万美元(2020年美元)11,325百万),允许以最高金额发行LC24-月持续时间。截至2021年12月31日,还有未承诺的担保信用证设施,费用为#美元。4,290百万美元(2020年美元)3,460百万美元),在使用时以库存或应收款作担保。这些设施都是超长的。26国际银行。未承诺的信用证融资只有在任何一方向另一方发出规定的终止通知后才能终止。
在某些情况下,供应商可以选择要求信用证提供商加快付款,以进一步减少他们的风险。BP的付款是根据最初的合同付款条件向信用证的供应商而不是供应商支付的。在2021年12月31日,$9,154百万美元(2020年美元)5,250受制于此等安排的集团贸易应付账款中,有1,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,如果没有这些设施,这可能会导致与供应商重新谈判付款条件,从而缩短结算期。
标准普尔评级对BP的长期信用评级为A-(稳定),穆迪投资者服务评级为A2(稳定),惠誉评级的长期信用评级为A(稳定)。
2021年,$6亿美元(2020年美元14亿)的长期应税债券的发行期限从二十至四十年.此外,本集团发行了美元等值的永久混合债券,0.92000亿美元(2020年)11.930亿美元). 商业票据以具有竞争力的利率发行,以满足需要时的短期借款要求。
作为另一项流动资金措施,集团继续维持适当的现金及现金等价物水平,总额达#美元。30.7 2021年12月31日,亿美元(2020年美元31.1亿美元),主要投资于评级较高的银行或货币市场基金,并可在短期内立即获得。于二零二一年十二月三十一日,本集团有大量未提取借贷融资可用,包括一笔未提取已承诺美元。8.02000亿美元(2020年)10.030亿美元)信贷安排和4.02000亿美元(2020年)7.6100亿美元的备用设施。于二零二一年十二月三十一日,信贷融资及备用融资分别为两年及四年。设施齐全, 27国际银行及其贷款将按事先商定的利率计算。2022年2月,该等设施再延长一年。
有关本集团现金来源及用途的进一步资料,请参阅第342页的流动性及资本资源。
本集团根据附注29所示衍生资产及负债的预期到期日管理衍生合约(衍生对冲工具除外)相关的流动资金风险。除下文所述者外,管理层目前并无预期任何现金流量金额可能有重大差异或可能早于所提供之预期到期日分析。
28.金融工具和金融风险因素—续
下表显示了与融资债务、贸易和其他应付款项及应计项目有关的未贴现现金流出的时间。作为积极管理集团债务组合的一部分,与融资债务有关的现金流可能会从所提供的概况中加速。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 2500万美元 |
| | | | | 2021 | | | | 2020 |
| | 贸易往来和 其他 应付款a | 应计项目 | 金融 债务 | 融资债务利息 | 贸易和 其他 应付款a | 应计项目 | 金融 债务 | 融资债务利息 |
一年内 | | 48,497 | | 5,638 | | 5,370 | | 1,497 | | 33,290 | | 4,650 | | 9,119 | | 1,778 | |
1至2年 | | 1,627 | | 209 | | 4,425 | | 1,341 | | 1,728 | | 157 | | 6,292 | | 1,477 | |
2至3年 | | 1,346 | | 108 | | 5,953 | | 1,204 | | 1,590 | | 184 | | 7,031 | | 1,305 | |
3至4年 | | 1,328 | | 144 | | 5,958 | | 1,047 | | 1,332 | | 87 | | 8,047 | | 1,110 | |
4至5年 | | 1,146 | | 56 | | 5,504 | | 896 | | 1,335 | | 217 | | 6,652 | | 919 | |
5至10年 | | 5,695 | | 218 | | 16,483 | | 2,705 | | 4,570 | | 108 | | 22,156 | | 2,408 | |
超过10年 | | 1,699 | | 233 | | 14,744 | | 1,699 | | 4,419 | | 99 | | 10,008 | | 1,037 | |
| | 61,338 | | 6,606 | | 58,437 | | 10,389 | | 48,264 | | 5,502 | | 69,305 | | 10,034 | |
a2021年包括$13,170百万美元(2020年美元)14,569100万美元)与墨西哥湾漏油事件有关,其中$11,883百万美元(2020年美元)13,160百万美元)在一年以上到期。
下表显示为管理利率及外币兑换风险而订立的衍生金融工具的现金流出时间,不论是否采用对冲会计,均以合约付款日期为基准。作为积极管理集团债务组合的一部分,与相关衍生品相关的现金流可能会从所提供的概况中加速。这些金额反映了总结算额,其中衍生品的支付部分将与接收部分分开结算,就像对冲非美元融资债务或混合债券的交叉货币掉期的情况一样。这些掉期是与高投资级交易对手进行的,因此结算日的风险敞口被认为可以忽略不计。表中未显示与支付部分分开结算的衍生品接收部分的总结算额(流入),总额为#美元。27,048于二零二一年十二月三十一日,百万美元(二零二零年美元)33,704百万美元)将在相关现金流出的同一天收到。
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
12月31日衍生金融工具的现金流出 | | 2021 | 2020 |
一年内 | | 1,497 | | 2,384 | |
1至2年 | | 1,492 | | 1,976 | |
2至3年 | | 2,531 | | 2,017 | |
3至4年 | | 2,053 | | 3,074 | |
4至5年 | | 5,575 | | 2,582 | |
5至10年 | | 8,618 | | 15,263 | |
超过10年 | | 5,365 | | 4,483 | |
| | 27,131 | | 31,779 | |
有关我们衍生金融工具的进一步资料,请参阅附注29。
29. 衍生金融工具
于正常业务过程中,本集团订立衍生金融工具(衍生工具)以管理其与商品价格、外币汇率及利率有关的正常业务风险,包括管理浮动利率与固定利率债务之间的余额,以符合风险管理政策及目标。附注28概述了该集团的财务风险以及与该等风险相关的目标和政策。此外,该集团拥有完善的创业交易业务,与这些活动一起使用一系列类似的合同进行。
有关有关衍生工具估值的重大估计和判断的资料,请参阅附注1内的衍生金融工具。
于截至十二月三十一日止衍生金融工具的公允价值载列如下。
交易所交易衍生工具按交易所于结算日提供的收市价进行估值。这些衍生工具被归类于公允价值层次结构的第一级。交易所交易衍生品通常被认为是通过(通常每天)支付或收到变动保证金来结算的。
场外(OTC)金融掉期、远期和实物商品买卖合约一般使用公开市场上现成的信息以及经纪商和价格指数开发商提供的报价进行估值。这些报价得到市场数据的证实,并被归类于公允价值等级的第二级。
在某些流动性较差的市场,或者对于较长期的合约,远期价格并不那么容易获得。在这种情况下,场外金融互换和实物商品买卖合同使用内部开发的方法进行估值,这些方法考虑了各种商品之间的历史关系,从而得出管理层对公允价值的最佳估计。这些合同被归类在公允价值等级的第三级。
29.衍生金融工具--续
金融场外交易和实物商品期权的估值采用行业标准模型,该模型考虑了各种假设,包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素、标的工具的合同价格以及其他相关经济因素。这些投入在远期市场中可观察到的程度决定了期权属于公允价值等级的第二级还是第三级。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 百万美元 |
| | | 2021 | | 2020 |
| | 公允价值 资产 | 公允价值 责任 | 公允价值 资产 | 公允价值 责任 |
持有衍生品以供交易 | | | | | |
货币衍生品 | | 272 | | (643) | | 858 | | (694) | |
油价衍生品 | | 2,192 | | (1,567) | | 1,519 | | (1,093) | |
天然气价格衍生品 | | 6,823 | | (8,273) | | 6,406 | | (5,489) | |
电价衍生品 | | 3,105 | | (2,966) | | 1,258 | | (1,037) | |
其他衍生品 | | 10 | | — | | 7 | | — | |
| | 12,402 | | (13,449) | | 10,048 | | (8,313) | |
嵌入导数 | | | | | |
| | | | | |
其他嵌入衍生品 | | — | | (7) | | 1 | | (7) | |
| | — | | (7) | | 1 | | (7) | |
现金流对冲 | | | | | |
货币远期 | | 1 | | — | | 4 | | — | |
| | | | | |
天然气价格期货 | | — | | — | | — | | — | |
| | 1 | | — | | 4 | | — | |
公允价值对冲 | | | | | |
货币互换 | | 326 | | (465) | | 2,614 | | (82) | |
利率互换 | | 21 | | — | | 80 | | — | |
| | 347 | | (465) | | 2,694 | | (82) | |
| | 12,750 | | (13,921) | | 12,747 | | (8,402) | |
其中--当前 | | 5,744 | | (7,565) | | 2,992 | | (2,998) | |
-非当前 | | 7,006 | | (6,356) | | 9,755 | | (5,404) | |
持有衍生品以供交易
该集团维持着各种衍生品的活跃交易头寸。这些合同可能是出于风险管理、满足供应要求或创业交易的目的而订立的。某些合同被归类为持有以供交易,无论其最初的业务目标如何,并按公允价值确认,公允价值的变化在损益表中确认。交易活动是通过组合使用一系列合同类型,通过在市场、地点和时间段之间套利价格来创造增量收益。如附注28所述,这些风险敞口的净值使用市场风险价值技术进行监测。
下表显示了为交易目的持有的衍生品和其他金融工具的公允价值的进一步信息。
持有用于交易的衍生资产具有以下公允价值和到期日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | 2021 |
| | 不到 1年 | 1-2年 | 2-3年 | 3-4年 | 4-5年 | 完毕 5年 | 总计 |
货币衍生品 | | 168 | | 52 | | 1 | | 1 | | — | | 50 | | 272 | |
油价衍生品 | | 1,544 | | 429 | | 167 | | 47 | | 4 | | 1 | | 2,192 | |
天然气价格衍生品 | | 2,678 | | 847 | | 547 | | 456 | | 368 | | 1,927 | | 6,823 | |
电价衍生品 | | 1,322 | | 553 | | 285 | | 174 | | 124 | | 647 | | 3,105 | |
其他衍生品 | | — | | 7 | | — | | — | | — | | 3 | | 10 | |
| | 5,712 | | 1,888 | | 1,000 | | 678 | | 496 | | 2,628 | | 12,402 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | 2500万美元 |
| | | | | | | | 2020 |
| | 少于 1年 | 1-2年 | 2-3年 | 3-4年 | 4-5年 | 完毕 5年 | 总计 |
货币衍生品 | | 153 | | 9 | | 3 | | 2 | | 2 | | 689 | | 858 | |
油价衍生品 | | 1,159 | | 197 | | 90 | | 63 | | 7 | | 3 | | 1,519 | |
天然气价格衍生品 | | 1,210 | | 731 | | 596 | | 525 | | 476 | | 2,868 | | 6,406 | |
电价衍生品 | | 425 | | 223 | | 161 | | 107 | | 76 | | 266 | | 1,258 | |
其他衍生品 | | — | | — | | 7 | | — | | — | | — | | 7 | |
| | 2,947 | | 1,160 | | 857 | | 697 | | 561 | | 3,826 | | 10,048 | |
29.衍生金融工具--续
持有用于交易的衍生工具负债具有以下公允价值和到期日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | 2021 |
| | 少于 1年 | 1-2年 | 2-3年 | 3-4年 | 4-5年 | 完毕 5年 | 总计 |
货币衍生品 | | (191) | | (2) | | (13) | | (5) | | (173) | | (259) | | (643) | |
油价衍生品 | | (1,340) | | (179) | | (39) | | (7) | | (2) | | — | | (1,567) | |
天然气价格衍生品 | | (4,551) | | (1,053) | | (460) | | (351) | | (282) | | (1,576) | | (8,273) | |
电价衍生品 | | (1,485) | | (601) | | (211) | | (135) | | (92) | | (442) | | (2,966) | |
| | (7,567) | | (1,835) | | (723) | | (498) | | (549) | | (2,277) | | (13,449) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | 2020 |
| | 少于 1年 | 1-2年 | 2-3年 | 3-4年 | 4-5年 | 完毕 5年 | 总计 |
货币衍生品 | | (502) | | (117) | | (11) | | (1) | | — | | (63) | | (694) | |
油价衍生品 | | (1,000) | | (83) | | (9) | | (1) | | — | | — | | (1,093) | |
天然气价格衍生品 | | (1,095) | | (595) | | (479) | | (422) | | (348) | | (2,550) | | (5,489) | |
电价衍生品 | | (345) | | (184) | | (126) | | (81) | | (68) | | (233) | | (1,037) | |
| | (2,942) | | (979) | | (625) | | (505) | | (416) | | (2,846) | | (8,313) | |
下表载列按到期期及按公允价值估计方法分析的持有作交易用途的衍生资产及衍生负债的公允价值。这一信息是按总额列报的,也就是在按交易对手结算之前列报。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | 2021 |
| | 少于 1年 | 1-2年 | 2-3年 | 3-4年 | 4-5年 | 完毕 5年 | 总计 |
衍生资产的公允价值 | | | | | | | | |
1级 | | 63 | | 25 | | 4 | | 6 | | 1 | | — | | 99 | |
2级 | | 11,418 | | 1,957 | | 631 | | 298 | | 139 | | 102 | | 14,545 | |
3级 | | 888 | | 600 | | 510 | | 416 | | 382 | | 2,731 | | 5,527 | |
| | 12,369 | | 2,582 | | 1,145 | | 720 | | 522 | | 2,833 | | 20,171 | |
减去:按交易对手进行净额结算 | | (6,657) | | (694) | | (145) | | (42) | | (26) | | (205) | | (7,769) | |
| | 5,712 | | 1,888 | | 1,000 | | 678 | | 496 | | 2,628 | | 12,402 | |
衍生负债的公允价值 | | | | | | | | |
1级 | | (57) | | (28) | | (4) | | (8) | | (2) | | — | | (99) | |
2级 | | (13,646) | | (2,189) | | (575) | | (251) | | (305) | | (216) | | (17,182) | |
3级 | | (521) | | (312) | | (289) | | (281) | | (268) | | (2,266) | | (3,937) | |
| | (14,224) | | (2,529) | | (868) | | (540) | | (575) | | (2,482) | | (21,218) | |
减去:按交易对手进行净额结算 | | 6,657 | | 694 | | 145 | | 42 | | 26 | | 205 | | 7,769 | |
| | (7,567) | | (1,835) | | (723) | | (498) | | (549) | | (2,277) | | (13,449) | |
公允价值净值 | | (1,855) | | 53 | | 277 | | 180 | | (53) | | 351 | | (1,047) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | 2500万美元 |
| | | | | | | | 2020 |
| | 不到 1年 | 1-2年 | 2-3年 | 3-4年 | 4-5年 | 完毕 5年 | 总计 |
衍生资产的公允价值 | | | | | | | | |
1级 | | 48 | | 9 | | 15 | | 3 | | 5 | | 1 | | 81 | |
2级 | | 3,342 | | 858 | | 367 | | 212 | | 100 | | 709 | | 5,588 | |
3级 | | 739 | | 546 | | 552 | | 520 | | 493 | | 3,548 | | 6,398 | |
| | 4,129 | | 1,413 | | 934 | | 735 | | 598 | | 4,258 | | 12,067 | |
减去:按交易对手进行净额结算 | | (1,182) | | (253) | | (77) | | (38) | | (37) | | (432) | | (2,019) | |
| | 2,947 | | 1,160 | | 857 | | 697 | | 561 | | 3,826 | | 10,048 | |
衍生负债的公允价值 | | | | | | | | |
1级 | | (55) | | (9) | | (13) | | (3) | | (5) | | (1) | | (86) | |
2级 | | (3,577) | | (809) | | (263) | | (136) | | (41) | | (79) | | (4,905) | |
3级 | | (492) | | (414) | | (426) | | (404) | | (407) | | (3,198) | | (5,341) | |
| | (4,124) | | (1,232) | | (702) | | (543) | | (453) | | (3,278) | | (10,332) | |
减去:按交易对手进行净额结算 | | 1,182 | | 253 | | 77 | | 38 | | 37 | | 432 | | 2,019 | |
| | (2,942) | | (979) | | (625) | | (505) | | (416) | | (2,846) | | (8,313) | |
公允价值净值 | | 5 | | 181 | | 232 | | 192 | | 145 | | 980 | | 1,735 | |
29.衍生金融工具--续
3级衍生品
下表显示年内在公允价值层次第三级内为交易目的而持有的衍生工具的公允价值净值变动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | 油 价格 | 天然气 价格 | 电源 价格 | 货币 | 其他 | 总计 |
于二零二一年一月一日之公平值合约 | | 191 | | 147 | | (173) | | 5 | | 6 | | 176 | |
在损益表中确认的损益 | | 302 | | 410 | | 407 | | (159) | | 1 | | 961 | |
| | | | | | | |
购买 | | — | | — | | — | | — | | 3 | | 3 | |
聚落 | | (248) | | (33) | | (115) | | — | | — | | (396) | |
转出级别3 | | (46) | | 10 | | (79) | | — | | — | | (115) | |
于二零二一年十二月三十一日的合约公允价值净额 | | 199 | | 534 | | 40 | | (154) | | 10 | | 629 | |
递延首日收益(亏损) | | | | | | | 961 | |
衍生资产(负债) | | | | | | | 1,590 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | 百万美元 |
| | 油 价格 | 天然气 价格 | 电源 价格 | 货币 | 其他 | 总计 |
于二零二零年一月一日之公平值合约 | | 71 | | 28 | | (125) | | — | | 110 | | 84 | |
在损益表中确认的损益 | | 250 | | 184 | | 162 | | 5 | | (71) | | 530 | |
| | | | | | | |
销售额 | | — | | — | | — | | — | | (32) | | (32) | |
聚落 | | (135) | | (22) | | (189) | | — | | — | | (346) | |
转出级别3 | | 5 | | (43) | | (21) | | — | | (1) | | (60) | |
于二零二零年十二月三十一日的合约公允价值净额 | | 191 | | 147 | | (173) | | 5 | | 6 | | 176 | |
递延首日收益(亏损) | | | | | | | 881 | |
衍生资产(负债) | | | | | | | 1,057 | |
于本年度收益表确认的与于二零二一年十二月三十一日仍持有的第三级持作买卖衍生工具有关的金额为美元。755百万收益(2020年$315于二零二零年十二月三十一日仍持有之衍生工具相关收益,百万港元)。
衍生品损益
本集团订立衍生工具合约,包括期货、期权、掉期及若干远期买卖及远期买入合约,涉及货币及商品交易活动。为风险管理、优化活动和创业交易而订立的合同会产生收益或损失。它们还发生在集团正常采购或销售活动的某些合同上,但根据会计准则要求进行公允估值。这些损益包括在损益表中的销售和其他营业收入中。本行项目还包括为交易目的持有的存货的损益。与所有这些项目有关的总额为净收益#美元。4,466万该数字不包括未根据国际财务报告准则确认的合同(如运输和仓储合同)价值变动产生的损益,但包括相关的财务结算合同。因此,与该等衍生合约及所有相关项目有关的实际收益及亏损净额与上文披露的金额有重大差异。
本集团亦订立与外汇风险管理活动有关的衍生工具合约,包括本集团为管理非美元混合债券至其各自首个赎回期的外汇风险而订立的合约。这些合同未实现价值的变动为净损失2000美元,775百万美元(2020年美元)829百万美元净收益和2019年$160净收益百万)。倘衍生工具为经济对冲融资债务,则该等衍生工具合约之收益及亏损计入二零二一年之融资成本及过往期间之生产及制造费用。倘衍生工具管理非美国混合债券风险,收益及亏损计入生产及制造开支。倘该等收益及亏损来自衍生工具对冲融资债务,则大部分由重新换算相关非美元债务的相反外汇差额净额抵销。因此,与该等衍生合约及所有相关项目有关的实际收益及亏损净额与上文披露的金额有重大差异。
现金流对冲
(I)极有可能预测非经常开支的外币风险
于二零二一年十二月三十一日,本集团持有指定为现金流量对冲工具的远期货币,涉及极有可能预测非美元资本开支的现金流量对冲关系。附注28概述本集团的外汇风险管理方针。当指定为对冲项目的极有可能预测资本开支发生时,非金融资产予以确认,并于资产负债表的固定资产部分呈列。
该集团声称,根据修正现货汇率因素波动的策略,对冲只对货币敞口的现货价值进行会计处理。可归因于远期点数和外币基差的工具的公允价值立即计入损益表。
在被套期保值项目与套期保值工具之间存在经济关系的情况下,本集团适用套期保值会计。经济关系的存在在一开始就通过比较套期保值工具的关键条款和被套期保值项目的关键条款来确定。该集团按1:1的对冲比率订立与对冲项目的货币和名义相匹配的对冲衍生品。套期保值比率是通过比较衍生产品的名义金额与预测交易中指定的名义金额来确定的。该集团决定在每个项目的基础上对极有可能的资本支出进行对冲的程度。
该小组查明了以下无效来源,预计这些来源不会是实质性的:
•交易对手的信用风险,本集团通过与信用质量高的交易对手进行衍生品交易来缓解交易对手的信用风险;以及
29.衍生金融工具--续
•衍生工具与套期项目在结算时间上的差异。后者影响了在计算套期保值无效时使用的贴现系数。该集团通过应用滚动策略和对稳定经济体的货币对进行对冲,缓解了衍生品和对冲项目在时机上的差异。该集团的现金流对冲指定非常有效,因为已确定的无效来源预计将导致最低限度的对冲无效。
本集团并无将任何净头寸指定为外汇风险现金流对冲项目。
(二)极有可能预测销售的商品价格风险
在此期间,该集团持有Henry Hub NYMEX期货,指定为某些极有可能预测未来销售的现金流对冲关系中的对冲工具。Henry Hub NYMEX期货须按日结算,每日结算日的公允价值须以现金结算,因此在持续的套期保值关系内,这些对冲工具的账面价值在每日结算日始终为零。
该集团受到天然气价格波动的影响,但只对Henry Hub在其BPX Energy业务未来天然气销售中的一定比例的价格变动风险进行了对冲会计处理。
该集团对对冲项目与对冲工具之间存在经济关系的这些极有可能的未来销售应用套期保值会计。经济关系的存在在一开始就通过比较套期保值工具的关键条款和被套期保值项目的关键条款来确定,并具有前瞻性。该集团签订了对冲衍生品,按照1:1的对冲比率与对冲项目的名义金额相匹配。套期保值比率是通过比较衍生工具的名义金额与预测交易中指定的名义金额来确定的。
套期保值非常有效,因为套期保值工具的价格指数与被套期保值项目的价格指数相匹配。该集团没有将任何净头寸指定为大宗商品价格风险现金流对冲中的对冲项目。
下表汇总了用于计算当期无效的套期工具和套期项目的公允价值变动。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 用于计算无效的套期保值工具的公允价值变动 | 用于计算无效的套期项目的公允价值变动 | 对冲在损益中确认的无效性 |
在2021年12月31日 | | | | |
现金流对冲 | | | | |
外汇风险 | | | | |
极有可能预测的非经常开支 | | (1) | | 1 | | — | |
商品价格风险 | | | | |
极有可能的预测销售额 | | (430) | | 430 | | — | |
| | | | |
2020年12月31日 | | | | |
现金流对冲 | | | | |
外汇风险 | | | | |
极有可能预测的非经常开支 | | 4 | | (4) | | — | |
商品价格风险 | | | | |
极有可能的预测销售额 | | 78 | | (78) | | — | |
下表概述了在现金流量对冲关系中被指定为对冲工具的衍生工具的账面金额和名义金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 套期保值工具的账面价值 | 套期保值工具名义金额 |
| | 资产 | 负债 |
在2021年12月31日 | | 百万美元 | 百万美元 | 百万美元 | MMBtu |
现金流对冲 | | | | | |
外汇风险 | | | | | |
极有可能预测的非经常开支 | | 1 | | — | | 55 | | |
商品价格风险 | | | | | |
极有可能的预测销售额 | | — | | — | | | (420) | |
| | | | | |
2020年12月31日 | | | | | |
现金流对冲 | | | | | |
外汇风险 | | | | | |
极有可能预测的非经常开支 | | 4 | | — | | 162 | | |
商品价格风险 | | | | | |
极有可能的预测销售额 | | — | | — | | | (175) | |
所有对冲工具均列于集团资产负债表的衍生金融工具内。
29.衍生金融工具--续
于二零二一年及二零二零年十二月三十一日,与预测资本开支极有可能性的所有对冲工具的名义金额均于相关结算日起计12个月内到期。于二零二一年十二月三十一日,与极有可能预测销售额有关的对冲工具的名义金额 245mmBtu(2020) 135mmBtu)在12个月内到期, 175mmBtu(2020) 40mmBtu)在一至两年内。
下表汇总于十二月三十一日与现金流量对冲关系中指定为对冲工具的衍生工具有关的加权平均汇率及加权平均售价。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 加权平均价格/费率 |
| | 2021 | 2020 | |
12月31日 | | 预测非经常开支 | | 预测销售额 | 预测非经常开支 | 预测销售额 | |
英镑/美元 | | 1.33 | | | | 1.35 | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
韩元/美元 | | — | | | | 1,174.47 | | | |
| | | | | | | |
Henry Hub$/mm Btu | | | | 3.24 | | | 2.88 | | |
公允价值对冲
于二零二一年十二月三十一日,本集团持有利率及跨货币利率掉期合约,作为集团发行固定利率债务所产生的利率风险及外币风险的公允价值对冲。附注28概述集团在利率及外币兑换风险管理方面的做法。利率互换用于将美元计价的固定利率借款转换为浮动利率债务。交叉货币利率互换用于将英镑、欧元、瑞士法郎、加拿大元和挪威克朗计价的固定利率借款转换为美元浮动利率债务。该集团管理所有来自债务发行的风险,例如信用风险,然而,该集团仅对利率和外币风险的某些组成部分应用对冲会计,以将对冲无效降至最低。利率和外币风险是在逐个工具的基础上确定和对冲的。对于利率风险,该集团仅将基准利率部分指定为公允价值对冲。这是利率风险的一个可观察、可可靠衡量的组成部分。
目前所有的公允价值对冲会计关系都直接受到利率基准改革的影响。该集团的参考利率掉期主要暴露于3个月美元LIBOR。对于所有参考银行间同业拆借利率(IBOR)的掉期交易,随着BP及其交易对手遵守协议,ISDA已有备用条款,以修改停止LIBOR时的衍生品。适用对冲工具的名义金额代表BP管理的以公允价值对冲关系指定的、直接受利率基准改革影响的金融衍生品的风险敞口程度。这些信息在下表中披露。利率基准改革没有改变公允价值套期保值的风险管理策略。
围绕从ibor向替代无风险利率(RFR)过渡的方法和时间的不确定性,可能会影响对套期保值会计是否可以应用于某些对冲关系的评估。然而,国际财务报告准则第9号提供的临时救济使英国石油公司能够假定,在围绕改革出现重大不确定性的情况下:
•公允价值对冲的利率基准部分只需在初始指定时评估为可单独识别;以及
•利率基准不为评估被套期保值项目与公允价值套期保值工具之间的经济关系而改变。
上述宽免将继续适用,直至利率基准改革所产生的有关集团面临的相关现金流的时间和金额的不确定性结束为止。该集团预计,这种不确定性将持续到2023年6月ISDA备用条款被激活,或者参考IBOR的合约被修改,以无风险利率取代IBOR基准利率。该小组的假设是,对掉期的任何修改都将满足经济上同等的标准,合同上的更改仅限于将基准利率替换为无风险利率所必需的更改。
到2021年12月31日,英国石油公司继续监测监管和市场发展,同时管理合同过渡。
对于外币风险,本集团不包括交叉货币利率掉期中隐含的外币基础利差部分。此乃于对冲指定时分开计算,于对冲存续期内于其他全面收益中确认,并根据本集团的对冲成本政策,按直线法摊销至损益表。
在被套期保值项目与套期保值工具之间存在经济关系的情况下,本集团适用套期保值会计。经济关系的存在最初是通过比较套期保值工具和被套期保值项目的关键条款来确定的,并使用线性回归分析对其进行前瞻性评估。该集团发行固定利率债券,并以1:1的对冲比率进行利率和交叉货币利率互换,其关键条款与债务相匹配。套期保值比率是通过比较衍生产品的名义金额和债务的名义金额来确定的。对冲关系是针对债务的全部期限和名义价值指定的。套期保值工具和套期保值项目预计都将持有至到期。
该小组查明了以下无效来源,预计这些来源不会是实质性的:
•未被套期保值项目抵消的衍生品交易对手的信用风险。只有与信用质量高的交易对手进行衍生品交易,才能降低这种风险;以及
•被套期保值项目和衍生工具之间对利率的敏感性。这是由工具和债券之间支付频率的差异推动的。
29.衍生金融工具--续
下表概述期内对冲工具及用于计算无效性之对冲项目之公平值变动。本表所列公平值变动之标志惯例与附注26所列者一致。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 用于计算无效的套期保值工具的公允价值变动 | 用于计算无效的套期项目的公允价值变动 | 对冲在损益中确认的无效性 |
在2021年12月31日 | |
公允价值对冲 | | | | |
金融债务的利率风险 | | 54 | | (54) | | — | |
金融债务的利率和外币风险 | | 2,565 | | (2,460) | | (105) | |
| | | | |
2020年12月31日 | | | | |
公允价值对冲 | | | | |
金融债务的利率风险 | | (258) | | 258 | | — | |
金融债务的利率和外币风险 | | (2,743) | | 2,549 | | 194 | |
下表概述按公允价值对冲关系指定为对冲工具的衍生工具于十二月三十一日的账面金额。
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 百万美元 |
| | 套期保值工具的账面价值 | | 套期保值工具名义金额 |
在2021年12月31日 | | 资产 | 负债 |
公允价值对冲 | | | | | |
金融债务的利率风险 | | 21 | | — | | | 1,102 | |
金融债务的利率和外币风险 | | 326 | | (465) | | | 18,880 | |
| | | | | |
2020年12月31日 | | | | | |
公允价值对冲 | | | | | |
金融债务的利率风险 | | 80 | | — | | | 4,104 | |
金融债务的利率和外币风险 | | 2,614 | | (82) | | | 23,313 | |
所有对冲工具均于集团资产负债表之衍生金融工具内呈列。于二零二一年,公平值对冲产生的无效性计入收益表的融资成本内。于二零二零年,公平值对冲产生的无效性已计入收益表的生产及制造开支部分。
下表按基调概述于十二月三十一日在公允价值对冲关系中被指定为对冲工具的衍生工具的面值。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万美元 |
在2021年12月31日 | | | 不到1年 | 1-2年 | 2-3年 | 3-4年 | 4-5年 | 5-10年 | 超过10年 | 总计 |
公允价值对冲 | | | | | | | | | | |
金融债务的利率风险 | | | 713 | | — | | 219 | | — | | 170 | | — | | — | | 1,102 | |
金融债务的利率和外币风险 | | | 715 | | 1,426 | | 2,377 | | 2,114 | | 2,400 | | 4,471 | | 5,377 | | 18,880 | |
| | | | | | | | | | |
2020年12月31日 | | | | | | | | | | |
公允价值对冲 | | | | | | | | | | |
金融债务的利率风险 | | | 2,705 | | 996 | | — | | 227 | | — | | 176 | | — | | 4,104 | |
金融债务的利率和外币风险 | | | 737 | | 1,056 | | 2,039 | | 3,175 | | 2,804 | | 8,587 | | 4,915 | | 23,313 | |
下表汇总于十二月三十一日在公允价值对冲关系中被指定为对冲工具的衍生工具的加权平均浮动利率及加权平均汇率。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
12月31日 | | | 2021 | | 2020 |
| | 利率互换 | 交叉货币利率互换 | 利率互换 | 交叉货币利率互换 |
利率 | | 0.31 | % | 1.91 | % | 0.58 | % | 1.88 | % |
英镑/美元 | | | 1.36 | | 1.33 |
欧元/美元 | | | 1.13 | | 1.14 |
加元/美元 | | | 0.78 | | 0.78 |
29.衍生金融工具--续
下表概述公允价值对冲关系中指定的套期项目于十二月三十一日的账面金额及账面值内计入的累计公允价值调整。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 百万美元 | |
| | 套期保值项目的账面价值 | 计入套期项目账面金额的累计公允价值调整 | |
在2021年12月31日 | | 资产 | 负债 | 资产 | 负债 | 停产的对冲 |
公允价值对冲 | | | | | | | |
金融债务的利率风险 | | — | | (1,170) | | — | | (22) | | (524) | | |
金融债务的利率和外币风险 | | — | | (18,837) | | — | | (94) | | — | | |
| | | | | | | |
2020年12月31日 | | | | | | | |
公允价值对冲 | | | | | | | |
金融债务的利率风险 | | — | | (4,196) | | — | | (81) | | (775) | | |
金融债务的利率和外币风险 | | — | | (23,253) | | — | | (938) | | — | | |
| | | | | | | |
所有公允价值对冲的对冲项目均列示于集团资产负债表的财务负债内。
与对冲会计有关的准备金变动
下表按税前基准按风险类别提供现金流量对冲及对冲储备成本之对账。本表的标识惯例与注释31中所示的一致。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 百万美元 |
| | 现金流对冲准备金 | | | 套期保值准备金成本 | |
| | 极有可能预测的非经常开支 | | 极有可能的预测销售额 | 购买股权a | | | 金融债务的利率和外币风险 | 总计 |
在2021年1月1日 | | 12 | | | 41 | | (651) | | | | (106) | | (704) | |
在其他全面收益中确认 | | | | | | | | | |
按市值计价的现金流对冲 | | 1 | | | (430) | | — | | | | — | | (429) | |
现金流量套期保值重新归入损益表--受套期保值项目影响的损益 | | — | | | 255 | | — | | | | — | | 255 | |
| | | | | | | | | |
按市价计价的套期保值成本 | | — | | | — | | — | | | | (105) | | (105) | |
套期保值成本重新归类到损益表 | | — | | | — | | — | | | | 21 | | 21 | |
| | 1 | | | (175) | | — | | | | (84) | | (258) | |
转移到资产负债表的现金流量对冲 | | (10) | | | — | | — | | | | — | | (10) | |
| | | | | | | | | |
在2021年12月31日 | | 3 | | | (134) | | (651) | | | | (190) | | (972) | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 百万美元 |
| | 现金流对冲准备金 | | | 套期保值准备金成本 | |
| | 极有可能预测的非经常开支 | | 极有可能的预测销售额 | 购买股权a | | | 金融债务的利率和外币风险 | 总计 |
在2020年1月1日 | | (1) | | | — | | (651) | | | | (170) | | (822) | |
在其他全面收益中确认 | | | | | | | | | |
按市值计价的现金流对冲 | | 7 | | | 78 | | — | | | | — | | 85 | |
现金流量套期保值重新归入损益表--受套期保值项目影响的损益 | | — | | | (37) | | — | | | | — | | (37) | |
| | | | | | | | | |
按市价计价的套期保值成本 | | — | | | — | | — | | | | 42 | | 42 | |
套期保值成本重新归类到损益表 | | — | | | — | | — | | | | 22 | | 22 | |
| | 7 | | | 41 | | — | | | | 64 | | 112 | |
转移到资产负债表的现金流量对冲 | | 6 | | | — | | — | | | | — | | 6 | |
| | | | | | | | | |
2020年12月31日 | | 12 | | | 41 | | (651) | | | | (106) | | (704) | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
a 有关购买股权的现金流量对冲储备的进一步资料,请参阅附注31。
年内,几乎所有现金流量对冲储备余额以及从现金流量对冲储备重新分类为损益的所有金额都与持续的对冲关系有关。现金流量对冲准备金中已重新分类为损益的递延金额在损益表的销售和其他营业收入中列报。
套期保值成本指用于对冲集团利率和债务外币风险的套期保值工具的外币基差,这是一个与时间段相关的项目。
30. 催缴股本
截至12月31日的已分配、已催缴和已缴足股本如下:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
已发布 | | 股票 千人 | 百万美元 | 股票 千人 | 百万美元 | 股票 千人 | 百万美元 |
8GB累计第一优先股百分比1每一个a | | 7,233 | | 12 | | 7,233 | | 12 | | 7,233 | | 12 | |
9GB累计第二优先股百分比1每一个a | | 5,473 | | 9 | | 5,473 | | 9 | | 5,473 | | 9 | |
| | | 21 | | | 21 | | | 21 | |
普通股25一分钱一张 | | | | | | | |
1月1日 | | 21,449,782 | | 5,362 | | 21,535,840 | | 5,383 | | 21,525,464 | | 5,381 | |
就以股代息计划发行新股 | | — | | — | | — | | — | | 208,927 | | 52 | |
为员工股份支付计划发行新股 | | 35,001 | | 9 | | 34,000 | | 9 | | 37,400 | | 9 | |
| | | | | | | |
回购普通股股本 | | (706,701) | | (177) | | (120,058) | | (30) | | (235,951) | | (59) | |
截至12月31日 | | 20,778,082 | | 5,194 | | 21,449,782 | | 5,362 | | 21,535,840 | | 5,383 | |
| | | 5,215 | | | 5,383 | | | 5,404 | |
a 的名义金额8累计第一优先股百分比和9可随时发行的累计第二优先股比例不得超过GB10,000,000对于每一类优先股。
对提交给股东大会的实质性决议的投票是通过投票进行的。在投票中,亲自出席或委托代表出席的股东二就所持第一及第二优先股的面值每5 GB投一票一投票给持有的每一股普通股。在股东大会上对其他决议(程序事项)进行举手表决时,亲自出席或委托代表出席的股东各有一票。
如果公司清盘,优先股股东将有权获得一笔相当于优先股实缴资本的款项,外加一笔应计和未支付的股息,以及相当于(I)较高者的溢价。10优先股已缴足股本的百分比及(Ii)该等股份于过去六个月在伦敦证券交易所的平均市价高于票面价值。
在2021年期间,该公司回购了707百万股普通股,总代价为$3,151百万美元,包括交易成本$17作为2021年4月27日宣布的股份回购计划的一部分。所有购买的股票都是要注销的。所代表的回购股份3.4普通股股本的%。当回购股票时,发行的股票数量会减少。截至2022年3月1日,即完成这些财务报表前的最后实际可行日期,288另外还回购了1.5亿股普通股以供注销,总成本为#美元。1,5352000万美元,包括交易成本$81000万美元。
国库股a
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股票 千人 | 名义价值 百万美元 | 股票 千人 | 名义价值 百万美元 | 股票 千人 | 名义价值 2500万美元 |
1月1日 | | 1,187,650 | | 296 | | 1,296,856 | | 323 | | 1,426,265 | | 356 | |
用于员工股份计划结算的购买 | | 1,432 | | — | | — | | — | | 1,118 | | — | |
为员工股份支付计划发行新股 | | 35,096 | | 9 | | 34,116 | | 9 | | 37,400 | | 9 | |
为员工股份支付计划重新发行股份 | | (86,721) | | (22) | | (143,322) | | (36) | | (167,927) | | (42) | |
截至12月31日 | | 1,137,457 | | 283 | | 1,187,650 | | 296 | | 1,296,856 | | 323 | |
其中-英国石油公司以国库形式持有的股份 | | 1,037,201 | | 259 | | 1,105,157 | | 275 | | 1,163,077 | | 290 | |
-员工持股信托基金持有的股份 | | 100,256 | | 24 | | 82,491 | | 21 | | 133,707 | | 33 | |
-BP美国股票计划管理人持有的股票b | | — | | — | | 2 | | — | | 72 | | — | |
a 库存股的定义见附注31。
b 以美国存托凭证的形式持有,以满足美国员工股份支付计划的要求。
就呈报的各年度而言,于1月1日的结余代表英国石油于年内持有的库务股份的最高数目, 5.2% (2020 5.4%和2019年 5.9%)公司的催缴普通股股本。
于二零二一年,英国石油公司持有的库务股份变动少于 0.3%(2020年以下 0.3%和2019年以下 0.5%)公司的普通股股本。
31. 资本和储备
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | 分享 资本 | 分享 补价 帐户 | 资本 赎回 保留 | 合并 保留 | 总股本 和资本 储量 |
|
在2021年1月1日 | | 5,383 | | 12,584 | | 1,528 | | 27,206 | | 46,701 | |
本年度的利润(亏损) | | — | | — | | — | | — | | — | |
可随后重新分类为损益的项目 | | | | | | |
货币换算差异(包括重新分类) | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
现金流量套期保值和套期保值成本(包括重新分类) | | — | | — | | — | | — | | — | |
与权益会计实体有关的项目份额,税后净额a | | — | | — | | — | | — | | — | |
其他 | | — | | — | | — | | — | | — | |
不会重新分类为损益的项目 | | | | | | |
重新计量养恤金净额和其他退休后养恤金负债或资产 | | — | | — | | — | | — | | — | |
随后将转入资产负债表的现金流对冲 | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
综合收益总额 | | — | | — | | — | | — | | — | |
分红 | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
转移到资产负债表的扣除税金的现金流对冲 | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
回购普通股股本 | | (177) | | — | | 177 | | — | | — | |
基于股份的支付,扣除税收后的净额b | | 9 | | 161 | | — | | — | | 170 | |
权益会计实体扣除税项后的权益变动份额 | | — | | — | | — | | — | | — | |
发行永久混合债券 | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
永久混合债券的偿付 | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
永久混合债券发行税 | | — | | — | | — | | — | | — | |
涉及非控股权益的交易,税后净额d | | — | | — | | — | | — | | — | |
在2021年12月31日 | | 5,215 | | 12,745 | | 1,705 | | 27,206 | | 46,871 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
在2020年1月1日 | | 5,404 | | 12,417 | | 1,498 | | 27,206 | | 46,525 | |
本年度的利润(亏损) | | — | | — | | — | | — | | — | |
可随后重新分类为损益的项目 | | | | | | |
货币换算差异(包括重新分类) | | — | | — | | — | | — | | — | |
现金流量套期保值和套期保值成本(包括重新分类) | | — | | — | | — | | — | | — | |
与权益会计实体有关的项目份额,税后净额a | | — | | — | | — | | — | | — | |
其他 | | — | | — | | — | | — | | — | |
不会重新分类为损益的项目 | | | | | | |
重新计量养恤金净额和其他退休后养恤金负债或资产 | | — | | — | | — | | — | | — | |
随后将转入资产负债表的现金流对冲 | | — | | — | | — | | — | | — | |
综合收益总额 | | — | | — | | — | | — | | — | |
分红 | | — | | — | | — | | — | | — | |
转移到资产负债表的扣除税金的现金流对冲 | | — | | — | | — | | — | | — | |
回购普通股股本 | | (30) | | — | | 30 | | — | | — | |
基于股份的支付,扣除税收后的净额b | | 9 | | 167 | | — | | — | | 176 | |
权益会计实体扣除税项后的权益变动份额c | | — | | — | | — | | — | | — | |
发行永久混合债券 | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
永久混合债券的偿付 | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | |
永久混合债券发行税 | | — | | — | | — | | — | | — | |
涉及非控股权益的交易,税后净额d | | — | | — | | — | | — | | — | |
2020年12月31日 | | 5,383 | | 12,584 | | 1,528 | | 27,206 | | 46,701 | |
a主要是与俄罗斯卢布有关的外汇影响。
b库存股的变动与基于员工股份的支付计划有关。
c主要与Rosneft订立的非控股权益交易有关。
d 二零二一年主要涉及出售持有若干美国境内炼油产品及原油物流资产之受控联属公司之49%权益,以及收购Thorntons燃料及便利零售业务之非控股权益。二零二零年主要与出售英国及新西兰零售物业组合权益有关,所得款项为美元。0.510亿美元0.2分别收到十亿元。
31. 资本和准备金—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万美元 |
财务处 股票 | 外国 货币 翻译 保留 | | 现金流 套期保值 | 套期保值成本 | 总计 公允价值 储量 | 利润和 损失 帐户 | 英国石油公司 股东的 股权 | 非控制性权益 | 总股本 |
| 混合债券 | 其他权益 |
(13,224) | | (8,719) | | | (708) | | (100) | | (808) | | 47,300 | | 71,250 | | 12,076 | | 2,242 | | 85,568 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 7,565 | | 7,565 | | 507 | | 415 | | 8,487 | |
| | | | | | | | | | |
— | | (846) | | | — | | — | | — | | — | | (846) | | — | | (24) | | (870) | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | (134) | | (76) | | (210) | | — | | (210) | | — | | — | | (210) | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 44 | | 44 | | — | | — | | 44 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 1 | | 1 | | — | | — | | 1 | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 3,099 | | 3,099 | | — | | — | | 3,099 | |
— | | — | | | 1 | | — | | 1 | | — | | 1 | | — | | — | | 1 | |
| | | | | | | | | | |
— | | (846) | | | (133) | | (76) | | (209) | | 10,709 | | 9,654 | | 507 | | 391 | | 10,552 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (4,316) | | (4,316) | | — | | (311) | | (4,627) | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | (10) | | — | | (10) | | — | | (10) | | — | | — | | (10) | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (3,151) | | (3,151) | | — | | — | | (3,151) | |
600 | | — | | | — | | — | | — | | (138) | | 632 | | — | | — | | 632 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 556 | | 556 | | — | | — | | 556 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (26) | | (26) | | 950 | | — | | 924 | |
| | | | | | | | | | |
— | | (7) | | | — | | — | | — | | — | | (7) | | (492) | | — | | (499) | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 881 | | 881 | | — | | (387) | | 494 | |
(12,624) | | (9,572) | | | (851) | | (176) | | (1,027) | | 51,815 | | 75,463 | | 13,041 | | 1,935 | | 90,439 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
(14,412) | | (6,495) | | | (752) | | (160) | | (912) | | 73,706 | | 98,412 | | — | | 2,296 | | 100,708 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (20,305) | | (20,305) | | 256 | | (680) | | (20,729) | |
| | | | | | | | | | |
— | | (2,224) | | | — | | — | | — | | — | | (2,224) | | — | | 37 | | (2,187) | |
— | | — | | | 31 | | 60 | | 91 | | — | | 91 | | — | | — | | 91 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 312 | | 312 | | — | | — | | 312 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 71 | | 71 | | — | | — | | 71 | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 65 | | 65 | | — | | — | | 65 | |
— | | — | | | 7 | | — | | 7 | | — | | 7 | | — | | — | | 7 | |
— | | (2,224) | | | 38 | | 60 | | 98 | | (19,857) | | (21,983) | | 256 | | (643) | | (22,370) | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (6,367) | | (6,367) | | — | | (238) | | (6,605) | |
— | | — | | | 6 | | — | | 6 | | — | | 6 | | — | | — | | 6 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (776) | | (776) | | — | | — | | (776) | |
1,188 | | — | | | — | | — | | — | | (638) | | 726 | | — | | — | | 726 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 1,341 | | 1,341 | | — | | — | | 1,341 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (48) | | (48) | | 11,909 | | — | | 11,861 | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | — | | — | | — | | — | | — | | (89) | | — | | (89) | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 3 | | 3 | | — | | — | | 3 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (64) | | (64) | | — | | 827 | | 763 | |
(13,224) | | (8,719) | | | (708) | | (100) | | (808) | | 47,300 | | 71,250 | | 12,076 | | 2,242 | | 85,568 | |
31. 资本和准备金—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | 分享 资本 | 分享 补价 帐户 | 资本 赎回 保留 | 合并 保留 | 总股本 和资本 储量 |
|
| | | | | | |
2018年12月31日 | | 5,402 | | 12,305 | | 1,439 | | 27,206 | | 46,352 | |
采纳国际财务报告准则第16号的调整,扣除税项 | | — | | — | | — | | — | | — | |
在2019年1月1日 | | 5,402 | | 12,305 | | 1,439 | | 27,206 | | 46,352 | |
本年度的利润(亏损) | | — | | — | | — | | — | | — | |
可随后重新分类为损益的项目 | | | | | | |
货币换算差异(包括重新分类) | | — | | — | | — | | — | | — | |
现金流量套期保值和套期保值成本(包括重新分类) | | — | | — | | — | | — | | — | |
与权益会计实体有关的项目份额,税后净额a | | — | | — | | — | | — | | — | |
其他 | | — | | — | | — | | — | | — | |
不会重新分类为损益的项目 | | | | | | |
重新计量养恤金净额和其他退休后养恤金负债或资产 | | — | | — | | — | | — | | — | |
随后将转入资产负债表的现金流对冲 | | — | | — | | — | | — | | — | |
综合收益总额 | | — | | — | | — | | — | | — | |
分红 | | 52 | | (52) | | — | | — | | — | |
转移到资产负债表的扣除税金的现金流对冲 | | — | | — | | — | | — | | — | |
回购普通股股本 | | (59) | | — | | 59 | | — | | — | |
基于股份的支付,扣除税收后的净额b | | 9 | | 164 | | — | | — | | 173 | |
权益会计实体扣除税项后的权益变动份额 | | — | | — | | — | | — | | — | |
涉及非控股权益的交易,税后净额c | | — | | — | | — | | — | | — | |
于二零一九年十二月三十一日 | | 5,404 | | 12,417 | | 1,498 | | 27,206 | | 46,525 | |
a主要是与俄罗斯卢布有关的外汇影响。
b库存股的变动与基于员工股份的支付计划有关。
c主要与销售有关 49英国石油公司在澳大利亚的零售房地产投资组合的%权益。
31. 资本和准备金—续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万美元 |
财务处 股票 | 外国 货币 翻译 保留 | | 现金流 套期保值 | 套期保值成本 | 总计 公允价值 储量 | 利润和 损失 帐户 | 英国石油公司 股东的 股权 | 非控制性权益 | 总股本 |
| 混合债券 | 其他权益 |
| | | | | | | | | | |
(15,767) | | (8,902) | | | (777) | | (210) | | (987) | | 78,748 | | 99,444 | | — | | 2,104 | | 101,548 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (329) | | (329) | | — | | (1) | | (330) | |
(15,767) | | (8,902) | | | (777) | | (210) | | (987) | | 78,419 | | 99,115 | | — | | 2,103 | | 101,218 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 4,026 | | 4,026 | | — | | 164 | | 4,190 | |
| | | | | | | | | | |
— | | 2,407 | | | — | | — | | — | | — | | 2,407 | | — | | 9 | | 2,416 | |
— | | — | | | 5 | | 50 | | 55 | | — | | 55 | | — | | — | | 55 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 82 | | 82 | | — | | — | | 82 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (64) | | (64) | | — | | — | | (64) | |
| | | | | | | | | | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 171 | | 171 | | — | | — | | 171 | |
— | | — | | | (3) | | — | | (3) | | — | | (3) | | — | | — | | (3) | |
— | | 2,407 | | | 2 | | 50 | | 52 | | 4,215 | | 6,674 | | — | | 173 | | 6,847 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (6,929) | | (6,929) | | — | | (213) | | (7,142) | |
— | | — | | | 23 | | — | | 23 | | — | | 23 | | — | | — | | 23 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | (1,511) | | (1,511) | | — | | — | | (1,511) | |
1,355 | | — | | | — | | — | | — | | (809) | | 719 | | — | | — | | 719 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 5 | | 5 | | — | | — | | 5 | |
— | | — | | | — | | — | | — | | 316 | | 316 | | — | | 233 | | 549 | |
(14,412) | | (6,495) | | | (752) | | (160) | | (912) | | 73,706 | | 98,412 | | — | | 2,296 | | 100,708 | |
.
