Vi er Equinor

Vi er et internasjonalt energiselskap som vil ta en ledende rolle i det grønne skiftet og legge til rette for fortsatt verdiskaping i en klimanøytral framtid.

Vi skaffer energi til 170 millioner mennesker.

Hver dag.

Equinor, Årsrapport 2020 1

Apodi Solar, Brasil

Vi fortsetter å følge vår strategi for sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. For å posisjonere oss som et ledende selskap i det grønne skiftet, trapper vi opp lønnsom fornybarvekst, utvikler oss for lavkarbonløsninger og fokuserer og optimaliserer olje- og gassvirksomheten.

Nedenfor er noen nøkkeltall for 2020.

millioner foe per dag olje og gass, egenproduksjon

egenproduksjon

Personskader per million arbeidstimer (TRIF)

Alvorlige hendelser per million arbeidstimer (SIF)

Sikker drift, høy verdiskaping, lave karbonutslipp 8,0

CO2-intensitet for oppstrøms olje- og gassportefølje (100 % egenoperert, kg CO2 per foe)

2 Equinor, Årsrapport 2020

Kapitalfordeling inklusive utbetalt utbytte og tilbakekjøp av aksjer

Høydepunkter i 2020

Januar:

Johan Sverdrup feltsenter ble offisielt åpnet av statsministeren. Levetiden til Statfjord ble forlenget til 2040. Kunngjorde ambisjon om å kutte absolutte utslipp i Norge til nær null i 2050.

Februar:

Lanserte globalt klimaveikart med ambisjon om å redusere netto karbonintensitet, tidoble fornybarkapasiteten innen 2026 og oppnå karbonnøytrale globale operasjoner innen 2030.

Mars:

Nedsatte et covid-19-utvalg på konsernnivå for å iverksette strakstiltak og håndtere langsiktige virkninger. Lanserte tiltak på 3 milliarder USD for å styrke den finansielle robustheten, og utsatte tilbakekjøp av aksjer.

April:

PUD for Hywind Tampen ble godkjent. Lanserte en ny organisasjonsenhet for økt verdiskaping fra senfasefelt på norsk sokkel. Gjennomførte en transaksjon i kapitalmarkedet til en verdi av 5 milliarder USD.

Mai:

Solgte minoritetsandel i Lundin Energy AB. Investeringsbeslutningen ble tatt for Northern Lights, et prosjekt for transport og lagring av CO2. Gjennomførte en transaksjon i kapitalmarkedet til en verdi av 1,5 milliarder USD.

Juni:

Enighet om veien videre for Krafla, Fulla og Nord for Alvheim på norsk sokkel. Lanserte maritime klimaambisjoner. Endelig investeringsbeslutning ble fattet for delvis elektrifisering av Sleipnerfeltet.

Juli:

Planlegger verdens første anlegg for storskala produksjon av rent hydrogen, Hydrogen to Humber Saltend i Storbritannia. Gjorde et gass- og kondensatfunn på Kvitebjørnfeltet.

August:

Anders Opedal ble utnevnt til ny konsernsjef i Equinor fra 2. november. Utførte første logistikkoperasjon med drone til Troll A.

September:

Inngikk partnersamarbeid med bp rettet mot havvind i USA for å skape verdi og grunnlag for vekst. Leverte PUD for Breidablikkfeltet. En brann på LNGanlegget i Hammerfest førte til at anlegget vil være nedstengt i inntil et år.

Oktober:

Offentliggjorde rapporten fra en eksternt ledet gransking av Equinors investeringer i USA. Startet byggingen av verdens største flytende havvindanlegg, Hywind Tampen. Gjorde to oljefunn utenfor Newfoundland, Canada.

November:

Informerte om ny konsernstruktur og konsernledelse. Equinor satte en ambisjon om å bli klimanøytral innen 2050, medregnet produksjonsutslipp og energiforbruk. Fullførte prosjektfinansieringen av Dogger Bank A og B.

Desember:

Produksjonen fra Snorre expansion startet tidligere enn opprinnelig planlagt. Nedsalg på 10 % i Dogger Bank A og B. Myndighetene godkjente finansieringen og gav klarsignal til Northern Lights-prosjektet. Equinor kjøpte andeler i felt på land i Russland.

Equinor, Årsrapport 2020 3

Nøkkelinformasjon

For å gi en bedre oversikt over rapporten, presenterer Equinor her de viktigste hendelsene og resultatene for 2020 og begynnelsen av 2021. Det er mer informasjon om hvert tema på sidene det henvises til.

Endringer i rapporteringssegmenter i seksjon 2.2

Equinor kunngjorde endringer i rapporteringssegmentene, konsernstrukturen og konsernledelsen. Fra 1. juni blir Nye energiløsninger (NES) endret til Renewables (REN). Det er mer informasjon om Equinors segmenter i note 3 Segmenter i konsernregnskapet.

E&P Norway i seksjon 2.3

Produksjonen fra Johan Sverdrup-feltet ventes å øke til 535.000 fat per dag innen midten av 2021.

E&P International i seksjon 2.4

Equinors bokførte produksjon utenfor Norge og USA var 14 % av Equinors samlede bokførte produksjon i 2020.

E&P USA i seksjon 2.5 og 2.10

Den 9. oktober offentliggjorde Equinor sin rapport om gjennomgangen av selskapets investeringer i USA. Hovedformålet med rapporten var læring og forbedring, og arbeidet ble ledet av PwC. Rapporten viste at samlet tap, inkludert nedskrivninger, i hele Equinors virksomhet i USA var på 21,5 milliarder USD fram til 2019, og dette økte til 25 milliarder USD ved utgangen av 2020 etter de negative resultatene i E&P USA i 2020.

MMP i seksjon 2.6

Den 28. september 2020 brøt det ut brann i luftinntaket i en turbin på LNG-anlegget på Melkøya, og 2. desember oppstod det en brann på metanolanlegget på Tjeldbergodden.

NES i seksjon 2.7

4 Equinor, Årsrapport 2020

I 2020 deltok Equinor i havvind- og solenergiprosjekter med en samlet kapasitet på 1,3 gigawatt (GW), egen andel er 0,5 GW. Equinor er operatør for 0,75 GW. Egen fornybarproduksjon var 1,7 terrawatt-timer i 2020.

Resultater fra drift i seksjon 2.9

Reserveerstatningsraten for 2020 var på minus 5 %, og det tilsvarende treårssnittet var 95 %.

Årsresultat i forhold til IFRS i seksjon 2.10

Selskapets økonomiske resultater var på minus 5,5 milliarder USD, og var i stor grad påvirket av turbulensen i markedet for væske- og gasspriser. Gjennomsnittspriser for væsker gikk ned med 35 %, og gjennomsnittlig fakturerte gasspriser for Europa og Nord-Amerika gikk ned med henholdsvis 38 % og 29 %. Det er mer informasjon om priser i tabellen Operasjonelle data i seksjon 2.9 Resultater fra drift.

Klima og det grønne skiftet i seksjon 2.13

Equinors har satt seg en ambisjon om å oppnå klimanøytrale globale operasjoner innen 2030, og bli et klimanøytralt selskap innen 2050, inkludert utslipp fra produksjon og bruk av energi. Siden 2016 har vi foretatt en sensitivitetstest av porteføljen vår mot energiscenariene som er beskrevet i rapporten World Energy Outlook (WEO) fra Det internasjonale energibyrået (IEA). Ytterligere detaljer om sensitivitetstesten av porteføljen finnes i bærekraftsrapporten vår, 2020 Sustainability Report.

Nedskrivninger i seksjon 4.1

Samlede nedskrivninger i E&P USA i perioden 2007 til 2020 er 16,5 milliarder USD, inkludert nedskrivninger av goodwill på 1,2 milliarder USD og leteeiendeler på 1,3 milliarder USD. Det er mer informasjon om nedskrivninger per segment i note 10 Varige driftsmidler i konsernregnskapet.

Betalinger til myndigheter i seksjon 5.4

I 2020 betalte Equinor 2.623 millioner USD i skatt til Norge. For ytterligere detaljer om betalinger til myndigheter per land knyttet til utvinningsvirksomhet se seksjon 5.4 Betalinger til myndigheter.

Utvalgt landinformasjon

Tabell med informasjon per land

	Driftsresultat Regnskapsåret		Anleggsmidler per land2) 31. desember		Gjennomsnittlig daglig produksjon i tusen foe/dag Regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	2020	2019	2020	2019

Norge	3.551	10.209	42.192	40.292	1.315	1.235
Angola	435	926	725	1.564	119	137
Nigeria	96	366	131	174	29	36
Algerie	87	267	808	915	41	55
Aserbajdsjan	68	120	1.683	1.598	35	39
Irland	(178)	(24)	274	478	12	15
Russland	(206)	15	973	447	14	14
Canada	(232)	98	1.527	1.672	21	22
Danmark	(251)	170	953	984	-	-
Brasil	(777)	280	8.203	8.724	51	81
Tanzania	(1.000)	(8)	2	964	-	-
Storbritannia	(1.456)	(224)	4.398	5.657	25	10
USA	(3.337)	(2.440)	13.172	17.776	403	423
Andre	(223)	(454)	1.040	887	5	8

Sum1)	(3.423)	9.299	76.082	82.133	2.070	2.074

1) Se konsernets finansielle resultat og balanse (Driftsresultatet i 2020 inkluderer netto nedskrivninger på 7,1 milliarder USD og letekostnader på 3,5 milliarder USD)

2) Ekskludert utsatt skattefordel, pensjonsmidler og langsiktige finansielle eiendeler.

Equinor, Årsrapport 2020 5

Lotte Halvorsen og Renate Lysen, Melkøya.

Om rapporten

Dette dokumentet utgjør Equinor ASAs årsrapport i henhold til norske opplysningskrav i relevante lover, forskrifter og standarder for regnskapsåret 2020. Årsrapporten sendes og registreres ved Regnskapsregisteret i Brønnøysund.

Denne rapporten inneholder

Styrets årsberetning (sidene 2-154 og 275-310)
Konsernregnskapet for Equinor (side 157-229)
Selskapsregnskapet for Equinor ASA (side 243-274) i henhold til Lov om årsregnskap
Styrets erklæring om eierstyring og selskapsledelse i samsvar med Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse utgitt av NUES (side 113-154)
Styrets erklæring om lederlønn for Equinors ledende personer (side 143-151)
Rapport om betalinger til myndigheter i samsvar med norske lover og forskrifter (side 290-308 og side 310)

Den finansielle rapporteringsterminologien som brukes i denne rapporten er avlagt i samsvar med Internasjonale Regnskapsstandarder (IFRS-er) som fastsatt av Den europeiske unionen (EU), og med IFRS-er utgitt av International Accounting Standards Board (IASB) som er gjeldende per 31. desember 2020.

Dette dokumentet bør leses i sammenheng med Utsagn om framtiden på side 314.

Equinors årsrapport kan lastes ned fra Equinors nettsted på www.equinor.com/reports.

Referanser til dette dokumentet, eller andre dokumenter på Equinors nettsted, er tatt med som støtte der og inngår ikke i dette dokumentet.

Johan Sverdrup, norsk sokkel.

Innholdsfortegnelse

s3	Høydepunkter i 2020
s4	Nøkkelinformasjon
s5	Utvalgt landinformasjon
s6		Om rapporten

		Introduksjon
s10		Melding fra styreleder
s12	Konsernsjefens forord

	Strategisk rapport 2.1 Strategi og markedsoversikt
s17
s23	2.2	Vår virksomhet
s31	2.3	Leting & Produksjon Norge
s39	2.4	Leting & Produksjon Internasjonalt
s45	2.5	Leting & Produksjon USA
s48	2.6	Markedsføring, Midtstrøm &
		Prosessering
s52	2.7	Annen virksomhet
s56	2.8	Konsernforhold
s63	2.9	Resultater fra drift
s77	2.10	Gjennomgang av resultatene
s86	2.11	Likviditet og kapitalressurser
s90	2.12	Risikoanalyse
s102	2.13	Sikkerhet, sikring og bærekraft
s109	2.14	Våre medarbeidere

Eierstyring og selskapsledelse

s116	3.1	Implementering og rapportering
s118	3.2	Virksomhet
s118	3.3	Egenkapital og utbytte
s119	3.4	Likebehandling av aksjeeiere og
		transaksjoner med nærstående
s120	3.5	Fri omsettelighet
s120	3.6	Generalforsamling
s121	3.7	Valgkomiteen
s122	3.8	Bedriftsforsamlingen, styret og
		konsernledelsen
s135	3.9	Styrets arbeid
s137	3.10	Risikostyring og internkontroll
s141	3.11	Godtgjørelse til styret og
		bedriftsforsamlingen
s143	3.12	Godtgjørelse til konsernledelsen
s152	3.13	Informasjon og kommunikasjon
s153	3.14	Overtakelse
s153	3.15	Ekstern revisor

		Regnskap og noter
s157	4.1	Konsernregnskap Equinor
s230	4.2	Tilleggsopplysninger for
		produksjonsvirksomheten
		for olje og gass
s243	4.3	Selskapsregnskap Equinor ASA

		Tilleggsinformasjon
s277	5.1	Aksjonærinformasjon
s285	5.2	Non-GAAP måltall
s290	5.3	Rettssaker
s290	5.4	Rapport om betalinger til myndigheter
s309	5.5	Erklæringer

s312 5.6 Begrep og forkortelser
s314 5.7 Utsagn om framtiden

Equinor, Årsrapport 2020 7 Prosessoperatør Idunn Tobiassen Mauseth ved Melkøya, Hammerfest.

Introduksjon

Equinor, Årsrapport 2020 9

Introduksjon

S10	Melding fra styreleder
s12	Konsernsjefens forord

Verdens energisystemer er i endring, og det er god forretningsstrategi å posisjonere Equinor for å skape verdi og være et ledende selskap i det grønne skiftet. Vi tok viktige steg i 2020 for å forme selskapets framtid.

Jon Erik Reinhardsen

Melding fra styreleder

Kjære medaksjonærer,

Det globale utbruddet av covid-19 hadde en kraftig innvirkning på 2020. Equinor handlet raskt for å møte utfordringene vi sto overfor. Å sikre menneskene i virksomheten og selskapets økonomiske stilling, samt verne om prosjektene og driften, hadde prioritet i en situasjon med svake og svingende markeder. Ved inngangen til 2021 er selskapet robust, med den styrken som kreves for å utvikle seg videre i samsvar med strategien.

Equinor er godt posisjonert for å skape verdi og innta en ledende rolle i det grønne skiftet. I januar 2020 la vi fram nye ambisjoner om å redusere de absolutte klimagassutslippene fra egenopererte felt til havs, og fra landanlegg i Norge, til nær null innen 2050. I februar la vi fram en ambisjon om karbonnøytrale operasjoner globalt innen 2030, og i november la vi fram vår ambisjon om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050.

Den 2. november tok Anders Opedal over som konsernsjef. Styret arbeidet systematisk for å forberede lederskiftet. Med valget av Opedal er vi sikre på at vi har funnet den beste personen til å lede Equinor og skape verdi for aksjonærene.

Sikkerhet og sikring av alle som arbeider for Equinor har stått øverst på styrets dagsorden gjennom dette spesielle året. Det er godt å se en positiv utvikling i viktige sikkerhetsindikatorer. Frekvensen for alvorlige hendelser har gått ned, og personskadefrekvensen sank gjennom året. I andre halvår opplevde vi hendelser ved noen av de norske landanleggene som krever et enda sterkere fokus. Styret arbeider tett med administrasjonen for å understøtte og følge opp tiltak for å forbedre prosessikkerheten og forebygge storulykker.

Equinor leverte solid drift i 2020, til tross for de ekstraordinære omstendighetene. Driftsresultatet var på minus 3,42 milliarder dollar, sammenlignet med pluss 9,30 milliarder dollar i 2019. Endringen var hovedsakelig drevet av lave olje- og gasspriser.

Etter at pandemien brøt ut, tok vi kraftige grep for å beskytte balansen, ved å redusere kostnadene innen drift, investeringer og leting. Vi reduserte utbyttet med 67 % i april. For fjerde kvartal 2020 foreslår vi for generalforsamlingen et kontantutbytte på 0,12 dollar per aksje, som er en økning fra 0,11 dollar for tredje kvartal.

Equinor fortsetter å optimalisere porteføljen av olje- og gassprosjekter, og nye prosjekter til godkjenning i 2021-2022 har i snitt en balansepris på rundt 30 dollar fatet. Med denne konkurransedyktige porteføljen venter Equinor vekst i olje- og gassproduksjonen.

I 2020 har vi utvist sterk evne til å skape verdier gjennom transaksjoner innen havvind. Equinor inngikk en avtale om å selge seg ned i Dogger Bank Wind Farm A og B, og etablerte et strategisk partnerskap rettet mot USA der bp avtalte å kjøpe 50 % av Empire Wind og Beacon Wind.

Fra andre kvartal 2020 rapporterte vi oppstrømsvirksomheten i USA som et eget segment. Fra første kvartal 2021 vil vi også rapportere fornybarvirksomheten separat.

Jeg vil takke alle ansatte for deres innsats og engasjement, og aksjonærene for deres fortsatte investering.

Jon Erik Reinhardsen Styreleder

Equinor forbereder seg på en framtid som vil bli annerledes. Vår ambisjon er å være et ledende selskap i det grønne skiftet og utvikle morgendagens energinæring.

Anders Opedal

Konsernsjefens forord

Kjære medaksjonær,

2020 var et ekstraordinært år. Covid-19 forårsaket lidelse og påvirket samfunn over hele verden. Den globale økonomien ble rammet, og energinæringen ble påvirket av uvanlig store svingninger i markedene. Jeg er imponert over de ansattes innsats gjennom dette året, og vil takke for deres engasjement for selskapet. På vei inn i det nye året opplever vi nye bølger av smitte og mutasjoner av viruset, men også utrulling av vaksiner som gir håp for framtiden.

Verden må bekjempe klimaendringene – selv under en pandemi. Budskapet mitt da jeg ble konsernsjef for Equinor, var at vi skal skape verdi som et ledende selskap i det grønne skiftet. Den strategiske retningen bygger fremdeles på sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. Vi fortsetter arbeidet med å redusere karbonintensiteten fra driften, og vi framskynder omleggingen til et bredere energiselskap. Vår ambisjon er å bli et klimanøytralt selskap innen 2050.

Sikkerheten til menneskene i virksomheten fortsatte å ha høyeste prioritet i 2020. Selv om vi så en positiv utvikling for noen av sikkerhetsindikatorene, er alvorlige hendelser ved landanleggene våre en kraftig påminnelse om at vi må styrke sikkerhetsarbeidet enda mer. Sammen med leverandørene og partnerne må vi sikre at eksisterende sikkerhetstiltak implementeres, og at det tas lærdom av tidligere hendelser.

I tillegg til innvirkningen på markedene, hadde covid-19 en betydelig effekt på prosjektene og operasjonene våre. Vi etablerte tidlig en kraftfull handlingsplan for besparelser på 3 milliarder dollar gjennom reduserte kostnader innen drift, investeringer og leting. Med en sterk innsats på tvers av organisasjonen overgikk vi ambisjonene og oppnådde besparelser på mer enn 3,7 milliarder dollar. Dette posisjonerer oss for sterk verdiskaping og kontantstrøm i 2021 og årene framover.

I 2020 var driftsresultatet på minus 3,42 milliarder dollar, sammenlignet med pluss 9,30 milliarder dollar i 2019. Nedgangen skyldtes hovedsakelig lavere olje- og gasspriser. Vi leverte et justert driftsresultat1 på 3,94 milliarder dollar før skatt, og 0,92 milliarder dollar etter skatt.

Avkastningen på gjennomsnittlig sysselsatt kapital1 var 1,8 %, og kontantstrømmen fra driften etter skatt var 10,9 milliarder dollar. I 2020 leverte Equinor en samlet egenproduksjon på 2,070 millioner fat oljeekvivalenter per dag, og organiske investeringer var på 7,8 milliarder dollar.

For fjerde kvartal 2020 foreslår styret et kontantutbytte på 0,12 dollar per aksje, en økning fra 0,11 dollar for tredje kvartal.

Vi har en sterk prosjektportefølje, med en balansepris på rundt 30 dollar fatet i snitt for prosjekter til godkjenning i 2021-2022. Vi ser gode muligheter framover og venter at organiske investeringer1 i snitt vil utgjøre 9-10 milliarder dollar i 2021 og 2022.

Gassmodulen på Troll C og utvidelsen på Snorrefeltet kom i drift i 2020. Kapasiteten på Johan Sverdrup utvides, og vi venter å øke produksjonskapasiteten til 535 000 fat olje per dag innen midten av 2021. Johan Sverdrup fase 2 går framover mot produksjonsstart i fjerde kvartal 2022.

2020 var et år med solid verdiskaping fra havvind, og god framdrift innen lavkarbonløsninger gjennom karbonfangst og -lagring og hydrogen. Planen for utbygging og drift av pilotprosjektet for flytende havvind, Hywind Tampen, ble godkjent, og norske myndigheter kunngjorde sin finansieringsbeslutning for Northern Lights. I tillegg leder Equinor prosjektet H2H Saltend, som utvikler anlegg for å omdanne gass til hydrogen, i kombinasjon med karbonfangst og -lagring.

Equinor forbereder seg på en framtid som vil bli annerledes. Vår ambisjon er å være et ledende selskap i det grønne skiftet og utvikle morgendagens energinæring.

Anders Opedal Konsernsjef Equinor ASA

Strategisk rapport

s17 s23 s31 s39 s45 s48 s52 s56 s63 s77 s86 s90 s102 s109 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 Strategi og markedsoversikt Vår virksomhet Leting & Produksjon Norge Leting & Produksjon Internasjonalt Leting & Produksjon USA Markedsføring, Midtstrøm & Prosessing Annen virksomhet Konsernforhold Resultater fra drift Gjennomgang av resultatene Likviditet og kapitalressurser Risikoanalyse Sikkerhet, sikring og bærekraft Våre medarbeidere

Equinor, Årsrapport 2020 15

Strategisk rapport

2.1 Strategi og markedsoversikt

Geir Morten Viken, Tjeldbergodden, Norge.

Equinors forretningsmiljø

Markedsoversikt

Verdensøkonomien krympet med om lag 3,8 % i 2020. Det er den kraftigste nedturen siden den globale finanskrisen for ti år siden. Covid-19 førte til nedstenginger med sosial avstand og reiserestriksjoner, og utløste en kollaps i den globale økonomiske aktiviteten i første halvår 2020. Dette forårsaket også økonomiske utfordringer for selskaper og husholdninger. Styresmakter over hele verden så seg nødt til å sette i verk finans- og pengepolitiske mottiltak uten sidestykke, for å avverge en enda dypere krise.

Verdensøkonomien tok seg noe opp igjen i andre halvår 2020, da myndigheter lettet på restriksjonene i tredje kvartal. Vestlige økonomier opplevde imidlertid en gjenoppblussing av covid-19 pandemien i fjerde kvartal, og ble nødt til å gjeninnføre strengere smitteverntiltak. Dette gikk ut over mobilitet og økonomisk aktivitet, og vil fortsatt gjøre det i noen måneder framover. Den økonomiske aktiviteten vil trolig holdes nede inntil smitteverntiltakene oppheves.

Det anslås en negativ vekst i USA på 3,4 % for 2020. Demokratene har kontroll over Senatet og Representantenes hus, og det øker muligheten til å få gjennom ambisiøse skattepolitiske tiltak for å bekjempe de negative effektene av pandemien og styrke økonomien i 2021. Året var også strevsomt for eurosonen, med smittebølger, nedstenginger over hele kontinentet og Storbritannia som offisielt forlot EU, og det førte til at BNP krympet med om lag 7,2 % i 2020. Kinas økonomi tok seg opp igjen fra bunnpunktet under pandemien i første halvår 2020, og landets BNP vokste med 2,3 % i 2020. Dersom landet fortsatt lykkes med å bekjempe gjenoppblussinger av viruset, vil

en rask og bred oppgang trolig støtte oppunder verdensøkonomiens skjøre opptur tilbake til et prepandemisk aktivitetsnivå.

Veksten i verdensøkonomien ventes å ta seg opp igjen i 2021. Framover kan et oppsving i industriaktivitet og handel holde seg. Vaksineringen har begynt i mange land, med håp om å vaksinere en stor andel sårbare mennesker og helsepersonell i løpet av våren. Men framtidsutsikten for verdensøkonomien for første halvår 2021 er fortsatt usikker på grunn av mer intensive virusutbrudd, mer smittsomme varianter og vedvarende nedstengingstiltak, siden vaksineringen fortsatt går sakte. En økonomisk gjeninnhentning i andre halvår 2021 vil kunne skje dersom massevaksineringen trappes opp, og mer skattepolitisk støtte med gunstige ringvirkninger løfter den globale aktiviteten ytterligere. Det er fortsatt mulige nedsider, som en eventuell forverring av covid-19-utviklingen, knapphet på vaksiner og utfordringer med distribusjonen, forlengelse av nedstenginger, samt at økonomiske tiltak trekkes tilbake for tidlig. En mulig oppside kan være større effekt enn forutsett av den ventede skattestimuleringspakken i USA og raskere massevaksinering.

Oljepriser og raffineringsmarginer

2020 var et utfordrende år på mange fronter, ikke minst for oljemarkedet, som opplevde større svingninger enn noensinne. Datert brentolje nådde et toppnivå på 69,9 USD fatet og et bunnivå på 13,2 USD fatet, noe som ga en snittpris på 41,7 USD fatet for året. Svikt i etterspørselen som følge av spredningen av covid-19 og påfølgende restriksjoner på mobilitet, makroøkonomisk risiko, tiltak iverksatt av Organisasjonen av oljeeksporterende land og deres allierte (Opec+) samt global geopolitisk ustabilitet, var faktorer som bidro til et volatilt marked i 2020.

Året begynte med et kortvarig prishopp etter likvideringen av Irans toppgeneral (Qasem Soleimani) 3. januar, og det ble klart at Iran ikke ville gjengjelde anslaget. Prisene reagerte også knapt på konflikten i Libya, der om lag 1 million fat olje per dag ble fjernet fra markedet. Dette ble forklart med at markedet hadde begynt å bekymre seg for etterspørselen etter olje i stedet for forsyningen, da det kom meldinger om at et nytt koronavirus var i ferd med å spre seg i Kina. I februar, da dette viruset begynte å spre seg utenfor Asia, tok Opec+ ansvaret for å få til en avtale om kutt i leveransene for å bidra til å balansere markedet.

I mars strevde medlemmene i Opec+ med å enes om veien videre da Saudi Arabia og Russland var uenige om tilstanden i de globale markedene. Siden Opec+ var ute av stand til å oppnå enighet, stoppet organisasjonen produksjonskuttene og økte i stedet produksjonen fra april. Valget av tidspunkt førte til markante og drastiske prisfall da betydelige volumer strømte ut i markedet, samtidig som mesteparten av verden begynte å pålegge nedstenginger for å stanse spredningen av covid-19, og med det lammet oljeetterspørselen.

Dette førte til at datert brentolje nådde sitt laveste punkt i 2020, den 21. april, fordi frykten for manglende tilgang på oljelagre drev prisene enda lenger ned. Og for første gang noensinne var referanseprisen West Texas Intermediate (WTI) i USA negativ, den 20. april, da noen aktører i verdipapirmarkedet på børsen New York Mercantile Exchange (Nymex) ikke forlot sine posisjoner ved månedsslutt, og ble tvunget til å betale andre for å håndtere den fysiske oljen de endte opp med å eie.

På grunn av den dype krisen samlet Opec+ landene seg igjen i midten av april, og ble enige om betydelige kutt i produksjonen fra mai, og dette førte til at prisene begynte å stabilisere seg. Andre produsenter, som for eksempel Canada og Norge, bestemte seg også for å redusere sin produksjon. På grunn av mye lavere priser ble deler av skiferproduksjonen i USA redusert, noe som bidro til ytterligere produksjonsnedgang. Med lavere forsyning og en gradvis stigning i den globale etterspørselen etter olje, som ble støttet av en ny økonomisk oppgang i Kina, og en gradvis lettelse i mobilitetsrestriksjoner i deler av verden, klatret datert brentolje til en snittpris på 44,80 USD per fat i august.

Etter høye priser om sommeren var prisene under press igjen i september og oktober, da den stigende etterspørselen stagnerte etter en andre smittebølge og flere nedstenginger. En våpenhvile i konflikten i Libya ved utgangen av oktober forsterket presset på prisene, da en mulig ny forsyning av 1 million fat per dag var på vei til markedet. Den negative tendensen ble imidlertid erstattet av en prisoppgang etter nyheter om et gjennombrudd i arbeidet med en vaksine mot covid-19 tidlig i november, noe som økte forventningene om oppstart av vaksinering i noen land innen utgangen av året. I begynnelsen av desember ble Opec+-landene enige om en forsiktig økning i sin produksjon fra januar, i motsetning til den tidligere planen. Basert på disse optimistiske utsiktene, steg datert brentolje til en snittpris på 50,5 USD per fat ved utgangen av året.

Raffineringsmarginer

Raffineringsmarginene var uvanlig lave i 2020. Marginene var nesten på et normalnivå i januar, men ble svekket i februar da

det første covid-19-utbruddet i Kina førte til lavere etterspørsel etter produkter i landet. Covid-19-utbruddet var ikke synkronisert, det traff Europa først og deretter USA i mars. På det tidspunktet ble det forventet en tomåneders nedstenging, noe som hovedsakelig ville påvirke privat mobilitet. Det førte til at bensinmarginene kollapset. Lavere raffineringsproduksjon på grunn av dette førte til en forventet mangel på diesel og en periode med sterke dieselmarginer, der det var forventet at etterspørselen ville holde seg bedre. Men da etterspørselen etter flydrivstoff også kollapset, måtte overflødige komponenter blandes inn i diesel, noe som førte til en alvorlig overforsyning og en stor global oppbygging av diesellagre. Disse høye lagrene holdt dieselmarginene nede resten av året. I mai og juni ble de nominelle raffineringsmarginene svært lave i forhold til stigningen i råvareprisene. Flere raffinerier brukte imidlertid råolje som var kjøpt svært billig i mars og april, og oppnådde mye høyere faktiske marginer. Den globale etterspørselen etter produkter gikk opp fra de lave nivåene i april og mai, men nådde ikke 2019-nivåene. Det betydde at raffineringskapasiteten var for høy, noe som førte til raffineringskonsolidering, hovedsakelig i USA og Asia. Marginene holdt seg derfor lave resten av året. Det var en oppgang i oktober da det ble antatt at pandemien var over, men nye utbrudd sendte etterspørselen og marginene ned igjen i november og desember.

Innen produktgruppene var kollapsen i etterspørsel størst innen flydrivstoff og bensin. Etterspørselen etter petrokjemiske råvarer, som nafta og flytende gasser (LPG), holdt seg nær 2019-nivåer, delvis på grunn av produksjon av plast til verneutstyr, som munnbind. Etterspørselen etter tung fyringsolje, som bunkerolje til skip, holdt seg også godt. Den lave raffineringsproduksjonen gjorde at marginene for disse produktene var ganske gode. Enkle raffinerier med høy produksjon av nafta og fyringsolje med lavt svovelinnhold gjorde det derfor bedre enn komplekse raffinerier med oppgraderingskapasitet.

Gassprisene Gasspriser – Europa

Prisene på National Balancing Point (NBP) startet på 3,6 USD per mmbtu i begynnelsen av 2020, en nedgang på 12 % fra desember 2019. Gazprom inngikk en avtale med Naftogaz om å sende russisk gass via Ukraina, noe som ga en viss forsikring om stabil forsyning til Europa, siden Nord Stream 2 ikke er fullført. I løpet av første kvartal 2020 sank prisene som følge av en mild vinter og overskudd av flytende naturgass (LNG). Da Europa stengte ned på grunn av covid-19-restriksjoner, falt etterspørselen etter gass dramatisk i andre kvartal 2020, og prisene nådde så lave nivåer som 1,4 USD per mmbtu (prisen for mai 2020). Etterspørselen fikk noe støtte i løpet av sommeren på grunn av temperaturer over gjennomsnittet og lempelser på nedstenginger. Forsyningen fortsatte å være god, og lagrene nådde nesten full kapasitet. I denne perioden spilte lagrene i Ukraina en viktig rolle ved å tilby et ekstra mottak av gass. Prisene steg noe igjen i løpet av sommeren, og lå på et gjennomsnitt på 3,9 USD per mmbtu i september, støttet av planlagte og ikke-planlagte driftsstanser. Kaldt vær i fjerde kvartal 2020 bidro til at etterspørselen steg, til tross for strengere covid-19-restriksjoner i hele Europa. NBP-prisene lå i gjennomsnitt på 6,2 USD per mmbtu i desember, da LNGforsyning til Europa fortsatt var begrenset på grunn av høye

priser i Asia, begrenset kapasitet gjennom Panamakanalen og omdirigering av last til Asia.