31. 资本和准备金—续
股本
股本账户结余是指所有已发行普通股和优先股的总面值,包括库存股。
股票溢价帐户
股票溢价账户上的余额是收到的超过普通股和优先股面值的金额。
资本赎回准备金
资本赎回准备金余额为回购及注销的所有普通股的总面值。
合并准备金
合并准备金余额是指在通过发行股份进行的收购中所给予的代价超过普通股面值的公允价值。
国库股
库存股是指英国石油公司回购的股份,可用于特定和有限的目的。出于会计目的,员工持股计划(ESOP)和BP的美国股票计划管理人为满足员工股份支付计划的未来要求而持有的股份被视为库存股,因此在财务报表中作为库存股入账。员工持股计划由本集团提供资金,并已放弃就为日后奖励而持有的该等股份收取股息的权利。在员工持股计划持有的股份无条件归属于员工之前,为这些股份支付的金额将显示为股东权益的减少。员工持股计划的资产及负债确认为本集团的资产及负债。
外币折算储备
外币换算储备记录换算海外业务财务报表所产生之汇兑差额。出售海外业务后,相关累计汇兑差额重新分类至收益表。它包括大约$11 与Rosneft的投资有关的10亿美元亏损,目前预计将重新分类至2022年的损益表。见附注37报告期后事项。
现金流对冲
此储备记录现金流量对冲中对冲工具之收益或亏损部分,并被确定为有效对冲。它包括$6511000万美元与收购 18.52013年,俄罗斯石油公司(Rosneft)的%权益,现预计将于2022年重新分类至收益表。见附注37报告期后事项。有关现金流量对冲会计处理的进一步资料,请参阅附注1—衍生金融工具及对冲活动。
套期保值成本
这一准备金记录了已应用对冲会计成本的金融工具的外币基础价差的公允价值变动。累计金额涉及与时间段相关的套期项目,并在套期关系期限内摊销为损益。有关套期保值成本会计的进一步资料,见附注1--衍生金融工具和套期保值活动。
损益表
这笔准备金的余额是集团的累计留存利润。
非控制性权益
非控股权益指并非直接或间接归属于英国石油公司股东的附属公司权益。非控股权益包括由集团附属公司BP Capital Markets PLC于二零二零年六月十七日以欧元、英镑及美元发行的永久次级混合债券,等值美元为美元。11.91000亿美元。混合债券包括可由本集团酌情于2025年6月至2030年3月(第一个“赎回日期”)、其后指定日期或在个别发行条款所载特定情况下(例如国际财务报告准则或税制的改变)行使的赎回选择权。优惠券的初始期限为2025年9月至2030年6月,利率为3.25%至4.875%,并在此后的某些日期重置为由每份票据的合同条款确定的费率。混合债券的合约条款允许本集团无限期延迟支付息票及偿还本金,但其条款及条件规定,任何延期付款必须在宣布普通股或平价股权股息分配或某些股份回购或赎回时支付。年内,支付予该等混合债券持有人的款项及归属于该等混合债券持有人的利润合共为$4992000万美元(2020年)89(百万美元)和$4972000万美元(2020年)256分别为2.5亿美元)。年末累积的非控股权益为$。12,0812000万美元(2020年)12,076(亿美元)。
非控股权益亦包括一间集团附属公司于二零二一年发行的永久后偿混合证券,金额为美元。950 万此次发行的收益专门用于为正在建造的浮式、生产、储存和卸载船(FPSO)的远期回购和回租提供资金,该船将用于该集团的一个主要项目。该等工具之合约条款允许本集团无限期延迟支付利息及偿还本金,惟其条款及条件规定,本集团必须于发生本集团控制范围内之若干事件时购买该等工具,包括宣布或支付英国石油保证金。在2026年5月中旬之后发行。于年末之累计非控股权益为美元。9602000万美元,包括美元10 股东应占溢利百万。
由于本集团有权无条件避免转移与该等混合债券及证券有关的现金或其他金融资产,因此该等债券及证券被分类为权益工具,并于综合财务报表中于非控股权益内列报。
31. 资本和准备金—续
其他综合收益各组成部分的税前金额及相关税额如下表所示。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 2021 |
| | 税前 | 税收 | 税金净额 |
可随后重新分类为损益的项目 | | | | |
货币换算差异(包括重新分类) | | (885) | | 15 | | (870) | |
| | | | |
现金流量套期保值(包括重新分类) | | (175) | | 41 | | (134) | |
套期保值成本(包括重新分类) | | (84) | | 8 | | (76) | |
与权益会计实体有关的项目份额,税后净额 | | 44 | | — | | 44 | |
其他 | | — | | 1 | | 1 | |
不会重新分类为损益的项目 | | | | |
重新计量养恤金净额和其他退休后养恤金负债或资产 | | 4,416 | | (1,317) | | 3,099 | |
随后将转入资产负债表的现金流对冲 | | 1 | | — | | 1 | |
| | | | |
| | | | |
其他综合收益 | | 3,317 | | (1,252) | | 2,065 | |
| | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 2020 |
| | 税前 | 税收 | 税后净额 |
可随后重新分类为损益的项目 | | | | |
货币换算差异(包括重新分类) | | (2,196) | | 9 | | (2,187) | |
现金流量套期保值(包括重新分类) | | 41 | | (10) | | 31 | |
套期保值成本(包括重新分类) | | 64 | | (4) | | 60 | |
与权益会计实体有关的项目份额,税后净额 | | 312 | | — | | 312 | |
其他 | | — | | 71 | | 71 | |
不会重新分类为损益的项目 | | | | |
重新计量养恤金净额和其他退休后养恤金负债或资产 | | 170 | | (105) | | 65 | |
随后将转入资产负债表的现金流对冲 | | 7 | | — | | 7 | |
其他综合收益 | | (1,602) | | (39) | | (1,641) | |
| | | | |
| | | | 百万美元 |
| | | | 2019 |
| | 税前 | 税收 | 税后净额 |
可随后重新分类为损益的项目 | | | | |
货币换算差异(包括重新分类) | | 2,418 | | (2) | | 2,416 | |
现金流量套期保值(包括重新分类) | | 6 | | (1) | | 5 | |
套期保值成本(包括重新分类) | | 53 | | (3) | | 50 | |
与权益会计实体有关的项目份额,税后净额 | | 82 | | — | | 82 | |
其他 | | — | | (64) | | (64) | |
不会重新分类为损益的项目 | | | | |
重新计量养恤金净额和其他退休后养恤金负债或资产 | | 328 | | (157) | | 171 | |
随后将转入资产负债表的现金流对冲 | | (3) | | — | | (3) | |
其他综合收益 | | 2,884 | | (227) | | 2,657 | |
32. 或有负债与法律程序
或有负债
于二零二一年十二月三十一日,本集团于日常业务过程中订立之担保及弥偿,有或然负债。该等或然负债不大可能产生重大亏损。有关财务担保的进一步资料载于附注28。
在集团的正常业务过程中,BP集团实体受到当前和过去业务产生的法律和监管程序的影响,包括与商业纠纷、产品责任、反垄断、大宗商品交易、厂房责任索赔、消费者保护、一般健康、安全、气候变化和环境索赔有关的事项,以及第三方暴露于有毒物质(如油漆、石棉和其他化学品中的铅颜料)的指控。索赔金额可能很大,可能会对集团的运营结果、财务状况或流动性产生重大影响。尽管在某些情况下很难预测最终结果,但BP预计,目前的法律和监管程序对该集团的运营业绩、流动性或财务状况的影响不会很大。
该组织在世界各地的许多司法管辖区提交纳税申报单。各税务机关目前正在审查这些申报单,其中包含的事项可能会受到适用税收法律法规的不同解释。通过与相关税务机关谈判或通过诉讼解决税务状况可能需要数年时间才能完成,金额可能很大,总体上可能对集团的运营业绩、财务状况或流动资金产生重大影响。尽管在某些情况下很难预测最终结果,但BP预计不会对集团的运营业绩、财务状况或流动性产生任何实质性影响。
32. 或有负债和法律程序--续
该集团的产品、运营和其他活动受到许多国家和地方的健康、安全和环境法律法规的约束。这些法律和条例可能要求该集团今后采取行动,补救该集团或其他各方事先处置或释放化学品或石油物质对环境的影响。这种意外情况可能存在于包括炼油厂、化工厂、油田、大宗商品开采地点、加油站、码头和废物处置地点在内的各种地点。此外,该集团可能有与先前的资产出售或关闭的设施有关的义务。补救的最终要求及其费用本身就很难估计。然而,环境债务的估计成本已根据该集团的会计政策在这些账户中提供。虽然未作拨备的未来可能发生的费用对集团在确认期间的经营结果而言可能是重大而重要的,但无法估计所涉及的金额。BP预计,这些成本不会对集团的运营结果、财务状况或流动性产生实质性影响。
如果生产和制造设施和管道被出售给第三方,而随后的所有者无法履行其退役义务,那么在某些情况下,英国石油可能会对退役承担部分或全部责任。专家组估计,就生产设施而言,约130亿美元的相关退役债务先前已转移给第三方。尽管与退役准备金回归集团相关的金额可能很大,但英国石油目前并不知道有任何此类重大案例回归集团的可能性很小。在目前的一个案例中,设施所有者同意在清算时将其所有资产移交给美国政府,以解决未偿债务。据认为,与先前出售的资产有关的部分设施相关的若干退役成本可能在未来恢复到英国石油;然而,由于在结算日不存在现有债务,因此没有确认任何准备金。倘债务恢复,预期不会对集团的财务状况造成重大影响。此外,如附注1中的拨备及或然事项所述,由于潜在责任因其结算日期不确定而无法计量,故一般不确认与客户及产品设施相关的停用拨备。
就其性质而言,估计上述突发事件的潜在财务影响或可能的时间是不可行的,因为存在重大不确定性,这些不确定性取决于集团无法控制的各种因素。
与墨西哥湾漏油相关的或有负债
有关深水地平线漏油相关法律程序的信息,请参阅下面的法律程序。预计任何与深水地平线相关的未决索赔都不会对集团的财务业绩产生实质性影响。
法律程序
与深水地平线漏油事件有关的诉讼程序
引言
BP勘探与生产公司(BPXP)是墨西哥湾252号区块密西西比峡谷的租赁运营商,2010年4月20日爆炸和火灾以及由此导致的石油泄漏(事件)发生时,半潜式钻井平台深水地平线(Deepwater Horizon)部署在那里。这起事件引发的诉讼和索赔主要是在美国联邦和州法院提起的。下文讨论了该事件引起的其余诉讼程序。
经济和财产损害赔偿
于二零二一年一月二十二日,美国路易斯安那州东区地区法院发出命令后,根据经济及财产损害赔偿和解方案设立的和解方案,索偿管理人已完成关闭后的行政清理活动,行政网站已关闭。
医疗福利集体诉讼和解
2012年,与原告指导委员会签订了医疗福利集体诉讼和解协议(医疗和解协议)。它涉及根据某些特定身体条件(SPC)的矩阵向合格班级成员支付费用,以及为合格班级成员提供为期21年的定期医疗咨询计划(PMCP)。所有SPC索赔已由医疗索赔管理员确定。总的来说, 27,603权利要求(包括 22,833SPC索赔, 4,770已批准赔偿总额约为美元671000万美元和9,624索赔被驳回。
《医疗和解方案》还包括一项专门的补救条款,涉及集体成员就后来表现出的身体状况提出基于保险的人身伤害索赔。为了向英国石油公司寻求LMPC的赔偿,班级成员必须向医疗索赔管理人提交一份通知, 四年在首次诊断LMPC之后。截至二零二一年十二月三十一日, 199由要求LMPC的阶级成员提起的未决诉讼。
其他民事申诉—经济损失
个人和企业提出的经济损失和财产损害索赔中,除一项外,所有选择不参与环保署和解和/或被排除在该和解之外的索赔都已得到解决或驳回。
一原告的上诉仍在第五巡回法院待决,原告的经济损失索赔被新奥尔良联邦地区法院2021年8月的一项命令驳回,该命令批准了英国石油公司的即决判决动议。
其他民事投诉--人身伤害
选择退出医疗和解和/或被排除在医疗和解之外的个人提出的绝大多数爆炸后清理、医疗监测和人身伤害索赔均已被驳回。
2021年4月初,新奥尔良的联邦地区法院从合并的多地区诉讼程序中切断了几乎所有剩余的爆炸后清理、医疗监测和人身伤害案件。在那些被切断的案件中,19在墨西哥湾沿岸各州的其他联邦法院待决,其余的777路易斯安那州东区联邦地区法院的法官已经重新分配了案件。9爆炸后清理、医疗监测和人身伤害案件将保留在合并的多地区诉讼程序中,直到原告遵守法院的预审命令,之后他们将从合并的多地区诉讼程序中分离出来。
32. 或有负债和法律程序--续
非美国政府诉讼
2012年10月18日,一群墨西哥渔民向位于墨西哥城的墨西哥联邦地区法院提起集体诉讼,起诉BP America Products Company(BPAPC)和BP的其他子公司,要求就该事件对墨西哥造成的环境和经济损害进行赔偿。2018年6月27日,英国石油公司回应申诉,以各种理由寻求解雇,包括没有石油到达墨西哥水域或陆地,墨西哥没有经济或环境损害。在这些诉讼程序中没有随后的实质性进展。
2015年12月3日和2016年3月29日,Acciones Colectivas de Sinaloa(ACS)代表受事件损害的任何个人或实体向墨西哥联邦地区法院提起了两起集体诉讼(此后被合并),其中包括墨西哥沿海几个州和市政当局对BPXP、BPAPC和其他据称的BP子公司提起的诉讼。在这些集体诉讼中,原告寻求命令,要求英国石油公司被告修复墨西哥湾的损害,支付罚款,并赔偿原告对财产、健康和经济损失的损害。BPXP和BPAPC反对等级认证,并寻求解雇,主要是因为没有石油到达墨西哥水域或陆地,而且墨西哥没有经济或环境损害。法院于2019年9月25日对该课程进行了认证,英国石油公司对这一决定提出上诉,包括通过宪法挑战的方式。这一挑战于2020年10月8日被驳回,2021年1月18日,英国石油公司对该裁决的上诉也被驳回。2019年12月27日,法院发布了关于班级告知程序的命令。2020年1月2日,ACS请求重新审议关于班级通知程序的命令,但于2021年10月26日被驳回。2021年11月22日,ACS对这一通知裁决提出了宪法挑战。关于宪法挑战的决定正在等待中。
这些法律行动仍处于相对早期的阶段,虽然无法预测结果,但BP相信自己拥有有效的辩护理由,并打算积极为此类行动辩护。
其他法律程序
FERC和CFTC事务
在美国联邦能源管理委员会(FERC)和美国商品期货交易委员会(CFTC)对多家BP实体进行调查后,FERC行政法法官于2015年8月13日裁定,BP操纵市场,于2008年在休斯顿船道出售次日固定价格天然气,以压低Gas Daily指数,并有利于其财务状况。2016年7月11日,FERC发布了一项命令,确认了最初的决定,并指示BP支付#美元的民事罚款。20.161000万美元,并交出$207,169不正当的利润。2016年8月10日,英国石油公司向联邦能源管理委员会提交了重审请求。于2020年12月17日,联邦能源监督委员会拒绝了重审请求,维持先前的决定,并下令支付罚款及交出款项。英国石油公司遵守了命令,但强烈不同意联邦能源管理委员会的决定,并向美国上诉法院提出上诉。第五巡回法庭于2022年初听取了口头辩论,预计今年晚些时候将作出决定。
含铅涂料
自1987年以来,大西洋里奇菲尔德公司(Atlantic Richfield)«在美国提起的多起诉讼中,英国石油公司(BP)被指定为共同被告,指控油漆中的含铅颜料对人身和财产造成伤害。大多数针对大西洋里奇菲尔德的诉讼都被放弃或驳回。大西洋里奇菲尔德在这些诉讼中被称为国际冶炼和精炼公司和另一家在1920年至1946年期间生产铅颜料的公司的继承人。原告包括个人和政府实体。有几起诉讼声称是集体诉讼。这些诉讼寻求各种补救措施,包括对铅中毒儿童的赔偿、寻找和清除建筑物含铅涂料的费用、医疗监测和筛查计划、铅危害的公众警告和教育、政府医疗费用的报销和铅中毒公民的特殊教育以及惩罚性赔偿。没有任何针对大西洋里奇菲尔德的诉讼得到解决,大西洋里奇菲尔德也没有在任何诉讼中受到最终不利判决。索赔额以及如果此类诉讼胜诉,在各种案件中实施所寻求的补救办法的费用可能很高。虽然无法预测这些法律行动的结果,但大西洋里奇菲尔德认为,它有有效的抗辩。它打算大力为这些行动辩护,并认为责任的发生是遥远的。因此,英国石油认为,这些诉讼对集团业绩、财务状况或流动性的影响不会太大。
气候变化
英国石油公司,BP美国公司BP Products North America Inc.在代表政府和私人当事方向各州和联邦法院提起的多起诉讼中,他们与其他石油和天然气公司是共同被告。这些诉讼通常根据各种法律理论提出索赔,寻求让被告公司对据称由气候变化造成和/或与气候变化有关的影响负责。许多法律理论的基础是关于欺骗性通信和向公众提供虚假信息的指控。这些诉讼寻求补救措施,包括支付金钱和其他形式的公平救济。如果这类诉讼成功,在各种案件中寻求补救的费用可能很高。所有这些诉讼都处于相对早期的阶段,虽然无法预测这些法律诉讼的结果,但英国石油公司相信它有有效的抗辩,并打算大力为这些诉讼辩护。
路易斯安那州海岸修复
六沿海教区和路易斯安那州已经提交了40在路易斯安那州的州法院,针对不同的石油和天然气公司寻求海岸侵蚀损害赔偿的诉讼。英国石油公司是被告, 17这些案件。这些诉讼声称,被告在路易斯安那州陆上沿海地区的油田的历史作业未能遵守州许可证和/或在没有必要的沿海使用许可证的情况下进行。原告寻求未指明的法定处罚和损害赔偿,包括恢复据称受油田作业影响的沿海湿地的费用。
此外,四私人土地所有者分别向路易斯安那州杰斐逊和普莱克明斯教区的州法院提出索赔,要求与据称与历史油田运营相关的对他们沼泽地的影响有关的恢复损害赔偿。英国石油公司实体是二这些私人地主案件中。
所有这些诉讼都处于相对早期的阶段,虽然无法预测这些法律诉讼的结果,但英国石油公司相信它有有效的抗辩,并打算大力为这些诉讼辩护。
33. 高级管理人员及非执行董事的薪酬
董事的酬金
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
所有董事合计 | | | | |
酬金 | | 9 | | 6 | | 9 | |
根据奖励计划收到的金额a | | 4 | | 14 | | 20 | |
总计 | | 13 | | 20 | | 29 | |
a不包括与前任董事有关的金额。
酬金
该等金额包括支付予非执行主席及非执行董事的费用,以及就执行董事而言,于有关财政年度赚取的薪金及福利,加上该年度的现金奖金。
进一步信息
个别董事的酬金详情载于第116页的董事酬金报告。另请参阅第361页的关联方交易。
董事及高级管理人员的薪酬
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
所有高级管理人员和非执行董事合计 | | | | |
短期雇员福利 | | 30 | | 17 | | 30 | |
退休金和其他退休后福利 | | 1 | | 2 | | 2 | |
基于股份的支付 | | 32 | | 52 | | 32 | |
离职福利 | | – | 8 | | — | |
总计 | | 63 | | 79 | | 64 | |
高级管理层由领导团队成员组成,更多信息请参见第88-89页。
短期雇员福利
这些数额包括支付给非执行主席和非执行董事的费用和福利,以及高级管理人员的工资、福利和现金奖金。递延的年度奖金将以股票形式结算,包括在基于股票的支付中。
退休金和其他退休后福利
该等金额为本集团向高级管理人员提供退休金及其他退休后福利的估计成本,按国际会计准则第19号“雇员福利”计算。
基于股份的支付
这是本集团高级管理层参与股份支付计划的成本,按授予的期权和股份的公允价值计量,并根据国际财务报告准则2“股份支付”入账。
离职福利
离职福利包括高级管理人员因失去职位而获得的补偿。
34. 员工成本和数字
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
员工成本 | | 2021 | 2020 | 2019 |
工资和薪金a | | 6,934 | | 7,600 | | 7,497 | |
社会保障费用 | | 733 | | 729 | | 733 | |
基于股份的支付b | | 733 | | 728 | | 694 | |
养恤金和其他退休后福利费用 | | 457 | | 852 | | 948 | |
| | 8,857 | | 9,909 | | 9,872 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2021 | | | 2020 | | | 2019 |
平均雇员人数C d | | 我们 | 非美国 | 总计 | 我们 | 非美国 | 总计 | 我们 | 非美国 | 总计 |
天然气与低碳能源 | | 400 | | 3,400 | | 3,800 | | | | | | | |
石油生产经营 | | 3,100 | | 6,000 | | 9,100 | | | | | | | |
客户与产品e | | 6,200 | | 35,800 | | 42,000 | | | | | | | |
其他业务和公司f | | 1,400 | | 7,700 | | 9,100 | | | | | | | |
| | 11,100 | | 52,900 | | 64,000 | | 12,400 | | 55,700 | | 68,100 | | 13,600 | | 58,900 | | 72,500 | |
a包括终止费用$74百万美元(2020年美元)1,237百万美元和2019年$182百万)。
b该集团向某些员工提供股份和股票期权,作为其薪酬方案的一部分。这些以股份为基础的支付安排大多是以股权结算的。
c报告给最近的100人。
d 2021年的信息已列报,以反映可报告部分的变化。欲了解更多信息,请参阅附注1重大会计政策、判断、估计和假设--分部的变化。这些新的可报告细分市场2020年和2019年的比较数据不可用。
e包括21,300 (2020 19,100和2019年18,100)加油站工作人员。
f 包括0 (2020 0和2019年2,500)巴西的农业、业务和季节性工人。
二零二一年的平均雇员人数较二零二零年减少,主要是由于英国石油公司的再造计划所致。
35. 核数师的报酬
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
费用 | | 2021 | 2020 | 2019 |
对公司年度账目的审计a | | 37 | | 30 | | 32 | |
对公司子公司账目的审计 | | 15 | | 11 | | 11 | |
总审计 | | 52 | | 41 | | 43 | |
与审计相关的担保服务b | | 5 | | 11 | | 4 | |
审计和与审计相关的保证服务总额 | | 57 | | 52 | | 47 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
非审计和其他保证服务 | | — | | 1 | | 1 | |
| | | | |
与BP养老金计划相关的服务 | | 1 | | 1 | | 1 | |
| | 58 | | 54 | | 49 | |
a与英国石油公司账目审计有关的费用包括集团的综合财务报表。
b包括对财务报告和非法定审计服务的内部控制的中期审查和审计。二零二零年费用包括与石化产品出售有关的审计费用。
自二零一八年起,经竞争性投标程序,德勤(德勤)获委任为本公司核数师,取代安永(安永)有限责任合伙(安永)。
2021年包括$1.0 2020年的额外费用。2020年包括$0.52019年的额外费用。2019年包括$3.62018年的额外费用。核数师的薪酬计入损益表中的分配和行政费用。
税务服务(与所得税、间接税合规、雇员税务服务和税务咨询服务有关)在所有列报期间为零美元。
审核委员会已就委聘德勤提供审核及若干鉴证及其他服务订立批核前政策及程序。应付德勤的审计费用被视为2016年审计投标过程的一部分,审计委员会通过与其他投标公司的审计定价建议进行比较而质疑。审核委员会已审阅及质疑审核投标后之审核费用变动,包括与二零二一年审核有关之事宜, 在被批准之前。德勤提供了不受监管或其他专业要求禁止并经委员会事先批准的进一步保证服务。德勤在英国石油公司的专业知识和经验非常重要时,会聘用德勤提供这些服务。这些工作大多是与保险有关或保证性质的。
根据美国证券交易委员会的规定,审计师的薪酬为#美元。58百万美元(2020年美元)54百万美元和2019年$49百万美元)需要列报如下:审计$52百万美元(2020年美元)41百万美元和2019年$43百万美元);其他与审计有关的美元5百万美元(2020年美元)11百万美元和2019年$4百万美元);税金$零 (2020 $零2019年$零);及所有其他费用$1百万美元(2020年美元)2百万美元和2019年$2百万)。
36. 附属公司、联合安排及联营公司
于二零二一年十二月三十一日,本集团较重要的附属公司、合营安排及联营公司以及本集团普通股股本的百分比(以最接近的整数为准)载列如下。本集团应占较重要的非法团合营安排的资产及负债由下表所列附属公司持有。该等由母公司直接持有的附属公司以星号(*)标示,除非另有指明,否则其拥有的百分比为本集团拥有的百分比。本集团业务的完整清单载于BP p.l.c.母公司财务报表附注14。该等资料连同集团的年度报告一并提交给英国公司注册处。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
附属公司 | | % | 国家/地区 成立为法团 | | 主要活动 |
国际 | | | | | |
*BP企业控股有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 投资控股 |
*BP勘探运营有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 勘探和生产 |
*BP Global Investments Limited | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 投资控股 |
*BP国际有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 综合石油业务 |
*BP石油国际有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 综合石油业务 |
*Burmah Cstrol PLC | | 100 | | 苏格兰人 | | 润滑剂 |
安哥拉 | | | | | |
*BP勘探(安哥拉)有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 勘探和生产 |
阿塞拜疆 | | | | | |
*BP勘探(里海)有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 勘探和生产 |
*BP勘探(阿塞拜疆)有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 勘探和生产 |
加拿大 | | | | | |
* BP Holdings Canada Limited | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 投资控股 |
埃及 | | | | | |
*BP勘探(三角洲)有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 勘探和生产 |
德国 | | | | | |
*BP Europa SE | | 100 | | 德国 | | 炼油和营销 |
印度 | | | | | |
BP Exploration(Alpha)Limited | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 勘探和生产 |
特立尼达&多巴哥 | | | | | |
*BP特立尼达和多巴哥有限责任公司 | | 70 | | 我们 | | 勘探和生产 |
英国 | | | | | |
*BP Capital Markets P.L.C. | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 金融 |
我们 | | | | | |
*BP控股北美有限公司 | | 100 | | 英格兰和威尔士 | | 投资控股 |
大西洋里奇菲尔德公司 | | 100 | | 我们 | | 勘探与生产、提炼与销售 |
*BP America Inc. | | 100 | | 我们 | |
英国石油公司美国制作公司 | | 100 | | 我们 | |
*BP公司北美公司。 | | 100 | | 我们 | |
*BP Corporation North America Inc. | | 100 | | 我们 | |
| | | | |
BP Products North America Inc. | | 100 | | 我们 | |
*标准石油公司 | | 100 | | 我们 | |
*BP Capital Markets America Inc. | | 100 | | 我们 | | 金融 |
| | | | | |
联合安排 | | % | 国家/地区 成立为法团 | | 主要活动 |
阿根廷 | | | | | |
泛美能源集团有限公司 | | 50 | | 西班牙 | | 综合石油业务 |
| | | | | |
联属 | | % | 国家/地区 成立为法团 | | 主要活动 |
俄罗斯 | | | | | |
俄罗斯石油公司a | | 19.75 | | 俄罗斯 | | 综合石油业务 |
a见附注37报告期后事项。
37. 报告所述期间之后发生的事件
2022年2月27日,在乌克兰采取军事行动后,英国石油宣布将退出其 19.75俄罗斯石油公司(Rosneft)的%股权,俄罗斯石油和天然气公司。截至2022年2月27日,英国石油首席执行官伯纳德·鲁尼(Bernard Looney)也从俄罗斯石油公司董事会辞职,立即生效,并与英国石油公司提名的另一名俄罗斯石油公司董事、前英国石油集团首席执行官鲍勃·达德利(Bob Dudley)一样提交了辞职信。
由于英国石油公司的提名董事从俄罗斯石油公司董事会辞职,英国石油公司已确定,截至2022年2月27日,考虑到国际会计准则第28号《联营公司和合营企业投资》中规定的标准,该集团不再对俄罗斯石油公司拥有重大影响力,因此,英国石油公司将不再将其在俄罗斯石油公司的权益进行股权核算。在“其他投资”中,将投资视为按公平值计量的金融资产,直至股权终止确认为止。
此外,为应对多个国家对俄罗斯实施的制裁,俄罗斯实施了新的反制裁措施,包括限制外国投资者从俄罗斯资产撤资,以及据报暂时禁止注册商和存管机构向外国投资者支付俄罗斯证券。目前尚不清楚进一步的细节,包括确认这些反制裁的确切条款或实施情况。
停止股权会计,加上乌克兰军事行动后对俄罗斯资产产生的市场影响,将对集团2022年第一季度中期财务报表产生重大影响,包括英国石油公司在俄罗斯石油公司的投资账面值(截至2021年12月31日约为美元)。14 亿此外,外汇亏损及其他累计计入其他全面收益的支出将计入收益表。于二零二一年十二月三十一日,该等金额约为美元。11 亿会计处理方式的变化也意味着,自2022年2月27日起,英国石油将不再确认俄罗斯石油公司净收入、产量和储量的份额。该集团将停止将Rosneft作为集团2022年财务报告中的一个单独部门报告。
此外,截至2022年2月27日,英国石油公司决定退出与俄罗斯石油公司在俄罗斯境内的其他业务,其账面价值为美元,1.4 于二零二一年十二月三十一日。相关影响也将反映在集团2022年第一季度中期财务报表中。
关于石油和天然气的补充资料(未经审计)
下文提供的区域分析是以大陆为基础的,对已探明储量占总储量15%或更多的国家(子公司和股权核算实体)进行单独披露a),按照美国证券交易委员会和财务会计准则委员会的要求。
石油和天然气储量.某些定义
除非上下文另有说明,以下术语的含义如下:
探明油气储量
已探明石油和天然气储量是指在提供经营权的合同到期之前,通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理确定地估计为经济上可生产的石油和天然气储量--从给定日期起,从已知的储藏层,以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明,无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计,续签都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始,或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
(i)被认为已探明的储层面积包括:
(A)以钻探方式识别并以流体接触(如有的话)为界限的区域;及
(B)根据现有的地球科学和工程数据,可以合理确定地判断为与储层连续并含有可经济开采的石油或天然气的储层的邻近未钻探部分。
(Ii)在没有关于流体接触的数据的情况下,油藏中已探明的数量受到油井渗透率中已知的最低碳氢化合物的限制,除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的接触。
(Iii)如果钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔,并且存在伴生天然气盖层的潜力,只有当地球科学、工程或性能数据和可靠的技术合理确定地建立起较高的联系时,才可能在储层结构较高的部分分配已探明的石油储量。
(Iv)在下列情况下,可通过应用改进的采油技术(包括但不限于注液)经济地生产的储量包括在已证实的分类中:
(A)试验项目在水库的某一地区进行的成功测试,而该地区的特性并不比整个水库有利,则该水库或类似水库内已安装的程序的运作,或使用可靠技术的其他证据,证明该工程计划或计划所依据的工程分析具有合理的确定性;及
(B)该项目已得到所有必要的各方和实体,包括政府实体的批准。
(v)现有经济条件包括确定油藏经济产量的价格和成本。价格应为报告所涉期间终了之日前12个月期间的平均价格,按该期间内每个月每月第一天价格的未加权算术平均数确定,除非合同安排规定了价格,但不包括根据未来情况而上涨的价格。
未开发油气储量
未开发的石油和天然气储量是指任何类型的储量,这些储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中回收。
(i)未钻探面积的储量应限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区,除非存在使用可靠技术的证据,证明在更远的距离上经济生产是合理的。
(Ii)只有在通过了一项开发计划,表明计划在五年内进行钻探的情况下,才能将未钻探的地点归类为具有未开发储量的地点,除非具体情况证明有理由延长时间。
(Iii)在任何情况下,未开发储量的估计都不能归因于考虑应用注液或其他改进的开采技术的任何面积,除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效,或通过使用可靠技术的其他证据证明是合理的确定性。
已开发油气储量
已开发的石油和天然气储量是指可预期开采的任何类型的储量:
(i)通过现有设备和作业方法的现有油井,或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的油井;以及
(Ii)通过已安装的开采设备和基础设施在储量估计时的运作,如果开采是通过不涉及井的方式。
有关BP已探明储量以及生产合规和治理流程的详细信息,请参见第348-353页。
a 见附注37报告期后事项。
石油和天然气勘探与生产活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
12月31日的资本化成本a.b | | | | | | | | | |
总资本化成本 | | | | | | | | | | | |
已证明的性质 | | 30,285 | | — | | 62,157 | | 3,385 | | 16,351 | | 51,157 | | | 45,767 | | 6,641 | | 215,743 | |
未证明的性质 | | 363 | | — | | 2,888 | | 2,650 | | 2,517 | | 3,553 | | | 1,690 | | 650 | | 14,311 | |
| | 30,648 | | — | | 65,045 | | 6,035 | | 18,868 | | 54,710 | | — | | 47,457 | | 7,291 | | 230,054 | |
累计折旧 | | 21,293 | | — | | 34,151 | | 5,008 | | 14,393 | | 46,187 | | | 26,607 | | 4,617 | | 152,256 | |
净资本化成本 | | 9,355 | | — | | 30,894 | | 1,027 | | 4,475 | | 8,523 | | — | | 20,850 | | 2,674 | | 77,798 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度所招致的费用a.b | | | | | | | | |
收购物业 | | | | | | | | | | | |
证明了 | | — | | — | | 81 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 81 | |
未经证实 | | — | | — | | 18 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 18 | |
| | — | | — | | 99 | | — | | — | | — | | | — | | — | | 99 | |
勘探和评估费用c | | 28 | | — | | 138 | | 88 | | 90 | | 85 | | — | | 159 | | 18 | | 606 | |
发展d | | 262 | | — | | 2,541 | | (50) | | 586 | | 1,246 | | — | | 1,849 | | 162 | | 6,596 | |
总成本 | | 290 | | — | | 2,778 | | 38 | | 676 | | 1,331 | | — | | 2,008 | | 180 | | 7,301 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度的经营业绩a | | | | | | | | |
销售和其他营业收入e | | | | | | | | | | | |
第三方 | | 182 | | — | | 1,700 | | 384 | | 1,330 | | 2,934 | | 2 | | 2,469 | | 994 | | 9,995 | |
企业之间的销售 | | 3,204 | | — | | 9,034 | | 1 | | 321 | | 2,172 | | — | | 7,064 | | 743 | | 22,539 | |
| | 3,386 | | — | | 10,734 | | 385 | | 1,651 | | 5,106 | | 2 | | 9,533 | | 1,737 | | 32,534 | |
勘探支出 | | 76 | | — | | 78 | | 90 | | 29 | | 84 | | — | | 52 | | 15 | | 424 | |
生产成本 | | 653 | | — | | 1,953 | | 121 | | 371 | | 781 | | — | | 967 | | 121 | | 4,967 | |
生产税 | | (35) | | — | | 108 | | — | | 266 | | — | | — | | 918 | | 51 | | 1,308 | |
其他成本(收入)f | | 170 | | (2) | | 2,506 | | 35 | | 50 | | 121 | | 37 | | (12) | | 139 | | 3,044 | |
折旧、损耗和摊销 | | 1,260 | | — | | 3,153 | | 83 | | 524 | | 2,897 | | 2 | | 2,190 | | 332 | | 10,441 | |
出售企业和固定资产的净减值和(收益)损失 | | (755) | | (124) | | (1,599) | | 1,075 | | (693) | | 750 | | — | | (2,762) | | (1) | | (4,109) | |
| | 1,369 | | (126) | | 6,199 | | 1,404 | | 547 | | 4,633 | | 39 | | 1,353 | | 657 | | 16,075 | |
税前利润(亏损)g | | 2,017 | | 126 | | 4,535 | | (1,019) | | 1,104 | | 473 | | (37) | | 8,180 | | 1,080 | | 16,459 | |
可分配税 | | 302 | | 1 | | 1,127 | | 171 | | 696 | | 363 | | — | | 3,055 | | 404 | | 6,119 | |
行动的结果 | | 1,715 | | 125 | | 3,408 | | (1,190) | | 408 | | 110 | | (37) | | 5,125 | | 676 | | 10,340 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
a这些表格包含与子公司的石油和天然气勘探和生产活动有关的信息,其中包括BP在联合业务的石油和天然气勘探和生产活动中所占的份额。这还不包括与墨西哥湾漏油事件相关的任何费用。与原油和天然气管道、液化天然气液化和运输业务的管理和所有权有关的金额不包括在内。此外,BP在美国、加拿大、英国、亚洲和欧洲的天然气、电力和天然气液化天然气的中游营销和交易活动也被排除在外。最重要的中游管道权益包括南高加索管道、巴库-第比利斯-杰伊汉管道、跨亚得里亚海管道和跨安纳托利亚管道。液化天然气的主要活动位于特立尼达、印度尼西亚和澳大利亚。
b退役费用包括在12月31日的资本化成本中,但不包括在当年发生的费用中。
c包括在无形资产内资本化的勘探和评估钻探支出,以及在发生时计入收入的地质和地球物理勘探成本。
d 由于前期支出的真实情况,北美其他地区的开发成本为负值。
e列报扣除运输成本、购置税和销售税的净额。
f包括财产税和其他政府收入。英国地区包括2.13亿美元的收益,这一收益被主要在美国地区与集团自我保险计划相关的相应费用所抵消。
g不包括解除拨备及应付款项的折让325百万元,该折让计入集团收益表的融资成本。
石油和天然气勘探和生产活动--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯a | 其余部分 亚洲 | | |
股权会计实体(BP占股份) | | | | | | | | | |
12月31日的资本化成本B c | | | | | | | | | |
总资本化成本 | | | | | | | | | | | |
已证明的性质 | | — | | 2,507 | | — | | — | | 11,287 | | — | | 24,172 | | — | | — | | 37,966 | |
未证明的性质 | | — | | 383 | | — | | — | | 98 | | — | | 4,362 | | — | | — | | 4,843 | |
| | — | | 2,890 | | — | | — | | 11,385 | | — | | 28,534 | | — | | — | | 42,809 | |
累计折旧 | | — | | 1,267 | | — | | — | | 5,894 | | — | | 7,389 | | — | | — | | 14,550 | |
净资本化成本 | | — | | 1,623 | | — | | — | | 5,491 | | — | | 21,145 | | — | | — | | 28,259 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度所招致的费用B d e | | | | | | | |
收购物业c | | | | | | | | | | | |
证明了 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
未经证实 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 75 | | — | | — | | 75 | |
| | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 75 | | — | | — | | 75 | |
勘探和评估费用d | | — | | 60 | | — | | — | | 8 | | — | | 196 | | — | | — | | 264 | |
发展 | | — | | 430 | | — | | — | | 539 | | — | | 2,677 | | — | | — | | 3,646 | |
总成本 | | — | | 490 | | — | | — | | 547 | | — | | 2,948 | | — | | — | | 3,985 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度的经营业绩b | | | | | | | |
销售和其他营业收入f | | | | | | | | | | | |
第三方 | | — | | 1,677 | | — | | — | | 1,637 | | — | | — | | — | | — | | 3,314 | |
企业之间的销售 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 17,120 | | — | | — | | 17,120 | |
| | — | | 1,677 | | — | | — | | 1,637 | | — | | 17,120 | | — | | — | | 20,434 | |
勘探支出 | | — | | 105 | | — | | — | | 3 | | — | | 50 | | — | | — | | 158 | |
生产成本 | | — | | 222 | | — | | — | | 487 | | — | | 1,335 | | — | | — | | 2,044 | |
生产税 | | — | | — | | — | | — | | 308 | | — | | 9,291 | | — | | — | | 9,599 | |
其他成本(收入) | | — | | 26 | | — | | — | | 34 | | — | | 293 | | — | | — | | 353 | |
折旧、损耗和摊销 | | — | | 347 | | — | | — | | 404 | | — | | 1,633 | | — | | — | | 2,384 | |
出售企业和固定资产的减值和亏损净额 | | — | | 108 | | — | | — | | (32) | | — | | 191 | | — | | — | | 267 | |
| | — | | 808 | | — | | — | | 1,204 | | — | | 12,793 | | — | | — | | 14,805 | |
税前利润(亏损) | | — | | 869 | | — | | — | | 433 | | — | | 4,327 | | — | | — | | 5,629 | |
可分配税 | | — | | 599 | | — | | — | | 684 | | — | | 852 | | — | | — | | 2,135 | |
行动的结果 | | — | | 270 | | — | | — | | (251) | | — | | 3,475 | | — | | — | | 3,494 | |
| | | | | | | | | | | |
|
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
a本表中报告的俄罗斯金额包括英国石油公司在俄罗斯石油公司全球业务中的份额,包括俄罗斯以外的微不足道的金额。见附注37报告期后事项。
b这些表格载有与股权会计实体的石油和天然气勘探和生产活动有关的信息。与原油和天然气管道、液化天然气液化、运输业务以及下游和其他活动的管理和所有权有关的金额不包括在内。
c退役费用包括在12月31日的资本化成本中,但不包括在当年发生的费用中。
d包括在无形资产内资本化的勘探和评估钻探支出,以及在发生时计入收入的地质和地球物理勘探成本。
e所显示的金额反映了BP在权益会计实体发生的成本中所占的份额,而不是BP在收购权益会计实体的权益时发生的成本。
f已列报增值税净额。
石油和天然气勘探和生产活动--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
12月31日的资本化成本a.b | | | | | | | | | |
总资本化成本 | | | | | | | | | | | |
已证明的性质 | | 31,729 | | — | | 63,803 | | 3,431 | | 15,526 | | 49,736 | | — | | 44,031 | | 6,409 | | 214,665 | |
未证明的性质 | | 410 | | — | | 3,102 | | 2,644 | | 2,477 | | 3,560 | | — | | 1,584 | | 640 | | 14,417 | |
| | 32,139 | | — | | 66,905 | | 6,075 | | 18,003 | | 53,296 | | — | | 45,615 | | 7,049 | | 229,082 | |
累计折旧 | | 22,501 | | — | | 37,176 | | 3,852 | | 14,488 | | 42,575 | | — | | 26,246 | | 4,282 | | 151,120 | |
净资本化成本 | | 9,638 | | — | | 29,729 | | 2,223 | | 3,515 | | 10,721 | | — | | 19,369 | | 2,767 | | 77,962 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度所招致的费用a.b | | | | | | |
收购物业 | | | | | | | | | | | |
证明了 | | — | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
未经证实 | | — | | — | | 25 | | 2 | | (1) | | — | | — | | 16 | | — | | 42 | |
| | — | | — | | 26 | | 2 | | (1) | | — | | — | | 16 | | — | | 43 | |
勘探和评估费用c | | 86 | | — | | 233 | | 127 | | 69 | | 168 | | 1 | | 265 | | 43 | | 992 | |
发展 | | 365 | | — | | 2,966 | | 9 | | 451 | | 1,507 | | — | | 2,222 | | 130 | | 7,650 | |
总成本 | | 451 | | — | | 3,225 | | 138 | | 519 | | 1,675 | | 1 | | 2,503 | | 173 | | 8,685 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度的经营业绩a | | | | | | |
销售和其他营业收入d | | | | | | | | | | | |
第三方 | | 36 | | — | | 687 | | 113 | | 813 | | 1,553 | | 2 | | 1,378 | | 610 | | 5,192 | |
企业之间的销售 | | 1,759 | | — | | 6,274 | | — | | 53 | | 1,641 | | — | | 4,805 | | 277 | | 14,809 | |
| | 1,795 | | — | | 6,961 | | 113 | | 866 | | 3,194 | | 2 | | 6,183 | | 887 | | 20,001 | |
勘探支出 | | 93 | | — | | 2,724 | | 2,579 | | 2,185 | | 2,289 | | 1 | | 367 | | 42 | | 10,280 | |
生产成本 | | 636 | | — | | 2,058 | | 102 | | 421 | | 817 | | — | | 875 | | 114 | | 5,023 | |
生产税 | | (22) | | — | | 57 | | — | | 140 | | — | | — | | 508 | | 12 | | 695 | |
其他成本(收入)e | | (130) | | 1 | | 1,633 | | 301 | | 117 | | 157 | | 44 | | 97 | | 113 | | 2,333 | |
折旧、损耗和摊销 | | 1,370 | | — | | 3,655 | | 93 | | 678 | | 2,459 | | 2 | | 1,994 | | 335 | | 10,586 | |
出售企业和固定资产的净减值和(收益)损失 | | 2,712 | | 5 | | 1,716 | | 866 | | 2,693 | | 2,042 | | — | | 1,839 | | — | | 11,873 | |
| | 4,659 | | 6 | | 11,843 | | 3,941 | | 6,234 | | 7,764 | | 47 | | 5,680 | | 616 | | 40,790 | |
税前利润(亏损)f | | (2,864) | | (6) | | (4,882) | | (3,828) | | (5,368) | | (4,570) | | (45) | | 503 | | 271 | | (20,789) | |
可分配税 | | (1,344) | | — | | (1,125) | | (682) | | (1,802) | | (308) | | 1 | | 1,923 | | 91 | | (3,246) | |
行动的结果 | | (1,520) | | (6) | | (3,757) | | (3,146) | | (3,566) | | (4,262) | | (46) | | (1,420) | | 180 | | (17,543) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
a这些表格包含与子公司的石油和天然气勘探和生产活动有关的信息,其中包括BP在联合业务的石油和天然气勘探和生产活动中所占的份额。这还不包括与墨西哥湾漏油事件相关的任何费用。与原油和天然气管道、液化天然气液化和运输业务的管理和所有权有关的金额不包括在内。此外,BP在美国、加拿大、英国、亚洲和欧洲的天然气、电力和天然气液化天然气的中游营销和交易活动也被排除在外。最重要的中游管道利益包括南高加索管道和巴库-第比利斯-杰伊汉管道,跨亚得里亚海管道和跨安纳托利亚管道。液化天然气的主要活动位于特立尼达、印度尼西亚和澳大利亚。
b退役费用包括在12月31日的资本化成本中,但不包括在当年发生的费用中。
c包括在无形资产内资本化的勘探和评估钻探支出,以及在发生时计入收入的地质和地球物理勘探成本。
d列报扣除运输成本、购置税和销售税的净额。
e包括财产税和其他政府收入。英国地区包括3.3亿美元的收益,由主要在美国地区的与团体自保计划有关的相应费用所抵消。
f不包括解除拨备及应付款项的折让369,000,000元,该折让计入集团收益表的融资成本。
石油和天然气勘探和生产活动--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯a | 其余部分 亚洲 | | |
股权会计实体(BP股份) | | | | | | | | | |
12月31日的资本化成本B c | | | | | | | | | |
总资本化成本 | | | | | | | | | | | |
已证明的性质 | | — | | 4,457 | | — | | — | | 10,690 | | — | | 24,963 | | — | | — | | 40,110 | |
未证明的性质 | | — | | 806 | | — | | — | | 108 | | — | | 4,627 | | — | | — | | 5,541 | |
| | — | | 5,263 | | — | | — | | 10,798 | | — | | 29,590 | | — | | — | | 45,651 | |
累计折旧 | | — | | 1,592 | | — | | — | | 5,490 | | — | | 7,693 | | — | | — | | 14,775 | |
净资本化成本 | | — | | 3,671 | | — | | — | | 5,308 | | — | | 21,897 | | — | | — | | 30,876 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度所招致的费用B d e | | | | | |
收购物业c | | | | | | | | | | | |
证明了 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 82 | | — | | — | | 82 | |
未经证实 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 3,714 | | — | | — | | 3,714 | |
| | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 3,796 | | — | | — | | 3,796 | |
勘探和评估费用d | | — | | 46 | | — | | — | | 15 | | — | | 315 | | — | | — | | 376 | |
发展 | | — | | 404 | | — | | — | | 393 | | — | | 2,594 | | — | | — | | 3,391 | |
总成本 | | — | | 450 | | — | | — | | 408 | | — | | 6,705 | | — | | — | | 7,563 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度的经营业绩b | | | | | |
销售和其他营业收入f | | | | | | | | | | | |
第三方 | | — | | 860 | | — | | — | | 1,110 | | — | | — | | — | | — | | 1,970 | |
企业之间的销售 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 9,344 | | — | | — | | 9,344 | |
| | — | | 860 | | — | | — | | 1,110 | | — | | 9,344 | | — | | — | | 11,314 | |
勘探支出 | | — | | 50 | | — | | — | | — | | — | | 109 | | — | | — | | 159 | |
生产成本 | | — | | 188 | | — | | — | | 486 | | — | | 1,387 | | — | | — | | 2,061 | |
生产税 | | — | | — | | — | | — | | 216 | | — | | 4,418 | | — | | — | | 4,634 | |
其他成本(收入) | | — | | 3 | | — | | — | | 5 | | — | | 236 | | — | | — | | 244 | |
折旧、损耗和摊销 | | — | | 412 | | — | | — | | 411 | | — | | 1,532 | | — | | — | | 2,355 | |
出售企业和固定资产的减值和亏损净额 | | — | | 119 | | — | | — | | 108 | | — | | 294 | | — | | — | | 521 | |
| | — | | 772 | | — | | — | | 1,226 | | — | | 7,976 | | — | | — | | 9,974 | |
税前利润(亏损) | | — | | 88 | | — | | — | | (116) | | — | | 1,368 | | — | | — | | 1,340 | |
可分配税 | | — | | 15 | | — | | — | | (41) | | — | | 226 | | — | | — | | 200 | |
行动的结果 | | — | | 73 | | — | | — | | (75) | | — | | 1,142 | | — | | — | | 1,140 | |
| | | | | | | | | | | |
|
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
a此表中报告的俄罗斯金额包括英国石油公司在俄罗斯石油公司全球业务中的份额,包括俄罗斯以外的微不足道的金额。
b这些表格载有与股权会计实体的石油和天然气勘探和生产活动有关的信息。与原油和天然气管道、液化天然气液化、运输业务以及下游和其他活动的管理和所有权有关的金额不包括在内。
c退役费用包括在12月31日的资本化成本中,但不包括在当年发生的费用中。
d包括在无形资产内资本化的勘探和评估钻探支出,以及在发生时计入收入的地质和地球物理勘探成本。
e所显示的金额反映了BP在权益会计实体发生的成本中所占的份额,而不是BP在收购权益会计实体的权益时发生的成本。
f已列报增值税净额。
石油和天然气勘探和生产活动--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
12月31日的资本化成本a.b | | | | | | | | | |
总资本化成本 | | | | | | | | | | | |
已证明的性质 | | 31,655 | | — | | 67,319 | | 3,421 | | 15,194 | | 48,150 | | — | | 42,629 | | 6,300 | | 214,668 | |
未证明的性质 | | 425 | | — | | 3,106 | | 2,547 | | 3,262 | | 3,495 | | — | | 1,865 | | 606 | | 15,306 | |
| | 32,080 | | — | | 70,425 | | 5,968 | | 18,456 | | 51,645 | | — | | 44,494 | | 6,906 | | 229,974 | |
累计折旧 | | 18,481 | | — | | 35,379 | | 409 | | 9,922 | | 35,572 | | — | | 22,481 | | 3,924 | | 126,168 | |
净资本化成本 | | 13,599 | | — | | 35,046 | | 5,559 | | 8,534 | | 16,073 | | — | | 22,013 | | 2,982 | | 103,806 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度所招致的费用a.b | | | | | | | |
收购物业 | | | | | | | | | | | |
证明了 | | 2 | | — | | 5 | | — | | — | | — | | — | | 188 | | — | | 195 | |
未经证实 | | 13 | | — | | 50 | | 1 | | 220 | | 18 | | — | | — | | — | | 302 | |
| | 15 | | — | | 55 | | 1 | | 220 | | 18 | | — | | 188 | | — | | 497 | |
勘探和评估费用c | | 128 | | — | | 271 | | 15 | | 220 | | 417 | | 2 | | 171 | | 61 | | 1,285 | |
发展 | | 717 | | — | | 4,047 | | 33 | | 737 | | 2,530 | | — | | 2,614 | | 137 | | 10,815 | |
总成本 | | 860 | | — | | 4,373 | | 49 | | 1,177 | | 2,965 | | 2 | | 2,973 | | 198 | | 12,597 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度的经营业绩a | | | | | |
销售和其他营业收入d | | | | | | | | | | | |
第三方 | | 229 | | — | | 1,780 | | 274 | | 1,620 | | 2,736 | | 2 | | 1,588 | | 1,142 | | 9,371 | |
企业之间的销售 | | 2,345 | | — | | 10,785 | | 1 | | 142 | | 2,815 | | — | | 7,596 | | 554 | | 24,238 | |
| | 2,574 | | — | | 12,565 | | 275 | | 1,762 | | 5,551 | | 2 | | 9,184 | | 1,696 | | 33,609 | |
勘探支出 | | 157 | | — | | 233 | | 13 | | 124 | | 222 | | 2 | | 187 | | 26 | | 964 | |
生产成本 | | 607 | | — | | 2,742 | | 118 | | 437 | | 1,045 | | — | | 961 | | 131 | | 6,041 | |
生产税 | | (75) | | — | | 315 | | — | | 293 | | — | | — | | 951 | | 63 | | 1,547 | |
其他成本(收入)e | | (308) | | — | | 2,527 | | 67 | | 92 | | 33 | | 42 | | (124) | | 153 | | 2,482 | |
折旧、损耗和摊销 | | 1,383 | | — | | 4,456 | | 118 | | 1,056 | | 3,806 | | 2 | | 2,384 | | 297 | | 13,502 | |
出售企业和固定资产的净减值和(收益)损失 | | 483 | | (10) | | 5,726 | | (1) | | 160 | | 151 | | — | | 1 | | — | | 6,510 | |
| | 2,247 | | (10) | | 15,999 | | 315 | | 2,162 | | 5,257 | | 46 | | 4,360 | | 670 | | 31,046 | |
税前利润(亏损)f | | 327 | | 10 | | (3,434) | | (40) | | (400) | | 294 | | (44) | | 4,824 | | 1,026 | | 2,563 | |
可分配税 | | (141) | | — | | (776) | | (76) | | (234) | | 593 | | (8) | | 3,078 | | 392 | | 2,828 | |
行动的结果 | | 468 | | 10 | | (2,658) | | 36 | | (166) | | (299) | | (36) | | 1,746 | | 634 | | (265) | |
| | | | | | | | | | | |
|
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
a这些表格包含与子公司石油和天然气勘探和生产活动有关的信息,其中包括英国石油公司在联合经营的石油和天然气勘探和生产活动中所占份额。它们不包括与墨西哥湾漏油有关的任何费用。不包括与原油及天然气管道、液化天然气液化及运输业务的管理及拥有权有关的金额。此外,英国石油公司在美国、加拿大、英国、亚洲和欧洲的天然气、电力和天然气等中游业务的营销和贸易也不包括在内。最重要的中游管道利益包括跨阿拉斯加管道系统、南高加索管道和巴库—第比利斯—杰伊汉管道。主要的液化天然气业务位于特立尼达、印度尼西亚和澳大利亚。
b退役费用包括在12月31日的资本化成本中,但不包括在当年发生的费用中。
c包括在无形资产内资本化的勘探和评估钻探支出,以及在发生时计入收入的地质和地球物理勘探成本。
d列报扣除运输成本、购置税和销售税的净额。
e包括财产税和其他政府收入。英国地区包括3.61亿美元的收益,由主要在美国地区的与团体自保计划有关的相应费用所抵消。
f不包括解除拨备及应付款项之折让439,000,000元,其计入集团收益表之融资成本。
石油和天然气勘探和生产活动--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯a | 其余部分 亚洲 | | |
股权会计实体(BP股份) | | | | | | | | | |
12月31日的资本化成本B c | | | | | | | | | |
总资本化成本 | | | | | | | | | | | |
已证明的性质 | | — | | 4,078 | | — | | — | | 10,376 | | — | | 28,179 | | — | | — | | 42,633 | |
未证明的性质 | | — | | 768 | | — | | — | | 93 | | — | | 1,097 | | — | | — | | 1,958 | |
| | — | | 4,846 | | — | | — | | 10,469 | | — | | 29,276 | | — | | — | | 44,591 | |
累计折旧 | | — | | 1,046 | | — | | — | | 5,078 | | — | | 8,477 | | — | | — | | 14,601 | |
净资本化成本 | | — | | 3,800 | | — | | — | | 5,391 | | — | | 20,799 | | — | | — | | 29,990 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度所招致的费用B d e | | | | | | |
收购物业c | | | | | | | | | | | |
证明了 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
未经证实 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 58 | | — | | — | | 58 | |
| | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 58 | | — | | — | | 58 | |
勘探和评估费用d | | — | | 120 | | — | | — | | 19 | | — | | 177 | | — | | — | | 316 | |
发展 | | — | | 640 | | — | | — | | 675 | | — | | 2,908 | | — | | — | | 4,223 | |
总成本 | | — | | 760 | | — | | — | | 694 | | — | | 3,143 | | — | | — | | 4,597 | |
| | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度的经营业绩b | | | | | | |
销售和其他营业收入f | | | | | | | | | | | |
第三方 | | — | | 1,002 | | — | | — | | 1,621 | | — | | — | | — | | — | | 2,623 | |
企业之间的销售 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 15,012 | | — | | — | | 15,012 | |
| | — | | 1,002 | | — | | — | | 1,621 | | — | | 15,012 | | — | | — | | 17,635 | |
勘探支出 | | — | | 92 | | — | | — | | 43 | | — | | 73 | | — | | — | | 208 | |
生产成本 | | — | | 216 | | — | | — | | 465 | | — | | 1,386 | | — | | — | | 2,067 | |
生产税 | | — | | — | | — | | — | | 343 | | — | | 7,413 | | — | | — | | 7,756 | |
其他成本(收入) | | — | | 59 | | — | | — | | 16 | | — | | 346 | | — | | — | | 421 | |
折旧、损耗和摊销 | | — | | 323 | | — | | — | | 414 | | — | | 1,657 | | — | | — | | 2,394 | |
出售企业和固定资产的减值和亏损净额 | | — | | — | | — | | — | | (42) | | — | | 46 | | — | | — | | 4 | |
| | — | | 690 | | — | | — | | 1,239 | | — | | 10,921 | | — | | — | | 12,850 | |
税前利润(亏损) | | — | | 312 | | — | | — | | 382 | | — | | 4,091 | | — | | — | | 4,785 | |
可分配税 | | — | | 229 | | — | | — | | 245 | | — | | 811 | | — | | — | | 1,285 | |
行动的结果 | | — | | 83 | | — | | — | | 137 | | — | | 3,280 | | — | | — | | 3,500 | |
| | | | | | | | | | | |
|
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
a本表中报告的俄罗斯金额包括英国石油公司在俄罗斯石油公司全球业务中的份额,包括俄罗斯以外的微不足道的金额。所呈报金额已予修订,以剔除其权益会计实体的相应金额。
b这些表格载有与股权会计实体的石油和天然气勘探和生产活动有关的信息。与原油和天然气管道、液化天然气液化、运输业务以及下游和其他活动的管理和所有权有关的金额不包括在内。
c退役费用包括在12月31日的资本化成本中,但不包括在当年发生的费用中。
d包括在无形资产内资本化的勘探和评估钻探支出,以及在发生时计入收入的地质和地球物理勘探成本。
e所显示的金额反映了BP在权益会计实体发生的成本中所占的份额,而不是BP在收购权益会计实体的权益时发生的成本。
f已扣除销售税。
估计净探明储量变动情况
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
原油a.b | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们c | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 162 | | — | | 697 | | 37 | | 8 | | 116 | | — | | 1,100 | | 34 | | 2,154 | |
未开发 | | 148 | | — | | 742 | | 195 | | 9 | | 21 | | — | | 547 | | 5 | | 1,666 | |
| | 309 | | — | | 1,438 | | 232 | | 16 | | 137 | | — | | 1,647 | | 38 | | 3,819 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | — | | (46) | | (32) | | (3) | | 32 | | — | | (121) | | (1) | | (171) | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 29 | | — | | — | | 2 | | — | | — | | — | | 32 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 2 | | — | | — | | — | | — | | 5 | | — | | 7 | |
生产 | | (30) | | — | | (113) | | (9) | | (2) | | (41) | | — | | (116) | | (5) | | (315) | |
出售就地储备 | | (1) | | — | | (5) | | | | | — | | (36) | | — | | (41) | |
| | (30) | | — | | (132) | | (41) | | (5) | | (7) | | — | | (268) | | (6) | | (489) | |
12月31日c | | | | | | | | | | | |
开发 | | 178 | | — | | 705 | | 24 | | 5 | | 117 | | — | | 930 | | 28 | | 1,987 | |
未开发 | | 101 | | — | | 601 | | 167 | | 7 | | 14 | | — | | 449 | | 4 | | 1,343 | |
| | 279 | | — | | 1,306 | | 191 | | 12 | | 131 | | — | | 1,379 | | 33 | | 3,330 | |
股权会计实体(BP股份)d | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 112 | | — | | 5 | | 275 | | 2 | | 3,123 | | — | | — | | 3,517 | |
未开发 | | — | | 24 | | — | | 21 | | 237 | | — | | 2,493 | | — | | — | | 2,776 | |
| | — | | 136 | | — | | 26 | | 512 | | 3 | | 5,615 | | 1 | | — | | 6,293 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 9 | | — | | (5) | | (4) | | 1 | | 166 | | 1 | | — | | 168 | |
提高了恢复能力 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | 13 | | — | | — | | — | | — | | 13 | |
发现和扩展 | | — | | 1 | | — | | 2 | | 25 | | — | | 238 | | — | | — | | 266 | |
生产 | | — | | (18) | | — | | (1) | | (19) | | — | | (323) | | — | | — | | (361) | |
出售就地储备 | | — | | (9) | | — | | — | | — | | — | | (111) | | — | | — | | (119) | |
| | — | | (15) | | — | | (4) | | 15 | | — | | (30) | | 1 | | — | | (33) | |
12月31日e f | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 100 | | — | | 10 | | 275 | | 3 | | 3,045 | | 1 | | — | | 3,434 | |
未开发 | | — | | 21 | | — | | 12 | | 253 | | — | | 2,540 | | 1 | | — | | 2,826 | |
| | — | | 121 | | — | | 22 | | 527 | | 3 | | 5,585 | | 1 | | — | | 6,260 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 162 | | 112 | | 697 | | 42 | | 283 | | 119 | | 3,123 | | 1,100 | | 34 | | 5,671 | |
未开发 | | 148 | | 24 | | 742 | | 215 | | 246 | | 22 | | 2,493 | | 548 | | 5 | | 4,441 | |
| | 309 | | 136 | | 1,438 | | 258 | | 529 | | 140 | | 5,615 | | 1,648 | | 38 | | 10,112 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 178 | | 100 | | 705 | | 34 | | 280 | | 119 | | 3,045 | | 931 | | 28 | | 5,421 | |