Gasspriser – Nord-Amerika

Prisen på Henry Hub lå på 2,0 USD per mmbtu i snitt for 2020, en nedgang på 0,5 USD per mmbtu fra året før. Prisene gikk jevnt nedover i første halvår 2020 på grunn av nasjonale nedstenginger knyttet til covid-19, en varm vinter og mange kansellerte LNG-laster. Som følge av dette steg lagrene til 20 % over femårssnittet innen andre kvartal, og presset snittprisen for juni ned til 1,6 USD per mmbtu, som er det laveste nivået på 25 år. Høyere internasjonal etterspørsel etter amerikanske LNGlaster og vedvarende nedgang i produksjonen i forhold til året før, drev imidlertid prisene til et toppnivå for året på om lag 2,5 USD per mmbtu i fjerde kvartal. Årsproduksjonen i forhold til året før gikk ned for første gang siden 2016, og lå på et gjennomsnitt på 2,56 milliarder kubikkmeter per dag.

Globale priser på flytende naturgass (LNG)

Det globale LNG-markedet har i noen år opplevd en vekst i etterspørselen, og ny forsyningskapasitet fortsatte å nå markedet i begynnelsen av året. En nedgang i markedet var ventet, men en mildere vinter enn forventet, kombinert med effektene av nedstenginger som følge av covid-19-pandemien, forverret situasjonen og førte til ekstremt lave priser. Fra en snittpris på 3,6 USD per mmbtu i første kvartal falt prisen til 2,13 USD per mmbtu i andre kvartal, og det var flere dager i mai da LNG ble handlet under 2 USD per mmbtu. På dette prisnivået er det mange produsenter som ikke klarer å dekke driftsutgiftene, og de fleste av disse produsentene er i USA. Så mange som 170 til 180 amerikanske laster ble kansellert i løpet av våren og sommeren, og Egypt, som nylig hadde gjenopptatt sin produksjon og eksport (driften ble innstilt i 2012 på grunn av mangel på råstoff), stanset eksporten. Snittprisen i tredje kvartal lå på 3,6 USD per mmbtu. På grunn av en kombinasjon av mange produksjonsstanser (Australia, USA, Malaysia, Nigeria og Norge), tidlig start på fyringssesongen i Kina med kuldeperioder som også påvirket Japan og Sør-Korea samt mangel på fraktkapasitet, som ble forverret av begrenset kapasitet i Panamakanalen, ble LNG-markedet mye strammere i fjerde kvartal da snittprisen var på 8 USD per mmbtu. Snittprisen for året 2020 var på om lag 4,4 USD per mmbtu, og LNG-prisen ved utgangen av året nådde 15,1 USD per mmbtu.

Europeiske kraft- og CO2-priser

Kraftprisene i Vest-Europa (Storbritannia, Frankrike, Tyskland, Belgia, Nederland, Spania og Italia) var i snitt på 34,02 EUR/MWh i 2020, som var 23 % lavere enn i 2019. I 2020 var det stor nedgang i etterspørselen som følge av koronapandemien (104 TWh sammenlignet med femårssnittet) samt mye vind i første halvår 2020 og mye sol i andre kvartal. I fjerde kvartal var det høyere priser i tillegg til høyere CO2-priser og varsel om lavere temperaturer.

Prisen på CO2-utslippskvoter i EUs klimakvotesystem var fortsatt høy i 2020, til tross for noen svingninger på grunn av ulike bølger av koronaviruset samt vanskelige Brexit-forhandlinger. Prisen nådde et toppunkt på 33,4 EUR/tonn i desember, hovedsakelig drevet av de nye ambisiøse klimamålene til EU i «Europas grønne giv» (European Green Deal). En positiv utvikling med hensyn til koronavaksiner og inngåelse av en avtale mellom Storbritannia og EU ga ytterligere støtte mot slutten av året.

Equinors konsernstrategi

Equinor er et internasjonalt energiselskap som er dedikert til verdiskaping i en karbonnøytral framtid, inspirert av visjonen om å forme energiframtiden.

Equinor fortsetter å følge sin strategi for sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. For å posisjonere seg som et ledende selskap i det grønne skiftet, trapper Equinor opp sin lønnsomme vekst i fornybar energi, utvikler seg for lavkarbonløsninger og fokuserer og optimaliserer sin olje- og gassvirksomhet.

Det ventes fortsatt svingninger i energimarkedene knyttet til geopolitiske endringer, utfordringer med å erstatte olje- og gassreserver, konjunktursvingninger, strukturelle kostnadsendringer og en kraftigere driv mot lavkarbonløsninger. Selskapet venter svingninger i energiprisene både oppover og nedover. Equinors strategiske respons er å skape verdier ved å bygge opp en mer robust og mangfoldig portefølje med rikelig av muligheter, levert av medarbeidere som gis ansvar. For å gjennomføre dette skal Equinor fortsatt konsentrere sin realisering og utvikling av strategien på følgende områder:

Optimalisere olje- og gassporteføljen for økt verdiskaping – styrke konkurransekraften og verdiskapingen samtidig som utslippene reduseres
Trappe opp lønnsom vekst i fornybare energikilder utnytte vår ledende posisjon innen havvind og bygge på våre konkurransefortrinn
Utvikle lavkarbonløsninger og verdikjeder med lave utslipp –utnytte vår evne til å utvikle lavkarbonløsninger og verdikjeder med lave utslipp

Equinors unike posisjon på norsk sokkel har satt selskapet i stand til å utvikle nye teknologier og ta dem i bruk i industriell skala. Equinor har i dag en rekke fortrinn som bidrar til verdiskaping (verdidrivere):

Unik driftskompetanse
Utvinningsgrad i verdensklasse
Ledende prosjektleveranser
Tilgang til attraktive markeder
Ledende posisjon innen digitalisering

Sammen styrker disse verdidriverne selskapets konkurransekraft. Internasjonalt fortsetter Equinor å utvide sin nye virksomhet innen fornybar energi og tar i økende grad rollen som operatør, noe som gjør at selskapet kan utnytte sine industrielle fortrinn. I all sin virksomhet forfølger Equinor muligheter som spiller på selskapets styrke.

Equinor former aktivt sin framtidige portefølje basert på følgende strategiske prinsipper:

Kapasitet til positiv kontantstrøm generere positiv kontantstrøm fra driften, selv ved lave olje- og gasspriser, for å opprettholde utbytte og investeringskapasitet gjennom konjunktursvingninger
Fleksibilitet i investeringsprogrammet sikre tilstrekkelig fleksibilitet i organiske investeringer for å kunne svare på nedgang i markedet og unngå tiltak som reduserer verdien, og alltid kunne prioritere prosjekter som ventes å levere en større verdi
Skape verdier gjennom konjunktursvingninger sørge for mulighet og kapasitet til å opptre motsyklisk for å skape verdi gjennom konjunktursvingninger
Lavt karbonavtrykk som konkurransefortrinn opprettholde konkurransefortrinnet som et ledende selskap innen karboneffektiv olje- og gassproduksjon, og samtidig bygge opp en lavkarbonvirksomhet for å utnytte nye muligheter i det grønne skiftet

Equinor har identifisert fire hovedområder som vil sette selskapet i stand til å realisere strategien:

Sikkerhet og sikring for våre medarbeidere og integritet i våre operasjoner er Equinors høyeste prioritet. Året 2020 har vært uvanlig på mange måter, og derfor er vi ekstra stolte over å si at sikkerhetsresultatene for våre operasjoner dette året er de beste vi har hatt de siste ti årene. Men det betyr ikke at vi er fornøyde med der vi er, vår visjon er null skader, og vi har fortsatt for mange hendelser. Vi må ha en mer kraftfull gjennomføring av dagens tiltak og anspore til stadige forbedringer. Den siste delen av året var dominert av hendelser på flere av våre landanlegg i Norge. Dette vil være et område med høyt fokus i hele 2021, slik at vi kan lære av det som har skjedd, og iverksette tiltak for å forhindre tilsvarende hendelser i framtiden.
Teknologi og innovasjon: Equinor anser teknologi og innovasjon som sentrale for å realisere strategien. Dette er også vektlagt gjennom etableringen av det nye forretningsområdet Teknologi, digitalisering og innovasjon (TDI) fra 1. juni 2021. Equinors fokus i 2020 har vært å spisse FoU-porteføljen for å levere i henhold til konsernstrategien om sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. Løsninger innen digitalisering, automatisering og robotteknologi øker sikkerheten ved å redusere eksponering for personell og øke datatilgjengelighet og datakvalitet når det tas beslutninger som gjelder sikkerhet. Den reelle verdiskapingen fortsetter ved bruk av digitale løsninger. Som et eksempel meldte Johan Sverdrup om 2 milliarder kroner (før skatt, Equinors andel) i økte inntekter som følge av digitalisering etter det første driftsåret. Digitale løsninger øker også graden av uavhengighet, og øker dermed verdipotensialet i våre prosjekter. Løsninger som gjør det mulig å bygge konsepter

med elektrifisering og lav bemanning blir en sentral del av vår portefølje i tiden framover. Energieffektivitet, karbonfangst, -bruk og -lagring samt hydrogenteknologi bidrar til at vi kan nå lavkarbonmålene våre.

Gi ansvar til våre medarbeidere: Equinor fremmer en kultur for samarbeid, innovasjon og sikkerhet basert på selskapets verdier. Et mangfoldig og inkluderende Equinor fortsetter å rekruttere og utvikle medarbeidere for å nå på sin ambisjon om å bygge opp en framtidsrettet portefølje.
Dialog med omverdenen: Equinor engasjerer seg i dialog med omverdenen for å styrke industriell legitimitet, samfunnsansvar, tillit og strategisk støtte hos interessenter. Dette engasjementet omfatter internt og eksternt samarbeid, partnersamarbeid og annet samarbeid med leverandører, partnere, myndigheter, interesseorganisasjoner og lokalsamfunn der Equinor har virksomhet.

Equinor opprettholder fortrinnet som et ledende selskap innen karboneffektiv olje- og gassproduksjon, samtidig som selskapet bygger opp en lavkarbonvirksomhet for å utnytte nye muligheter som oppstår i det grønne skiftet. Equinor mener at et lavere karbonavtrykk vil gjøre selskapet mer konkurransedyktig i framtiden, og bærekraft inngår i Equinors strategiarbeid.

Equinors nye klimaveikart beskriver en rekke ambisjoner på kort, mellomlang og lang sikt for å gjøre selskapet klimanøytralt innen 2050, og for å sikre en konkurransedyktig og robust forretningsmodell i det grønne skiftet, som er tilpasset verdiskapning på lang sikt og stemmer overens med målene i Parisavtalen.

Equinors ambisjon er å:

Oppnå klimanøytralitet, hele veien fra produksjon til forbruk, med hensyn til produsert energi innen 2050,
tidoble den fornybare energikapasiteten innen 2026, og utvikle seg som en ledende aktør innen havvind, og
styrke sin industriledende posisjon innen karboneffektiv produksjon og oppnå klimanøytrale globale operasjoner innen 2030.

Equinor venter å nå ambisjonen om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050 hovedsakelig gjennom betydelig vekst i fornybarvirksomheten og endringer i omfang og sammensetning av selskapets olje- og gassportefølje. I tillegg ventes det at driftseffektivitet og videreutvikling av ny virksomhet, som karbonfangst, - bruk og -lagring samt hydrogen, blir stadig viktigere. Equinor kan også komme til å benytte seg av anerkjente mekanismer for kompensering av utslipp og naturlige karbonsluk som supplerende tiltak. For å oppnå klimanøytrale globale operasjoner, vil Equinor prioritere å først redusere klimagassutslippene fra egen drift. Gjenværende utslipp ventes å bli kompensert for, enten gjennom kvotehandelssystemer, som EUs handelssystem for utslipp (European Union Emissions Trading System, ETS), eller effektive kompenseringsmekanismer. Det finnes mer informasjon om dette i seksjon 2.13 Sikkerhet, sikring og bærekraft.

Norsk sokkel – endre norsk sokkel for å levere bærekraftig verdi i flere tiår

I over 40 år har Equinor funnet, utviklet og produsert olje og gass på norsk sokkel, som utgjør om lag 60 % av Equinors egenproduksjon i 2020 med 1,3 millioner foe per dag. Norsk

sokkel ventes å levere en betydelig kontantstrøm og verdiskaping også framover, selv ved lavere olje- og gasspriser.

Equinor vil fortsette å forbedre effektiviteten, regulariteten, karbonutslippene og levetiden til felt som allerede er i produksjon. I januar 2020 kunngjorde Equinor sine nye klimaambisjoner for egenopererte installasjoner til havs og landbaserte anlegg i Norge. Norsk sokkel har et stort gjenværende ressurspotensial, og Equinor tar sikte på å redusere de absolutte klimagassutslippene med 40 % innen 2030, 70 % innen 2040 og ned mot nær null innen 2050. Elektrifiseringsprosjektene Hywind Tampen, Oseberg og Sleipner ble godkjent i 2020 og tidlig i 2021. Det er opprettet en ny enhet for senfasefelt på norsk sokkel (field life extension, FLX). Formålet med enheten er å utvikle nye måter å arbeide på for å hente ut det fulle potensialet i våre senfasefelt. Resultatene fra FLX så langt er lovende, med økt produksjon og lavere produksjonsenhetskostnad. Equinor fortsetter å tilføre svært lønnsomme fat gjennom økt olje- og gassutvinning. Vi gjør framskritt i arbeidet for å nå ambisjonen om en utvinningsgrad på 60 % for olje og 85 % for gass på egenopererte felt. I løpet av det siste året modnet vi store volumer fram til å bli økonomisk lønnsomme. Det ventes en samlet sterk volumvekst fram mot et mulig historisk høyt produksjonsnivå i 2025.

I 2020 økte Johan Sverdrup-feltet den daglige produksjonskapasiteten til om lag 500.000 fat olje, 60.000 fat mer enn det opprinnelige grunnlaget. Det ventes en ytterligere økning i daglig produksjonskapasitet opp til 535.000 fat olje innen midten av 2021. Utbyggingen av fase 2 av Johan Sverdrup-feltet er i rute, og produksjonen skal etter planen starte i fjerde kvartal 2022. Plan for utbygging og drift av Breidablikk ble levert i september 2020. Feltet skal knyttes til Grane-plattformen, og produksjonen fra feltet er ventet å være om lag 200 millioner fat. Produksjonen fra Snorre expansion startet tidligere enn planlagt, i desember 2020. Det store prosjektet for økt oljeutvinning vil tilføre reserver og bidra til å forlenge Snorrefeltets levetid til utgangen av 2040. De neste årene vil Equinor sette flere store prosjekter i drift, deriblant Martin Linge, Johan Castberg og et oppgradert Njord, i tillegg til et stort antall havbunnsutbygginger.

Internasjonal olje og gass – videreutvikle kjerneområder og optimalisere porteføljen

Equinor har bygget opp sin internasjonale portefølje gjennom mer enn 25 år. Den utgjorde om lag 40 % av Equinors egenproduksjon i 2020 med 0,8 millioner foe per dag. I 2020 gjorde Equinor ytterligere framskritt i arbeidet med å styrke og samtidig redusere risikoen i den internasjonale olje- og gassporteføljen, blant annet gjennom en forsterking av posisjonen på land i Vaca Muerta i Argentina, en overgang fra satsing til havs over til nye konvensjonelle områder på land i Øst-Sibir i Russland, og viktige funn gjort i amerikansk del av Mexicogolfen og utenfor kysten av Canada. Store prosjekter i Equinors internasjonale portefølje omfatter blant annet Bacalhau (tidligere Carcará), Bay du Nord, Rosebank, Vito, Peregrino fase 2, BM-C-33, North Platte, North Komsomolskoye og blokk 17-satelitter i Angola.

I Brasil har Equinor framgang i oppbyggingen av en konkurransedyktig portefølje med verdifulle eiendeler i alle utviklingsfaser. I USA optimaliserte Equinor leteporteføljen i Mexicogolfen gjennom en omfordeling av eierandeler og nye lisenssalg.

Equinor satser på å fortsette forbedringene med hensyn til kostnader, kontantstrøm og inntjening for å øke konkurransekraften i alle deler av den internasjonale porteføljen. Equinor vil redusere karbonintensiteten i den internasjonale porteføljen til et ambisjonsnivå på <8 kg CO2 per foe innen 2030. Det ligger mer informasjon om anlegg i produksjon og prosjekter under utvikling internasjonalt i seksjon 2.4 E&P International – Leting og produksjon internasjonalt.

Nye energiløsninger – verdidrevet vekst i fornybarvirksomheten

Fornybarindustrien er i endring og vokser raskere enn noensinne, noe som gir muligheter for vekst. Equinor har en sterk portefølje av fornybarprosjekter, og vi drar nytte av vår kjernekompetanse fra ledelse av komplekse olje- og gassprosjekter når havvindvirksomheten bygges ut. Equinor venter å øke den installerte fornybarkapasiteten til mellom 4 og 6 GW (Equinors andel) innen 2026, hovedsakelig basert på dagens prosjektportefølje. Dette er om lag ti ganger høyere enn dagens kapasitet, noe som vil gi en årlig gjennomsnittlig vekst i kraftproduksjonen på mer enn 30 %. Fram mot 2035 venter Equinor å øke den installerte fornybarkapasiteten ytterligere til mellom 12 og 16 GW, avhengig av tilgang på attraktive prosjektmuligheter.

Ledende aktør i verden innen havvind

Fjoråret brakte med seg dyptgripende endringer i Equinors havvindportefølje. Ved å ferdigstille prosjektfinansieringen av de to første fasene av Dogger Bank (Storbritannia) og sikre en leveranseavtale for Empire Wind (USA), er vi på vei mot å bli et globalt ledende selskap innen havvind. Dogger Bank blir verdens største havvindutbygging med en installert kapasitet på 3,6 GW, noe som er nok til å dekke 5 % av Storbritannias kraftbehov.

I perioden ble Equinor valgt i den største tildelingen for levering av fornybar energi noensinne i USA. Empire 2 og Beacon vil føye 2,4 GW til dagens 816 MW fra Empire 1. Disse tre prosjektene skal levere fornybar kraft til en av de travleste områdene i verden: byen New York og delstaten New York. Vi har ti års driftserfaring med flytende havvind i Norge og Skottland, og utvikler nå Hywind Tampen, som blir den første flytende havvindutbyggingen som kobles til en olje- og gassinstallasjon. Equinor mener det er store muligheter i flytende havvind, siden inntil 80 % av verdens potensial for havvind trolig vil kreve flytende løsninger. Equinor er allerede godt i gang med å bygge ut flytende havvind i industriell skala. Vår ambisjon er å oppnå kommersiell utbygging av flytende havvind innen 2030.

Modner landbaserte fornybarmuligheter

Vi tror på mangfold i fornybarvirksomheten, og forfølger flere vekstmuligheter i nye markeder og på nye steder. En fleksibel portefølje gir oss mulighet til å levere kraft fra en rekke fornybare energikilder, blant annet havvind, solenergi og landbasert vindkraft. Over tid venter vi å bygge opp en lønnsom landbasert posisjon for vekst i utvalgte kraftmarkeder. Equinor deltar i to solenergiprosjekter i Sør-Amerika (Brasil og Argentina). Equinor eier nå totalt 20.776.200 aksjer i Scatec ASA etter kjøp i 2019, noe som tilsvarer 13,1 % av aksjene og stemmerettighetene.

Midtstrøm, markedsføring og prosessering (MMP) – sikre tilgang til attraktive markeder, øke verdiskapingen gjennom konjunktursvingninger og bygge opp en

lavkarbonvirksomhet

MMP har ansvaret for å få Equinors egenvolumer av olje og gass og volumer fra Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) til markedene, med størst mulig verdiskaping for begge parter. Egenvolumer sammen med SDØEs volumer og volumer fra tredjepart gjør MMP til en av verdens største markedsførere av råolje og gass. MMP har også ansvaret for markedsføring og handel av Equinors kraftproduksjon og grønne sertifikater. I 2019 sluttførte MMP kjøpet av Danske Commodities, et av Europas største krafthandelsselskap, i tråd med Equinors strategi om å bygge opp en fornybarvirksomhet. I tillegg er MMP ansvarlig for å utvikle lavkarbonløsninger for Equinor, med vekt på å omdanne naturgass til hydrogen og bygge ut prosjekter for karbonfangst, -bruk og -lagring.

I 2020 har MMP hatt stor framgang i utviklingen av lavkarbonløsninger for å oppnå klimanøytralitet, og leverte sterke motsykliske handelsresultater da pandemien traff olje- og gassmarkedene:

Northern Lights-prosjektet (Equinor 33,3 %, operatør), som er en del av det norske Langskip-prosjektet for fullskala karbonfangst og -lagring, er under utbygging, og ventes å komme i drift i 2024. Det representerer starten på kommersiell karbonfangst og -lagring i Europa.
I Storbritannia er Equinor partner i Northern Endurance Partnership (NEP) sammen med fem andre energiselskaper. Konsortiet utvikler en infrastruktur for CO2-transport og lagring i Storbritannia, som vil betjene det foreslåtte Net Zero Teesside-prosjektet og Zero Carbon Humber-prosjektet (ledes av Equinor), med mål om å avkarbonisere disse industriklyngene. I 2020 ble Equinor eier av en lisens for et CO2-lager for Endurance i sørlig del av britisk sektor i Nordsjøen sammen med BP og NGV, og NEP-partnerne leverte et bud for økonomisk støtte til prosjektet for videreutvikling av infrastrukturen for CO2 transport og -lagring fra britiske myndigheters Industrial Decarbonisation Challenge.
I juli 2020 lanserte Equinor H2H Saltend-prosjektet (del av Zero Carbon Humber) i Storbritannia, som har som mål å utvikle infrastrukturen for lavkarbonløsninger i området og produsere hydrogen i industriell målestokk i Saltend Chemicals Park. Eksisterende rørledninger for transport av hydrogen vil bli utvidet over hele Humber-området og vil forsyne mange industri- og kraftkunder.
Utarbeidet en plan for delvis elektrifisering av Kårstø prosessanlegg, som reduserer utslippene med 0,5 metriske tonn CO2.
• Oppnå sterke handelsresultater, skape betydelig verdi gjennom markedssvingninger.

Framtidsutsikter

Organiske investeringer2 anslås til et årlig snitt på 9-10 milliarder USD for 2021-20223
Equinor vil fortsette å modne sin attraktive portefølje med leteaktiva, og anslår at samlede leteaktiviteter vil ligge på rundt 0,9 milliarder USD i 2021, eksklusive signaturbonuser, gjeldsavsetninger og feltutviklingskostnader.
Equinors ambisjon er at produksjonsenhetskostnaden fortsatt skal ligge i øvre kvartil blant sammenlignbare selskaper.
I perioden 2020 2026 ventes en produksjonsvekst4 fra nye prosjekter som gir en årlig vekstrate (compound annual growth rate, CAGR) på om lag 3 %, basert på dagens prognoser.
Planlagt vedlikeholdsaktivitet ventes å redusere egenproduksjonen med rundt 50 tusen foe per dag for året 2021.
Produksjonen² i 2021 ventes å være om lag 2 % over 2020 nivået.

Disse utsagnene om fremtidige forhold er basert på nåværende oppfatninger om fremtidige hendelser, og er i sin natur gjenstand for betydelig risiko og usikkerhet, ettersom de gjelder hendelser og avhenger av forhold som skal finne sted i framtiden. Vi fortsetter å følge med på innvirkningen av covid-19 på våre operasjoner. Utsettelse av produksjonen for å skape fremtidig verdi, produksjonskutt, gassavtak, tidspunkt for når ny kapasitet settes i drift, driftsregularitet, den vedvarende innvirkningen av covid-19 og aktivitetsnivået i landbasert virksomhet i USA utgjør de viktigste risikoelementene forbundet med den foregående produksjonsprognosen. Det har vært betydelig usikkerhet som er skapt av covid-19-pandemien, og vi kan fortsatt ikke forutse de endelige konsekvensene av disse hendelsene, deriblant innvirkningen på de generelle økonomiske forholdene over hele verden. Våre fremtidige økonomiske resultater, inkludert kontantstrøm og likviditet, vil bli påvirket av omfang og varighet av gjeldende markedsforhold, utviklingen i realiserte priser, inkludert prisdifferanser og virkningen av tiltak som er iverksatt som svar på pandemien. Ytterligere informasjon finnes i seksjon 5.7 Utsagn om framtiden.

² Se seksjon 5.2 Bruk og avstemming av non-GAAP måltall.

³ Med estimert valutakurs på 9,0 mellom USD og NOK.

⁴ Produksjonsveiledningen gjenspeiler våre estimater av sikre reserver beregnet i henhold til det amerikanske tilsynet Securities and Exchange Commission (SEC) sine retningslinjer og ytterligere produksjon fra andre reserver som ikke er tatt med i estimatene av sikre reserver. Vekstraten er basert på historiske produksjonstall, hensyntatt porteføljejusteringer.

2.2 Vår virksomhet

Historie

18. september 1972

Equinor, tidligere Statoil, ble grunnlagt ved et enstemmig stortingsvedtak, og stiftet som aksjeselskap under navnet Den norske stats oljeselskap AS. Som et heleid statlig selskap på den tiden var Equinors rolle i utgangspunktet å fungere som regjeringens kommersielle instrument i utviklingen av norsk olje- og gassindustri. Equinors virksomhet, som har vokst parallelt med norsk olje- og gassindustri, var i hovedsak konsentrert om leting, utvikling og produksjon av olje og gass på norsk sokkel.

1979 – 1981

Statfjordfeltet ble funnet i Nordsjøen og ble satt i produksjon. I 1981 ble Equinor det første norske selskapet som fikk operatøransvar for et felt, på Gullfaks i Nordsjøen.

1980- og 1990-tallene

Equinor vokste kraftig gjennom utbyggingen på norsk sokkel (Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Troll og andre felt). Equinor ble også en viktig aktør i det europeiske gassmarkedet ved å inngå store salgskontrakter for utvikling og drift av gasstransportsystemer og terminaler. I disse tiårene var Equinor også involvert i raffinering og markedsføring i Skandinavia, og etablerte et omfattende nett av bensinstasjoner. Selskapet solgte seg helt ut av denne bransjen i 2012

2001

Equinor ble notert ved børsene i Oslo og New York, og ble et allmennaksjeselskap under navnet Statoil ASA, nå Equinor ASA, der en majoritet på 67 % av aksjene er eid av den norske stat.

2007 - 2018

Equinors evne til å realisere potensialet på norsk sokkel fullt ut og vokse internasjonalt ble styrket gjennom fusjonen med Norsk Hydros olje- og gassdivisjon 1. oktober 2007. Equinors virksomhet vokste som følge av betydelige investeringer på norsk sokkel og internasjonalt. Equinor leverte verdens lengste flerfaserørledninger på gassfeltene Ormen Lange og Snøhvit, og den enorme Ormen Lange-utbyggingen ble fullført i 2007.

Equinor utvidet også virksomheten til å omfatte blant annet Algerie, Angola, Aserbajdsjan, Brasil, Nigeria, Storbritannia og den amerikanske delen av Mexicogolfen. Den landbaserte virksomheten i USA bidrar med den største internasjonale produksjonen utenfor Norge, og med Peregrinofeltet er Equinor den største internasjonale operatøren i Brasil.

2018 og 2019

Statoil ASA skiftet navn til Equinor ASA, etter at navneskiftet ble godkjent av generalforsamlingen 15. mai 2018. Navnet støtter opp under selskapets strategi og utvikling som et bredt energiselskap, i tillegg til å gjenspeile Equinors evolusjon og identitet som et selskap for kommende generasjoner.

Produksjonen fra Johan Sverdrupfeltet, som stadig setter nye rekorder, startet i oktober 2019. Med strøm fra land er det et av de mest karboneffektive feltene i verden.

2020

Equinor satte seg en ambisjon om å oppnå klimanøytrale globale operasjoner innen 2030, og bli et klimanøytralt selskap innen 2050, inkludert utslipp fra produksjon og bruk av energi.

Equinor kunngjorde endringer i selskapets rapporteringssegmenter, konsernstruktur og konsernledelse for å styrke gjennomføringen av selskapets strategi for sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. Endringene skal bidra til økt verdiskaping fra selskapets olje- og gassprosjekter i verdensklasse, lønnsom vekst innenfor fornybar energi og utvikling av lavkarbonløsninger.

Dagens aktiviteter

Equinors tilgang til råolje i form av egenvolumer og myndighets- og tredjepartsvolumer gjør Equinor til en stor selger av råolje. Equinor er også den nest største leverandøren av naturgass til det europeiske markedet. Prosessering, raffinering, havvind og karbonfangst og -lagring inngår også i virksomheten.

De siste årene har Equinor brukt sin ekspertise til å utforme og drive virksomheten i ulike miljøer for å utvikle oppstrømsvirksomhet utenfor tradisjonell offshoreproduksjon.

Equinor har virksomhet i mer enn 30 land, og har per 31. desember 2020 21.245 ansatte over hele verden.

Equinors hovedkontor har adresse Forusbeen 50, 4035 Stavanger, Norge, og telefonnummeret er +47 51 99 00 00.

Equinors konkurranseposisjon

De viktigste konkurransefaktorene i olje- og gassindustrien er tilbud og etterspørsel etter olje og gass, lete- og produksjonskostnader, globale produksjonsnivåer, alternative drivstoffer samt miljø- og myndighetsreguleringer. Når Equinor erverver eiendeler og lisenser for leting, utvikling og produksjon, og innen raffinering, markedsføring og handel med råolje, gass og avledede produkter, eller lisenser og prosjekter for fornybar energi, konkurrerer Equinor med andre integrerte olje- og gasselskaper og øvrige energiselskaper.

Equinor fortsetter å søke nye forretningsmuligheter innen havvind, solkraft, hydrogen og karbonfangst, -bruk og -lagring. Lavere kostnader og forbedret fornybarteknologi har raskt endret landskapet de siste årene. Equinor er en fornybaraktør med ambisiøse mål. Equinors strategi er sikker drift, høy

Hvor vi er

verdiskaping og lave karbonutslipp, og Equinor satser på en bærekraftig energiframtid og et klimanøytralt samfunn.

Equinors evne til å beholde konkurransekraften vil blant annet avhenge av et kontinuerlig fokus på å redusere kostnader og effektivisere, og evnen til å gripe muligheter på nye områder innen fornybar energi og ta i bruk nye muligheter til digitalisering. Den vil også avhenge av teknologisk innovasjon for å opprettholde reserve- og produksjonsvekst på lang sikt.

Informasjonen om Equinors konkurranseposisjon i den strategiske rapporten er basert på en rekke kilder, bl.a. rapporter fra investeringsanalytikere, uavhengige markedsundersøkelser og interne vurderinger av markedsandelen vår basert på offentlig tilgjengelig informasjon om markedsaktørers finansielle resultater og prestasjoner.

Konsernstruktur

Equinor er et bredt internasjonalt energiselskap med en verdikjede som omfatter de fleste faser, fra leting etter hydrokarboner, gjennom utvikling, produksjon og prosessering til markedsføring og handel, og en voksende fornybarvirksomhet.