未开发 | | 101 | | 21 | | 601 | | 179 | | 259 | | 14 | | 2,540 | | 450 | | 4 | | 4,169 | |
| | 279 | | 121 | | 1,306 | | 213 | | 539 | | 134 | | 5,585 | | 1,381 | | 33 | | 9,590 | |
a原油包括凝析油和沥青。已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括400万桶原油,涉及BP特立尼达和多巴哥有限责任公司30%的非控股权益。
d权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
e 包括与俄罗斯石油公司7.16%的非控股权益有关的约3.93亿桶原油,包括通过英国石油公司在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的2200万桶。
f 作为我们在Rosneft的股权的一部分,我们持有的已探明原油总储量为54.9亿桶,其中伊拉克为100万桶,埃及、越南和加拿大各不到100万桶,俄罗斯为54.87亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
天然气液体a.b | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们c | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 7 | | — | | 115 | | — | | 2 | | 13 | | — | | — | | 2 | | 139 | |
未开发 | | — | | — | | 218 | | — | | 19 | | 1 | | — | | — | | — | | 237 | |
| | 7 | | — | | 333 | | — | | 21 | | 14 | | — | | — | | 2 | | 376 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | 5 | | — | | (1) | | — | | 1 | | (1) | | — | | — | | — | | 4 | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 25 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 25 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
生产c | | (2) | | — | | (25) | | — | | (1) | | (3) | | — | | — | | (1) | | (32) | |
出售就地储备 | | (1) | | — | | (4) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (5) | |
| | 2 | | — | | (5) | | — | | — | | (4) | | — | | — | | — | | (8) | |
截至12月31日d | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | — | | 132 | | — | | 2 | | 9 | | — | | — | | 2 | | 153 | |
未开发 | | — | | — | | 195 | | — | | 19 | | 1 | | — | | — | | — | | 215 | |
| | 9 | | — | | 328 | | — | | 21 | | 10 | | — | | — | | 2 | | 368 | |
股权会计实体(BP股份)e | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 6 | | — | | — | | 2 | | 12 | | 108 | | — | | — | | 129 | |
未开发 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | 43 | | — | | — | | 44 | |
| | — | | 7 | | — | | — | | 2 | | 12 | | 151 | | — | | — | | 172 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | — | | — | | — | | — | | 6 | | (9) | | — | | — | | (2) | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
生产 | | — | | (1) | | — | | — | | — | | (1) | | (1) | | — | | — | | (4) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | — | | (1) | | — | | — | | — | | 5 | | (10) | | — | | — | | (7) | |
12月31日F g | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 6 | | — | | — | | 2 | | 17 | | 100 | | — | | — | | 125 | |
未开发 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 41 | | — | | — | | 41 | |
| | — | | 6 | | — | | — | | 2 | | 17 | | 140 | | — | | — | | 166 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 7 | | 6 | | 115 | | — | | 4 | | 25 | | 108 | | — | | 2 | | 268 | |
未开发 | | — | | 1 | | 218 | | — | | 19 | | 1 | | 43 | | — | | — | | 281 | |
| | 7 | | 7 | | 333 | | — | | 23 | | 26 | | 151 | | — | | 2 | | 549 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | 6 | | 132 | | — | | 4 | | 26 | | 100 | | — | | 2 | | 278 | |
未开发 | | — | | — | | 195 | | — | | 19 | | 1 | | 41 | | — | | — | | 256 | |
| | 9 | | 6 | | 328 | | — | | 22 | | 27 | | 140 | | — | | 2 | | 534 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c不包括加工厂的NGL,这些加工厂持有股权会计实体每天3,000桶的权益。
d包括英国石油特立尼达和多巴哥有限责任公司30%非控股权益的600万桶NGL。
e权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
f包括300万桶NGL,涉及Rosneft 2.3%的非控股权益。
g作为我们在Rosneft的股权的一部分,已探明的NGL总储量为1.4亿桶,其中加拿大不到100万桶,俄罗斯为1.4亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
液体总量a.b | | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们c | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 168 | | — | | 812 | | 37 | | 10 | | 129 | | — | | 1,100 | | 36 | | 2,293 | |
未开发 | | 148 | | — | | 959 | | 195 | | 27 | | 22 | | — | | 547 | | 5 | | 1,903 | |
| | 316 | | — | | 1,771 | | 232 | | 37 | | 151 | | — | | 1,647 | | 41 | | 4,196 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | 5 | | — | | (47) | | (32) | | (2) | | 31 | | — | | (121) | | (1) | | (167) | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 54 | | — | | — | | 2 | | — | | — | | — | | 57 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 2 | | — | | — | | — | | — | | 5 | | — | | 7 | |
生产c | | (32) | | — | | (138) | | (9) | | (3) | | (44) | | — | | (116) | | (5) | | (348) | |
出售就地储备 | | (1) | | — | | (9) | | — | | — | | — | | — | | (36) | | — | | (46) | |
| | (29) | | — | | (137) | | (41) | | (5) | | (11) | | — | | (268) | | (6) | | (497) | |
12月31日d | | | | | | | | | | | |
开发 | | 187 | | — | | 837 | | 24 | | 7 | | 125 | | — | | 930 | | 30 | | 2,141 | |
未开发 | | 101 | | — | | 796 | | 167 | | 25 | | 15 | | — | | 449 | | 4 | | 1,558 | |
| | 288 | | — | | 1,634 | | 191 | | 32 | | 140 | | — | | 1,379 | | 34 | | 3,699 | |
股权会计实体(BP股份)e | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 118 | | — | | 5 | | 277 | | 15 | | 3,231 | | — | | — | | 3,645 | |
未开发 | | — | | 25 | | — | | 21 | | 237 | | — | | 2,535 | | — | | — | | 2,819 | |
| | — | | 143 | | — | | 26 | | 514 | | 15 | | 5,766 | | 1 | | — | | 6,465 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 10 | | — | | (5) | | (4) | | 7 | | 157 | | 1 | | — | | 166 | |
提高了恢复能力 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | 13 | | — | | — | | — | | — | | 13 | |
发现和扩展 | | — | | 1 | | — | | 2 | | 25 | | — | | 238 | | — | | — | | 266 | |
生产 | | — | | (19) | | — | | (1) | | (19) | | (1) | | (325) | | — | | — | | (365) | |
出售就地储备 | | — | | (9) | | — | | — | | — | | — | | (111) | | — | | — | | (120) | |
| | — | | (16) | | — | | (4) | | 15 | | 5 | | (40) | | 1 | | — | | (39) | |
12月31日F g | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 106 | | — | | 10 | | 276 | | 20 | | 3,145 | | 1 | | — | | 3,558 | |
未开发 | | — | | 21 | | — | | 12 | | 253 | | — | | 2,581 | | 1 | | — | | 2,867 | |
| | — | | 127 | | — | | 22 | | 529 | | 20 | | 5,726 | | 1 | | — | | 6,425 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 168 | | 118 | | 812 | | 42 | | 287 | | 144 | | 3,231 | | 1,100 | | 36 | | 5,938 | |
未开发 | | 148 | | 25 | | 959 | | 215 | | 265 | | 23 | | 2,535 | | 548 | | 5 | | 4,722 | |
| | 316 | | 143 | | 1,771 | | 258 | | 552 | | 166 | | 5,766 | | 1,648 | | 41 | | 10,661 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 187 | | 106 | | 837 | | 34 | | 284 | | 146 | | 3,145 | | 931 | | 30 | | 5,699 | |
未开发 | | 101 | | 21 | | 796 | | 179 | | 278 | | 15 | | 2,581 | | 450 | | 4 | | 4,425 | |
| | 288 | | 127 | | 1,634 | | 213 | | 561 | | 161 | | 5,726 | | 1,381 | | 34 | | 10,124 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c不包括来自加工厂的NGL,对于股权会计实体而言,这些加工厂的权益为每天3000桶。
d还包括BP特立尼达和多巴哥LLC 30%非控股权益的1000万桶。
e权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
f包括与Rosneft非控股权益有关的3.96亿桶液体,包括通过BP在俄罗斯以外的俄罗斯权益持有的22 Mmboe。
g作为我们在Rosneft的股权的一部分,我们持有的已探明液体储量总计为56.3亿桶,其中伊拉克为100万桶,加拿大、埃及和越南各不到100万桶,俄罗斯为56.28亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 10亿立方英尺 |
天然气a.b | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 306 | | — | | 1,921 | | — | | 1,567 | | 1,382 | | — | | 3,883 | | 2,058 | | 11,118 | |
未开发 | | 51 | | — | | 3,423 | | — | | 1,964 | | 158 | | — | | 3,641 | | 1,029 | | 10,267 | |
| | 358 | | — | | 5,344 | | — | | 3,531 | | 1,541 | | — | | 7,524 | | 3,087 | | 21,385 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | 254 | | — | | 717 | | 1 | | (767) | | 537 | | — | | (66) | | (285) | | 390 | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 247 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 247 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 1 | | — | | — | | 25 | | — | | 116 | | — | | 142 | |
生产c | | (103) | | — | | (445) | | (1) | | (465) | | (516) | | — | | (489) | | (279) | | (2,297) | |
出售就地储备 | | (7) | | — | | (60) | | — | | — | | — | | — | | (1,298) | | — | | (1,365) | |
| | 143 | | — | | 461 | | — | | (1,232) | | 46 | | — | | (1,736) | | (564) | | (2,883) | |
12月31日d | | | | | | | | | | | |
开发 | | 455 | | — | | 2,401 | | — | | 1,152 | | 1,433 | | — | | 3,266 | | 1,584 | | 10,291 | |
未开发 | | 45 | | — | | 3,404 | | — | | 1,147 | | 154 | | — | | 2,522 | | 939 | | 8,211 | |
| | 501 | | — | | 5,805 | | — | | 2,299 | | 1,587 | | — | | 5,788 | | 2,523 | | 18,502 | |
股权会计实体(BP股份)e | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 141 | | — | | 2 | | 965 | | 600 | | 11,373 | | 7 | | — | | 13,088 | |
未开发 | | — | | 21 | | — | | 6 | | 513 | | 142 | | 7,312 | | — | | — | | 7,994 | |
| | — | | 162 | | — | | 8 | | 1,478 | | 741 | | 18,685 | | 7 | | — | | 21,082 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 8 | | — | | (2) | | (115) | | 152 | | 422 | | — | | — | | 467 | |
提高了恢复能力 | | — | | 4 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 4 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | 3 | | — | | — | | — | | — | | 3 | |
发现和扩展 | | — | | 1 | | — | | 1 | | 222 | | — | | 151 | | — | | — | | 375 | |
生产c | | — | | (25) | | — | | — | | (124) | | (72) | | (478) | | (3) | | — | | (702) | |
出售就地储备 | | — | | (9) | | — | | — | | — | | — | | (102) | | (4) | | — | | (115) | |
| | — | | (22) | | — | | (1) | | (13) | | 80 | | (7) | | (7) | | — | | 31 | |
12月31日F g | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 130 | | — | | 4 | | 929 | | 689 | | 11,399 | | — | | — | | 13,149 | |
未开发 | | — | | 11 | | — | | 4 | | 536 | | 133 | | 7,279 | | — | | — | | 7,964 | |
| | — | | 140 | | — | | 8 | | 1,465 | | 822 | | 18,678 | | — | | — | | 21,113 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 306 | | 141 | | 1,921 | | 2 | | 2,532 | | 1,982 | | 11,373 | | 3,890 | | 2,058 | | 24,206 | |
未开发 | | 51 | | 21 | | 3,423 | | 6 | | 2,477 | | 300 | | 7,312 | | 3,641 | | 1,029 | | 18,260 | |
| | 358 | | 162 | | 5,344 | | 8 | | 5,009 | | 2,282 | | 18,685 | | 7,531 | | 3,087 | | 42,467 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 455 | | 130 | | 2,401 | | 4 | | 2,081 | | 2,121 | | 11,399 | | 3,266 | | 1,584 | | 23,440 | |
未开发 | | 45 | | 11 | | 3,404 | | 4 | | 1,683 | | 287 | | 7,279 | | 2,522 | | 939 | | 16,174 | |
| | 501 | | 140 | | 5,805 | | 8 | | 3,764 | | 2,408 | | 18,678 | | 5,788 | | 2,523 | | 39,615 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括运营中消耗的1350亿立方英尺天然气,子公司消耗的830亿立方英尺,股权核算实体的520亿立方英尺。
d包括6900亿立方英尺的天然气,涉及BP特立尼达和多巴哥有限责任公司30%的非控股权益。
e权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
f包括俄罗斯石油公司10.20%非控股权益中的16,560亿立方英尺天然气,包括通过英国石油公司在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的6,210亿立方英尺。
g作为我们在Rosneft股权的一部分持有的总已探明天然气储量为162,330亿立方英尺,其中越南和加拿大不足10亿立方英尺,埃及为3760亿立方英尺,俄罗斯为158,570亿立方英尺。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万桶油当量c |
总碳氢化合物a.b | | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们f | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 221 | | — | | 1,143 | | 37 | | 280 | | 367 | | — | | 1,770 | | 391 | | 4,210 | |
未开发 | | 157 | | — | | 1,549 | | 195 | | 366 | | 50 | | — | | 1,175 | | 182 | | 3,673 | |
| | 378 | | — | | 2,692 | | 232 | | 646 | | 417 | | — | | 2,945 | | 573 | | 7,883 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | 49 | | — | | 77 | | (32) | | (134) | | 123 | | — | | (132) | | (50) | | (100) | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 97 | | — | | — | | 2 | | — | | — | | — | | 99 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 2 | | — | | — | | 4 | | — | | 25 | | — | | 31 | |
生产D E | | (50) | | — | | (214) | | (9) | | (83) | | (133) | | — | | (200) | | (54) | | (744) | |
出售就地储备 | | (3) | | — | | (19) | | — | | — | | — | | — | | (260) | | — | | (282) | |
| | (4) | | — | | (58) | | (41) | | (217) | | (3) | | — | | (567) | | (104) | | (994) | |
12月31日f | | | | | | | | | | | |
开发 | | 265 | | — | | 1,251 | | 24 | | 206 | | 372 | | — | | 1,494 | | 303 | | 3,915 | |
未开发 | | 109 | | — | | 1,383 | | 167 | | 223 | | 41 | | — | | 884 | | 166 | | 2,973 | |
| | 374 | | — | | 2,634 | | 191 | | 429 | | 414 | | — | | 2,377 | | 469 | | 6,889 | |
股权会计实体(BP股份)g | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 142 | | — | | 5 | | 443 | | 118 | | 5,192 | | 1 | | — | | 5,902 | |
未开发 | | — | | 29 | | — | | 22 | | 326 | | 25 | | 3,796 | | — | | — | | 4,198 | |
| | — | | 171 | | — | | 27 | | 769 | | 143 | | 8,988 | | 2 | | — | | 10,100 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 11 | | — | | (5) | | (24) | | 33 | | 230 | | 1 | | — | | 246 | |
提高了恢复能力 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | 14 | | — | | — | | — | | — | | 14 | |
发现和扩展 | | — | | 1 | | — | | 2 | | 63 | | — | | 264 | | — | | — | | 330 | |
生产e | | — | | (23) | | — | | (1) | | (41) | | (14) | | (407) | | — | | — | | (486) | |
出售就地储备 | | — | | (11) | | — | | — | | — | | — | | (128) | | (1) | | — | | (139) | |
| | — | | (20) | | — | | (4) | | 12 | | 19 | | (42) | | — | | — | | (34) | |
12月31日h i | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 128 | | — | | 11 | | 437 | | 139 | | 5,110 | | 1 | | — | | 5,825 | |
未开发 | | — | | 23 | | — | | 12 | | 345 | | 23 | | 3,836 | | 1 | | — | | 4,240 | |
| | — | | 151 | | — | | 23 | | 782 | | 162 | | 8,946 | | 1 | | — | | 10,065 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 221 | | 142 | | 1,143 | | 43 | | 724 | | 485 | | 5,192 | | 1,771 | | 391 | | 10,112 | |
未开发 | | 157 | | 29 | | 1,549 | | 217 | | 692 | | 74 | | 3,796 | | 1,175 | | 182 | | 7,871 | |
| | 378 | | 171 | | 2,692 | | 259 | | 1,415 | | 560 | | 8,988 | | 2,946 | | 573 | | 17,982 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 265 | | 128 | | 1,251 | | 35 | | 642 | | 511 | | 5,110 | | 1,494 | | 303 | | 9,740 | |
未开发 | | 109 | | 23 | | 1,383 | | 179 | | 568 | | 65 | | 3,836 | | 884 | | 166 | | 7,214 | |
| | 374 | | 151 | | 2,634 | | 214 | | 1,210 | | 576 | | 8,946 | | 2,379 | | 469 | | 16,954 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c58亿立方英尺天然气=100万桶油当量。
d不包括加工厂的NGL,这些加工厂持有股权会计实体每天3,000桶的权益。
e包括运营中消耗的约2300万桶天然气石油当量、子公司的1400万桶石油当量、股权会计实体的900万桶石油当量。
f包括与BP Trinidad and Tobago LLC的30%非控股权益有关的1.3亿桶石油当量。
g 权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
h包括与俄罗斯石油公司8.09%的非控股权益有关的约6.82亿桶油当量,包括通过英国石油公司在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的129 Mmboe。
i作为我们于Rosneft的一部分股权持有的总探明储量为84. 29亿桶油当量,包括加拿大及越南少于100万桶油当量、伊拉克100万桶油当量、埃及6,500万桶油当量及俄罗斯83. 62亿桶油当量。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
原油a.b | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲c | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 206 | | — | | 1,063 | | 40 | | 7 | | 156 | | — | | 1,074 | | 26 | | 2,572 | |
未开发 | | 200 | | — | | 842 | | 179 | | 5 | | 40 | | — | | 525 | | 4 | | 1,794 | |
| | 406 | | — | | 1,905 | | 218 | | 12 | | 196 | | — | | 1,599 | | 30 | | 4,367 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (62) | | — | | (17) | | 22 | | — | | (17) | | — | | 175 | | 14 | | 114 | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 24 | | — | | — | | 3 | | — | | — | | — | | 27 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 2 | | — | | 5 | | — | | — | | 11 | | — | | 18 | |
生产 | | (35) | | — | | (125) | | (8) | | — | | (44) | | — | | (137) | | (5) | | (355) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (351) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (351) | |
| | (97) | | — | | (467) | | 14 | | 5 | | (58) | | — | | 48 | | 8 | | (547) | |
12月31日d | | | | | | | | | | | |
开发 | | 162 | | — | | 697 | | 37 | | 8 | | 116 | | — | | 1,100 | | 34 | | 2,154 | |
未开发 | | 148 | | — | | 742 | | 195 | | 9 | | 21 | | — | | 547 | | 5 | | 1,666 | |
| | 309 | | — | | 1,438 | | 232 | | 16 | | 137 | | — | | 1,647 | | 38 | | 3,819 | |
股权会计实体(BP股份)e | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 115 | | — | | — | | 291 | | 2 | | 3,159 | | — | | — | | 3,567 | |
未开发 | | — | | 35 | | — | | 20 | | 257 | | — | | 2,535 | | — | | — | | 2,847 | |
| | — | | 150 | | — | | 20 | | 548 | | 2 | | 5,695 | | — | | — | | 6,414 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | (5) | | — | | 6 | | 2 | | 1 | | 31 | | — | | — | | 35 | |
提高了恢复能力 | | — | | 10 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 10 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | 1 | | — | | 643 | | — | | — | | 644 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | 17 | | | 238 | | — | | — | | 255 | |
生产 | | — | | (18) | | — | | — | | (21) | | — | | (330) | | — | | — | | (369) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | (35) | | | (662) | | — | | — | | (697) | |
| | — | | (14) | | — | | 6 | | (36) | | 1 | | (79) | | — | | — | | (122) | |
12月31日F g | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 112 | | — | | 5 | | 275 | | 2 | | 3,123 | | — | | — | | 3,517 | |
未开发 | | — | | 24 | | — | | 21 | | 237 | | — | | 2,493 | | — | | — | | 2,776 | |
| | — | | 136 | | — | | 26 | | 512 | | 3 | | 5,615 | | 1 | | — | | 6,293 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 206 | | 115 | | 1,063 | | 40 | | 298 | | 158 | | 3,159 | | 1,074 | | 26 | | 6,140 | |
未开发 | | 200 | | 35 | | 842 | | 198 | | 262 | | 40 | | 2,535 | | 525 | | 4 | | 4,642 | |
| | 406 | | 150 | | 1,905 | | 238 | | 560 | | 198 | | 5,695 | | 1,599 | | 30 | | 10,781 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 162 | | 112 | | 697 | | 42 | | 283 | | 119 | | 3,123 | | 1,100 | | 34 | | 5,671 | |
未开发 | | 148 | | 24 | | 742 | | 215 | | 246 | | 22 | | 2,493 | | 548 | | 5 | | 4,441 | |
| | 309 | | 136 | | 1,438 | | 258 | | 529 | | 140 | | 5,615 | | 1,648 | | 38 | | 10,112 | |
a原油包括凝析油和沥青。已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括与阿曼持作出售资产有关的3700万桶原油。
d包括有关BP Trinidad and Tobago LLC 30%非控股权益的500万桶原油。
e权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
f 包括与Rosneft 7.09%非控股权益有关的3.93亿桶原油,包括通过bp在俄罗斯(Rosneft除外)的权益持有的1853万桶原油。
g作为我们在Rosneft股权的一部分持有的总探明原油储量为55.33亿桶,其中埃及、越南、伊拉克和加拿大各不足100万桶,委内瑞拉000万桶,俄罗斯55.31亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
天然气液体a.b | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲c | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | — | | 229 | | — | | 2 | | 12 | | — | | — | | 4 | | 255 | |
未开发 | | 5 | | — | | 250 | | — | | 21 | | 4 | | — | | — | | — | | 280 | |
| | 13 | | — | | 479 | | — | | 23 | | 16 | | — | | — | | 4 | | 535 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (5) | | — | | (22) | | — | | — | | 1 | | — | | — | | (1) | | (26) | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
生产d | | (2) | | — | | (31) | | — | | (3) | | (3) | | — | | — | | (1) | | (39) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (94) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (94) | |
| | (7) | | — | | (146) | | — | | (2) | | (2) | | — | | — | | (2) | | (159) | |
12月31日e | | | | | | | | | | | |
开发 | | 7 | | — | | 115 | | — | | 2 | | 13 | | — | | — | | 2 | | 139 | |
未开发 | | — | | — | | 218 | | — | | 19 | | 1 | | — | | — | | — | | 237 | |
| | 7 | | — | | 333 | | — | | 21 | | 14 | | — | | — | | 2 | | 376 | |
股权会计实体(BP股份)f | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 5 | | — | | — | | 2 | | 11 | | 89 | | — | | — | | 107 | |
未开发 | | — | | 3 | | — | | — | | — | | — | | 52 | | — | | — | | 55 | |
| | — | | 7 | | — | | — | | 2 | | 11 | | 141 | | — | | — | | 162 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | 3 | | 9 | | — | | — | | 12 | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 16 | | — | | — | | 16 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
生产d | | — | | (1) | | — | | — | | — | | (2) | | (2) | | — | | — | | (5) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (14) | | — | | — | | (14) | |
| | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | | 10 | | — | | — | | 10 | |
12月31日G h | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 6 | | — | | — | | 2 | | 12 | | 108 | | — | | — | | 129 | |
未开发 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | 43 | | — | | — | | 44 | |
| | — | | 7 | | — | | — | | 2 | | 12 | | 151 | | — | | — | | 172 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | 5 | | 229 | | — | | 4 | | 23 | | 89 | | — | | 4 | | 363 | |
未开发 | | 5 | | 3 | | 250 | | — | | 21 | | 4 | | 52 | | — | | — | | 334 | |
| | 13 | | 7 | | 479 | | — | | 25 | | 27 | | 141 | | — | | 4 | | 697 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 7 | | 6 | | 115 | | — | | 4 | | 25 | | 108 | | — | | 2 | | 268 | |
未开发 | | — | | 1 | | 218 | | — | | 19 | | 1 | | 43 | | — | | — | | 281 | |
| | 7 | | 7 | | 333 | | — | | 23 | | 26 | | 151 | | — | | 2 | | 549 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括与阿曼持有待售资产相关的0百万桶天然气油。
d不包括来自加工厂的天然气液化石油,其中所持权益为每日少于1,000桶(就附属公司而言)及每日3,000桶(就权益会计实体而言)。
e包括英国石油特立尼达和多巴哥有限责任公司30%非控股权益的600万桶NGL。
f权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
g包括有关Rosneft 7.99%非控股权益的1200万桶天然气液化石油。
h作为我们在俄罗斯石油公司股权的一部分持有的已探明NGL总储量为1.51亿桶,其中埃及、委内瑞拉、越南和加拿大各不到100万桶,俄罗斯为1.51亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万桶石油 |
液体总量a.b | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲c | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 214 | | — | | 1,292 | | 40 | | 9 | | 168 | | — | | 1,074 | | 30 | | 2,828 | |
未开发 | | 205 | | — | | 1,092 | | 179 | | 26 | | 43 | | — | | 525 | | 4 | | 2,074 | |
| | 420 | | — | | 2,384 | | 218 | | 35 | | 211 | | — | | 1,599 | | 34 | | 4,902 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (67) | | — | | (40) | | 22 | | 1 | | (16) | | — | | 175 | | 13 | | 87 | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 25 | | — | | — | | 3 | | — | | — | | — | | 28 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 2 | | — | | 5 | | — | | — | | 11 | | — | | 18 | |
生产d | | (37) | | — | | (155) | | (8) | | (3) | | (47) | | — | | (137) | | (6) | | (394) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (445) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (445) | |
| | (104) | | — | | (613) | | 14 | | 2 | | (60) | | — | | 48 | | 6 | | (706) | |
12月31日e | | | | | | | | | | | |
开发 | | 168 | | — | | 812 | | 37 | | 10 | | 129 | | — | | 1,100 | | 36 | | 2,293 | |
未开发 | | 148 | | — | | 959 | | 195 | | 27 | | 22 | | — | | 547 | | 5 | | 1,903 | |
| | 316 | | — | | 1,771 | | 232 | | 37 | | 151 | | — | | 1,647 | | 41 | | 4,196 | |
股权会计实体(BP股份)f | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 120 | | — | | — | | 293 | | 13 | | 3,248 | | — | | — | | 3,675 | |
未开发 | | — | | 37 | | — | | 20 | | 257 | | — | | 2,588 | | — | | — | | 2,902 | |
| | — | | 157 | | — | | 20 | | 550 | | 13 | | 5,836 | | — | | — | | 6,576 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | (4) | | — | | 6 | | 2 | | 4 | | 39 | | — | | — | | 47 | |
提高了恢复能力 | | — | | 10 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 10 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | 1 | | — | | 660 | | — | | — | | 661 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | | 17 | | | 238 | | — | | — | | 255 | |
生产d | | — | | (19) | | — | | — | | (21) | | (2) | | (331) | | — | | — | | (374) | |
出售就地储备 | | — | | (1) | | — | | — | | (35) | | | (675) | | — | | — | | (711) | |
| | — | | (14) | | — | | 6 | | (36) | | 2 | | (70) | | — | | — | | (112) | |
12月31日G h | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 118 | | — | | 5 | | 277 | | 15 | | 3,231 | | — | | — | | 3,645 | |
未开发 | | — | | 25 | | — | | 21 | | 237 | | — | | 2,535 | | — | | — | | 2,819 | |
| | — | | 143 | | — | | 26 | | 514 | | 15 | | 5,766 | | 1 | | — | | 6,465 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 214 | | 120 | | 1,292 | | 40 | | 302 | | 181 | | 3,248 | | 1,074 | | 30 | | 6,502 | |
未开发 | | 205 | | 37 | | 1,092 | | 198 | | 283 | | 43 | | 2,588 | | 525 | | 4 | | 4,976 | |
| | 420 | | 157 | | 2,384 | | 238 | | 585 | | 224 | | 5,836 | | 1,599 | | 34 | | 11,478 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 168 | | 118 | | 812 | | 42 | | 287 | | 144 | | 3,231 | | 1,100 | | 36 | | 5,938 | |
未开发 | | 148 | | 25 | | 959 | | 215 | | 265 | | 23 | | 2,535 | | 548 | | 5 | | 4,722 | |
| | 316 | | 143 | | 1,771 | | 258 | | 552 | | 166 | | 5,766 | | 1,648 | | 41 | | 10,661 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括与阿曼待售资产相关的3700万桶石油。
d不包括来自加工厂的NGL,这些加工厂的子公司每天持有的权益低于1,000桶,股权核算实体的权益低于每天3,000桶。
e还包括英国石油公司特立尼达和多巴哥有限责任公司30%的非控股权益的110万桶。
f权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
g包括与Rosneft的非控股权益有关的4.05亿桶液体,包括通过BP在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的19 Mmboe。
h 作为我们在Rosneft的股权的一部分,我们持有的已探明液体储量总计为56.83亿桶,其中委内瑞拉为000万桶,伊拉克、加拿大、埃及和越南各不到100万桶,俄罗斯为56.82亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 10亿立方英尺 |
天然气a.b | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲c | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 493 | | — | | 6,330 | | — | | 2,192 | | 1,163 | | — | | 3,667 | | 2,256 | | 16,101 | |
未开发 | | 207 | | — | | 2,127 | | — | | 2,235 | | 742 | | — | | 3,401 | | 1,132 | | 9,844 | |
| | 700 | | — | | 8,458 | | — | | 4,427 | | 1,905 | | — | | 7,068 | | 3,389 | | 25,946 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (252) | | — | | 580 | | 1 | | (362) | | (26) | | — | | 570 | | (9) | | 503 | |
提高了恢复能力 | | 1 | | — | | 545 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 546 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 1 | | — | | 93 | | 28 | | — | | 263 | | — | | 386 | |
生产d | | (92) | | — | | (603) | | (1) | | (627) | | (367) | | — | | (376) | | (293) | | (2,358) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (3,636) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (3,636) | |
| | (342) | | — | | (3,114) | | — | | (896) | | (364) | | — | | 457 | | (301) | | (4,561) | |
12月31日e | | | | | | | | | | | |
开发 | | 306 | | — | | 1,921 | | — | | 1,567 | | 1,382 | | — | | 3,883 | | 2,058 | | 11,118 | |
未开发 | | 51 | | — | | 3,423 | | — | | 1,964 | | 158 | | — | | 3,641 | | 1,029 | | 10,267 | |
| | 358 | | — | | 5,344 | | — | | 3,531 | | 1,541 | | — | | 7,524 | | 3,087 | | 21,385 | |
股权会计实体(BP股份)f | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 108 | | — | | — | | 1,130 | | 508 | | 9,324 | | 10 | | — | | 11,080 | |
未开发 | | — | | 56 | | — | | 6 | | 447 | | — | | 8,067 | | — | | — | | 8,576 | |
| | — | | 164 | | — | | 6 | | 1,577 | | 508 | | 17,391 | | 10 | | — | | 19,656 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 29 | | — | | 2 | | (86) | | 285 | | 1,022 | | — | | — | | 1,251 | |
提高了恢复能力 | | — | | 8 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 8 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | 18 | | 1,681 | | 1 | | — | | 1,701 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | 139 | | — | | 422 | | — | | — | | 561 | |
生产d | | — | | (35) | | — | | — | | (124) | | (69) | | (470) | | (5) | | — | | (703) | |
出售就地储备 | | — | | (3) | | — | | — | | (28) | | — | | (1,361) | | — | | — | | (1,393) | |
| | — | | (2) | | — | | 2 | | (99) | | 234 | | 1,294 | | (4) | | — | | 1,426 | |
12月31日G h | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 141 | | — | | 2 | | 965 | | 600 | | 11,373 | | 7 | | — | | 13,088 | |
未开发 | | — | | 21 | | — | | 6 | | 513 | | 142 | | 7,312 | | — | | — | | 7,994 | |
| | — | | 162 | | — | | 8 | | 1,478 | | 741 | | 18,685 | | 7 | | — | | 21,082 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 493 | | 108 | | 6,330 | | — | | 3,323 | | 1,670 | | 9,324 | | 3,677 | | 2,256 | | 27,181 | |
未开发 | | 207 | | 56 | | 2,127 | | 6 | | 2,682 | | 742 | | 8,067 | | 3,401 | | 1,132 | | 18,421 | |
| | 700 | | 164 | | 8,458 | | 6 | | 6,004 | | 2,413 | | 17,391 | | 7,078 | | 3,389 | | 45,601 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 306 | | 141 | | 1,921 | | 2 | | 2,532 | | 1,982 | | 11,373 | | 3,890 | | 2,058 | | 24,206 | |
未开发 | | 51 | | 21 | | 3,423 | | 6 | | 2,477 | | 300 | | 7,312 | | 3,641 | | 1,029 | | 18,260 | |
| | 358 | | 162 | | 5,344 | | 8 | | 5,009 | | 2,282 | | 18,685 | | 7,531 | | 3,087 | | 42,467 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括与阿曼待售资产相关的13,160亿立方英尺天然气。
d包括运营中消耗的1580亿立方英尺天然气,子公司消耗的1030亿立方英尺,股权核算实体的550亿立方英尺。
e包括1,0590亿立方英尺天然气,涉及BP特立尼达和多巴哥有限责任公司30%的非控股权益。
f权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
g包括俄罗斯石油公司10.01%的非控股权益中的16,400亿立方英尺天然气,包括通过英国石油公司在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的6,140亿立方英尺。
h作为我们在Rosneft的股权的一部分,我们持有的已探明天然气总储量为163.240亿立方英尺,其中委内瑞拉为00亿立方英尺,越南为70亿立方英尺,埃及为4200亿立方英尺,俄罗斯为15.897亿立方英尺。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 百万桶石油当量c |
总碳氢化合物a.b | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们d | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲d | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 300 | | — | | 2,384 | | 40 | | 387 | | 369 | | — | | 1,707 | | 419 | | 5,604 | |
未开发 | | 241 | | — | | 1,459 | | 179 | | 411 | | 171 | | — | | 1,111 | | 199 | | 3,771 | |
| | 540 | | — | | 3,842 | | 218 | | 798 | | 540 | | — | | 2,818 | | 618 | | 9,375 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (110) | | — | | 60 | | 22 | | (62) | | (21) | | — | | 273 | | 11 | | 174 | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 118 | | — | | — | | 3 | | — | | — | | — | | 122 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 3 | | — | | 21 | | 5 | | — | | 56 | | — | | 84 | |
生产E f | | (53) | | — | | (259) | | (8) | | (111) | | (110) | | — | | (202) | | (57) | | (800) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (1,072) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (1,072) | |
| | (163) | | — | | (1,150) | | 14 | | (152) | | (123) | | — | | 127 | | (46) | | (1,492) | |
12月31日g | | | | | | | | | | | |
开发 | | 221 | | — | | 1,143 | | 37 | | 280 | | 367 | | — | | 1,770 | | 391 | | 4,210 | |
未开发 | | 157 | | — | | 1,549 | | 195 | | 366 | | 50 | | — | | 1,175 | | 182 | | 3,673 | |
| | 378 | | — | | 2,692 | | 232 | | 646 | | 417 | | — | | 2,945 | | 573 | | 7,883 | |
股权会计实体(BP股份)h | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 139 | | — | | — | | 488 | | 100 | | 4,856 | | 2 | | — | | 5,585 | |
未开发 | | — | | 47 | | — | | 21 | | 334 | | — | | 3,978 | | — | | — | | 4,381 | |
| | — | | 186 | | — | | 21 | | 822 | | 100 | | 8,834 | | 2 | | — | | 9,965 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 1 | | — | | 7 | | (13) | | 53 | | 216 | | — | | — | | 263 | |
提高了恢复能力 | | — | | 11 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 11 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | 1 | | 3 | | 949 | | — | | — | | 954 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | 41 | | — | | 311 | | — | | — | | 352 | |
生产e | | — | | (25) | | — | | — | | (42) | | (14) | | (412) | | (1) | | — | | (495) | |
出售就地储备 | | — | | (1) | | — | | — | | (40) | | — | | (910) | | — | | — | | (951) | |
| | — | | (15) | | — | | 7 | | (53) | | 42 | | 153 | | — | | — | | 134 | |
12月31日I j | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 142 | | — | | 5 | | 443 | | 118 | | 5,192 | | 1 | | — | | 5,902 | |
未开发 | | — | | 29 | | — | | 22 | | 326 | | 25 | | 3,796 | | — | | — | | 4,198 | |
| | — | | 171 | | — | | 27 | | 769 | | 143 | | 8,988 | | 2 | | — | | 10,100 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 300 | | 139 | | 2,384 | | 40 | | 875 | | 469 | | 4,856 | | 1,708 | | 419 | | 11,189 | |
未开发 | | 241 | | 47 | | 1,459 | | 199 | | 746 | | 171 | | 3,978 | | 1,112 | | 199 | | 8,152 | |
| | 540 | | 186 | | 3,842 | | 239 | | 1,621 | | 640 | | 8,834 | | 2,820 | | 618 | | 19,341 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 221 | | 142 | | 1,143 | | 43 | | 724 | | 485 | | 5,192 | | 1,771 | | 391 | | 10,112 | |
未开发 | | 157 | | 29 | | 1,549 | | 217 | | 692 | | 74 | | 3,796 | | 1,175 | | 182 | | 7,871 | |
| | 378 | | 171 | | 2,692 | | 259 | | 1,415 | | 560 | | 8,988 | | 2,946 | | 573 | | 17,982 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c58亿立方英尺天然气=100万桶油当量。
d包括与阿曼持作出售资产有关的2.64亿桶石油当量。
e不包括来自加工厂的天然气液化石油,其中所持权益为每日少于1,000桶(就附属公司而言)及每日3,000桶(就权益会计实体而言)。
f包括营运中消耗的2700万桶石油当量天然气、附属公司消耗的1800万桶石油当量、权益会计实体消耗的1000万桶石油当量。
g包括与BP Trinidad and Tobago LLC的30%非控股权益有关的1.94亿桶石油当量。
h 权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
i包括与Rosneft非控股权益有关的6.87亿桶石油当量,包括通过bp在俄罗斯(Rosneft)以外的权益持有的1.24亿桶石油当量。
j作为我们于Rosneft的一部分股权持有的总探明储量为84. 98亿桶油当量,包括伊拉克及加拿大少于100万桶油当量、委内瑞拉000万桶油当量、越南100万桶油当量、埃及7,300万桶油当量及俄罗斯84. 23亿桶油当量。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
原油a.b | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们C d | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 223 | | — | | 962 | | 43 | | 8 | | 223 | | — | | 1,126 | | 30 | | 2,615 | |
未开发 | | 243 | | — | | 802 | | 190 | | 5 | | 36 | | — | | 482 | | 5 | | 1,763 | |
| | 466 | | — | | 1,764 | | 234 | | 14 | | 259 | | — | | 1,608 | | 34 | | 4,378 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (23) | | — | | 72 | | (8) | | 1 | | 39 | | — | | 104 | | 2 | | 187 | |
提高了恢复能力 | | — | | — | | 189 | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | 191 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | | — | | 1 | |
发现和扩展 | | — | | — | | 34 | | — | | — | | — | | — | | 11 | | — | | 45 | |
生产 | | (36) | | — | | (143) | | (9) | | (3) | | (57) | | — | | (125) | | (6) | | (378) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (12) | | — | | — | | (45) | | — | | — | | — | | (57) | |
| | (59) | | — | | 141 | | (16) | | (2) | | (63) | | — | | (9) | | (4) | | (12) | |
12月31日e | | | | | | | | | | | |
开发 | | 206 | | — | | 1,063 | | 40 | | 7 | | 156 | | — | | 1,074 | | 26 | | 2,572 | |
未开发 | | 200 | | — | | 842 | | 179 | | 5 | | 40 | | — | | 525 | | 4 | | 1,794 | |
| | 406 | | — | | 1,905 | | 218 | | 12 | | 196 | | — | | 1,599 | | 30 | | 4,367 | |
股权会计实体(BP股份)f | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 57 | | — | | — | | 293 | | 1 | | 3,190 | | — | | — | | 3,541 | |
未开发 | | — | | 100 | | — | | 19 | | 259 | | — | | 2,414 | | — | | — | | 2,792 | |
| | — | | 157 | | — | | 19 | | 552 | | 1 | | 5,604 | | — | | — | | 6,333 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 2 | | — | | 1 | | (13) | | 1 | | 158 | | — | | — | | 147 | |
提高了恢复能力 | | — | | 4 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 4 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 7 | | — | | — | | 7 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | 33 | | — | | 277 | | — | | — | | 310 | |
生产 | | — | | (13) | | — | | — | | (24) | | — | | (345) | | — | | — | | (382) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (6) | | — | | — | | (6) | |
| | — | | (7) | | — | | 1 | | (4) | | 1 | | 91 | | — | | — | | 81 | |
12月31日G h | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 115 | | — | | — | | 291 | | 2 | | 3,159 | | — | | — | | 3,567 | |
未开发 | | — | | 35 | | — | | 20 | | 257 | | — | | 2,535 | | — | | — | | 2,847 | |
| | — | | 150 | | — | | 20 | | 548 | | 2 | | 5,695 | | — | | — | | 6,415 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 223 | | 57 | | 962 | | 43 | | 302 | | 224 | | 3,190 | | 1,126 | | 30 | | 6,156 | |
未开发 | | 243 | | 100 | | 802 | | 209 | | 264 | | 36 | | 2,414 | | 482 | | 5 | | 4,555 | |
| | 466 | | 157 | | 1,764 | | 253 | | 566 | | 260 | | 5,604 | | 1,608 | | 34 | | 10,711 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 206 | | 115 | | 1,063 | | 40 | | 298 | | 158 | | 3,159 | | 1,074 | | 26 | | 6,140 | |
未开发 | | 200 | | 35 | | 842 | | 198 | | 262 | | 40 | | 2,535 | | 525 | | 4 | | 4,642 | |
| | 406 | | 150 | | 1,905 | | 238 | | 560 | | 198 | | 5,695 | | 1,599 | | 30 | | 10,781 | |
a原油包括凝析油和沥青。已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c阿拉斯加Prudhoe Bay油田的已探明储量包括估计450万桶,根据BP Prudhoe Bay Royalty Trust的条款,根据BP Prudhoe Bay Royalty Trust的条款,将在油田的整个生命周期内支付净利润特许权使用费。
d 包括与美国持有的待售资产相关的3.62亿桶原油。
e包括400万桶原油,涉及BP特立尼达和多巴哥LLC 30%的非控股权益。
f权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
g包括3.46亿桶原油,涉及俄罗斯石油公司6.17%的非控股权益,包括通过英国石油公司在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的26Mbl。
h 作为我们在Rosneft的股权的一部分,我们持有的已探明原油总储量为56.04亿桶,其中埃及、越南、伊拉克和加拿大不到100万桶,委内瑞拉3500万桶,俄罗斯55.68亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
天然气液体a.b | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们c | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | — | | 266 | | — | | 2 | | 14 | | — | | — | | 5 | | 295 | |
未开发 | | 6 | | — | | 246 | | — | | 25 | | 4 | | — | | — | | — | | 280 | |
| | 14 | | — | | 511 | | — | | 27 | | 18 | | — | | — | | 5 | | 576 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | — | | (46) | | — | | (1) | | — | | — | | — | | — | | (47) | |
提高了恢复能力 | | 1 | | — | | 62 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 63 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
生产d | | (1) | | — | | (33) | | — | | (3) | | (3) | | — | | — | | (1) | | (41) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (17) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (17) | |
| | (1) | | — | | (32) | | — | | (4) | | (3) | | — | | — | | (1) | | (41) | |
12月31日e | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | — | | 229 | | — | | 2 | | 12 | | — | | — | | 4 | | 255 | |