Equinors virksomhet styres gjennom følgende

forretningsområder: Utvikling & produksjon Norge (UPN), Utvikling & produksjon internasjonalt (DPI), Utvikling & produksjon Brasil (DPB), Markedsføring, midtstrøm & prosessering (MMP), Nye energiløsninger (NES), Teknologi, prosjekter & boring (TPD), Leting (EXP) og Global strategi & forretningsutvikling (GSB). Forretningsområdene er delt inn i fem rapporteringssegmenter: E&P Norway, E&P International, E&P USA, MMP og Annen virksomhet. Mer informasjon finnes under Segmentrapportering senere i dette kapitlet.

mai 2020 kunngjorde Equinor en endring i sin interne rapportering til ledelsen, som påvirket sammensetningen av Equinors drifts- og rapporteringssegmenter. Equinors oppstrømsaktiviteter i USA rapporteres nå separat til ledelsen, og slik informasjon vurderes også som nyttig for brukerne av årsregnskapet. Dette har ført til at lete- og produksjonsaktivitetene i USA anses som et eget drifts- og rapporteringssegment fra andre kvartal 2020. Tidligere var disse aktivitetene integrert i driftssegmentet DPI, og presentert som del av rapporteringssegmentet E&P International.
november 2020 kunngjorde Equinor endringer i selskapets konsernstruktur og konsernledelse for å styrke gjennomføringen av strategien for sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. Endringene skal bidra til økt verdiskaping fra våre olje- og gassprosjekter i verdensklasse, lønnsom vekst innen fornybar energi og utvikling av lavkarbonløsninger. Den nye konsernstrukturen består av seks forretningsområder og fem enheter i konsernsenteret. Leting og Produksjon Norge (EPN) og Leting og Produksjon internasjonalt (EPI) etableres som to nye forretningsområder. Fornybar (REN) fortsetter som eget forretningsområde, men endrer navn fra Nye energiløsninger (NES). Teknologi, digitalisering og innovasjon (TDI) etableres som eget forretningsområde, mens Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) blir et mer fokusert forretningsområde. Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP) forblir uendret som forretningsområde.

Dagens organisasjonsstruktur gjelder inntil den nye strukturen etter planen trer i kraft 1. juni 2021.

Utvikling & produksjon Norge (UPN)

UPN styrer Equinors oppstrømsvirksomhet på norsk sokkel og leter etter og utvinner råolje, naturgass og NGL i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. UPN skal sørge for sikker og effektiv drift, og endre norsk sokkel for å levere bærekraftige verdier i mange tiår framover. UPN former framtiden på norsk sokkel med en digital omlegging og løsninger for å oppnå lavere karbonavtrykk og høy utvinningsgrad.

Fra 1. juni 2021 endrer UPN navn til Leting og Produksjon Norge (EPN).

Utvikling & produksjon internasjonalt (DPI)

DPI styrer Equinors oppstrømsvirksomhet i alle land utenom Norge og Brasil. DPI har virksomhet på seks kontinenter, og leter etter og utvinner råolje, naturgass og NGL på land og til havs, og innfører strenge sikkerhetsstandarder, teknologiske nyskapinger og miljøbevissthet. DPI har som mål å bygge opp en konkurransedyktig internasjonal portefølje – sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp.

Fra 1. juni 2021 endrer DPI navn til Leting og Produksjon internasjonalt (EPI).

Utvikling & produksjon Brasil (DPB)

DPB styrer utviklingen og produksjonen av olje- og gassressurser i Brasil, som Equinor anser som et kjerneområde for langsiktig vekst. Equinor har en mangfoldig portefølje i Brasil med virksomhet i alle faser av utviklingen fra leting til produksjon. De fleste lisensene i Brasil er i dypvannsområder, og noen ligger på mer enn 2.900 meters havdyp. Equinor har hatt produksjon i Brasil siden 2011, først fra Peregrinofeltet i Camposbassenget. DPB vil utvikle en konkurransedyktig portefølje og skaper verdier ved å øke kapasiteten og forbedre utvinningen fra modne felt, og samtidig redusere utslippene og ha sikkerhet som førsteprioritet.

Fra 1. juni 2021 inkluderes DPB i Leting og Produksjon internasjonalt, og vil ikke lenger være et eget forretningsområde.

Utvikling & produksjon USA (DPUSA)

DPUSA styrer Equinors oppstrømsvirksomhet i USA og Mexicogolfen og leter etter, utvikler og utvinner olje og gass på land og til havs. Equinor har vært til stede i USA siden 1987. Ambisjonen til DPUSA er å utvikle en konkurransedyktig portefølje i USA. Segmentet E&P USA produserte om lag 19 % av Equinors samlede egenproduksjon av olje og gass i 2020.

Fra 24. juli 2020 ble driftssegmentet DPUSA og rapporteringssegmentet E&P USA rapportert som egne forretningsområder i andre kvartal 2020 og utover.

DPUSA styres gjennom forretningsområdet DPI, som fra 1. juni 2021 endrer navn til Leting og Produksjon Internasjonalt (EPI).

Markedsføring, midtstrøm & prosessering (MMP)

MMP arbeider for å maksimere verdiskapingen i Equinors globale midtstrøms- og markedsføringsvirksomhet. MMP har ansvaret for den globale markedsføringen og handelen av råolje, petroleumsprodukter, naturgass og elektrisk kraft, samt markedsføring av den norske stats naturgass og råolje fra norsk sokkel. MMP har ansvaret for landanlegg og transport, i tillegg til utvikling av verdikjedene for å sikre leveranse fra Equinors oppstrømsproduksjon til markedet og maksimal verdiskaping. Fra 1. februar 2020 har MMP også ansvaret for lavkarbonløsninger, som for eksempel karbonfangst og -lagring og lignende løsninger.

Arild Alstad, Tjeldbergodden, Norge.

Nye energiløsninger (NES)

NES gjenspeiler Equinors langsiktige mål om å supplere selskapets olje- og gassportefølje med lønnsom fornybar energi. NES har ansvaret for vindparker, solenergianlegg og andre former for fornybar energi. NES tar sikte på å gjøre dette ved å kombinere Equinors olje- og gasskompetanse, kapasitet innen prosjektleveranser og evne til å integrere teknologiske løsninger.

Fra 1. juni 2021 endrer NES navn til Fornybar (REN), og blir rapportert som et eget rapporteringssegment i konsernregnskapet.

Teknologi, prosjekter & boring (TPD)

TPD har ansvaret for feltutvikling, brønnleveranser, teknologiutvikling og anskaffelser i Equinor. TPD har som mål å levere trygg, sikker og effektiv feltutvikling, inkludert brønnkonstruksjon, basert på prosjektgjennomføring og teknologi i verdensklasse. TPD benytter innovative teknologier, digitale løsninger og karboneffektive konsepter for å forme en konkurransedyktig prosjektportefølje som er en pådriver i omleggingen av energinæringen. Bærekraftige verdier skapes sammen med leverandørene våre gjennom en forenklet, standardisert og formålstilpasset tilnærming.

Fra 1. juni 2021 overføres Forskning og teknologi til det nye forretningsområdet Teknologi, digitalisering og innovasjon (TDI), mens Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) vil utgjøre et annet forretningsområde.

Leting (EXP)

EXP styrer Equinors letevirksomhet over hele verden og har som mål å posisjonere Equinor som et av verdens ledende leteselskap. Dette oppnås gjennom å gå inn i nye områder med høyt potensial i prioriterte bassenger, en global prioritering og boring av flere brønner i vekstområder og uutforskede bassenger, utføre feltnær leting på norsk sokkel og i andre utvalgte områder, samt gjennom betydelig forbedrede resultater.

Fra 1. juni 2021 inkluderes EXP i Leting og produksjon Norge og Leting og produksjon internasjonalt, avhengig av hvor letevirksomheten foregår, og vil ikke lenger utgjøre et eget forretningsområde.

Global strategi og forretningsutvikling (GSB)

GSB utarbeider konsernets strategi og styrer forretningsutviklingen samt fusjons- og oppkjøpsaktiviteter for Equinor. Ambisjonen til forretningsområdet GSB er å sikre nær forbindelse mellom konsernstrategi, forretningsutvikling og fusjons- og oppkjøpsaktiviteter for å aktivt fremme videreutviklingen av Equinor som selskap.

Fra 1. juni 2021 er GSB ikke lenger et eget forretningsområde, og oppgavene vil dekkes av andre konsernenheter.

Presentasjon

I de følgende seksjonene i rapporten blir driften rapportert i henhold til rapporteringssegment. Underliggende aktiviteter eller resultatområder presenteres etter hvordan rapporteringssegmentet organiserer sin drift. For ytterligere informasjon, se note 3 Segmentinformasjon til konsernregnskapet.

Etter krav fra det amerikanske tilsynet Securities and Exchange Commission (SEC) foretar Equinor sin rapportering om olje -og gassreserver og visse tilleggsopplysninger om olje og gass etter geografiske områder. Equinors geografiske områder er definert per land og kontinent og består av Norge, Eurasia utenom Norge, Afrika, USA og Amerika utenom USA. For ytterligere informasjon, se seksjon 4.2 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass (urevidert) i kapitlet Regnskap og noter.

Segmentrapportering

Forretningsområdene DPI og DPB er slått sammen til rapporteringssegmentet Leting & produksjon internasjonalt (E&P International). Sammenslåingen er basert på sammenfallende økonomiske særtrekk, som inntektsvekst, endring i resultat etter skatt og langsiktig avkastning på eiendelene, i tillegg til eiendelenes langsiktige og kapitalintensive natur og eksponering for svingninger i råvareprisene på olje og gass, type produkter, tjeneste- og produksjonsprosesser, kundesammensetning, distribusjonsmetoder og rammebetingelser. Rapporteringssegmentene Leting & produksjon Norge (E&P Norway), Leting & produksjon USA (E&P USA) og MMP utgjør henholdsvis forretningsområdene UPN, DPUSA og MMP. Forretningsområdene NES, GSB, TPD, EXP og Konsernstaber og -tjenester rapporteres inn under segmentet «Andre» grunnet uvesentlighet.

Fra og med andre kvartal 2020 endret Equinor sin interne rapportering til ledelsen, noe som har påvirket sammensetningen av Equinors drifts- og rapporteringssegmenter. Fra andre kvartal vil Equinors oppstrømsaktiviteter i USA rapporteres separat til ledelsen. Siden slik informasjon også vurderes som nyttig for brukerne av årsregnskapet, er lete- og produksjonsaktivitetene i USA fra andre kvartal 2020 et eget drifts- og rapporteringssegment. Tidligere var disse aktivitetene integrert i driftssegmentet DPI, og presentert som del av rapporteringssegmentet E&P International. Den nye strukturen er reflektert tilbake i tid med omarbeidede, sammenlignbare tall.

Mesteparten av kostnadene i forretningsområdene GSB, TPD og EXP fordeles ut til rapporteringssegmentene E&P International, E&P Norway, E&P USA og MMP. Leteaktiviteter styres av forretningsområdet EXP, som har globalt ansvar for funn og vurdering av nye ressurser for hele konsernet. Leteaktivitetene fordeles ut til og presenteres i de respektive forretningsområdene for utvikling og produksjon.

Interne transaksjoner i olje- og gassvolumer skjer mellom våre rapporteringssegmenter før salg av slike volumer i markedet. For konserninterne transaksjoner har Equinor etablert en markedsbasert metode for prissetting i samsvar med kravene i gjeldende lover og forskrifter. Ytterligere informasjon finnes i seksjon 2.9 Resultater for drift, avsnitt Produksjonsvolumer og priser.

Equinor eliminerer internsalg ved fastsetting av de samlede resultatene for rapporteringssegmentene. Internsalg omfatter transaksjoner som er registrert i forbindelse med vår olje- og gassproduksjon i E&P-rapporteringssegmentene, og i forbindelse med salg, transport eller raffinering av olje- og gassproduksjonen i rapporteringssegmentet MMP. Visse typer transportkostnader rapporteres både i segmentene MMP, E&P USA og E&P International.

CONFIDE NTIAL

Segmentet E&P Norway produserer olje og gass som selges internt til MMP-segmentet. En stor del av oljen som produseres av segmentene E&P USA og E&P International selges også gjennom MMP-segmentet. Resterende olje og gass fra segmentene E&P International og E&P USA selges direkte i markedet. I 2020 var gjennomsnittlig internpris for naturgass 2,26 USD per mmbtu. Gjennomsnittlig internpris var 4,46 USD per mmbtu i 2019. For olje solgt fra rapporteringssegmentet E&P Norway til rapporteringssegmentet MMP er internprisen gjeldende markedsbasert pris minus en kostnadsdekningsrate. Følgende tabell viser finansiell informasjon for de fem rapporteringssegmentene, inkludert konserninterne elimineringer for toårsperioden fram til 31. desember 2020.

For ytterligere informasjon, se note 3 Segmentinformasjon i konsernregnskapet.

Segmentresultater

		For regnskapsåret
(i millioner USD)		2019*

Leting & produksjon Norge
Sum inntekter	11.895	18.832
Resultat før finansposter og skattekostnad	3.097	9.631
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	35.833	33.795

Leting & produksjon internasjonalt
Sum inntekter	3.489	6.085
Resultat før finansposter og skattekostnad	(3.565)	1.471
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	17.329	20.784

Leting & produksjon USA
Sum inntekter	2.615	4.239
Resultat før finansposter og skattekostnad	(3.512)	(2.271)
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	12.376	16.774

Markedsføring, midtstrøm & prosessering
Sum inntekter	44.945	60.955
Resultat før finansposter og skattekostnad	359	1.004
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	4.147	5.124

Annen virksomhet (Andre)
Sum inntekter	421	624
Resultat før finansposter og skattekostnad	(98)	92
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	4.135	4.214

Elimineringer2)
Sum inntekter	(17.547)	(26.379)
Resultat før finansposter og skattekostnad	296	(629)
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	-	-

Equinor konsern
Sum inntekter	45.818	64.357
Resultat før finansposter og skattekostnad	(3.423)	9.299
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	73.820	80.691

* Leting & produksjon internasjonalt og Leting & produksjon USA har blitt omarbeidet for å vise endringer i segmentene.

1) Egenkapitalkonsoliderte investeringer, utsatte skattefordeler, pensjonsmidler og langsiktige finansielle poster er ikke allokert til segmentene. Bruksrettigheter i hht IFRS16 er inkludert i Annen virksomhet.

2) Inkluderer eliminering av salg på tvers av segmentene og tilhørende urealisert gevinst, hovedsakelig fra salg av råolje og produkter. Inntekten på tvers av segmentene er basert på estimerte markedspriser.

Den følgende tabellen viser totale salgsinntekter og andre inntekter fordelt per land:

2020 Sum inntekter henført til geografiske områder			Flytende	Raffinerte
(i millioner USD)	Olje	Gass	naturgass	produkter	Annet	Totalt

Norge	20.684	5.871	4.341	4.293	1.465	36.655
USA	3.636	1.013	728	613	474	6.464
Danmark	0	66	0	1.628	382	2.076
Brasil	76	11	0	0	7	95
Andre områder	112	251	0	0	112	475

Sum inntekter og andre inntekter1)	24.509	7.213	5.069	6.534	2.441	45.765

1) Eksklusive resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer

2019 Sum inntekter henført til geografiske områder (i millioner USD)	Olje	Gass	Flytende naturgass	Raffinerte produkter	Annet	Totalt

Norge	25.106	9.525	4.674	6.334	611	46.250
USA	7.120	1.353	1.132	1.697	229	11.532
Danmark	0	12	0	2.580	191	2.783
Brasil	1.099	19	0	0	560	1.678
Andre områder	180	372	0	41	1.358	1.951

Sum inntekter og andre inntekter1)	33.505	11.281	5.807	10.652	2.949	64.194

1) Eksklusive resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer

Forskning og utvikling

Equinor anser teknologi og innovasjon som sentralt for å realisere selskapets strategi. Equinor jobber kontinuerlig med forskning, utvikling og implementering av innovativ teknologi for å skape muligheter og styrke verdien av selskapets eksisterende og framtidige eiendeler.

Teknologistrategien fastsetter retningen for å utvikle og ta i bruk teknologi for å nå Equinors ambisjoner. Equinor prioriterer og framskynder utviklingen av verdifull teknologi for bred innføring i eksisterende og nye verdikjeder, slik at vi kan:

Optimalisere produksjonen fra eksisterende felt og feltnære forekomster
Utvikle lavkarbonløsninger for olje og gass
Finne og utvikle rike bassenger og dypvannsområder
Utnytte reservoarer med lav utvinningsgrad
Utvikle muligheter innen fornybar energi

Equinor benytter en rekke ulike verktøy for utvikling av ny teknologi:

Intern forskning og utvikling
Samarbeid med akademiske institusjoner, forskningsinstitusjoner og leverandører
Prosjektrelatert utvikling som en del av våre feltutviklingsaktiviteter
Direkte investering i nystartede teknologiselskaper gjennom Equinor Ventures' investeringsaktiviteter
Invitasjon til åpne innovasjonskonkurranser som en del av Equinor Innovate

Ytterligere informasjon finnes i note 7 Andre kostnader til konsernregnskapet.

Nøkkeltall

(i millioner USD med mindre annet er opplyst)	2020	2019	2018	2017	2016

Finansiell informasjon
Sum inntekter	45.818	64.357	79.593	61.187	45.873
Driftskostnader	(8.831)	(9.660)	(9.528)	(8.763)	(9.025)
Driftsresultat	(3.423)	9.299	20.137	13.771	80
Årets resultat	(5.496)	1.851	7.538	4.598	(2.902)
Langsiktig finansiell gjeld	32.338	24.945	23.264	24.183	27.999
Netto rentebærende gjeld før justeringer	19.493	16.429	11.130	15.437	18.372
Sum eiendeler	121.972	118.063	112.508	111.100	104.530
Sum egenkapital	33.892	41.159	42.990	39.885	35.099
Netto gjeld over sysselsatt kapital1)	36,5%	28,5%	20,6%	27,9%	34,4%
Netto gjeld over sysselsatt kapital justert1)	31,7%	23,8%	22,2%	29,0%	35,6%
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)2)	1,8%	9,0%	12,0%	8,2%	-0,4%
Operasjonell informasjon
Egenproduksjon olje og gass (tusen foe/dag)	2.070	2.074	2.111	2.080	1.978
Sikre olje- og gassreserver (millioner foe)	5.260	6.004	6.175	5.367	5.013
Reserveerstatningsrate (årlig)	(0,05)	0,75	2,13	1,50	0,93
Reserveerstatningsrate (gjennomsnittlig over tre år)	0,95	1,47	1,53	1,00	0,70
Produksjonskostnader egenproduksjonsvolumer (USD/foe)	4,8	5,3	5,2	4,8	5,0
Gjennomsnittlig Brent oljepris (USD/fat)	41,7	64,3	71,1	54,2	43,7
Aksjeinformasjon3)
Utvannet resultat per aksje (i USD)	(1,69)	0,55	2,27	1,40	(0,91)
Aksjekurs på OSE (Norge) 31. desember (i NOK)4)	144,95	175,50	183,75	175,20	158,40
Aksjekurs på NYSE (USA) 31. desember (i USD)	16,42	19,91	21,17	21,42	18,24
Utbetalt utbytte per aksje (i USD)5)	0,71	1,01	0,91	0,88	0,88
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære aksjer utestående (i millioner)	3.269	3.326	3.326	3.268	3.195

1) Se seksjon 5.2 Bruk og avstemming av non-GAAP måltall for netto gjeld over sysselsatt kapital.

2) Se seksjon 5.2 Bruk og avstemming av non-GAAP måltall for avkastning på gjennomsnittlig justert sysselsatt kapital (ROACE).

3) Se seksjon 5.1 Aksjonærinformasjon for en beskrivelse av hvordan utbytte fastsettes og informasjon om tilbakekjøp av egne aksjer.

4) Siste handelsdag på Oslo Børs i 2020 var 30. desember.

5) For 2020 ble det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2019 og utbytte for første og andre kvartal 2020. For 2019 ble det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2018 og første og andre kvartal 2019.

2.3 Leting & Produksjon Norge (E&P Norway)

Gina Krog, norsk sokkel.

Oversikt

Segmentet Leting & produksjon Norge dekker leting, feltutvikling og drift på norsk sokkel, som omfatter Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. E&P Norway skal sørge for sikker og effektiv drift samt maksimal utnyttelse av verdipotensialet på norsk sokkel. E&P Norway foretar en omlegging på norsk sokkel med digitale og karboneffektive løsninger, og vurderer elektrifisering av flere av installasjonene til havs.

For 2020 rapporterer Equinor produksjon på norsk sokkel fra 41 Equinor-opererte og åtte partner-opererte felt.

Viktige hendelser og porteføljeutvikling i 2020 og tidlig i 2021:

Equinors produksjon på norsk sokkel i 2020 var stort sett upåvirket av de forebyggende tiltakene mot covid-19, som bemanningsbegrensninger og karantenering. Den 12 uker lange streiken på heliporter langs norskekysten i høst hadde også liten innvirkning på den årlige produksjonen.
Equinor og lisenspartnerne kunngjorde 9. januar 2020 at produksjonen fra Statfjordfeltet i Nordsjøen forlenges til 2040. En planlagt oppgradering av tre plattformer og frammodning av nye utvinnbare reserver gjør dette mulig.
Den 14. januar ble Equinor tildelt 23 utforskningslisenser (14 som operatør) på norsk sokkel i Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2019 for modne områder.
En ny kompressor som øker kapasiteten på gassprosessering på Troll C, kom i drift 30. januar. Den utvidede kapasiteten har gjort det mulig å framskynde og øke betydelig produksjonen fra Framfeltet, som er knyttet opp mot Troll.
Olje- og energidepartementet godkjente 8. april planene for utvikling og drift av Hywind Tampen, en 88 MW flytende havvindpilot som skal levere vindkraft til installasjonene på Snorre- and Gullfaksfeltet i Tampenområdet av Nordsjøen.
Kongen i statsråd besluttet 7. mai å redusere oljeproduksjonen på norsk sokkel fra juni og ut desember. E&P Norway foretok tilsvarende kutt i produksjonen og bidro til Norges forpliktelse.
Equinor og lisenspartnerne har besluttet en delvis elektifisering av Sleipnerfeltet og tilknyttede installasjoner, for en maksimal utnyttelse av kraften fra land til området. En oppdatert plan for utbygging og drift ble overlevert til myndighetene 9. juni.
Den 11. juni kunngjorde Equinor og Aker BP at partene var blitt enige om de kommersielle betingelsene for en koordinert utvikling av lisensene Krafla, Fulla og Nord for Alvheim. I dette området av Nordsjøen er det flere olje- og gassfunn.
Equinor og lisenspartnerne overleverte 28. september planen for utvikling og drift av oljefeltet Breidablikk i Nordsjøen til Olje- og energidepartementet. Produksjonsstart er planlagt i første halvdel av 2024.
En brann på Melkøya LNG-anlegg i Hammerfest 29. september reduserte produksjonen med 50 000 foe/d i fjerde kvartal. Det reparerte Melkøyanlegget ventes å komme i drift i oktober 2021.
Den 18. oktober kunngjorde Equinor og lisenspartnerne at oljeproduksjonen fra Johan Sverdrupfeltet var økt til 470 000 fat per dag. Produksjonskapasiteten utvides, og ved årsskiftet kom produksjonen opp i 500 000 fat per dag, som er 60 000 mer enn opprinnelig planlagt i PUD. Produksjonskapasiteten er ventet å nå 535 000 fat per dag innen midten av 2021. Det kjempemessige Johan Sverdrupfeltet kom i drift 5. oktober 2019 og drives med kraft fra land.
Equinor og lisenspartnerne tildelte 12. november kontrakter for konseptstudier for å modne videre utviklingen av oljefeltet Wisting i Barentshavet, rundt 300 km fra fastlandet.
Gassproduksjonen fra første fase av Ærfuglutbyggingen i Norskehavet begynte 13. november. Undervannsutbyggingen er knyttet opp mot produksjonsskipet Skarv, rundt 200 km vest for Sandnessjøen. Equinor har en 36.165% eierandel uten operatøransvar i lisensen.
Den 12. desember begynte oljeproduksjonen fra Snorre expansion i Nordsjøen, et prosjekt for økt utvinning som bidrar til å forlenge Snorrefeltets levetid til 2040.
Equinor og lisenspartnerne overleverte 16. desember en oppdatert plan for utvikling og drift av Statfjord Øst til Olje- og energidepartementet. Investeringene på NOK 3 milliarder ventes å gi økt utvinning fra Statfjord Øst og bidra til å forlenge levetiden til Statfjord C-plattformen og Statfjord Øst-feltet til 2040.
Den 19. januar 2021 ble Equinor tildelt 17 utforskningslisenser (10 som operatør) på norsk sokkel i Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2020 for modne områder.

Troll A, norsk sokkel.

Store produserende felt og felt under utbygging hvor Equinor og Equinors lisenspartnere er operatør

Felt i produksjon på norsk sokkel

Tabellen nedenfor viser gjennomsnittlig bokført produksjon per dag fram til 31. desember for årene 2020, 2019 og 2018 for E&P Norway. Produksjonen gikk opp i 2020 på grunn av nye felt i produksjon og et høyere fleksibelt gassavtak, og ble delvis oppveid av høyere uplanlagte tap.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

	For regnskapsåret
	2020			2019			2018
	Olje og NGL	Naturgass		Olje og NGL	Naturgass		Olje og NGL	Naturgass
Produksjonsområde			tusen fat/dag mill. m3/dag tusen foe/dag			tusen fat/dag mill. m3/dag tusen foe/dag			tusen fat/dag mill. m3/dag tusen foe/dag

Equinor-opererte felt	570	96	1.173	461	98	1.079	470	99	1.090
Partneropererte felt	60	13	143	65	13	147	79	16	181
Egenkapitalkonsolidert produksjon	-	-	-	9	-	9	16	-	16
Totalt	630	109	1.315	535	111	1.235	565	115	1.288

Johan Sverdrup, norsk sokkel.

Tabellene nedenfor viser den bokførte produksjonen på norsk sokkel per felt der Equinor deltok i løpet av året som ble avsluttet 31. desember 2020.

Equinor-opererte felt, gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

		Equinors			Gjennomsnittlig daglig produksjon i
Felt	Geografisk område	eierinteresse i %	Oppstart	Utløpsdato for lisens	2020 tusen foe/dag
Johan Sverdrup	Nordsjøen	42,63	2019	2036-2037	191
Troll Fase 1 (Gass)	Nordsjøen	30,58	1996	2030	184
Oseberg	Nordsjøen	49,30	1988	2031	90
Gullfaks	Nordsjøen	51,00	1986	2036	85
Aasta Hansteen	Norskehavet	51,00	2018	2041	75
Åsgard	Norskehavet	34,57	1999	2027	62
Visund	Nordsjøen	53,20	1999	2034	62
Tyrihans	Norskehavet	58,84	2009	2029	46
Kvitebjørn	Nordsjøen	39,55	2004	2031	36
Grane	Nordsjøen	36,61	2003	2030	29
Snøhvit	Barentshavet	36,79	2007	2035	29
Sleipner Vest	Nordsjøen	58,35	1996	2028	28
Troll Fase 2 (Olje)	Nordsjøen	30,58	1995	2030	26
Statfjord Unit	Nordsjøen	44,34	1979	2026	24
Fram	Nordsjøen	45,00	2003	2024	24
Snorre	Nordsjøen	33,28	1992	2040	22
Gina Krog	Nordsjøen	58,70	2017	2032	19
Gudrun	Nordsjøen	36,00	2014	2028-2032	18
Mikkel	Norskehavet	43,97	2003	2024	14
Valemon	Nordsjøen	53,78	2015	2031	13
Kristin	Norskehavet	55,30	2005	2027-2033	13
Heidrun	Norskehavet	13,04	1995	2024-2025	10
Norne	Norskehavet	60,00	1997	2026	10
Trestakk	Norskehavet	59,10	2019	2029	10
Utgard	Nordsjøen	38,441)	2019	2028	8
Morvin	Norskehavet	64,00	2010	2027	8
Alve	Norskehavet	53,00	2009	2029	5
Vigdis area	Nordsjøen	41,50	1997	2040	5
Tordis area	Nordsjøen	41,50	1994	2040	5
Sleipner Øst	Nordsjøen	59,60	1993	2028	5
Urd	Norskehavet	63,95	2005	2026	3
Gungne	Nordsjøen	62,00	1996	2028	3
Statfjord Nord	Nordsjøen	21,88	1995	2026	2
Sigyn	Nordsjøen	60,00	2002	2022	2
Byrding	Nordsjøen	70,00	2017	2024-2035	1
Veslefrikk	Nordsjøen	18,00	1989	2025-2031	1
Statfjord Øst	Nordsjøen	31,69	1994	2026-2040	1
Sygna	Nordsjøen	30,71	2000	2026-2040	1
Heimdal	Nordsjøen	29,44	1985	2021	0
Gimle	Nordsjøen	70,92	2006	2023-2034	0
Tune	Nordsjøen	50,00	2002	2025-2032	0
Totalt for Equinor-opererte felt					1.173

Partneropererte felt, gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

Felt	Geografisk område	Equinors eierinteresse i %	Operatør Oppstart		Utløpsdato for lisens	Gjennomsnittlig daglig produksjon i 2020 tusen foe/dag

Ormen Lange	Norskehavet	25,35	A/S Norske Shell	2007	2040-2041	58
Skarv	Norskehavet	36,17	Aker BP ASA	2013	2029-2033	31
Ivar Aasen	Nordsjøen	41,47	Aker BP ASA	2016	2029-2036	24
Goliat	Barentshavet	35,00	Vår Energi AS	2016	2042	14
Ekofisk area	Nordsjøen	7,60	ConocoPhillips Skandinavia AS	1971	2028	12
Marulk	Norskehavet	33,00	Vår Energi AS	2012	2025	4
Enoch	Nordsjøen	11,78	Repsol Sinopec North Sea Ltd.	2007	2024	0
Tor II	Nordsjøen	6,64	ConocoPhillips Skandinavia AS	2020	2028	0
Totalt for partneropererte felt						143

Totalt E&P Norway inkludert andel av egenkapitalkonsolidert produksjon						1.315

1) Utgardfeltet i Nordsjøen strekker seg over skillelinjen mellom norsk og britisk sokkel. Volumene gjelder Equinors eierandel på 38,44 % i Utgardfeltet på norsk sokkel. (For volumer som gjelder Equinors eierandel på 38 % i Utgardfeltet på britisk sokkel, henvises det til seksjon 2.4 Leting & Produksjon Internasjonalt, E&P International.)

Største felt i produksjon på norsk sokkel

Equinor-opererte felt

Johan Sverdrup (Equinor 42,63 %) er et stort oljefelt med assosiert gass i Nordsjøen som er bygd ut med fire plattformer: en prosessplattform, en boreplattform, en stigerørsplattform og en boligplattform. Råolje sendes til Mongstad gjennom en egen 283 kilometer lang rørledning, og gass sendes til prosessanlegget på Kårstø gjennom en 156 kilometer lang rørledning via en undersjøisk oppkobling til Statpiperørledningen.

Produksjonen fra feltet startet i oktober 2019.

Andre fase av Johan Sverdrup-feltet er under utbygging og består av en ny prosessplattform som skal knyttes opp mot feltsenteret og fem nye brønnrammer.

Trollfeltet (Equinor 30,58 %) i Nordsjøen er det største gassfeltet på norsk sokkel og et stort oljefelt. Feltet er knyttet opp mot plattformene Troll A, B og C. Trollgassen blir hovedsakelig produsert på Troll A og oljen hovedsakelig på Troll B og C. Fram, Fram H Nord og Byrding er knyttet opp mot Troll C.

Nye kompressorer har økt behandlingskapasiteten for gass: én kompressor ble satt i drift på Troll B i september 2018, og én på Troll C i januar 2020. Tredje fase av Trollfeltet er under utbygging.

Gullfaksfeltet (Equinor 51 %) i Nordsjøen produserer olje og gass og er bygd ut med tre plattformer. Siden produksjonen

startet på Gullfaks i 1986, er det bygd ut flere satellittfelt med undervannsbrønner som blir fjernstyrt fra Gullfaks A- og Cplattformene.

Osebergområdet (Equinor 49,30 %) i Nordsjøen produserer olje og gass. Utbyggingen består av Oseberg feltsenter og produksjonsplattformene Oseberg C, Oseberg Øst og Oseberg Sør. Olje og gass fra satellittfeltene blir transportert til Oseberg feltsenter for prosessering og videre transport. I oktober 2018 startet produksjonen fra Oseberg Vestflanken 2, som er Norges første ubemannede plattform og fjernstyres fra Oseberg feltsenter.

Åsgard (Equinor 34,57 %) gass- og kondensatfelt i Norskehavet er bygd ut med Åsgard A produksjon- og lagerskip for olje, Åsgard B, som er en halvt-nedsenkbar flytende produksjonsplattform for gass og kondensat, og Åsgard C lagerskip for olje og kondensat. Åsgard C er også lager for olje som produseres på Kristin- og Tyrihansfeltene. I 2015 startet Equinor verdens første anlegg for gasskompresjon på havbunnen på Åsgardfeltet. Produksjonen fra Trestakkfeltet, som er knyttet opp mot Åsgard A, startet i juli.

Visund (Equinor 53,2 %, operatør) er et olje- og gassfelt i Nordsjøen som er bygd ut med en flytende, integrert bolig-, bore- og prosessplattform, Visund A, samt en havbunnsinstallasjon i den nordlige delen av feltet. Visund Nord økt oljeutvinning startet produksjonen i september 2018. Det er en havbunnsutbygging med to nye brønner i en ny brønnramme.

Aasta Hansteen (Equinor 51 %, operatør) er et gass- og kondensatfelt i Norskehavet som er bygd ut med en flytende sparplattform og to brønnrammer.

Med Snefrid Nord-brønnen, som ligger 1309 meter under havoverflaten, er dette den dypeste feltutbyggingen på norsk sokkel noensinne.

Gassproduksjonen startet i desember 2018. I september 2019 startet gassproduksjonen fra Snefrid Nord, som er en undervannsløsning med en brønn knyttet opp mot Aasta Hansteen-plattformen.

Tyrihans (Equinor 58,84 %, operatør) er et olje- og gassfelt i Norskehavet som er bygd ut med fem brønnrammer knyttet opp mot Kristinplattformen.

Snøhvit (Equinor 36,79 %, operatør) er et gass- og kondensatfelt som er bygd ut med flere brønnrammer. Snøhvit var den første utbyggingen i Barentshavet, og er forbundet med gassprosessanlegget på Melkøya ved Hammerfest gjennom en 160 kilometer lang rørledning. Askeladd fase 1, som er neste trinn i utbyggingen av Snøhvit, er påbegynt. Etter en brann på Melkøya-anlegget i Hammerfest i september, ble gassproduksjonen fra Askeladd fase 1 utsatt, og ventes nå å starte tidlig i 2022. Produksjonen ble redusert med 50.000 foe per dag i fjerde kvartal på grunn av redusert behandlingskapasitet på Melkøya etter brannen. Det ventes at det reparerte anlegget på Melkøya starter opp igjen produksjonen i oktober 2021.

Partner-opererte felt

Ormen Lange (Equinor 25,35 %, Shell er operatør) er et gassfelt på dypt vann i Norskehavet. Brønnstrømmen går til et landanlegg på Nyhamna for prosessering og eksport. Gassco ble operatør av Nyhamna 1. oktober 2017, med Shell som teknisk tjenesteyter.

Ærfugl (Equinor 36,17 %, Aker BP er operatør) er en havbunnsutbygging av gass- og kondensatfunnene Ærfugl og Snadd Outer i Norskehavet, nær Skarv-feltet, og ligger om lag 200 km vest for Sandnessjøen. Feltet blir bygd ut i to faser, og omfatter seks nye produksjonsbrønner som skal knyttes opp til Skarv flytende produksjons- og lagerskip (FPSO) for behandling og lagring. Gassproduksjonen startet 13. november 2020.

Skarv (Equinor 36,17 %, Aker BP ASA er operatør) er et olje- og gassfelt i Norskehavet. Feltet er bygd ut med et produksjons- og lagerskip og fem bunnrammer med flere brønnslisser i hver ramme.

Ivar Aasen (Equinor 41,47 %, Aker BP ASA er operatør) er et olje- og gassfelt i Nordsjøen. Feltet er bygd ut med en plattform med stålunderstell, boligkvarter og prosessanlegg. Feltet er knyttet opp mot Edvard Grieg-feltet, som tar imot delvis prosessert olje og gass fra Ivar Aasen for videre prosessering og eksport.

Goliat (Equinor 35 %, Vår Energi AS, tidligere Eni Norge AS, er operatør) er det første oljefeltet som er utbygd i Barentshavet. Utbyggingen omfatter undervannsbrønner som er knyttet opp mot en sirkulær, flytende installasjon med produksjons- og lagersystemer. Oljen blir lastet over til skytteltankskip.

Ekofiskområdet (Equinor 7,60 %, ConocoPhillips Skandinavia AS er operatør) består av feltene Ekofisk, Tor, Eldfisk og Embla.

Marulk (Equinor 33 %, Vår Energi AS, tidligere Eni Norge AS, er operatør) er et gass- og kondensatfelt som er koblet til Norneskipet.

Leting på norsk sokkel

Equinor har leteareal og leter aktivt etter nye ressurser i alle tre havområder på norsk sokkel: Norskehavet, Nordsjøen og Barentshavet. Nordsjøen og Norskehavet er fortsatt de viktigste områdene for leting, mens letevirksomheten i Barentshavet ventes å gå ned og bli mer konsentrert rundt eksisterende infrastruktur.

Equinor ble tildelt 17 utvinningstillatelser (10 som operatør) i Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2020 (TFO) for modne områder, og fullførte flere oppkjøpstransaksjoner med andre selskaper.

I 2020 fullførte Equinor og partnerne 20 letebrønner, og gjorde ni kommersielle funn.

Letebrønner boret1)

	For regnskapsåret
	2020	2018

Nordsjøen
Equinor-operert	12	10	5
Partneroperert	1	2	2
Norskehavet
Equinor-operert	1	4	4
Partneroperert	4	6	4
Barentshavet
Equinor-operert	2	4	2
Partneroperert	0	0	1
Totalt (brutto)	20	26	18

1) Ferdigstilte brønner gjennom året, inkludert avgrensing av tidligere funn.

Felt under utbygging på norsk sokkel

Equinors største utbyggingsprosjekter på norsk sokkel per 31. desember 2020:

Askeladd (Equinor 36,79 %, operatør) er neste trinn i utbyggingen av Snøhvitfeltet i Barentshavet. Utbyggingen omfatter to bunnrammer, en 42 kilometer lang rørledning som knyttes opp mot Snøhvit, og boring av tre gassproduksjonsbrønner. Prosjektet ble godkjent i mars 2018. Etter en brann på Melkøyanlegget i september er start av gassproduksjonen omberammet til tidlig i 2022.

Breidablikk (Equinor 36,61% i Grane unit, unitisering ved godkjenning av PUD, operatør) er et oljefelt i Nordsjøen. Plan for utbygging og drift ble overlevert til Olje- og energidepartementet 28. september. Feltet skal bygges ut i en undervannsløsning knyttet opp mot Graneplattformen. Etter prosessering på Graneplattformen skal den produserte oljen

Strategisk rapport

transporteres til Stureterminalen. Oljeproduksjonen ventes å starte i første halvdel av 2024.

Hywind Tampen (Equinor 33,28 % i Snorre og 51 % i Gullfaks, operatør) er en 88 MW flytende havvindpilot som skal forsyne Snorre- og Gullfaksinstallasjonene i Tampenområdet av Nordsjøen med vindkraft. Plan for utbygging og drift ble godkjent av Olje- og energidepartementet 8. april. De elleve planlagte turbinene, som er basert på Equinors Hywindteknologi, ventes å dekke om lag 35 % av det årlige kraftbehovet til de fem plattformene Snorre A, B og C og Gullfaks A og B. Byggestart var i oktober. Havvindpiloten ventes å komme i drift sent i 2022.

Johan Castberg (Equinor 50 %, operatør) er en utbygging av de tre oljefunnene Skrugard, Havis og Drivis, som ligger i Barentshavet rundt 240 kilometer nordvest for Hammerfest. Utbyggingen omfatter et produksjonsskip og en undervannsutbygging med 30 brønner, ti bunnrammer og to satellittstrukturer. Plan for utbygging og drift av feltet ble godkjent av norske myndigheter 28. juni 2018. Forebyggende tiltak mot covid-19, som bemanningsbegrensninger og karantene, har virket inn på framdriften, og start av oljeproduksjonen er omberammet til fjerde kvartal 2023.

Johan Sverdrup, fase 2 (Equinor 42,6%, operatør) er et olje- og gassfunn i Nordsjøen. Plan for utbygging og drift av andre fase av Johan Sverdrup-feltet ble godkjent av Olje- og energidepartementet 19. mai. Utbyggingen omfatter en ny prosessplattform som skal kobles til feltsenteret, fem bunnrammer og 28 brønner. Om lag en fjerdedel av oljen fra hele Johan Sverdrup-feltet vil bli produsert i andre fase. Prosjektet går framover som planlagt, til tross for en noe lavere framdrift ved norske verft som følge av forebyggende tiltak mot covid-19, som bemanningsbegrensninger og karantene. Oljeproduksjonen ventes å starte i fjerde kvartal 2022.

Martin Linge (Equinor 70 %, operatør) er et olje- og gassfelt nær den britiske sektoren av Nordsjøen. Reservoaret er komplekst med gass under høyt trykk og høye temperaturer. Med virkning fra 1. januar 2018 kjøpte Equinor Totals eierandel og overtok operatøransvaret for feltet. Utbyggingen omfatter en plattform med stålunderstell, prosess- og eksportanlegg samt kraftforsyning fra Kollsnes. Sammenkoblingen og ferdigstillingen av Martin Linge er en stor og kompleks oppgave. Som Equinor informerte i oktober, er start av oljeproduksjonen omberammet til sommer 2021, grunnet forebyggende tiltak mot covid-19 og et utvidet arbeidsomfang på plattformen, samt boring av opptil tre nye brønner.

Njord future (Equinor 27,5 %, operatør) er en utbygging som skal gi sikker, pålitelig og effektiv utnyttelse av oljefunnene Njord og Hyme fram mot 2040. Utbyggingen omfatter en oppgradering av den flytende Njord A-plattformen, en optimal løsning for oljeeksport og boring av ti nye brønner. Som en del av oppgraderingen vil plattformen bli klargjort for å knytte opp de to nærliggende feltene Bauge og Fenja. Plan for utbygging og drift ble godkjent 20. juni 2017. Start av oljeproduksjonen er blitt omberammet til sent i 2021 grunnet forebyggende tiltak mot covid-19, økt arbeidsomfang og en forlenget gjennomføringsperiode.

Troll fase 3 (Equinor 30,58 %, operatør) skal øke gassutvinningen fra Troll-feltet og forlenge feltets levetid utover 2050. Plan for utbygging og drift ble godkjent av Olje- og energidepartementet 7. desember 2018. Undervannsutbyggingen omfatter to bunnrammer, åtte produksjonsbrønner, en 36 tommers eksportrørledning og en ny prosessmodul på Troll A-plattformen. Start av gassproduksjonen fra fase 3 er omberammet til fjerde kvartal 2021 grunnet forebyggende tiltak mot covid-19.

Fjerning av installasjoner fra norsk sokkel

I Petroleumsloven pålegger norske myndigheter strenge prosedyrer for fjerning og avhending av olje- og gassinstallasjoner til havs. Oslo-Paris-konvensjonen om beskyttelse av det marine miljøet i det nordøstlige Atlanterhavet (OSPAR), som Norge har forpliktet seg til, stiller krav til hvordan utrangerte olje- og gassinstallasjoner skal avhendes.

Huldra (Equinor 19,87 %, operatør) stengte ned produksjonen i september 2014, etter 13 år i produksjon. Arbeidet med permanent nedstengning av brønner ble fullført i 2017, og plattformen ble fjernet i mai, 2019. Opphugging og gjenvinning av plattformen fant sted på Vats på Sørvestlandet og var avsluttet i april 2020.

Ekofisk (Equinor 7,6 %, ConocoPhillips Skandinavia AS er operatør). I den tredje fjerningskampanjen ble noen installasjoner fjernet i 2020.

Veslefrikk (Equinor 18,0%, operatør): Det planlegges å stenge ned feltet våren 2022, og nedstengningen av brønner begynte tidlig i 2021.. Veslefrikk B skal taues til land for opphugging høsten 2022, og planen er å fjerne Veslefrikk A i 2025/2026.

Mer informasjon om fjerningsaktiviteter finnes under note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper til konsernregnskapet.

2.4 Leting & Produksjon Internasjonalt (E&P International)

Mariner-feltet, britisk sokkel.

Oversikt

Equinor er til stede i flere olje- og gassprovinser i verden. Rapporteringssegmentet Leting & produksjon internasjonalt (E&P International) dekker leting, utvikling og produksjon av olje og gass utenfor norsk sokkel og USA.

Fra og med andre kvartal 2020 blir lete- og produksjonsvirksomheten i USA ansett som et eget drifts- og rapporteringssegment, og blir derfor presentert separat i seksjon 2.5 Leting & produksjon USA.

E&P International er til stede i opp mot 20 land, og hadde produksjon i 12 land i 2020. E&P International stod for om lag 17 % av Equinors samlede egenproduksjon av væsker og gass i 2020, sammenlignet med 20 % i 2019. For informasjon om utviklingen innen sikre reserver, se seksjon 2.9 Resultater for drift under avsnittet Sikre olje- og gassreserver.

Viktige hendelser og porteføljeutvikling i 2020 og tidlig i 2021:

1. januar ble forlengelsen av produksjonsdelingsavtalen fram til 2032 for Blokk 15 i Angola godkjent av myndighetene i Angola. Som en del av avtalen om forlengelse har det statseide oljeselskapet Sonangol Pesquisa e Produção, S.A. blitt partner i blokken med en eierandel på 10 %.
1. januar fullførte Equinor og partner Shell Argentina S.A. et felles kjøp av en eierandel på 49 % (24,5 % hver) i Bandurria Sur-blokken på land i Neuquén-provinsen i Argentina.
1. mai kjøpte Equinor og partner Shell Argentina S.A. ytterligere en eierandel på 11 % (5,5 % hver) i Bandurria Sur-blokken på land i Neuquén-provinsen i Argentina.
1. mai sluttførte Equinor salget av eierandelen på 70 % i Verbier-funnet utenfor kysten av Storbritannia til Jersey Oil and Gas plc.
1. juni ble forlengelsen av produksjonsdelingsavtalen fram til 2045 for Blokk 17 i Angola godkjent av myndighetene i Angola. Som en del av avtalen om forlengelse har det statseide oljeselskapet Sonangol Pesquisa e Produção, S.A. blitt partner i blokken med en eierandel på 5 % fra 2020 og ytterligere en eierandel på 5 % fra 2036.
1. september ble Equinor tildelt tre lisenser i den 32. konsesjonsrunden for britisk sokkel.
1. desember gikk Equinor inn i Blokk 1/14 i Angola gjennom en Risk Service Contract.
1. desember kjøpte Equinor en eierandel på 49 % i aksjeselskapet KrasGeoNaC LLC, som eier tolv konvensjonelle lete- og produksjonslisenser på land i Øst-Sibir.
1. januar 2021 undertegnet Equinor og partner YPF S.A. en avtale med Shell Argentina S.A. om et felles nedsalg av en eierandel på 30 % i blokk CAN 100 utenfor kysten av Argentina. Etter transaksjonen har Equinor en eierandel på 35 % i blokken.
1. januar 2021 sluttførte Equinor salget av en eierandel på 40,81 % i oljefeltet Bressay på britisk sokkel, og overføringen av operatøransvaret for utbyggingen av feltet, til EnQuest Heather Ltd.

• 29. januar 2021 kunngjorde Equinor nedskriving av tidligere balanseførte brønnkostnader knyttet til Equinors letelisens for Blokk 2 i Tanzania.

Se note 4 Oppkjøp og nedsalg til konsernregnskapet for ytterligere informasjon om transaksjonene som er beskrevet ovenfor.

Internasjonal produksjon

I produksjonsdelingsavtaler (PSA) skiller bokført produksjon seg fra egenproduksjon. Egenproduksjon i

produksjonsdelingsavtaler representerer Equinors prosentvise eierandel i et spesifikt felt, mens bokført produksjon representerer Equinors andel av volumer som er fordelt på partnerne i feltet, noe som innebærer flere fradrag, inkludert, men ikke begrenset til, produksjonsavgifter og myndighetenes andel av «profit oil» i vertslandet (ref. seksjon 5.6 Begrep og forkortelser).

Equinors bokførte produksjon utenfor Norge og USA var på 14 % av selskapets samlede bokførte produksjon i 2020.

Tabellen nedenfor viser den gjennomsnittlige daglige bokførte produksjonen av væske og gass i E&P International fram til 31. desember for årene 2020, 2019 og 2018.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

	For regnskapsåret
		2020			2019		2018
	Olje og NGL Naturgass			Olje og NGL	Naturgass		Olje og NGL Naturgass
Produksjonsområde	tusen fat/dag	mill. m3/dag	tusen	tusen fat/dag	mill. m3/dag	tusen	tusen fat/dag	mill. m3/dag	tusen

Amerika (unntatt USA)1)	67	1	72	98	1	103	81	0	83
Afrika	115	3	136	137	4	165	168	6	209
Eurasia	47	2	63	29	3	45	21	3	40
Egenkapitalkonsolidert produksjon	6	0	7	3	0	4	0	0	0
Totalt	236	7	278	267	8	317	270	10	333

1) I 2019 og 2018 er tallene for bokført produksjon omarbeidet for å vise endringen i segmentet. For bokført produksjon for USA, se seksjon 2.5 E&P USA.

Prosessoperatør Bruno Murad i kontrollrommet om bord på produksjons- og lagerskipet på Peregrinofeltet i Brasil.

Tabellen nedenfor gir informasjon om feltene som bidro med produksjon i 2020, inkludert gjennomsnittlig egenproduksjon per felt.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon

Felt	Geografisk område	Equinors eierinteresse i %	Operatør	Oppstart	Utløpsdato for lisens	Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon i 2020 mfoe/dag
Amerika (unntatt USA)						72
Roncador	Brasil	25,00	Petróleo Brasileiro S.A.	2018	2025	42
Hebron	Canada	9,01	ExxonMobil Canada Properties	2017	HPB1)	13
Peregrino	Brasil	60,00	Equinor Brasil Energia Ltda.	2011	20342)	9
Hibernia/Hibernia Southern Extension3)	Canada	Varierende	Hibernia Management and Development Corporation Ltd.	1997	HBP1)	8
Terra Nova4)	Canada	15,00	Suncor Energy Inc.	2002	HBP1)	-
Afrika						192
Block 17	Angola	22,15	Total E&P Angola Block 17	2001	2045	88
Agbami	Nigeria	20,21	Star Deep Water Petroleum Limited (et datterselskap av Chevron i Nigeria)	2008	2024	29
In Salah	Algeria	31,85	Sonatrach5)	2004	2027	27
			BP Exploration (El Djazair) Limited
			Equinor In Salah AS
Block 15	Angola	12,00	Esso Exploration Angola Block 15	2004	2032	22
In Amenas	Algerie	45,90	Sonatrach5)	2006	2027	14
			BP Amoco Exploration (In Amenas) Limited
			Equinor In Amenas AS
Block 31	Angola	13,33	BP Exploration Angola	2012	2031	9
Murzuq	Libya	10,00	Akakus Oil Operations	2003	2035	2
Eurasia						81
ACG	Aserbajdsjan	7,27	BP Exploration (Caspian Sea) Limited	1997	2049	35
Mariner	Storbritannia	36,50	Equinor UK Limited	2019	HBP1)	15
Corrib	Irland	30,00	Vermilion Exploration and Production Ireland Limited	2015	2031	12
Kharyaga	Russland	38,00	Zarubezhneft-Production Kharyaga LLC	1999	2031	9
Utgard6)	Storbritannia	65,11	Equinor Energy AS	2019	HBP1)	8
Barnacle	Storbritannia	44,34	Equinor UK Limited	2019	HBP1)	2
Totalt E&P International						345
Egenkapitalkonsolidert produksjon						7
North Komsomolskoye	Russland	33,33	SevKomNeftegaz LLC	2018	2112	5
Bandurria Sur	Argentina	30,00	Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A.	2020	2050	2
North Danilovskoye7)	Russland	49,00	KrasGeoNaC LLC	2020	2031	0
Totalt E&P International inkludert andel av egenkapitalkonsolidert produksjon						352

1) Held by Production (HBP): En lisensavtale som forlenges utover den opprinnelige perioden så lenge det er produksjon i lønnsomme mengder fra brønnen (e) i lisensen (e) som omfattes.

2) Lisens BMC-7 utløper i 2034, og lisens BMC-47, som er knyttet til fase to av feltutbyggingen, utløper i 2040.

3) Equinors eierandel er 5,0% i Hibernia og 9,26% i Hibernia Southern Extension.

4) Produksjonen på Terra Nova har vært innstilt siden desember 2019.

5) Det fulle navnet til Sonatrach er Société nationale de transport et de commercialisation d'hydrocarbures.

6) Utgard-feltet strekker seg over skillelinjen mellom norsk og britisk sokkel. I denne seksjonen rapporterer vi bare Equinors andel på 38 % på britisk sokkel.

7) Equinors andel av gjennomsnittlig daglig egenproduksjon fra North Danilovskoye-feltet var kun 0,21 tusen foe/d i 2020.

Amerika (unntatt USA)

Brasil

Peregrinofeltet er et Equinor-operert tungoljefelt til havs som ligger i Camposbassenget. Oljen produseres fra to brønnhodeplattformer med boreanlegg, og transporteres til produksjons- og lagerskipet på Peregrino for prosessering og lasting over på skytteltankskip.

Produksjonen fra Peregrino startet i 2011. I fase to i utbyggingen av Peregrinofeltet, som forlenger feltets levetid, er det bygd en tredje brønnhodeplattform, hvor det pågår installasjonsaktiviteter.

I april 2020 ble produksjonen på Peregrinofeltet stanset for at det skulle utføres ikke-planlagt vedlikehold av havbunnsutstyret. Tekniske utfordringer og effekter av covid-19 og smitteverntiltak har påvirket framdriften på vedlikeholdsarbeidet. Det ventes at produksjonen vil starte opp igjen i løpet av første halvår 2021.

Equinor har en eierandel i Roncadorfeltet, som har Petrobras som operatør og ligger til havs i Camposbassenget. Feltet har vært i produksjon siden 1999. Hydrokarboner produseres fra to halvt nedsenkbare plattformer og to produksjons- og lagerskip. Oljen lastes over på skytteltankskip, og gassen sendes gjennom rørledninger til land.

Canada

Equinor har eierandeler i Jeanne d'Arc-bassenget til havs utenfor provinsen Newfoundland and Labrador i de partneropererte produserende oljefeltene Terra Nova, Hebron, Hibernia og Hibernia Southern extension.

Afrika

Angola

Dypvannsblokkene 17, 15 og 31 bidro med 39 % av Equinors egenproduksjon av væsker utenfor Norge i 2020. Hver enkelt blokk styres gjennom en produksjonsdelingsavtale, som angir rettigheter og forpliktelser for deltakerne, deriblant mekanismer for deling av produksjonen med det statseide oljeselskapet i Angola, Sonangol.

Blokk 17 har produksjon fra fire produksjons- og lagerskip: CLOV, Dalia, Girassol og Pazflor. Nye prosjekter på Dalia-, CLOV- og Pazflor-feltene er under utbygging for å motvirke produksjonsnedgang. I juni 2020 ble forlengelsen av produksjonsdelingsavtalen til 2045 godkjent av myndighetene i Angola, med virkning fra 1. april 2020. Som en del av avtalen om forlengelse, har det statseide oljeselskapet Sonangol blitt partner i blokken med en eierandel på 5 % fra 2020, og ytterligere en eierandel på 5 % fra 2036.

Blokk 15 har produksjon fra fire produksjons- og lagerskip: Kizomba A, Kizomba B, Kizomba C-Mondo og Kizomba C-Saxi Batuque. I januar 2020 ble forlengelsen av produksjonsdelingsavtalen til 2032 godkjent av myndighetene i Angola, med virkning fra 1. oktober 2019. Som en del av avtalen om forlengelse har det statseide oljeselskapet Sonangol blitt partner i blokken med en eierandel på 10 %.

Blokk 31 har produksjon fra et produksjons- og lagerskip, fra PSVM-feltene.

Produksjons– og lagerskipene fungerer som produksjonsknutepunkt, og hvert av dem mottar olje fra mer enn ett felt gjennom flere brønner.

Nigeria

Dypvannsfeltet Agbami ligger 110 km utenfor kysten av det sentrale Nigerdeltaet. Agbamifeltet strekker seg over to lisenser: OML 127 og OML 128, der Chevron er operatør gjennom en samordningsavtale. Agbami-feltet styres gjennom en produksjonsdelingsavtale.

For informasjon om Agbami redetermineringsprosess, og tvisten mellom det nasjonale oljeselskapet i Nigeria (Nigerian National Petroleum Corporation) og partnerne i OML 128 om visse vilkår i produksjonsdelingsavtalen for OML 128, se note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til konsernregnskapet.

Myndighetene i Nigeria har framlagt et forslag til ny lov for petroleumsindustrien, som ventes å bli godkjent og innført i 2021.

En ny skattelov, som innebærer at en produksjonsavgift er en del av myndighetenes inntekter fra petroleumssektoren, ble vedtatt i januar 2020, med tilbakevirkende kraft fra 4. november 2019. Produksjonsavgiften betales i form av volum.

Algerie

In Salah er en gassutbygging på land. De nordlige feltene har vært i drift siden 2004. De sørlige feltene har vært i drift siden 2016, og er knyttet opp mot eksisterende anlegg på de nordlige feltene.

In Amenas er en gassutbygging på land som inneholder betydelige væskevolumer. Infrastrukturen på In Amenas omfatter et gassbehandlingsanlegg med tre produksjonslinjer. Produksjonsanlegget er koblet til distribusjonssystemet til Sonatrach.

Egne produksjonsdelingsavtaler, med mekanismer for inntektsfordeling, regulerer rettigheter og forpliktelser mellom partene, og fastsetter felles operatøransvar mellom Sonatrach, BP og Equinor for In Salah og In Amenas.

Eurasia

Aserbajdsjan

Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) er et oljefelt utenfor kysten av Aserbajdsjan. Råoljen sendes til prosessering på Sangachalterminalen før den eksporteres. Rørledningen Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC), hvor Equinor har en eierandel på 8,71 %, er den viktigste eksportruten. Utbyggingen av plattformen Azeri Central East (ACE) på ACG-feltet ble godkjent av partnerne i april 2019. Produksjonen fra den nye plattformen ventes å starte i 2023.

Irland og Russland

Equinor har eierandeler i gassfeltet Corrib utenfor nordvestkysten av Irland, og i oljefeltet Kharyaga i Timan Pechora-bassenget på land nordvest i Russland. Kharyagafeltet styres gjennom en produksjonsdelingsavtale.

Storbritannia

Mariner er et Equinor-operert tungoljefelt i Nordsjøen, og ligger om lag 150 kilometer øst for Shetlandsøyene. Feltet omfatter en produksjons-, bore- og boligplattform med stålunderstell. Olje eksporteres ved lasting fra en flytende lagerenhet på feltet. Produksjonen fra feltet startet i august 2019.

For å opprettholde sikkerheten for personell og sørge for trygge operasjoner under utbruddet av covid-19, ble aktiviteter knyttet til boring og prosjektutvikling på Mariner midlertidig stanset våren 2020. Det er innført målrettede tiltak for å redusere risikoen betydelig for mennesker, eiendeler og operasjoner.

Utgard er et Equinor-operert gass- og kondensatfelt som strekker seg over skillelinjen mellom norsk og britisk sokkel i Nordsjøen. Produksjonen fra feltet startet i september 2019, og fjernstyres fra det norske Sleipnerfeltet. Se seksjon 2.3 Leting & produksjon Norge for mer informasjon.

Barnacle er et Equinor-operert oljefelt i Nordsjøen, som ligger om lag 2 kilometer fra skillelinjen mellom norsk og britisk sokkel i Nordsjøen. Feltet er utviklet med en brønn knyttet opp mot Statfjord B-plattformen. Produksjonen fra feltet startet i desember 2019.

Internasjonal leting

Equinor har fortsatt leteaktiviteten utenfor Norge, og boret letebrønner utenfor kysten av Brasil, Canada, Storbritannia og Aserbajdsjan, i tillegg til letebrønner på land i Argentina, Algerie og Russland. Equinor har fortsatt å forme porteføljen, og tatt avgjørelser om å gå ut av land som ikke lenger blir prioritert for leting, samtidig som selskapet har konsentrert letevirksomheten om områder med mulighet for høy verdiskaping. I 2020 besluttet Equinor å gå ut av Tyrkia, Sør-Afrika og Australia.

Brasil er et av kjerneområdene for Equinors letevirksomhet. I 2020 fullførte Equinor og partnerne to brønner, og Equinor planlegger å fortsette letevirksomheten i 2021.

Equinor og partnerne fullførte fire brønner i Canada i 2020, og gjorde tre funn in Flemish Pass-bassenget utenfor kysten av Newfoundland.

I 32. lisensrunde på britisk sokkel ble Equinor tildelt tre lisenser som operatør. Med disse tildelingene i modne, produserende områder tilfører vi nye muligheter til leteporteføljen nær eksisterende infrastruktur.

I Angola gikk Equinor, sammen med partnere under en Risk Service Contract, inn i leteblokk 1/14, som ligger i det lavere Congobassenget.

Equinor økte sin tilstedeværelse på land i Russland ved å undertegne en avtale med Rosneft om kjøp av en andel på 49 % i aksjeselskapet KrasGeoNac LLC, som omfatter tolv konvensjonelle lete- og produksjonslisenser på land i Øst-Sibir.

Equinor og partner Yacimientos Petroliferos Fiscales S.A. (YPF) undertegnet en avtale med Shell om felles salg av en eierandel på 30 % i blokk CAN 100, som ligger i det nord-argentinske bassenget. Etter transaksjonen har Equinor, som er operatør, en andel på 35 % i blokken.

Equinor og partnerne fullførte elleve letebrønner og gjorde fem kommersielle og tre ikke-kommersielle funn internasjonalt.

Letebrønner boret1)

	For regnskapsåret
	2020	2019	2018

Amerika
Equinor-opererte	3	2	1
Partneropererte	3	3	1
Afrika
Equinor-opererte	0	0	0
Partneropererte	1	0	0
Andre regioner
Equinor-opererte	0	4	1
Partneropererte	4	5	0
Totalt (brutto)	11	14	3

1) Ferdigstilte brønner gjennom året, inkludert avgrensing av tidligere funn.

Felt under utbygging internasjonalt

Amerika (unntatt USA)

Argentina

Bandurria-Sur (Equinor 30 %, YPF S.A. er operatør) er en blokk på land i Neuquén-provinsen i den sentrale delen av det rike Vaca Muerta-området. Utbyggingen av blokken er i slutten av en pilotfase og produserer nå om lag 10.000 foe per dag.

Brasil

Peregrino fase 2 (Equinor 60 %, operatør) utvikler den sørvestlige delen av oljefeltet Peregrino i Campos-bassenget, som ligger 85 km utenfor kysten av staten Rio de Janeiro. Produksjonen fra Peregrino fase 1 startet i 2011, og andre fase av utbyggingen forlenger feltets produktive levetid. Lisensen varer til 2040. Oljeproduksjonsbrønner og vanninjeksjonsbrønner skal bores i det nye området fra en tredje brønnhodeplattform, som knyttes opp mot det eksisterende produksjons- og lagerskipet.

Utbyggingen av Peregrino-feltet i det rike Campos-bassenget er Equinors største internasjonale prestasjon som operatør. I midten av januar 2020 ble den tredje brønnhodeplattformen installert på feltet av Sleipnir, det største kranfartøyet i verden. Flotellet Olympia er koblet til plattformen, for å gjøre den klar til drift.

Når Peregrino C er satt i produksjon, vil den gi arbeid til 350 personer til havs og på land i Brasil.