未开发 | | 5 | | — | | 250 | | — | | 21 | | 4 | | — | | — | | — | | 280 | |
| | 13 | | — | | 479 | | — | | 23 | | 16 | | — | | — | | 4 | | 535 | |
股权会计实体(BP股份)f | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 4 | | — | | — | | — | | 7 | | 103 | | — | | — | | 114 | |
未开发 | | — | | 3 | | — | | — | | — | | — | | 51 | | — | | — | | 54 | |
| | — | | 7 | | — | | — | | — | | 7 | | 154 | | — | | — | | 169 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | — | | — | | — | | 3 | | 5 | | (11) | | — | | — | | (3) | |
提高了恢复能力 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
生产 | | — | | (1) | | — | | — | | — | | (2) | | (2) | | — | | — | | (4) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | — | | — | | — | | — | | 2 | | 4 | | (13) | | — | | — | | (7) | |
12月31日G h | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 5 | | — | | — | | 2 | | 11 | | 89 | | — | | — | | 107 | |
未开发 | | — | | 3 | | — | | — | | — | | — | | 52 | | — | | — | | 55 | |
| | — | | 7 | | — | | — | | 2 | | 11 | | 141 | | — | | — | | 162 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | 4 | | 266 | | — | | 2 | | 22 | | 103 | | — | | 5 | | 409 | |
未开发 | | 6 | | 3 | | 246 | | — | | 25 | | 4 | | 51 | | — | | — | | 335 | |
| | 14 | | 7 | | 511 | | — | | 27 | | 26 | | 154 | | — | | 5 | | 744 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 8 | | 5 | | 229 | | — | | 4 | | 23 | | 89 | | — | | 4 | | 363 | |
未开发 | | 5 | | 3 | | 250 | | — | | 21 | | 4 | | 52 | | — | | — | | 334 | |
| | 13 | | 7 | | 479 | | — | | 25 | | 27 | | 141 | | — | | 4 | | 697 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括9400万桶NGL与在美国持有待售资产相关。
d不包括来自加工厂的天然气液化石油,其中所持权益为每日少于1,000桶(就附属公司而言)及每日3,000桶(就权益会计实体而言)。
e包括与BP特立尼达和多巴哥有限责任公司30%非控股权益有关的700万桶天然气油。
f权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
g包括有关Rosneft 7.90%非控股权益的1100万桶天然气液化石油。
h作为我们在俄罗斯石油公司股权的一部分持有的已探明NGL总储量为1.41亿桶,其中埃及、委内瑞拉、越南和加拿大不到100万桶,俄罗斯为1.41亿桶。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 百万桶石油 |
液体总量a.b | | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们C d | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 231 | | — | | 1,228 | | 43 | | 10 | | 237 | | — | | 1,126 | | 35 | | 2,910 | |
未开发 | | 249 | | — | | 1,048 | | 190 | | 30 | | 40 | | — | | 482 | | 5 | | 2,044 | |
| | 480 | | — | | 2,276 | | 234 | | 41 | | 277 | | — | | 1,608 | | 39 | | 4,954 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (24) | | — | | 26 | | (8) | | — | | 40 | | — | | 104 | | 2 | | 140 | |
提高了恢复能力 | | 1 | | — | | 252 | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | 254 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 1 | | — | | 1 | |
发现和扩展 | | — | | — | | 35 | | — | | — | | — | | — | | 11 | | — | | 46 | |
生产e | | (38) | | — | | (176) | | (9) | | (6) | | (60) | | — | | (125) | | (7) | | (420) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (28) | | — | | — | | (45) | | — | | — | | — | | (74) | |
| | (60) | | — | | 109 | | (16) | | (6) | | (65) | | — | | (9) | | (5) | | (52) | |
12月31日f | | | | | | | | | | | |
开发 | | 214 | | — | | 1,292 | | 40 | | 9 | | 168 | | — | | 1,074 | | 30 | | 2,828 | |
未开发 | | 205 | | — | | 1,092 | | 179 | | 26 | | 43 | | — | | 525 | | 4 | | 2,074 | |
| | 420 | | — | | 2,384 | | 218 | | 35 | | 212 | | — | | 1,599 | | 34 | | 4,902 | |
股权会计实体(BP股份)g | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 60 | | — | | — | | 293 | | 8 | | 3,293 | | — | | — | | 3,655 | |
未开发 | | — | | 104 | | — | | 19 | | 259 | | — | | 2,465 | | — | | — | | 2,846 | |
| | — | | 164 | | — | | 19 | | 552 | | 8 | | 5,758 | | — | | — | | 6,502 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 2 | | — | | 1 | | (11) | | 7 | | 146 | | — | | — | | 145 | |
提高了恢复能力 | | — | | 5 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 5 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 7 | | — | | — | | 7 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | 33 | | — | | 277 | | — | | — | | 310 | |
生产 | | — | | (14) | | — | | — | | (24) | | (2) | | (346) | | — | | — | | (386) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (6) | | — | | — | | (6) | |
| | — | | (7) | | — | | 1 | | (1) | | 5 | | 78 | | — | | — | | 75 | |
12月31日h i | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 120 | | — | | — | | 293 | | 13 | | 3,248 | | — | | — | | 3,675 | |
未开发 | | — | | 37 | | — | | 20 | | 257 | | — | | 2,588 | | — | | — | | 2,902 | |
| | — | | 157 | | — | | 20 | | 550 | | 13 | | 5,836 | | — | | — | | 6,576 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 231 | | 60 | | 1,228 | | 44 | | 303 | | 245 | | 3,293 | | 1,126 | | 35 | | 6,565 | |
未开发 | | 249 | | 104 | | 1,048 | | 209 | | 289 | | 40 | | 2,465 | | 482 | | 5 | | 4,890 | |
| | 480 | | 164 | | 2,276 | | 253 | | 593 | | 285 | | 5,758 | | 1,608 | | 39 | | 11,456 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 214 | | 120 | | 1,292 | | 40 | | 302 | | 181 | | 3,248 | | 1,074 | | 30 | | 6,502 | |
未开发 | | 205 | | 37 | | 1,092 | | 198 | | 283 | | 43 | | 2,588 | | 525 | | 4 | | 4,976 | |
| | 420 | | 157 | | 2,384 | | 238 | | 585 | | 224 | | 5,836 | | 1,599 | | 34 | | 11,478 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b 由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c根据BP Prudhoe Bay Royalty Trust的条款,阿拉斯加Prudhoe Bay油田的已探明储量包括估计450万桶油当量,根据BP Prudhoe Bay Royalty Trust的条款,将在油田的整个生命周期内支付净利润特许权使用费。
d包括与美国持有的待售资产相关的4.56亿桶石油。
e不包括来自加工厂的天然气液化石油,其中所持权益为每日少于1,000桶(就附属公司而言)及每日3,000桶(就权益会计实体而言)。
f还包括英国石油公司特立尼达和多巴哥有限责任公司30%的非控股权益的110万桶。
g 权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
h包括与Rosneft的非控股权益有关的3.57亿桶,包括通过BP在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的26 Mmboe。
i
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 10亿立方英尺 |
天然气a.b | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们c | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 439 | | — | | 6,270 | | — | | 2,168 | | 1,313 | | — | | 3,599 | | 2,630 | | 16,420 | |
未开发 | | 343 | | — | | 5,056 | | — | | 3,073 | | 1,067 | | — | | 3,218 | | 1,179 | | 13,936 | |
| | 782 | | — | | 11,326 | | — | | 5,241 | | 2,380 | | — | | 6,817 | | 3,809 | | 30,355 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (34) | | — | | (1,877) | | 1 | | (263) | | (4) | | — | | 285 | | (129) | | (2,022) | |
提高了恢复能力 | | 9 | | — | | 307 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 315 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 50 | | — | | 50 | |
发现和扩展 | | — | | — | | 11 | | — | | 178 | | — | | — | | 299 | | — | | 488 | |
生产d | | (57) | | — | | (923) | | (1) | | (729) | | (450) | | — | | (383) | | (291) | | (2,834) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (386) | | — | | — | | (21) | | — | | — | | — | | (406) | |
| | (82) | | — | | (2,869) | | — | | (814) | | (475) | | — | | 251 | | (420) | | (4,410) | |
12月31日e | | | | | | | | | | | |
开发 | | 493 | | — | | 6,330 | | — | | 2,192 | | 1,163 | | — | | 3,667 | | 2,256 | | 16,101 | |
未开发 | | 207 | | — | | 2,127 | | — | | 2,235 | | 742 | | — | | 3,401 | | 1,132 | | 9,844 | |
| | 700 | | — | | 8,458 | | — | | 4,427 | | 1,905 | | — | | 7,068 | | 3,389 | | 25,946 | |
股权会计实体(BP股份)f | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 107 | | — | | — | | 1,207 | | 391 | | 7,798 | | 12 | | — | | 9,515 | |
未开发 | | — | | 55 | | — | | 4 | | 446 | | 143 | | 8,719 | | 4 | | — | | 9,369 | |
| | — | | 161 | | — | | 4 | | 1,653 | | 534 | | 16,517 | | 15 | | — | | 18,884 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 9 | | — | | 3 | | (120) | | 38 | | 789 | | — | | — | | 718 | |
提高了恢复能力 | | — | | 15 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 15 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | 180 | | — | | 534 | | — | | — | | 714 | |
生产d | | — | | (22) | | — | | — | | (135) | | (65) | | (448) | | (5) | | — | | (676) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | — | | 2 | | — | | 3 | | (75) | | (27) | | 874 | | (5) | | — | | 772 | |
12月31日G h | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 108 | | — | | — | | 1,130 | | 507 | | 9,324 | | 10 | | — | | 11,079 | |
未开发 | | — | | 56 | | — | | 6 | | 447 | | — | | 8,067 | | — | | — | | 8,576 | |
| | — | | 164 | | — | | 6 | | 1,577 | | 507 | | 17,391 | | 10 | | — | | 19,656 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 439 | | 107 | | 6,270 | | — | | 3,375 | | 1,704 | | 7,798 | | 3,610 | | 2,630 | | 25,934 | |
未开发 | | 343 | | 55 | | 5,056 | | 4 | | 3,519 | | 1,210 | | 8,719 | | 3,221 | | 1,179 | | 23,305 | |
| | 782 | | 161 | | 11,326 | | 4 | | 6,894 | | 2,914 | | 16,517 | | 6,832 | | 3,809 | | 49,239 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 493 | | 108 | | 6,330 | | — | | 3,323 | | 1,670 | | 9,324 | | 3,677 | | 2,256 | | 27,181 | |
未开发 | | 207 | | 56 | | 2,127 | | 6 | | 2,682 | | 742 | | 8,067 | | 3,401 | | 1,132 | | 18,421 | |
| | 700 | | 164 | | 8,458 | | 6 | | 6,004 | | 2,412 | | 17,391 | | 7,078 | | 3,389 | | 45,601 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c包括与美国持作出售资产相关的30540亿立方英尺天然气。
d包括运营中消耗的1880亿立方英尺天然气,子公司消耗的1460亿立方英尺,股权会计实体消耗的420亿立方英尺。
e 包括13,300亿立方英尺天然气与BP特立尼达和多巴哥有限责任公司30%非控股权益有关。
f 权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
g包括与Rosneft的9.72%非控股权益有关的14330亿立方英尺天然气,包括通过bp在俄罗斯(Rosneft除外)的权益持有的5690亿立方英尺天然气。
h 作为我们在Rosneft股权的一部分持有的总已探明天然气储量为147,050亿立方英尺,其中委内瑞拉280亿立方英尺,越南100亿立方英尺,埃及1710亿立方英尺和俄罗斯144,950亿立方英尺。
估计已探明净储量的变动情况--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 百万桶石油当量c |
总碳氢化合物a.b | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们D E | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 307 | | — | | 2,309 | | 43 | | 384 | | 464 | | — | | 1,746 | | 488 | | 5,741 | |
未开发 | | 308 | | — | | 1,919 | | 190 | | 560 | | 224 | | — | | 1,037 | | 208 | | 4,447 | |
| | 615 | | — | | 4,228 | | 234 | | 944 | | 687 | | — | | 2,783 | | 696 | | 10,188 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | (29) | | — | | (297) | | (8) | | (45) | | 39 | | — | | 153 | | (21) | | (208) | |
提高了恢复能力 | | 3 | | — | | 305 | | 1 | | — | | — | | — | | — | | — | | 309 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 10 | | — | | 10 | |
发现和扩展 | | — | | — | | 36 | | — | | 31 | | — | | — | | 63 | | — | | 130 | |
生产F g | | (48) | | — | | (335) | | (9) | | (131) | | (137) | | — | | (191) | | (57) | | (908) | |
出售就地储备 | | — | | — | | (95) | | — | | — | | (49) | | — | | — | | — | | (144) | |
| | (74) | | — | | (386) | | (16) | | (146) | | (147) | | — | | 35 | | (78) | | (813) | |
12月31日h | | | | | | | | | | | |
开发 | | 300 | | — | | 2,384 | | 40 | | 387 | | 369 | | — | | 1,707 | | 419 | | 5,604 | |
未开发 | | 241 | | — | | 1,459 | | 179 | | 411 | | 171 | | — | | 1,111 | | 199 | | 3,771 | |
| | 540 | | — | | 3,842 | | 218 | | 798 | | 540 | | — | | 2,818 | | 618 | | 9,375 | |
股权会计实体(BP股份)i | | | | | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 79 | | — | | — | | 501 | | 76 | | 4,638 | | 2 | | — | | 5,296 | |
未开发 | | — | | 113 | | — | | 20 | | 336 | | 25 | | 3,968 | | 1 | | — | | 4,462 | |
| | — | | 192 | | — | | 20 | | 837 | | 101 | | 8,605 | | 3 | | — | | 9,757 | |
可归因于以下方面的变化 | | | | | | | | | | | |
对先前估计数的修订 | | — | | 4 | | — | | 1 | | (31) | | 13 | | 282 | | — | | — | | 269 | |
提高了恢复能力 | | — | | 7 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 7 | |
购买就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 7 | | — | | — | | 7 | |
发现和扩展 | | — | | — | | — | | — | | 64 | | — | | 369 | | — | | — | | 434 | |
生产f | | — | | (17) | | — | | — | | (47) | | (13) | | (424) | | (1) | | — | | (503) | |
出售就地储备 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (6) | | — | | — | | (6) | |
| | — | | (6) | | — | | 1 | | (14) | | — | | 229 | | (1) | | — | | 208 | |
12月31日J K | | | | | | | | | | | |
开发 | | — | | 139 | | — | | — | | 488 | | 100 | | 4,856 | | 2 | | — | | 5,585 | |
未开发 | | — | | 47 | | — | | 21 | | 334 | | — | | 3,978 | | — | | — | | 4,381 | |
| | — | | 186 | | — | | 21 | | 822 | | 100 | | 8,834 | | 2 | | — | | 9,965 | |
子公司和权益核算实体合计(BP份额) | | | | | | | |
1月1日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 307 | | 79 | | 2,309 | | 44 | | 885 | | 539 | | 4,638 | | 1,749 | | 488 | | 11,037 | |
未开发 | | 308 | | 113 | | 1,919 | | 210 | | 896 | | 249 | | 3,968 | | 1,037 | | 208 | | 8,908 | |
| | 615 | | 192 | | 4,228 | | 253 | | 1,781 | | 788 | | 8,605 | | 2,786 | | 696 | | 19,945 | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
开发 | | 300 | | 139 | | 2,384 | | 40 | | 875 | | 469 | | 4,856 | | 1,708 | | 419 | | 11,189 | |
未开发 | | 241 | | 47 | | 1,459 | | 199 | | 746 | | 171 | | 3,978 | | 1,112 | | 199 | | 8,152 | |
| | 540 | | 186 | | 3,842 | | 239 | | 1,621 | | 640 | | 8,834 | | 2,820 | | 618 | | 19,341 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
c58亿立方英尺天然气=100万桶油当量。
d 根据BP Prudhoe Bay Royalty Trust的条款,阿拉斯加Prudhoe Bay油田的已探明储量包括估计450万桶油当量,根据BP Prudhoe Bay Royalty Trust的条款,将在油田的整个生命周期内支付净利润特许权使用费。
e包括与在美国待售资产相关的9.82亿桶油当量。
f不包括来自加工厂的天然气液化石油,其中所持权益为每日少于1,000桶(就附属公司而言)及每日3,000桶(就权益会计实体而言)。
g包括运营中消耗的3200万桶天然气石油当量,子公司的2500万桶石油当量,股权会计实体的700万桶石油当量。
h 包括BP特立尼达和多巴哥LLC 30%非控股权益的2.4亿桶油当量。
i权益会计实体的数量包括这些实体的权益会计投资的数量。
j包括与Rosneft的非控股权益有关的6.03亿桶油当量,包括通过BP在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的124 Mmboe。
k 作为我们在Rosneft的股权的一部分,我们持有的已探明总储量为82.81亿桶油当量,其中伊拉克和加拿大的石油当量不到100万桶,委内瑞拉的石油当量为4000万桶,越南的石油当量为200万桶,埃及的石油当量为3000万桶,俄罗斯的石油当量为82.08亿桶。
与已探明油气储量有关的未来现金流量折现及其变化的标准化计量
下表列出了与集团估计已探明储量的原油和天然气产量相关的未来现金流量折现及其变动的标准化计量。本信息是根据FASB石油和天然气披露要求编制的。
未来净现金流量是在某些假设的基础上编制的,这些假设可能实现也可能不实现。这些因素包括未来生产的时间、原油和天然气储量的估算,以及过去12个月原油和天然气平均价格和汇率的应用。此外,随着获得进一步的技术信息和经济状况的变化,已探明储量估计和产量预测都可能会进行修订。BP告诫不要依赖所提供的信息,因为它所依据的假设具有高度随意性,而且与财务报表中提供的历史成本信息缺乏可比性。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2021 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
未来现金流入a | | 25,600 | | — | | 108,600 | | 8,400 | | 10,300 | | 17,100 | | — | | 126,800 | | 20,400 | | 317,200 | |
未来生产成本b | | 13,400 | | — | | 33,900 | | 3,700 | | 4,300 | | 4,800 | | — | | 46,100 | | 6,400 | | 112,600 | |
未来开发成本b | | 1,100 | | — | | 12,600 | | 1,100 | | 1,300 | | 1,100 | | — | | 12,400 | | 2,100 | | 31,700 | |
未来课税c | | 4,300 | | — | | 10,100 | | 500 | | 1,400 | | 2,900 | | — | | 44,100 | | 4,100 | | 67,400 | |
未来净现金流 | | 6,800 | | — | | 52,000 | | 3,100 | | 3,300 | | 8,300 | | — | | 24,200 | | 7,800 | | 105,500 | |
10%的年度折扣d | | 2,100 | | — | | 21,600 | | 1,700 | | 600 | | 1,400 | | — | | 8,300 | | 2,900 | | 38,600 | |
未来净现金流量贴现的标准化计量e | | 4,700 | | — | | 30,400 | | 1,400 | | 2,700 | | 6,900 | | — | | 15,900 | | 4,900 | | 66,900 | |
股权会计实体(BP股份)f | | | | | | | | | | | |
未来现金流入a | | — | | 10,500 | | — | | — | | 40,100 | | — | | 370,000 | | — | | — | | 420,600 | |
未来生产成本b | | — | | 3,400 | | — | | — | | 16,600 | | — | | 254,000 | | — | | — | | 274,000 | |
未来开发成本b | | — | | 400 | | — | | — | | 3,900 | | — | | 24,300 | | — | | — | | 28,600 | |
未来课税c | | — | | 5,100 | | — | | — | | 6,100 | | — | | 15,600 | | — | | — | | 26,800 | |
未来净现金流 | | — | | 1,600 | | — | | — | | 13,500 | | — | | 76,100 | | — | | — | | 91,200 | |
10%的年度折扣d | | — | | 400 | | — | | — | | 7,800 | | — | | 45,200 | | — | | — | | 53,400 | |
未来净现金流量贴现的标准化计量G h | | — | | 1,200 | | — | | — | | 5,700 | | — | | 30,900 | | — | | — | | 37,800 | |
子公司和权益会计实体合计 |
未来净现金流量贴现的标准化计量i | | 4,700 | | 1,200 | | 30,400 | | 1,400 | | 8,400 | | 6,900 | | 30,900 | | 15,900 | | 4,900 | | 104,700 | |
以下是未来现金流量贴现的标准计量的主要变化来源:
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 附属公司 | 权益入账 实体股份(BP股份) | 合计两家子公司: 权益入账 实体 |
生产的石油和天然气的销售和转让,扣除生产成本 | | (12,200) | | (7,700) | | (19,900) | |
上一年度估计的本年度开发成本 | | 5,800 | | 3,600 | | 9,400 | |
扩展、发现和提高回收,降低相关成本 | | 1,700 | | 2,400 | | 4,100 | |
价格和生产成本的净变动 | | 71,900 | | 29,700 | | 101,600 | |
修订以前的储量估计数 | | (8,800) | | 1,000 | | (7,800) | |
税制净变动 | | (17,900) | | (7,200) | | (25,100) | |
未来开发成本 | | (3,200) | | (5,300) | | (8,500) | |
就地储备购销净变化 | | (3,100) | | (600) | | (3,700) | |
增加10%的年度折扣 | | 3,000 | | 2,000 | | 5,000 | |
年内标准化计量的总变动j | | 37,200 | | 17,900 | | 55,100 | |
a之前使用的标杆价格为布伦特原油69.23美元/桶,亨利·哈勃3.61美元/mm Btu。
b包括生产税在内的未来生产成本,以及与已探明储量未来生产相关的开发成本,都是基于现有经济状况的延续。包括未来的退役成本。
c企业所得税是参考适当的年终法定企业所得税税率计算的。
d未来来自石油和天然气生产的净现金流将以10%的价格贴现,无论集团对其生产活动相关风险的评估如何。
e英国石油特立尼达和多巴哥有限责任公司的非控股权益总计8.2亿美元。
f他说,股权核算实体未来现金流量贴现的标准化计量包括这些实体股权核算投资的未来现金流量贴现的标准化计量。
g据估计,俄罗斯石油公司的非控股权益在俄罗斯总计24.22亿美元。见本报告所述期间之后的附注37。
h他说,在非洲没有股权会计的未来现金流,因为已探明的储量是根据合同安排收到的,没有相关成本。
i 包括截至2021年12月31日持有的待售资产的未来现金流量净额。
j本年度标准化计量的变动总额包括汇率变动的影响。因将我们所占Rosneft份额变动换算为美元而产生的汇率影响包括在“价格及生产成本净变动”内。
与已探明油气储量相关的贴现未来净现金流及其变化的标准化衡量标准仍在继续。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2020 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
未来现金流入a | | 13,900 | | — | | 64,400 | | 4,100 | | 6,700 | | 12,600 | | — | | 93,500 | | 15,900 | | 211,100 | |
未来生产成本b | | 10,000 | | — | | 28,200 | | 3,400 | | 3,600 | | 4,200 | | — | | 45,300 | | 5,400 | | 100,100 | |
未来开发成本b | | 800 | | — | | 12,700 | | 1,200 | | 1,700 | | 1,100 | | — | | 13,300 | | 1,900 | | 32,700 | |
未来课税c | | 1,200 | | — | | 1,100 | | — | | 500 | | 1,800 | | — | | 26,100 | | 2,600 | | 33,300 | |
未来净现金流 | | 1,900 | | — | | 22,400 | | (500) | | 900 | | 5,500 | | — | | 8,800 | | 6,000 | | 45,000 | |
10%的年度折扣d | | 500 | | — | | 9,200 | | (200) | | 200 | | 1,100 | | — | | 2,000 | | 2,500 | | 15,300 | |
未来净现金流量贴现的标准化计量E f | | 1,400 | | — | | 13,200 | | (300) | | 700 | | 4,400 | | — | | 6,800 | | 3,500 | | 29,700 | |
股权会计实体(BP股份)g | | | | | | | | |
未来现金流入a | | — | | 6,300 | | — | | — | | 25,100 | | — | | 214,800 | | — | | — | | 246,200 | |
未来生产成本b | | — | | 3,100 | | — | | — | | 13,000 | | — | | 145,700 | | — | | — | | 161,800 | |
未来开发成本b | | — | | 500 | | — | | — | | 3,300 | | — | | 20,800 | | — | | — | | 24,600 | |
未来课税c | | — | | 2,200 | | — | | — | | 1,700 | | — | | 8,000 | | — | | — | | 11,900 | |
未来净现金流 | | — | | 500 | | — | | — | | 7,100 | | — | | 40,300 | | — | | — | | 47,900 | |
10%的年度折扣d | | — | | 100 | | — | | — | | 4,400 | | — | | 23,500 | | — | | — | | 28,000 | |
未来净现金流量贴现的标准化计量h i | | — | | 400 | | — | | — | | 2,700 | | — | | 16,800 | | — | | — | | 19,900 | |
子公司和权益会计实体合计 | | | | | | | |
未来净现金流量贴现的标准化计量j | | 1,400 | | 400 | | 13,200 | | (300) | | 3,400 | | 4,400 | | 16,800 | | 6,800 | | 3,500 | | 49,600 | |
以下是未来现金流量贴现的标准计量的主要变化来源:
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 附属公司 | 权益入账 实体股份(BP股份) | 子公司和股权会计实体合计 |
生产的石油和天然气的销售和转让,扣除生产成本 | | (21,200) | | (6,000) | | (27,200) | |
上一年度估计的本年度开发成本 | | 8,700 | | 4,100 | | 12,800 | |
扩展、发现和提高回收,降低相关成本 | | 1,100 | | 1,400 | | 2,500 | |
价格和生产成本的净变动 | | (51,600) | | (19,200) | | (70,800) | |
修订以前的储量估计数 | | 6,900 | | 400 | | 7,300 | |
税制净变动 | | 22,900 | | 4,600 | | 27,500 | |
未来开发成本 | | 100 | | (2,700) | | (2,600) | |
就地储备购销净变化 | | (6,200) | | — | | (6,200) | |
增加10%的年度折扣 | | 6,300 | | 3,400 | | 9,700 | |
年内标准化计量的总变动k | | (33,000) | | (14,000) | | (47,000) | |
a 所用的标记价格为布伦特41.31美元/桶,亨利集线器1.94美元/mmBtu。
b 生产成本(包括生产税)及与未来生产已探明储量有关的开发成本乃根据现有经济状况的持续情况而定。包括未来退役费用。
c 税项乃参考适当的年终法定企业所得税率计算。
d未来来自石油和天然气生产的净现金流将以10%的价格贴现,无论集团对其生产活动相关风险的评估如何。
e 在某些情况下,收入和成本计入贴现未来净现金流量估值的标准化计量,而不计入确定已探明储量,反之亦然。这可能导致贴现未来净现金流量的标准化计量为负值。
f BP特立尼达和多巴哥有限责任公司的非控股权益为2亿美元。
g他说,股权核算实体未来现金流量贴现的标准化计量包括这些实体股权核算投资的未来现金流量贴现的标准化计量。
h 俄罗斯石油公司在俄罗斯的非控股权益为16亿美元。
i他说,在非洲没有股权会计的未来现金流,因为已探明的储量是根据合同安排收到的,没有相关成本。
i 包括于二零二零年十二月三十一日持作出售资产的未来现金流量净额。
k本年度标准计量的总变动包括汇率变动的影响。将我们的Rosneft份额变动换算成美元所产生的汇率影响计入“价格和生产成本的净变动”。
与已探明油气储量相关的未来现金流贴现及其变化的标准化衡量标准--续
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | 百万美元 |
| | | | | | | | | | | 2019 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲区 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
截至12月31日 | | | | | | | | | | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
未来现金流入a | | 28,600 | | — | | 135,900 | | 7,400 | | 11,500 | | 21,200 | | — | | 135,800 | | 24,000 | | 364,400 | |
未来生产成本b | | 13,700 | | — | | 59,200 | | 3,400 | | 5,700 | | 6,700 | | — | | 53,200 | | 6,100 | | 148,000 | |
未来开发成本b | | 1,700 | | — | | 16,400 | | 1,200 | | 2,000 | | 1,300 | | — | | 16,700 | | 2,700 | | 42,000 | |
未来课税c | | 5,200 | | — | | 8,700 | | 200 | | 1,300 | | 3,300 | | — | | 46,000 | | 5,300 | | 70,000 | |
未来净现金流 | | 8,000 | | — | | 51,600 | | 2,600 | | 2,500 | | 9,900 | | — | | 19,900 | | 9,900 | | 104,400 | |
10%的年度折扣d | | 2,700 | | — | | 23,100 | | 1,400 | | 600 | | 2,300 | | — | | 7,200 | | 4,400 | | 41,700 | |
未来净现金流量贴现的标准化计量E f | | 5,300 | | — | | 28,500 | | 1,200 | | 1,900 | | 7,600 | | — | | 12,700 | | 5,500 | | 62,700 | |
股权会计实体(BP股份)g | | | | | | | | |
未来现金流入a | | — | | 10,300 | | — | | — | | 36,800 | | — | | 322,000 | | — | | — | | 369,100 | |
未来生产成本b | | — | | 3,500 | | — | | — | | 14,900 | | — | | 222,600 | | — | | — | | 241,000 | |
未来开发成本b | | — | | 700 | | — | | — | | 3,900 | | — | | 21,800 | | — | | — | | 26,400 | |
未来课税c | | — | | 4,700 | | — | | — | | 4,100 | | — | | 13,300 | | — | | — | | 22,100 | |
未来净现金流 | | — | | 1,400 | | — | | — | | 13,900 | | — | | 64,300 | | — | | — | | 79,600 | |
10%的年度折扣d | | — | | 400 | | — | | — | | 8,200 | | — | | 37,100 | | — | | — | | 45,700 | |
未来净现金流量贴现的标准化计量h i | | — | | 1,000 | | — | | — | | 5,700 | | — | | 27,200 | | — | | — | | 33,900 | |
子公司和权益会计实体合计 | | | | | | | |
未来净现金流量贴现的标准化计量j | | 5,300 | | 1,000 | | 28,500 | | 1,200 | | 7,600 | | 7,600 | | 27,200 | | 12,700 | | 5,500 | | 96,600 | |
以下是未来现金流量贴现的标准计量的主要变化来源:
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 附属公司 | 权益入账 实体股份(BP股份) | 合计两家子公司: 权益入账 实体 |
生产的石油和天然气的销售和转让,扣除生产成本 | | (27,400) | | (8,400) | | (35,800) | |
上一年度估计的本年度开发成本 | | 9,200 | | 4,100 | | 13,300 | |
扩展、发现和提高回收,降低相关成本 | | 3,800 | | 2,600 | | 6,400 | |
价格和生产成本的净变动 | | (28,100) | | (8,200) | | (36,300) | |
修订以前的储量估计数 | | 300 | | 1,100 | | 1,400 | |
税制净变动 | | 16,600 | | 2,400 | | 19,000 | |
未来开发成本 | | (1,500) | | (4,300) | | (5,800) | |
就地储备购销净变化 | | (1,400) | | — | | (1,400) | |
增加10%的年度折扣 | | 8,300 | | 4,100 | | 12,400 | |
年内标准化计量的总变动k | | (20,200) | | (6,600) | | (26,800) | |
a 使用的标记价格为布伦特62.74美元/桶,亨利枢纽2.58美元/mmBtu。
b 生产成本(包括生产税)及与未来生产已探明储量有关的开发成本乃根据现有经济状况的持续情况而定。包括未来退役费用。
c 税项乃参考适当的年终法定企业所得税率计算。
d未来来自石油和天然气生产的净现金流将以10%的价格贴现,无论集团对其生产活动相关风险的评估如何。
e 在某些情况下,收入和成本计入贴现未来净现金流量估值的标准化计量,而不计入确定已探明储量,反之亦然。这可能导致贴现未来净现金流量的标准化计量为负值。
fBP特立尼达和多巴哥有限责任公司的非控股权益为6亿美元。
g他说,股权核算实体未来现金流量贴现的标准化计量包括这些实体股权核算投资的未来现金流量贴现的标准化计量。
h 俄罗斯石油公司在俄罗斯的非控股权益为21亿美元。
i他说,在非洲没有股权会计的未来现金流,因为已探明的储量是根据合同安排收到的,没有相关成本。
j 包括于二零一九年十二月三十一日持作出售资产的未来现金流量净额。
k 本年度标准化计量的总变动包括汇率变动的影响。因将我们所占Rosneft份额变动换算为美元而产生的汇率影响包括在“价格及生产成本净变动”内。
业务和统计信息
下表列出了与生产、钻井、生产井和种植面积有关的业务和统计信息。这些数字包括可归因于持有待售资产的金额。
原油和天然气生产
下表列示截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的原油、液化天然气及天然气产量。
本年度产量a.b
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯c | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司d | | | | | | | | | | | |
原油e | | | | | | | | | | 每天千桶 |
2021 | | 82 | | — | | 308 | | 25 | | 5 | | 110 | | — | | 318 | | 13 | | 860 | |
2020 | | 96 | | — | | 345 | | 22 | | 7 | | 123 | | — | | 375 | | 15 | | 983 | |
2019 | | 100 | | — | | 400 | | 24 | | 7 | | 156 | | — | | 343 | | 17 | | 1,046 | |
天然气液体 | | | 每天千桶 |
2021 | | 5 | | — | | 70 | | — | | 4 | | 7 | | — | | — | | 2 | | 88 | |
2020 | | 5 | | — | | 79 | | — | | 7 | | 8 | | — | | — | | 2 | | 101 | |
2019 | | 3 | | — | | 81 | | — | | 9 | | 8 | | — | | — | | 2 | | 104 | |
天然气f | | | 百万立方英尺/天 |
2021 | | 236 | | — | | 1,197 | | 2 | | 1,260 | | 1,332 | | — | | 1,279 | | 760 | | 6,067 | |
2020 | | 221 | | — | | 1,561 | | 2 | | 1,695 | | 923 | | — | | 966 | | 795 | | 6,163 | |
2019 | | 129 | | — | | 2,358 | | 2 | | 1,977 | | 1,138 | | — | | 976 | | 786 | | 7,366 | |
股权会计实体(BP股份) | | | | | | | | | | | |
原油e | | | 每天千桶 |
2021 | | — | | 48 | | — | | — | | 55 | | 1 | | 887 | | — | | — | | 991 | |
2020 | | — | | 50 | | — | | — | | 54 | | 1 | | 903 | | — | | — | | 1,009 | |
2019 | | — | | 35 | | — | | — | | 56 | | 1 | | 955 | | — | | — | | 1,047 | |
天然气液体 | | | 每天千桶 |
2021 | | — | | 3 | | — | | — | | 1 | | 6 | | 3 | | — | | — | | 12 | |
2020 | | — | | 3 | | — | | — | | 1 | | 7 | | 3 | | — | | — | | 14 | |
2019 | | — | | 2 | | — | | — | | 1 | | 8 | | 3 | | — | | — | | 14 | |
天然气f | | | 百万立方英尺/天 |
2021 | | — | | 66 | | — | | — | | 284 | | 77 | | 1,423 | | — | | — | | 1,849 | |
2020 | | — | | 61 | | — | | — | | 286 | | 92 | | 1,327 | | — | | — | | 1,765 | |
2019 | | — | | 56 | | — | | — | | 314 | | 87 | | 1,279 | | — | | — | | 1,736 | |
a
b由于四舍五入的原因,一些总数可能与其组成部分的总和不完全一致。
c俄罗斯报告的其他金额包括英国石油公司在俄罗斯石油公司全球活动中的份额,包括俄罗斯以外的微不足道的金额。
d他说,加拿大生产的所有石油和液体都是沥青。
e美国原油中包括凝析油。
f美国数据显示,天然气产量不包括运营中消耗的天然气。
业务和统计信息--续
生产油气井和生产面积
下表显示截至2021年12月31日,集团及其股权会计实体拥有权益的石油和天然气生产井总数和净产量,以及已开发和未开发石油和天然气总面积。“总”井或英亩是指拥有全部或部分工作权益的井或英亩,而“净”井或英亩的数量是总油井或总英亩的全部或部分工作利益的总和。生产井是指生产井和有能力生产的井。已开发面积是指油田边界内已钻探开发井的面积,可以生产储量;而未开发英亩是指尚未钻探或完成油井到可以生产商业数量的程度,无论这些英亩是否包含已探明的储量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计b |
| | | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯a | 其余部分 亚洲 | | |
2021年12月31日生产井数 | | | | | | | |
油井c | --毛收入 | | 106 | | 92 | | 1,441 | | 178 | | 5,125 | | 297 | | 58,704 | | 2,275 | | 12 | | 68,230 | |
| -网络 | | 59 | | 26 | | 791 | | 50 | | 2,526 | | 63 | | 13,030 | | 506 | | 2 | | 17,053 | |
气井d | --毛收入 | | 35 | | 3 | | 4,305 | | 237 | | 1,135 | | 233 | | 435 | | 149 | | 86 | | 6,618 | |
| -网络 | | 6 | | 1 | | 2,365 | | 117 | | 413 | | 97 | | 99 | | 54 | | 17 | | 3,171 | |
截至2021年12月31日的石油和天然气种植面积 | | | | | | 几千英亩 |
开发 | --毛收入 | | 68 | | 64 | | 3,167 | | 147 | | 1,293 | | 1,025 | | 7,605 | | 1,313 | | 181 | | 14,863 | |
| -网络 | | 38 | | 18 | | 1,869 | | 64 | | 360 | | 379 | | 1,489 | | 269 | | 44 | | 4,529 | |
未开发e | --毛收入 | | 2,154 | | 140 | | 4,241 | | 15,595 | | 21,565 | | 30,997 | | 436,104 | | 10,306 | | 7,491 | | 528,592 | |
| -网络 | | 1,171 | | 39 | | 3,248 | | 8,539 | | 7,833 | | 17,839 | | 91,408 | | 2,543 | | 3,234 | | 135,854 | |
a 根据截至二零二一年十二月三十一日从Rosneft收到的资料。
b由于四舍五入的原因,一些总数可能与其组成部分的总和不完全一致。
c 包括约5821口总(净1261口)多口完井井(多个地层在同一井筒中生产)。
d 包括约161口总(135口净)多口完井井。如果井中的多个完井中的一个是石油完井,则该井被分类为油井。
e 未开发面积包括租赁及特许权。
净油气井建成或废弃
下表显示该集团及其权益会计实体指明的年度内完成或废弃的净生产和干式勘探及开发油气井和天然气井的数量。生产井包括遇到碳氢化合物的井,就探井而言,这些井的钻井或完工已暂停,等待进一步钻探或评估。干井是指不能生产足够数量的碳氢化合物以证明完井的油井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计a |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
2021 | | | | | | | | | | | |
探索性的 | | | | | | | | | | | |
多产 | | — | | — | | 0.2 | | — | | 1.1 | | 1.4 | | 16.3 | | 1.2 | | — | | 20.2 | |
干的 | | — | | — | | 0.6 | | — | | — | | 1.4 | | — | | 0.3 | | 0.4 | | 2.7 | |
发展 | | | | | | | | | | | |
多产 | | 2.4 | | 0.6 | | 107.2 | | 0.8 | | 69.4 | | 2.5 | | 285.2 | | 27.3 | | 1.3 | | 496.6 | |
干的 | | — | | 0.1 | | 7.3 | | — | | 0.7 | | — | | — | | 0.1 | | — | | 8.2 | |
2020 | | | | | | | | | | | |
探索性的 | | | | | | | | | | | |
多产 | | — | | — | | 1.1 | | 0.8 | | — | | 0.6 | | 14.3 | | 0.4 | | — | | 17.2 | |
干的 | | — | | — | | 1.8 | | — | | — | | — | | — | | 0.2 | | — | | 2.0 | |
发展 | | | | | | | | | | | |
多产 | | 5.3 | | 3.1 | | 114.6 | | 0.4 | | 61.7 | | 4.4 | | 199.1 | | 40.3 | | 2.0 | | 430.9 | |
干的 | | — | | — | | 3.0 | | — | | 1.0 | | — | | — | | 0.6 | | — | | 4.6 | |
2019 | | | | | | | | | | | |
探索性的 | | | | | | | | | | | |
多产 | | — | | 0.2 | | 0.8 | | 0.8 | | 3.5 | | 2.3 | | 11.6 | | 5.2 | | — | | 24.4 | |
干的 | | 1.0 | | 0.3 | | 1.6 | | 0.5 | | 1.1 | | 0.3 | | 0.5 | | 0.4 | | 0.2 | | 5.9 | |
发展 | | | | | | | | | | | |
多产 | | 1.7 | | 2.4 | | 193.0 | | 0.2 | | 110.7 | | 6.0 | | 230.8 | | 49.6 | | 0.4 | | 594.8 | |
干的 | | — | | 0.3 | | 10.0 | | — | | 0.6 | | — | | — | | 1.0 | | — | | 11.9 | |
a 由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
业务和统计信息--续
正在进行的钻探和生产活动
下表显示本集团及其权益会计实体于二零二一年十二月三十一日正在钻探的勘探及开发石油及天然气井数目。暂停开发井和长期暂停勘探井也包括在表中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计a |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯 | 其余部分 亚洲 | | |
在2021年12月31日 | | | | | | | | | | | |
探索性的 | | | | | | | | | | | |
毛收入 | | — | | — | | 3.0 | | 1.0 | | — | | — | | — | | 6.0 | | — | | 10.0 | |
网络 | | — | | — | | 2.3 | | 0.4 | | — | | — | | — | | 0.9 | | — | | 3.6 | |
发展 | | | | | | | | | | | |
毛收入 | | 3.0 | | 3.5 | | 181.0 | | 6.0 | | 21.0 | | 15.0 | | — | | 160.0 | | 3.0 | | 392.5 | |
网络 | | 1.5 | | 1.0 | | 106.7 | | 3.0 | | 5.6 | | 3.6 | | — | | 22.8 | | 1.0 | | 145.0 | |
a由于四舍五入的原因,一些总数可能与其组成部分的总和不完全一致。
第282—336页已被删除,因为它们不构成bp向SEC提交的20—F表格年度报告的一部分。
| | | | | | | | | | | | | | |
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| 更多披露 | | |
| | | | |
| | | |
| 更多信息 | 338 | |
| 流动资金和资本资源 | 342 | |
| 该集团的石油和天然气披露 | 344 | |
| 有关客户和产品的其他信息 | 354 | |
| Rosneft的其他信息 | 355 | |
| 环境支出 | 356 | |
| 对集团业务的监管 | 356 | |
| 国际贸易制裁 | 360 | |
| 材料合同 | 361 | |
| 财产、厂房和设备 | 361 | |
| 关联方交易 | 361 | |
| 公司治理实践 | 361 | |
| 道德准则 | 362 | |
| 控制和程序 | 362 | |
| 首席会计师的费用及服务 | 362 | |
| 董事报告资料 | 363 | |
| 上市规则第9.8.4R条规定的披露 | 364 | |
| 警示声明 | 364 | |
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更多信息
资本支出«a
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
资本支出 | | | | |
有机资本支出« | | 11,779 | | 12,034 | | 15,238 | |
无机资本支出b« | | 1,069 | | 2,021 | | 4,183 | |
| | 12,848 | | 14,055 | | 19,421 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
按分部划分的资本支出 | | | | |
天然气与低碳能源a | | 4,741 | | 4,608 | | 5,690 | |
石油生产经营 | | 4,838 | | 5,829 | | 10,358 | |
客户与产品 | | 2,872 | | 3,315 | | 3,065 | |
其他企业和企业 | | 397 | | 303 | | 308 | |
| | 12,848 | | 14,055 | | 19,421 | |
按地理区域划分的资本支出 | | | | |
我们 | | 4,858 | | 4,482 | | 8,441 | |
非美国 | | 7,990 | | 9,573 | | 10,980 | |
| | 12,848 | | 14,055 | | 19,421 | |
a二零二零年及二零一九年之比较资料已重列,以反映可呈报分部之变动。更多信息见财务报表—附注1编制基础— 细分的变化.
b2021年包括与Equinor的战略合作伙伴关系的最后一笔7.12亿美元。2020年包括与Equinor的战略合作伙伴关系的5亿美元存款,以及与Reliance Industries投资该集团在印度燃料和移动业务49%权益的10亿美元。2018年10月31日,英国石油从必和必拓石油(北美)公司收购。Petrohawk Energy Corporation的100%已发行股本,该公司为必和必拓的全资子公司,持有非常规美国陆上油气资产组合。全部应付代价102. 68亿元(经惯常结算调整后)已于二零一八年七月至二零一九年四月期间分期支付。呈列为无形资本支出的金额包括2019年与该交易有关的34. 80亿美元。2020年和2019年包括与我们的ACG产量分成协议延长25年有关的金额«在阿塞拜疆。
调整项目a
调整项目是BP单独披露的项目,因为它认为此类披露对投资者有意义和相关。管理层认为该等项目对集团业绩的定期分析非常重要,并予以披露,以使投资者能够更好地了解和评估集团的报告财务业绩。对调整项目的分析见下表。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
天然气与低碳能源 | | | | |
出售企业和固定资产的收益b | | 1,034 | | — | | (1) | |
出售业务和固定资产的净减值和亏损b | | 1,503 | | (6,220) | | (1,271) | |
环境及其他条文 | | — | | — | | — | |
重组、整合和合理化成本c | | (33) | | (127) | | (1) | |
公允价值会计效应D E« | | (7,662) | | (738) | | 714 | |
其他f | | (237) | | (672) | | 56 | |
| | (5,395) | | (7,757) | | (503) | |
石油生产经营 | | | | |
出售企业和固定资产的收益b | | 869 | | 360 | | 143 | |
出售业务和固定资产的净减值和亏损b | | 776 | | (7,012) | | (6,643) | |
环境及其他条文g | | (1,144) | | (2) | | (32) | |
重组、整合和合理化成本c | | (92) | | (278) | | (90) | |
公允价值会计效应e | | — | | — | | (8) | |
其他f h | | (200) | | (1,763) | | 14 | |
| | 209 | | (8,695) | | (6,616) | |
客户与产品 | | | | |
出售企业和固定资产的收益b | | (52) | | 2,320 | | 50 | |
出售业务和固定资产的净减值和亏损b | | (1,097) | | (1,136) | | (122) | |
环境及其他条文 | | (111) | | (33) | | (78) | |
重组、整合和合理化成本c | | (11) | | (633) | | 85 | |
公允价值会计效应e | | 436 | | (149) | | 160 | |
其他i | | (209) | | (39) | | (12) | |
| | (1,044) | | 330 | | 83 | |
俄罗斯石油公司 | | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
其他 | | (291) | | (205) | | (103) | |
| | (291) | (205) | (103) |
其他业务和公司 | | | | |
出售企业和固定资产的收益b | | — | | 194 | | — | |
出售业务和固定资产的净减值和亏损b | | (59) | | (1) | | (38) | |
环境及其他条文j | | (281) | | (177) | | (231) | |
重组、整合和合理化成本c | | (113) | | (258) | | 8 | |
公允价值会计效应e | | (849) | | 675 | | — | |
墨西哥湾漏油事件应对 | | (70) | | (255) | | (319) | |
其他k | | (22) | | 125 | | (33) | |
| | (1,394) | 303 | (613) |
息税前合计 | | (7,915) | | (16,024) | | (7,752) | |
融资成本K L | | (782) | | (625) | | (511) | |
税前合计 | | (8,697) | | (16,649) | | (8,263) | |
| | | | |
| | | | |
总税额m | | 621 | | 4,235 | | 1,788 | |
税后合计 | | (8,076) | | (12,414) | | (6,475) | |
a于二零二一年之前,调整项目按两个不同类别呈报—非经营项目及公平值会计影响。二零二零年及二零一九年之比较资料已重列,以反映可呈报分部之变动。更多信息见财务报表—附注1编制基础— 细分的变化.
b详情见财务报表—附注3。
c重组费用如与已公布的重大集团重组有关,则分类为调整项目。重大集团重组是指影响集团超过一个经营分部的重组计划,预计在一段确定期间内会导致超过10亿美元的费用。2021年及2020年包括于2020年正式确定的英国石油重组成本的确认拨备。有关程序已大致完成,绝大部分重组费用已于二零二一年六月三十日前入账。
d根据国际财务报告准则bp,衍生金融工具用于风险管理液化天然气合同,但其本身不按市场计价,导致会计处理不匹配。公允价值会计效应消除了这种不匹配,其潜在结果反映了英国石油公司如何对其液化天然气合同进行风险管理。
e有关进一步资料,包括各分部呈报之公平值会计影响性质,请参阅第381页。
f2020年包括天然气和低碳能源勘探核销6.73亿美元,该核销涉及若干许可证的公允价值,作为收购印度天然气和低碳能源资产时会计的一部分,以及毛里塔尼亚和塞内加尔的若干无形资产减值,3.01亿美元的石油生产和经营,与若干许可证的公允价值有关,作为收购巴西和墨西哥湾石油生产和经营资产时会计的一部分。
g2021年包括与保留退役准备金贴现率变动有关的调整,以及就先前出售予第三方的若干资产确认退役准备金,而转让的退役义务可能因目前拥有人的财务状况而恢复给英国石油。
h2021年包括4.15亿美元的费用,与在所得税税率变化后重新计量我们在阿根廷的股权会计实体的递延税收余额有关,部分被股权会计实体的减值冲销所抵消。
i2021年包括与我们客户业务中确认某些客户激励的时间修订有关的金额。
j所有期间主要反映每年更新环境条款而产生的费用,包括以往业务的石棉相关条款,以及更新与墨西哥湾漏油无关的法律条款。
k自2021年起,BP将与本集团利率及金融债务外汇风险管理相关的暂时估值差异呈列,作为融资成本内的调整项目。这些数额是:(i)因应用公允价值对冲会计法而导致的无效及交叉货币基准摊销的影响;及(ii)净额
外汇汇率变动对未应用对冲会计的融资债务及相关衍生工具的影响。于二零二零年,该等金额于生产及制造开支呈列,并于其他业务及公司分部作为“其他”调整项目。于比较期间呈列之相关金额并不重大。
l所有呈列期间均包括与墨西哥湾溢油应付款项有关的贴现影响解除。二零二一年及二零二零年亦包括与回购融资债务有关的收益表影响。详情见财务报表—附注25。
m二零二一年及二零二零年包括若干税项外汇影响作为调整项目。该等金额指:(i)因将当地货币税基金额换算为功能货币而产生之递延税项结余之外汇;及(ii)将以美元计值之集团内公司间贷款重新换算为当地货币而产生之应课税收益及亏损。二零一九年的相关金额并不重大。
关于公允价值会计影响的非GAAP信息
公允价值会计影响相对于管理层内部业绩计量的影响载列如下。有关公平值会计影响的进一步资料载于第381页。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
天然气与低碳能源 | | | | |
从上期结转的未确认(收益)损失 | | (485) | | 253 | | (463) | |
相对于管理层的业绩衡量标准的有利(不利)影响 | | (7,662) | | (738) | | 714 | |
公允价值会计影响的汇兑换算收益(损失) | | (2) | | — | | 2 | |
未确认(收益)结转亏损 | | (8,149) | | (485) | | 253 | |
石油生产经营 | | | | |
从上期结转的未确认(收益)损失 | | — | | — | | 8 | |
相对于管理层的业绩衡量标准的有利(不利)影响 | | — | | — | | (8) | |
| | | | |
未确认(收益)结转亏损 | | — | | — | | — | |
客户与产品 | | | | |
从上期结转的未确认(收益)损失 | | (45) | | 104 | | (56) | |
相对于管理层的业绩衡量标准的有利(不利)影响 | | 436 | | (149) | | 160 | |
| | | | |
未确认(收益)结转亏损 | | 391 | | (45) | | 104 | |
其他业务和公司 | | | | |
从上期结转的未确认(收益)损失 | | 675 | | — | — |
相对于管理层的业绩衡量标准的有利(不利)影响a | | (849) | | 675 | | — | |
| | | | |
未确认(收益)结转亏损 | | (174) | | 675 | | — | |
相对于管理层业绩衡量的有利(不利)影响--按区域 | | | | |
天然气与低碳能源 | | | | |
我们 | | (92) | | 198 | | (171) | |
非美国 | | (7,570) | | (936) | | 885 | |
| | (7,662) | | (738) | | 714 | |
石油生产经营 | | | | |
我们 | | — | | — | | (8) | |
非美国 | | — | | — | | — | |
| | — | | — | | (8) | |
客户与产品 | | | | |
我们 | | 105 | | 27 | | 148 | |
非美国 | | 331 | | (176) | | 12 | |
| | 436 | | (149) | | 160 | |
其他业务和公司 | | | | |
我们 | | — | | — | | — | |
非美国 | | (849) | | 675 | | — | |
| | (849) | | 675 | | — | |
| | (8,075) | | (212) | | 866 | |
税收抵免(收费) | | 862 | | (11) | | (155) | |
| | (7,213) | | (223) | | 711 | |
a自2020年起,公允价值会计影响包括本集团为管理与混合债券相关的货币风险而订立的衍生品的公允价值变化,以及与其各自首次赎回期间相关的利率风险。有关更多信息,请参阅第381页。
包括租赁在内的净债务
包括租赁在内的净债务«如下表所示。
| | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
12月31日 | | 2021 | 2020 |
净债务« | | 30,613 | | 38,941 | |
租赁负债 | | 8,611 | | 9,262 | |
合作伙伴(应收账款)净额,代表联合行动签订的租约« | | 187 | | (7) | |
包括租赁在内的净债务 | | 39,411 | | 48,196 | |
总股本 | | 90,439 | | 85,568 | |
杠杆率,包括租赁« | | 30.4% | 36.0% |
盈余现金流«组件
| | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 |
资料来源: | | |
经营活动提供的净现金 | | 23,612 | |
投资活动提供的现金 | | 7,154 | |
与涉及非控股权益交易有关的收款 | | 683 | |
| | 31,449 | |
| | |
用途: | | |
租赁责任付款 | | (2,082) | |
永久混合债券的偿付 | | (538) | |
已支付股息-BP股东 | | (4,304) | |
*非控股权益 | | (311) | |
资本开支总额 | | (12,848) | |
净回购与雇员股票计划有关的股份 | | (500) | |
与涉及非控制权益的交易有关的付款 | | (560) | |
与现金和现金等价物有关的货币换算差异 | | (269) | |
| | (21,412) | |
流动资金和资本资源
财务框架
BP拥有一个富有弹性的财务框架,与我们的战略结合在一起,创造了一个令人信服的投资者主张,提供承诺的分销、盈利增长和可持续的价值。该框架包括连贯的资本配置方法、弹性的资产负债表、有纪律的投资配置方法,以及坚持不懈地专注于执行BP的商业计划。
BP的资本配置方法导致了一套明确的优先事项--将为我们的弹性股息提供资金作为首要任务,去杠杆化资产负债表,投资于低碳«以及便利性和机动性,以推进我们的能源转型战略,投资于弹性碳氢化合物以产生可持续的现金流,然后返还盈余现金«作为股票回购。在价格较低的时期,本集团可灵活地降低现金成本,并视情况减少或推迟资本投资。
我们的股东分配政策反映了现金使用的这些优先事项,同时持续考虑各种因素,包括环境的变化、业务的基本表现、集团财务框架的前景以及其他可能因季度而异的市场因素。
净债务«于二零二一年十二月三十一日为306亿元,预期将随收回撤资所得款项及经营现金流增长而减少«.于2021年12月31日,我们于2020年下半年至2025年期间出售250亿元及其他所得款项的目标,得到协议或已完成交易约155亿元及已收取所得款项近128亿元的支持。
我们预计运营现金流将覆盖资本支出«和分红。2021年的资本开支为128亿美元,为130亿至150亿美元初步范围的较低水平。英国石油公司目前预计2022年的资本支出为140亿至150亿美元,并继续预计到2025年每年的资本支出为140亿至160亿美元。展望2022—25年,英国石油公司的现金平衡点预计在2020年实际价值平均为每桶40美元左右(假设平均炼油标记利润率约为11美元,Henry Hub天然气价格为3美元)。
2021年,平均使用资本回报率«13.3%a平均每桶71美元。在我们继续执行我们的战略的同时,我们的目标是到2025年,以2020年的实际价值计算,平均资本回报率将增长到12—14%,达到每桶50—60美元。这得到了调整后每股EBIDA复合年增长率的预期增长的支持,«在同一时期内,受相同价格和规划假设的影响。
a最接近的等效GAAP指标:分子—归属于bp股东的利润76亿美元;分母—总股本904亿美元。
给股东的股息和其他分配
股息以美元(英国石油公司的经济货币)确定,股息水平每季度由董事会审查。于二零二一年第二季度,季度股息由每季度每股普通股5. 25仙增加至5. 46仙。
2021年,英国石油公司向股东派发的股息总额为43亿美元(2020年为64亿美元)。该股息全部以现金派付,因股东不再有权收取以股代息代替收取现金。
分派政策包括一项承诺,即在维持良好投资级信贷评级的前提下,将透过股份回购分派至少60%的盈余现金予股东。2021年,英国石油公司执行了32亿美元的股票回购(2020年为8亿美元),包括费用和印花税。自2022年1月1日起,本集团已进一步购回5亿元股份,以抵销2022年雇员股份计划奖励归属所产生的预期全年摊薄,并于2022年3月1日之前购回额外10亿元股份,包括费用及印花税。平均而言,根据英国石油目前的预测,布伦特原油价格在每桶60美元左右,且每个季度由董事会酌情决定,英国石油继续预计每年能够回购约40亿美元,并有能力在2025年之前将每股普通股股息年增长约4%。
为该组织的活动提供资金
该集团的主要商品石油和天然气在国际上以美元定价。本集团的政策一般是透过以美元债务融资业务,尽量减少货币变动的经济风险。倘债务及混合债券以其他货币发行,则一般使用衍生合约将其兑换回美元,或以相同货币维持抵销现金头寸进行对冲。本集团之现金结余主要以美元持有或兑换为美元,持有之现金结余亦已分散,以减低集中风险。因此,本集团并无就其现金或借贷承受重大货币风险。另请参阅第76页的风险因素,以了解与价格和市场有关的风险的进一步资料,以及财务报表—附注28。
于二零二一年十二月三十一日,本集团之财务债务为612亿元(二零二零年为727亿元)。在总金融债务中,截至二零二一年底,56亿美元被归类为短期债务(二零二零年为94亿美元)。关于短期余额的更多信息见财务报表—附注25。净债务«于二零二一年底为306亿元,较二零二零年底的389亿元减少83亿元。英国石油公司对BP Capital Markets p.l.c.发行的证券进行全面无条件担保。和BP资本市场美国公司,是英国石油公司100%拥有的金融子公司
于二零二零年,一间集团附属公司发行了欧元、英镑及美元的永久次级混合债券,等值美元119亿美元。于二零二一年,集团另一间附属公司发行了10亿美元的永久附属混合资本证券,为集团其中一个主要项目提供资金。由于本集团拥有无条件权利避免转移现金或其他有关混合债券的金融资产,故该等混合债券分类为股本工具,并于非控股权益内呈报。
于二零二一年十二月三十一日,融资债务与融资债务加权益总额之比率为41. 5%(二零二零年为45. 9%)。于二零二一年底,资本负债率为25. 3%(二零二零年为31. 3%)。关于融资债务,这是根据国际财务报告准则最接近的等价计量,以及关于净债务的进一步信息,见财务报表—附注26。
于二零二一年十二月三十一日,现金及现金等价物为307亿元(二零二零年为311亿元),计入净债务。我们管理我们的现金状况,使集团有足够的资金储备,以应对潜在的短期市场流动性、短期价格环境波动,并预期维持稳健的现金状况。
本集团亦有一笔未提取的已承诺信贷额度80亿美元及未提取的已承诺银行额度40亿美元(详情见财务报表附注28)。
我们相信,集团稳健的资产负债表和强大的投资级信贷评级将使集团能够履行其已知的短期和长期合约及其他责任,同时集团拥有充足的营运资金,并考虑到未提取借贷额度、资本市场准入、现金及现金等价物水平及其持续通过经营产生现金的能力。这种信念受到一定程度的不确定性的影响,随着时间的推移,这种不确定性会增加,因此,未来的结果无法得到肯定的保证或预测。
BP利用各种安排来管理其营运资金,包括应收账款的贴现,以及在供应和贸易业务中,积极管理供应商付款条件、库存和抵押品。
标准普尔评级对英国石油公司的长期信用评级。穆迪投资者服务评级为A2(稳定),惠誉评级的长期信用评级为A(稳定)。
本集团的资金来源、进入资本市场的途径以及维持强劲的现金状况见财务报表—附注24和附注28。有关流动性风险和信贷风险管理的进一步资料,以及本集团债务的到期情况和固定/浮动利率特征,亦载于财务报表—附注25和附注28。
上述信息包含前瞻性陈述,其性质涉及风险和不确定性,因为这些陈述涉及事件,并取决于未来将发生或可能发生的情况,并且超出英国石油公司的控制范围。请阅读第364页的警告声明,
第76页的风险因素,描述了可能导致实际结果和发展与这些前瞻性陈述中明示或暗示的有重大差异的风险和不确定性。
表外安排
于2021年12月31日,本集团于权益会计实体的第三方融资债务中所占份额为205亿元(2020年199亿元)。该等金额并未反映在资产负债表上的集团债务中。本集团已就合营企业负债发出第三方担保,截至2021年12月31日,尚未偿还的金额为14. 07亿元(2020年14. 05亿元),较资产负债表确认的金额为递增。«和同伙«及其他第三方负债的6. 94亿元(2020年6. 61亿元)。当中,合营企业及联营公司之14. 07亿元(2020年13. 93亿元)担保与借贷有关,其他第三方担保则5. 94亿元(2020年5. 68亿元)与借贷有关。
合同义务
下表概述本集团于二零二一年十二月三十一日的物业、厂房及设备资本开支承担,以及已订立合约的开支比例。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 | | | | | | |
| | | 按期限到期的付款 | | | | | |
资本支出 | | 不到1年 | 1年以上 | 总计 | | | | | | |
vbl.承诺 | | 10,064 | | 7,875 | | 17,939 | | | | | | | |
其中有一份合同 | | 5,442 | | 2,766 | | 8,208 | | | | | | | |
当项目获得适当程度的内部管理批准时,资本支出被视为已承诺。用于联合作战«,英国石油公司的净份额包括在上述金额中。
此外,于2021年12月31日,本集团已承担与股本会计实体投资有关的资本开支41. 52亿元。其中12.01亿美元的合同已经到位。
下表概述本集团于2021年12月31日的主要合约债务,区分在资产负债表中确认负债的合约债务和未确认负债的合约债务。有关英国石油公司的资本配置方法,请参见上述财务框架,有关英国石油公司的计划以及短期和长期产生和获得现金的能力,请参见上述财务框架。另请参阅财务报表—附注22有关拨备的更多资料,附注23有关退休金及其他退休后福利的资料,附注25有关借贷的资料,附注27有关租赁的资料,附注28及附注29有关衍生工具及金融工具的资料。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 | | | | | | |
| | | 按期间到期的付款 | | | | | |
按合同义务期限分列的预期付款 | | 不到1年 | 1年以上 | 总计 | | | | | | |
资产负债表的债务 | | | | | | | | | | |
借款a | | 6,867 | | 64,698 | | 71,565 | | | | | | | |
租赁负债b | | 1,949 | | 8,076 | | 10,025 | | | | | | | |
退役负债c | | 615 | | 23,182 | | 23,797 | | | | | | | |
环境责任c | | 273 | | 1,659 | | 1,932 | | | | | | | |
墨西哥湾漏油责任d | | 1,287 | | 11,883 | | 13,170 | | | | | | | |
退休金和其他退休后福利e | | 822 | | 13,208 | | 14,030 | | | | | | | |
| | 11,813 | | 122,706 | | 134,519 | | | | | | | |
表外债务 | | | | | | | | | | |
无条件购买义务f | | | | | | | | | | |
原油和成品油 | | 46,470 | | 7,006 | | 53,476 | | | | | | | |
天然气和液化天然气 | | 18,655 | | 32,411 | | 51,066 | | | | | | | |
化学品和其他炼油厂原料 | | 120 | | 515 | | 635 | | | | | | | |
电源 | | 3,391 | | 2,693 | | 6,084 | | | | | | | |
公用事业 | | 154 | | 685 | | 839 | | | | | | | |
交通运输 | | 1,889 | | 16,312 | | 18,201 | | | | | | | |
设施和服务的使用 | | 2,534 | | 15,583 | | 18,117 | | | | | | | |
| | 73,213 | | 75,205 | | 148,418 | | | | | | | |
总计 | | 85,026 | | 197,911 | | 282,937 | | | | | | | |
a 预计付款包括利息共计103.89亿美元(一年以下14.97亿美元,一年以上8.92亿美元)。
b 预计付款包括利息共计14.14亿美元(一年以下2.36亿美元,一年以上11.78亿美元)。
c 所呈列金额未贴现。
d 所呈列金额未贴现。墨西哥湾溢油负债按贴现基准计入集团资产负债表其他应付款项。详情见财务报表—附注21。
e 指预期未来向有基金退休金计划作出之供款及本集团就无基金退休金计划作出之付款及预期未来其他退休后福利付款。
f 指任何可强制执行及具法律约束力的采购货品或服务协议,其中列明所有重要条款(如固定或最低采购量、采购时间及定价规定)。未列明所有重要条款或不可强制执行的协议不包括在内。所列数额包括确保长期供应原油、天然气、原料和管道系统的安排。此外,二零二二年所示金额包括于二零二一年十二月三十一日存在的主要为满足本集团短期制造及营销需求而订立的采购承担。与这些原油、天然气和电力合同有关的价格风险在财务报表—附注28中讨论。
关于输送石油和天然气的承诺
我们根据各种合同义务销售原油、天然气和液化天然气。其中有些合同规定交付固定和可确定数量的合同。从2022年到2024年,我们承诺在全球范围内交付约2.31亿桶石油、8.8万亿立方英尺天然气和6000万吨液化天然气。承担主要与集团附属公司有关«总部设在埃及、阿曼、新加坡、特立尼达和多巴哥和美国。我们预期以已探明开发储量的生产及现有合同的供应,并在必要时辅以市场采购,以履行该等交付承诺。
该集团的石油和天然气披露
按地区分析
我们的石油及天然气业务按地理区域列示如下,以及二零二一年的相关重大事项。英国石油公司在石油及天然气资产的营运权益百分比列于括号内。工作权益是石油或天然气租赁的成本所有权份额。因此,某些协议所披露的百分比不一定反映已探明储量、产量或收入的百分比权益。有关Rosneft的更多信息请参见第48页。
除勘探、开发及生产活动外,我们的石油生产及营运(OP & O)及天然气业务亦包括若干中游及液化天然气(LNG)供应活动。中游业务涉及拥有和管理原油和天然气管道、加工设施和出口码头、液化天然气加工设施和运输,以及我们的液化天然气(NGL)加工业务。
我们的上游液化天然气业务位于阿布扎比、安哥拉、澳大利亚、印度尼西亚和特立尼达。2021年,我们从该等资产生产了1000万吨液化天然气,其中200万吨通过贸易及航运销售,以商业第三方产量补充权益生产,以建立全球贸易组合。液化天然气是通过合同权利在欧洲、英国和美国的流动市场获得进口终端容量,以及直接与最终用户客户或贸易实体的市场关系来销售的。LNG供应给所有主要的LNG需求中心,例如阿根廷、波罗的海沿岸、巴西、加勒比海、中国、克罗地亚、地中海和西北欧、印度、以色列、日本、新加坡、韩国、台湾、泰国、土耳其和英国。
欧洲
英国石油公司在北海和挪威海活动。2021年,BP的生产来自三个关键地区:设得兰地区,包括Clair、Foinaven和Schiehallion油田;中部地区,包括Andrew地区,Culzean,Vorlich,ETAP和Shearwater油田;以及挪威,通过我们的股权占Aker BP的28%权益,于2021年12月31日。
•Petrojarl Foinaven FPSO的生产于4月份暂停,原因是该船达到了设计寿命。该船将离开站,并保留水下基础设施,同时评估Foinaven油田的未来选择。
•今年5月,bp宣布打算保留其在安德鲁地区的权益,此前该地区一直在出售。随后,英国石油于2022年1月收购JX Nippon在安德鲁地区的权益,包括其在安德鲁油田的27.39%权益、在Farragon的30%权益和在Kinnoull的22.94%权益。
•11月11日,英国石油公司以2.73亿美元的价格出售了7,718,571股股票,占Aker BP ASA 2.1%的股份。出售后,英国石油目前持有27.85%的股份,Aker持有37.14%的股份,公众投资者可获得的股份份额增加到35%。
•11月30日,英国石油公司完成了将位于英国北海的Shearwater资产的非经营性权益剥离给壳牌。
•12月21日,Aker BP宣布通过法定合并收购Lundin Energy的石油和天然气业务。合并完成后,BP预计将拥有扩大后的实体15.9%的股份(Aker 21.2%,Nemande S.á.r. l 14.4%,其他Aker BP和Lundin Energy股东48.6%)。
•去年12月,英国石油公司达成协议,收购RockRose Energy在Foinaven的28%股权,以及他们在East Foinaven的47%股权,预计将于2022年上半年完成。
北美
我们在北美的上游业务分布在四个地区:墨西哥湾深水区、下48个州、加拿大和墨西哥。
英国石油公司在墨西哥湾拥有约205个租赁区,经营着四个生产中心。
•4月12日,英国石油公司宣布阿尔戈斯浮动生产平台安全抵达美国德克萨斯州,这是疯狗2号的一个重要里程碑。
墨西哥湾深水项目(bp 60.5%和运营商)。英国石油公司预计疯狗二期项目将于2022年下半年启动。
•4月13日,英国石油公司宣布,在墨西哥湾深水地区彪马西勘探区块的一个高品质中新统储油层中发现了石油(英国石油公司持股50%,运营商占50%)。评估正在进行中。
•6月23日,英国石油公司宣布启动墨西哥湾深水曼努埃尔项目(英国石油公司50%,运营商)。Manuel包括一个新的海底生产系统,用于连接Na Kika平台的两口新油井。
•9月28日,英国石油公司宣布启动其在墨西哥湾深水海域的雷马南扩建二期项目(英国石油公司75%,运营商)。
•在11月举行的墨西哥湾租赁销售257号租约中,BP显然是46个租约的高价竞标者。2022年1月,一名联邦法官以未考虑气候变化影响为由,宣布租赁销售无效。英国石油公司将与利益相关者一起评估各种选择。
•2022年2月,英国石油公司宣布墨西哥湾赫歇尔扩建项目安全成功启动。该项目的第一阶段包括开发一个新的海底生产系统,以及与Na Kika平台相连的最多三口油井中的第一口(BP 50%和运营商)。
有关勘探租赁的进一步资料,另见财务报表—附注1。
BPX能源是BP在美国南部48个州的陆上油气业务,在路易斯安那州和德克萨斯州拥有大量运营和非运营活动,生产天然气、石油、NGL和凝析油,主要专注于开发德克萨斯州的非常规资源。截至2021年12月31日,该公司拥有15亿桶已探明储量基础,主要分布在非常规油藏(致密气)中«页岩气和页岩油)。截至2021年12月31日,BPX能源的核心资产覆盖了150万英亩的净开发英亩,运营的总油井为1900口,日净产量约为2.96亿桶/天。
2021年,BPX能源作为一项独立的业务运营,同时仍是运营与运营部门的一部分。凭借其自身的治理、系统和流程,它的结构旨在通过快速决策和创新来提高竞争业绩,同时保持BP对安全、可靠和合规运营的承诺。
2021年,BP在美国的陆上原油和成品油管道以及相关运输资产被纳入客户和产品部门。
在加拿大,BP正专注于寻找近海勘探机会及其日出油砂业务。我们在新斯科舍省、纽芬兰和拉布拉多以及加拿大波弗特海拥有近海勘探许可证。除了日出油砂公司外,我们还在Terre de Grace合作伙伴关系中持有权益。在我们现有的油砂作业中使用了原位蒸汽辅助重力排水(SAGD)技术,该技术利用向油层注入蒸汽来加热沥青,使其能够通过生产井流动到地面。
•加拿大政府于2019年发布的命令,禁止在加拿大北极近海水域的边界土地上根据加拿大石油和天然气行动法授权的任何工作或活动,已延长至2022年12月31日。
•2022年1月,BP同意出售其在派克油砂资产以及位于Kirby和Leismer油田的油气资产的权益。这笔交易于当月底完成。
在墨西哥,于2021年期间,我们与Equinor及道达尔在Salina盆地的两次勘探联合作业中拥有权益,即1号区块(BP 33%及运营者)和第3号区块(BP 33%),以及与Total、QPI墨西哥公司及泛美能源集团(PAEG)旗下子公司Hokchi Energy在Sureste盆地的一次勘探联合作业,第34号区块(BP 42.5%及运营者)。此外,BP还通过Hokchi Energy(运营商)持有另外两个区块的权益。
•年内,英国石油公司辞去了1号区块运营商的职务,并签署了一份更新协议,将其工作权益转让给道达尔,道达尔将接手该区块的运营商。这两个过程都在2022年初获得了监管部门的批准。
•在第3块中,Equinor as运营商代表合资企业提交了一份放弃申请。这一过程正在等待监管部门的批准。
南美
BP在阿根廷、巴西和特立尼达和多巴哥拥有石油和天然气业务,并通过PAEG在阿根廷、玻利维亚和乌拉圭开展业务。
在阿根廷,英国石油和道达尔在两个离岸业务中, 勘探特许权。Total是操作员。
bp在巴西拥有三个盆地的10个勘探特许权。
•4月5日,英国石油公司签署了一项协议,将其在巴西北部附近Foz do Amazonas盆地的六个区块的参与权益转让给Petróleo Brasileiro S.A.。(巴西石油公司)。该交易于9月获得监管部门的批准。
•今年6月,监管当局批准将bp在伊泰普和瓦胡特许权中的参与权益转让给PetroRio,并在年内收到了1亿美元的商定出售价格。另外6750万美元的应收款将于2022年到期。
•同样在6月,巴西石油公司作为BM—POTS—16的运营商向监管当局发出了一份放弃通知,该通知有待批准。
•去年12月,监管当局批准bp将其在BM—POT—17(POT—M—853和855—Pitu)的参与权益转让给巴西国家石油公司,并于2022年1月全面执行了合同修订案。
•于二零二一年一月,Petrobras(作为Peroba的运营商)向监管机构发出放弃通知,并于二零二二年一月获批准。
•巴西石油公司及其合作伙伴在Campos/Santos盆地的Alto de Cabo Frio Central区块和Dois Irmvilos区块开始 2022年第一季度的钻探活动。
PAEG是一家合资企业,由bp(50%)和Bridas Corporation(50%)持有,主要在阿根廷和墨西哥开展业务,但也在乌拉圭和玻利维亚开展业务。
在特立尼达和多巴哥,bp持有勘探和生产许可证以及产量分成合同(PSC)的权益,覆盖了东海岸和东北海岸的160万英亩。设施包括15个海上平台和两个陆上处理设施。生产包括天然气和相关液体。
英国石油公司还持有大西洋液化天然气设施的权益。组成该设施的四列液化天然气列车的总产能每年约为1500万吨。英国石油公司在拥有该设施的三家公司中平均持股39%。于二零二一年,我们向2号及3号列车出售天然气,并在4号列车加工天然气。供应给2号、3号和4号列车的英国石油天然气生产的液化天然气大部分根据长期合同出售给第三方。
•Cassia Compression项目设施已于二零二一年第三季度安装。这种新型压缩平台与Cassia B处理平台连接,为Cassia枢纽服务的油田提供较低的井口压力。Cassia Compression预计将于2022年启动。
•9月20日,英国石油公司特立尼达和多巴哥(bpTT)宣布Matapal海底天然气开发计划提前7个月安全实现了第一批天然气。Matapal是bpTT的第二个水下开发项目。它由三口油井组成,与现有Juniper平台相连,有助于最大限度地降低开发成本和相关的碳足迹。马塔帕尔位于特立尼达岛东南海岸约80公里处。
•2020年底,Atlantic Train 1与特立尼达和多巴哥国家天然气公司达成协议,为Train 1至2021年12月的运营成本提供资金。该协议已于二零二一年八月终止。在没有任何气体供应安排的情况下,1号列车现正进行技术工作,以计划退役。
•Mento新油田开发是与EOG(运营商)各占一半的合资企业,于二零二一年第四季度获得批准。该运营商的目标是在2024年启动。
•在必和必拓运营的深水14区块(bp 30%),Calypso评估钻井计划于12月结束,Bengos—3和Bengos—4井都遇到了烃类。目前正在评估油井的成果。
•bp是1998年发现的Manakin区块的运营商,该区块是与委内瑞拉Cocuina油藏的跨界油藏。Manakin在2018年1月宣布商业化,但由于美国的制裁,跨境谈判没有取得进展。
非洲
BP在非洲的上游业务位于阿尔及利亚、安哥拉、科特迪瓦、埃及、冈比亚、利比亚、毛里塔尼亚、S、安哥拉、科特迪瓦和塞内加尔。
在阿尔及利亚,BP、Sonatrach和Equinor是In Salah(bp 33.15%)和In Amenas(bp 45.89%)非经营性合资企业的合作伙伴,这些合资企业向国内和欧洲市场供应天然气和液体。
在安哥拉,BP拥有5个主要深水离岸许可证的权益。它是其中两个区块18和31的运营商,这两个区块正在生产。此外,我们还拥有安哥拉液化天然气工厂的股权(BP 13.6%)。
•5月6日,英国石油公司确认安哥拉第17号区块Zinia二期项目开始投产(BP 15.84%)。
•11月25日,BP宣布第18号区块的Platina项目投产(BP 46%,运营商)。
•12月3日,BP确认第17区块CLOV二期项目投产(BP 15.84%)。
•在第31号区块,2020年批准的加密钻井计划预计将于2022年开始生产(BP 26.67%)。
•在第15区块,在2021年期间批准了一项加密钻井计划,预计将于2022年开始生产(BP 24%)。
•2022年3月,英国石油和埃尼签署协议,通过合并两家公司的安哥拉业务,组建一家新的50:50独立公司——Azule Energy。该协议遵循公司于二零二一年五月达成的谅解备忘录。Azule Energy的创建将得到政府和其他部门的惯常批准,目标是在2022年下半年完成交易。
在科特迪瓦,BP与科斯莫斯能源公司(KE)签订了与科特迪瓦政府和科特迪瓦国家石油公司(SociétéNationale d‘Operations Pétrolières de la科特迪瓦)(BP 45%)达成的协议,在五个海上石油区块拥有权益。
•在完成最低工作义务后,合作伙伴决定不进入下一个勘探阶段,英国石油公司放弃了其在五个海上区块的权益。
在埃及,BP的业务主要集中在勘探和生产方面。BP在该国的投资包括西尼罗河三角洲、环礁和Zohr。通过与埃及天然气控股公司(EGAS)、埃及通用石油公司(EGPC)、埃及国际石油公司(IEOC)-埃尼、法老石油公司(PhPC)的合资企业以及与贝拉伊姆石油公司(Petrobel)的合作,BP埃及公司目前生产的天然气几乎占埃及天然气总供应量的60%。
•4月26日,BP宣布启动埃及地中海沿岸西尼罗河三角洲开发的第三阶段Raven气田的天然气生产(BP 82.75%和运营商)。Raven之前分别于2017年和2019年开始生产金牛座/天秤座和吉萨/法尤姆项目。它将天然气和凝析油生产到一个新的陆上加工厂,与现有的西尼罗河三角洲陆上加工厂并驾齐驱。
•2022年1月10日,英国石油公司及其合作伙伴埃尼集团在埃及成功组织了一轮招标后,获得了新的勘探区块EGY-MED-E5。该区块位于地中海东部。
在冈比亚,BP与国家石油公司冈比亚国家石油公司共同拥有海上A1区块90%的权益。
•在2020年对其活动进行战略评估后,英国石油公司决定不再继续钻探至少一口探井
2021年,BP支付了相关罚款,并放弃了在该区块的权益。
在利比亚,BP与利比亚投资局(LIA)签署了一项勘探和生产分享协议(EPSA),以勘探陆上加达梅斯和海上Sirt盆地的面积(BP 85%)。BP在2015年注销了与利比亚EPSA相关的所有余额。
•利比亚石油公司和埃尼集团继续与国家石油公司合作,争取埃尼集团获得英国石油公司在利比亚运营的EPSA的42.5%的权益。交易完成后,埃尼集团将成为EPSA的运营商。两家公司正在继续合作,最终敲定和完成所有协议。
在毛里塔尼亚和塞内加尔,bp拥有毛里塔尼亚C8和C12勘探区块62%的参与权益,以及塞内加尔Cayar Offshore Profond勘探区块60%的参与权益。于二零二一年,Cayar Offshore Profond勘探许可证延长三年至二零二四年七月。同样于二零二一年,我们于六月放弃于毛里塔尼亚C13区块及于七月放弃于塞内加尔Saint Louis Offshore Profond区块的权益;然而,我们仍保留Saint Louis Offshore Profond区块的开采许可证(与GTA(Greater Tortue Ahmeyim)单元跨境开发的塞内加尔部分有关)。其余区块加在一起约13,544平方公里。
•GTA项目(bp 56%)将继续进行第一阶段,2021年底在海上枢纽安装了21个沉箱中的15个。
•于二零二一年,由于未来开支增加,区内若干资产确认减值支出8. 19亿元。
在圣多美和普林西比,根据与壳牌和国营石油公司(bp 50%)的PSA协议,bp是两个海上区块的运营商。
亚洲
bp在阿布扎比、阿塞拜疆、中国、印度、印度尼西亚、伊拉克、科威特、阿曼和俄罗斯都有业务。
在中国,我们拥有广东液化天然气再气化站及干线项目(GDLNG)30%股权,总储存容量为640,000立方米。BP还在GDLNG拥有每年60万吨的再气化能力,从2021年初开始长达12年。英国石油公司从我们的全球产品组合中进口液化天然气,并根据长期销售合同通过终端向广东省的发电厂和城市燃气客户输送再气化天然气。
在阿塞拜疆,英国石油公司经营着两个PSA,分别是Agui—Chirag—Gunashli(ACG)(bp 30.37%)和Shah Deniz(bp 29.99%),并持有许多其他勘探租约。
•位于Shafag—Asiman海上区块的SAX01勘探井于二零二一年三月达到其目标深度,发现凝析油资源(bp 50%,操作人员)。评估将在2022年全年进行。
•7月6日,英国石油公司确认在Shah Deniz 2的东南翼开始生产。
•9月29日,英国石油宣布同意将里海阿塞拜疆海域的浅水Absheron半岛(SWAP)勘探项目25%的参与股权出售给卢克石油公司。该交易于2021年7月1日生效,并于2021年10月22日完成,其后参与权益为:SOCAR Oil Affiliate 50%、bp 25%(运营商)及LUKOIL 25%。
•年内,在东北远景区钻探了第一口SWAP勘探井,其后确认为干井。12月开始在西部远景区钻探第一口井。
•2021年12月,英国石油公司签署了一项协议,以1.68亿美元的价格从马来西亚国家石油公司(Petronas)收购了由英国石油公司运营的Shah Deniz油田和南高加索管道公司(SCPC)的1.16%的股权。这是英国石油公司在马来西亚国家石油公司宣布出售其股权后行使优先购买权的结果。该交易于2022年2月完成,因此,bp目前持有Shah Deniz和SCPC 29.99%的权益。
•Naftiran Intertrade Co Ltd(NICO)是伊朗国家石油公司的子公司,持有Shah Deniz合资企业10%的股权。有关将本项目排除在欧盟和美国贸易制裁之外或与本项目有关的此类贸易制裁豁免的信息,请参见第360页的国际贸易制裁。
英国石油公司持有巴库—第比利斯—杰伊汉石油管道30.1%的权益,并运营该管道。这条1768公里长的管道将来自bp运营的ACG油田的石油和来自里海Shah Deniz气田的凝析油以及其他第三方石油输送到地中海东部港口杰伊汉。管道吞吐量为1mmboe/d,2021年平均吞吐量为547mboe/d。
bp(作为阿塞拜疆国际运营公司和格鲁吉亚管道公司格鲁吉亚段的运营商)还运营着西部路线出口管道,该管道将ACG石油输送到格鲁吉亚黑海沿岸的Supsa,2021年平均吞吐量为8500万桶油/日。
英国石油公司持有长693公里的南高加索管道29.99%的权益,并运营该管道的某些部分。该管道将天然气从阿塞拜疆Shah Deniz油田经格鲁吉亚输送至土耳其边境,产能为440 mboe/d(包括扩建),2021年的平均吞吐量为299 mboe/d。
英国石油公司还持有跨安纳托利亚天然气管道(TANAP)12%的股权。该管道将天然气从Shah Deniz油田输送到土耳其边境,并将其输送到土耳其的Eskisehir和希腊边境,在那里与跨亚得里亚海管道(TAP)相连。TANAP目前的产能为275百万桶/日,二零二一年的平均吞吐量为230百万桶/日。英国石油公司拥有TAP 20%的股权,该公司通过希腊和阿尔巴尼亚将天然气输送到意大利。TAP目前的产能为167百万桶/日,二零二一年全年的总平均产能为136百万桶/日。
英国石油公司在阿曼经营着61号区块,这是最大的致密气,«在中东地区的开发(bp 40%),bp还与ENI(运营商)在77号区块拥有50%的权益,预计2023年将钻探一口勘探井。
•2021年2月1日,BP宣布同意将第61号区块20%的参与权益出售给泰国PTT勘探和生产公共有限公司(PTTEP),总代价为26亿美元。批准这笔交易的皇家法令于2021年3月28日收到。英国石油公司仍是该区块的运营商,拥有40%的权益。
•在第61块,在第二阶段完成后,Ghazeer油田于2021年6月上线,增加了500 mm scfd,使油田总产量达到1.5bcfd。这相当于阿曼天然气产量的三分之一。
在阿布扎比,BP持有ADNOC陆上特许权10%的权益。我们还持有ADNOC LNG 10%的股权,以及航运公司NGSCO 10%的股权。2021年,ADNOC LNG供应了约602万吨LNG(再气化0.79bcfe/d)。我们在ADNOC陆上特许权中的权益将于2054年底到期。
2016年,BP与科威特石油公司签署了科威特南部和东部常规油田的强化技术服务协议,其中包括Burgan油田。
在印度,我们拥有两个油气PSA(KG D6 33.33%和NEC25 33.33%)以及一个石油和天然气区块(KG-UDWHP-2018/140%)的参与权益,这些区块均由Reliance Industries Limited(RIL)运营。我们还拥有印度天然气解决方案私人有限公司50%的股份,这是我们与RIL的合资企业,用于在印度采购和营销天然气。
•4月26日,BP和RIL宣布,位于印度东海岸KGD6区块的卫星群天然气田开始生产。卫星群是继R群于2020年12月启动后,三个KG D6开发项目中的第二个。第三个KG D6开发项目MJ预计将于2022年底投产。
•年内,已就印度若干资产确认减值冲销12.29亿美元,主要是由于集团石油及天然气价格假设的变动所致。
在印度尼西亚,BP拥有位于北苏门答腊岛近海的安达曼II PSC勘探区块30%的工作权益(由港湾能源运营)。第一口探井计划于2022年钻探。
技术服务合同有效期至2034年12月。鲁迈拉油田是世界上最大的油田之一,由五个生产油层组成。
•2021年,BP和中国石油股份(石油)成立了巴士拉能源有限公司(巴士拉能源有限公司),并同意将他们在鲁迈拉的权益贡献给巴士拉能源有限公司。BECL是一家注册成立的合资企业(IJV),旨在拥有和管理鲁迈拉的BP和PC权益。伊拉克政府批准了这项转让,交易预计将在2022年完成,但需获得相关批准。
俄罗斯
在俄罗斯,除了其在俄罗斯石油公司的权益(详见第48页)外,BP还持有Taas-Yuryakh Neftegazodobycha(Taas)20%的权益,以及俄罗斯石油公司(50.1%)以及由印度石油有限公司、印度石油公司和巴拉特石油资源有限公司(29.9%)组成的财团。此外,我们还与俄罗斯石油公司共同持有KharamPurneftegaz LLC(Kharampur)49%的权益,以开发Yamalo-Nenets的KharamPurskoe和Festivalnoye许可区内的底土资源。俄罗斯石油公司(51%)和英国石油公司(49%)共同拥有Yermak Neftegaz LLC(Yermak),该公司在西西伯利亚盆地和叶尼赛-哈坦加盆地进行陆上勘探,目前持有6个勘探和生产许可证。
•在这一年中,BP从Taas获得了1.58亿美元的股息(扣除预扣税)和1800万美元的实收资本分配。
•第三季度,耶尔马克获得了两个新的许可证区块Khoshgortyeganskiy和Kharayeganskiy的使用权,这两个区块位于已建立的西西伯利亚盆地。
•11月15日,俄罗斯石油公司宣布,耶尔马克公司在塔米尔半岛发现了一个新的凝析气田。
2022年2月27日,英国石油公司宣布,将退出其在俄罗斯石油公司的持股以及与俄罗斯石油公司在俄罗斯境内的其他业务。其他业务包括上述三家合资企业。
澳大拉西亚
BP在澳大利亚和印度尼西亚东部都有业务。
在澳大利亚,bp是西北大陆架(NWS)合资企业的七家参与者之一,该合资企业自20世纪80年代以来一直生产液化天然气、管道天然气、凝析油、液化石油气和石油。六个合作伙伴(包括英国石油公司)分别持有天然气基础设施16.67%的权益和天然气和凝析油储量15.78%的权益,第七个合作伙伴持有剩余的5.32%。英国石油公司还拥有部分NWS石油储备和相关基础设施16.67%的权益。NWS合资企业是该地区最大的液化天然气出口项目之一,目前有5列液化天然气列车投入运营,并向西澳大利亚市场供应国内天然气。英国石油公司在新创建液化天然气列车1—5产能中的净份额为每年270万吨液化天然气。
bp也是Browse LNG合资企业(由Woodside运营)的五家参与者之一,持有17.33%的股权。
•Browse合资企业的参与者通过一条900公里长的管道连接到新创建企业的Karratha天然气厂,继续推进Browse的开发。最终的投资决定预计在2024年。
在印度尼西亚东部的巴布亚巴拉特,英国石油公司运营着Tangguh液化天然气厂(bp 40.22%)。该资产目前包括16口生产井,两个海上平台,两条管道和一个带有两个生产线的LNG工厂。该公司每年总产能为760万吨LNG。Tangguh通过长期、中期和短期合同向印度尼西亚、墨西哥、中国、韩国和日本的客户供应液化天然气。
Tangguh扩建项目包括第三条液化天然气加工线、两个海上平台、八口新生产井、一个扩建的液化天然气装载设施和配套基础设施。该项目将增加380万吨/年(mtpa)的生产能力,
设施,使工厂总产能达到1140万吨。我们预计2023年该项目的第一批天然气。
石油和天然气
资源进度
BP对其油气资源的管理主要分为三大类:探明库存、或有资源和储量。当发现时,数量通常从潜在库存转移到或有资源类别。随着应急资源的技术和商业成熟度通过评估活动增加,应急资源在不同的细分类别中流动。
在最终投资决策时,大多数已探明储量将被归类为已探明未开发储量(PUD)。随后,由于开发活动的结果,数量将从PUD重新归类为已探明开发(PD)。当一口井的已探明储量的一部分取决于后期活动时,只有与现有可用设施和基础设施相关的那部分已探明储量才会转移到PD。第一次PD预订通常发生在第一次石油或天然气生产时。大型开发项目从最初预订PUD到开始生产通常需要一到五年的时间。由于对新的或现有的关于产量、油藏动态、商业因素和额外的油藏开发活动的数据进行分析,可能会改变已探明储量的预订。
还可以通过收购或撤资物业和项目来增加或从我们的投资组合中删除数量。当吾等出售物业或项目的权益时,交易完成后,与吾等采用的发展计划相关的数量将会从我们已探明的储备中剔除,而吾等对该发展计划有最终投资决定权。当我们收购某个物业或项目的权益时,如果BP已做出最终投资决定,并且满足美国证券交易委员会的已探明地位归属标准,与现有开发项目和任何已承诺项目相关的数量将被添加到我们的已探明储量中。收购后,额外的储量可能会从未探明储量或或有资源增加到已探明储量。
油田中未探明储量和或有资源只有在所有已探明储量的归属标准均已满足,且储量已列入业务计划并计划在五年内开发的情况下,才会被重新归类为已探明储量。BP将只登记那些计划在5年后开始开发的已探明储量,前提是这些已探明储量满足美国证券交易委员会关于已探明地位归属的标准,并且BP管理层有理由确定这些已探明储量将会生产。
截至2021年底,英国石油在俄罗斯、墨西哥湾、阿塞拜疆、特立尼达、加拿大、北海和印度尼西亚持有了大量已探明未开发储量超过五年。这些都是以基础设施为主导的开发活动的一部分,英国石油公司在这些国家有着完成类似项目的历史记录。我们在美国的陆上开发项目中,并无已证实的未开发储量持有超过五年。
在每一种情况下,在开发时间上存在实际限制,例如基础设施限制、合同限制(包括天然气输送承诺)、寿命后期压缩和偏远地区工作的复杂性,或在向有关当局交付重大承诺的情况下,这些量都是作为已通过的开发计划的一部分进行的。
在过去五年中,英国石油公司每年将集团已探明未开发储量(包括PSA中的分散和价格加速效应的影响)的加权平均16%(2020年五年平均值为17%)进展为已探明储量。这相当于六年的周转时间。
截至2021年底,估计的探明储量符合英国石油公司的项目批准标准和SEC对探明储量的测试标准。我们并无停止或改变我们继续进行已证实未开发储量归属于任何重大项目的承诺。
2021年,我们取得了899百万桶油当量的探明未开发储量(我们的子公司为446百万桶油当量)«单独),透过持续投资于附属公司及权益会计实体的上游开发活动,以获取已探明已开发储量。2021年的总开发开支(不包括中游活动)为110. 41亿美元(附属公司为65. 96亿美元,股权会计为36. 46亿美元)
实体)。二零二一年取得进展的主要地区为俄罗斯、美国、中东、阿塞拜疆及特立尼达。对已探明未开发储量的先前估计的修订是由于油田表现、油井结果或商业条件的变化(包括价格影响)所致。下表载列本公司附属公司及权益会计实体及仅就本公司附属公司而言,于年内证明未开发储备状况的变动。
| | | | | |
| 成交量以Mmboe为单位a |
子公司和权益会计实体b | 集团化 |
截至2021年1月1日的已证实未开发储量 | 7,871 | |
对先前估计数的修订 | (85) | |
提高了恢复能力 | 101 | |
发现和扩展 | 362 | |
购买 | 12 | |
销售额 | (204) | |
年内已探明未开发储量变化总额 | 186 | |
已探明已开发储量重新归类为未开发储量 | 56 | |
通过开发活动(例如钻井/完井)进展到已探明的已开发储量 | (899) | |
截至2021年12月31日的已证实未开发储量 | 7,214 | |
| | | | | |
仅限子公司 | 成交量以Mmboe为单位a |
截至2021年1月1日的已证实未开发储量 | 3,673 | |
对先前估计数的修订 | (287) | |
提高了恢复能力 | 99 | |
发现和扩展 | 31 | |
购买 | — | |
销售额 | (147) | |
年内已探明未开发储量变化总额 | (303) | |
已探明已开发储量重新归类为未开发储量 | 49 | |
通过开发活动(例如钻井/完井)进展到已探明的已开发储量 | (446) | |
截至2021年12月31日的已证实未开发储量 | 2,973 | |
a由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
b包括英国石油公司在俄罗斯石油公司的份额和英国石油公司在俄罗斯合资企业的已证实未开发储量。2022年2月27日,英国石油宣布将退出其在俄罗斯境内的Rosneft及其与Rosneft的其他业务。.
英国石油公司的探明储量估计是基于合理确定性的要求,并根据传统的行业惯例和监管规定进行严格的技术和商业评估。英国石油公司只采用经现场测试并已证明可在被评估地层或类似地层中提供合理的、一致性和可重复性的确定结果的技术。英国石油公司仅在当地应用有压倒性成功记录的情况下才采用高分辨率地震数据来识别储层范围和流体接触面。在某些情况下,bp使用数值模拟作为其油田采收率整体评估的一部分,这些模拟已经过现场测试,并已被证明可以在被评估地层或类似地层中提供合理的、具有一致性和可重复性的结果。在某些深水油田,英国石油公司在进行生产流测试之前就已经登记了探明储量,部分原因是进行这些测试会带来重大的安全性、成本和环境影响。该行业在理解、测量和描绘储层性质方面取得了重大的技术进步,而无需进行流动测试。为了确定商业开采的合理确定性,英国石油公司采用了一种综合三类数据的一般储量评估方法:
•用于评价储层和流体的当地特征和条件的井资料
•现场规模地震数据,允许在当地井控直接区域之外对这些特征进行插值和外推
•相关的类似领域的数据。
井资料包括评价井或侧钻井、完整的测井套件、岩心资料和流体样品。bp认为,在某些情况下,这些数据的整合比流量测试更好,
整体储层性能。收集来自测井、岩心、电缆地层测试器、压力和流体样品的数据,所述压力和流体样品彼此校准并且与地震数据校准,可以允许在比与短期流动测试相关联的局部调查体积更大的体积上确定储层性质。使用这些方法记录的探明储量有很强的跟踪记录,并经实际生产水平验证。
治理
英国石油公司已探明储量评估审批的中央控制流程构成了一个整体和集成的内部控制系统的一部分。它由以下要素组成:
•本集团若干高级职员须负起责任,以确保独立于营运业务审核及批准已探明储量的登记,并在审批过程中实施有效控制,以及确保及时报告已探明储量估计及相关的财务影响。
•资本分配过程,行使授权,承诺与集团业务计划交付一致的资本项目。有一个正式的审查程序,以确保在对项目作出资本承诺之前满足技术和商业标准。
•内部审计,其作用是考虑集团的内部控制系统是否经过充分设计和有效运行,以适当地应对对英国石油公司至关重要的风险。
•批准等级制度,根据这一制度,已探明储量超过某些门槛数量的变化需要立即进行审查,所有已探明储量都需要年度中央授权,并安排定期审查。定期审查的频率确保了英国石油公司已探明储量基础的100%每三年进行一次中央审查。
英国石油公司的储备副总裁主要负责监督编制储备估算。彼于储量估算方面拥有逾28年多元化行业经验,过去三年管理管治及合规事宜。他是俄罗斯和里海石油工程师协会的前任主席和联合国欧洲经济委员会资源管理专家组成员。
高级管理人员的薪酬奖金中没有具体部分与探明储量目标直接相关。已探明储量的增加是薪酬委员会评估天然气和低碳以及石油生产和运营部门业绩的几个指标之一,目的是确定执行董事的薪酬奖金。其他指标包括一些财务和业务措施。
BP对天然气和低碳以及石油生产和运营部门其他高级管理人员的浮动薪酬计划是基于个人绩效合同的。个别业绩合同以业务业绩计划中商定的项目为基础,如果选择其中一个项目,可能与已探明储量有关。
合规性
国际财务报告准则(IFRS)没有就准备金披露提供具体指导。BP根据SEC S—X法规第4—10(a)条以及SEC员工发布的相关合规与披露解释(C & DI)和员工会计公告估算探明储量。
就其性质而言,已探明储量的最终开发和生产始终存在风险,包括但不限于:最终监管批准;安装新的或更多的基础设施,以及石油和天然气价格的变化;运营和开发成本的变化;以及继续获得额外的开发资本。该集团在子公司和股权会计实体中拥有的所有已探明储量都由该集团的石油工程师或独立石油工程咨询公司估计,然后由该集团的石油工程师保证。
独立石油工程咨询公司DeGolyer & MacNaughton(D & M)估计了截至2021年12月31日俄罗斯石油公司持有或控制的某些财产的净探明原油、凝析油、天然气液体(NGL)和天然气储量,作为我们的一部分。
股权核算的探明储量。D & M评估的物业占Rosneft截至2021年12月31日的净探明储量的100%。D & M编制的净探明储量估计数是根据第S—X号法规第4—10(a)(1)—(32)条的储量定义编制的。所有储量估计都有一定程度的不确定性。英国石油公司已提交D & M关于其储量估计的独立报告,作为提交给SEC的20—F表格年度报告的附件。
独立的石油工程咨询公司ESTA,Sewell & Associates(NSAI)估计了截至2021年12月31日英国石油公司在美国Lower 48所拥有的若干物业的净探明原油、凝析油、天然气液体(NGL)和天然气储量。截至2021年12月31日,由NSAI评估的资产占英国石油在美国Lower 48的净探明储量的100%。根据法规S—X第4—10(a)(1)—(32)条的储量定义,NSAI编制的净探明储量估计数。所有储量估计都有一定程度的不确定性。英国石油公司已提交了NSAI关于其储量估计的独立报告,作为提交给SEC的20—F表格年度报告的附件。
我们的已探明储量与特许权(税收和特许权使用费安排)和协议相关,在这些协议中,集团面临所有权的上游风险和回报,但我们对碳氢化合物的应得权益是使用更复杂的公式计算的,例如PSA。在特许权中,我们所参与的财团有权获得在特许期内可生产的已探明储量,这可能是油田的寿命。在PSA中,我们有权收回等同于开发和生产已探明储量所产生的成本的数量,以及商定份额的剩余数量或经济等价物。由于我们的部分权利是由要收回的成本的货币金额驱动的,价格波动将对产量和储量产生影响。
我们披露我们在股权会计实体(合资企业)中持有的已探明储量份额«和同伙«),尽管我们并不控制该等实体或该等实体持有的资产。披露的内容包括英国石油公司在俄罗斯石油公司和英国石油公司在俄罗斯的合资公司所持有的探明储量中所占的份额。英国石油公司于2022年2月27日宣布,打算退出其在俄罗斯的股份,以及与俄罗斯石油公司在俄罗斯的其他业务,包括这些俄罗斯合资企业。
英国石油公司估计的净探明储量和探明储量置换
于2021年12月31日,我们附属公司总探明储量的94%是透过合营经营持有的«(92 2020年为%),而35%的探明储量是透过该等非经营者的联合经营持有的(2020年为31%)。
截至2021年12月31日的估计原油净探明储量A、B、C
| | | | | | | | | | | |
| | 百万桶石油 |
| 开发 | 未开发 | 总计 |
英国 | 178 | | 101 | | 279 | |
| | | |
我们 | 705 | | 601 | | 1,306 | |
北美其他地区d | 24 | | 167 | | 191 | |
南美e | 5 | | 7 | | 12 | |
非洲 | 117 | | 14 | | 131 | |
亚洲其他地区 | 930 | | 449 | | 1,379 | |
澳大拉西亚 | 28 | | 4 | | 33 | |
附属公司 | 1,987 | | 1,343 | | 3,330 | |
权益会计实体 | 3,434 | | 2,826 | | 6,260 | |
总计 | 5,421 | | 4,169 | | 9,590 | |
截至2021年12月31日的估计天然气液体净探明储量a.b
| | | | | | | | | | | |
| | 百万桶石油 |
| 开发 | 未开发 | 总计 |
英国 | 8 | | — | | 9 | |
| | | |
我们 | 132 | | 195 | | 328 | |
北美其他地区 | — | | — | | — | |
南美 | 2 | | 19 | | 21 | |
非洲 | 9 | | 1 | | 10 | |
亚洲其他地区 | — | | — | | — | |
澳大拉西亚 | 2 | | — | | 2 | |
附属公司 | 153 | | 215 | | 368 | |
权益会计实体 | 125 | | 41 | | 166 | |
总计 | 278 | | 256 | | 534 | |
液体已探明储量估计净额«
| | | | | | | | | | | |
| | 百万桶石油 |
| 开发 | 未开发 | 总计 |
附属公司e | 2,141 | | 1,558 | | 3,699 | |
权益会计实体f | 3,558 | | 2,867 | | 6,425 | |
总计 | 5,699 | | 4,425 | | 10,124 | |
截至2021年12月31日的估计天然气净探明储量a.b
| | | | | | | | | | | |
| 10亿立方英尺 |
| 开发 | 未开发 | 总计 |
英国 | 455 | | 45 | | 501 | |
| | | |
我们 | 2,401 | | 3,404 | | 5,805 | |
北美其他地区 | — | | — | | — | |
南美g | 1,152 | | 1,147 | | 2,299 | |
非洲 | 1,433 | | 154 | | 1,587 | |
亚洲其他地区 | 3,266 | | 2,522 | | 5,788 | |
澳大拉西亚 | 1,584 | | 939 | | 2,523 | |
附属公司 | 10,291 | | 8,211 | | 18,502 | |
权益会计实体h | 13,149 | | 7,964 | | 21,113 | |
总计 | 23,440 | | 16,174 | | 39,615 | |
按石油当量计算的已探明净储量估计
| | | | | | | | | | | |
| 百万桶石油当量 |
| 开发 | 未开发 | 总计 |
附属公司 | 3,915 | | 2,973 | | 6,889 | |
权益会计实体 | 5,825 | | 4,240 | | 10,065 | |
总计i | 9,740 | | 7,214 | | 16,954 | |
a已探明储量不包括应付他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排,并在综合业务中计入非控股权益。我们披露我们在合资企业和联营公司中持有的按权益法核算的储备份额,尽管我们不控制这些实体或这些实体持有的资产。
b所用的2021年标记价格为布伦特69.23美元/桶(2020年41.31美元/桶和2019年62.74美元/桶)和Henry Hub 3.61美元/mmBtu(2020年1.94美元/mmBtu和2019年2.58美元/mmBtu)。
c包括凝析油。
d加拿大所有的储备都是沥青。
e包括与BP特立尼达和多巴哥有限责任公司30%非控股权益有关的1000万桶液体。
f包括与俄罗斯石油公司非控股权益有关的3.96亿桶,其中包括通过英国石油公司在俄罗斯以外的权益持有的2200万桶石油。
g包括6900亿立方英尺的天然气,涉及BP特立尼达和多巴哥有限责任公司30%的非控股权益。
h包括俄罗斯石油公司10.20%非控股权益中的16,560亿立方英尺天然气,包括通过英国石油公司在俄罗斯以外的俄罗斯的权益持有的6,210亿立方英尺。
i包括与我们于Rosneft及我们的俄罗斯合资企业的股权有关的探明储量为90,130亿桶石油当量(2020年底为90,620亿桶)。
由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
探明储量置换
于2021年12月31日,按石油当量基准(包括权益会计实体)的总碳氢化合物探明储量较2020年12月31日减少6%。天然气约占该等储量的40%(附属公司为46%,股权会计实体为36%)。该变动包括收购及出售净减少4.08亿桶油当量(我们的附属公司减少2.82亿桶油当量,我们的股权会计实体减少1.26亿桶油当量)。收购及剥离活动发生于我们位于南锥体、北海及俄罗斯的股权会计实体,以及剥离活动发生于我们位于美国、中东及北海的附属公司。
探明储量置换率«是指生产被探明储量增加所取代的程度。这一比率以石油当量表示,包括因修订先前估计、提高采收率以及扩大和发现而产生的变化。于二零二一年,附属公司及权益会计实体的探明储量替代比率(不包括收购及出售)分别为50%(二零二零年为78%及二零一九年为67%)、单独附属公司为4%及单独权益会计实体为119%。由于美国、北海和安哥拉的天然气和石油价格上涨,储量净增加(5500万桶油当量),但部分被我们在伊拉克、阿塞拜疆和加拿大的部分PSA价格下跌所抵消。
2021年,集团的探明储量净增加(不包括生产、销售和购买到位储量)为6.09亿桶油当量(子公司为31亿桶油当量,股权会计实体为5.78亿桶油当量),通过对先前估计的修订,包括价格、现有油田的开采和扩展以及新油田的发现。辅助增加是通过改善现有油田的采收率和扩大现有油田的开发,以及发现新油田,这些油田代表了已探明和未探明储量的混合。于二零二一年增加的油气田主要由于应用常规技术及开发钻探扩大油田规模所致。我们附属公司按地区划分的主要探明储量增加在美国、北非、中东、北海、安哥拉及印度。我们的权益会计实体的主要储备增加为Rosneft和泛美能源集团。
我们13%的探明储量与PSA有关。于二零二一年,我们根据公益协议生产的国家为阿尔及利亚、安哥拉、阿塞拜疆、埃及、印度、印度尼西亚、墨西哥及阿曼。此外,管理我们在伊拉克鲁迈拉油田的投资的技术服务合同(TSC)也是PSA的职能。
该集团没有持有将在未来三年内到期的、可能对bp的储量或产量产生重大影响的许可证。
有关我们储备的更多信息,请参见第261页。
BP按国家-原油的净产量a和天然气液体
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 每天千桶 |
| | | | | BP净产量份额b |
| | | 原油 | | | | 天然气液体 |
| 2021 | 2020 | 2019 | | 2021 | 2020 | 2019 |
| | | | | | | |
附属公司 | | | | | | | |
英国CD | 82 | | 96 | | 100 | | | 5 | | 5 | | 3 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
整个欧洲 | 82 | | 96 | | 100 | | | 5 | | 5 | | 3 | |
阿拉斯加州d | — | | 38 | | 71 | | | — | | — | | — | |
在岸低48d | 69 | | 72 | | 66 | | | 48 | | 59 | | 58 | |
墨西哥湾深水d | 239 | | 235 | | 263 | | | 22 | | 20 | | 24 | |
美国总人数 | 308 | | 345 | | 400 | | | 70 | | 79 | | 81 | |
加拿大e | 25 | | 22 | | 24 | | | — | | — | | — | |
北美其他地区 | 25 | | 22 | | 24 | | | — | | — | | — | |
北美地区总数 | 333 | | 367 | | 424 | | | 70 | | 79 | | 81 | |
特立尼达&多巴哥 | 5 | | 7 | | 7 | | | 4 | | 7 | | 9 | |
南美洲共计 | 5 | | 7 | | 7 | | | 4 | | 7 | | 9 | |
安哥拉 | 80 | | 108 | | 115 | | | — | | — | | — | |
埃及d | 23 | | 9 | | 34 | | | — | | — | | — | |
阿尔及利亚 | 6 | | 6 | | 7 | | | 7 | | 8 | | 8 | |
整个非洲 | 110 | | 123 | | 156 | | | 7 | | 8 | | 8 | |
阿布扎比 | 171 | | 158 | | 180 | | | — | | — | | — | |
阿塞拜疆 | 77 | | 97 | | 79 | | | — | | — | | — | |
| | | | | | | |
伊拉克 | 43 | | 100 | | 64 | | | — | | — | | — | |
| | | | | | | |
阿曼d | 26 | | 21 | | 20 | | | — | | — | | — | |
亚洲其他地区 | 318 | | 375 | | 343 | | | — | | — | | — | |
亚洲合计 | 318 | | 375 | | 343 | | | — | | — | | — | |
澳大利亚 | 11 | | 13 | | 15 | | | 2 | | 2 | | 2 | |
印度尼西亚东部 | 2 | | 2 | | 2 | | | — | | — | | — | |
整个澳大拉西亚 | 13 | | 15 | | 17 | | | 2 | | 2 | | 2 | |
子公司总数 | 860 | | 983 | | 1,046 | | | 88 | | 101 | | 104 | |
股权会计实体(BP股份) | | | | | | | |
俄罗斯石油公司f(俄罗斯、埃及) | 857 | | 873 | | 920 | | | 3 | | 3 | | 3 | |
| | | | | | | |
阿根廷 | 50 | | 52 | | 54 | | | 1 | | 1 | | 1 | |
墨西哥 | 3 | | — | | — | | | — | | — | | — | |
玻利维亚 | 2 | | 2 | | 2 | | | — | | — | | — | |
埃及 | — | | — | | — | | | 3 | | 2 | | 3 | |
挪威 | 48 | | 50 | | 35 | | | 3 | | 3 | | 2 | |
俄罗斯 | 30 | | 30 | | 35 | | | — | | — | | — | |
安哥拉 | 1 | | 1 | | 1 | | | 3 | | 5 | | 5 | |
| | | | | | | |
权益会计实体总数 | 991 | | 1,009 | | 1,047 | | | 12 | | 14 | | 14 | |
子公司和权益会计实体合计g | 1,851 | | 1,991 | | 2,093 | | | 100 | | 115 | | 118 | |
a 包括凝析油。b 生产不包括应付其他人的特许权使用费(不论以现金或实物支付),而特许权使用费拥有人在相关生产中拥有直接权益,以及独立作出提升及销售安排的选择权及能力。
c 该项目涉及ETAP内的六个bp操作油田。英国石油公司在其余三个ETAP油田没有权益,这些油田由壳牌公司运营。
d 2021年,英国石油出售其在阿曼的Block 61的20%权益、其在英国北海的Shearwater的权益以及在美国的若干Lower 48陆上权益。于二零二零年,英国石油出售其阿拉斯加权益及若干Lower 48在美国境内权益。2019年,英国石油完成了出售其在埃及苏伊士湾石油公司(GUPCO)的权益和在Lower 48陆上的部分美国资产,并出售了其在墨西哥湾圣地亚哥和圣克鲁斯油井的权益。
e 加拿大子公司的所有生产都是沥青。
f 包括与Rosneft非控股权益有关的生产,包括通过bp在俄罗斯(Rosneft除外)的权益持有的生产。
g 包括来自英国石油公司拥有权益的加工厂的天然气液化石油气净油(2020年300万桶油净油净油
由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
BP按国家-天然气的净产量
| | | | | | | | | | | |
| 百万立方英尺/天 |
| BP净产量份额a |
| 2021 | 2020 | 2019 |
附属公司 | | | |
英国b | 236 | | 221 | | 129 | |
| | | |
| | | |
整个欧洲 | 236 | | 221 | | 129 | |
在岸低48b | 1,043 | | 1,405 | | 2,175 | |
墨西哥湾深水b | 154 | | 154 | | 179 | |
阿拉斯加州b | — | | 3 | | 4 | |
美国总人数 | 1,197 | | 1,561 | | 2,358 | |
加拿大 | 2 | | 2 | | 2 | |
北美其他地区 | 2 | | 2 | | 2 | |
北美地区总数 | 1,199 | | 1,563 | | 2,361 | |
特立尼达&多巴哥 | 1,260 | | 1,695 | | 1,977 | |
南美洲共计 | 1,260 | | 1,695 | | 1,977 | |
埃及b | 1,206 | | 782 | | 952 | |
阿尔及利亚 | 126 | | 141 | | 186 | |
整个非洲 | 1,332 | | 923 | | 1,138 | |
| | | |
阿塞拜疆 | 539 | | 413 | | 367 | |
| | | |
印度 | 169 | | 2 | | 15 | |
阿曼b | 571 | | 550 | | 594 | |
亚洲其他地区 | 1,279 | | 966 | | 976 | |
亚洲合计 | 1,279 | | 966 | | 976 | |
澳大利亚 | 332 | | 396 | | 411 | |
印度尼西亚东部 | 429 | | 399 | | 375 | |
整个澳大拉西亚 | 760 | | 795 | | 786 | |
子公司总数c | 6,067 | | 6,163 | | 7,366 | |
股权会计实体(BP股份) | | | |
俄罗斯石油公司d(俄罗斯、加拿大、埃及、越南) | 1,380 | | 1,286 | | 1,279 | |
阿根廷 | 223 | | 230 | | 250 | |
玻利维亚 | 60 | | 56 | | 64 | |
墨西哥 | 1 | | — | | — | |
挪威 | 66 | | 61 | | 56 | |
俄罗斯 | 42 | | 41 | | — | |
安哥拉 | 77 | | 92 | | 87 | |
| | | |
权益会计实体总数c | 1,849 | | 1,765 | | 1,736 | |
子公司和权益会计实体合计 | 7,915 | | 7,929 | | 9,102 | |
a生产不包括应付他人的特许权使用费,不论是以现金或实物支付,而特许权使用费拥有人于相关生产中拥有直接权益,并有权及有能力独立作出起重及销售安排。
b2021年,英国石油出售其在阿曼的Block 61的20%权益、其在英国北海的Shearwater的权益以及在美国的若干Lower 48陆上权益。于二零二零年,英国石油出售其阿拉斯加权益及若干Lower 48在美国境内权益。2019年,英国石油完成了出售其在埃及苏伊士湾石油公司(GUPCO)的权益和在Lower 48陆上的部分美国资产,并出售了其在墨西哥湾圣地亚哥和圣克鲁斯油井的权益。
c天然气产量不包括生产气田租赁范围内作业消耗的天然气,但相关储量计入集团的储量。
d包括与Rosneft非控股权益有关的生产,包括通过bp在俄罗斯(Rosneft除外)的权益持有的生产。
由于四舍五入的原因,某些合计可能与其组成部分的总和不完全一致。
下表提供了与我们的石油和天然气业务相关的其他数据和披露。
单位产品平均销售价格(变现«)a
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 每单位生产成本 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 群组 平均值 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯b | 其余部分 亚洲 | | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
2021 | | | | | | | | | | | |
原油c | | 71.99 | | — | | 62.58 | | 52.49 | | 67.62 | | 68.98 | | — | | 67.94 | | 61.46 | | 65.81 | |
天然气液体 | | 52.07 | | — | | 26.85 | | — | | 32.81 | | 51.01 | | — | | — | | 40.98 | | 30.89 | |
燃气 | | 17.06 | | — | | 3.68 | | 2.63 | | 4.06 | | 4.36 | | — | | 5.66 | | 7.25 | | 5.30 | |
2020 | | | | | | | | | | | |
原油c | | 42.70 | | — | | 38.14 | | 26.70 | | 42.27 | | 41.60 | | — | | 37.76 | | 33.21 | | 38.46 | |
天然气液体 | | 25.31 | | — | | 10.22 | | — | | 16.49 | | 25.39 | | — | | — | | 24.73 | | 12.91 | |
燃气 | | 3.13 | | — | | 1.30 | | 1.70 | | 1.86 | | 3.89 | | — | | 3.91 | | 4.66 | | 2.75 | |
2019 | | | | | | | | | | | |
原油c | | 65.44 | | — | | 59.19 | | 40.92 | | 63.30 | | 63.75 | | — | | 64.39 | | 59.65 | | 61.56 | |
天然气液体 | | 29.58 | | — | | 14.67 | | — | | 25.86 | | 31.89 | | — | | — | | 38.11 | | 18.23 | |
燃气 | | 4.01 | | — | | 1.93 | | 0.75 | | 2.78 | | 4.59 | | — | | 3.99 | | 6.86 | | 3.39 | |
权益会计实体d | | | | | | | | | | | |
2021 | | | | | | | | | | | |
原油c | | — | | 69.23 | | — | | — | | 62.62 | | — | | 61.98 | | — | | — | | 62.60 | |
天然气液体e | | — | | — | | — | | — | | 42.47 | | — | | 不适用 | — | | — | | 42.47 | |
燃气 | | — | | 15.26 | | — | | — | | 3.44 | | — | | 1.69 | | — | | — | | 2.49 | |
2020 | | | | | | | | | | | |
原油c | | — | | 40.00 | | — | | — | | 40.41 | | — | | 35.10 | | — | | — | | 35.94 | |
天然气液体e | | — | | — | | — | | — | | 15.93 | | — | | 不适用 | — | | — | | 15.93 | |
燃气 | | — | | 3.76 | | — | | — | | 2.88 | | — | | 1.51 | | — | | — | | 1.85 | |
2019 | | | | | | | | | | | |
原油c | | — | | 64.75 | | — | | — | | 56.85 | | — | | 56.52 | | — | | — | | 56.96 | |
天然气液体e | | — | | — | | — | | — | | 18.14 | | — | | 不适用 | — | | — | | 18.14 | |
燃气 | | — | | 5.01 | | — | | — | | 3.98 | | — | | 1.83 | | — | | — | | 2.38 | |
单位生产的平均生产成本f
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | 每单位生产成本 |
| | 欧洲 | 北 美国 | 南 美国 | 非洲 | 亚洲 | 澳大拉西亚 | 总计 群组 平均值 |
| | 英国 | 其余部分 欧洲 | 我们 | 其余部分 北 美国 | | | 俄罗斯c | 其余部分 亚洲 | |
附属公司 | | | | | | | | | | | |
2021 | | 13.97 | | — | | 9.17 | | 13.18 | | 4.49 | | 6.17 | | — | | 4.92 | | 2.27 | | 6.82 | |
2020 | | 12.49 | | — | | 8.11 | | 12.46 | | 3.76 | | 7.71 | | — | | 4.41 | | 2.02 | | 6.39 | |
2019 | | 13.22 | | — | | 8.46 | | 13.36 | | 3.36 | | 7.95 | | — | | 5.15 | | 2.33 | | 6.84 | |
权益会计实体 | | | | | | | | | | | |
2021 | | — | | 9.75 | | — | | — | | 11.21 | | — | | 2.76 | | — | | — | | 3.82 | |
2020 | | — | | 8.14 | | — | | — | | 12.71 | | — | | 3.54 | | — | | — | | 4.55 | |
2019 | | — | | 12.51 | | — | | — | | 11.50 | | — | | 3.45 | | — | | — | | 4.50 | |
a生产单位是液体桶和数千立方英尺天然气。变现包括企业之间的转移,俄罗斯除外。
b已对二零一九年作出修订,以与石油及天然气勘探及生产活动的披露一致。
c包括凝析油。
d在某些国家,股权核算实体的协议通常包括定价条款,要求以折扣价将相当大一部分有权生产的产品出售给地方政府或市场。
e供应俄罗斯的天然气液体包括在原油中。
f生产单位是液体桶和数千立方英尺天然气。金额不包括从价税和遣散费。
有关客户和产品的其他信息
客户和产品息税前利润与调整后EBITDA的基本RC息税前利润的对账«按业务划分
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
客户及产品息税前利润 | | 2,208 | | 3,418 | | 6,502 | |
减去:调整项目收益(费用) | | (1,044) | | 330 | | 83 | |
客户和产品的基本RC息税前利润 | | 3,252 | | 3,088 | | 6,419 | |
按业务划分: | | | | |
客户-便利性和移动性 | | 3,052 | | 2,883 | | 3,790 | |
嘉实-包括在客户中 | | 1,037 | | 818 | | 1,258 | |
产品-炼油和贸易 | | 200 | | (28) | | 2,227 | |
石化 | | — | | 233 | | 402 | |
| | | | |
加回:折旧、损耗和摊销 | | 3,000 | | 2,990 | | 2,921 | |
按业务划分: | | | | |
客户-便利性和移动性 | | 1,306 | | 1,200 | | 1,113 | |
嘉实-包括在客户中 | | 150 | | 161 | | 144 | |
产品-炼油和贸易 | | 1,694 | | 1,686 | | 1,603 | |
石化 | | — | | 104 | | 205 | |
| | | | |
调整后的客户和产品EBITDA | | 6,252 | | 6,078 | | 9,340 | |
按业务划分: | | | | |
客户-便利性和移动性 | | 4,358 | | 4,083 | | 4,903 | |
嘉实-包括在客户中 | | 1,187 | | 979 | | 1,402 | |
产品-炼油和贸易 | | 1,894 | | 1,658 | | 3,830 | |
石化 | | — | | 337 | | 607 | |
销售量
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 每天千桶 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
市场销售a | | 2,439 | 2,275 | 2,727 |
贸易/供应销售卑诗省 | | 393 | 416 | 460 |
成品油销售总额 | | 2,832 | 2,691 | 3,187 |
原油CD | | 249 | 295 | 271 |
总计 | | 3,081 | 2,986 | 3,458 |
a营销销售包括向企业对企业和企业对消费者销售精炼燃料产品和润滑油的品牌和非品牌销售,这些客户包括加油站经销商、批发商、航空公司、大型超市等小型和大型经销商以及军方。
b交易/供应销售是对大型无品牌经销商和其他石油公司的燃料销售。
c 2020年和2019年的比较信息已就与2021年1月1日生效的实物结算衍生品合约有关的收入和购买列报的变化而重新列报。有关更多信息,请参阅注1准备基础-会计政策的自愿变更。
d原油销售与主要通过贸易和航运执行的第三方交易有关。此外,2021年报告的原油销售包括与天然气和低碳能源以及石油生产和运营部门直接销售的数量相关的50,000桶/天(2020年为44,000桶/天)。
在上表中,原油和成品油交易/供应销售量是在附注1准备基础--会计政策自愿变更中描述的变化后,按照损益表列报的基准列报的。这些数字与实物交易能源产品的实际数量不相符,并不打算用于评估排放量或碳强度。所显示的营销量代表实物交付的交易,无论这种交易的损益表如何列报。
客户和产品的利息和税前利润与便利、零售燃料和电气化的毛利率的对账
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
客户及产品息税前利润 | | 2,208 | | 3,418 | | 6,502 | |
扣除炼油及贸易及石化产品的利息及税项前RC溢利(亏损) | | (468) | | 1,169 | | 2,703 | |
| | 2,676 | | 2,249 | | 3,799 | |
为方便和流动而调整物品的净(有利)不利影响 | | 376 | | 634 | | (9) | |
基本RC利息和税前利润,以方便和流动 | | 3,052 | | 2,883 | | 3,790 | |
减去嘉实多的潜在RC利润 | | 1,037 | | 818 | | 1,258 | |
增加便利性和流动性(不包括嘉实基金)折旧、损耗和摊销 | | 1,156 | | 1,039 | | 969 | |
加上便利性和移动性(不包括嘉实多)生产和制造、分销和管理费用,并根据航空、B2B和中游毛利率进行调整 | | 2,486 | | 1,961 | | 1,767 | |
从便利性和移动性的权益会计实体中减去收益(不包括嘉实) | | 330 | | 228 | | 293 | |
便利、零售燃料和电气化的毛利率 | | 5,327 | | 4,837 | | 4,975 | |
其中: | | | | |
便利性和电气化 | | 1,548 | | 1,335 | | 1,260 | |
零售燃料 | | 3,779 | | 3,502 | | 3,715 | |
| | | | |
便利和电气化的利润率份额« | | 29.1% | 27.6% | 25.3% |
零售网站a
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | BP品牌零售网站数量 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
我们 | | 7,450 | 7,250 | 7,200 |
欧洲 | | 8,250 | 8,250 | 8,250 |
世界其他地区 | | 4,800 | 4,800 | 3,450 |
总计 | | 20,500 | 20,300 | 18,900 |
a报告给最近的50人。包括BP品牌下由经销商、批发商、加盟商、品牌许可人或合资伙伴运营的网站。随着它们的燃料供应协议或品牌许可协议到期,并在正常业务过程中重新谈判,这些公司可能会进出BP品牌。零售网站主要是有品牌的英国石油公司, 阿尔科, 阿莫科, 咸鱼和桑顿,还包括通过Jio-BP合资公司在印度的站点。
炼油厂产能a.b
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 每天千桶 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
我们 | | 719 | 693 | 737 |
欧洲 | | 787 | 742 | 787 |
世界其他地区 | | 88 | 192 | 225 |
总计 | | 1,594 | 1,627 | 1,749 |
| | | | |
| | | | % |
炼油利用率« | | 94.8 | 96.0 | 94.9 |
a这还不包括BP在泛美能源集团的权益。
b炼油厂的产能反映了原油和其他原料的产量。
炼油厂产能
下表a概述BP集团于2021年12月31日的炼油厂权益及原油平均日蒸馏能力。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 原油蒸馏能力b |
燃料价值链 | 国家 | 炼油厂 | | 群体利益c (%) | BP股份 千桶石油 每天一次 |
我们 | | | | | |
美国西北部 | 我们 | 樱桃角 | | 100.0 | 251 |
美国落基山脉以东 | | 白化 | | 100.0 | 440 |
| | 托莱多 | | 50.0 | 80 |
| | | | | 771 |
欧洲 | | | | | |
| | | | | |
莱茵河 | 德国 | 盖尔森基兴 | | 100.0 | 265 |
| | 林根 | | 100.0 | 97 |
| 荷兰 | 鹿特丹 | | 100.0 | 394 |
伊比利亚 | 西班牙 | 卡斯特隆 | | 100.0 | 110 |
| | | | | 866 |
世界其他地区d | | | | | |
新西兰 | 新西兰 | 旺格雷EFG | | 10.1 | 24 |
南部非洲 | 南非 | 德班eh | | 50.0 | 90 |
| | | | | 114 |
截至2021年12月31日英国石油总运力份额 | | | 1,751 | |
a 这还不包括BP在泛美能源集团的权益。
b 原油蒸馏能力是总额定能力,其定义为在正常操作条件下连续30天的最高平均持续单产。
c 英国石油公司的股权份额,与英国石油公司的处理权份额不同。
d Kwinana炼油厂于二零二一年二月停止营运。
e 表示非英国石油公司经营的炼油厂。
f 反映了英国石油公司的加工权份额,这与英国石油公司的股权份额不同。
g新西兰炼油厂宣布,计划从2022年4月起停止其旺格雷炼油厂的燃料生产,并将其转换为进口终端。
hSAPREF股东宣布,炼油厂运营将自2022年3月底起无限期暂停。
Rosneft的其他信息
俄罗斯石油公司
Rosneft为俄罗斯最大的石油公司,按碳氢化合物产量计算,于二零二一年为全球最大的上市石油公司之一。它拥有一个主要的陆上和海上碳氢化合物资源基地,资产遍布俄罗斯所有关键的碳氢化合物地区和国外。2021年和2020年,bp在俄罗斯石油公司碳氢化合物产量中的份额为10.98亿桶/日。Rosneft是俄罗斯领先的炼油公司,以吞吐量为基准。该公司在俄罗斯拥有并经营13家炼油厂,并持有德国3家炼油厂、1家在印度和1家在白俄罗斯的股份。2021年Rosneft炼油厂吞吐量为2,153百万桶/日,2020年为2,103百万桶/日。下游业务包括喷气燃料、加油、沥青和润滑油,俄罗斯石油公司还在俄罗斯和国外拥有并运营着3000多个零售服务站。
环境支出
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
| | | | |
运营支出 | | 362 | | 531 | | 511 | |
资本支出 | | 222 | | 241 | | 468 | |
清理 | | 17 | | 29 | | 23 | |
对环境补救规定的补充 | | 363 | | 297 | | 272 | |
退役准备金增加(减少) | | 1,231 | | (686) | | 1,045 | |
关于防止、控制、处理或消除空气和水排放以及固体废物的运营和资本支出通常不作为单独可识别的交易产生。相反,它构成了一个更大的交易的一部分,该交易包括例如正常运营和维护费用。因此,表中环境业务和资本支出的数字是根据美国石油学会的定义和准则估算的。
2021年环境经营开支为3. 62亿元(2020年5. 31亿元),整体减少32%,主要由于出售阿拉斯加、BP产品北美及航运业务开支减少所致。
2021年的环境资本开支为2. 22亿元,整体略低(2020年2. 41亿元),BP产品北美及阿拉斯加出售项目的开支减少,但BPX Energy的开支增加抵销。
2021年的清理成本为1,700万美元(2020年2,900万美元),包括清理溢油成本及其他相关补救及处置成本。与2020年相比的减少主要是由于阿拉斯加的处置以及BP产品北美、阿莫科环境服务和补救管理的支出减少。
除了营运和资本开支外,我们还为未来的环境修复工作拨备。违反这类准备金的支出通常发生在以后的期间,不包括在这些期间报告的环境业务支出中。
如果有可能进行清理,并且可以可靠地估计义务的数额,则应为环境补救作出规定。一般而言,这与对正式行动计划的承诺不谋而合,或者,如果更早,则承诺撤资或关闭不活跃的地点。
未来环境恢复、补救和减少方案的范围和成本本来就很难估计。它们通常取决于污染的程度、所需纠正行动的相关影响和时机、技术可行性和英国石油公司承担的责任份额。虽然未来方案的成本可能很大,并可能对确认这些方案的期间的业务结果产生重大影响,但预计这些成本不会对集团的整体业务结果或财务状况产生重大影响。
环境补救拨备的增加与过往年度相似,亦反映我们对美国多个场地的补救计划的范围重新评估。2021年的环境补救拨款包括3,300万元新地盘拨款(2020年800万元及2019年900万元)。
此外,我们还为安装我们的石油和天然气生产资产和相关管道作出规定,以满足最终退役的费用。在安装石油或天然气生产设施时,建立一项准备金,表示资产退役的预期未来成本的折现值。
于二零二一年,退役拨备净额增加乃由于确认额外拨备、贴现率变动及成本估计假设变动所致。
我们对现有条款进行定期审查。这些审查考虑到经修订的成本假设、退役要求的变化以及任何技术发展。
按照国际会计准则第37号“准备金、或有负债和或有资产”的要求,环境补救和退役准备金通常是在贴现的基础上确定的。
关于退役和环境条款的进一步详情见财务报表—附注22。
对集团业务的监管
我们的业务和运营受发生这些业务的每个国家、州或其他地区或地方适用的法律和法规的约束。这些活动几乎涵盖了BP活动的所有方面,包括获得项目开发权和经营权、生产率、特许权使用费、环境、健康和安全保护、燃料规格和运输、贸易、定价、反垄断、出口、税收和外汇。
石油和天然气合同和监管框架
持有我们上游石油和天然气权益的租约、许可证和合同的条款和条件因国家而异。这些租约、许可证和合同一般由政府实体或国有或控股公司授予或与之订立,有时是与私人财产所有者订立的。与政府或国家实体的安排通常采取许可证或生产分享协议的形式«(PSA),尽管与私人实体和美国政府实体的安排通常是租赁的。
许可证(或特许权)赋予持有者勘探、开发和生产商业发现的权利。根据许可证,持有者承担勘探、开发和生产活动的风险,并为这些业务提供资金。原则上,许可证持有人有权获得所有产品,减去任何应以实物支付的特许权使用费。许可证持有者通常被要求支付生产税或特许权使用费,可以是现金或实物。
在某些国家,勘探和生产活动需要单独的许可证,在某些情况下,生产许可证仅限于原始勘探许可证覆盖的区域的一部分。
与政府实体或国有或控股公司签订的PSA通常要求英国石油(单独或与其他合同公司)提供所有融资,并承担勘探和生产活动的风险,以换取在特许权使用费后剩余产量的份额(如果有的话)。不太常见的情况是,英国石油可能会根据与东道实体签订的服务协议勘探、开发和生产油气,以换取偿还成本和/或以现金支付的费用而非生产费用。
英国石油公司经常在联合安排下进行勘探和生产活动«或与其他国际石油公司、国有或控股公司和/或私营公司的共同所有权安排。按照惯例,根据租赁、特许权或PSA进行合营安排或共同拥有业务所产生的所有成本、利益、权利、责任、负债及风险均由合营安排或共同拥有方根据合营经营协议所载的协定拥有权权益分摊。倘产生任何负债(不论是对政府或第三方,或合营安排方或共同拥有人本身),各合营安排方或共同拥有人一般须根据合营经营协议之条款按其拥有权权益比例偿还该等负债。然而,合营安排各方之间的任何协定责任分配往往与有关牌照、租约或PSA下的地位不同,后者可能规定合营安排各方的共同及个别责任,包括退役责任。在许多上游业务中,将(根据联合业务协议)指定一方(称为经营者)代表联合安排或共同所有权进行日常业务。经营者通常是联合安排当事方之一或共同所有人,并将通过自己的工作人员履行职责,或将各种要素外包给第三方承包商或服务提供商。英国石油公司在一些国家代表联合安排和共同拥有公司担任运营商,.