Covid-19 og smitteverntiltak har påvirket framdriften, og produksjonsstart er flyttet fram til første kvartal 2022.

Eurasia

Russland

North Komsomolskoye (Equinor 33,33 %, SevKomNeftegas er operatør) er et komplekst oljefelt med tyktflytende olje som ligger i Vest-Sibir. Investeringsbeslutningen for første fase ble tatt i 2019. Feltet skal bygges ut gradvis.

Se seksjon 2.12 Risikogjennomgang under «Risiko knyttet til vår virksomhet» for mer informasjon om risiko knyttet til vår virksomhet i Russland.

Funn med potensiell utbygging

Amerika (unntatt USA)

Brasil

Bacalhau (tidligere Carcará) (Equinor 40 %, operatør) er et olje- og gassfunn som strekker seg over BM-S-8 og Bacalhau North i Santosbassenget, 185 km utenfor kysten av delstaten São Paulo i Brasil.

Bacalhau fase 1 modnes fram mot en investeringsbeslutning i 2021. Utbyggingen av en andre fase av Bacalhau vurderes for å utnytte verdipotensialet fullt ut.

BM-C-33 (Equinor 35 %, operatør) omfatter olje- og gassfunnene Pão de Açúcar, Gávea og Séat i den sørvestlige delen av Camposbassenget utenfor kysten av delstaten Rio de Janeiro i Brazil. Prosjektet modnes fram mot et konseptvalg i 2021. En løsning for gasseksport er til vurdering.

Canada

Bay du Nord (Equinor 65% nå, antatt 58,5 % ved en investeringsbeslutning, operatør) er et oljefelt i Flemish passbassenget, som ble funnet av Equinor i 2013. Feltet ligger rundt 500 km nordøst for St. John's i Newfoundland and Labrador i Canada. Equinor vurderer å utvikle både Bay du Nord og det nærliggende satellittfeltet Baccalieu i en undervannsløsning knyttet opp mot et produksjonsskip.

I de nærliggende områdene Cappahayden og Cambriol i Flemish pass-bassenget gjorde Equinor (60 %) og lisenspartneren BP Canada (40 %) to oljefunn i sommer.

Afrika

Tanzania

Blokk 2 (Equinor 65 %, operatør). Equinor gjorde flere store gassfunn i blokk 2 i Det indiske hav utenfor den sørlige delen av Tanzania i perioden 2012-2015. Det pågår samtaler med Tanzanias myndigheter om et egnet juridisk, kommersielt og fiskalt rammeverk for utvikling av funnene med en landbasert LNG-løsning. I juni 2020 ble letelisensen forlenget med ytterligere 3,5 år til 16. desember 2023.

I fjerde kvartal 2020 ble det besluttet å skrive ned tidligere balanseførte brønnkostnader knyttet til Equinors letelisens i blokk 2 i Tanzania, fordi den totale prosjektøkonomien ennå ikke har blitt forbedret nok til å forsvare å beholde den bokførte verdien i balansen. Se også note 11 Immaterielle eiendeler til konsernregnskapet.

Eurasia

Aserbajdsjan

Karabagh (Equinor 50 %, operatør er Karabagh Joint Operating Company) er et felt som ligger 120 kilometer øst for Baku. I 2019 undertegnet Equinor en avtale med det statseide oljeselskapet i Aserbajdsjan, Socar, om å gå inn i Karabaghfunnet og i letelisenser i området Ashrafi-Dan Ulduzu-Aypara (ADUA) med en andel på 50 % hver.

I 2020 boret Equinor en avgrensningsbrønn i Karabaghlisensen som bekreftet hydrokarbonressurser. Det er dannet et felles driftsselskap som har begynt å arbeide med en feltutviklingsløsning.

Storbritannia

Rosebank (Equinor 40 %, operatør) er et olje- og gassfelt som ligger rundt 130 km nordvest for Shetlandsøyene, og er den største kjente forekomsten på britisk sokkel som ennå ikke er utbygd. Prosjektet blir nå modnet fram mot et konseptvalg.

2.5 Leting & Produksjon USA (E&P USA)

Drift i Appalachian-bassenget i Ohio, USA.

Oversikt

Den 14. mai 2020 kunngjorde Equinor en endring i den internasjonale rapporteringen til ledelsen, og dette påvirker sammensetningen av Equinors drifts- og rapporteringssegmenter. Equinors oppstrømsvirksomhet i USA rapporteres nå separat til ledelsen, og denne informasjonen anses også å være nyttig for brukere av regnskapene. Dette førte til at leteog produksjonsaktivitetene i USA blir ansett som et eget driftsog rapporteringssegment med virkning fra andre kvartal 20205 . Tidligere var disse aktivitetene inkludert i driftssegmentet DPI, og presentert som en del av rapporteringssegmentet Leting & Produksjon Internasjonalt.

Equinor har vært til stede i USA siden 1987. Rapporteringssegmentet Leting & produksjon USA (E&P USA) dekker leting, utvikling og produksjon av olje og gass både på land og til havs i USA. E&P USA stod for om lag 19 % av Equinors samlede egenproduksjon av væsker og gass i 2020, sammenlignet med 20 % i 2019.

Etter at råvareprisene falt tidlig i 2020, reagerte Equinor med å stanse egenopererte bore- og ferdigstillingsaktiviteter på land i USA. For mer informasjon, se seksjon 2.10 Gjennomgang av resultatene under avsnittet Resultater fra segmentene.

For informasjon om utviklingen innen sikre reserver, se seksjon 2.9 Resultater for drift under avsnittet Sikre olje- og gassreserver.

Viktige hendelser og porteføljeutvikling i 2020 og tidlig i 2021:

1. januar solgte Equinor en andel på 30 % i Monument i amerikansk del av Mexicogolfen til Petronas.
1. april kunngjorde Equinor og samarbeidspartnerne Progress Resources USA Ltd og Repsol E&P USA Inc. at de hadde funnet olje i letebrønnen Monument i amerikansk del av Mexicogolfen.
1. mai byttet Equinor og Chevron eierandeler i 32 letelisenser, der Equinor fikk 12 nye lisenser og reduserte eierandelen i 20 lisenser.
1. juni byttet Equinor og Chevron eierandeler i 54 letelisenser, der Equinor fikk 20 nye lisenser og reduserte eierandelen i 34 lisenser.
1. juni ble Equinor tildelt én lisens og 30. juni tre lisenser i den 254. regionale lisensrunden.
1. oktober publiserte Equinor rapporten etter gjennomgangen av selskapets investeringer i USA. Hovedformålet med rapporten var å finne læringspunkter og forbedringsområder, og arbeidet ble ledet av PWC. Rapporten viste et samlet netto tap for alle Equinors aktiviteter i USA på USD 21,5 milliarder opp til 2019, og dette økte til USD 25 milliarder ved utgangen av 2020 som følge av det negative resultatet i E&P USA for 2020.
1. februar 2021 avtalte Equinor å selge sine eierandeler i Bakken til Grayson Mill Energy. Transaksjonen dekker Equinors egenopererte og partneropererte areal som utgjør til sammen totalt 242.000 acre, samt eierandeler i tilknyttede midtstrømaktiviteter i Bakken.

⁵ For ytterligere informasion, se note 3 Segmentinformasjon til Konsernregnskapet.

Produksjon i USA

Bokført produksjon skiller seg fra egenproduksjon i USA der bokført produksjon er angitt uten produksjonsavgift (royalty).

Egenproduksjon representerer volumer tilsvarende Equinors prosentvise eierandel i et spesifikt felt, og er høyere enn Equinors bokførte produksjon der produksjonsavgiften ikke er medregnet i den bokførte produksjonen.

Equinors bokførte produksjon i USA var på 18 % av Equinors samlede bokførte produksjon i 2020.

Tabellen nedenfor viser den gjennomsnittlige daglige bokførte produksjonen av væske og gass i E&P USA fram til 31. desember for årene 2020, 2019 og 2018.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

	For regnskapsåret
	2020			2019			2018
	Olje og NGL	Naturgass		Olje og NGL	Naturgass		Olje og NGL	Naturgass
Produksjonsområde	tusen fat/dag		mill. m3/dag tusen foe/dag	tusen fat/dag		mill. m3/dag tusen foe/dag	tusen fat/dag		mill. m3/dag tusen foe/dag

USA	163	29	344	181	28	358	164	25	320

Tabellen nedenfor gir informasjon om feltene som bidro med produksjon i 2020, inkludert gjennomsnittlig egenproduksjon per felt.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon

Felt	Geografisk område	Equinors eierinteresse i %	Operatør	Oppstart	Utløpsdato for lisens	Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon i 2020 mfoe/dag

Appalachian (APB)2)		USA Varierende1)	Equinor/andre3)	2008	HBP5)	222
Bakken		USA Varierende1)	Equinor/andre4)	2011	HBP5)	71
Caesar Tonga	USA	46,00	Anadarko U.S. Offshore LLC	2012	HBP5)	26
Tahiti	USA	25,00	Chevron USA Inc.	2009	HBP5)	22
St. Malo	USA	21,50	Chevron USA Inc.	2014	HBP5)	16
Julia	USA	50,00	ExxonMobil Corporation	2016	HBP5)	16
Jack	USA	25,00	Chevron USA Inc.	2014	HBP5)	12
Stampede	US	25,00	Hess Corporation	2018	HBP5)	9
Big Foot	USA	27,50	Chevron USA Inc.	2018	HBP5)	6
Titan	USA	100,00	Equinor USA E&P Inc.	2018	HBP5)	1
Heidelberg	USA	12,00	Anadarko U.S. Offshore LLC	2016	HBP5)	1

Totalt E&P USA 403

1) Equinors faktiske eierandel varierer etter brønner og område.

2) Appalachian-bassenget omfatter Marcellus- og Utica-formasjonene.

3) Operatørene er Equinor USA Onshore Properties Inc, Chesapeake Operating INC., Southwestern Energy, Alta Resources Development LLC, Chief Oil & Gas LLC med flere.
4) Operatørene er Equinor Energy LP, Continental Resources INC, Oasis Petroleum North America LLC, Hess Corporation, EOG Resources INC med flere.
5) Held by Production (HBP): En lisensavtale som forlenges utover den opprinnelige perioden så lenge det er produksjon i lønnsomme mengder fra brønnen (e) i lisensen (e) som omfattes.

USA - Mexicogolfen

Oljefeltet Titan er et Equinor-operert felt i Mississippi Canyon som produserer gjennom en flytende sparplattform.

Oljefeltene Tahiti, Heidelberg, Caesar Tonga og Stampede er partneropererte felt i Green Canyon-området. Tahiti- og Heidelberg-feltene produserer gjennom flytende sparplattformer. Caesar Tonga-feltet er knyttet opp mot den Anadarko-opererte sparplattformen Constitution. Oljefeltet Stampede produserer gjennom en strekkstagplattform med gassløft nede i brønnen.

Oljefeltene Jack, St. Malo, Julia og Big Foot er partneropererte felt som ligger i Walker Ridge-området. Jack-, St. Malo- og Julia-feltene er havbunnsløsninger knyttet opp mot den Chevron-opererte regionale vertsplattformen Walker Ridge. Big Foot-feltet produserer gjennom en strekkstagplattform med borerigg.

Landbasert portefølje

Siden Equinor gikk inn i amerikansk skifervirksomhet i 2008, har selskapet fortsatt å optimalisere porteføljen gjennom kjøp og salg av areal. Etter at råvareprisene falt tidlig i 2020, reagerte Equinor med å stanse egenopererte bore- og ferdigstillingsaktiviteter på land i USA. I februar 2021 kunngjorde Equinor at selskapet selger sin eierandel i Bakken, og dermed dreier fokuset i den landbaserte porteføljen i USA mot partneropererte aktiviteter.

Equinor har en eierandel i skifergassfeltet Marcellus, som ligger i Appalachianområdet nordøst i USA. Andelen blir hovedsakelig partneroperert. Siden 2012 er Equinor også operatør i Appalachianområdet i Ohio, og utvikler der formasjonene Marcellus og Utica.

I tillegg til de egenopererte olje- og gassfeltene er Equinor medeier i transportsystemer og anlegg for prosessering av olje og gass i Bakken- og Appalachian-områdene i USA. Dette omfatter transportsystemer for råolje og naturgass, systemer for ferskvannsforsyning, oppsamlings- og deponeringsbrønner for saltvann, samt anlegg for behandling og prosessering av olje og gass for å sikre flyten fra Equinors oppstrømsproduksjon til markedene.

USA – letevirksomhet

Equinor har fortsatt sin virksomhet i den amerikanske delen av Mexicogolfen gjennom 2020, som er et av selskapets kjerneområder for leting.

Equinor styrket sin posisjon i den amerikanske delen av Mexicogolfen i 2020 ved å bytte eierandeler med Chevron i 32 letelisenser, der Equinor fikk 12 nye lisenser og reduserte eierandelen i 20 lisenser i den produktive amerikanske delen av Mexicogolfen, og med Shell i totalt 54 letelisenser, der Equinor fikk 20 nye lisenser og reduserte eierandelen i 34 lisenser i den vestlige delen av Mexicogolfen. I tillegg ble Equinor tildelt fire lisenser i 2020.

Equinor og partnerne fullførte tre letebrønner og gjorde to kommersielle funn og ett ikke-kommersielt funn i den amerikanske delen av Mexicogolfen.

Letebrønner boret1)

	For regnskapsåret
	2020	2019	2018

US
Equinor-opererte	1	0	0
Partneropererte	2	2	3
Totalt (brutto)	3	2	3

1) Ferdigstilte brønner gjennom året, inkludert avgrensing av tidligere funn.

Felt under utbygging i USA

Mexicogolfen

Vito (Equinor 36,89 %, Shell er operatør) utvikler et oljefunn fra miocen i Mississippi Canyon-området. Utbyggingsprosjektet omfatter en lett, halvt nedsenkbar plattform og en brønnramme med åtte brønnslisser. Prosjektet ble besluttet utbygd i april 2018. Produksjonen ventes å starte i andre halvår 2022.

St. Malo vanninjeksjon (Equinor 21,5 %, Chevron er operatør) er et prosjekt for økt utvinning som ble besluttet utbygd i 2019. Per i dag er to av tre produksjonsbrønner boret, og boringen av den første injektoren har startet.

Funn med potensiell utbygging

Mexicogolfen

North Platte (Equinor 40 %, Total er operatør) er et paleogent oljefunn i Garden Banks-området. Feltet er ferdig utforsket med tre borede brønner og tre sidesteg.

2.6 Markedsføring, Midtstrøm & Prosessering (MMP)

Tjeldbergodden, Norge.

Oversikt

Forretningsområdet Markedsføring, midtstrøm og prosessering har ansvaret for markedsføring, handel, prosessering og transport av råolje og kondensat, naturgass, våtgass (NGL) og raffinerte produkter, i tillegg til drift av Equinor-opererte raffinerier, terminaler og prosessanlegg. MMP har også ansvaret for handel med kraft og utslippskvoter, og for å utvikle løsninger for transport av naturgass, væsker og råolje fra Equinors anlegg, som omfatter rørledninger, skip, tankbiler og tog. Fra og med 1. februar 2020 er lavkarbonløsninger som karbonfangst og -lagring og andre løsninger for lavkarbonenergi også en del av MMPs ansvar. Forretningsaktivitetene i MMP ble omorganisert 1. september 2020, og er nå inndelt i følgende resultatområder: crude, products and liquids (CPL), gas and power (G&P), operating plants (OPL) og data improvements, shipping & commercial operations.

MMP markedsfører, omsetter og transporterer om lag 50 % av all norsk eksport av væske, som omfatter Equinors egne volumer, råolje og flytende naturgass fra eierandelene til Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) og volumer fra tredjepart. MMP har også ansvaret for markedsføring, handel og transport av Equinors og SDØEs tørrgass og flytende naturgass (LNG), sammen med gass fra tredjepart. Dette utgjør om lag 70 % av all norsk gasseksport. For mer informasjon, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper til konsernregnskapet for Transaksjoner med den norske stat, og seksjon 2.8

Konsernforhold, Gjeldende lover og forskrifter for Statens deltakelse og SDØEs markedsføring og salg av olje og gass.

Viktige hendelser i 2020 og tidlig i 2021:

1. september ble det rapportert om brann i luftinntaket på en turbin på LNG-anlegget på Melkøya. Ingen personer kom til skade i hendelsen. Det pågår arbeid for å få oversikt over skadeomfanget og årsaken til brannen. Equinor følger også opp hendelsen overfor lokalsamfunnet ved å informere og svare på spørsmål. Årsaken til brannen blir gransket av Petroleumstilsynet og politiet, i tillegg til Equinors egen granskning. Anlegget ventes å gjenoppta driften 1. oktober 2021. Den 2. desember ble det rapportert om brann ved metanolanlegget på Tjeldbergodden. Ingen personer kom til skade i brannen. Metanolanlegget kom tilbake i drift i løpet av februar 2021.
Equinor ble tidlig i 2020 oppmerksom på tilsig av oljeholdig vann til grunnen, og videre tilsig av oljeholdig vann til sikringsbassenget ved Mongstad-raffineriet. Selskapet har gjennomført en intern granskning av forholdet og sendte rapport til Miljødirektoratet. 27. november 2020. På bakgrunn av informasjonen fra Equinor, påla Miljødirektoratet 27. november Equinor å foreta en grundig vurdering av forurensingssituasjonen i grunnen, samt gjøre tiltak for å forhindre en negativ miljøeffekt fra en mulig grunnforurensing. Saken etterforskes av politiet.
Northern Lights-prosjektet (Equinor operatør med 33,33 eierandel), som utgjør starten på kommersiell karbonfangst- og lagring (CCS) i Europa, er i rute for å vise at CCS er en av løsningene for avkarbonisering av industrisektorer. En brønn er boret og testet, og bekrefter at reservoarbergarten er egnet for karbonlagring. Equinor og samarbeidspartnerne Shell og Total fattet en betinget investeringsbeslutning i mai. Regjeringen fulgte opp med å lansere klimaprosjektet Langskip, og finansiell støtte til Northern Lights.
Parallelt med Northern Lights jobber Equinor med å opparbeide CCS-kapasitet i Storbritannia i et samarbeid med fem andre energiselskaper. Dette partnerskapet kalles Northern Endurance Partnership (NEP). Konsortiet utvikler en infrastruktur for transport og lagring av CO2 utenfor kysten av Storbritannia.
I løpet av 2020 mottok Equinor fem nybygde skytteltankskip som blant annet drives på LNG (LNG dualfuelled) på langsiktig charterkontrakt. I 2021 vil Equinor motta to nybygde veldig store gasstankskip med samme drivstoffsystem (LPG dual-fuelled). Det er inngått langsiktige charterkontrakter for til sammen seks nybygde gasstankskip (LPG dual-fuelled) som skal leveres i 2022/2023, fire mellomstore gasstankskip og to veldig store gasstankskip.

Markedsføring og handel av naturgass, flytende naturgass (LNG) og kraft

MMP har ansvaret for salg av tørrgass og LNG fra Equinor og SDØE (Statens direkte økonomiske engasjement). Equinors virksomhet for markedsføring og handel av naturgass utføres i Norge og ved kontorene i Belgia, Storbritannia, Tyskland og USA. Som eier av Danske Commodities (DC), et selskap som handler med kraft og gass, har MMP styrket Equinors virksomhet innen energihandel, og dette støtter også opp om våre investeringer innen Nye energiløsninger. DC er hovedsakelig aktiv i Europa, men har også kraftvirksomhet i USA og i Australia.

Europa

De største eksportmarkedene for naturgass som produseres på norsk sokkel er Storbritannia, Tyskland, Frankrike, Nederland, Italia, Belgia og Spania. Med LNG fra Snøhvitfeltet, og LNGtankere fra tredjeparter, når Equinor de globale gassmarkedene. Gassen selges gjennom bilaterale avtaler, og gjennom tradingaktivitet. Enkelte av Equinors langsiktige gassavtaler inneholder prisrevisjonsklausuler som kan utløses av partene.

I forbindelse med prisrevisjonene som pågår tar Equinor i sitt årsregnskap høyde for mulige forpliktelser basert på Equinors beste skjønn. For ytterligere informasjon, se note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til årsregnskapet.

Equinor er aktiv i både de fysiske markedene og på råvarebørser, som for eksempel Intercontinental Exchange (ICE) og Trayport. Equinor vil fortsette å optimalisere verdien på gassvolumene gjennom en blanding av bilaterale avtaler og tradingaktivitet via selskapets produksjon og infrastruktur for transport og foredling. MMP mottar en markedsføringsavgift fra DPN for den norske gassen som er solgt på vegne av selskapet.

DC er aktiv i både de fysiske markedene og på råvarebørsene for både gass og kraft som en egen enhet. Etter oppkjøpet tar DC seg av all krafthandel og -optimalisering i Equinor.

USA

Equinor Natural Gas LLC (ENG) er et heleid datterselskap i Stamford, Connecticut, som står for markedsføring og handel med gass til lokale distribusjonsselskaper, industrikunder, kraftprodusenter og andre aktører som handler med gass. ENG markedsfører også egenproduserte volumer fra Mexicogolfen og Appalachene, og transporterer en del av produksjonen fra Appalachene til New York by og inn i Canada til Toronto og omegn.

I tillegg har ENG inngått avtaler for langsiktig kapasitet ved regassifiseringsanlegget på Cove Point-terminalen i Maryland. Dette kunne gitt mulighet for levering av flytende naturgass fra Snøhvitanlegget i Hammerfest, men ettersom europeiske priser fortsatt er høye i forhold til gassprisene i USA, har nesten alle Equinors laster med flytende naturgass fra Norge blitt omdirigert fra USA til markeder med høyere priser i Europa og andre steder.

Markedsføring og handel av væsker

MMP har ansvaret for salg av selskapets og SDØEs råolje og våtgass produsert på norsk sokkel, i tillegg til drift og kommersiell optimalisering av raffineriene og terminalene. MMP markedsfører også egne volumer fra selskapets produserende felt i USA, Brasil, Angola, Nigeria, Algerie, Aserbajdsjan og Storbritannia, i tillegg til volumer fra tredjepart. Verdiene maksimeres gjennom markedsføring, fysiske og finansiell handel, og gjennom optimalisering av egen og leid kapasitet, som for eksempel raffinerier, prosessanlegg, terminaler, lagre, rørledninger, togvogner og skip.

Markedsføring og handel av væsker utføres fra Norge, Storbritannia, Singapore, USA og Canada. Hovedmarkedet for Equinors råolje er Nordvest-Europa.

Foredling

Equinor eier og er operatør for raffineriet på Mongstad, inkludert et kraftvarmeverk. Det er et mellomstort raffineri, som ble bygget i 1975, med kapasitet til å destillere 226.000 fat råolje og kondensat per dag. Raffineriet får forsyninger via råoljeterminalen Mongstad Terminal DA, knyttet til felt på sokkelen gjennom tre oljerørledninger og en gassrørledning for våtgass (NGL), som forbinder Kollsnes og Sture (Vestprosessrørledningen), og til Kollsnes via en gassrørledning. Mongstad kraftvarmeverk produserer varme og kraft av gass fra Kollsnes og fra raffineriet. Det ble designet med en produksjonskapasitet på om lag 280 megawatt elektrisk kraft og 350 megawatt prosessvarme. Equinor har besluttet å avslutte driften og bygge om en del av kraftvarmeverket til en ny varmekilde for prosessvarme, som planlegges å komme i drift i 2021. Anlegget skal fortsette driften til den nye varmekilden kommer i drift.

Equinor har en eierandel i Vestprosess (34 %), som transporterer og behandler våtgass og kondensat. Gassco overtok som operatør for Vestprosess 1. januar 2018, med Equinor som teknisk driftsansvarlig.

Equinor Refining Denmark eier et raffineri og to terminaler. Raffineriet foredler om lag 5,5 millioner tonn råolje, kondensat og råstoff i året. Samlet kapasitet per dag er 108.000 fat. Produktterminalen i Kalundborg ligger like ved raffineriet. Terminalen i Hedehusene (like utenfor København) får 100 prosent av forsyningene fra to rørledninger som er forbundet med raffineriet. Rørledningene eies av Danish Central Oil Stockholding (FDO). Mesteparten av de raffinerte produktene selges lokalt i Danmark og Skandinavia.

Equinor har en eierandel i metanolanlegget på Tjeldbergodden (82 %). Anlegget mottar naturgass fra felt i Norskehavet gjennom rørledningen Haltenpipe. I tillegg har Equinor en eierandel i Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA (50,9 %). Tabellen nedenfor viser driftsstatistikken for anleggene på Mongstad, Kalundborg og Tjeldbergodden. Lavere

gjennomstrømming på Mongstad i 2020 skyldtes i hovedsak redusert utnyttelsesgrad som følge av nedgangen i raffinerimarginen i kjølvannet av covid-19-pandemien. Økt regularitet på Mongstad skyldtes færre planlagte produksjonsstanser i 2020 enn i 2019. Mongstad hadde fire planlagte produksjonsstanser. Lavere gjennomstrømming på Tjeldbergodden i 2020 skyldtes i hovedsak flere ikke-planlagte produksjonsstanser sammenlignet med 2019. Redusert regularitet og utnyttelsesgrad sammenlignet med 2019 er påvirket av flere ikke-planlagte produksjonsstanser på Tjeldbergodden. I tillegg hadde Tjeldbergodden en planlagt produksjonsstans i 2020. Når det gjelder Kalundborg, var lavere utnyttelsesgrad et resultat av lavere gjennomstrømming i 2020 grunnet en produksjonsstans i september og svakere incentiv til å maksimere gjennomstrømmingen på grunn av covid-19 situasjonen.

	Gjennomstrømming1)		Destilleringskapasitet2)		Regularitetsfaktor %3)		Utnyttelsesgrad %4)
Raffineri	2020	2019	2018	2020	2019	2018	2020	2019	2018	2020	2019	2018

Mongstad	9,7	10,5	11,5	9,3	9,3	9,3	82,5	79,0	95,3	81,4	87,7	93,8
Kalundborg	4,5	5,0	5,3	5,4	5,4	5,4	92,1	98,0	94,1	84,4	85,4	90,3
Tjeldbergodden	0,9	0,9	0,8	1,0	1,0	1,0	86,8	93,9	94,3	86,8	93,9	94,3

1) Faktisk gjennomstrømming av olje, kondensat, våtgass, føde og blandingsråstoffer målt i millioner tonn. Gjennomstrømming kan være høyere enn destilleringskapasiteten ved anleggene på grunn av volumer av fyringsolje, parfin, nafta, diesel, biodiesel-tilsetningsstoffer og våtgass som ikke går gjennom råolje/kondensat destilleringsenhetene.

2) Nominell destilleringskapasitet for olje og kondensat, og produksjonskapasitet for metanol, målt i millioner tonn.

3) Samlet regularitetsfaktor for alle prosesseringsenheter, med unntak for vedlikeholdstanser.

4) Samlet utnyttelsesgrad for alle prosesseringsenheter, strømningsdagsutnyttelse.

Terminaler og lagre

Equinor er operatør for Mongstad råoljeterminal (Equinor 65 %). Råolje transporteres til Mongstad gjennom rørledninger fra norsk sokkel og med tankskip fra markedet. Mongstadterminalen har en lagerkapasitet på 9,4 millioner fat råolje.

Equinor er operatør for Sture råoljeterminal. Sture mottar råolje gjennom rørledninger fra Nordsjøen. Terminalen er en del av Oseberg Transportsystem (Equinor 36,2 %). Prosessanlegget på Sture stabiliserer råoljen, og skiller ut våtgasskomponenter (LPG-mix - propan og butan) og nafta.

Equinor er operatør for South Riding Point-terminalen (SRP), som ligger på øya Grand Bahama og består av to kaier for utskiping og ti lagertanker med en lagerkapasitet på 6,75 millioner fat råolje. Terminalen har anlegg for blanding av råoljer, inkludert tungoljer. I september 2019 ble SRP truffet av orkanen Dorian, som forårsaket skade på anlegget og oljesøl på land.

Det ble gjort et oppryddingsarbeid på og rundt terminalen i 2020, og det ventes at dette arbeidet vil fullføres i første halvår av 2021. De tekniske vurderingene som skal avklare omfanget for gjenoppbyggingen av terminalen er snart ferdige. Gjenoppbyggingen av terminalen skal etter planen starte i 2021. Covid-19-pandemien har forsinket framdriften i alt arbeidet på og rundt terminalen.

Equinor UK har en eierandel i Aldbrough Gas Storage (Equinor 33,3 %) i Storbritannia, der SSE Hornsea Ltd er operatør.

Equinor Deutschland Storage GmbH har en eierandel i Etzel Gas Lager (Equinor 23,7 %) i den nordlige delen av Tyskland. Det har i alt 19 kaverner og sikrer regularitet i gassleveransene fra norsk sokkel.

Lavkarbonløsninger

Equinor har erfaring med karbonfangst og -lagring (CCS) fra olje- og gassvirksomheten til havs siden 1996, og har fortsatt å utvikle kompetanse gjennom forskning ved Teknologisenter Mongstad (TCM), verdens største anlegg for testing og forbedring av CO2-fangst. Equinor ønsker å benytte sin kompetanse og erfaring i andre CCS-prosjekter, både for å redusere karbonutslipp fra flere kilder og for å undersøke nye muligheter, bl.a. for økt utvinning og karbonnøytrale verdikjeder basert på hydrogen.

Northern Lights (Equinor 33,33 %, operatør): Sammen med Shell og Total utvikler Equinor infrastruktur for transport og lagring på norsk sokkel av CO2 fra ulike typer landbasert industri. Den godkjente utbyggingen vil først ha en lagringskapasitet på om lag 1,5 millioner tonn CO2 i året og kan skaleres opp til om lag 5 millioner tonn CO2 i året. Fangst og lagring av CO2 vil bidra til å nå klimamålet fra Parisavtalen, og prosjektet er en del av Langskip, som er norske myndigheters prosjekt for fullskala fangst, transport og lagring av CO2 i Norge. Den 15. desember kunngjorde regjeringen beslutningen om å bidra til finansiering av Northern Lights. Infrastrukturen i Northern Lights-prosjektet vil gi mulighet for transport av CO2 fra steder med industriell fangst til en terminal i Øygarden for mellomlagring, før den sendes gjennom rørledning til permanent

lagring i et reservoar 2.600 meter under havbunnen. Equinor, Shell og Total tok en betinget investeringsbeslutning i mai, og de tre selskapene dannet joint venture-selskapet Northern Lights JV DA i mars 2021. Det nye selskapet tar over som operatør av lagringslisensen i løpet av 2021. Langskip ble enstemmig godkjent av Stortinget (St.prop. 33/2020) 21. januar 2021, og PUD for Northern Lights ble formelt godkjent 26. februar 2021. Anleggsarbeidene i Øygarden begynte i januar 2021, og prosjektet ventes å komme i drift i 2024.

I mars 2020 boret Northern Lights ferdig en bekreftelsesbrønn for lagring av CO2 i letelisens EL001 sør for Trollfeltet i Nordsjøen. Brønnen skal etter planen brukes til injeksjon og lagring av CO2. For å stimulere utviklingen av fremtidige prosjekter for fangst og lagring av CO2, har Equinor og partnerne delt brønndataene vederlagsfritt med eksterne parter.

Parallelt med Northern Lights jobber Equinor med å opparbeide CCS-kapasitet i Storbritannia i et samarbeid med fem andre energiselskaper. Dette partnerskapet kalles Northern Endurance Partnership (NEP). Konsortiet utvikler en infrastruktur til havs for transport og lagring av CO2 utenfor kysten av Storbritannia, som vil betjene det foreslåtte Net Zero Teesside-prosjektet (ledet av BP med Equinor som partner) og Zero Carbon Humber-prosjektet (ledet av Equinor) med mål om å avkarbonisere disse industriklyngene. I 2020 fikk Equinor tildelt lisens for lagring av CO2 for Endurance sør i den britiske delen av Nordsjøen sammen med BP og NGV. Samarbeidspartnerne i NEP har også sendt inn søknad om finansering av videre prosjektutvikling av infrastrukturen for transport og lagring av CO2 gjennom den britiske regjeringens program for avkarbonisering av industri.