工作(包括钻探和相关活动)通常会外包给第三方服务提供商。相关合同将详细说明工作、报酬,以及通常情况下双方之间的风险分配。根据所提供的服务,合同还可能载有分担风险的条款,
与污染和环境损害、油井或油气储层损害以及第三方索赔或其他损失有关的责任。这些风险的分配因合同而异,并通过双方协商确定,.
一般而言,BP对生产活动(无论是根据许可证还是PSA)产生的收入缴纳所得税。此外,根据地区的不同,英国石油公司的生产活动可能要缴纳一系列其他税收、征税和评估,包括石油特别税和税收。对石油和天然气生产利润和活动征收的税收可能远高于对其他活动征收的税收,例如在阿布扎比、安哥拉、埃及、挪威、英国、美国、俄罗斯和特立尼达和多巴哥。
英国石油公司正在密切研究经济合作与发展组织的两大支柱解决方案,以应对经济数字化带来的税收挑战。第二支柱示范规则已于2021年12月20日公布,目前预计立法将于2022年实质性颁布,并自2023年起适用。税务会计影响将于公布相关法例时予以考虑。
低碳能源—可再生能源合同和监管框架
我们于可再生资产的大部分权益是透过注册成立的合营企业或特殊目的实体(在任何一种情况下,均为项目公司)间接持有。可再生能源合同和监管框架以及与可再生资产有关的权利因国家而异。在一些国家,监管框架仍在制定之中,或随着可再生能源行业的发展而发生重大变化。
一般而言,我们对可再生资产的权利通常由项目公司通过一系列资产持有,这些资产共同构成项目公司拥有的可再生项目,包括:
•由公共或私人个人或实体授予的土地或海床上的一项或多项租约、地役权或许可证,授予项目公司在该等土地或海床上开发、建设和运营可再生资产的权利;
•一个或多个发电许可证,授予项目公司生产电力并向市场销售电力的权利;
•授予项目公司电力项目并网权利的联网协议;
•与公用事业公司、公司买家或公共实体签订的承购协议,视国家电力市场而定;以及
•潜在的是,以上网电价、差价合同、对冲机制或可再生能源证书的形式的补贴机制,以支持项目的发展。
开发商/发电商与所在国政府或私营实体之间的风险分配在该行业中尚未标准化。然而,一般而言,项目公司承担可再生能源项目的开发、建设和运营风险,并为该等运营提供融资,并从承购协议和╱或补贴机制(如有)产生的收益中获得利润。
可持续金融
2020年,欧盟分类法规的要素生效,并根据2018年欧盟(退出)法案成为英国法律的一部分。虽然欧盟分类条例的细节仍在审议中,但它建立了一个分类系统,以确定一项经济活动是否在环境上可持续,目的是指导投资者购买以促进环境目标为目的的金融产品。虽然英国政府已表示有意保留《欧盟分类法规》所载的整体分类框架和目标,但目前尚不清楚英国法律将在何种程度上与《欧盟分类法规》中不构成保留的欧盟法律一部分的要素保持一致,包括对大型企业公司的披露要求。英国石油公司将来可能被要求遵守
分类法规或任何可能在英国生效的平行或类似立法。
温室气体监管
2015年12月,近200个国家在巴黎举行的联合国气候变化会议(COP21)上同意了《巴黎协定》,该协定旨在将全球平均气温的增幅控制在比工业化前水平高出2 ° C以下,并努力将气温增幅限制在比工业化前水平高出1.5 ° C。签署国的目标是尽快达到全球温室气体排放量的峰值,并在其后迅速减少,以便在本世纪下半叶实现人为排放量和温室气体汇清除量之间的平衡。《巴黎协定》承诺所有签署国提交国家自主贡献(NDCs)(即气候行动承诺或计划),并采取旨在实现其NDCs目标的国内措施。签署国被要求每五年提交一次修订的国家数据中心,预计修订的国家数据中心将随着每一次修订而更加雄心勃勃。从2023年开始,全球进展评估将每五年进行一次。
2021年11月,在苏格兰格拉斯哥举行的UNFCCC COP26上通过了一项规则协议,以促进国际碳交易以协助达成NDC。预计未来将出台与向低碳经济过渡有关的更严格的国家和地区措施,例如英国2050年净零碳排放承诺。这些措施可能会增加英国石油公司某些产品的生产成本,增加合规和诉讼成本,增加对竞争性能源替代品或低碳强度产品的需求,并影响英国石油公司许多产品的销售和规格。此外,这些措施可能导致生产和供应以及获取新储量的限制,特别是由于英国石油许多项目的长期性质。下文概述了某些当前和宣布的温室气体措施和可能影响bp在各个市场的业务的发展。有关英国石油公司在气候变化问题上采取的措施以及英国石油公司温室气体报告的详细信息,请参见第51页的可持续性—净零目标。
美国
在美国,英国石油公司的运营在许多方面受到温室气体监管的影响。例如,联邦《清洁空气法》(CAA)规范了空气排放、许可、燃料规格以及我们生产、精炼、分销和营销活动的其他方面。
美国总统奥巴马政府曾提议对石油和天然气部门新建、改造和重建设施的排放进行监管。2020年8月,美国总统唐纳德·特朗普政府的最终政策规则取消了对石油和天然气生产中甲烷排放的联邦监管,美国国会宣布无效。在现任美国总统约瑟夫·拜登(Joseph Biden)的任期内,环保署发布了“新的、重建的和改良的能源性能标准和现有能源的排放指南:石油和天然气部门气候审查”,目前正处于公众征求意见期。这些法规将要求在新的和现有的设施中大幅减少石油和天然气生产产生的甲烷排放。
环保署的其他温室气体和环境法规影响发电做法和价格,并对用于发电的燃料市场和可再生能源装置产生影响。由于总统行政当局之间做法的变化,以及对这些条例提出质疑的诉讼,这些条例不断变化。预计最高法院将在西弗吉尼亚州诉环保局未决案件中考虑根据《清洁空气法》授予环保局的监管权力的各个方面,该案件可能会限制环保局监管温室气体排放的能力.
2005年的《能源政策法案》和2007年的《能源独立与安全法案》都规定了可再生燃料标准(RFS),要求在美国销售的运输燃料中含有最低量的可再生燃料。在最新的监管行动中,2021年12月7日,环保署提出了一系列行动,为RFS设定生物燃料量。
2020年,2021年和2022年的计划,并引入旨在增强计划目标的监管变化。此外,某些州的倡议对在这些州销售的运输燃料施加碳强度降低要求(例如,在加利福尼亚州,俄勒冈州,并很快在华盛顿颁布条例)。
GHG强制性报告规则要求某些设施的运营商和石油产品的生产商和进口商/出口商向环保署提交年度GHG排放报告,量化受影响设施的直接排放量,以及石油产品、某些天然气液体和GHG产品的数量以及假设的GHG排放量,就像这些产品完全燃烧一样。
许多州、市政府和区域组织继续推进影响我们在美国业务的气候倡议。例如,加利福尼亚州将其低碳燃料标准(LCFS)延长至2030年,届时要求碳强度降低20%。华盛顿州于2021年颁布了全州范围的碳上限和投资立法以及清洁燃料标准(类似于加州的LCFS)。
我们的美国业务受到温室气体和其他环境要求的增加以及监管不确定性的影响,包括当前或未来的美国政府可能会修订或撤销当前或之前的管理计划,以及可能会增加开支,以遵守州和地方层面的众多不同和不统一的监管措施。
美国燃料市场受到环保署对轻型、中型和重型车辆排放(包括燃料经济性和排气管标准)以及非道路发动机和车辆以及某些大型温室气体固定排放源的监管的影响。加利福尼亚州还对汽车制造商实施了低排放车辆(LEV)和零排放车辆(ZEV)标准,其他一些州,如CAA当局允许,已经采用了加利福尼亚州的标准。这些规定可能会影响英国石油公司的产品组合和对这些州特定产品的需求。2020年8月,加州还与多家汽车制造商达成协议,以满足加州更严格的排放标准。
2021年12月,拜登政府修订了涵盖2023年至2026年车型年(MY)乘用车和轻型卡车的燃油经济性和排气管二氧化碳排放标准,而特朗普政府此前已予以撤销。到2026年,修订后的标准比2020年8月加州与多家汽车制造商达成的协议更为严格。环保署还恢复了加州的清洁空气法案豁免,允许其制定自己的温室气体汽车尾气排放标准,并允许其他州采用这些标准,交通部废除了特朗普政府优先考虑州温室气体排放标准的规则。
2020年1月,美国环保署就一项名为“清洁卡车倡议”的拟议规则制定征求意见。除其他外,该规则将为高速公路重型发动机制定氮氧化物(NOx)和其他污染物的新排放标准,预计拜登政府将修改并继续这一拟议的规则制定。加州还通过了一项“重型低氮氧化物综合法规”,要求制造商遵守更严格的排放标准,至少有一个州选择了这些加州标准。该规则正在逐步实施,第一阶段将于2024年生效。英国石油公司继续监察这些规则对燃料的影响。这些和其他环保署减少温室气体排放的举措可能会对英国石油公司在美国的许多产品的生产、销售和盈利能力产生重大影响。
欧盟能源和气候立法
•欧盟及其成员国已采取各种目标和措施,以减少温室气体排放和促进可再生能源。其中包括欧盟排放交易计划(EU ETS);可再生能源指令(RED)—包括运输燃料供应商增加可再生能源在其燃料供应中的份额的义务;以及预计将加速运输部门脱碳并影响燃料需求的新车销售二氧化碳目标。
•欧盟已经通过了一个目标,到2050年实现气候中和,作为欧洲绿色协议的一部分,随后,温室气体排放量达到55%。
到2030年,比1990年的水平减少。为实现这一目标,欧盟委员会在2021年提出了一系列措施,作为所谓的“适合55岁”和“天然气脱碳”一揽子计划的一部分。在成员国和欧洲议会达成一致之前,这将导致欧盟各种立法文书和倡议的目标水平提高,包括提高所有行业的可再生能源份额,减少欧盟排放交易计划下的温室气体排放限额,以及到2035年新乘用车每公里二氧化碳排放量为零克的目标。新措施如获通过,预计将增加可再生燃料和能源的供应和需求,将排放量交易扩大到海运部门以及公路运输和取暖燃料的排放量。欧盟委员会还提出了减少甲烷排放的措施。
•一些欧盟成员国已经制定了超越当前欧盟气候目标的国家目标,例如德国,到2045年实现气候中和目标,并建立了运输和取暖燃料的国家排放交易体系。
其他
•2020年12月,英国政府宣布目标到2030年将英国温室气体排放量较1990年水平减少至少68%。
•英国排放交易系统(UK ETS)于2021年1月1日在英国退欧过渡期结束和英国加入欧盟ETS后启动。它寻求提供一种碳定价机制,作为帮助英国实现净零目标的工具,并涵盖与欧盟ETS相同的温室气体和部门。BP的北海业务受英国ETS监管。
•中国正在一些城市和省份实施排放权交易试点方案。英国石油在中国的一家子公司正在参与这些项目。中国于2017年启动了国家排放交易市场(National ETS),最初仅涵盖电力行业。2020年12月31日,中国颁布了《国家交易交易制度》,该《国家交易制度》于2021年2月1日正式启动后生效。国家排放交易计划旨在成为中国履行其在2030年达到峰值排放和在2060年达到碳中和承诺的一个重要工具。目前,国家排放交易体系的参与者仅限于各省级政府部门确定并经中国生态环境部批准的重点排放实体。英国石油公司没有参加国家排放交易系统。
•2021年9月,中国在联合国大会上宣布,中国不会在国外新建煤电项目。2021年10月,在第二十六届缔约方大会召开前,中国发布了二氧化碳达峰和碳中和工作指导意见,其中列明了达峰和碳中和的具体目标和措施;2030年前二氧化碳达峰行动计划,其中列明了未来十年至2030年实现碳排放达峰的主要目标。
其他环境法规
除上述温室气体法规外,气候变化计划和多项环境法下的非常规油气开采法规可能对bp许多产品的生产、销售和盈利能力产生重大影响。
环境法还要求英国石油公司修复和恢复因与我们的运营或财产相关的有害物质或碳氢化合物释放而受到影响的地区。这些法律可能适用于英国石油公司目前拥有或经营的站点、其以前拥有或经营的站点,或用于处理其和其他方废物的站点。关于环境恢复和补救的规定,见财务报表—附注22。
一些政府根据环境法对英国石油集团某些公司提起的未决或预期的诉讼可能会导致金钱或其他制裁。集团公司亦须就声称释放或接触有害物质而提出人身伤害及财产损失的环境索赔。与未来的环境补救义务、政府诉讼和索赔有关的费用可能很大,可能对环境保护署的业务结果至关重要。
在此期间,他们被认可。我们无法准确预测未来发展(例如更严格的环境法律法规或执法政策)或未来发生在我们设施内的事件对本集团的影响,且无法保证未来不会产生重大负债及成本。关于该小组的环境开支的讨论,见第356页,关于法律诉讼的讨论,见第248页。
除上文所述者外,美国及欧盟影响我们业务及盈利能力的重大健康、安全及环境立法及法规包括:
美国
•《清洁水法》对英国石油公司设施的废水和其他流出物排放进行监管,要求英国石油公司获得排放许可,安装控制设备,并实施运营控制和预防措施。
•《资源保护和回收法》规范与我们的业务相关的废物的产生、储存、运输和处置,并可能要求在已处置或释放该等废物的地点采取纠正行动。根据RCRA或类似州法律,bp已经或可能会就bp经营或以前经营的站点承担责任。
•在某些情况下,《综合环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)可以将调查和补救的全部费用强加给拥有或经营受危险物质污染的场地的当事人,或安排在场地处置危险物质的当事人。BP已经或可能承担根据CERCLA或类似州法律承担的责任,包括因无力偿债或身份不明的当事方而产生的费用。bp还应根据《环境保护法》和其他联邦和州法律提出补救费用和自然资源损害索赔。
•《紧急情况规划和社区知情权法》要求向指定的政府机构报告某些数量所列危险物质的储存、使用和释放情况。
•《有毒物质控制法》(TSCA)规范英国石油公司化学物质和产品的制造、进口、出口、销售和使用。此外,环境保护局还修订了对现有化学品进行风险评估、评估和管理的优先次序的程序和程序。该机构的行动和公告受到定期监测,以确定对BP产品和运营重要的化学物质具有潜在影响的事态发展。
•《职业安全与健康法》对bp的运营提出了工作场所安全和健康要求,以及重要的过程安全管理义务,要求持续评估和改进操作实践,以提高气体加工、精炼和其他受监管设施的安全性并减少工作场所的排放。2021年11月5日,职业安全与健康管理局公布了一项紧急临时标准(ETS),要求拥有超过100名雇员的雇主要求雇员接种全面疫苗或每周进行COVID—19检测。疫苗或检测要求原定于2022年2月9日生效,但2022年1月13日,美国最高法院暂停了ETS,等待下级法院的进一步审查。有关交易制度有效性的诉讼最终结果尚不确定。此外,在许多州,行政命令以及州和地方法规的不断变化,强制采取可能影响英国石油公司人员和运营的COVID—19应对措施.
•《1990年石油污染法》(OPA)规定了在美国水域运输石油产品的操作要求、责任标准和其他义务。国家可以规定额外的义务。阿拉斯加州和西海岸州目前有最苛刻的州要求。
•《外大陆架土地法》、《矿产租赁法》和其他法规授权内政部(DOI)和BLM监管在受DOI授权的联邦土地上的海上和陆上作业的作业和空气排放,包括设备和测试.
•《濒危物种法》(ESA)和《海洋哺乳动物保护法》通过在特定时间和特定地点限制作业或开发,保护某些物种的栖息地免受人类的不利影响。2020年,美国鱼类和野生动植物管理局公布了两项影响欧空局栖息地指定的规定,但在2021年10月,拜登政府提议废除这些规定。如果拜登政府提出的规则最终敲定,他们可能会扩大受栖息地保护的地理区域。
欧盟
•《2010年工业排放指令》(IED)提供了向主要工业场所发放许可证的框架。它规定了工业活动产生的空气、水和土壤污染的综合防治规则。作为IED框架的一部分,额外的排放限制值由特定部门和跨部门最佳可用技术(BAT)结论提供信息。其中包括关于炼油部门、大型燃烧厂以及化工部门常见废水和废气处理和管理系统的英美烟草公司的结论。这可能需要英国石油公司进一步减少排放,特别是空气和水的排放。.
•2006年欧盟化学品登记、评估授权和限制条例(REACH)要求对在欧盟制造或进口到欧盟的化学物质进行登记,并提交相关的危险和风险数据。REACH影响我们在欧盟的制造或贸易/进口业务。BP通过检查非欧盟供应商代表的注册是否涵盖进口,准备和提交涵盖新制造和进口物质的注册档案,并根据需要更新以前提交的注册,来保持合规性。一些以前注册的物质,包括第三方提供给我们使用的物质,现在正在接受欧洲化学品管理局和欧盟成员国当局的评估和审查,以确定可能的授权或限制程序,以及可能的禁令。此外,BP在几个欧盟国家的设施和业务继续接受各自欧盟成员国主管当局的REACH合规检查。对《关于物质和混合物的分类、标签和包装的条例》(《中电条例》)附件的修正案要求统一向欧盟成员国毒物中心通报有关有害物质(某些润滑剂和燃料结构)的信息。统一的通知规则从2020年1月起适用于消费品,从2021年起适用于专业产品,并将从2024年起适用于工业用途。在英国脱欧过渡期结束后,REACH成为保留的欧盟法律的一部分,英国引入了平行的英国REACH制度,该制度仅适用于大不列颠,REACH继续适用于北爱尔兰。尽管英国REACH包含了REACH的同等要求,但未来的发展尚不确定。
•欧盟《离岸安全指令》于2013年通过。其目的是建立一个协调统一的制度,旨在减少近海石油和天然气行业在整个欧盟水域对环境、健康和安全的潜在影响。该指令主要通过《离岸设施(离岸安全指令)》(安全案例等)在英国实施。法规2015年。
•2000年颁布的《水框架指令》(WFD)旨在保护欧盟成员国地下水和地表水的数量和质量。欧盟成员国的实施仍在进行中,计划在2027年前完成。未来有关确定污染物/优先物质以及符合WFD的环境质量标准的程序可能需要更多的合规努力,并增加管理英国石油公司欧盟业务的淡水提取和排放的成本。
英国
英国退出欧盟后,《2018年欧盟(退出)法》将现行欧盟法律保留在英国法律中。英国政府因预期英国脱欧而通过的绝大多数与环境有关的法律文书,并未对现行的欧盟基本制度作出实质性改变,而是寻求作出必要的修订,以便在2020年12月31日过渡期结束后继续运作。英国政府的2021年环境法和25年计划将是英国
环境制度正在向前推进,但进一步的变化尚不确定。环境法包括多个关键部分,包括治理、废物和资源效率、空气质量和环境召回、水、自然和生物多样性以及保护公约。治理部分包括具有法律约束力的环境改善目标的全面框架;为未来关于环境原则的政策声明建立一个框架,通过将环境考虑作为政府政策制定过程的关键部分来保护环境;以及设立环境保护办公室。并不是该法案的所有部分都已生效,诸如最终环境改善目标等关键细节尚未公布。
其他国家和地区
美国和欧盟以外的国家也制定了有关排放处理过的水的法规。这包括特立尼达和安哥拉的法规,这些法规影响了BP在这些国家的生产运营。在特立尼达,BP于2020年委托建造了一个新的废水处理厂,以满足与监管机构达成的同意水平,以应用2001年环境许可证书(CEC)法规和相关的2007年水污染规则中产生的排放规则。在安哥拉,BP已经升级了产出水处理系统,以满足根据ED97-14行政法令修订的产出水排放含油限制。
《阿比让公约》以及2012年公布的《附加议定书》规定了向海洋环境排放化学品的环境质量标准。毛里塔尼亚和塞内加尔都是《阿比让公约》的签署国。英国石油公司目前正在建设海上设施,以包括生产水管理系统,以满足我们未来在毛里塔尼亚和塞内加尔天然气作业的环境质量标准。
环境海事法规
BP的航运业务受到广泛的国内和国际法规的约束,这些法规涉及业务、培训、污染预防、责任和保险。这些措施包括:
•OPA在美国水域中对油轮、驳船和海上设施等方面的责任和溢漏预防和规划要求进行了规定。OPA还规定对进口和国内生产的石油征税,以资助应对石油泄漏。包括阿拉斯加、华盛顿、俄勒冈和加利福尼亚在内的一些州对石油泄漏规定了额外的责任。在美国领海以外,bp油轮受联合国国际海事组织(IMO)制定的国际污染预防、责任、溢油反应和准备法规的约束,包括《国际油污损害民事责任公约》、《国际防止船舶污染公约》(MARPOL)、《国际油污公约》、《国际油污公约》、《防备,反应与合作,以及《国际燃油污染损害民事责任公约》。2010年4月,通过了《2010年危险和有害物质议定书》,以解决阻碍批准1996年《国际海上运输危险和有害物质所涉损害的责任和赔偿公约》的问题。截至二零二一年十二月三十一日,HNS公约尚未生效。
•根据MARPOL,全球硫磺上限为0.5%适用于船用燃料。为了遵守规定,船舶需要使用低硫船用燃料,使用替代的低硫燃料,如液化天然气,或实施经批准的减排技术,使其在满足低硫排放要求的同时,继续使用含硫较高的燃料。这一全球上限不会改变国际海事组织设立的硫氧化物排放控制区适用的下限。
•从2023年起,所有总吨位超过400吨的船舶都将遵守国际海事组织关于能效设计(EEXI)和作业碳强度(CII)的要求。
•根据拟议的欧盟立法(有待欧洲议会批准),从2023年起,海运将被纳入欧盟排放交易体系,适用于所有停靠欧盟港口的5000总吨以上的船舶,无论船旗如何。
•《保护东北大西洋海洋环境公约》(OSPAR)旨在保护海洋环境,
东北大西洋的环境。奥巴委2012年关于对北海海上设施生产水排放实行基于风险的管理的建议和准则支持了努力消除有害排放的一个关键目标。2020年,国际石油和天然气生产商协会发布了一份报告《海上生产水排放基于石油和天然气风险的评估》,该报告介绍了行业良好实践,旨在扩大国际上对基于风险的评估(RBA)技术的理解和接受程度,并提高应用假设、保守性水平和风险终点选择的一致性。
为了满足其财务责任要求,BP Shipping通过相互保险协会(P&I Club)将其运营船舶的海洋石油污染责任保险维持在每次事故的最高限额为10亿美元,尽管不能保证泄漏一定会得到保险的充分覆盖,或者责任不会超过保险赔偿。
国际贸易制裁
在本报告所涉期间,非美国子公司«或BP的其他非美国实体在某些被美国国务院认定为恐怖主义支持者或受美国、欧盟和英国制裁的国家(受制裁国家)或与来自某些国家的人进行有限的活动。制裁限制对该集团的财务状况和业务结果仍然微不足道。BP监控其与受制裁国家、来自受制裁国家的个人以及受美国、欧盟和英国制裁的个人和公司的活动,并寻求遵守适用的制裁法律和法规。
英国石油公司拥有阿塞拜疆Shah Deniz油田28.83%的权益并经营该油田,拥有相关天然气管道实体南高加索管道有限公司(SCPC)28.83%的权益并为其进行部分运营,并拥有相关天然气销售实体阿塞拜疆天然气供应有限公司(AGSC)23%的非经营性权益。Naftiran Intertrade Co. Limited及NICO SPV Limited(统称NICO)分别于Shah Deniz及SCPC持有10%非经营性权益及于AGSC持有8%非经营性权益。Shah Deniz、SCPC和AGSC继续运营,因为它们被排除在美国制裁的适用范围之外,并且属于2012年《伊朗减少威胁和叙利亚人权法》(ITRA)第603条规定的某些天然气项目的例外。
2018年12月3日,bp与SOCAR和NICO等公司达成协议,据此,SOCAR向作为Shah Deniz运营商的BP Exploration(Shah Deniz)Limited(BPXSD)支付补偿金,以补偿NICO放弃其在Shah Deniz凝析油中的份额。该等款项用于支付就NICO应付BPXSD的经营成本向NICO收取的现金。于二零二零年十月二十六日,外国资产管制处就该等安排发出经修订的牌照。
2011年美国和欧盟对叙利亚实施进一步制裁后,英国石油终止了对叙利亚的所有原油和石油产品销售,但仍继续向叙利亚以外的非政府叙利亚经销商供应航空燃料。
BP在古巴有一项联合安排,进口、制造、营销和销售润滑油。
2014年,美国和欧盟对俄罗斯经济的某些部门(能源、金融和国防/军事)以及包括俄罗斯石油公司在内的某些个人和实体实施了制裁。这些部门制裁包括限制提供与深水、页岩和北极近海勘探和生产活动有关的财政援助、技术援助和服务。
自2014年以来,美国对俄罗斯实施了更多制裁,扩大了美国对俄罗斯相关活动的制裁范围,包括某些国际深水、页岩和北极近海项目,以及为俄罗斯能源出口管道提供商品和服务。
针对俄罗斯2022年在乌克兰的军事行动,美国、欧盟、英国等多个国家实施了广泛的经贸制裁。这些制裁的范围也在不断变化,并在各个管辖区继续如此,包括限制与被指认的个人和实体打交道;
俄罗斯金融部门;封锁乌克兰卢甘斯克和顿涅茨克地区的经济活动;实施出口管制,限制向俄罗斯出口各种商品和技术援助。在美国,拜登总统发布了一项行政命令,禁止:进口原油、液化天然气和各种其他俄罗斯碳氢化合物产品;美国人在俄罗斯能源部门的新投资;并指定美国人或美国境内的人参与被禁止的交易。
2022年3月15日,欧盟发布进一步制裁,禁止与在俄罗斯成立的实体进行交易,并在相关欧盟法规中特别指定了若干俄罗斯实体。Rosneft是特别指定的实体之一。有限豁免适用于这些禁令,包括购买、进口或运输化石燃料(包括石油和天然气)和其他商品进入欧盟所必需的交易,以及与俄罗斯境外能源项目相关的交易,其中受制裁实体是少数股东。
欧盟还禁止对俄罗斯能源部门的某些投资、融资和参与。这包括禁止收购任何新的或扩大任何现有的参与,无论是在俄罗斯还是在俄罗斯能源部门运营的任何非欧盟国家设立的法律实体或机构,以及向这些实体提供信贷或某些其他融资。还禁止与这些实体建立新的合资企业。如果某项活动为确保对欧盟的关键能源供应所必需,或该活动仅涉及在俄罗斯能源部门运营且由欧盟法律实体拥有的法律实体,则可寻求克减这些禁令。
作为回应,俄罗斯实施了新的反制裁措施,包括限制外国投资者从俄罗斯资产撤资,以及暂时禁止注册商和存管机构向外国投资者支付俄罗斯证券的股息和利息。目前尚不清楚进一步的细节,包括确认这些反制裁的确切条款或实施情况。
形势正在迅速发展,英国石油公司将继续监测制裁和其他国际限制对我们目前在俄罗斯的业务活动、收入和投资的影响。
BP拥有银行账户,并已注册并支付了必要的费用,以维持在某些受制裁国家的专利和商标注册。
BP在非运营的联合安排中拥有股权«与世界各地的航空燃料销售商、转售商和燃料递送服务。
有时,联合安排运营商或其他合作伙伴可以向受制裁国家的航空公司或飞往受制裁国家的航班出售或交付燃料,而不需要英国石油公司的参与。
BP对非受控联营公司的活动没有控制权«可以在受制裁国家或与来自受制裁国家的人进行。
根据ITRA第219条进行的披露
据我们所知,根据ITRA第219条,BP的任何活动、交易或交易都不需要披露,以下可能的例外情况除外。
2018年7月17日,BP伊朗有限公司终止了对德黑兰办公室的租赁。该办公室曾被用于行政活动。2021年,从英国石油公司在TAdvin Co.持有的信托账户向伊朗公共实体支付了总计约1,600美元等值的税款。没有毛收入或净利润可归因于这些活动。
材料合同
2016年4月4日,地区法院批准了英国石油勘探和生产公司、英国石油公司北美公司、英国石油公司、美国和阿拉巴马州、佛罗里达州、路易斯安那州、密西西比州和德克萨斯州(海湾州)之间的同意法令,全面并最终解决了美国、海湾各州及其各自的自然资源受托人和All Clean的任何和所有自然资源损害(NRD)索赔
水法(CWA)惩罚索赔,以及美国和海湾国家的某些其他索赔。
同时,BP与海湾国家就国家对经济、财产和其他损失的索赔签订的最终和解协议(和解协议)生效。
BP已经提交了同意法令和和解协议,作为其提交给美国证券交易委员会的Form 20-F 2020年度报告的证据。关于同意法令和和解协议的更多细节,见BP的法律诉讼程序。年报及表格20-F 2015.
财产、厂房和设备
BP在许多国家拥有房地产和其他有形资产的永久保有和租赁权益,但没有任何个别资产对集团整体具有重大意义。有关重要子公司的更多信息«截至2021年12月31日,集团占普通股股本的百分比见财务报表-附注36。有关大型合资企业的信息«和同伙«见财务报表--附注15和16。
关联方交易
本集团与其主要合营企业及联营公司之间的交易概述于财务报表—附注15及附注16。在日常业务过程中,本集团与若干董事或行政人员有联系的多个组织进行交易。除本报告所述者外,于二零二二年一月一日至二零二二年三月一日期间,本集团并无与关连人士进行任何重大交易或性质不寻常的交易,亦无向关连人士作出贷款。
公司治理实践
在美国,BP美国存托凭证在纽约证券交易所(NYSE)上市。英国石油公司作为一家英国公司的公司治理实践与纽约证券交易所美国公司上市标准要求的公司治理实践之间的重大差异如下:
独立
如第92页所述,英国石油公司已为董事会及其各委员会制定了各自的职权范围,作为公司治理框架的一部分。董事会及其各委员会之职权范围最后一次更新自二零二一年十二月三日起生效。职权范围反映英国《企业管治守则》对企业管治的方针。因此,英国石油公司确定董事独立性的方式与纽约证交所的做法背道而驰。
BP的公司治理框架要求董事会确定所有非执行董事“在品格和判断上是独立的,不存在任何可能对其判断的行使造成实质性干扰的业务或其他关系”。BP董事会已认定,根据其判断,所有非执行董事都是独立的。然而,在这样做的过程中,董事会没有明确考虑纽约证交所上市标准中概述的独立性要求。
委员会
BP有多个董事会委员会,它们的宗旨和组成与纽约证交所针对美国国内公司的规则所要求的基本相似。例如,BP有一个薪酬委员会(而不是薪酬委员会)。BP还有一个审计委员会,根据纽约证交所的规定,美国公司和外国私人发行人都需要这个委员会。这些委员会完全由董事会认定为独立的非执行董事组成,其方式如上所述。
各委员会根据其本身的职权范围及适用于所有委员会的一套条款运作(见第104至115页及第116页的董事会委员会报告)。
根据美国证券法和纽交所上市标准,英国石油必须拥有一个符合《交易法》第10A—3条和《纽交所上市公司手册》第303A.06条要求的审计委员会。英国石油公司的审计委员会遵守这些规定。英国石油公司审计委员会没有直接责任
委任、续聘或罢免独立核数师。相反,本公司遵照《二零零六年英国公司法》及《二零一八年英国企业管治守则》,就该等事宜向董事会提出建议,以供其于股东周年大会上批准。
纽约证券交易所对审计委员会的附加要求之一是,审计委员会中至少有一名成员必须具备“会计或相关财务管理专业知识”。董事会认定Tushar Morzaria拥有该等专业知识,并拥有英国《企业管治守则》和SEC规则中规定的财务和审计委员会经验(见第107页的审计委员会报告)。Morzaria先生是表格20—F第16A项所定义的审计委员会财务专家。
股东对股权薪酬计划的批准
纽约证交所针对美国公司的规定要求,股东必须有机会对所有股权薪酬计划以及对这些计划的实质性修订进行投票。BP遵守与纽约证交所规则类似的英国要求。不过,董事会并未明确考虑纽约证交所对“重大修订”的详细定义。
道德准则
纽约证券交易所的规则要求美国公司采纳并披露董事、高管和员工的商业行为和道德准则。英国石油公司已采纳一套适用于所有雇员和董事会成员的行为守则。此外,英国石油公司还按照SEC的要求,采用了一套高级财务官道德准则。bp认为,这些准则和政策涉及纽约证券交易所针对美国公司的规则中规定的事项。于二零二一年,董事会采纳多元化政策,要求其在董事会内鼓励多元化及包容的工作环境,每个人均根据不同需要及情况而获接纳、重视及公平对待,不受歧视或偏见。
道德准则
该公司已采纳其首席执行官、首席财务官、高级会计报告控制(集团控制人和首席会计官)和高级会计内部审计(集团审计负责人)的道德守则,其角色相当于2002年《萨班斯—奥克斯利法案》第406条的规定和SEC发布的规则所要求的SEC角色。没有任何官员放弃遵守道德守则。道德守则的副本可在 BP.com/codeofethics
BP还有一套适用于所有员工、高管和董事会成员的行为准则。这是在2020年2月更新(和发布)的。
控制和程序
对披露控制和程序的评价
本公司维持交易法第13a-15(E)条中定义的“披露控制和程序”,旨在确保公司根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告,并积累此类信息并将其传达给管理层,包括公司的集团首席执行官和首席财务官,以便及时就所需披露做出决定。
在设计和评估我们的披露控制和程序时,我们的管理层,包括集团首席执行官和首席财务官,都认识到任何控制和程序,无论设计和操作多么良好,都只能提供合理的、而不是绝对的保证,确保达到披露控制和程序的目标。由于所有控制系统的固有局限性,任何控制评估都不能绝对保证公司内的所有控制问题和舞弊事件(如果有的话)都已被检测到。此外,在设计和评估我们的披露控制和程序时,我们的管理层必须应用其判断来评估可能的控制和收益以及
程序设计选项。此外,我们还投资于未合并的实体。由于我们不控制这些实体,我们对这些实体的披露控制和程序必然比我们对我们合并子公司的披露控制和程序有更多的限制«。由于具有成本效益的控制系统的固有限制,由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生,并且不会被发现。该公司的披露控制和程序旨在达到,管理层认为它们符合合理的保证标准。
公司管理层在集团首席执行官和首席财务官的参与下,评估了截至本年度报告所述期间结束时,公司根据《交易所法》第13a-15(B)条的规定实施的披露控制和程序的有效性。基于这一评估,集团首席执行官和首席财务官得出结论,公司的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。
管理层关于财务报告内部控制的报告
BP管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。BP对财务报告的内部控制是在主要高管和财务主管的监督下设计的程序,旨在为财务报告的可靠性提供合理保证,并根据国际财务报告准则为外部报告目的编制BP财务报表。
截至2021财年末,管理层根据英国财务报告理事会关于财务报告内部控制的风险管理、内部控制和相关财务和商业报告指南中的标准,对财务报告内部控制的有效性进行了评估。基于这一评估,管理层确定英国石油公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制是有效的。
公司对财务报告的内部控制包括与保存记录相关的政策和程序,这些政策和程序合理详细地准确和公平地反映资产的交易和处置;合理保证交易被记录为必要的,以便根据国际财务报告准则编制财务报表,并且收支仅根据BP管理层和董事的授权进行;就防止或及时发现可能对我们的财务报表产生重大影响的未经授权的BP资产的收购、使用或处置提供合理保证。BP截至2021年12月31日的财务报告内部控制已由独立注册会计师事务所德勤会计师事务所审计,发表在BP第172页的报告中称年报及表格20-F 2021.
财务报告内部控制的变化
在20-F表格所涵盖期间,本集团对财务报告的内部控制并无发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
首席会计师的费用及服务
审计委员会制定了聘用独立注册会计师事务所德勤律师事务所提供审计和某些保证服务的政策和程序。这些政策规定由审计委员会预先批准监管或其他专业要求不禁止的具体规定的审计、与审计有关的、非审计和其他服务。在英国石油的专业知识和经验非常重要的情况下,德勤将参与这些服务。这项工作大部分是审计性质的。该委员会定期审查该政策,包括在2020年,当时对其进行了更新,以反映FRC道德标准(2019年12月)造成的变化。
根据该政策,对下列类别的具体服务给予预先批准:i)与审计有关的服务,如法律规定的服务
或当核数师最适合以类似条款从事此类工作时,ii)法律要求的非核数服务,例如监管机构要求的报告,以及iii)其他服务,例如额外保证或有关适用法律和会计准则的更新。英国石油公司实行审计和非审计服务两级制度。就审计相关服务而言,审计委员会有一个预先批准的总水平,管理层可在此范围内批准具体工作。非审核服务经管理层预先批准,以授权每项个别事务,但超过指定水平的服务必须经审核委员会主席或全体委员会批准。审核委员会已转授审核委员会主席批准准许服务之权力,惟主席须于其下次预定会议上向委员会报告任何决定。任何未列入批准服务清单的建议服务必须事先由审核委员会主席批准并向委员会报告,或在开始聘用前由审核委员会全体成员批准。
审核委员会每年评估核数师的表现。应付德勤之审核费用由委员会在其他全球性公司的背景下审阅,以确定成本效益。审核委员会不断检讨审核工作的范围及结果,以及核数师的独立性及客观性。外部监管和英国石油公司的政策要求审计师每五年轮换一次首席审计合伙人。有关核数师提供服务之费用详情,请参阅财务报表—附注35及第107页之审核委员会报告。
董事报告资料
bp的这一部分 年报及表格20-F 2021 构成董事会报告的一部分,并包括法律规定须包括在董事会报告内的若干披露。
弥偿规定
根据英国石油公司的公司章程,在法律允许的范围内,每位董事在任命时都可以获得公司对因其职务而产生的责任的赔偿。该等弥偿金于整个财政年度及本报告日期均有效。就董事可能无法获得赔偿的该等负债而言,本公司于二零二一年内保购董事及高级职员责任保险。年内,本集团已检讨该政策的条款及范围,作为年度续期的一部分。虽然他们的辩护费用可能得到支付,但如果董事被证明有欺诈行为或不诚实行为,公司的弥偿或保险都不提供保障。若干附属公司«是该集团养老金计划的受托人。在法律允许的范围内,这些子公司中的每一家董事都会因子公司作为养老金计划受托人的活动而产生的债务得到公司的赔偿。这些赔偿在整个财政年度和本报告之日都有效。
金融风险管理目标和政策
有关财务风险管理目标及政策(包括对冲政策)的披露载于第73至75页的我们如何管理风险、第342页的流动资金及资本资源以及财务报表—附注28及29。
面临价格风险、信用风险、流动性风险和现金流风险
有关价格风险、信贷风险、流动资金风险及现金流量风险之披露载于财务报表—附注28。
财政年度结束以来的重要事件
有关自财政年度结束以来发生的影响英国石油的重要事件的详情的披露,载于策略报告以及董事会报告的其他地方。关于bp在俄罗斯的权益,披露内容载于本bp年报和表格20—F,包括第3、48、49和253页。
该业务未来可能的发展
战略报告中包含了该公司业务未来可能发展的迹象。
研发
战略报告和董事报告中提供了我们在研发领域的活动,包括第14页(在英国开发低碳、CCS技术支持的氢)、第15页(整个业务的创新)和第60页(对技术的影响)的示例。另见第13页和第204页我们在研究和开发方面的开支。
分支机构
作为一个全球集团,我们的利益和活动是通过子公司、分支机构、联合安排«或同伙«在许多不同的司法管辖区建立,并受其法律和法规的约束。
员工
有关董事如何与雇员接触及顾及彼等利益之披露载于第94至96页之董事会如何与股东、员工及其他持份者接触及第80及97页之第172条声明。
有关雇用残疾人士及雇员参与政策的披露载于第71及72页的“可持续发展—我们的员工”。
员工持股计划
由于参与某些员工股票计划而持有的某些股票具有投票权。有关该等股份的投票权可透过被提名人行使。对于员工股票计划信托基金中持有的未分配股份,可以免除分红。
供应商、客户和其他人
有关董事如何与供应商、客户及与本公司有业务关系的其他人士接触的披露载于第93页的董事会如何与股东、员工及其他持份者接触以及第80及97页的第172条声明。
更改管制条文
2015年10月5日,美国向MDL 2179中的地区法院提交了美国、海湾国家、英国石油勘探和生产公司、英国石油公司北美公司和英国石油公司之间的拟议同意法令,以全面并最终解决美国、海湾国家及其各自的自然资源受托人的任何和所有自然资源损害索赔以及所有清洁水法处罚索赔,以及美国和海湾国家的某些其他索赔。同时,英国石油公司与五个海湾国家就国家对经济、财产和其他损失的索赔达成了最终和解协议(和解协议)。2016年4月4日,地区法院批准了同意法令,同意法令和和解协议于此时生效。联邦政府和海湾国家可以共同选择在BP P.L.C.发生控制权变更或破产的情况下根据同意法令加快付款,海湾国家根据和解协议各自拥有类似的加速付款权利。关于同意法令和和解协议的更多细节,见BP年度报告和Form 20-F 2015.
温室气体排放、能源消耗和能源效率
有关温室气体排放、能源消耗和能源效率的披露载于第53页的可持续发展中。
上市规则第9.8.4R条规定的披露
上市规则第9.8.4R条规定须披露的资料如下:
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(1)资本化利息金额 | 204 | |
(2) – (4) | 不太适用 |
(5)、(6)免除董事薪酬 | 132 |
(7) – (11) | 不适用 |
(12)、(13)豁免派息 | 363 | |
(14) | 不太适用 |
警示声明
为了利用《1995年美国私人证券诉讼改革法》(‘PSLRA’)中的‘安全港’条款和警示声明的一般原则,英国石油公司提供以下警示声明。
本文件包含某些预测、预测和前瞻性陈述,即与未来而非过去事件和情况有关的陈述,涉及bp的财务状况、经营结果和业务,以及bp的某些计划和目标。这些陈述通常可但不总是通过使用诸如'will'、'expects'、'is expected to'、'aims'、'should'、'objective'、'is sagely to '、'intends '、' believes '、'predictates '、' plans '、'we see '或类似表达来识别。特别是,除其他声明外,㈠主席信中的某些声明,(第4—5页),行政总裁的信,(第6—7页),战略报告(封面和第1—80页),补充披露(第337—365页)及股东资料(第367—376页),包括但不限于标题为“能源展望”、“我们的战略和业务模式”、“我们的战略重点领域”的声明,“我们的财务框架和投资者建议”、“2022年指导”和“与巴黎目标的一致性”,包括但不限于以下方面的声明:与经营现金流、资本支出有关的计划和预期(包括总资本支出、有机资本支出和无机资本支出)和资本支出分配,财务框架,去杠杆化英国石油公司的资产负债表,营运资金和营运现金流,流动资金,资本纪律,未来股东分配,为英国石油公司的能源转型战略分配资金,与撤资收益有关的付款金额或时间,净债务,负债率和未来股息支付以及股票回购;英国石油公司对石油和天然气业务的计划和预期,对英国石油公司便利性和移动性业务的收益预期;英国石油公司的目标是到2025年将石油和天然气产量比2019年的基准减少20%;英国石油公司的目标是到2030年在全球安装超过10万个电动汽车充电点;英国石油公司的目标是到2030年将调整后的息税前利润翻一番,同时保持15%至20%的回报率;英国石油公司的目标是到2025年将转型增长业务的资本支出比例提高到40%以上,到2030年提高到50%左右,英国石油公司预计,这些业务所使用的资本将从2025年的20%以上上升到2030年的40%左右,2030年相关回报率为90—100亿美元,调整后的息税前利润率将达到每年7%左右;英国石油公司在氢能方面的目标,包括到2030年在核心市场占据10%的份额;英国石油公司的目标是到2025年开发出20GW的可再生能源,到2030年将其增加到50GW;BP在气候变化、可持续性和温室气体排放方面的雄心,包括到2050年或更早成为净零公司的目标,其在范围1、范围2和范围3排放方面的目标,预计2030年运营的范围1和范围2排放量将比2019年降低50%;对能源转型和英国石油天然气生产的碳含量的预期;预计英国石油公司2030年石油、天然气和液化天然气的净产量将比2019年减少至少100万桶油当量/日;预计到2030年英国石油公司的炼油吞吐量将下降到120万桶/日左右,生物燃料产量同期增长两倍;以及到2030年将沼气产量提高20倍的目标;对全球经济和城市化的期望;对清洁氢的期望
生产能力和投资;对中长期石油和天然气价格和价格波动的预期,定价假设与符合巴黎目标的情景的一致性,以及英国石油公司对巴黎一致路径的适应能力;对世界能源需求的预期,包括对可再生能源、石油和天然气的相对需求的增长,以及可再生能源的比例增长;对英国石油公司生产和销售产品的排放和碳强度的短期、中期和长期目标和目标的预期,以及关于英国石油公司战略和组合在多种气候情景下的弹性以及能源转型中的不确定性的声明;有关俄罗斯2022年入侵乌克兰的影响的预期,包括经济和金融后果;有关英国石油公司退出其在俄罗斯的股份和其他投资的计划和预期;关于英国石油公司在石油和天然气资源和储量以外的能源和技术投资水平的计划和预期,包括计划到2025年将低碳投资增加到每年至少30—40亿美元,到2030年每年至少50亿美元;关于英国石油公司五家公司的计划和预期旨在使英国石油公司实现净零,包括2025年目标,2030年目标,以及到2050年或更早在其整个业务中绝对实现净零的目标,到2050年或更早,上游石油和天然气生产中碳的绝对值为零,到2050年或更早,销售的能源产品的碳强度为零,目标是到2023年在所有现有主要石油和天然气加工场所安装甲烷测量,公布数据,然后推动运营的甲烷强度降低50%,并增加英国石油公司对非油气业务的投资比例;关于英国石油公司五大公司的计划和期望旨在使世界实现净零碳排放,包括旨在更积极地倡导支持净零碳排放的政策,包括碳定价,旨在激励英国石油公司全球员工实现这些目标,并动员他们成为净零排放的倡导者,旨在为与全球贸易协会的关系设定新的期望,旨在在报告的透明度方面被公认为行业领导者,以及旨在成立一个新的团队来创建综合清洁能源和交通解决方案;关于便利、机动性和低碳能源的资本支出比例的计划和预期;对向低碳经济和能源体系过渡的步伐可能加快的预期;关于蒂赛德蓝氢生产设施的计划和期望,关于未来与温室气体有关的立法或监管行动的期望,包括排放量披露、排放量交易和燃料特定法规及其对英国石油公司的影响;对养老金和其他退休后福利(包括缴款)的期望;对合同义务和销售承诺下付款的期望;对英国石油公司员工的计划和期望,包括英国石油公司在多样性、包容性和平等方面的目标;激励英国石油公司全球员工的计划;对英国石油公司预防、应对网络攻击或敌对行动并从中恢复能力的期望;石油和天然气储量的计划和预测,包括已探明未开发储量到已探明已开发储量的周转时间和周转量;对环境恢复、补救和缓解方案成本的期望;英国石油公司不会在新的国家进行勘探活动的计划和预期;关于或有负债的预期及其对英国石油公司的影响;关于资产未来价值的预期;关于新发现的储量预订的预期;关于供应和贸易职能、燃料和润滑油业务的计划和预期;关于生物燃料生产和其他脱碳目标的计划和预期;关于英国石油公司及其股权会计实体的销售承诺的计划和预期;关于基础生产和资本投资的预期;有关ROACE和基础重置成本(未计利息、税项、折旧及摊销前利润)的预期;有关弹性碳氢化合物投资的计划及预期;关于安哥拉、澳大利亚、阿塞拜疆、巴西、中国、埃及、冈比亚、印度、印度尼西亚、伊拉克、墨西哥、挪威、俄罗斯、土耳其、阿曼、英国北海、墨西哥湾和美国大陆;对未来政府行动、法规和政策的期望,它们对bp业务的影响,以及遵守这些法规的计划;对法律和审判程序的期望,法院判决,
监管机构、政府实体和/或其他实体或当事方可能进行的调查和民事诉讼,以及此类诉讼的时机和潜在影响,以及英国石油公司在此方面的意图;与政府、客户、合作伙伴、供应商、社区和主要利益相关者的关系的计划和期望;英国石油公司与信实公司合资的Jio—bp计划和预期,包括对现有1个网络的预期,400个Reliance加油站将在未来几个月内更名为Jio—bp;实现2022年财务目标的计划和预期;对客户接触点、战略便利网站数量、增长型市场零售网站数量、嘉实多销售额和其他营业收入的期望,电动汽车充电点的数量、便利性和电气化的利润份额、上游单位生产成本、上游生产、bp运营的碳氢化合物工厂的可靠性、炼油全程、bp运营的炼油可用性、生物能源生产、液化天然气投资组合和项目、开发可再生能源到最终投资决策以及电力交易;对油价的预期;关于上游报告和基础产量的预期,不包括俄罗斯石油公司,总资本支出,折旧,损耗和摊销费用,剥离和其他收益,墨西哥湾漏油付款(税前),其他业务和公司基础年度费用,以及实际税率和基本实际税率;有关集团外币兑换风险管理有效性的计划和预期;有关bp与Equinor在美国海上风电领域的合作伙伴关系的预期;有关bp持有Aker BP股份的预期;预计到2022年石油供需将恢复平衡,备用产能价格波动可能会降低;预计在现有资产的剩余使用寿命内,对精炼产品的需求将保持强劲;预计英国石油公司的大部分上游石油和天然气资产将在未来20年内开始退役;预计英国石油公司的大部分储量和资源将支持该集团现有石油和天然气资产账面价值的预计将在未来10年内开采;对2022年其他业务和公司费用的水平和波动性的预期;对英国石油公司范围内项目对生物多样性影响的计划和预期;对英国石油公司对空气排放和水资源使用和管理的影响的期望,包括英国石油公司到2035年实现水资源的目标;对履行现有石油和天然气交付承诺的期望;计划和预期,Thunder Horse South Expansion二期和Manuel项目将在2020年代中期交付约400万桶油当量/日的石油和天然气产量;关于零常规燃烧目标的计划和期望,与大角太阳能项目有关的新能源基础设施的私人投资,以及跨越12个州的9GW太阳能开发项目;英国石油公司荷兰鹿特丹炼油厂的绿色制氢厂的计划和预期,与Marks & Spencer的持续合作,以及与Energie Baden—Württemberg公司合作的海上风电租赁;预计Mad Dog二期项目将于2022年第二季度启动;预计Cassia Compression项目将于2022年启动;预计Tangguh扩建项目将为现有设施增加380万吨/年(mtpa)的生产能力,该项目的第一批天然气将在2023年完成;有关bp海上风电项目和租赁选择的计划和预期;关于bp Ventures、Launchpad和Lightsource bp的计划和期望;以及(ii)公司治理的某些声明(第81—115页)及董事薪酬报告(第116—141页)关于:预计未来董事会的组成及其影响;董事会的目标和重点领域,包括关键绩效指标的变化和董事会年度评估产生的目标;有关董事股权和薪酬的计划和期望;有关治理和薪酬流程的计划;以及董事委员会的目标,活动和重点范畴,均具前瞻性。就其性质而言,前瞻性陈述涉及风险和不确定性,因为它们与事件有关,并取决于将来将发生或可能发生的情况,并且不受英国石油公司控制。实际结果或结果,包括bp所持Rosneft股权的公允价值,可能与这些声明中表达的结果存在重大差异,这取决于各种因素,包括:在这些前瞻性声明中所附讨论中确定的具体因素;bp退出其在Rosneft股权和在俄罗斯的其他投资的影响;COVID—19疫情的影响及其影响和持续时间的不确定性;
收到相关第三方和/或监管部门的批准;维护和/或周转活动的时间和水平;炼油厂增加和停产的时间和数量;使新项目投产的时间;某些收购和撤资的时间、数量和性质;未来行业产品供应、需求和定价水平,包括北美的供应增长;欧佩克+配额限制;生产分成协议的影响;操作和安全问题;产品质量方面的潜在失误;一般或不同国家和区域的经济和金融市场状况;世界有关地区的政治稳定和经济增长;法律和政府规章和政策的变化,包括与气候变化有关的变化;社会态度和顾客偏好的变化;监管或法律行动,包括采取的执法行动的类型和寻求或施加的补救措施的性质;检察官、监管当局和法院的行动;解决索赔程序的延误;最终确定应支付的金额和与墨西哥湾漏油事件有关的付款时间;汇率波动;新技术的开发和使用;招聘和保留熟练的劳动力;合作的成功与否;竞争对手、贸易伙伴、承包商、分包商、债权人、评级机构和其他人的行为;英国石油公司获得未来信贷资源的途径;业务中断和危机管理;道德不当行为和不遵守监管义务对英国石油公司声誉的影响;交易损失;重大未投保损失;国际制裁或政府当局或任何其他相关人士采取的其他措施可能影响俄罗斯石油公司的业务或前景、bp出售其在俄罗斯石油公司的权益的能力或bp出售这些权益的价格的可能性;任何主管当局或任何其他相关人士的行为可能影响bp在俄罗斯的利益,或以其他方式限制bp出售其在Rosneft的权益的能力,或其出售该等权益的价格;bp将其在Rosneft的权益及其其他俄罗斯权益的出售价格显著低于这些资产的账面净值的可能性,包括由于bp退出的时机和情况;俄罗斯石油公司管理层和董事会的决定;承包商的行动;自然灾害和不利天气条件;公众期望的变化和商业条件的其他变化;公共卫生状况(包括流行病或大流行病的爆发);战争和恐怖主义行为;网络攻击或破坏;以及本报告其他部分讨论的其他因素,包括风险因素(第76—79页)。除本报告其他部分所述的因素外,上述因素虽然并非详尽无遗,但仍属重要因素,可能导致实际结果和发展与这些前瞻性陈述中明示或暗示的情况有重大差异。
关于竞争地位的声明
有关英国石油公司竞争地位的声明基于公司的信念,在某些情况下还依赖于一系列来源,包括投资分析师的报告、独立市场研究以及英国石油公司根据公开的财务业绩和市场参与者表现信息对市场份额的内部评估。
此页是故意留空的
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| 股东信息 | | |
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| 股票价格和上市情况 | 368 | |
| 分红 | 368 | |
| 股东纳税信息 | 368 | |
| 大股东 | 370 | |
| 股东周年大会 | 371 | |
| 组织章程大纲及章程细则 | 371 | |
| 发行人和关联购买者购买股权证券 | 374 | |
| 美国存托股份持有人须缴付的费用及收费 | 375 | |
| 托管人向发行人支付的费用和付款 | 375 | |
| 展出的文件 | 375 | |
| 股份制管理 | 376 | |
| 2022年股东日历 | 376 | |
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股票价格和上市情况
市场和市场价格
公司普通股的一级市场(交易代码"BP"),8%的累计第一优先股(交易代码'BP. A')和9%的累计第二优先股(交易代码'BP. B')是伦敦证券交易所(LSE)。该公司的普通股是金融时报股票交易所100指数的组成部分。
在美国,该公司的证券以ADS(交易代码‘BP’)的形式在纽约证券交易所(NYSE)上市和交易,摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank,N.A.)是其托管机构(托管机构)和转让代理。托管机构的主要办事处位于美国纽约州纽约市麦迪逊大道383号11楼,邮编:10179。每股美国存托股份相当于6股普通股。美国存托凭证(ADR)是由美国存托凭证(ADR)证明的,美国存托凭证可以是凭证形式,也可以是账簿记账形式。
该公司的普通股也以全球存托证书的形式交易,该证书代表了该公司在法兰克福、汉堡和杜塞尔多夫证券交易所的普通股。
于二零二二年三月一日,783,059,034股美国存托证券(相当于约4,698,354,204股普通股或占已发行股本总额约24. 13%,不包括库务股份)尚未行使,由约69,487名美国存托证券持有人持有。其中,约有68,677人当时在美国注册地址。其中一名美国存托证券的登记持有人代表约1,202,389名相关持有人。
于二零二二年三月一日,约有218,411名普通股股东。其中约1,524名股东在美国注册地址,并持有合共约4,490,916股普通股。
由于许多普通股和美国存托凭证由经纪商和其他代名人持有,美国的持有人人数可能不能代表实益持有人的人数或他们各自的居住国。
分红
该公司目前的政策是对其普通股按季度派发中期股息。
它的政策还是宣布普通股以美元计的股息,并规定等值的英镑股息。公司普通股的股息将以英镑支付,公司的美国存托凭证将以美元支付。用以厘定英镑等值金额之汇率为英镑等值公布日期前三个营业日伦敦市场汇率之平均值。董事可选择以任何货币宣派股息,惟须公布等值英镑。该公司无意改变其目前以美元公布普通股股息的政策。
有关本公司就普通股及优先股宣布及派付股息的资料载于综合财务报表—附注9。
Scrip股息计划(Scrip计划)于2010年获股东批准,并于2021年股东周年大会上续期三年。这使得公司的普通股东和美国存托股份持有者能够选择以新的全额支付普通股(对于美国存托股份持有者来说是美国存托凭证)而不是现金的方式获得股息。Scrip计划的运作始终受制于董事就任何特定股息提供Scrip计划要约的决定。
该公司于2019年10月29日宣布,作为此后所有季度业绩公告的一部分,董事会已暂停有关该等季度股息的Scrip计划。该公司预计在可预见的未来不会提供代币选举。普通股东和美国存托股份持有者(除某些例外情况外)可能能够参与股息再投资计划。有关未来股息的任何决定都将由英国石油公司董事会做出。在每个季度结束后。
未来股息将视乎未来盈利、本集团之财务状况、载于第76页之风险因素,以及载于第12页之我们策略及第342页之流动资金及资本资源中之其他可能影响本集团业务之事项而定。
下表显示了该公司过去五年通过美国存托股份宣布和支付的股息。
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按美国存托股份派息a | 三月 | 六月 | 九月 | 十二月 | 总计 |
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2017 | 英国便士 | 48.95 | | 46.54 | | 45.73 | | 44.66 | | 185.88 | |
| 美分 | 60 | | 60 | | 60 | | 60 | | 240 | |
2018 | 英国便士 | 43.01 | | 44.66 | | 47.58 | | 48.15 | | 183.40 | |
| 美分 | 60 | | 60 | | 61.50 | | 61.50 | | 243 | |
2019 | 英国便士 | 46.43 | | 48.39 | | 50.09 | | 46.95 | | 191.86 | |
美分 | 61.50 | | 61.50 | | 61.50 | | 61.50 | | 246 | |
2020 | 英国便士 | 48.94 | | 50.05 | | 24.26 | | 23.50 | | 146.75 | |
| 美分 | 63.00 | | 63.00 | | 31.50 | | 31.50 | | 189 | |
2021 | 英国便士 | 22.61 | | 22.27 | | 23.72 | | 24.63 | | 92.23 | |
美分 | 31.50 | | 31.50 | | 32.76 | | 32.76 | | 129 | |
a 本公司就普通股及优先股宣布及支付的股息载于综合财务报表—附注9。
目前,英国没有外汇管制或限制普通股股息的汇款或公司的经营,但适用于受欧盟经济制裁或英国政府为执行联合国安理会决议而采取的制裁措施的某些国家和个人的限制除外。
股东纳税信息
本节描述了持有普通股或美国存托凭证作为税务目的资本资产的美国持有人拥有普通股或美国存托凭证的重大美国联邦所得税和英国税务后果。本节不讨论根据医疗保险缴款税对净投资收入或替代最低税产生的税务后果。除其他外,它也不适用于特殊类别持有人的成员,其中有些人可能受其他规则的约束,包括:免税实体、人寿保险公司、证券交易商、选择按市价计价法计算证券持有量的证券交易商、直接或间接持有公司10%或以上股份的持有人(以投票权或价值衡量)、持有股份或ADS作为跨接或对冲或转换交易一部分的持有人、购买或出售股份或ADS作为美国联邦所得税目的的洗售一部分的持有人、或功能货币不是美元的持有人。此外,如果合伙企业持有股份或美国存托凭证,合伙企业的美国联邦所得税待遇一般取决于合伙企业的地位和合伙企业的税务待遇,下文可能不会详细说明。
就美国联邦所得税而言,美国持有者是普通股或美国存托凭证的任何实益拥有人,包括(1)美国公民或居民,(2)美国国内公司,(3)其收入应缴纳美国联邦所得税的遗产,无论其来源如何,或(4)如果美国法院可以对信托的管理行使主要监督,并且一名或多名美国人被授权控制信托的所有实质性决策。
本节以美国税法为基础,包括1986年《国内税收法》(经修订)、其立法历史、现行和拟议的美国财政部法规、已公布的裁决和法院判决以及英国现行税法,以及美国与英国于2003年3月31日生效的所得税公约(“条约”)。这些法律可能会有变化,可能会追溯。本节进一步假定,与英国石油存托证券及任何相关协议有关的存款协议条款下的各项责任将按照其条款履行。
就本条约和遗产和赠与税公约(“遗产税公约”)以及美国联邦所得税和英国税务目的而言,证明美国存托凭证的美国存托凭证持有人将被视为这些存托凭证所代表的公司普通股的所有人。普通股交换美国存托凭证和普通股美国存托凭证通常将
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不受美国联邦所得税或英国除印花税或印花税储备税以外的其他税收的约束,如下所述。
投资者应就在其特定情况下拥有及出售普通股及美国存托凭证的美国联邦、州及地方、英国及其他税务后果,特别是他们是否有资格就其于股份或存托凭证的投资享有该条约的利益,咨询其本身的税务顾问。
股息的课税
英国税收
根据英国现行税法,不会从公司支付的股息中扣除预扣税,包括支付给美国股东的股息。出于税收目的而在英国居住的公司或通过常设机构在英国进行交易的大股东,通常不会因从公司获得的股息而在英国纳税。就税务目的而言,股东是英国的个人居民,从公司收取的股息,包括根据普通股东股息再投资计划(DIP)收到的股息,超过年度股息津贴,须缴纳英国税。
2021/22年度股息拨备为2,000英镑,即首2,000英镑已收股息毋须缴纳英国税项。高于此水平的股息,基本纳税人的税率为7.5%,较高税率纳税人的税率为32.5%,额外税率纳税人的税率为38.1%。
虽然股息收入的前2,000英镑不受英国所得税的影响,但它不会减少总收入。股息免税额内的股息仍计入基本或更高的税率范围,因此可能会影响就所收取的超过2,000英镑免税额的股息支付的税率。例如,如果一个人的年薪总额为50,000英镑,并获得12,000英镑的股息,他们将面临以下情况。个人的个人免税额和基本税率税级将由薪金毛额用完。薪金的剩余部分和全部股息将按较高税率缴税,但股息免税额会减少应缴税的股息数额。12,000英镑的股息将减少2,000英镑的股息备抵,留下10,000英镑的应课税股息收入。股息将按32.5%征税,因此股息的应付总税款为3,250英镑。
股东如何缴纳股息收入所产生的税款,取决于他们在纳税年度收到的股息收入和薪金金额。如果低于2000英镑,他们将不需要申报任何东西或缴纳任何税款。如果在2,000英镑和10,000英镑之间,股东可以通过以下方式支付他们所欠的款项:联系HMRC热线;要求HMRC更改他们的税法—税款将从他们的工资或养老金中提取,或通过填写他们的自我评估纳税申报表的“股息”部分,其中已经提交。如果超过10,000英镑,他们将被要求提交一份自我评估纳税申报表,并应填写“股息”部分,详细说明收到的金额。
美国联邦所得税
美国持有人须就公司从其当前或累计盈利及溢利(为美国联邦所得税目的而厘定)中支付的任何股息(包括根据ADS持有人的全球投资直接(GID)股息再投资计划支付但收取的股息)总额缴纳美国联邦所得税。向非公司美国持有人支付的构成合资格股息收入的股息将按优惠税率向持有人征税,惟持有人须于除息日期前60天开始的121天期间内持有普通股或美国存托证券超过60天,并符合其他持有期要求。公司就普通股或美国存托证券支付的股息一般为合格股息收入。
就美国联邦所得税而言,当美国持有人(如为普通股)或存托人(如为美国存托证券)实际或建设性地收取股息,且将不符合美国公司就从其他美国公司收取股息一般允许的已收取股息扣除额时,股息必须计入收入。美国存托凭证持有人应就股息费的美国税务处理咨询其税务顾问。股息将是来自美国以外来源的收入,
一般来说,为计算美国持有人的外国税收抵免限额,将是“被动类别收入”。
正如上面在英国税收中提到的那样,美国持有者将不需要缴纳英国预扣税。因此,收到股息将不会使美国持有者有权享受外国税收抵免。
以英镑支付的普通股的股息分配金额将是支付的英镑支付的美元价值,这是根据股息分配日的现货英镑/美元汇率确定的,无论支付是否实际上转换为美元。一般而言,在英镑股息派发之日起至股息兑换成美元之日止期间,因汇率波动而产生的任何损益,将按普通收入或亏损处理,不符合合格股息收入的优惠税率。对于外国税收抵免限制而言,损益通常是来自美国境内来源的收入或损失。
超过为美国联邦所得税目的确定的公司收益和利润的分派,将在美国持有者持有普通股或美国存托凭证的范围内被视为资本返还,此后被视为资本利得,受下文资本利得税-美国联邦所得税部分所述的征税。
此外,股息的征税可能受到被动外国投资公司(PFIC)规则的约束,该规则在下文“资本利得税--美国联邦所得税”一节中进行了描述。PFIC所作的分配不构成合格的股息收入,也不符合适用于此类收入的优惠税率。
资本利得税
英国税收
美国持有人可能会就出售普通股或美国存托凭证的收益承担英国和美国税项的责任,如果美国持有人(1)在出售日期为税务目的居住在英国,(二)如果他或她在离开英国的一年和返回英国的一年之间离开英国不超过五个完整的纳税年度,并在离开前购买了股票英国,并在离境年份之前的七个纳税年度中的前四个纳税年度居住在英国,(3)美国国内公司因其业务在英国管理或控制而居住在英国,或(4)美国公民,通过分支机构或代理机构或从事贸易的公司在英国从事贸易或专业或职业,在英国,通过常设机构的专业或职业,并已使用,持有或收购普通股或ADS用于该分支机构,代理机构或常设机构的该行业,专业或职业。然而,该等人士可能有权就就该等收益支付的应课税收益(视乎情况而定)缴纳英国资本利得税或英国公司税,就其美国联邦所得税负债获得税收抵免。
根据该条约,出售普通股或美国存托凭证的资本收益一般只需在相关持有人居住的司法管辖区内缴税,该司法管辖区是根据英国和美国的法律及该条约的条款所规定的。
根据该条约,在紧接有关出售普通股或美国存托凭证前六年内的任何时间,身为英国或美国居民并在另一司法管辖区(美国或英国,视属何情况而定)居住的个人,可就出售公司普通股或美国存托凭证所产生的资本收益缴税,该等增值税不仅在出售时持有人所居住的司法管辖区,而且亦在该另一司法管辖区。
对于2010年6月23日或之后的收益,英国资本收益税率将取决于个人应课税收入水平。倘总应课税收入及收益(扣除所有容许扣除)低于基本税率所得税阶上限37,700英镑(二零二一╱二二年度),则资本利得税税率为10%。对于收益(以及收益的任何部分)超过该限制,利率将为20%。
从2008年4月6日起,每年免税的权利取决于个人的情况(考虑到居住地状况、汇款征税基础和在联合王国的年数)。为
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有权在2021/22年度获得豁免的个人,这一数字被设定为GB 12,300。从2017年4月1日起,对公司的应计税收益征收19%的公司税。
美国联邦所得税
出售或以其他方式处置普通股或美国存托凭证的美国持有人将会就美国联邦所得税确认一项资本收益或亏损,该等资本收益或亏损相等于在出售时变现的金额的美元价值与以美元厘定的美国持有者在普通股或美国存托凭证中以美元厘定的税基之间的差额。如果美国股东持有该等普通股或美国存托凭证的期间超过一年,则任何此类资本收益或亏损一般为长期收益或亏损,须按非美国公司持有人的优惠税率缴税。根据美国存托股份股息再投资计划,通过股息再投资获得的股票的税基等于股票在投资当日的公平市值。根据该计划收购的股份的持有期从适用的投资日期的次日开始。
出售或以其他方式处置普通股或美国存托凭证的收益或亏损,一般为来自美国境内来源的收益或亏损,以达到外国税收抵免限额的目的。资本损失的扣除是有限制的。
我们不认为普通股或美国存托凭证将被视为被动外国投资公司(PFIC)的股票,但这一结论是每年作出的事实判断,因此可能会发生变化。如果我们被视为PFIC,除非美国持有者选择每年按市值对普通股或美国存托凭证征税,否则出售或以其他方式处置普通股或美国存托凭证所实现的任何收益一般不会被视为资本利得。相反,美国持有者将被视为在普通股或美国存托凭证的持有期内按比例实现了此类收益,并将按收益分配到的每个此类年度的有效最高税率征税,此外,还将适用于每个此类年度的可归属税项的利息费用。如果我们被当作PFIC对待,某些“超额分配”也会受到类似的对待。
额外的税务考虑因素
短片计划
在2019年第三季度业绩公布之前,该公司有一个可选的Scrip计划,根据该计划,BP普通股或美国存托凭证的持有人可以选择以公司新的全额缴足普通股或美国存托凭证的形式而不是现金的形式获得任何股息。请咨询您的税务顾问,了解对您的影响。
英国遗产税
《遗产税公约》适用于遗产税。为《遗产税公约》的目的而以美国为居籍的个人持有的美国存托凭证并非《遗产税公约》所指的英国国民,除非该等美国存托凭证是位于英国的永久机构的商业财产的一部分,用于提供独立的个人服务,否则该个人在其生前去世或转让时将不须缴纳英国遗产税。在美国存托凭证同时须缴纳遗产税和美国联邦赠与税或遗产税的例外情况下,《遗产税公约》一般规定,根据《遗产税公约》所载的优先权规则,在美国应缴的税款可抵免在英国应缴的税款,或在英国已缴的税款可抵抵在美国应缴的税款。
英国印花税和印花税储备税
以下声明涉及根据现行法律被理解为英国税务和海关总署目前的做法。
只要任何转让文书不是在英国签立并始终留在英国以外,且转让与在英国已做或将会做的任何事情或事情无关,则收购或转让美国存托凭证无需缴纳英国印花税。以美国存托凭证的形式转让美国存托凭证的协议也不会产生印花税储备税的责任。
通过无纸化股份转让的CREST系统购买普通股,而不是购买美国存托凭证,将被征收0.5%的印花税储备税。一旦就股份转让达成协议(或在有条件的协议的情况下,
当条件满足时)。印花税储备税将适用于普通股转让协议,即使协议是在英国以外的两名非居民之间达成的。印花税和印花税储备税一般由购买者承担。
若普通股其后转让予受托管理人,则须按每100 GB(或不足100 GB)1.5 GB的税率征收印花税,或按转让时普通股价值的1.5%征收印花税储备税。对于选择接受美国存托凭证而不是现金的美国存托凭证持有人,在2012年第一季度股息支付后,英国税务海关总署不再寻求对向非欧盟清算服务和存托凭证系统发行的英国股票和证券征收1.5%的印花税储备税。
大股东
披露公司股本中若干主要及重大持股情况,须受2006年公司法、英国金融市场行为监管局的披露指引及透明度规则(DTR)及1934年美国证券交易法规管。
截至2021年12月31日持有bp普通股的股东名册
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持有量范围 | 普通数量 股东 | 占总数的百分比 普通股东 | 普通股总股本的百分比 不包括股份 存放在国库中 |
1-200 | 52,023 | | 23.65 | | 0.01 | |
201-1,000 | 73,188 | | 33.27 | | 0.21 | |
1,001-10,000 | 82,898 | | 37.69 | | 1.34 | |
10,001-100,000 | 10,314 | | 4.69 | | 1.09 | |
100,001-1,000,000 | 874 | | 0.40 | | 1.59 | |
100多万a | 662 | | 0.30 | | 95.76 | |
总计 | 219,959 | | 100.00 | | 100.00 | |
a 包括摩根大通银行,N.A.本公司以美国存托证券的核准存托人身份持有普通已发行股本总额(不包括库务股份)的25.07%,有关详情载于下表。
截至2021年12月31日的美国存托股票持有人登记册a
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持有量范围 | 数量: 美国存托股份持有者 | 百分比: *美国存托股份持有者总数 | 的百分比。 美国存托凭证总数 |
1-200 | 41,436 | | 59.13 | | 0.22 | |
201-1,000 | 18,565 | | 26.49 | | 0.86 | |
1,001-10,000 | 9,678 | | 13.81 | | 2.43 | |
10,001-100,000 | 386 | | 0.55 | | 0.62 | |
100,001-1,000,000 | 5 | | 0.01 | | 0.08 | |
100多万b | 2 | | 0.00 | | 95.79 | |
总计 | 70,072 | | 100.00 | | 100.00 | |
a其中一个美国存托股份代表六股25美分的普通股。
b美国存托凭证的一个持有者大约相当于1,275,954人。相关股东。
截至2021年12月31日,也有1185名优先股东。于该日期,优先股股东占公司已发行名义股本总额的0.43%,普通股东占99.57%(不包括以库房形式持有的股份)。
截至2021年12月31日,该公司已收到挪威银行根据DTR5发出的三份通知。最近一次是在2021年10月15日披露持有606,126,525股普通股,相当于公司已发行股本附带的投票权的3.03%。
在2022年1月1日至2022年3月1日期间,该公司没有收到任何根据DTR5的通知。根据DTR 5向该公司提供的信息在监管信息服务和该公司的网站www.bp.com上公布。
根据1934年美国证券交易法,BP知道截至2022年3月1日的以下权益:
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370 | | bp年报及表格20—F 2021 | | « 见术语表 |
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保持者 | 持有 普通股 | 普通股股本的百分比,不包括国库持有的股份 |
美国存托凭证托管机构摩根大通银行通过其代理人Guaranty Nominees Limited | 4,698,354,205 | | 24.11 | |
贝莱德股份有限公司 | 1,713,058,875 | | 8.79 | |
先锋集团,Inc. | 808,082,417 | | 4.15 | |
挪威银行 | 624,742,914 | | 3.21 | |
该公司的大股东没有不同的投票权。
于二零二二年三月一日,本公司亦获悉下列优先股权益:
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保持者 | 持有8%的股份 累计第一 优先股 | 百分比 属于班级的 |
全国农民联盟互助保险协会有限公司 | 945,000 | | 13.07 | |
互动投资者股票交易服务 | 771,727 | | 10.67 | |
Hargreaves Lansdown资产管理有限公司 | 720,420 | | 9.96 | |
深圳市明捷投资管理有限公司 | 528,150 | | 7.30 | |
巴克莱银行 | 511,071 | | 7.06 | |
Canaccel Genuity Group Inc. | 448,585 | | 6.20 | |
哈利法克斯股票交易服务 | 413,221 | | 5.71 | |
| | | | | | | | |
保持者 | 持股比例达9% 累计1秒 优先股 | 百分比 属于班级的 |
全国农民联盟互助保险协会有限公司 | 987,000 | | 18.03 | |
深圳市明捷投资管理有限公司 | 644,450 | | 11.77 | |
Safra集团 | 385,000 | | 7.03 | |
互动投资者股票交易服务 | 345,180 | | 6.31 | |
Canaccord Genuity Group Inc. | 334,941 | | 6.12 | |
于二零二二年三月一日,已发行优先股总数仅占本公司已发行股本总额(不包括库存股份)之0. 43%,其余为普通股。
股东周年大会
二零二二年股东周年大会定于二零二二年五月十二日星期四下午一时正举行。召开大会的单独通知将分发给股东,其中包括对大会上将审议的事项的解释。
所有已发出通知的决议都将通过投票决定。德勤律师事务所已表示愿意继续担任审计师,他们的连任决议包括在BP 2022年度股东大会通知.
组织章程大纲及章程细则
以下概述了公司章程大纲和章程以及适用的英国法律的某些条款。本概要经参考《2006年英国公司法》(“法案”)和公司的组织章程大纲和章程细则,对其进行了全面的限定。组织章程大纲及章程细则可于网上查阅,网址为 bp.com/usefuldocs.
公司章程可以在股东大会上通过特别决议进行修改。于二零一八年五月二十一日举行之股东周年大会上,股东投票采纳新股东周年大会,
公司章程以反映市场惯例的发展,并在必要或适当时提供澄清和额外的灵活性。
目标和目的
BP P.L.C.是一家股份有限公司,在英格兰和威尔士注册,注册号为102498。监管公司运营的条款,也就是所谓的“宗旨”,历来都是在公司的备忘录中陈述的。该法废除了设立宗旨条款的必要性,因此,在2010年4月15日举行的年度股东大会上,股东批准删除其宗旨条款及其备忘录中的所有其他条款,根据该法,这些条款被视为公司组织章程的一部分。
董事和秘书
公司的业务和事务由董事管理。公司的组织章程细则规定,任何人士均可由现任董事或股东在股东大会上委任,以取代另一名董事或作为额外的董事。由董事委任的任何人士的任期仅至下届股东大会,而下届股东大会的通知在其获委任后发出,届时股东将有资格重选连任。董事可由公司根据适用法律予以撤职,并在《公司章程》规定的某些情况下离任。此外,公司可通过特别决议案在董事任期届满前将其免职,并可在组织章程的规限下,以普通决议案委任另一人为董事。董事并不要求达到任何年龄就退休。
章程细则全面禁止董事就任何合约或安排投票,而董事在该合约或安排中拥有重大权益,但因该董事拥有该公司股份的权益则属例外。但是,在没有下列说明的其他实质性利益的情况下,董事有权在与涉及下列事项的决议有关的任何表决中投票并被计入法定人数:
•对董事应公司或其任何附属企业的要求或利益借出的任何资金或承担的任何义务提供担保或赔偿。
•就董事承担责任的公司或其任何附属业务的任何债务或义务向第三方提供担保或赔偿。
•任何与董事有利害关系的建议,涉及承销公司证券或债券,或为公司或其任何附属业务的债务或义务向第三方提供任何担保。
•任何涉及董事直接或间接(无论作为高管或股东或其他身份)拥有权益的任何其他公司的建议,前提是董事和与该董事有关的人士不是该公司股份中1%或以上的有投票权权益的持有人。
•任何有关购买或维护董事可能受益的保险单的建议。
•任何关于向董事提供任何其他弥偿的建议,而该弥偿的条款与给予或将给予所有其他董事的弥偿条款大致相同,或任何关于由公司资助该董事在抗辩法律程序方面的开支或使董事能够避免招致该等开支的任何建议,而所有其他董事已获给予或将获给予实质相同的安排。
•任何关于为公司或其任何附属企业的雇员及董事或前雇员及前董事的利益而作出的安排的建议,包括但不限于退休福利计划及雇员股份计划,而该等安排并不给予任何董事一般不给予该安排所涉及的雇员或前雇员的特权或利益。
该法案要求在与公司的合同或拟议合同中有任何利益关系的公司的董事声明其性质
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« 见术语表 | | bp年报及表格20—F 2021 | | 371 |
董事在一次董事会会议上对该公司感兴趣。“利益”的定义包括配偶、子女、公司和信托的利益。该法案还要求,董事必须避免出现董事拥有或可能拥有与公司利益冲突或可能冲突的直接或间接利益的情况。该法允许上市公司的董事在公司章程允许的情况下,在适当的时候授权这种冲突。该公司的公司章程允许授权此类冲突。董事可行使公司所有借入款项的权力,但未经股东批准,公司借入的所有款项的余额不得超过公司已缴足股本的款额加上公司及其在联合王国成立为法团的附属业务的资本及收入储备金的总和的两倍。董事会借款权力的变更可能只受组织章程修订的影响。
非执行董事的酬金总额由股东决议厘定。执行董事的薪酬由薪酬委员会决定。这个委员会只由非执行董事组成。董事的资格并不需要拥有股份。
《公司章程》规定,董事的亲属和受抚养人有权领取董事抚恤金以及死亡和伤残抚恤金。
董事的职位将自动终止的情况包括(其中包括):当一名董事不再担任该公司的执行职位,而董事议决他们应停止担任董事;如果一名医生提供意见,董事已变得不能再担任董事的职务,并且可能在未来三个月内仍不能担任董事的职务,而董事决议他们应停止担任董事;以及如果所有其他董事投票赞成一项声明该人应停止担任董事的决议。
公司秘书具有明确的权力,可以转授授予他或她的任何权力或自由裁量权。
股息权;分享公司利润的其他权利;资本催缴
公司股东可以通过决议宣布股息,但宣布的股息不得超过董事建议的数额。董事也可以在未经股东批准的情况下支付中期股息。除根据《国际财务报告准则》和该法确定的可供分配的利润外,不得支付任何股息。普通股的股息只有在BP优先股的股息支付之后才能支付。任何股息在宣布股息之日起10年后仍无人认领,应予以没收并归还英国石油公司。如果公司行使没收股份的权利,并出售属于无追踪者股东的股份,则任何就这些股份而无人认领的股息或其他款项的索取权将在出售后12个月内有效。公司可采取董事认为在有关情况下适当的步骤追查有资格的成员,而出售可在董事决定的时间及条款下进行。
董事会有权宣布和支付任何货币的股息,只要宣布的是等值英镑。该公司无意改变目前以美元支付股息的政策。在公司于二零一零年四月十五日举行的股东周年大会上,股东批准引入Scrip股息计划(Scrip方案),并在组织章程细则中加入条文,使公司能够营运Scrip计划。Scrip计划在公司于2021年5月12日举行的年度股东大会上续期三年。Scrip计划允许普通股东和BP美国存托股份持有者选择接受新的全额支付普通股(对于BP美国存托股份持有者来说是BP美国存托股份持有者的美国存托凭证),而不是现金。Scrip计划的运作始终受制于董事就任何特定股息提供股票要约的决定。如果董事决定不就任何特定股息提供股息,现金将自动支付。董事可就任何以股代息计划或计划厘定如何支付该计划的成本、参与该计划所需的最低普通股数目,以及处理任何特定地区的法律及实际困难的任何安排。
除了股东通过分红分享BP利润的权利(如果宣布或宣布了任何权利)外,公司章程还规定,董事可以:
•每年从利润余额中拨出一笔特别储备基金,以弥补BP优先股累计股息的任何缺口。
•每年从利润余额中拨出的一般储备金,适用于公司利润可适当运用的任何目的。这可包括根据普通股东决议案将该笔款项资本化,并将其作为普通股股息或缴足未发行普通股作为红股配发及分配予股东的方式分配予股东。
任何如此缴存的款项,均可按照上述派发股息的方式予以分配。
股票持有人不受公司催缴资本的约束,前提是发行时需要支付的金额已付清。所有股份都已全额支付。
股份转让和股份证书
董事可以允许通过书面文书以外的其他方式进行转让。如果法律不要求公司发行股票,公司将不需要发行股票。
如果股东希望将两张或两张以上的代表股票的证书更换为一张证书,或者希望交出一张证书而更换为两张或两张以上的证书,公司可以收取管理费。所有证书的风险由会员承担。
投票权
公司章程规定,在股东大会上对决议的表决将通过投票决定,而不是程序性的决议,可以举手决定。如果投票是以投票方式进行的,则每持有一股普通股或每持有面值5 GB的BP优先股,亲身或委派代表出席的股东可投一票。如以举手方式表决,则亲身出席会议或其正式委任代表亲身出席会议的每名股东将有一票投票权,不论所持股份数目为何,除非要求以投票方式表决。
股东没有累积投票权。
为决定哪些人士有权出席股东大会或在股东大会上表决,以及该等人士可投多少票,公司可在股东大会通知内指明一个不迟于会议时间前48小时的时间,规定以登记形式持有股份的人士必须登记在公司的股东名册内,才有权出席股东大会或在大会上表决,或委任代表出席会议或投票。
普通股登记持有人可委任一名代表(包括该等股份的实益拥有人)代表其出席任何股东大会、发言及投票,惟正式填妥的代表委任表格须于大会或其续会举行前不少于48小时(或董事可能厘定的较短时间)收到,或如投票表决将于大会日期后进行,则不迟于投票表决时间前24小时(或董事厘定的较短时间)。
英国石油美国存托证券的记录持有人也有权出席公司的任何股东大会,发言和投票,其中的一部分是作为其ADS所代表的普通股的代理人。每一位代理人也可以任命一位代理人。此外,英国石油美国存托凭证持有人有权向存托人提供投票指示,存托人将根据其指示投票其存托凭证所代表的普通股。
委托书可以通过电子方式交付。
身为公司成员的公司可委任一名或多名人士作为其代表出席任何股东大会,但公司可要求公司代表出示委任他们的决议的核证副本,方可获准行使其权力。
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372 | | bp年报及表格20—F 2021 | | « 见术语表 |
股东大会通过提出和通过决议的方式处理事项,决议分为普通决议和特别决议两种。
普通决议案须在有法定人数的会议上投票的人士以过半数票赞成。一项特别决议案须在法定人数的会议上有不少于四分之三的投票者投赞成票。任何股东周年大会均须提前21整天通知。任何其他股东大会的通知期为14整天,惟须待本公司获得年度股东批准,否则将适用21整天通知期。
清算权;赎回条款
在BP清盘的情况下,在支付了英国法律规定的所有债务和适用的扣除额后,BP优先股的持有人将有权获得(1)该等股份的实缴资本加上(2)应计和未付股息以及(3)相当于(A)BP优先股实缴资本的10%和(B)该等股份在前六个月在伦敦证交所的平均市价高于面值的溢价。剩余资产(如果有的话)将按比例分配给普通股持有人。
在不损害先前授予任何类别股份持有人的任何特别权利的情况下,BP可发行任何股份,附带优先、递延或其他特别权利,或受股东藉决议案决定(或如无任何该等决议案,则由董事厘定)所规定的限制,并可发行须赎回或可赎回的股份。
权利的更改
任何类别股份所附带的权利可在持有该类别股份75%的持有人的书面同意下更改,或在该类别股份持有人的另一次会议上通过特别决议案时更改。于每次该等独立会议上,组织章程细则与股东大会议事程序有关的所有条文均适用,惟更改优先股所附权利的会议的法定人数为该类别股份的10%或以上,而更改普通股所附权利的法定人数为该类别股份的三分之一或以上。
股东大会及通告
股东必须向BP提供在英国的邮寄或电子地址,才有权接收股东大会通知。英国石油美国存托凭证持有人有权根据存款协议条款接收有关英国石油美国存托凭证的通知。通知的实质和时间在上文投票权标题下进行了说明。
根据该法案,股东年度大会必须每年举行一次,从公司会计参考日的次日开始,每六个月内举行一次。所有股东大会应在董事会决定的时间和地点举行。倘任何股东大会因法定人数不足而延期,则可以任何合法方式(包括电子方式)发出延期会议的时间及地点通知。获授权人员有权在会议之前或会议期间采取行动,以确保会议进行得有秩序和与会者的安全。
董事有权召开股东大会,这是一种混合会议,即为股东提供便利,以出席也是以电子方式在实体地点举行的会议(但不是召开纯粹的电子会议)。
《章程》关于卫星会议的规定允许通过电子手段提供便利,使每个地点的这些人都能参加会议。
对投票和持股的限制
根据英国法律或公司章程,没有限制非居民或外国所有者持有或投票BP公司普通股或优先股的权利,但一般适用于所有股东的限制和适用于受欧盟经济制裁的某些国家和个人的限制,或英国政府实施联合国安全理事会决议的限制除外。
股份权益的披露
该法允许上市公司向公司认为在发出通知前三年内的任何时间对其有表决权股份有利害关系的任何人发出通知,要求他们披露与这些利益有关的某些信息。如未能提供所需资料,可能会导致有关股份丧失投票权,并被禁止就该等股份及就该等股份发行的任何新股转让及收取股息及其他付款。在这种情况下,“权益”一词有广泛的定义,一般包括在有表决权股份中的任何类型的权益,包括BP美国存托凭证持有人的任何权益。
催缴股本
于二零二一年十二月三十一日之配发、已缴足及缴足股本详情载于财务报表—附注30。根据机构投资者指引,本公司认为适当的做法是授权董事配发股份及其他证券,并于每次股东周年大会上以股东决议案的方式取消优先购买权,以取代本公司组织章程细则所授予的授权。于二零二一年五月十二日之股东周年大会上,董事获授权配发本公司股份及授出权利以认购或转换任何证券为本公司股份,惟总面值不得超过二零二一年股东周年大会通告所载。该等授权乃截至二零二二年下届股东周年大会或二零二二年八月十二日(以较早者为准)为止。该等授权每年于股东周年大会上续期。
公司纪录及通知书的送达
关于该法未涵盖的通知,在国家报纸上通过广告发布通知的提法还包括通过其他方式发布的广告,如公告。
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« 见术语表 | | bp年报及表格20—F 2021 | | 373 |
发行人和关联购买者购买股权证券
2021年4月,在达到350亿美元的净债务目标后,该公司开始了一系列股票回购计划,宣布从2021年产生的盈余现金流中购买约41.5亿美元的股票。此外,为了减少公司的已发行股本,以抵消根据员工股票计划授予奖励而预期的全年摊薄,宣布了两项计划,购买约10亿美元的股票。所有购买的股票都被注销了。
于本公司2021年股东周年大会上,授权本公司在市场上购买(定义见2006年公司法第693(4)条)每股面值0.25美元的本公司普通股,直至本公司2022年股东周年大会或2022年8月12日为止,两者以较早者为准。根据这一授权购买的普通股的最大数量将不超过2,034,722,012股普通股。所购买的股份将被注销。
下表提供了(1)根据五项回购计划进行的普通股购买以及(2)通过员工持股计划(ESOP)进行的普通股购买以及为满足某些员工股份支付计划的要求而进行的其他普通股和美国存托凭证的购买。
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| | 购买的股份总数a | 平均价格 按股支付 $ | 员工持股计划或某些基于员工股份的计划购买的股票数量b | 根据回购计划购买的股份数量c | 根据这些方案尚未购买的股份的最高近似美元价值 百万美元 |
2021 | | | | | | |
1月11日 | | 285,552 | 3.98 | | 285,552 | | 无 | 不适用 |
二月 | | 无 | | | | 不适用 |
三月 | | 无 | | | | 不适用 |
4月28日-4月30日 | | 36,983,000 | 4.26 | | 无 | 36,983,000 | 不适用 |
5月4日至20日 | | 78,260,150 | 4.37 | | 无 | 78,260,150 | 不适用 |
六月 | | 无 | | | | 不适用 |
七月 | | 无 | | | | 不适用 |
8月3日至27日 | | 118,953,102 | 4.18 | | 无 | 118,953,102 | 不适用 |
9月1日至24日 | | 101,865,903 | 4.21 | | 无 | 101,865,903 | 不适用 |
10月4日至29日 | | 91,100,000 | 4.90 | | 无 | 91,100,000 | 不适用 |
11月1日-11月30日 | | 190,945,626 | 4.59 | | 无 | 190,945,626 | 不适用 |
12月1日至23日 | | 89,738,847 | 4.53 | | 1,146,085 | | 88,592,762 | 不适用 |
2022 | | | | | | |
1月10日-1月31日 | | 84,820,029 | | 5.24 | | 无 | 84,820,029 | | 不适用 |
2月1日-2月28日 | | 194,389,664 | | 5.39 | | 无 | 194,389,664 | | 不适用 |
3月(至3月1日) | | 9,000,000 | | 4.84 | | 无 | 9,000,000 | | 不适用 |
a 所有股份购买均为每股25美分的普通股及╱或美国存托证券(各代表六股普通股),并为在/公开市场交易。
b 交易是指为满足某些员工股份支付计划的要求而购买的美国存托凭证。
c 本公司于二零二一年四月二十八日公布首个计划,为期至二零二一年六月三十日(包括该日)。本公司于二零二一年八月三日公布第二项计划,为期至二零二一年十一月一日(包括该日)。该公司于二零二一年十一月二日公布第三项计划,并于二零二二年一月十日公布第四项计划。第三和第四项计划已于二零二二年二月完成。该公司于2022年2月8日宣布第五项计划,为期至2022年4月(包括2022年4月)。于二零二一年五月十二日之股东周年大会上,本公司获授权购回最多2,034,722,012股普通股,截至二零二二年股东周年大会日期或二零二二年八月十二日止期间(以较早者为准)。该授权每年在股东周年大会上更新。于二零二一年及二零二二年,根据二零二一年四月二十八日、二零二一年八月三日、二零二一年十一月二日、二零二二年一月十日及二零二二年二月八日股份回购计划,直至二零二二年三月一日(包括该日)购回之普通股总数为994,910,236股,代价为4元,6.85亿美元(包括费用及印花税),占本公司于2021年12月31日已发行股本(不包括库务股份)的5. 04%。于二零二一年及二零二二年根据该等计划购回之所有普通股已注销,以减少本公司之已发行股本。
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美国存托股份持有人须缴付的费用及收费
托管机构直接向存放股票或为提取目的而交出美国存托凭证的投资者或为其代理的中介机构收取交还和交出美国存托凭证的费用。托管机构收取向投资者进行分配的费用,方法是从分配的金额中扣除这些费用,或通过出售可分配财产的一部分来支付费用。
投资者应支付的存托凭证费用如下:
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服务类型 | 存托诉讼 | 收费 |
存放或置换标的股份 | 根据股票存款发行美国存托凭证,包括以下各项的存款和发行: •股份分派、股权分置、配股、合并。 •影响美国存托凭证或存款证券的证券交换或其他交易或事项或其他分配。 | 以交付的新美国存托凭证证明的每100份美国存托凭证(不足100份亦作100份计)$5。 |
出售或行使权利 | 分销或出售证券,所收取的费用相当于美国存托凭证的签立和交付费用,该等费用是由于存放该等证券而收取的。 | 每100张美国存托凭证(不足100张亦作100张计)$5。 |
撤回标的股份 | 因提取存款证券而放弃对美国存托凭证的承兑。 | 交回美国存托凭证所证明的每100张(不足100张亦作100张计)美国存托凭证$5。 |
寄存人的开支 | 代表持票人发生的与下列事项有关的费用: •股票转让或其他税费及政府收费。 •通过电报、电传、电子和传真传送。 •标的股份转让登记的转让或登记费(如适用)。 •托管人将外币兑换成美元的费用(从这种外币中支付)。 | 应付费用须经开票持有人或从一项或多项现金股利或其他现金分配中扣除费用,由公司与保管人达成协议。 |
股息费用 | 获得现金分红的美国存托股份持有者将被收取一笔费用,英国石油用这笔费用来抵消与管理美国存托股份项目相关的成本。 | 押金协议规定,每个美国存托股份可以收取0.05美元或更少的费用。目前的费用是每BP美国存托股份每历年0.02美元(相当于每BP美国存托股份每季度现金分配0.005美元)。 |
全球直接投资(GID)计划 | 新的投资者和现有的美国存托股份持有者可以通过参加BP的GID计划来购买、出售或再投资于更多的BP美国存托凭证。该计划由英国石油存托凭证发起和管理。 | 每笔交易的经常性成本为2.00美元,一次性自动投资为2.00美元,支票投资为5.00美元。股息再投资是股息金额的5%,最高可达5美元。买入交易佣金为每股0.12美元。 |
托管银行向发行人支付的费用和付款
存托人已同意偿还与本公司之美国存托计划有关及本公司于截至二零二一年十二月三十一日止年度就美国存托计划产生之若干公司开支。截至二零二一年十二月三十一日止年度,存管人向本公司偿还或代表本公司向第三方支付款项或豁免其费用及开支16,757,773. 36元。
下表载列存管人已同意偿还的开支类别及其已同意豁免就截至二零二一年十二月三十一日止年度与管理美国存托计划有关的标准成本收取的费用。
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报销的费用类别, 放弃或直接支付给第三方 | 截至二零二一年十二月三十一日止年度偿还、放弃或直接支付予第三方的金额
|
交付和交出BP美国存托凭证的费用 | 273,037.81 | |
股息费用a | 16,484,735.55 | |
总计 | $ 16,757,773.36 |
a向获得现金分配的美国存托股份持有者收取额外的股息费,BP用这笔钱来抵消与管理美国存托股份计划相关的成本。
在某些情况下,包括公司撤销存托人或终止ADS计划,公司须向存托人偿还某些已偿还的金额,及/或
在发出免职或终止通知前的12个月期间内,支付给公司或代表公司支付的费用。
展出的文件
这个bp年报及表格20—F 2021可在线获取,网址为BP.com/annualreport。要免费获得BP完整的经审计财务报表的硬拷贝,总部设在英国的股东应致电+44(0)870 241 3269或通过电子邮件联系BP分销服务部邮箱:bpDistributionServices@bp.com。如果总部设在美国或加拿大,股东应通过拨打+1-888-301 2505或发送电子邮件与Issuer Direct联系邮箱:bpreports@IssuerDirect.com.
该公司须遵守适用于外国私人发行人的1934年美国证券交易法的信息要求。根据这些要求,公司向SEC提交年度报告和表格20—F以及其他相关文件。美国证券交易委员会有一个网站, Www.sec.gov其中包含以电子方式提交给美国证券交易委员会的有关发行人的报告和其他信息,其中包括英国石油公司。英国石油公司的美国证券交易委员会备案文件也可在以下网址获得BP.com/美国证券交易委员会. bp在本报告(见第361页的公司治理实践(表格20—F第16G项))中披露了其公司治理实践与纽约证券交易所上市标准规定的美国公司治理实践的重大差异(如有)。
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股份制管理
如果你对股权管理有任何疑问,例如更改地址、所有权、股息支付选择权,或更改收到公司文件(如英国银行)的方式,年报及表格20—F 和英国石油公司股东周年大会通知)请联系BP注册处或BP美国存托股份存管机构。
美国存托凭证持有人可通过联系bp ADS存托机构,要求检查存托机构的账簿和凭证持有人的上市情况。
普通股和优先股股东
BP注册处,中央广场领汇集团,
威灵顿街29号
利兹,LS1 4DL
英国的免费电话0800 701107
英国境外电话:+44(0)371 277 1014
英国石油分享中心www.example.com
美国存托股份持有者
BP股东服务公司
邮政信箱64504,圣保罗,明尼苏达州55164-0504,美国
美国和加拿大免费电话+1 877 638 5672
美国和加拿大以外地区+1 651 306 4383
2022年股东日历a
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2022年3月25日 | 2021年第四季度中期股息派付 |
2022年5月3日 | 公布第一季度业绩 |
2022年5月12日 | 股东周年大会 |
2022年5月13日 | 记录日期(有资格获得第一季度中期股息) |
2022年6月24日 | 2022年第一季度中期股息派付 |
2022年7月1日 | 8%和9%优先股记录日期 |
2022年8月1日 | 8%和9%优先股股息支付 |
2022年8月2日 | 第二季度业绩公布 |
2022年8月12日 | 记录日期(有资格获得第二季度中期股息) |
2022年9月23日 | 2022年第二季度中期股息派发 |
2022年11月1日 | 第三季度业绩公布 |
2022年11月11日 | 记录日期(有资格获得第三季度中期股息) |
2022年12月16日 | 2022年第三季度中期股息派发 |
a 所有未来日期均为暂定日期,可能会有所更改。有关完整日历,请参见 bp.com/financialcalendar.
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376 | | bp年报及表格20—F 2021 | | « 见术语表 |
词汇表
缩写
adr
美国存托凭证。
广告
美国存托股份。1美国存托股份=6股普通股。
桶(Bbl)
159升,42美国加仑。
Bcf
十亿立方英尺。
Bcfe
十亿立方英尺当量。
英国央行
桶油当量。
EJ/Yr
每年埃苏
执行副总裁
常务副秘书长总裁。
浮式生产储油船
浮式生产、储运和卸货。
公认会计原则
公认的会计惯例。
燃气
天然气。
GCO2E/MJ
每兆焦耳能量中二氧化碳当量的克。
温室气体
温室气体。
格雷
全球报道倡议。
GtCO2
几十亿吨二氧化碳。
吉瓦
千兆瓦。
GWh
千兆瓦时。
HSSE
健康、安全、安保和环境。
国际财务报告准则
国际财务报告准则。
桶/天
一天一千桶。
关键绩效指标
关键绩效指标。
基特
上千吨。
液化天然气
液化天然气。
液化石油气
液化石油气。
MB/d
一天一千桶。
Mbbl
百万桶。
MBOE/d
每天一千桶油当量。
兆瓦
兆瓦。
MMB/d
每天百万桶。
Mmboe/d
每天百万桶油当量。
MMBtu
百万英热单位。
MMCF/d
每天百万立方英尺。
大山
百万吨。
MtCO2e
百万吨CO2等价物。
Mtpa
每年百万吨。
MWe
兆瓦电器。
MWp
兆瓦峰值。
NGL
天然气液体。
变压吸附
产量分成协议。
PTA
精对苯二甲酸。
RC
重置成本。
美国证券交易委员会
美国证券交易委员会。
TWh
太瓦时。
高级副总裁
高级副总裁。
定义
除非上下文另有说明,以下术语的定义如下。
非公认会计准则衡量标准有时被称为替代绩效衡量标准。
CA100+分辨率词汇表
CA100+分辨率
CA100+决议是指英国石油公司2019年年度股东大会上通过的、由气候行动100+请示的特别决议,其文本如下。
特别决议:气候行动100+关于气候变化披露的股东决议。
为了促进公司的长期成功,鉴于与气候变化相关的公认风险和机遇,我们作为股东指示公司在截至2019年止年度的战略报告和/或其他公司报告中(视情况而定),包括董事会真诚认为的战略描述,符合《巴黎协定》第2.1(a)(1)条和第4.1(2)条的目标("巴黎目标"),以及:
(1)资本支出:该公司如何评估每一项新材料资本支出投资,包括勘探、收购或开发石油和天然气资源和储量以及其他能源和技术,与(A)巴黎目标和单独(B)与其战略相关的一系列其他结果的一致性。
(2)未来指标和目标:公司的主要指标和短期、中期和/或长期的相关目标或目标,与巴黎目标一致,并披露:
A.对(I)油气资源和储量;以及(Ii)其他能源和技术的预期投资水平。
B.确定了该公司促进其运营温室气体排放减少的目标,将根据不断变化的协议和其他相关因素进行审查。
C.报告显示了该公司能源产品的估计碳强度,以及随着时间的推移碳强度的进展。
D.戴蒙表示,上述目标与高管薪酬之间没有任何联系。
(3)进度报告:针对上述第(1)和第(2)项的进展情况进行年度审查。
此类披露和报告应包括所用方法和核心假设的标准和摘要,并省略商业机密或竞争敏感信息,并以合理成本编制;但本决议不得限制公司制定和改变其战略或相关目标或指标的权力,或采取其真诚认为最能促进公司长期成功的任何行动的权力。
巴黎目标
(1) 《巴黎协定》第2.1(a)条规定了“将全球平均气温的增幅控制在比工业化前水平高2 ° C以下,并努力将气温增幅限制在比工业化前水平高1.5 ° C以内,并认识到这将显著降低气候变化的风险和影响”的目标。
(2)《巴黎协定》第4.1条:为了实现第2条规定的长期温度目标,缔约方的目标是尽快实现温室气体排放的全球峰值,认识到发展中国家缔约方将需要更长的时间才能达到峰值,并根据现有的最佳科学在此后迅速减少温室气体排放量,以便在公平的基础上,在可持续发展和努力消除贫困的背景下,在本世纪下半叶实现温室气体源排放量和汇清除量之间的平衡。
(3)联合国气候变化框架公约缔约方大会第二十一届会议,通过《巴黎协定》,联合国文件。Fccc/CP/2015/L.9/Rev.1(2015年12月12日)。
新材料资本支出投资
就第32-36页讨论的2021年评估而言,‘新材料资本支出投资’是指2021年资源承诺会议(RCM)作出的与新项目或资产、扩建现有项目或资产、或收购或增加项目、资产或实体的份额有关的超过2.5亿美元的无机或有机投资的决定。
2021年有三项投资符合上述标准。
材料资本支出评估:巴黎一致性定量检验。
为了评估物质资本支出投资与巴黎目标的一致性,应用了两个定量测试,见第36页。
运营碳强度(CI)
年平均运营温室气体排放量(TECO2E/单位),除以相关的产出单位:
•上游每千桶油当量
•精制单位利用当量蒸馏能力
•每千吨石化产品产量。
净零目标和抱负词汇表
能源产品
能源产品是最终用户用来满足能源需求的产品。在燃料的情况下,燃烧它们以释放其热量,而在电力的情况下,提供功或热量。精炼产品,如润滑油基础油,不算能源产品,因为它在使用阶段不被用来提供能源。原油不算作能源产品,除非在极少数情况下,终端用户使用原油来满足能源需求。
我们上游石油和天然气生产中的碳排放
估计的CO2上游生产的原油、天然气和天然气液体(NGL)的燃烧排放量,基于BP的净产量份额,不包括BP在俄罗斯石油公司的产量份额,并假设所有产量都经过完全的化学计量燃烧到CO2.