I juli 2020 lanserte Equinor Hydrogen 2 Humber (H2H)

Saltend-prosjektet (en del av Zero Carbon Humber), som tar sikte på å forankre lavkarbon-infrastrukturen i området og bytte drivstoff i Saltend Chemical Park. Etablerte rørledninger for hydrogen skal utvides utover Humber-området, og transportere hydrogen for bruk hos flere industri- og kraftkunder. I oktober 2020 leverte Equinor, sammen med elleve andre samarbeidspartnere, et felles forslag til den britiske regjeringen (Industrial Strategy Challenge Fund) om å støtte utviklingen i de ulike fasene av lavkarbonklyngen (inkludert infrastruktur) i Humber.

Equinor og samarbeidspartnerne Air Liquide (operatør) og BKK utvikler et prosjekt for flytende hydrogen i Sør-Norge for å etablere en full verdikjede for avkarbonisering av maritim sektor (Liquid to hydrogen project LH2). I mai 2020 ble det etablert et konsortium med representanter fra hele verdikjeden

representert. Mongstad industripark ble valgt som lokasjon for produksjon av flytende hydrogen, basert på mulige synergier i infrastruktur mellom eksisterende og framtidige anlegg i området. Dette prosjektet er en del av Equinors maritime klimastrategi, som samsvarer godt med den politiske strategien som er lagt av regjeringen for avkarbonisering av maritim sektor.

Rørledninger

Equinor er en betydelig aktør i gasstransportsystemet på norsk sokkel. De fleste gassrørledningene på norsk sokkel der tredjepartskunder har adgang eies av ett enkelt interessentskap, Gassled (Equinor 5 %), med regulert tredjepartsadgang. Operatør i Gassled er Gassco AS, som er heleid av den norske staten. Se Gassalg og -transport fra norsk sokkel, seksjon 2.8 Konsernforhold, for mer informasjon.

Equinor er teknisk driftsansvarlig (TSP) for gassprosessanleggene på Kårstø og Kollsnes, i henhold til avtalen om teknisk driftsansvar mellom Equinor og Gassco AS. Equinor har også teknisk driftsansvar for hoveddelen av det Gassco-opererte gasstransportsystemet.

I tillegg har MMP ansvar for Equinors andeler i følgende rørledninger i det norske olje og gasstransportsystemet: Grane oljerørledning (Equinor 23,5 %), Kvitebjørn oljerørledning (Equinor 39,6 %), Troll oljerørledning I og II (Equinor 30,6 %), Edvard Grieg oljerørledning (Equinor 16,6 %), Utsirahøyden gassrørledning (Equinor 24,9 %), Valemon rikgassrørledning (Equinor 66,8 %), Haltenpipe rørledning (Equinor 19,1 %), Norpipe gassrørledning (Equinor 5 %) og Mongstad gassrørledning (Equinor 30,6 %).

Equinor har en eierandel i gassanlegget på Nyhamna (Equinor 30,1 %) i Aukra kommune gjennom samarbeidsselskapet for Nyhamna. Gassco er operatør for anlegget.

Rørledningen Polarled (Equinor 37,1 %), med Gassco som operatør, knytter felt i Norskehavet sammen med gassanlegget på Nyhamna.

Johan Sverdrup-rørledningene (eies av Johan Sverdruppartnerne) eksporterer olje og gass fra Johan Sverdrup-feltet. Råoljen sendes fra Johan Sverdrup til Mongstad-terminalen gjennom en rørledning som er 283 kilometer lang og har en diameter på 36 tommer. Gassen transporteres til prosessanlegget på Kårstø gjennom en 156 kilometer lang rørledning som har en diameter på 18 tommer, med undervannskobling til Statpipe-rørledningen.

2.7 Annen virksomhet (Andre)

Oversikt

Rapporteringssegmentet Annen virksomhet (Andre) består av Nye energiløsninger (NES), Global strategi og forretningsutvikling (GSB), Teknologi, prosjekter og boring (TPD) og konsernstaber og støttefunksjoner. I tillegg er IFRS 16 Leieavtaler presentert som en del av rapporteringssegmentet Andre.

november 2020 kunngjorde Equinor endringer i selskapets konsernstruktur. Fra 1. juni 2021 vil Global Strategi og forretningsutvikling (GSB) ikke lenger være et eget forretningsområde, og oppgavene vil overføres til andre enheter i konsernet. NES endrer navn til Fornybar (REN), og fortsetter som eget forretningsområde med mål om å skape lønnsom vekst innenfor fornybar energi. Det vil være et separat rapporteringssegment fra første kvartal 2021. Når det gjelder TPD, vil forskning og teknologi overføres til det nye forretningsområdet Teknologi, digitalisering og innovasjon (TDI), mens Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) vil fortsette som forretningsområde.

Nye energiløsninger (NES)

Forretningsområdet Nye energiløsninger gjenspeiler Equinors ambisjon om å supplere olje- og gassporteføljen med lønnsom fornybar energi. Havvind og solkraft har vært viktige strategiske satsingsområder i 2020.

I 2020 deltok Equinor i havvind- og solkraftprosjekter med en samlet kapasitet på 1,3 gigawatt (GW), der egen kapasitet utgjør 0.5 GW. Equinor er operatør for 0,75 GW. Egen fornybarproduksjon var 1,7 terrawatttimer i 2020.

Dudgeon havvindpark, Storbritannia.

Viktige hendelser og porteføljeutvikling i 2020 og tidlig i 2021:

Hywind Tampen ble godkjent av norske myndigheter 8. april 2020, og byggingen startet 1. oktober 2020.
I Sør-Korea ble det i juli 2020 satt ut flytende LIDAR-bøyer og startet vindmålinger utenfor kysten av Busan.
1. august 2020 undertegnet Equinor en leieavtale for utvidelse av Sheringham Shoal og Dudgeon havvindanlegg i Storbritannia, som vil doble størrelsen på virksomheten utenfor kysten av Norfolk.
1. september 2020 inngikk Equinor, Jera og J-Power en avtale om felles budgivning i den forestående første havvindauksjonen i Japan.
1. september 2020 kunngjorde Equinor et salg til bp av en ikke-operert eierandel på 50 % i havvindprosjektene Empire Wind og Beacon Wind utenfor kysten av USA, og samarbeid med bp rettet mot havvind i USA for å skape verdier og et grunnlag for vekst. Salget ble sluttført 29. januar 2021 for et samlet vederlag før justeringer på 1,1 milliarder USD.
Eierne av vindparken Dogger Bank, Equinor og SSE, kunngjorde 26. november 2020 at prosjektfinansieringen er ferdigstilt for de to første fasene i Dogger Bankprosjektet, som samlet utgjør den hittil største finansieringen av et havvindprosjekt på verdensbasis.
1. desember avtalte Equinor og SINTEF et strategisk samarbeid på fire viktige områder. Områdene er havvind, marine systemer, energisystemer og modellering knyttet til de tre første områdene.
Equinor inngikk avtale med Eni om salg av en eierandel på 10 % i havvindprosjektene Dogger Bank A og B i Storbritannia 4. desember 2020, mot et samlet vederlag på om lag 202,5 millioner GBP. Transaksjonen ble fullført 26. februar 2021.
1. januar 2021 ble Equinor valgt ut til å forsyne delstaten New York med kraft fra havvindprosjektene Empire Wind 2 og Beacon Wind 1 i en av de største tildelingene for fornybar energi i USA noensinne.

Havvind

Eiendeler i produksjon

Havvindparken Sheringham Shoal (Equinor 40 %, operatør), som ligger utenfor kysten av Norfolk, Storbritannia, har vært i drift siden september 2012. Vindparken er i full drift med 88 turbiner og en installert kapasitet på 317 megawatt (MW). Vindparkens årlige produksjon er på om lag 1,1 terawatt-timer (TWh).

Havvindparken Dudgeon (Equinor 35 %, operatør) ligger i Greater Wash-området utenfor den britiske østkysten, ikke langt fra Sheringham Shoal. Havvindparken har vært i drift siden november 2017, og produserer om lag 1,7 TWh per år fra 67 turbiner.

Hywind Scotland (Equinor 75 %, operatør) er en flytende havvindpilot basert på Hywindkonseptet, som er utviklet og eies av Equinor. Vindparken ligger i Buchan Deep-området, omkring 25 km utenfor Peterhead på østkysten av Skottland. Equinor fullførte prosjektet i 2017, og har installert fem turbiner på 6 MW hver. Produksjonen er på om lag 0,14 TWh/år.

Havvindparken Arkona (Equinor 25%, RWE er operatør) ligger i tysk del av Østersjøen, mens drifts- og vedlikeholdsbasen ligger i Port Mukran på øya Rügen i Mecklenburg-Vorpommern. Vindparken har 60 turbiner og en kapasitet på 385 MW, og har vært i full drift fra begynnelsen av 2019. Vindparkens årlige produksjon er på om lag 1,6 TWh.

Prosjektutvikling

Havvindprosjektet Hywind Tampen er beskrevet i seksjon 2.3 Leting & Produksjon Norge.

Havvindprosjektet Dogger Bank består av tre foreslåtte havvindparker 130 km utenfor kysten av Yorkshire i Storbritannia, Dogger Bank A, B and C, hver med en kapasitet på 1.200 MW. Dette blir verdens største havvindutbygging med en samlet installert kapasitet på 3.600 MW. Alle de tre prosjektene er tildelt en differansekontrakt (Contract for Difference, CfD) fra britiske myndigheter, en subsidieordning som gir prosjektene en langsiktig og forutsigbar inntektsstrøm. Equinor og SSE tok den endelige investeringsbeslutningen for Dogger Bank A og B i november 2020. Dogger Bank A og B vil hver for seg kreve en samlet investering på rundt 3 milliarder GBP, inkludert investeringer til kraftoverføringssystemet til havs. Investeringene blir delvis finansiert gjennom prosjektfinansiering. Equinor og SSE har inngått en avtale med Eni om å selge en eierandel på 10 % hver i Dogger Bank A og B. Transaksjonen ble sluttført 26. februar 2021 og Equinor har nå en eierandel på 40% i disse to prosjektene. Den tredje fasen, Dogger Bank C (Equinor 50%), ventes å nå endelig investeringsbeslutning sent i 2021.

Mulige utbygginger

Equinor ble i 2019 tildelt et havvindprosjekt på 816 MW som skal forbindes med delstaten New York gjennom en langsiktig kontrakt med New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) for grønne sertifikater. Prosjektet er kalt Empire Wind 1, og skal etter planen settes i drift mot midten av 2020-tallet. Lisensen dekker et område på i alt 321 km2 og er stort nok til å gi grunnlag for utbygginger med en samlet kapasitet på over 2000 MW. Lisensområdet ligger om lag 20 km sør for kysten av Long Island i New York. I juni 2020 ble OCS-A 0520-lisensen som vi vant i desember 2018 omdøpt til Beacon Wind. Lisensområdet ligger 65 kilometer sør for Cape Cod i Massachusetts og 110 km øst for Long Island i New York. Området er på 521 km2 , og er stort nok til å gi grunnlag for en eller flere vindkraftutbygginger med samlet kapasitet på over 2.000 MW.

I september 2020 kunngjorde Equinor at selskapet inngikk et strategisk partnerskap med bp rettet mot havvind i USA, der bp gikk inn som eier av 50 % uten operatøransvar i vindparkene Empire Wind og Beacon Wind utenfor østkysten av USA. Transaksjonen utgjorde 1,2 milliarder USD, og ble sluttført 29.

januar 2021. 13. januar 2021 ble Equinor valgt ut til å forsyne delstaten New York med havvindkraft i en av de største anskaffelsene av fornybar energi i USA noensinne. Tildelingen innebærer at Equinor, sammen med innkommende strategisk partner bp, skal levere en kapasitet på 1.260 megawatt (MW) fornybar havvindkraft fra Empire Wind 2, og ytterligere 1.230 MW kraft fra Beacon Wind 1. Dette kommer i tillegg til den eksisterende avtalen om å forsyne New York med 816 MW fornybar kraft fra Empire Wind 1. Den samlede kraftleveransen til delstaten blir dermed 3,3 gigawatt (GW). Gjennomføringen av denne leveransen avhenger av vellykkede forhandlinger med New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) om en kjøps- og salgsavtale.

Equinor og partnerne fikk godkjent en leieavtale for å doble kapasiteten til havvindparkene Dudgeon (Equinor 35 %, operatør) og Sheringham Shoal (Equinor 40%, operatør) utenfor kysten av Norfolk i Storbritannia. Den høyeste samlede kapasiteten til de to prosjektene samlet vil være 719 MW, og Equinor ønsker å utvikle de to prosjektene parallelt. Begge utvidelsesprosjektene har sikret tilknytning til kraftnettet, og startet en felles godkjenningsprosess. Søknad om godkjenning skal etter planen leveres innen utgangen av 2021. Prosjektene går under navnene Dudgeon extension project og Sheringham Shoal extension project.

Bałtyk I, II og III er prosjekter for utbygging av havvind i Polen (Equinor 50 %, operatør). Bałtyk II og III har en samlet kapasitet på inntil 1.440 MW, og vil forsyne mer enn to millioner husholdninger med strøm. De ligger mellom 27 og 40 km fra land, der havet er på 20-40 meter dypt. Den endelige investeringsbeslutningen avhenger av nødvendige tillatelser og tildeling av en differansekontrakt (CfD), som er en støtteordning fra myndighetene. Bałtyk I ligger om lag 80 km fra land på grensen av Polens eksklusive økonomiske sone, og vil ha en kapasitet på opptil 1.560 MW. Prosjektet har gyldige tillatelser og avtale om tilknytning til nettet med operatøren av overføringssystemet.

Landbasert fornybar energi

Solkraftanlegget Apodi (Equinor 43,75 %, Scatec er operatør) ligger i Quixeré i staten Ceará i Brasil. Anlegget, som har en installert kapasitet på 162 MW, startet kommersiell drift i november 2018.

Equinor har en eierandel på 50 % i solkraftanlegget Guanizul 2A i Argentina. Scatec skal være operatør for anlegget, som ligger i San Juan-regionen. Anlegget ventes å komme i drift i første halvår 2021, og vil ha en installert kapasitet på 117 MW.

Ved utgangen av 2020 eide Equinor ASA 20.776.200 aksjer i Scatec ASA, noe som tilsvarer en andel på 13,12 % av de samlede aksjene og stemmerettighetene i en integrert uavhengig solkraftprodusent med en portefølje på 1,9 GW i produksjon og under utvikling.

Global strategi & forretningsutvikling (GSB)

Forretningsområdet Global strategi & forretningsutvikling (GSB) er Equinors senter for strategi og forretningsutvikling. GSB har ansvaret for Equinors globale strategiprosesser og identifiserer uorganiske forretningsutviklingsmuligheter, og gir støtte ved blant annet fusjoner og oppkjøp. Dette oppnås gjennom nært samarbeid på tvers av forretningsområder og geografiske lokasjoner. Equinors strategi spiller en viktig rolle som rettledning for forretningsutvikling i konsernet.

GSB omfatter også flere konsernfunksjoner, blant annet Equinors bærekraftsfunksjon, som utarbeider selskapets strategiske svar på bærekraftsspørsmål og rapporterer Equinors bærekraftsresultater.

november 2020 kunngjorde Equinor endringer i selskapets konsernstruktur. Fra 1. juni 2021 vil Global Strategi og forretningsutvikling (GSB) ikke lenger være et eget forretningsområde, og oppgavene vil overføres til andre enheter i konsernet.

Teknologi, prosjekter og boring (TPD)

Forretningsområdet Teknologi, prosjekter og boring (TPD) har ansvaret for feltutvikling, brønnleveranser, teknologiutvikling og anskaffelser i Equinor.

Forskning og teknologi har ansvaret for forskning, utvikling og innføring av nye teknologier som skal dekke behovet til Equinors virksomhet, og for å yte faglig bistand til Equinors anlegg i drift på utvalgte teknologiområder.

Prosjektutvikling har ansvaret for planlegging, utvikling og gjennomføring av store feltutbygginger, modifikasjoner og feltavvikling der Equinor er operatør.

Boring og brønn har ansvaret for å designe brønner og for globale bore- og brønnoperasjoner på land og til havs (unntatt landbasert virksomhet i USA).

Anskaffelser og leverandørrelasjoner har ansvaret for våre globale anskaffelsesaktiviteter og for styring av leverandørforhold med vår omfattende portefølje av leverandører.

Fra juni 2021 vil Equinor styrke utviklingen av teknologi, digitale løsninger og innovasjon gjennom å samle aktiviteter og utnytte synergier på et nytt forretningsområde, Teknologi, digitalisering og innovasjon (TDI). Teknologiutvikling vil bli en del av det nye TDI, mens Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) vil utgjøre et annet forretningsområde.

Tabellene som følger viser større prosjekter der Equinor er operatør, samt prosjekter der Equinors lisenspartnere er operatør. Det er mer informasjon om prosjekter under utbygging i kapitlene om E&P Norway, E&P International, MMP og NES. Vår portefølje omfatter ytterligere 30-35 prosjekter i tidligfase, som modnes fram mot en investeringsbeslutning.

Prosjekter med oppstart og ferdigstillelse i 2020

	Equinors
Navn på prosjekt	eierandel	Operatør	Område	Type
				Økt
Troll C gassmodul	45,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	prosesseringskapasitet
Ærfugl	36,17%	Aker BP ASA	Norskehavet	Gass og kondensat
Snorre expansion	33,28%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje

Pågående prosjekter med forventet oppstart og ferdigstillelse 2021-20253)

Navn på prosjekt	Equinors eierandel	Operatør	Område	Type

Gullfaks Shetland / Lista fase 2	51,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje
Guanizul 2A solkraftprosjekt1)	50,00%	Scatec Solar Argentina B.V.	San Juan, Argentina	Sol
Bandurria Sur2)	30,00%	Yacimientos Petrolíferos Fiscales SA	Vaca Muerta, Argentina	Oil and gas
Vigdis boosting-stasjon	41,50%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	0
Zinia fase 2, blokk 17 satellitt	23,33%	Total E&P Angola Block 17	Kongobassenget, Angola	Olje
CLOV fase 2, blokk 17 satellitt	23,33%	Total E&P Angola Block 17	Kongobassenget, Angola	Olje
Martin Linge	70,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje og gass
Troll fase 3	30,58%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Gass og olje
Gudrun fase 2	36,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje og gass
Njord future	27,50%	Equinor Energy AS	Norskehavet	Olje
Bauge, tie-in til Njord A	42,50%	Equinor Energy AS	Norskehavet	Olje og gass
Askeladd, tie-in til Snøhvit	36,79%	Equinor Energy AS	Barentshavet	Gass og kondensat
Peregrino fase 2	60,00%	Equinor Brasil Energia Ltd	Camposbassenget, Brasil	Olje
Dalia fase 2, blokk 17 satellitt	23,33%	Total E&P Angola Block 17	Kongobassenget, Angola	Olje
Hywind Tampen, Snorre licence	33,28%	Equinor Energy AS	North Sea	Flytende havvind
Hywind Tampen, Gullfaks licence	51,00%	Equinor Energy AS	North Sea	Flytende havvind
Johan Sverdrup fase 2	42,63%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje og assosiert gass
Vito	36,89%	Shell Offshore Inc	Mexicogolfen	Olje
St. Malo vanninjeksjon	21,50%	Union Oil Company of California	Mexicogolfen	Oil
Johan Castberg	50,00%	Equinor Energy AS	Barentshavet	Olje
North Komsomolskoye	33.33%	SevKomNeftegaz LLC	Vest-Sibir	Olje og gass
Ekofisk fjerningskampanje 3 Azeri Sentral Øst (Azeri Chirag	7,60%	ConocoPhillips Skandinavia AS	Nordsjøen	Feltavvikling
Gunashli)	7,27%	BP Exploration (Caspian Sea) Ltd	Det kaspiske hav	Olje
Breidablikk4)	36,61%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje
Doggerbank A og B5)	40,00%	SSE Renewables	Nordsjøen, Storbritannia	Havvind

1) Scatec Equinor Solutions Argentina S.A. er teknisk tjenesteyter.

2) Union Oil Company of California er et datterselskap av Chevron.

3) Covid-19 skaper betydelig usikkerhet, og vi kan ikke forutsi utviklingen av pandemien eller følgene.

4) Tallet viser Equinors eierandel i Grane unit. Breidablikkfeltet brer seg over fire lisenser. Fordelingen av eierandelene i Breidablikk blir fastsatt ved godkjenningen av PUD

5) Equinor tar over som operatør når vindkraftutbyggingen kommer i drift

Konsernstaber og støttefunksjoner

Konsernstaber og støttefunksjoner består av ikke-driftsrelaterte aktiviteter som støtter opp under Equinors virksomhet. Dette omfatter hovedkontor og sentrale funksjoner som leverer forretningsstøtte, blant annet finans og kontroll, konsernkommunikasjon, sikkerhet, revisjon, juridiske tjenester, og mennesker og lederskap (personal).

november 2020 kunngjorde Equinor en ny konsernstruktur som vil bestå av fem enheter i konsernsenteret. Konsernfunksjonen for økonomi og finans (CFO) vil da også inkludere enheter for strategi, fusjoner og oppkjøp og forretningsutvikling. Sikkerhet, sikring og bærekraft (SSU) vil etableres som et nytt funksjonsområde. Dagens organisasjonsstruktur vil fortsette å gjelde inntil de planlagte endringene trer i kraft 1. juni 2021.

2.8 Konsernforhold

Gjeldende lover og forskrifter

Equinor driver virksomhet i mer enn 30 land, og er underlagt og forpliktet til å overholde en rekke lover og forskrifter rundt om i verden.

Denne seksjonen gir en generell beskrivelse av det juridiske rammeverket i de ulike jurisdiksjonene Equinor har virksomhet i, og særlig de landene hvor Equinor har sin kjernevirksomhet. For mer informasjon om de jurisdiksjonene Equinor har virksomhet i, se seksjon 2.2 Vår virksomhet og 2.12 Risikoanalyse. Se også kapittel 3 Eierstyring og selskapsledelse for informasjon om Equinors hjemmehørighet og juridiske form, inkludert gjeldende vedtekter, informasjon om notering på Oslo Børs og New York Stock Exchange (NYSE) samt eierstyring og selskapsledelse.

Juridisk rammeverk for oppstrøms olje- og gassvirksomhet

Equinor er per i dag underlagt to hovedtyper av regimer som gjelder for petroleumsvirksomhet over hele verden:

regimer for inntektsbeskatning av selskaper og
produksjonsdelingsavtaler (PSA)

Equinor er også underlagt en lang rekke lover og forskrifter knyttet til helse, sikkerhet og miljø (HMS) som gjelder selskapets produkter og virksomhet. Relevante lover og forskrifter kan gjelde spesielt per jurisdiksjon, men omfatter også internasjonale forskrifter, konvensjoner og traktater, i tillegg til direktiver og forskrifter i EU.

Konsesjonsregimer

I et konsesjonsregime blir selskaper vanligvis tildelt lisenser fra myndighetene for å utvinne petroleum, i likhet med det norske systemet som er beskrevet under. Ofte blir lisensene tildelt prekvalifiserte selskaper etter budrunder. Kriteriene for evaluering av bud i disse regimene kan være nivået på tilbudt signaturbonus (budbeløp), minsteprogram for leting samt lokalt innhold. I bytte for det forpliktende budet vil de(n) budgiveren(e) som velges, motta retten til å lete etter, utvikle og produsere petroleum innenfor et nærmere angitt geografisk område i en begrenset tidsperiode. Vilkårene for lisensene er vanligvis ikke gjenstand for forhandling. Skatteregimet kan gi relevant jurisdiksjon rett til produksjonsavgifter (royalties), overskuddsskatt eller særskilt petroleumsskatt.

PSA-regimer

Produksjonsdelingsavtaler blir normalt tildelt kontraktspartene etter budrunder som kunngjøres av myndighetene. De viktigste parametrene er et minsteprogram for leting og signaturbonuser, og fordeling av profittolje og skatt kan også være et budparameter.

I henhold til en PSA, vil vertslandets myndigheter beholde retten til hydrokarbonene i reservoaret. Kontraktøren mottar en andel

av produksjonen for utførte tjenester. Vanligvis er det kontraktøren som bærer lete- og utviklingskostnadene samt risikoen i forkant av et kommersielt funn, og har deretter rett til å få disse kostnadene dekket i produksjonsfasen. Den gjenværende andelen av produksjonen (profittandelen) blir deretter delt mellom staten og kontraktøren i henhold til en mekanisme som er fastsatt i produksjonsdelingsavtalen. Kontraktørens andel av produksjonen er vanligvis gjenstand for inntektsskatt. Det er i stor grad mulig å forhandle de skattemessige vilkårene i en PSA, og de er unike for hver enkelt PSA.

Norge

De viktigste lovene som regulerer Equinors petroleumsvirksomhet i Norge er petroleumsloven og petroleumsskatteloven.

Norge er ikke medlem av Den europeiske union (EU), men er med i Det europeiske frihandelsforbund (EFTA). EU og medlemsstatene i EFTA har inngått Avtalen om det europeiske økonomiske samarbeidsområdet, kalt EØS-avtalen, som tilrettelegger for at EU-lovgivning tas inn i nasjonal lovgivning i EFTA-landene (unntatt Sveits). Equinors forretningsvirksomhet er underlagt både EFTA-konvensjonen og EUs lover og forskrifter som er vedtatt i henhold til EØS-avtalen.

I henhold til petroleumsloven har Olje- og energidepartementet (OED) ansvaret for ressursforvaltning og forvaltning av petroleumsvirksomheten på norsk sokkel. OEDs hovedoppgave er å sikre at petroleumsvirksomheten foregår i henhold til gjeldende lov, politiske vedtak fattet av Stortinget og aktuelle statlige vedtak.

Stortingets rolle i forhold til viktige politiske spørsmål innen petroleumssektoren kan påvirke Equinor på to måter: for det første når staten opptrer som majoritetseier av Equinor-aksjer, og for det andre når staten opptrer som reguleringsmyndighet:

• Statens eierskap i Equinor forvaltes av OED, som vanligvis beslutter hvordan staten skal stemme på forslag framlagt for generalforsamlingen. Unntaksvis kan det imidlertid være påkrevd at staten ber Stortinget om godkjenning før det stemmes over et forslag. Dette vil vanligvis være tilfelle dersom Equinor utsteder nye aksjer og dette innebærer en betydelig utvanning av statens aksjepost, eller dersom aksjeutvidelsen krever et kapitalbidrag fra staten utover dens mandat. Dersom staten skulle stemme mot et forslag fra Equinor om aksjeutvidelse, vil dette hindre Equinor i å reise ny kapital på denne måten, noe som kan ha en vesentlig innvirkning på Equinors evne til å forfølge forretningsmuligheter. For nærmere informasjon om statens eierskap, se seksjon 2.12 Risikoanalyse, kapittel 3 Eierstyring og selskapsledelse, og Største aksjonærer i seksjon 5.1 Aksjonærinformasjon.

• Staten utøver viktig reguleringsmyndighet over Equinor og andre selskaper og foretak på norsk sokkel. Som del av virksomheten må Equinor, eller selskapets partnere, ofte søke staten om tillatelser og andre godkjenninger. Selv om Staten er majoritetseier i Equinor, får ikke Equinor fortrinnsrett ved tildeling av lisenser av, eller i henhold til regulatoriske regler som overholdes av, den norske stat.

De viktigste lovene som regulerer Equinors

petroleumsvirksomhet i Norge og på norsk sokkel, er lov om petroleumsvirksomhet av 29. november 1996 ("petroleumsloven) med forskrifter, og lov om skattlegging av undersjøiske petroleumsforekomster mv. av 13. juni 1975 ("petroleumsskatteloven"). Petroleumsloven fastsetter prinsippet om at staten eier alle forekomster av undersjøisk petroleum på norsk sokkel, at staten har enerett til ressursforvaltning og at staten alene har myndighet til å gi tillatelse til petroleumsvirksomhet og fastsette vilkårene for dette. Rettighetshavere er pålagt å framlegge en plan for utbygging og drift (PUD) til OED for godkjenning. For felt av en viss størrelse må Stortinget akseptere PUD før den blir formelt godkjent av OED. Equinor er avhengig av at staten godkjenner selskapets lete- og utbyggingsprosjekter på norsk sokkel og søknader om produksjonsrater for de enkelte felt.

Utvinningstillatelser er den viktigste typen tillatelse som gis etter petroleumsloven. En utvinningstillatelse gir rettighetshaver enerett til å lete etter og utvinne petroleum innenfor et nærmere angitt geografisk område. Rettighetshaverne blir eiere av petroleum som utvinnes fra feltet som omfattes av tillatelsen. Utvinningstillatelser tildeles vanligvis for en innledende leteperiode, som typisk er seks år, men som kan være kortere. Maksimumsperioden er ti år. I leteperioden må rettighetshavere oppfylle en fastsatt arbeidsforpliktelse som er beskrevet i tillatelsen. Dersom rettighetshaverne oppfyller forpliktelsene som er fastsatt for den innledende lisensperioden, kan de kreve at tillatelsen forlenges for den periode som ble fastsatt ved tildeling av tillatelsen, typisk 30 år.

Vilkårene for utvinningstillatelsene fastsettes av OED. Utvinningstillatelser tildeles grupper av selskaper som danner et interessentskap (joint venture) etter departementets skjønn. Deltakerne i interessentskapet er solidarisk ansvarlig overfor staten for forpliktelser som oppstår på grunnlag av petroleumsvirksomhet som drives i henhold til tillatelsen. OED fastsetter formen på samarbeidsavtaler og regnskapsavtaler.

Det styrende organ i interessentskapet er styringskomiteen. For tillatelser tildelt etter 1996 der Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) har en eierandel, kan staten gjennom Petoro AS nedlegge veto mot vedtak fattet av interessentskapets styringskomite som etter statens oppfatning ikke er i overensstemmelse med forpliktelsene i tillatelsen hva angår statens utnyttelsespolitikk eller økonomiske interesser. Denne vetoretten har aldri vært benyttet.

Andeler i utvinningstillatelser kan overføres direkte eller indirekte dersom OED gir tillatelse til det og dersom Finansdepartementet gir tillatelse til skattebehandlingen. I de fleste tillatelser foreligger det ingen forkjøpsrett for andre rettighetshavere. Imidlertid har SDØE, eller eventuelt staten, likevel forkjøpsrett i alle tillatelser.

Ansvaret for den daglige driften av et felt ligger hos en operatør oppnevnt av OED. Operatøren er i praksis alltid medlem av interessentskapet som eier utvinningstillatelsen, selv om dette ikke er påkrevd rent juridisk. Vilkårene for operatørens engasjement er fastsatt i samarbeidsavtalen.

Dersom viktige offentlige interesser står på spill, kan staten pålegge operatører på norsk sokkel å redusere utvinningen av petroleum. På grunn av covid-19-pandemien, som har ført til lavere etterspørsel etter olje og gass, ga staten i mai 2020 pålegg om å redusere oljeproduksjonen ut året. Reduksjonen i produksjonen ble fordelt forholdsmessig på alle felt.

Tillatelse fra OED er også påkrevd for å opprette anlegg for transport og utnyttelse av petroleum. Eierskap til de fleste anlegg for transport og utnyttelse av petroleum i Norge og på norsk sokkel er organisert som interessentskap. Deltakeravtalene har mye til felles med samarbeidsavtaler for produksjon.

Rettighetshaver skal legge fram en avslutningsplan for OED før en utvinningstillatelse eller tillatelse til å etablere og bruke anlegg for transport og utnyttelse av petroleum utløper eller oppgis, eller bruken av et anlegg opphører endelig. På grunnlag av avslutningsplanen fatter OED vedtak om sluttdisponering av anleggene.

For en oversikt over Equinors virksomhet og andeler i Equinors utvinningstillatelser på norsk sokkel, se seksjon 2.3 E&P Norway – Leting & produksjon Norge.

Salg og transport av gass fra norsk sokkel

Equinor selger gass fra norsk sokkel på vegne av seg selv og staten. Tørrgassen transporteres i hovedsak gjennom det norske gasstransportsystemet (Gassledrørledningen) til kunder i Storbritannia og det europeiske fastlandet, mens flytende naturgass (LNG) fraktes med skip til kunder over hele verden.

Det norske gasstransportsystemet består av rørledninger og terminaler som rettighetshaverne på norsk sokkel transporterer gassen sin gjennom, og eies av interessentskapet Gassled. Petroleumsloven av 29. november 1996 med tilhørende petroleumsforskrift fastsetter grunnlaget for ikkediskriminerende tredjepartsadgang til transportsystemet Gassled.

Tariffene for utnyttelse av kapasitet i transportsystemet bestemmes ved hjelp av en formel som er nedfelt i en egen tarifforskrift som er fastsatt av OED. Tariffene betales for bestilt kapasitet i stedet for faktisk transportert volum.

For nærmere informasjon, se seksjon 2.6 MMP – Markedsføring, midtstrøm og prosessering, avsnitt Rørledninger.

Statens deltakelse

I 1985 ble Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) opprettet. Gjennom dette har staten direkte deltakerinteresser i lisenser og petroleumsinstallasjoner på norsk sokkel. Dermed har staten eierinteresser i en rekke lisenser og petroleumsinstallasjoner hvor også Equinor har eierandeler. Petoro AS, et selskap som er heleid av staten, ble opprettet i 2001 for å forvalte SDØEs eiendeler.

Den norske stat har en koordinert eierskapsstrategi som har til formål å maksimere den samlede verdien av statens eierskapsinteresser i Equinor og den norske stats olje og gass. Dette er reflektert i Avsetningsinstruksen som er beskrevet nedenfor, som inneholder et generelt vilkår om at Equinor, i sin aktivitet på norsk kontinentalsokkel, skal ta hensyn til disse eierskapsinteressene i beslutninger som kan ha betydning for gjennomføringen av avsetningsordningen.

Markedsføring og salg av SDØEs olje og gass

Equinor markedsfører og selger Den norske stats olje og gass sammen med Equinors egen produksjon. Ordningen er implementert av den norske stat gjennom en egen instruks (avsetningsinstruksen) som ble vedtatt på en ekstraordinær generalforsamling i 2001 med staten som eneeier på det tidspunktet. Avsetningsinstruksen fastsetter spesifikke vilkår for markedsføring og salg av statens olje og gass.

Equinor er etter avsetningsinstruksen forpliktet til å markedsføre og selge statens olje og gass sammen med selskapets egen olje og gass. Det overordnede formålet med avsetningsordningen er å oppnå høyest mulig totalverdi for Equinors og statens olje og gass samt sikre en rettferdig fordeling av den totale verdiskapingen mellom den norske stat og Equinor.

Den norske stat kan når som helst bruke sin stilling som majoritetsaksjonær i Equinor til å trekke tilbake eller endre avsetningsinstruksen.

USA

Petroleumsaktiviteter i USA er underlagt et omfattende regelverk fra flere føderale myndighetsorganer, i tillegg til stammelover og statlig og lokal lovgivning. Myndighetene i USA regulerer utviklingen av hydrokarboner i føderale områder, i den amerikanske delen av Mexicogolfen og andre havområder. Ulike føderale organer står for direkte regulering av deler av næringen, mens andre generelle reguleringer knyttet til miljø, sikkerhet og fysisk kontroll gjelder for alle deler av næringen. I tillegg til regelverket som er pålagt av de føderale myndighetene i USA, vil enhver aktivitet på amerikanske stammeterritorier (områder med delvis suverenitet for urbefolkningen) reguleres av myndigheter og organer i disse områdene. Noe som er viktig for Equinors interesser på landbaserte områder, er at hver enkelt stat har egne regler for alle aspekter ved utvikling av hydrokarboner innenfor sine statlige grenser. Videre er det en trend at også lokale myndigheter vedtar egne regelverk knyttet til hydrokarboner.

I USA blir eierinteresser i hydrokarboner sett på som privat eiendomsrett. I områder som eies av USA betyr dette at regjeringen eier mineralene i egenskap av å være grunneier. De føderale myndighetene, og hver stamme og stat, fastsetter vilkårene for sine egne leieavtaler, blant annet varigheten på leieavtalen, produksjonsavgifter, og andre vilkår. Mesteparten av landbaserte mineraler, inkludert hydrokarboner, i alle de statene hvor Equinor har landbaserte eierinteresser, tilhører privatpersoner.

For å kunne lete etter eller utvikle hydrokarboner, må et selskap inngå en leieavtale med relevante myndighetsorganer for føderale, statlige eller stammetilhørende landområder, og for private landområder med hver enkelt eier av mineralene som selskapet ønsker å utvikle. For hver leieavtale beholder utleier

en royaltyandel i (en mulig) produksjon fra det leide området. Leietaker eier en andel, og har rett til å lete etter og produsere olje og gass. Leietaker pådrar seg alle kostnader og forpliktelser, men vil kun dele den andelen av inntektene som gjenstår etter at alle kostnader og utgifter er dekket, og royaltyandelen utleier har rett til, er trukket fra.

Slike leieavtaler har vanligvis en første periode på et gitt antall år (fra ett til ti år) og en betinget andre periode som er knyttet til eiendommens produksjonsperiode. Dersom olje og gass blir produsert i lønnsomme mengder ved utgangen av den første periode, eller operatøren oppfyller andre forpliktelser som angitt i avtalen, vil leieavtalen typisk fortsette utover den første perioden (Held by Production "HBP"). Leieavtalene involverer ofte betaling av både en signaturbonus basert på størrelsen på utleid areal, og en royaltybetaling basert på produksjonen.

Hver enkelt stat har sine egne organer som regulerer aktiviteter knyttet til leting etter, samt utvikling og produksjon av olje og gass. Disse myndighetsorganene utsteder boretillatelser og kontrollerer transport via rørledning innenfor statens grenser. Myndighetsorganer som er spesielt viktige for Equinors landbaserte virksomhet er a) Pennsylvania Department of Environmental Protection's Office of Oil and Gas Management, b) Ohio Department of Natural Resources, Division of Oil and Gas, c) West Virginia Department of Environmental Protection, d) North Dakota Industrial Commission, Department of Mineral Resources, Oil and Gas Division, og e) Board of Oil and Gas Conservation – Montana DNRC. I tillegg er det noen statlige funksjoner som håndterer transport via rørledning innenfor statens grenser, og hver stat har også sin egen avdeling som regulerer problemstillinger knyttet til helse, miljø og sikkerhet som oppstår i olje- og gassvirksomhet.

Brasil

I Brasil blir lisensene hovedsakelig tildelt i samsvar med et konsesjonsregime eller et produksjonsdelingsregime (sistnevnte særlig for pre-salt polygon-områder eller strategiske områder) av føderale myndigheter. Alle statseide og private oljeselskaper kan delta i budrundene, gitt at de følger budreglene og oppfyller kvalifikasjonskriteriene. Anbudsprotokollen som utstedes for hver budrunde inneholder et utkast til konsesjonsavtalen eller produksjonsdelingsavtalen som vinnerne må forholde seg til, uten å kunne forhandle om noen av vilkårene. Det vil si at alle avtalene som signeres i en budrunde inneholder de samme generelle vilkårene, og kun avviker på punkter som er lagt fram i budene. Det er ingen begrensninger på utenlandsk deltakelse, gitt at den utenlandske investoren stifter et selskap under brasiliansk lov for signering av avtalen, og følger de kravene som er etablert av National Agency of Oil, Natural Gas and Biofuels (ANP).

De nåværende kriteriene for evaluering av bud i konsesjonsregimet er: (a) signaturbonus, og (b) minsteprogram for leting. I de siste budrundene har deltakerne imidlertid også måttet tilby en viss prosentandel lokalt innhold som en fast forpliktelse. Selskaper kan by individuelt eller i konsortier, men må alltid oppfylle kvalifikasjonskriteriene for operatører og partnere.

Konsesjonsavtalene signeres av ANP på vegne av den føderale regjeringen. Generelt blir det gitt konsesjon for en samlet periode på 35 år, der letefasen typisk varer i to til åtte år, mens produksjonsfasen kan vare 27 år fra feltet er erklært drivverdig. Konsesjonsinnehavere har rett til å be om forlengelse av disse fasene, som må godkjennes av ANP.

I budrunder som involverer produksjonsdelingsregime, gir loven det statskontrollerte brasilianske selskapet Petroleo Brasileiro S.A., Petrobras, fortrinnsrett til å være operatør på pre-saltfeltene med et minimum på 30 % eierandel. Dersom denne retten utøves, kan Petrobras fortsatt delta i budrunden og legge inn bud på de resterende 70 % på samme vilkår som gjelder for andre deltakere. På samme måte kan selskapene i konsesjonsbudrundene by enkeltvis eller sammen med andre selskaper. Vinnerne er forpliktet til å danne et konsortium med Pre-Sal Petroleo S.A. (PPSA), et statlig brasiliansk selskap, som er ansvarlig for å håndtere produksjonsdelingsavtalen og selge produksjonen som tilfaller staten som profittolje. PPSA har også rollen som styreleder i driftsutvalget med 50 % av stemmene, i tillegg til visse vetoretter og avgjørende stemme.

Det nåværende kriteriet for evalueringen av budene under produksjonsdelingsregimet er prosentandelen av profittoljen som tilbys. Vinneren blir det selskapet som tilbyr høyeste prosentandel til staten i samsvar med tekniske og økonomiske parametre som er etablert for hver blokk i anbudsdokumentene i en aktuell budrunde.

Produksjonsdelingskontraktene undertegnes av Ministry of Mines and Energy på vegne av føderale myndigheter. Generelt gjelder kontraktene for en samlet periode på 35 år, som ikke kan forlenges i henhold til gjeldende lov. Av de to fasene i kontrakten, letefasen og produksjonsfasen, kan letefasen forlenges, gitt at den samlede kontraktsperioden ikke overstiger 35 år.

For å kunne utføre leting etter og utvinning av olje- og gassreserver, må selskapene få en miljølisens, som utstedes av det statlige miljødirektoratet IBAMA (Federal Environmental Protection Agency), som, sammen med ANP, er ansvarlig for regelverket knyttet til sikkerhet og miljø i oppstrømsvirksomheten.

HMS-lovgivning for oppstrøms olje- og gassaktiviteter i Norge

Equinors olje- og gassvirksomhet i Norge skal foregå på en forsvarlig måte og ivareta hensynet til sikkerhet for personell, miljø og de økonomiske verdier innretninger og fartøyer representerer. Petroleumsloven krever spesifikt at petroleumsvirksomheten skal foregå slik at et høyt sikkerhetsnivå kan opprettholdes og utvikles i takt med den teknologiske utviklingen. Equinor er også pålagt å til enhver tid ha en plan for håndtering av krisesituasjoner i Equinors petroleumsvirksomhet. I en krise kan Arbeids- og sosialdepartementet / Fiskeri- og kystdepartementet / Kystverket beslutte at andre parter for rettighetshavers regning skal stille de nødvendige ressurser til rådighet, eller på annet vis iverksette tiltak for å skaffe de nødvendige ressurser for å håndtere krisen.

Erstatningsansvar for forurensingsskade

Petroleumsloven legger et strengt erstatningsansvar for forurensingsskade på alle rettighetshavere, og en rettighetshaver er ansvarlig for forurensing uten hensyn til skyld. Som rettighetshaver på norsk sokkel er Equinor derfor underlagt et strengt erstatningsansvar etter petroleumsloven,

når det gjelder tap eller skade lidd som følge av forurensing forårsaket av søl eller utslipp av petroleum fra en innretning som dekkes av en av Equinors lisenser.

Et krav mot rettighetshavere om kompensasjon knyttet til forurensingsskade skal først rettes til operatøren, som i henhold til vilkårene i samarbeidsavtalen, vil fordele kravet ut til de andre rettighetshaverne i henhold til deres eierandel i lisensen.

Utslippstillatelser

Utstrømming og utslipp fra petroleumsvirksomhet i Norge reguleres av flere lover, blant annet petroleumsloven, lov om avgift på utslipp av CO2, særavgiftsloven, klimakvoteloven og forurensingsloven. Utslipp av olje og kjemikalier i forbindelse med leting etter, utvikling og produksjon av olje og naturgass reguleres av forurensingsloven. I henhold til bestemmelsene i denne loven må operatøren søke om utslippstillatelse fra relevante myndigheter på vegne av lisensgruppen for å kunne slippe ut forurensende stoffer til vann. Videre fastslår petroleumsloven at brenning av gass ved fakling, utover det som er nødvendig av sikkerhetsmessige grunner for å sikre normal drift, ikke er tillatt uten godkjennelse fra OED. Alle operatører på norsk sokkel har plikt og ansvar for å etablere tilstrekkelige prosedyrer for overvåking og rapportering av ethvert utslipp til sjø. Miljødirektoratet, Oljedirektoratet og Norsk olje og gass har etablert en felles database for rapportering av utslipp til luft og sjø fra petroleumsvirksomheten, «Environmental Web» (EW). Alle operatører på norsk sokkel rapporterer utslippsdata direkte i databasen.

Lovgivning for reduksjon av karbonutslipp og -lagring

Equinors virksomhet i Norge er underlagt utslippsavgifter og utslippskvoter som gis for Equinors større europeiske virksomhet i henhold til systemet for utslippshandel. Den avtalte styrkingen av EUs utslippshandelssystem kan føre til en betydelig reduksjon i samlede utslipp fra relevante energi- og industrianlegg, som omfatter Equinors installasjoner på norsk sokkel. Prisen på utslippskvoter ventes også å øke betydelig fram mot 2030.

Den norske klimaloven skal fremme gjennomføring av Norges klimamål som ledd i omstilling til et lavutslippssamfunn i Norge i 2050. Denne loven kan påvirke våre aktiviteter gjennom planer og tiltak som iverksettes for å oppnå disse målene, og det vises til Klimaplanen 2021-2030 som regjeringen lanserte 8. januar 2021, der det settes mål om å kutte klimagassutslippene med minst 50 % og opp mot 55 % innen 2030 sammenlignet med nivået i 1990. I henhold til planen vil karbonprisen i norsk offshore olje- og gassproduksjon øke til 2000 kroner per tonn i tiden fram mot 2030.

EU-direktivet 2009/31/EU om lagring av CO2 er implementert i forurensingsloven og petroleumsloven. Fangst og lagring av CO2 på Equinor-feltene Sleipner og Snøhvit og i Northern Lights-prosjektet styres av disse lovene.

HMS-lovgivning for oppstrøms olje- og gassvirksomhet i USA

Equinors oppstrømsaktiviteter i USA er underlagt et omfattende lovverk på flere nivåer, både føderalt, statlig og lokalt. Equinor er underlagt disse lovene i en del av sine landbaserte aktiviteter i USA (herunder Equinors eiendeler i North Dakota, Montana, Ohio, Pennsylvania og West Virginia), og gjennom virksomheten i Mexicogolfen.

The National Environmental Policy Act av 1969 en overordnet lov som pålegger føderale organer å vurdere miljøeffekten av sine handlinger. Flere viktige føderale lover i USA dekker visse potensielle miljømessige effekter forbundet med utvinning av hydrokarboner. Disse inkluderer Clean Air Act, som omhandler luftkvalitet og utslipp til luft, Federal Water Pollution Control Act (vanligvis kalt Clean Water Act), som omhandler vannkvalitet og utslipp til vann, Safe Drinking Water Act, som fastsetter standarder for drikkevann fra kran og regler for injeksjoner i undergrunnen, Resource Conservation and Recovery Act av 1976, som omhandler håndtering av farlig og fast avfall, Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act av 1980, som omhandler tilbakestilling av deponiområder og rapportering av utslipp, og Oil Pollution Act, som omhandler forebygging og beredskap ved akutte oljeutslipp.

Andre lover i USA er ressursspesifikke. Endangered Species Act av 1973 beskytter utryddelsestruede arter og kritiske habitater. Noen lover beskytter bestemte arter, blant annet Migratory Bird Treaty Act, Bald and Golden Eagle Protection Act og Marine Mammal Protection Act av 1972. Andre lover styrer planlegging av naturressurser og utvikling på føderale landområder og på den ytre kontinentalsokkelen, blant annet Mineral Leasing Act, the Outer Continental Shelf Lands Act, Federal Land Policy and Management Act av 1976, Mining Law av 1872, National Forest Management Act av 1976, National Park Service Organic Act, Wild and Scenic Rivers Act, the National Wildlife Refuge System Administration Act av 1966, the Rivers and Harbors Appropriation Act, og Coastal Zone Management Act av 1972.

De føderale myndighetene regulerer leting og produksjon til havs på den ytre kontinentalsokkelen (Outer Continental Shelf, OCS), som strekker seg fra grensen for statlige farvann (enten 3 eller 9 nautiske mil fra kysten, avhengig av stat) og fram til grensen for nasjonal jurisdiksjon, 200 nautiske mil fra land. The Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) styrer lisensprogrammer på OCS, gjennomfører ressursvurderinger, og gir lisenser til seismiske undersøkelser. The Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) regulerer all boring etter og produksjon av olje og gass på OCS. The Office of Natural Resources Revenue (ONRR) samler inn og fordeler ut leie og produksjonsavgift fra føderale og urinnvåner-områder på land og til havs.

Andre føderale lover dekker spesielle produkter og avfallstyper, og fokuserer på menneskelig helse og sikkerhet: Toxic Substances Control Act omhandler nye og eksisterende kjemikalier og produkter som inneholder slike kjemikalier, Hazardous Materials Transportation Act omhandler transport av farlige stoffer, Occupational Safety and Health Act av 1970 omhandler risiko på arbeidsplassen, Emergency Planning and Community Right-to-Know Act av 1986 omhandler beredskapsplanlegging og varsling om farlige og giftige kjemikalier.

De føderale og statlige myndighetene deler på myndigheten til å administrere enkelte føderale miljøprogrammer (f.eks. Clean Air Act og Clean Water Act). Statene har også en egen, noen ganger tydeligere, miljølovgivning. Fylker, byer og andre lokale myndigheter kan ha egne krav i tillegg til dette.

Equinor overvåker hele tiden endringer i lover og regler på alle nivåer, og engasjerer seg i forhold til sine interessegrupper gjennom bransjeorganisasjoner og med direkte kommentarer til foreslåtte lover og reguleringsregimer, for å sikre at virksomheten etterlever alle gjeldende lover og forskrifter. Især ble BSEEs regelverk for boring og produksjon grundig revidert etter utblåsningen og oljeutslippet på Deepwater Horizon i 2010. Det reviderte regelverket omfatter krav om bedre brønndesign, bedre design, testing og vedlikehold av utblåsningssikring, og flere faglærte inspektører. Den nye administrasjonen forventes å gjennomgå og revidere disse kravene, og Equinor jobber med relevante myndigheter og interessegrupper i bransjen for å sikre at Equinors virksomhet utføres i samsvar med gjeldende lover og regler.

HMS-lovgivning for oppstrøms olje- og gassaktiviteter i Brasil

Equinors olje- og gassvirksomhet i Brasil må foregå på en forsvarlig måte og ivareta hensynet til sikkerhet og helse for personell og miljø. Den brasilianske petroleumsloven (Law No. 9,478/97) beskriver myndighetenes politiske mål for rasjonell bruk av landets energiressurser, blant disse beskyttelse av miljøet. I tillegg til petroleumsloven er Equinor også underlagt mange andre lover og forskrifter utstedt av ulike myndigheter. Disse inkluderer National Agency of Petroleum (ANP), Federal Environmental Agency (IBAMA), Federal Environmental Council (CONAMA) og det brasilianske sjøforsvaret. Alle disse organene har myndighet til å ilegge bøter ved brudd på de respektive reglene. Konsesjons- og produksjonsdelingskontrakter pålegger også operatører og medlemmer av konsortiet forpliktelser som de står solidarisk ansvarlige for. De må, for egen regning og risiko, påta seg ansvar for og respondere på alle tap og skader som direkte eller indirekte er forårsaket av det aktuelle konsortiets drift og aktiviteter, uavhengig av skyld, til ANP, føderale myndigheter og tredjeparter.

Leting etter, samt boring og produksjon av olje og gass, avhenger av miljølisenser som definerer vilkårene for gjennomføring av prosjektet og tiltak for å dempe og kontrollere miljøpåvirkningen. Equinor kan ilegges bøter, og lisensen kan til og med trekkes tilbake midlertidig, dersom disse vilkårene ikke etterleves.

I Brasil er Equinor også pålagt å ha et beredskapssystem i henhold til ANP Ordinance 44/2009, for å håndtere krisesituasjoner i selskapets petroleumsvirksomhet, i tillegg til oljevernberedskap på hvert felt, for å minimere miljøeffekten av enhver uventet miljøsituasjon som kan føre til utslipp av olje eller kjemikalier til sjø.

Utslippstillatelser

Utslipp fra brasilianske petroleumsaktiviteter reguleres gjennom flere lover, blant annet CONAMA Resolution 393/2007 for produsert vann, CONAMA Resolution No. 357/2005 og CONAMA Resolution 430/2011 for avløpsvann (kloakk osv.) og IBAMA tekniske instrukser for boreavfall. I henhold til MiljøvernOEDs Ordinance No. 422/2011 skal utslipp av kjemikalier i forbindelse med leting etter samt utvikling og produksjon av olje og naturgass vurderes som en del av godkjenningsprosessen, og gjeldende operatør må søke om utslippstillatelse fra relevante myndigheter på vegne av lisensgruppen for å kunne slippe noen forurensende stoffer ut i vannet.

Lovgivning for reduksjon av karbonutslipp

Selv om Equinors virksomhet i Brasil ikke er underlagt utslippsavgifter (CO2-grense) ennå, er det sendt et forslag til statlige myndigheter fra Brazilian Business Council for Sustainable Development (CEBDS) om en avgift på 10 USD per tonn CO2-ekvivalenter. Videre regulerer CONAMA No. 382/06 grenser for utslipp til luft (f.eks. NOx) fra alle faste kilder som har et samlet kraftforbruk over 100MW.

ANP Ordinance No. 249/00 tillater brenning av gass via fakling av sikkerhetsmessige årsaker for å sikre normal drift, men det er begrenset til 3 % av den månedlige produksjonen av assosiert gass. Ethvert tilleggsvolum må forhåndsgodkjennes.

Den brasilianske regjeringen undertegnet Parisavtalen i 2016. Landets ambisjon er å redusere klimagassutslippene sine med 37 % innen 2025 og med 43 % innen 2030, sammenlignet med nivået i 2005. På grunn av ønsket om økonomisk vekst og en forventet voksende energietterspørsel, vil utslippsreduksjonene knyttes til bedre kontroll over bruk av skog og land (Forest and Land Use). For å løse utfordringen knyttet til økende energietterspørsel, har den brasilianske regjeringen indikert at de vil akseptere en økning i samlet utslipp på kort sikt fra industri og energiproduksjon, selv om effektiviteten i energiproduksjon og utnyttelse ganske sikkert også vil være en viktig del av den brasilianske regjeringens tilnærming til saken i framtiden.

Regelverk for fornybar energivirksomhet

Equinors posisjon innen fornybar energi består i dag av havvindparker i drift og utvikling i Storbritannia og i delstaten New York i USA. I begge jurisdiksjoner er lovgivningen strukturert rundt en leieavtale, der tillatelse til utvikling gis etter en rekke godkjenninger som i stor grad gjelder konsekvensanalyser for miljø og samfunn. Myndighetene auksjonerer hver for seg en subsidiert kraftkjøpsavtale, enten gjennom grønne sertifikater eller differansekontrakter. I begge tilfeller bærer Equinor og partnerne risikoen ved utvikling, bygging og drift av vindparkene innenfor en fastsatt tidsramme.

Beskatning av Equinor

Norge

Equinor betaler vanlig norsk selskapsskatt og en særskilt petroleumsskatt knyttet til selskapets sokkelvirksomhet i Norge. Selskapets overskudd, både fra olje- og naturgassvirksomhet på sokkelen og landbasert virksomhet, er underlagt norsk selskapsskatt. Den vanlige selskapsskatten er på 22 %. I tillegg kommer en særskilt petroleumsskatt på overskudd fra petroleumsutvinning og rørledningstransport på norsk sokkel.

Den særskilte petroleumsskatten er på 56 % og beregnes på relevant inntekt i tillegg til den vanlige selskapsskatten, noe som gir en marginalskatt på 78 %. For nærmere informasjon se note 9 Skatter til konsernregnskapet.

I juni 2020 vedtok Stortinget midlertidige, målrettede endringer i det norske petroleumsskattesystemet som gjelder for investeringer i 2020 og 2021, og også videre etter 2021 for enkelte prosjekter. Endringene trådte i kraft 1. januar 2020, og gir selskapene rett til et umiddelbart skattefradrag i særskatten på petroleum (56 %) i stedet for en skattemessig avskrivning over seks år. I tillegg vil friinntekten, som er økt fra 20,8 % til 24 %, tillates det første året i stedet for over fire år. Skattemessige avskrivninger mot selskapsskatten (skattesats 22 %) skal fortsatt skje over en periode på seks år. Se også note 9 Skatter til konsernregnskapet.

Equinors internasjonale petroleumsvirksomhet skattlegges i henhold til lokal lovgivning.

USA

Equinors virksomhet i USA er generelt underlagt selskaps-, ressurs- og produksjonsskatt, verdiavgift og transaksjonsgebyr – som pålegges av føderale, delstatlige og lokale skattemyndigheter – og produksjonsavgifter som betales til føderale, delstatlige og lokale myndigheter samt, i noen tilfeller, private landeiere. Den føderale selskapsinntektsskatten i USA er på 21 %.

Brasil

Uavhengig av gjeldende skatteregime for olje- og gassvirksomheten, kommer en selskapsskatt og trygdeavgift på skattbar inntekt med en samlet skattesats på 34 %. Et forenklet skatteregime med lavere effektiv skattesats er tilgjengelig for virksomheter med en bruttoinntekt som ligger under en terskel på 78 millioner brasilianske real per år. I tillegg er det flere indirekte skatter, men eksport er fritatt.

Import av eiendeler er underlagt flere tollavgifter, men et særskilt regime er tilgjengelig for visse eiendeler som brukes i olje- og gassvirksomheten, og gir fritak fra føderale avgifter og lavere delstatlige avgifter.

Konsesjonsregimet omfatter vanligvis en produksjonsavgift på 10 %, og en særskilt deltakerskatt som varierer mellom 10 % og 40 %, avhengig av tidspunkt, sted og produksjon. PSA-regimet omfatter vanligvis en produksjonsavgift på 15 %, et årlig kostnadsdekningstak på 80 % og en andel av myndighetenes overskudd det kan gis bud på.

Datterselskaper og eierinteresser

Større datterselskaper

Tabellen under viser større datterselskaper og egenkapitalkonsoliderte selskaper innenfor Equinor-konsernet pr. 31. desember 2020.

Vesentlige datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap

Navn	i %	Land	Navn	i %	Land

Danske Commodities AS	100	Norge	Equinor In Salah AS	100	Norge
Equinor Angola Block 15 AS	100	Norge	Equinor Insurance AS	100	Norge
Equinor Angola Block 17 AS	100	Norge	Equinor International Netherlands BV	100	Nederland
Equinor Angola Block 31 AS	100	Norge	Equinor Natural Gas LLC	100	USA
Equinor Apsheron AS	100	Norge	Equinor New Energy AS	100	Norge
Equinor Argentina AS	100	0	Equinor Nigeria Energy Company Ltd.	100	Nigeria
Equinor Brasil Energia Ltda.	100	Brasil	Equinor Refining Norway AS	100	Norge
Equinor BTC (Group)	100	Norge	Equinor Russia AS	100	Norge
Equinor Canada Ltd. (Group)	100	Canada	Equinor Russia Holding AS	100	Norge
Equinor Danmark (Group)	100	Danmark	Equinor UK Ltd. (Group)	100	England
Equinor Dezassete AS	100	Norge	Equinor US Holding Inc. (Group)	100	USA
Equinor Energy AS	100	Norge	Statholding AS (Group)	100	Norge
Equinor Energy do Brasil Ltda.	100	Brasil	Statoil Kharyaga AS	100	Norge
Equinor Energy International AS	100	0	Wind Power AS	100	Norge
Equinor Energy Ireland Ltd.	100	Irland	AWE-Arkona-Windpark Entwicklungs GmbH1	25	Tyskland
Equinor Holding Netherlands BV	100	Nederland	Roncador BV2	25	Nederland
Equinor In Amenas AS	100	Norge

1) Egenkapitalkonsoliderte enheter.

2) Roncador BV regskapsføres som en felleskontrollert virksomhet og er proporsjonalt konsolidert.

Varige driftsmidler

Equinor har eierinteresser i fast eiendom i mange land rundt om i verden. Imidlertid er ingen enkeltstående eiendom av vesentlig betydning. Equinors hovedkontor ligger i Forusbeen 50, 4035 Stavanger og har ca. 135.000 kvadratmeter kontorareal, og et kontorbygg på 65.500 kvadratmeter på Fornebu utenfor Oslo, hovedstaden i Norge. Begge bygningene er leid.

For en beskrivelse av vesentlige olje- og naturgassreserver, se Sikre olje- og gassreserver i seksjon 2.9 Resultater for drift, og seksjon 4.2 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass (urevidert) senere i denne rapporten. For en beskrivelse av våre raffinerier, terminaler og behandlingsanlegg i drift, se seksjon 2.6 Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP).

For mer informasjon, se note 10 Varige driftsmidler til konsernregnskapet.

Transaksjoner med nærstående parter

Se note 24 Nærstående parter til Konsernregnskapet for informasjon. Se også kapittel 3 Eierstyring og selskapsledelse, seksjon 3.4 Likebehandling av aksjeeiere og transaksjoner med nærstående.

Forsikring

Equinor har forsikringer som dekker fysisk skade på sine olje- og gassanlegg, tredjepartsansvar, yrkesskade og arbeidsgiveransvar, generelt ansvar, akutt forurensing og annet. Se også seksjon 2.12 Risikoanalyse under Risikofaktorer.

2.9 Resultater fra drift

Sikre olje- og gassreserver

Sikre olje- og gassreserver var estimert til 5.260 millioner fat oljeekvivalenter (foe) ved utgangen av 2020, sammenlignet med 6.004 millioner foe ved utgangen av 2019.

Endringer i sikre reserver er vanligvis et resultat av revisjoner som følge av produksjonserfaring, endringer i priser eller kostnader, utvidelser av sikre områder gjennom boring av nye brønner eller tilførsel av sikre reserver fra nye funn som følge av at nye utbyggingsprosjekter blir godkjent. Disse endringene er et resultat av kontinuerlige forretningsprosesser, og kan forventes fortsatt å tilføre nye sikre reserver i framtiden.

Sikre reserver kan også øke eller avta som følge av kjøp eller salg av petroleumsressurser, eller på grunn av faktorer utenfor ledelsens kontroll, som for eksempel endringer i olje- og gassprisene.

Endringer i olje- og gasspriser kan påvirke mengden olje og gass som utvinnes. Høyere olje- og gasspriser vil vanligvis føre til at det utvinnes mer olje og gass, mens lavere priser normalt vil føre til en reduksjon. På felt som er underlagt produksjonsdelingsavtaler (PSA) og lignende avtaler, kan imidlertid høyere priser medføre rettighet til mindre volumer, mens lavere priser kan medføre rettighet til økte volumer. Slike endringer er vist i kategorien revisjoner og økt utvinning.

Prinsippene for bokføring av sikre gassreserver er begrenset til kontraktsfestede gassalg eller gass med tilgang til et robust gassmarked.

I Norge, Storbritannia og Irland anser Equinor reserver som sikre når en utbyggingsplan er levert, siden det er rimelig sikkert at en slik plan vil bli godkjent av myndighetene. Utenfor disse områdene blir reserver vanligvis bokført som sikre når godkjenning fra myndighetene er mottatt, eller når en slik godkjenning forventes i nær framtid. Framtidige borelokasjoner på landbaserte felt i USA bokføres vanligvis som sikre ikkeutbygde reserver når de er knyttet til en godkjent boreplan, og brønnene er planlagt boret innen fem år.