甲烷强度
甲烷强度指的是BP运营的上游油气资产的甲烷排放量占这些业务进入市场的天然气总量的百分比。我们的方法与石油和天然气气候倡议(OGCI)保持一致。
净零
“帮助世界实现净零”这一短语中提到的全球净零意味着实现“...温室气体人为源排放量与汇清除量之间的平衡.根据《巴黎协定》第4条第1款的规定,在公平的基础上,并在可持续发展和努力消除贫困的背景下”。
在我们的雄心和目标1、2和3中提到BP净零,是指在(A)相关范围1和2排放(目标1)、范围3排放(目标2)或产品生命周期排放(目标3)之间实现平衡,以及(B)根据我们的方法在适用时间从符合条件的活动(如汇)中扣除的适用总和。
净零«运营
英国石油公司的目标是实现净零运营温室气体(CO,2根据英国石油公司的目标1(与我们报告的范围1和范围2排放有关),在总运营控制的基础上,到2050年或更早的时间内,与bp目标1相关的任何中期目标或目标,均以相对于2019年基准年的绝对减少量来定义。
净零«生产
英国石油公司的目标是实现净零二氧化碳2根据BP的目标2,我们上游石油和天然气生产中的碳排放,与估计的CO2上游生产的原油、天然气和天然气液体的燃烧排放量(基于BP的净产量份额,不包括BP在俄罗斯石油公司的产量份额,并假设所有生产量都经过完全的化学计量燃烧到CO2).目标2是英国石油公司的范围3目标,与范围3第11类排放有关。与英国石油公司目标2相关的任何中期目标或目标都是以相对于2019年基准年的绝对减少量来定义的。
净零«销售额
英国石油公司的目标是使我们销售的能源产品的碳强度达到净零,«根据英国石油公司的目标3。任何与bp目标3有关的中期目标或目标,都是以减少我们销售的能源产品的碳强度(以克CO为单位)来定义的,2e/MJ)相对于2019年基准年。(Work目前正在为这一目标确认一个有保障的基线,以纳入实物贸易的能源产品)。
实物交易能源产品
就目标3而言,这包括能源产品贸易。«而在英国石油公司认为将其纳入与目标的意图一致的情况下,因此,它不包括金融交易和实物交易,这些交易的目的或效果是交易量相互抵消。
可持续减排(SER)
SERs来自导致范围1(直接)和/或范围2(间接)温室气体排放(二氧化碳和甲烷)持续减少的行动或干预,如果没有采取干预措施,报告年度的温室气体排放量会更高。SER必须满足三个标准:如果采取具体措施减少了温室气体排放量,那么减少量必须是可量化的,而且预计将持续进行。从干预/行动开始起,应在12个月内报告减少。
调整后的EBIDA
调整后EBIDA是一种非公认会计准则的衡量标准,并被定义为当期损益,调整财务成本和与养老金和其他退休后福利和税收相关的净财务费用,税前库存持有收益或亏损,调整项目,«扣除利息及税项前,以及按相关RC基准计算的税项,并加回折旧、损耗及摊销(税前)及勘探开支撇销(扣除调整项目,税前)。英国石油公司认为,调整后的EBIDA对投资者是一个有用的指标,因为它是管理层密切跟踪的指标,以评估英国石油公司的经营业绩,并作出财务,战略和经营决策,因为它可以帮助投资者以管理层相同的方式,了解和评估英国石油公司经营业绩的基本趋势,在可比的基础上,一个时期。按国际财务报告准则基准计算的最接近等值计量为期内损益。期内损益与经调整EBIDA之对账载于第387页。
调整后的EBIDA每股复合年增长率(CAGR)
非公认会计原则。经调整每股EBIDA乃根据期末已发行股份计算。
调整后的EBITDA
调整后EBITDA是为英国石油公司的经营分部呈列的非公认会计准则,定义为重置成本(RC)的利息和税前利润,不包括净调整项目,加回折旧,损耗和摊销以及勘探核销(扣除调整项目)。按业务划分的经调整EBITDA是对客户及产品业务的经调整EBITDA的进一步分析。英国石油认为,按经营分部和业务披露调整后的息税前利润是有帮助的,因为它反映了分部如何衡量基本业务交付。根据国际财务报告准则,该分部最接近的等效计量是利息及税项前RC损益,这是英国石油公司根据国际财务报告准则要求就每个经营分部披露的损益计量。第354页和第388页提供了与公认会计原则信息的对账。
本集团之经调整EBITDA定义为扣除财务成本及与退休金及其他退休后福利有关之财务开支净额、调整除税前存货持有收益或亏损、调整除利息及除税前项目及加回折旧、损耗及摊销(除税前)及撇销勘探开支(扣除调整项目,除税前)前期间之损益。本集团按国际财务报告准则基准最接近的等值计量为期内损益。
我们无法为集团、战略主题或转型增长业务提供调整后EBITDA的前瞻性信息对账,因为如果没有不合理的努力,我们无法准确预测计算有意义的可比公认会计原则前瞻性财务指标所需的某些调整项目。这些项目包括库存持有收益或损失、调整项目和勘探支出核销,这些项目难以预先预测,以纳入公认会计原则估计。
调整项目
调整项目是英国石油单独披露的项目,因为它认为这些披露对投资者有意义且相关。管理层认为对本集团业绩的同期分析很重要的项目,并予以披露,以使投资者更好地了解及评估本集团报告的财务表现。调整项目包括出售业务和固定资产的损益、减值、环境和其他拨备、重组、整合和合理化成本、公允价值会计影响、墨西哥湾漏油相关成本和其他
项目.权益会计盈利内之调整项目乃按权益会计实体呈报之增量所得税扣除。调整项目用作对账调整,以得出相关RC损益及相关指标(非公认会计原则指标)。按分部和类型对调整项目的分析见第339页。于二零二一年之前,调整项目按两个不同类别呈报—非经营项目及公平值会计影响。
联想
集团对其有重大影响的实体,既不是集团的子公司,也不是集团的联合安排。重大影响力是参与被投资方的财务和经营政策决策的权力,但不是对这些政策的控制或共同控制。
生物能源生产
生物能源产量是指在所涉期间平均每天生产数千桶生物燃料,净收入为英国石油公司。这包括等效乙醇生产、用于电网出口的bp Bunge生物能源、沼气和精炼共处理以及独立氢化植物油(HVO)。
生物炼油厂
一个专门处理生物材料(包括废油和农作物废料)以生产生物燃料(如生物柴油和可持续航空燃料)的设施,这些生物燃料可根据客户的要求与其他组分(如碳氢化合物)在同一地点或相邻的码头和油罐混合。
蓝氢
由天然气重整或煤气化产生的氢,与CO2捕获和存储(CCS)。
已动用资本
非公认会计准则衡量标准。它被定义为总股本加上融资债务。
资本支出
集团现金流量表中所列的现金资本支出总额。营运分部及客户及产品业务的资本开支按相同基准列报。
我们销售的能源产品的碳强度
加权平均温室气体(CO2,甲烷,N2O) 每单位能量的排放量(CO克2e/MJ)能源产品销售额估计«和销售实物交易能源产品«. GHG排放量是在生命周期基础上估算的,涵盖了相关产品的生产提取、运输、加工、分销和使用(假设,如果能源产品是燃烧燃料,则产品完全化学计量燃烧为CO,2).
现金余额点
现金平衡点定义为本季度隐含的布伦特油价,该价格将导致不包括墨西哥湾漏油事件付款(假设本季度实际炼油标记利润率和Henry Hub天然气价格)和偿还贷款所得款项的经营现金流之和等于现金资本支出总额、租赁负债付款、支付股息和支付永久混合债券付款之和。
现金成本
现金成本是一种非公认会计原则的衡量标准,定义为生产和制造费用加上分销和管理费用,不包括被分类为调整项目的成本和可变成本,主要随数量变化(如运费)。其亦包括勘探地质及地球物理成本,该等成本计入集团收益表之勘探开支项目。管理层认为,现金成本是一种业绩衡量方法,为投资者提供有关公司财务业绩的有用信息,因为它认为这些费用是主要的运营和间接费用,最直接受他们控制,尽管它们也包括某些外汇和商品价格的影响。
嘉实多销售及其他营业收入
嘉实多销售额及其他营业收入是我们嘉实多业务产生的销售额及其他营业收入。
商品交易合同
BP参与地区和全球大宗商品交易市场,以管理、交易和对冲原油、成品油和天然石油
该集团在其制造业务中生产或消耗的天然气。该集团在其大宗商品交易业务中签订的合同范围如下。使用这些合同,再加上获得储存和运输能力的权利,该集团就可以获得地点、时间段和等级之间的有利定价差异。
交易所交易的商品衍生品
通常以期货和期权形式在公认的交易所交易的合约,如纽约商品交易所和洲际交易所。这类合约以标准规格进行交易,交易对象包括布伦特原油和西德克萨斯中质原油等主要标志原油;汽油和汽油等主要产品等级;以及天然气和电力。损益,或称为变动保证金,一般按日与有关交易所结算。这些合约用于原油、成品油、天然气和电力的交易和风险管理。为会计目的,交易所交易商品衍生品的已实现和未实现损益计入销售收入和其他营业收入。
场外交易(OTC)合约
通常以远期、掉期和期权形式存在的合约。其中一些合约在交易对手之间进行双边交易,或通过经纪商进行交易,其他合约可能由中央结算对手进行清算。这些合约既可用于交易,也可用于风险管理活动。场外交易合同的已实现和未实现损益包括在销售和其他营业收入中,以便于会计处理。许多品级的原油买卖使用标准合约,包括美国国内轻质低硫原油,俗称西德克萨斯中质油,以及标准北海原油混合原油--布伦特、Forties、Oseberg和Ekofisk(BFOE)。远期合约用于为炼油厂购买原油供应,以及营销和销售该集团的石油生产和精炼产品。这些合同通常包含标准的交割和结算条款。这些交易要求实物交付石油,随之而来的是运营和价格风险。然而,存在并不时使用各种手段,以现金而不是通过实物交付来清偿合同项下的债务。通过货物交付的实物结算BFOE合同还规定了标准容量和容差。
北美和英国的天然气和电力场外交易市场非常发达,在那里可以买卖大宗商品,在未来一段时间内交割。这些合同在双方之间进行谈判,以特定的价格购买和销售天然气和电力,并在未来的日期交付和结算。通常,这些合同规定了标的商品的交货条款。其中一些交易不是实物结算,因为它们可以通过处理相同地点和交货期的抵消性买卖合同进行净结算。这些合同包含标准条款,如交货点、定价机制、结算条款和商品规格。通常,数量、价格和期限(例如每日、每月和月余额)是主要的可变合同条款。
互换通常是双方之间交换现金流的合同义务。典型的掉期交易通常指浮动价格和固定价格,现金流的净差额已结算。期权赋予持有者在特定未来日期或之前以特定价格买卖原油、石油产品、天然气或电力的权利,但不是义务。这些衍生金融工具项下的金额于到期时结清。通常,净额结算协议被用来限制信贷敞口和支持流动性。
现货和定期合同
现货合约乃按取得存货所有权时交付日期或前后之市价购买或出售商品之合约。定期合同是指在商定的期限内定期购买或出售商品的合同。虽然现货和定期合同可能有一个标准格式,但没有到位的抵销机制。因此,该等交易导致实物交付,并带来运营和价格风险。现货和定期合同通常涉及为炼油厂购买原油、销售产品或第三方天然气,或向第三方销售集团的石油产品、石油产品或天然气产品。为会计目的,当所有权时,现货和定期销售额计入销售额和其他营业收入。
通行证。同样,为会计目的,现货和定期采购也包括在采购中。
合并调整-UPII
部门间交易产生的存货未实现利润。
便利毛利率
非公认会计原则。便利毛利率乃按客户及产品分部之除息税前RC溢利计算,惟不包括炼油及贸易及石化业务之除息税前RC溢利,及调整项目«(as为便利及交通业务获取便利及交通业务的基础RC溢利;减去嘉实多业务的息税前前RC溢利;加回折旧、损耗及摊销、生产及制造、分销及行政开支(不包括嘉实多);减去便利及交通业务(不包括嘉实多)股权会计实体的盈利以及零售燃料、下一代(如电气化)、航空、B2B和中游业务的毛利率。
便利、零售燃料和电气化毛利率
非公认会计原则。便利、零售燃料及电气化毛利率按客户及产品分部之息税前RC溢利计算,不包括炼油及贸易及石化业务之息税前RC溢利,以及调整项目«(as为便利及交通业务获取便利及交通业务的基础RC溢利;减去嘉实多业务的息税前前RC溢利;加回折旧、损耗及摊销、生产及制造、分销及行政开支(不包括嘉实多);减去便利和移动业务(不包括嘉实多)股权会计实体的盈利以及航空、B2B和中游业务的毛利率。便利和电气化毛利份额是便利和电气化毛利率与便利、零售燃料和电气化总毛利率的比率。
英国石油公司认为,披露便利性和电气化的利润份额是有帮助的,因为这一措施可以帮助投资者了解和评估我们在便利性增长和扩大下一代移动解决方案(如电气化)战略目标方面取得的进展。分子和分母最接近的GAAP衡量标准是客户和产品部门的利息和税前RC利润。第354页提供了与公认会计原则信息的核对。
为了方便和电气化,我们无法提供最接近GAAP指标的分子和分母的前瞻性信息,因为如果没有不合理的努力,我们无法准确预测计算有意义的可比GAAP前瞻性财务指标所需的某些调整项目。这些项目包括库存持有收益或损失,这是很难事先预测,以包括在公认会计原则估计。
累计现金成本降低
非公认会计原则。见上文的现金成本定义。二零二一年较二零一九年之累计现金成本减少(适用于董事薪酬表现计量)进一步界定为二零二一年退出率,减协定组合变动及直接支持增长之成本,以及与二零一九年基准相比直接支持增长之成本。
客户接触点
客户接触点是BP全球前院每天的零售客户交易量。这些交易包括涉及所有贸易渠道的燃料和/或便利的交易。
从开发可再生能源到最终投资决策(FID)
BP拥有股权份额(与股权份额成比例)的所有实体向FID开发的资产的总发电量。如果资产随后被出售,BP将继续记录FID开发的产能。如果BP股权份额增加,FID的开发产能将按比例增加,以增加BP在FID点持有股权的任何资产的份额。
撤资收益
出售收益按集团现金流量表计算。
股息率
就该年度宣布的四次季度股息的总和,占年终股价的百分比。
重置成本损益的有效税率
非公认会计原则。可换股债券损益之贸易回报率乃按可换股债券基准之税项除以除税前可换股债券损益计算。本集团之税项按本集团收益表所列税项计算,并就存货收益及亏损之税项作出调整。有关变动损益的资料载于下文。英国石油公司认为,披露RC损益的ETR是有帮助的,因为这一措施排除了价格变动对存货替换的影响,并允许在报告期之间进行更有意义的比较。根据国际财务报告准则基准,最接近的等效计量方法为本期损益中的ETR。第386页提供了与公认会计原则信息的对账。
电动汽车充电站/电动汽车充电站
定义为充电设备上的连接器数量,由BP或BP合资企业运营。
公允价值会计效应
对我们的IFRS损益进行非公认会计准则调整。它们反映了英国石油管理经济风险和内部计量某些活动表现的方式与根据国际财务报告准则计量这些活动的方式之间的差异。公平值会计影响计入调整项目。该等风险涉及本集团若干商品、利率及货币风险,详情如下。除下文所述者外,所述公平值会计影响于天然气及低碳能源及客户及产品分部呈报。
BP使用衍生品工具来管理与高于正常运营要求的原油、天然气和石油产品库存相关的经济风险敞口。根据《国际财务报告准则》,这些库存按历史成本入账。然而,相关衍生工具必须按公允价值入账,并在损益表中确认损益。这是因为对冲会计要么不被允许,要么不被遵循,主要是因为有效性测试要求不切实际。因此,与确认损益有关的计量差异就会出现。除可变现净值拨备外,这些存货的损益直到商品在下一个会计期间出售时才予以确认。相关衍生商品合约的损益自衍生商品合约订立之日起于损益表中确认,以公允价值为基准,采用与合约到期日一致的远期价格。
BP签订实物商品合同,以满足某些业务要求,例如为炼油厂购买原油或出售BP的天然气生产。根据《国际财务报告准则》,这些实物合约被视为衍生品,当它们作为更大的类似交易组合的一部分进行管理时,必须进行公允估值。产生的损益自衍生商品合同订立之日起在损益表中确认。
国际财务报告准则要求持有以供交易的存货使用期末现货价格按其公允价值入账,而任何相关衍生商品工具则须按与合约到期日一致的远期价格入账。根据市场情况,这些远期价格可能高于或低于现货价格,从而导致计量差异。
英国石油公司签订了管道和其他运输、储存能力、石油和天然气加工、液化天然气(LNG)以及某些天然气和电力合同,根据国际财务报告准则,这些合同按应计制记录。这些合同使用各种根据《国际财务报告准则》进行公允估值的衍生工具进行风险管理。这导致了与确认损益有关的计量差异。
英国石油管理上述经济风险和内部衡量业绩的方式与根据国际财务报告准则计量这些活动的方式不同。bp通过将IFRS结果与管理层的内部业绩衡量标准进行比较来计算合并实体的这一差异。根据管理层的内部业绩计量,有关存货、运输及产能合约按公允价值估值,使用期末现行的相关远期价格。衍生工具的公允价值
用于风险管理若干石油、天然气、电力及其他合约的工具,均递延以配合相关风险,而满足业务需求的商品合约按应计基础入账。我们认为,披露管理层对这一差异的估计为投资者提供了有用的信息,因为它使投资者能够看到这些活动的整体经济影响。
公允价值会计影响还包括液化天然气合同短期部分公允价值的变化,这些合同属于英国石油公司风险管理框架。液化天然气合同不被视为衍生品,因为市场流动性不足,因此根据《国际财务报告准则》应计入账。然而,石油和天然气衍生金融工具(用于风险管理液化天然气合同的近期部分)根据国际财务报告准则按公允价值计算。于天然气及低碳能源分部呈报之公平值会计影响,减少用于风险管理液化天然气合约之衍生金融工具与液化天然气合约本身之计量差异,因此更能反映各期间之表现。
此外,自二零二零年起,公平值会计影响包括本集团订立的衍生工具公平值变动,以管理与混合债券有关的货币风险及利率风险至其各自的首个赎回期。于二零二零年六月十七日发行的混合债券分类为股本工具,并于该日按其等值美元发行价值计入资产负债表。根据国际财务报告准则,该等权益工具不会按期间重新计量,且不符合应用对冲会计法的资格。然而,与混合债券有关的衍生工具须按公平值入账,并于收益表内确认按市价计算的收益及亏损。因此,与确认收益及亏损有关的计量差异出现。于其他业务及公司分部呈报之公平值会计影响,抵销该等衍生金融工具于收益表确认之公平值收益及亏损。我们认为,这更适当地反映了每个期间的风险管理活动的经济影响,从而更好地反映了业绩。
财务负债率
金融负债率的定义是金融债务与金融债务总额加上总股本的比率。
自由现金流
经营现金流量减投资活动所用现金净额及计入融资活动的租赁负债付款,于集团现金流量表呈列。适用于董事薪酬表现计量的自由现金流量(不包括Deepwater Horizon成本)定义为自由现金流量(不包括与墨西哥湾漏油事件有关的除税后经营现金流量),并就集团现金流量表内融资活动内呈报的其他所得款项及租赁债权人的变动作出调整。
负债和净债务
非GAAP措施。负债净额乃按资产负债表所示之财务负债,加上用以对冲与财务负债有关之外币汇兑及利率风险之相关衍生金融工具之公平值(已应用对冲会计法)减现金及现金等值项目计算。负债净额不包括应计利息,其于资产负债表内的其他应收款项及其他应付款项内呈报,相关现金流量于集团现金流量表内呈列为经营现金流量。负债负债乃指净债务与净债务总额加权益总额之比率。英国石油相信这些措施为投资者提供了有用的信息。净债务使投资者能够看到金融债务、相关对冲以及现金和现金等价物的经济影响。资本化使投资者能够看到净债务相对于总股本的重要性。衍生工具于资产负债表内“衍生金融工具”项下呈报。有关融资债务的信息见财务报表—附注26,这是根据国际财务报告准则与净债务最接近的等效计量。根据国际财务报告准则,与资本负债率最接近的公认会计原则计量是融资负债比率。
我们无法就净债务或债务融资负债和总权益提出前瞻性信息的对账,因为如果没有不合理的努力,我们无法准确预测,
调整项目,以提出有意义的可比公认会计原则前瞻性财务措施。这些项目包括与融资债务、现金和现金等价物有关的公允价值资产(负债),这些资产难以预先预测,以纳入公认会计原则估计。
包括租赁的负债和包括租赁的净债务
非公认会计准则衡量标准。包括租赁在内的净债务按净债务加租赁负债减去代表联合经营签订的租赁相关的合作伙伴应收账款和应付款净额计算。包括租赁在内的杠杆率被定义为包括租赁在内的净债务与包括租赁在内的净债务总额加上总股本的比率。BP认为,这些措施为投资者提供了有用的信息,因为它们使投资者能够了解该集团租赁组合对净债务和杠杆率的影响。关于融资债务的信息见财务报表--附注26,融资债务是按国际财务报告准则计算的最接近净债务(包括租赁)的等值计量。在国际财务报告准则的基础上,与包括租赁在内的杠杆率最接近的GAAP衡量标准是融资债务比率。341页提供了与公认会计准则信息的对账。
绿色氢气
利用可再生能源电解水制得的氢气。
灰氢
通过天然气或煤炭生产,不含CCUS。
碳氢化合物
液体和天然气。天然气转换为油当量的价格为58亿立方英尺=100万桶。
无机资本支出
以现金为基础的资本支出的子集,是非公认会计准则的衡量标准。无机资本开支包括业务合并的代价及本集团作出的若干其他重大投资。它是以现金为基础报告的。BP认为,这一措施提供了有用的信息,因为它允许投资者了解BP管理层如何将资金投资于通过收购扩大集团活动的项目。国际财务报告准则基础上最接近的等值计量是现金基础上的资本支出。338页提供了更多信息以及与公认会计准则信息的对账。
库存持有损益
存货持有收益及亏损乃根据国际财务报告准则溢利(亏损)作出的非公认会计准则调整,代表:
a.以存货重置成本计算的销售成本与以先进先出法计算的销售成本(经调整拨备变动后,存货可变现净值低于其成本)之间的差额。根据先进先出法(我们用于国际财务报告准则(交易存货除外)的存货报告),计入收益表的存货成本乃基于其历史采购或制造成本,而非其重置成本。在动荡的能源市场,这可能对报告的收入产生严重扭曲影响。披露为存货持有收益及亏损的金额指按先进先出法在损益表中的存货支出(经调整可变现净值拨备的任何相关变动后)与根据存货重置成本而产生的支出之间的差额。为此目的,库存重置成本是利用每个业务的生产和制造系统的数据计算的,或按月计算,或在系统允许这种方法的情况下,为每一交易单独计算;
b.与某些不受价格风险管理的交易库存有关的调整,这些库存与维持基本业务活动所需的最低库存量有关。这一调整是指在此期间,在逐个等级的基础上,存货因价格而出现的公允价值变动。这是从每个业务的库存管理系统按月使用这些库存的离散月度市场价格变动计算得出的。
披露的金额没有在财务报表中作为损益单独反映。不对作为交易头寸的一部分持有的存货的成本以及价格风险管理的某些其他临时存货头寸的成本进行调整。重置成本(RC)损益定义见下文。
联合安排
两方或多方共同控制的一种安排。
联合控制
合同约定的对安排的控制权分享,只有在有关活动的决定需要分享控制权的各方一致同意的情况下才存在。
联合作战
一种共同安排,根据该安排,共同控制该安排的各方对与该安排有关的资产有权利,对债务有义务。
合资企业
一种共同安排,根据该安排,对该安排拥有共同控制权的各方有权获得该安排的净资产。
液体
由原油、凝析油和天然气液体组成。对于石油生产和运营部门,它还包括沥青。
液化天然气投资组合
LNG投资组合指的是BP集团的LNG权益产量加上额外的长期商家LNG产量。
液化天然气列车
LNG列车是用于液化和提纯LNG形成过程中的天然气的加工设施。
低碳能源/低碳技术
低碳(可再生)电力;生物能源;电气化;未来的移动解决方案;碳捕获、使用和储存(CCUS);蓝色或绿色氢气«;以及低碳产品的贸易。请注意,虽然有一些重叠,但这些术语并不意味着BP的战略重点领域低碳能源或我们的低碳能源子部门,在天然气和低碳能源部门报告。
低碳投资/低碳能源投资/低碳投资
低碳能源的资本支出«或投资于低碳能源的技术,或通过BP Ventures和Launchpad提供的技术。
低碳和其他能源转型活动
上述低碳能源/技术,以及便利性;燃气和电力一体化;BP Ventures和Launchpad。
重大项目
BP净投资至少2.5亿美元,或被认为对BP具有战略重要性或高度复杂。
保证金份额,方便和电气化
非公认会计原则。便利和电气化毛利份额是便利和电气化毛利率与便利、零售燃料和电气化总毛利率的比率。参见上文便利、零售燃料和电气化毛利率定义。
营运现金流
集团现金流量表所列经营活动所提供(用于)的现金净额。当在一个部门而不是集团的背景下使用时,这些术语指的是该部门在其中的份额。
运营管理系统(OMS)
BP的OMS通过制定BP的良好运营实践原则来帮助我们管理运营活动中的风险。它将BP对健康、安全、安保、环境、社会责任和运营可靠性的要求,以及相关问题,如维护、承包商关系和组织学习,整合到一个共同的管理系统中。
有机资本支出
非公认会计原则。有机资本开支包括以现金为基准的资本开支减无机资本开支。英国石油公司认为,这项措施提供了有用的信息,因为它让投资者了解英国石油公司管理层如何投资于发展和维护集团的资产。根据国际财务报告准则,最接近的等效计量是按现金法计算的资本开支。按分部和地区划分的有机资本支出分析以及与公认会计原则信息的对账见第338页。
我们无法提供有机资本支出的前瞻性信息与现金资本支出总额的对账,因为如果没有不合理的努力,我们无法准确预测难以提前预测的调整项目无机资本支出,以便得出最接近的GAAP估计。
生产分享协议/合同(PSA/PSC)
石油和天然气公司承担勘探、开发和生产的风险和成本的安排。作为回报,如果勘探成功,石油公司有权获得不同体积的碳氢化合物,即收回所发生的成本和回收这种成本后剩余产量的规定份额。
快速充电/快速充电
快速充电包括50kW及150kW以下的电动汽车充电。
实现
变现是将碳氢化合物销售产生的收入(不包括为转售而购买的收入和特许权使用费收入)除以产生碳氢化合物生产量的收入而产生的结果。碳氢化合物生产的收入反映了BP在产量中的份额,该份额根据任何不产生收入的生产进行了调整。调整可能包括收缩造成的损失、加工过程中消耗的数量以及合同或监管机构承诺的数量,如特许权使用费。对于天然气和低碳能源以及石油生产和运营部门,实现包括企业之间的转移。
炼油利用率
代表所罗门联营公司对BP运营的炼油厂的运营可用性,定义为减去由于周转活动和所有计划的机械、工艺和监管停机而损失的年化时间后,一个装置可用于加工的一年的百分比。
细化标记边距(RMM)
BP在每个地区的原油炼油能力加权的地区指标利润率的平均值。每个地区的基准利润率基于产品收益率和被认为适合该地区的基准原油。地区指标利润率可能不能代表BP在任何时期实现的利润率,因为BP特殊的炼油厂配置以及原油和成品油板岩。
重置成本(RC)损益/BP股东应占RC损益
反映当期出售的库存的重置成本,计算为BP股东应占利润或亏损,扣除库存持有损益(税后净额)。集团的RC利润或亏损不是公认的GAAP衡量标准。BP认为,这一措施有助于向投资者说明,原油和成品油价格在不同时期可能会有很大差异,而且根据国际财务报告准则,这对我们报告的结果可能会产生重大影响。由于价格的变化以及基本库存水平的变化,库存持有量的损益在不同时期有所不同。为了让投资者了解剔除价格变动对库存替换的影响后集团的经营业绩,并对不同报告期的经营业绩进行比较,BP管理层认为披露这一指标是有帮助的。在国际财务报告准则的基础上,最接近的等值衡量标准是BP股东应占利润或亏损。见财务报表--附注4。第386页提供了与公认会计准则信息的对账。
可再生能源管道
满足以下标准的可再生项目,直到它们可以被视为开发到FID:
已获得土地专有权的基于现场的项目,或已向交易对手提出报价的基于PPA的项目,或已满足资格预审标准的拍卖项目,或已接受具有约束力的报价后的收购项目。
储量替换率
年产量被已探明储量取代的程度增加了我们的储备基础。这一比率以石油当量表示,包括因发现、采收率提高和延期以及对先前估计数的修订而产生的变化,但不包括收购和处置所产生的变化。
零售网站
零售网站包括由经销商、批发商、特许经营商或品牌许可人或合资企业(JV)合作伙伴以BP品牌运营的网站。随着它们的燃料供应协议或品牌许可协议到期,并在正常业务过程中重新谈判,这些公司可能会进出BP品牌。零售网站主要是有品牌的英国石油公司, 阿尔科, 阿莫科, 咸鱼和桑顿,还包括通过Jio—bp合资公司在印度的站点。
成长型市场中的零售网站
这些零售网站是BP品牌或与我们在中国、墨西哥和印度尼西亚的合作伙伴联合品牌,还包括通过我们的Jio-BP合资公司在印度的网站。
平均已动用资本回报率
非公认会计准则衡量标准。平均已动用资本回报率(ROACE)定义为基本重置成本利润,定义为经调整后的BP股东应占损益、调整项目及相关税项的库存持有损益及调整项目总税项,扣除税项后的非控股权益及利息支出净额除以集团资产负债表所列期间的总股本及财务债务的期初及期末结余的平均数,不包括现金及现金等价物及商誉。利息支出为集团损益表上列报的财务成本,不包括租赁利息和拨备及其他应付税前款项折价的解除。BP认为,披露ROACE是有帮助的,因为这一指标表明了公司的资本效率。分子和分母最近的GAAP指标分别是BP股东当期应占损益和总股本。分子和分母的对账在第387页提供。
我们无法提供ROACE分子和分母的最接近公认会计原则措施的前瞻性信息,因为如果没有不合理的努力,我们无法准确预测计算有意义的可比公认会计原则前瞻性财务措施所需的某些调整项目。这些项目包括库存持有收益或损失以及扣除税后利息,这些项目很难事先预测,以便纳入公认会计原则估计。
战略便利站点
战略便利站点是英国石油公司旗下的零售站点,销售BP品牌的汽车能源,并经营其中一个战略便利品牌(如M & S、Thorntons、Rewe to Go)。为了被视为一个战略性的便利品牌,便利产品应在其经营的市场中具有明显的差异化水平。战略便利站点数量包括处于试验阶段的站点,但不包括增长市场的站点。
子公司
由BP组控制的实体。当投资者面临或有权从与被投资人的参与中获得可变回报,并有能力通过其对被投资人的权力影响这些回报时,被投资人的控制权就存在。
盈余现金流
盈余现金流是一种非GAAP衡量标准,指的是在达到350亿美元净债务目标后,现金来源超过现金使用的净盈余。现金来源包括经营活动提供的现金净额、投资活动提供的现金及涉及非控股权益交易的现金收入。现金使用包括租赁
负债付款、永久混合债券付款、已付股息、现金资本开支、股份回购以抵销雇员股份计划项下奖励归属摊薄的现金成本、涉及非控股权益交易的现金付款以及简明集团现金流量表所呈列与现金及现金等价物有关的货币换算差额。现金来源及现金用途的组成部分载于第341页。
技术服务合同(TSC)
技术服务合同是石油天然气公司承担勘探、开发和生产风险和成本的一种安排。作为回报,石油和天然气公司有权获得不同体积的碳氢化合物,这意味着收回了所发生的成本,并获得了反映油田增加产量的利润率。
第1级和第2级过程安全事件
第1级事件是指造成最严重后果的过程造成的主要围堵损失--对劳动力造成伤害、火灾或爆炸对设备造成的损坏、社区影响或超出规定的数量。二级事件是那些影响较小的事件。这些代表在BP运营HSSE报告范围内发生的报告事件。这一边界包括英国石油公司自己运营的设施和某些其他地点或情况。
致密油气
天然油气藏封闭在低渗透的坚硬砂岩中,使地下地层异常致密。
交易电力
交易电力指实际交付电力的销售数据。
转型和低碳投资
低碳或其他能源转型活动的资本支出«.
英国国家平衡点
一个虚拟的交易地点,用于销售、购买和交换英国天然气。它是洲际交易所天然气期货合约的定价和交割点。
超快/超快充电
电动汽车充电大于或等于150kW。
非常规项目
在大面积的地理聚集中发现的资源,通常会给开发带来额外的挑战,如低渗透率或高粘度。例如页岩气和石油、煤层气、天然气水合物和天然沥青矿藏。这些通常需要专门的开采技术,如水力压裂或注汽。
基础有效税率(ETR)
非公认会计准则衡量标准。相关ETR的计算方法为按相关重置成本(RC)除以相关RC税前利润或亏损。本集团以基本应课税制为基准的税项按集团损益表所列税项计算,经存货持有损益税项及调整项目总税项调整后计算。有关基本RC损益的资料提供如下。按营运分部呈列的基础风险基准计算的税项,是透过按基础风险基准将税项分配至各分部而计算。BP认为,披露相关ETR是有帮助的,因为这一衡量标准可能有助于投资者以与管理层相同的方式,在可比基础上逐期了解和评估BP运营业绩的基本趋势。按基础RC基准和基础ETR计税均为非公认会计原则计量。在国际财务报告准则的基础上,最接近的等值计量是该期间的损益ETR。
我们无法就相关ETR的前瞻性信息与该期间损益的ETR进行对账,因为如果没有不合理的努力,我们无法准确预测提出有意义的可比GAAP前瞻性财务指标所需的某些调整项目。这些项目包括对库存持有损益和调整项目的征税,这些项目很难预先预测,以便纳入公认会计准则估计数。386页提供了与公认会计准则信息的对账。
基础生产
在我们的生产分享协议(PSA)中,根据收购和撤资以及权利影响进行调整后的产量。与2020年相比,2021年的基本产量是根据我们的生产分享协议/合同和技术服务合同中的收购和撤资、削减以及权利影响进行调整后的产量。
基本重置成本(RC)利润或亏损/BP股东应占基本RC利润或亏损
非公认会计准则衡量标准。RC损益«(定义见上)扣除净调整项目及相关税项后。有关调整项目的额外资料,请参阅第339页,这些调整项目用于计算基本RC损益,以便全面了解这些项目及其财务影响。基本RC息税前利润或亏损 就经营分部或客户及产品业务而言,业务按RC损益(定义见上文)计算,包括经营分部的非控股权益应占息税前损益,但不包括各经营分部或业务的净调整项目。
BP相信潜在的RC损益对投资者来说是一项有用的指标,因为它是管理层密切跟踪的一项指标,用于评估BP的经营业绩并做出财务、战略和经营决策,还因为它可能有助于投资者以与管理层相同的方式,通过调整这些调整项目的影响,在可比基础上逐期了解和评估BP运营业绩的潜在趋势。在国际财务报告准则的基础上,该集团最接近的等值计量是BP股东应占利润或亏损。按国际财务报告准则对分部和业务进行的最接近的等值计量是未计利息和税项前的注册资本利润或亏损。386页为集团提供了与公认会计准则信息的对账,第41-50页提供了分部的对账。
基本重置成本(RC)每股盈利或亏损
非公认会计准则衡量标准。每股盈利定义为财务报表-附注10。基本每股普通股盈利或亏损采用与综合财务报表定义的每股盈利相同的分母计算。使用的分子是英国石油公司股东应占的潜在RC利润或亏损,而不是英国石油公司股东应占利润或亏损。美国存托股份每个潜在的RC利润或亏损 除分母经调整以反映一股美国存托股份相当于六股普通股外,按上文概述的相关注册资本每股盈利或亏损计算。BP认为,披露基本的每股和每美国存托股份的RC损益是有帮助的,因为这些衡量标准可能有助于投资者像管理人员一样,在可比基础上逐期了解和评估BP运营业绩的基本趋势。在国际财务报告准则的基础上,最接近的等值计量是基于BP股东当期应占损益的基本每股收益。386页提供了与公认会计准则信息的对账。
上游
上游包括天然气和低碳能源以及石油生产和运营部门的石油和天然气气田开发和生产。提到上游时,不包括俄罗斯石油公司。
上游/碳氢化合物工厂的可靠性
bp运行的上游电厂可靠性的计算方法是100%减去总计划外电厂延期量除以已安装生产能力的比率,不包括未运行的资产和bpx能源。计划外的工厂延期作业与上部工厂以及适用的水下设备(不包括油井和储层)有关。计划外的工厂延期包括故障,其中不包括墨西哥湾天气相关的停机时间。
上游单位生产成本
上游单位生产成本的计算方法是生产成本除以生产单位。生产成本不包括从价税和遣散费。生产单位是液体桶和数千立方英尺天然气。披露的金额仅针对BP子公司,不包括BP在股权会计实体中的份额。
西德克萨斯中质油(WTI)
一种轻质低硫原油,在俄克拉荷马州库欣定价,是在美国购买石油的基准价格。
营运资本
集团现金流量表所列存货及其他流动及非流动资产及负债的变动。
商标
BP集团的商标在本报告中随处可见。它们包括:
Aral,Aral Pulse,BP,BP Pulse,嘉实,嘉实,Amoco,Thornton
商标:
亚马逊网络服务-亚马逊公司的商标
REWE TO GO-REWE的注册商标。
非公认会计准则衡量对账
将该期间的损益与基本的RC损益进行核对«
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | 2017 |
本年度BP股东应占利润(亏损) | | 7,565 | | (20,305) | | 4,026 | | 9,383 | | 3,389 | |
库存持有(收益)损失«,税前 | | (3,655) | | 2,868 | | (667) | | 801 | | (853) | |
存货持有损益的税费(抵免) | | 829 | | (667) | | 156 | | (198) | | 225 | |
RC利润(亏损)«这一年的 | | 4,739 | | (18,104) | | 3,515 | | 9,986 | | 2,761 | |
调整项目的净(有利)不利影响«,税前 | | 8,697 | | 16,649 | | 8,263 | | 3,380 | | 3,730 | |
调整项目的税项支出(抵免)及若干外汇对本集团本期税项支出的影响 | | (621) | | (4,235) | | (1,788) | | (643) | | (325) | |
本年度基本RC利润或亏损 | | 12,815 | | (5,690) | | 9,990 | | 12,723 | | 6,166 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
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| | | | | | |
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每股普通股基本盈利与每股相关RC溢利的对账«
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 每股普通股--美分 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | | |
本年度的利润(亏损)a | | 37.57 | | (100.42) | | 19.84 | | | |
库存持有(收益)损失«,税前 | | (18.16) | | 14.18 | | (3.29) | | | |
存货持有损益的税费(抵免) | | 4.12 | | (3.29) | | 0.77 | | | |
| | 23.53 | | (89.53) | | 17.32 | | | |
调整项目的净(有利)不利影响«,税前 | | 43.21 | | 82.33 | | 40.73 | | | |
调整项目的税费(抵免) | | (3.09) | | (20.94) | | (8.81) | | | |
本年度基本RC溢利 | | 63.65 | | (28.14) | | 49.24 | | | |
a 英国石油公司股东应占溢利。
有效税率(ETR)与RC损益和基础ETR的对账«
税收(收费)抵免
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | | |
年内损益之税项 | | (6,740) | | 4,159 | | (3,964) | | | |
根据库存持有损益的税收进行调整 | | (829) | | 667 | | (156) | | | |
按应课税品利润或亏损计算的税项 | | (5,911) | | 3,492 | | (3,808) | | | |
就调整项目的税项及本集团本期税项支出的若干外汇影响作出调整 | | 621 | | 4,235 | | 1,788 | | | |
| | | | | | |
按基本注册中心课税 | | (6,532) | | (743) | | (5,596) | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
实际税率
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | % |
| | 2021 | 2020 | 2019 | | |
年内损益的ETR | | 44 | | 17 | | 49 | | | |
根据库存持有损益进行调整 | | 7 | | (1) | | 2 | | | |
关于RC损益的ETR | | 51 | | 16 | | 51 | | | |
就调整项目及若干外汇对本集团本期税项支出的影响作出调整 | | (19) | | (30) | | (15) | | | |
| | | | | | |
基础ETR | | 32 | | (14) | | 36 | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
386 | | bp年报及表格20—F 2021 | | « 见术语表 |
平均资本回报率(ROACE)«
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 百万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | 2017 |
本年度BP股东应占利润(亏损) | | 7,565 | | (20,305) | | 4,026 | | 9,383 | | 3,389 | |
库存持有(收益)损失«,税后净额 | | (2,826) | | 2,201 | | (511) | | 603 | | (628) | |
调整项目«,税后 | | 8,076 | | 12,414 | | 6,475 | | 2,737 | | 3,405 | |
潜在RC利润 | | 12,815 | | (5,690) | | 9,990 | | 12,723 | | 6,166 | |
| | | | | | |
利息支出a | | 1,322 | | 1,808 | | 2,032 | | 1,779 | | 1,421 | |
利息支出课税b | | (195) | | (406) | | (288) | | (196) | | (497) | |
非控股权益(NCI) | | 922 | | (424) | | 164 | | 195 | | 79 | |
| | 14,864 | | (4,712) | | 11,898 | | 14,501 | | 7,169 | |
总股本 | | 90,439 | | 85,568 | | 100,708 | | 101,548 | | 100,404 | |
融资债务 | | 61,176 | | 72,664 | | 67,724 | | 65,132 | | 62,574 | |
已动用资本(2021年平均为1549.24亿美元) | | 151,615 | | 158,232 | | 168,432 | | 166,680 | | 162,978 | |
减值:商誉 | | 12,373 | | 12,480 | | 11,868 | | 12,204 | | 11,551 | |
现金和现金等价物 | | 30,681 | | 31,111 | | 22,472 | | 22,468 | | 25,586 | |
| | 108,561 | | 114,641 | | 134,092 | | 132,008 | | 125,841 | |
平均使用资本,不包括商誉和现金及现金等价物 | | 111,601 | | 124,367 | | 133,050 | | 128,925 | | 122,836 | |
ROACE | | 13.3 | % | (3.8) | % | 8.9 | % | 11.2 | % | 5.8 | % |
a集团损益表中报告的财务成本为28.57亿美元(2020年为31.15亿美元,2019年为34.89亿美元,2018年为25.28亿美元,2017年为20.74亿美元)。利息支出是不包括租赁利息的财务成本3.06亿美元(2020年为3.5亿美元,2019年为3.83亿美元),拨备和其他应付款项的贴现解除为8.9亿美元(2020年为9.57亿美元,2019年为10.74亿美元,2018年为7.49亿美元,2017年为6.53亿美元),2021年与融资成本相关的其他调整项目为3.39亿美元。2018年和2017年,在IFRS 16实施之前,利息支出分别包括5100万美元和5700万美元的租赁利息。
b2017年,名义税假设为35%。
调整后的EBIDA«
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
当期利润(亏损) | | 8,487 | | (20,729) | | 4,190 | |
融资成本 | | 2,857 | | 3,115 | | 3,489 | |
与养恤金和其他退休后福利有关的财务(收入)支出净额 | | (2) | | 33 | | 63 | |
税收 | | 6,740 | | (4,159) | | 3,964 | |
息税前利润(亏损) | | 18,082 | | (21,740) | | 11,706 | |
库存持有(收益)税前亏损 | | (3,655) | | 2,868 | | (667) | |
| | 14,427 | | (18,872) | | 11,039 | |
利息和税前调整项目的净(有利)不利影响 | | 7,915 | | 16,024 | | 7,752 | |
| | 22,342 | | (2,848) | | 18,791 | |
按基本注册中心课税a | | (6,532) | | (743) | | (5,596) | |
| | 15,810 | | (3,591) | | 13,195 | |
添加回: | | | | |
折旧、损耗和摊销 | | 14,805 | | 14,889 | | 17,780 | |
核销的勘探支出,扣除调整项目后的净额b | | 168 | | 7,946 | | 631 | |
调整后的EBIDA | | 30,783 | | 19,244 | | 31,606 | |
a第384页词汇表中的基础ETR下包含了以基础RC为基础的税收的定义。
b2021年和2019年没有调整项目。2020年,勘探支出核销99.2亿美元,其中调整项目19.74亿美元。
| | | | | | | | | | | | | | |
« 见术语表 | | bp年报及表格20—F 2021 | | 387 |
RC息税前利润与调整后EBITDA的对账«
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2500万美元 |
| | 2021 | 2020 | 2019 |
天然气和低碳能源 | | | | |
利息及税项前RC溢利(亏损) | | 2,133 | | (7,068) | | 2,945 | |
减去:调整项目的净有利(不利)影响« | | (5,395) | | (7,757) | | (503) | |
基本RC息税前利润(亏损)« | | 7,528 | | 689 | | 3,448 | |
加回:折旧、损耗和摊销 | | 4,464 | | 3,457 | | 5,146 | |
勘探核销,扣除调整项目a | | 43 | | 1,068 | | 340 | |
调整后的EBITDA | | 12,035 | | 5,214 | | 8,934 | |
| | | | |
石油生产经营 | | | | |
利息及税项前RC溢利(亏损) | | 10,501 | | (14,583) | | 1,049 | |
减去:调整项目的净有利(不利)影响 | | 209 | | (8,695) | | (6,616) | |
基本RC息税前利润(亏损) | | 10,292 | | (5,888) | | 7,665 | |
加回:折旧、损耗和摊销 | | 6,528 | | 7,787 | | 9,166 | |
勘探核销,扣除调整项目b | | 125 | | 6,878 | | 291 | |
调整后的EBITDA | | 16,945 | | 8,777 | | 17,122 | |
a2020年不包括6.73亿美元的核销,该核销已归入调整项目的“其他”类别。
b2020年不包括已归入“其他”调整项目类别的13.01亿美元的核销。
载于第81—115页、第116页(仅以灰色显示之薪酬委员会报告)、第254—281页及第337—388页之董事会报告已获董事会批准,并由Ben J. S.代表董事会签署。于二零二二年三月十八日起担任公司秘书。
BP P.L.C.
在英格兰及威尔斯注册编号:102498
| | | | | | | | | | | | | | |
388 | | bp年报及表格20—F 2021 | | « 见术语表 |
签名
注册人特此证明,它符合提交20-F表格的所有要求,并已正式安排并授权以下签署人代表其签署本年度报告。
BP P.L.C.
(注册人)
/S/本·J.S·马修斯
公司秘书
2022年3月18日
对照表格20-F
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 页面 |
第1项。 | | | | 董事、高级管理人员和顾问的身份 | | 不适用 |
第二项。 | | | | 优惠统计数据和预期时间表 | | 不适用 |
第三项。 | | | | 关键信息 | | |
| | A. | | [已保留] | | 不适用 |
| | B. | | 资本化和负债化 | | 不适用 |
| | C. | | 提供和使用收益的原因 | | 不适用 |
| | D. | | 风险因素 | | 76-79 |
第四项。 | | | | 关于公司的信息 | | |
| | A. | | 公司的历史与发展 | | 3, 36, 37-50, 198-200, 205, 211, 213-217, 344-355, 371, 391 |
| | B. | | 业务概述 | | 3, 8-11, 12-17, 19, 23, 29, 37-50, 200-204, 344-352, 354-355, 356-360, 365 |
| | C. | | 组织结构 | | 252, 391 |
| | D. | | 财产、厂房和设备 | | 26, 46-50, 210-211, 279-281, 343, 344-355, 361 |
项目4A。 | | | | 未解决的员工意见 | | 无 |
第五项。 | | | | 经营与财务回顾与展望 | | |
| | A. | | 经营业绩 | | 3, 8-11, 12-15, 19, 23, 29, 37-50, 213-217, 226, 228-241, 355, 360-361 |
| | B. | | 流动资金和资本资源 | | 176-177, 211, 226-227, 228-241, 342-343 |
| | C. | | 研发、专利和许可证 | | 204, 363 |
| | D. | | 趋势信息 | | 3, 8-17, 19, 23, 29, 37-50, 342-355 |
| | E. | | 关键会计估计 | | 不适用 |
| | | | | | |
| | | | | | |
第六项。 | | | | 董事、高级管理人员和员工 | | |
| | A. | | 董事和高级管理人员 | | 84-89 |
| | B. | | 补偿 | | 116-141, 219-225, 250-251 |
| | C. | | 董事会惯例 | | 84-87, 107-113, 116-117 |
| | D. | | 员工 | | 71-72, 251 |
| | E. | | 股份所有权 | | 72, 116-141, 219-225, 250 |
第7项。 | | | | 大股东和关联方交易 | | |
| | A. | | 大股东 | | 370-371 |
| | B. | | 关联方交易 | | 213-217, 361 |
| | C. | | 专家和律师的利益 | | 不适用 |
第八项。 | | | | 财务信息 | | |
| | A. | | 合并报表和其他财务信息 | | 166-281, 368 |
| | B. | | 重大变化 | | 253 |
第九项。 | | | | 报价和挂牌 | | |
| | A. | | 优惠和上市详情 | | 368 |
| | B. | | 配送计划 | | 不适用 |
| | C. | | 市场 | | 368 |
| | D. | | 出售股东 | | 不适用 |
| | E. | | 稀释 | | 不适用 |
| | F. | | 发行债券的开支 | | 不适用 |
第10项。 | | | | 附加信息 | | |
| | A. | | 股本 | | 不适用 |
| | B. | | 组织章程大纲及章程细则 | | 371-373 |
| | C. | | 材料合同 | | 361 |
| | D. | | 外汇管制 | | 368 |
| | E. | | 税收 | | 368-370 |
| | F. | | 股息和支付代理人 | | 不适用 |
| | G. | | 专家的发言 | | 不适用 |
| | H. | | 展出的文件 | | 375 |
| | I. | | 附属信息 | | 不适用 |
第11项。 | | | | 关于市场风险的定量和定性披露 | | 228-233 |
第12项。 | | | | 股本证券以外的证券的说明 | | |
| | A. | | 债务证券 | | 不适用 |
| | B. | | 认股权证和权利 | | 不适用 |
| | C. | | 其他证券 | | 不适用 |
| | D. | | 美国存托股份 | | 375 |
第13项。 | | | | 违约、拖欠股息和拖欠股息 | | 无 |
第14项。 | | | | 对担保持有人权利和收益使用的实质性修改 | | 无 |
第15项。 | | | | 控制和程序 | | 172, 362 |
项目16A。 | | | | 审计委员会财务专家 | | 86, 107 |
项目16B。 | | | | 道德守则 | | 362 |
项目16C。 | | | | 首席会计师费用及服务 | | 110-111, 251, 362-363 |
项目16D。 | | | | 对审计委员会的上市标准的豁免 | | 不适用 |
项目16E。 | | | | 发行人及关联购买人购买股权证券 | | 374 |
项目16F。 | | | | 更改注册人的认证会计师 | | 不适用 |
项目16G。 | | | | 公司治理 | | 361-362 |
第17项。 | | | | 财务报表 | | 不适用 |
第18项。 | | | | 财务报表 | | 172-281 |
第19项。 | | | | 陈列品 | | 391 |
有关此报告的信息
本文件构成英国石油公司根据英国要求的年度报告和账目,以及根据1934年美国证券交易法的20—F表格的年度报告。截至二零二一年十二月三十一日止年度。表格20—F要求的交叉参考见第390页。
本文件包括封面封面内及第1至80页之策略报告,以及第81至115页、第116页(仅部分)、第254至281页及第337至388页之董事报告。战略报告和董事报告一起包括英国金融行为监管局披露指南和透明度规则DTR 4.1要求的管理报告。董事薪酬报告载于第116至141页。本集团之综合财务报表载于第145至253页,而核数师之相应报告载于第166至172页。
bp年报及表格20—F 2021可从以下地址下载BP.com/annualreport.英国石油公司网站上没有任何材料,除了被标识为英国石油公司的项目外, 年报和表格20—F 2021,构成本文档的任何部分。本文档中引用了BP网站上的其他文件,如英国石油公司能源展望, BP净零野心报告, 英国石油公司可持续发展报告和BP Statistical Review的世界能源作为定位的辅助工具而包括在内,并未通过引用并入本文档中。
BP P.L.C.是BP集团公司的母公司。该公司于1909年在英格兰和威尔士成立,并更名为英国石油公司。在2001年。我们指的是该公司,指的是英国石油公司。该公司及其每一家子公司«是独立的法律实体。除另有说明或上下文另有要求外,为方便起见,本报告使用术语“BP”或“BP”以及诸如“我们”、“我们”和“我们的”等术语来指代BP集团的一个或多个成员,而不是确定一个或多个特定实体。本文件中的信息反映了公司及其子公司在所述日期或期间合并的100%资产和业务,包括非控股权益。
该公司的主要股票上市是伦敦证券交易所。在美国,该公司的证券在纽约证券交易所(NYSE)以美国存托凭证(ADS)的形式交易(详见第368页),在德国以全球存托凭证的形式交易,代表在法兰克福、汉堡和杜塞尔多夫证券交易所交易的bp普通股。
除文意另有所指外,本报告中的“股东”一词是指英国石油公司股权资本的直接和间接投资者。由于该公司的股票以美国存托凭证的形式在纽约证券交易所上市,美国证券交易委员会将提交一份20-F表格的年度报告。普通股是英国石油公司的普通股全额缴足股款。每个25美分。优先股是英国石油公司的累计第一优先股和累计第二优先股。各1 GB。
| | | | | |
注册办事处及 我们的全球总部: BP P.L.C. 圣詹姆斯广场1号 伦敦SW1Y 4PD 英国 电话:+44(0)20 7496 4000 | 我们在美国的代理:
英国石油美国公司 西湖公园大道501号 德克萨斯州休斯顿,邮编77079 我们 电话:+12813662000 |
在英格兰及威尔士注册编号102498。 伦敦证券交易所代码‘BP.’ |
陈列品
以下文件已在美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)EDGAR系统中提交,作为本Form 20-F年度报告的一部分,并可在美国证券交易委员会的网站上查看。
| | | | | | | | |
附件1 | | BP P.L.C.*†的组织备忘录和章程 |
附件2 | | 根据1934年《证券交易法》第12节登记的每一类证券的权利说明† |
附件4.1 | | BP执行董事激励计划**† |
附件4.4 | | B Looney董事服务协议 * † |
附件4.7 | | M Auchincloss的董事服务合同** † |
附件:4.10 | | 2015年BP股票奖励计划*† |
附件8 | | 附属公司(包括于财务报表附注36) |
附件11 | | 道德准则*† |
附件12 | | 规则13a-14(A)认证† |
附件13 | | 规则13a-14(B)证书#† |
附件15.1 | | DeGolyer和MacNaughton的同意 |
附件15.2 | | DeGolyer和MacNaughton的报告 |
附件15.3 | | 荷兰苏厄尔律师事务所†同意书 |
附件15.4 | | 荷兰苏厄尔律师事务所†报告 |
附件15.5 | | 同意法令*† |
附件15.6 | | 海湾国家和解协议*† |
| | |
附件15.7 | | 德勤律师事务所†同意 |
附件17 | | 担保证券† |
展品101 | | 内联XBRL数据文件 |
展品104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL,包含在附件101中) |
| | | | | | | | |
* | | 参考本公司截至二零零九年十二月三十一日止年度之20-F表格年报而注册成立。 |
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** | | 参考公司截至二零一四年十二月三十一日止年度的20-F表格年报合并。 |
*** | | 参考本公司截至2015年12月31日止年度的20-F表格年度报告而注册成立。 |
**** | | 参考本公司截至2019年12月31日止年度的Form 20-F年度报告而合并。 |
***** | | 参考本公司截至2020年12月31日止年度的20-F表格年度报告而注册成立。 |
# | | 仅提供家具。 |
† | | 仅包括在提交给美国证券交易委员会EDGAR系统的年度报告中。 |
| | |
BP P.L.C.的长期证券总额。且其附属公司根据任何一项工具订立的总资产不得超过其综合基础上总资产的10%。
公司同意应要求向美国证券交易委员会提供任何或所有此类文书的副本。
论文:鹦鹉螺超白是一种优质的生态纸。它由100%的消费后废旧再生纸制成,并通过了森林管理委员会®(森林管理委员会®)认证。论文还拥有欧盟生态标签认证。该制造厂还拥有国际标准化组织14001环境认证。由Pureprint Group在英国印刷。
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© BP p.l.c. 2022年英国石油公司的企业报告套件包括以下信息: 我们的财务及营运表现、可持续发展表现以及全球能源趋势及预测。在线了解更多www.example.com bp年度报告和表格20—F 2021以印刷版和在线形式了解我们的财务和经营表现详情。bp.com bp.com/sustainability bp.com/netzeroreport bp.com/energyoutlook 《2021年世界能源2021》是对全球主要能源趋势的客观回顾。bp.com/statisticalreview PDF和Excel格式的数据bp.com/financial-disclosure 您可以从www.example.com免费订购bp印刷出版物美国和加拿大发行人直接免费电话:+1 888 301 2505 www.example.com英国和世界其他地区bp分销服务电话:+44(0)800 037 2172 www.example.com反馈 您的反馈很重要 对我们您可以联系 公司报告团队,网址:www.example.com