Om lag 89 % av Equinors sikre reserver ligger i OECD-land. Norge er helt klart den viktigste bidragsyteren i denne kategorien, etterfulgt av USA og Canada. Av Equinors samlede sikre reserver er 5 % knyttet til produksjonsdelingsavtaler i land utenfor OECD, som for eksempel Angola, Algerie, Aserbajdsjan, Libya, Nigeria og Russland. Andre reserver utenfor OECD er knyttet til konsesjoner i Argentina, Brasil og Russland, som til sammen utgjør 6 % av Equinors samlede sikre reserver.

Endringer i sikre reserver i 2020

Samlet volum av sikre reserver gikk ned med 774 millioner fat oljeekvivalenter i 2020.

Endring i sikre reserver

	31. desember
(millioner foe)	2020	2019	2018

Revisjoner av tidligere anslag og økt utvinning	(171)	327	479
Utvidelser og funn	131	253	848
Kjøp av reserver	6	72	196
Salg av reserver	-	(125)	(2)

Sum økning i sikre reserver	(34)	527	1.521
Produksjon	(710)	(698)	(713)

Netto endring i sikre reserver	(744)	(171)	808

Revisjoner og økt utvinning (IOR)

Revisjoner av tidligere bokførte reserver, inkludert effekten av økt utvinning, førte til en nedgang i sikre reserver på netto 171 millioner fat oljeekvivalenter (foe) i 2020. Dette er nettoresultatet av 217 millioner foe i positive revisjoner og 388 millioner foe i negative revisjoner. Mange produserende felt hadde positive revisjoner som følge av økt produksjonseffektivitet, nye boremål og prosjekter for økt utvinning, i tillegg til lavere usikkerhet på grunn av utvidet boreog produksjonserfaring. De negative revisjonene var blant annet en direkte effekt av lavere råvarepriser, som reduserte sikre reserver med om lag 194 millioner foe på grunn av kortere økonomisk levetid på flere felt. I tillegg hadde de reduserte prisene en indirekte negativ effekt i form av redusert aktivitetsnivå. Andre negative revisjoner var knyttet til uforutsette hendelser og driftsproblemer.

Utvidelser og funn

Nye funn og utvidelser av områder hvor det tidligere er bokført sikre reserver, tilførte totalt 131 millioner foe i nye sikre reserver. To nye feltutbygginger utenfor kysten av Norge, Breidablikk og Gråsel, ble godkjent i 2020, og tilførte nye sikre reserver i denne kategorien. Begge disse feltene ventes å starte produksjon innen fem år. I tillegg omfatter denne kategorien utvidelser av områder med sikre reserver ved boring av nye brønner i tidligere uborede deler av de landbaserte områdene i USA, og på produserende felt på norsk sokkel og i Russland.

Kjøp og salg av reserver

Totalt 6 millioner foe med nye sikre reserver ble kjøpt i Argentina i 2020.

Det var ingen endringer knyttet til salg av reserver i 2020.

Produksjon

Bokført produksjon i 2020 var på 710 millioner foe, en økning på 2 % sammenlignet med 2019.

Utvikling av reserver

I 2020 ble 250 millioner foe utviklet fra sikre ikke-utbygde reserver til sikre utbygde reserver. Fortsatt boring i Appalachian-bassenget i USA og på Johan Sverdrup, Ærfugl og Oseberg i Norge økte de sikre, utbygde reservene med 200 millioner foe i løpet av 2020. De gjenværende 50 millioner foe av de modnede volumene er knyttet til en lang rekke aktiviteter på felt over hele verden. Den negative revisjonen av sikre ikkeutbygde reserver på 131 millioner foe er både knyttet til reduserte råvarepriser, redusert økonomisk levetid på noen felt, redusert aktivitetsnivå og driftsproblemer. Dette førte til en reduksjon i sikre ikke-utbygde reserver, særlig i de landbaserte feltene i USA, og i felt i Brasil og Storbritannia.

I 2019 ble 426 millioner fat oljeekvivalenter modnet fra sikre ikke-utbygde reserver til sikre utbygde reserver. Oppstart av produksjonen fra Johan Sverdrup, Trestakk og Utgard i Norge og Storbritannia økte de sikre utbygde reservene med 305 millioner foe. De resterende 121 millioner foe av de modnede volumene var knyttet til aktiviteter på utbygde felt i flere land. Godkjenning av North Komsomolskoye-feltet i Russland og en utvidelse av områder med sikre reserver i de landbaserte feltene i USA var hovedårsaken til 188 millioner foe i tilførte sikre ikke-utbygde reserver i form av utvidelser og funn. De netto positive revisjonene på 149 millioner foe skyldtes flere mindre revisjoner på de fleste feltene i vår portefølje.

I 2018 bidro oppstarten av oljeproduksjonen fra Aasta Hansteen-feltet i Norge, og fortsatt boring for å modne reserver på de landbaserte feltene i USA og på flere offshoreutbygginger i Norge, til å utvikle til sammen 578 millioner foe fra sikre ikke-utbygde til sikre utbygde reserver. To større feltutbyggingsprosjekter ble godkjent, noe som også tilførte betydelige nye volumer av sikre ikke-utbygde ressurser mot slutten av året. Dette var tredje utbyggingsfase på Troll-feltet og den andre utbyggingsfasen på Johan Sverdrup-feltet i Norge. I tillegg bidro godkjenningen av Vito-feltet i Mexicogolfen, og boringen av nye brønner på tidligere områder uten sikre reserver på land i USA, til økningen i sikre, ikke-utbygde reserver på 783 millioner foe gjennom utvidelser og funn. Positive revisjoner på 134 millioner i sikre ikke-utbygde reserver var knyttet til økte råvarepriser i 2018, i tillegg til tekniske revisjoner og flere prosjekter for økt utvinning, hovedsakelig i Norge.

I løpet av de siste fem årene har Equinor utviklet 1.824 millioner foe fra sikre ikke-utbygde reserver til sikre utbygde reserver.

Utvikling av sikre reserver

		2020			2019			2018
(millioner foe)	Sum sikre reserver	Utbygde	Ikke utbygde	Sum sikre reserver	Utbygde	Ikke utbygde	Sum sikre reserver	Utbygde	Ikke utbygde

1. januar	6.004	3.679	2.325	6.175	3.733	2.442	5.367	3.342	2.025
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	(171)	(40)	(131)	327	178	149	479	345	134
Utvidelser og funn	131	37	94	253	65	188	848	64	783
Kjøp av petroleumsreserver	6	6	0	72	15	57	196	118	78
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	(125)	(40)	(85)	(2)	(2)	(0)
Produksjon	(710)	(710)	-	(698)	(698)	-	(713)	(713)	-
Flyttet fra ikke-utbygde til utbygde reserver	-	250	(250)	-	426	(426)	-	578	(578)

31. desember	5.260	3.222	2.038	6.004	3.679	2.325	6.175	3.733	2.442

Sikre utbygde og ikke-utbygde reserver

Per 31. desember 2020	Olje og kondensat (mill. fat oe)	NGL (mill. fat oe)	Naturgass (mill. cf)	Sum olje og gass (mill. fat oe)

Utbygde
Norge	654	141	7.863	2.196
Eurasia uten Norge	62	0	172	93
Afrika	110	15	199	161
USA	217	47	1.681	564
Amerika uten USA	206	-	11	208
Sum utbygde sikre reserver	1.249	204	9.926	3.222
Ikke utbygde
Norge	676	66	4.851	1.606
Eurasia uten Norge	131	(0)	141	156
Afrika	21	2	28	28
USA	70	6	490	163
Amerika uten USA	86	-	0	86
Sum ikke-utbygde sikre reserver	982	74	5.510	2.038
Sum sikre reserver	2.232	278	15.436	5.260

Per 31. desember 2020 utgjorde alle sikre, ikke-utbygde reserver 2.038 millioner fat oljeekvivalenter, hvorav 79 % er knyttet til felt i Norge. Troll, Johan Sverdrup og Snøhvit, som alle har kontinuerlige utviklingsaktiviteter, samt noen felt som ikke har startet produksjon ennå, som for eksempel Johan Castberg og Martin Linge, er de feltene som har størst andel av sikre, ikkeutbygde reserver i Norge. Utenfor Norge er det North Komsomolskoye i Russland, Appalachian-bassenget i USA, Peregrino i Brasil, Mariner i Storbritannia, ACG i Aserbajdsjan og Vito i USA som er de største feltene med sikre, ikke-utbygde reserver.

Alle disse feltene er enten i produksjon, eller skal starte produksjonen innen de neste tre årene. For felt med sikre reserver der produksjonen ikke har startet ennå, er investeringsbeslutningene allerede tatt og investeringer i infrastruktur og anlegg har startet. Ingen større utbyggingsprosjekter som krever en separat framtidig investeringsbeslutning av ledelsen, er inkludert i våre sikre reserver. Noen utbyggingsaktiviteter vil ta mer enn fem år å gjennomføre på mange felt, men disse er hovedsakelig knyttet til trinnvise investeringer, som for eksempel boring av flere brønner fra eksisterende anlegg for å sikre fortsatt produksjon.

Når det gjelder prosjekter under utbygging har covid-19 pandemien påvirket framdriften på grunn av personellbegrensninger på anlegg og verft på land og til havs. Dette har forsinket produksjonsstarten på Martin Ling og Johan Castberg i Norge. På Martin Linge-feltet, som nå har vært under utbygging i mer enn fem år, skulle oljeproduksjonen etter planen starte i 2020. Utbyggingen pågår fortsatt, og oppstart av produksjon ventes nå å skje i 2021. Johan Castberg-feltet skulle i henhold til opprinnelig plan starte produksjonen i 2022, fire år etter at feltutbyggingen ble godkjent. Produksjonsstarten er nå utsatt til 2023.

For våre landbaserte områder i USA, Appalachian-bassenget og Bakken, er alle sikre, ikke-utbygde reserver begrenset til brønner som skal bores innen fem år.

I 2020 utgjorde påløpte utbyggingskostnader knyttet til eiendeler som inneholder sikre reserver 6.647 millioner USD, hvorav 5.653 millioner USD var knyttet til ikke-utbygde sikre reserver.

Mer informasjon om sikre olje- og gassreserver er gitt i seksjon 4.2 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass (urevidert).

Reserveerstatning

Reserveerstatningsraten er definert som netto tilførsel av sikre reserver dividert med produserte volumer i en gitt periode. Tabellen nedenfor viser årlig og tre års gjennomsnittlig reserveerstatningsrate for årene 2020, 2019 and 2018.

Reserveerstatningsraten for 2020 var minus 5 prosent, mens tilsvarende gjennomsnitt for de tre siste årene var 95 prosent.

Reserveerstatningsraten var minus 4 prosent i 2020 når egenkapitalkonsoliderte enheter ekskluderes.

Den organiske reserveerstatningsraten, eksklusive kjøp og salg, var minus 6 prosent i 2020, sammenlignet med 83 prosent i 2019. Tre års gjennomsnittlig organisk reserveerstatningsrate var 88 prosent ved utgangen av 2020.

For mer informasjon om endringer i sikre reserver og usikkerheten i anslagene for sikre reserver, se henholdsvis seksjon 4.2 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass og 2.12 Risiko.

Reserveerstatningsrate

	31. desember
(inkludert kjøp og salg)	2020	2019	2018

Årlig	-5%	75%	213%
Tre års gjennomsnitt	95%	147%	153%

Sikre reserver per område

Sikre reserver i Norge

I alt 3.802 millioner fat oljeekvivalenter er bokført som sikre reserver i 60 felt og feltutbyggingsprosjekter på norsk sokkel, noe som utgjør 72 % av Equinors samlede sikre reserver. Av disse er 54 felt og feltområder i produksjon i dag, hvorav Equinor er operatør for 44 6.

Produksjonserfaring, ytterligere boring og økt utvinning på mange av Equinors produserende felt i Norge bidro med positive revisjoner av sikre reserver tilsvarende 117 millioner foe i 2020. Negative revisjoner utgjorde 127 millioner foe, og var knyttet til lavere råvarepriser, som reduserte de sikre reservene i Norge med 85 millioner foe (2,2 %), redusert aktivitet og driftsproblemer. De to feltutbyggingsprosjektene Breidablikk og Gråsel tilførte sikre reserver kategorisert som utvidelser og funn i løpet av 2020.

Av de samlede sikre reservene på norsk sokkel er 2.196 millioner fat oljeekvivalenter (58 %) sikre utbygde reserver. Av de samlede sikre reservene i dette området er 60 % gassreserver knyttet til store gassfelt, som for eksempel Troll, Snøhvit, Oseberg, Ormen Lange, Visund, Aasta Hansteen, Åsgard og Tyrihans. De resterende 40 % er væskereserver.

Sikre reserver i Eurasia uten Norge

Equinor har sikre reserver som utgjør 249 millioner fat oljeekvivalenter knyttet til sju felt i Russland, Aserbajdsjan, Storbritannia og Irland. Negative revisjoner, hovedsakelig knyttet til driftsproblemer på felt i Storbritannia og Russland, har redusert de sikre reservene i dette området med 28 millioner foe. Eurasia uten Norge utgjør 5 % av Equinors samlede sikre reserver. Alle feltene i dette området er nå i produksjon. Av de sikre reservene i Eurasia er 93 millioner foe (37 %) sikre utbygde reserver.

Av de samlede sikre reservene i dette området er 78 % væske og 22 % gass.

Sikre reserver i Afrika

Equinor bokførte sikre reserver på 189 millioner fat oljeekvivalenter i produserende felt i de vest- og nordafrikanske landene Angola, Algerie, Nigeria og Libya. Afrika står for 4 % av Equinors samlede sikre reserver. Angola er den største bidragsyteren til de sikre reservene i dette området. De fleste feltene i Afrika er modne, og i nedgang. Positive revisjoner økte de sikre reservene med 40 millioner foe, hovedsakelig på grunn av positiv reservoarytelse, men også på grunn av økte bokførte volumer som følge av reduksjonen i oljeprisen.

For informasjon vedrørende Agbami redetermineringsprosess og tvisten mellom Nigerian National Petroleum Corporation og partnere i Oil Mining Lease (OML) 128 om visse vilkår i produksjonsdelingsavtalen, se note 23. Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til konsernregnskapet. Effekten av redetermineringsprosessen på sikre reserver er anslått å være mindre enn 10 millioner foe, og er ikke medregnet i våre estimater.

Av de samlede sikre reservene i Afrika er 161 millioner fat oljeekvivalenter, eller 85 %, utbygde reserver. Av de samlede sikre reservene i dette området er 79 % væske og 21 % gass.

⁶ Felt som har sikre reserver ved utgangen av 2020. Antall felt med produksjon i løpet av året som rapportert i seksjon 2.3 Leting & produksjon Norge, kan være forskjellige avhengig av hvordan produksjonen er fordelt og aggregert per felt.

Sikre reserver USA

I USA har Equinor sikre reserver som tilsvarer 727 millioner fat oljeekvivalenter i felt i Mexicogolfen og i områder med tette formasjoner på land.

Vito, som ble godkjent for utbygging i 2019, er det eneste feltet i dette området som ennå ikke er satt i produksjon. De landbaserte feltene i Appalachian-bassenget og Bakken er alle i produksjon.

De sikre reservene i USA var gjenstand for en netto negativ revisjon på 118 millioner foe i 2020. Dette inkluderer143 millioner foe i negative revisjoner og 25 millioner foe i positive revisjoner. Om lag halvparten av netto negative revisjoner er knyttet til reduserte råvarepriser. Andre negative revisjoner er et resultat av redusert aktivitet, spesielt i den landbaserte virksomheten, i tillegg til driftsproblemer. De største positive endringene i sikre reserver i USA i 2020 er knyttet til nye brønner som har utvidet områdene med sikre reserver i de landbaserte feltene i USA, og tilført til sammen 101 millioner foe i kategorien utvidelser og funn.

Den nylig kunngjorte avtalen om å avhende våre eierinteresser i Bakken-feltet i USA har virkning fra 1. januar 2021, og medfører en beregnet reduksjon i sikre reserver på 94 millioner foe ved utgangen av 2021.

Av de samlede sikre reservene i USA er 564 millioner fat oljeekvivalenter, eller 78 %, utbygde reserver, fordelt på 47 % væske og 53 % gass.

De sikre reservene i USA utgjør nå 14 % av Equinors totale sikre reserver, men USA er likevel skilt ut som eget geografisk område i tabellene siden de utgjorde 16 % i 2017.

Sikre reserver i Amerika uten USA

I Amerika uten USA har Equinor sikre reserver som tilsvarer 294 millioner fat oljeekvivalenter i totalt sju felt. Fire av feltene ligger utenfor kysten av Canada, to utenfor kysten av Brasil, og ett felt på land i Argentina. Seks av disse feltene er i produksjon. Terra Nova-feltet i Canada er gjenstand for modernisering, og har ikke vært produksjon i 2020. Produksjonen skal etter planen starte opp igjen i 2022.

Revisjoner av sikre reserver i dette området er hovedsakelig negative, og har redusert de sikre reservene med et nettovolum på 55 millioner foe. Dette er knyttet til reduserte råvarepriser, som har ført til kortere økonomisk levetid, særlig i Brasil.

I 2020 har Equinor kjøpt en eierandel i Bandurria Sur-blokken i Argentina. Dette tilførte 6 millioner foe i nye sikre reserver gjennom kjøp av petrolelumsreserver.

Av de samlede sikre reservene i Amerika uten USA er 208 millioner fat oljeekvivalenter, eller 71 %, utbygde reserver. Mindre enn 1 % av de sikre reservene i dette området er gassreserver.

Utarbeidelse av reserveanslag

Equinors årlige prosess for rapportering av sikre reserver koordineres av en sentral enhet i selskapet, Corporate reserves management (CRM), som består av kompetente fagpersoner innen geovitenskap, reservoar- og produksjonsteknologi og økonomisk evaluering. Fagpersonene i CRM har i gjennomsnitt over 25 års erfaring fra olje- og gassindustrien. Enheten rapporterer til direktør for finans og kontroll i forretningsområdet Teknologi, prosjekter & boring, og er uavhengig av forretningsområdene for utvikling og produksjon. Alle reserveanslagene er utarbeidet av Equinors tekniske stab.

Selv om CRM gjennomgår informasjonen sentralt, er hver områdegruppe ansvarlig for at den følger kravene til SEC og Equinors konsernstandarder. Informasjon om sikre olje- og gassreserver, standardisert nåverdi av framtidig netto kontantstrøm samt annen informasjon knyttet til sikre olje- og gassreserver, samles inn fra de lokale områdegruppene og kontrolleres av CRM for å sikre ensartethet og samsvar med gjeldende standarder. Endelig informasjon for hvert område blir kvalitetskontrollert og godkjent av ansvarlig områdeleder, før den aggregeres til påkrevd rapporteringsnivå av CRM.

Aggregert informasjon sendes til aktuelle ledergrupper i forretningsområdene og til konsernledelsen for godkjenning.

Leder for CRM har hovedansvaret for utarbeidelsen av reserveanslagene. Den som i dag har denne stillingen har en bachelorgrad i geovitenskap fra Universitetet i Gøteborg, og en mastergrad i leting og utvinning fra Chalmers tekniske høgskole i Gøteborg. Hun har 35 års erfaring fra olje- og gassindustrien,

34 av dem fra Equinor. Hun er medlem av Society of Petroleum Engineering (SPE), og Technical Advisory Group to the UNECE Expert Group on Resource Management (EGRM).

DeGolyer and MacNaughton-rapporten

Rådgivingsselskapet DeGolyer and MacNaughton har gjennomført en uavhengig vurdering av Equinors sikre reserver per 31. desember 2020, basert på data mottatt fra Equinor. Vurderingen omfatter 100 % av Equinors sikre reserver, inkludert egenkapitalkonsoliderte enheter. Netto samlede anslag over sikre reserver som er utarbeidet av DeGolyer and MacNaughton skiller seg ikke vesentlig fra de som er utarbeidet av Equinor.

Netto sikre reserver

	Olje og
	kondensat	NGL/LPG	Naturgass	Oljeekvivalenter
Per 31. desember 2020	(mill. foe)	(mill. foe)	(mill. cf)	(mill. foe)

Estimert av Equinor	2.232	278	15.436	5.260
Estimert av DeGolyer and MacNaughton	2.333	319	16.007	5.504

Operasjonell statistikk

Samlede utbygde og ikke-utbygde olje- og gassområder der Equinor hadde andeler per 31. desember 2020 er oppgitt i tabellen under.

Utbygde og ikke-utbygde olje- og gassareal

Per 31. desember 2020 (i tusen acres)		Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Oseania	Sum

Utbygd areal	- brutto1)	927	269	834	555	420	-	3.005
	- netto2)	354	104	265	206	78	-	1.008
Ikke-utbygd areal	- brutto1)	18.307	21.600	38.952	2.401	48.362	2.709	132.333
	- netto2)	7.985	10.073	16.970	1.039	23.218	2.709	61.993

1) Bruttoverdi gjenspeiler areal hvor Equinor har eierskap.

2) Nettoverdien tilsvarer Equinor sine andeler i samme areal.

Equinors største konsentrasjon av netto utbygde arealer i Norge ligger på feltene Troll, Oseberg, Snøhvit, Ormen Lange og Johan Sverdrup. I Afrika representerer gassutbyggingsprosjektene In Amenas og In Salah i Algerie de største konsentrasjonene av netto utbygde arealer. Bakken (på land i USA) har den største konsentrasjonen av netto utbygde arealer i Amerika.

Equinors største konsentrasjon av netto ikke-utbygde arealer ligger i Sør-Afrika, som står for 21 % av Equinors samlede netto ikke-utbygde arealer, fulgt av Russland og Norge.

De største netto ikke-utbygde arealene i Amerika ligger i Argentina, Surinam og Canada. I Eurasia uten Norge er det Russland som har de største ikke-utbygde nettoarealene. I Oseania har vi ikke-utbygde arealer i Australia.

Equinor har arealer i en rekke konsesjonsområder, blokker og lisenser. Vilkårene og betingelsene for avtalenes utløpsdato varierer betydelig fra område til område. Arbeidsprogrammene skal sikre at letepotensialet i ethvert område blir vurdert fullt ut før avtalens utløpsdato.

Areal knyttet til flere av disse konsesjonene, blokkene og lisensene utløper i løpet av de neste tre årene. Areal som allerede er vurdert som ulønnsomt kan tilbakeleveres før gjeldende utløpsdato. I andre tilfeller kan Equinor bestemme seg for å søke om forlengelse hvis selskapet behøver mer tid til å vurdere potensialet i området fullt ut. Tidligere har Equinor vanligvis fått slike forlengelser.

Mesteparten av det ikke-utbygde arealet som utløper i løpet av de neste tre årene er knyttet til tidlige leteaktiviteter, der det ikke ventes produksjon i nær framtid. Utløpsfristen for disse lisensene, blokkene og konsesjonene vil derfor ikke ha vesentlig innvirkning på sikre reserver.

Produktive olje- og gassbrønner

Antall brutto og netto produktive olje- og gassbrønner som Equinor hadde andeler i per 31. desember 2020 er vist i tabellen nedenfor.

Antall brutto oljebrønner har økt i forhold til året før, hovedsakelig på grunn av oppkjøpet av Banduria Sur i Argentina, og fortsatt boring på landbaserte felt i Russland.

Antall produserende olje- og gassbrønner

Antall brutto og netto gassbrønner har økt i forhold til året før, hovedsakelig på grunn av fortsatt boring i Appalachianbassenget (APB) i USA.

Samlet brutto antall produktive brønner ved utgangen av 2020 inkluderer 376 oljebrønner og 11 gassbrønner med flere kompletteringer eller brønner med mer enn én gren.

		Eurasia uten Amerika
Per 31.desember 2020		Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum

Oljebrønner	- brutto1)	918	273	427	2.545	193	4.356
	- netto2)	307,8	59,9	65,5	680,2	53,2	1.166,6
Gassbrønner	- brutto1)	195	12	112	2.179	-	2.498
	- netto2)	85,2	4,2	43,1	439,0	-	571,5

1) Bruttoverdi gjenspeiler antall brønner der Equinor har eierskap.

2) Nettoverdien tilsvarer Equinor sine andeler i de samme brutto brønnene.

Netto produktive og tørre olje- og gassbrønner boret

Tabellene nedenfor viser antall netto produktive og tørre lete- og utviklingsbrønner for olje og gass som er komplettert eller nedstengt av Equinor i løpet av de siste tre årene. Produktive brønner inkluderer letebrønner der det er oppdaget hydrokarboner, og der boring eller komplettering er utsatt i påvente av videre vurdering. En tørr brønn er en brønn som anses ute av stand til å produsere i tilstrekkelige mengder til å rettferdiggjøre en komplettering som olje- eller gassbrønn. Tørre utbyggingsbrønner er hovedsakelig injeksjonsbrønner, men omfatter også brønner som er boret og permanent nedstengt.

Antall netto produktive og tørre olje- og gassbrønner boret1)	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Sum

År 2020
Netto produktive og tørre letebrønner boret	8,2	2,0	-	1,1	2,7	14,0
- Netto tørre letebrønner	4,7	1,0	-	0,4	0,9	6,9
- Netto produktive letebrønner	3,6	1,0	-	0,7	1,8	7,0

Netto produktive og tørre utbyggingsbrønner boret	27,6	22,1	1,6	48,2	8,7	108,2
- Netto tørre utbyggingsbrønner	4,0	3,9	-	-	0,7	8,6
- Netto produktive utbyggingsbrønner	23,6	18,2	1,6	48,2	8,0	99,6

År 2019
Netto produktive og tørre letebrønner boret	11,0	5,0	-	0,4	2,1	18,5
- Netto tørre letebrønner	5,9	4,0	-	-	0,3	10,2
- Netto produktive letebrønner	5,1	1,0	-	0,4	1,8	8,3

Netto produktive og tørre utbyggingsbrønner boret	30,7	13,4	2,0	121,6	3,5	171,1
- Netto tørre utbyggingsbrønner	5,1	1,4	-	0,5	0,8	7,8
- Netto produktive utbyggingsbrønner	25,6	12,0	2,0	121,1	2,6	163,3

År 2018
Netto produktive og tørre letebrønner boret	8,6	-	0,7	0,6	0,5	10,3
- Netto tørre letebrønner	4,5	-	0,7	0,6	0,5	6,2
- Netto produktive letebrønner	4,0	-	-	-	-	4,0

Netto produktive og tørre utbyggingsbrønner boret	42,7	3,3	4,2	102,8	3,3	156,3
- Netto tørre utbyggingsbrønner	13,6	0,5	0,2	0,3	1,0	15,6
- Netto produktive utbyggingsbrønner	29,2	2,8	4,0	102,5	2,2	140,7

1) Nettoverdien tilsvarer Equinor sine andeler i de samme brutto brønnene.

Lete- og produksjonsboring som pågår

Tabellen nedenfor viser antall lete- og produksjonsbrønner med olje og gass som var under boring av Equinor per 31. desember 2020.

Antall brønner under boring

			Eurasia uten			Amerika
Per 31. desember 2020		Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum

Utbyggingsbrønner3)	- brutto1)	38	14	17	89	4	162
	- netto2)	17,1	3,4	4,4	24,6	1,2	50,8
Letebrønner	- brutto1)	3	-	2	2	6	13
	- netto2)	1,3	-	0,6	0,5	3,0	5,4

1) Bruttoverdi gjenspeiler antall brønner der Equinor har eierskap.

2) Nettoverdien tilsvarer Equinor sine andeler i de samme brutto brønnene.

3) Hovedsakelig brønner i landbaserte felt i USA.

Leveranseforpliktelser

Equinor er ansvarlig for forvaltning, transport og salg av den norske statens olje og gass fra norsk sokkel på vegne av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Disse reservene selges sammen med Equinors egne reserver. Som en del av denne ordningen leverer Equinor gass til kunder under forskjellige typer salgsavtaler. For å møte forpliktelsene, bruker vi en feltforsyningsplan som sørger for høyest mulig samlet verdi for Equinor og SDØEs felles portefølje av olje og gass.

Equinors og SDØEs leveringsforpliktelser under bilaterale avtaler for kalenderårene 2021, 2022, 2023 og 2024 uttrykt som summen av forventet uttak, utgjør henholdsvis 47,5, 37,7, 27,1, og 19,9 milliarder kubikkmeter gass. Antall bilaterale avtaler går stadig nedover, som følge av at våre kunder ber om stadig flere kortsiktige kontrakter, og større volumer blir omsatt på spot-markedet.

Gassreservene som Equinor hittil har bygd ut på norsk sokkel er mer enn tilstrekkelige til å dekke Equinors andel av leveranseforpliktelsene de neste fire årene.

Eventuelle volumer som gjenstår etter at leveringsforpliktelsene er innfridd, vil bli solgt på det åpne markedet.

Produksjonsvolumer og priser

Forretningsoversikten er presentert med utgangspunkt i segmentinndelingen per 31. desember 2020, mens visse opplysninger om olje- og gassreserver er basert på geografiske områder for å samsvare med regelverket til Securities and Exchange Commission (SEC) i USA. For mer informasjon om utvinningsaktiviteter, se seksjonene 2.3 E&P Norway – Leting & produksjon Norge og 2.4 E&P International – Leting & produksjon internasjonalt.

Informasjon om olje- og gassreserver og visse andre tilleggsopplysninger om olje og gass er oppgitt per geografisk område, som er definert per land og kontinent og består av Norge, Eurasia unntatt Norge, Afrika, Amerika og Amerika uten USA.

For mer informasjon om opplysninger om olje- og gassreserver og visse andre tilleggsopplysninger basert på geografiske områder, se seksjon 4.2 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass (urevidert).

Produksjon

Tabellen nedenfor viser Equinors norske og internasjonale bokførte produksjon av olje og gass for periodene som er oppgitt. De oppgitte produksjonsvolumene er volum Equinor har rettighet til i henhold til betingelsene som er fastsatt i lisensavtaler og

produksjonsdelingsavtaler. Produksjonsvolumene inkluderer ikke produksjonsavgifter som betales i form av petroleum eller gass eller som er brukt til brennstoff eller fakling. Produksjonen er basert på Equinors forholdsmessige deltakelse i felt med flere eiere, og inkluderer ikke produksjon av den norske statens olje og gass. Våtgass omfatter både kondensert petroleumsgass og nafta. For mer informasjon om produksjonsvolumer, se seksjon 5.6 Begrep og forkortelser.

Bokført produksjon

	Konsoliderte selskaper					Egenkapitalkonsoliderte selskaper			Sum
	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Subtotal	Norge	Eurasia uten Norge	Amerika uten USA	Subtotal

Olje og kondensat (mill. foe)
2020	193	15	39	48	25	320	-	1	1	2	322
2019	151	9	47	54	36	296	3	1	-	4	300
2018	155	8	57	48	29	298	5	-	-	5	303
NGL (mill. foe)
2020	40	0	3	11	-	54	-	-	-	-	54
2019	41	-	3	12	-	57	-	-	-	-	57
2018	46	-	4	12	-	62	0	-	-	0	62
Naturgass (mill. cf)
2020	1.425	26	42	373	9	1.874	-	3	1	3	1.878
2019	1.447	31	57	363	9	1.907	2	4	-	6	1.913
2018	1.502	39	84	318	5	1.949	4	-	-	4	1.953
Kombinert olje, kondensat, NGL og gass (mill. foe)
2020	486	20	49	126	26	708	-	2	1	3	710
2019	450	15	60	131	38	693	3	1	-	5	698
2018	469	15	76	116	30	707	6	-	-	6	713

Troll-feltet i Norge er eneste feltet som inneholder mer enn 15 % av totale sikre reserver basert på antall fat oljeekvivalenter .

Bokført produksjon

	2020	2019	2018

Troll-feltet1)
Olje og kondensat (mill. foe)	9	12	13
NGL (mill. foe)	2	2	2
Naturgass (mill. cf)	378	341	417
Kombinert olje, kondensat, NGL og gass (mill. foe)	79	74	89

1) Troll er inkludert i kategorien Norge.

Operasjonelle data

Følgende tabell viser operasjonelle data for 2020, 2019 and 2018.

Operasjonelle data	2020	2019		2018 20-19 endring	19-18 endring

Priser
Gjennomsnittlig Brent blend oljepris (USD/bbl)	41,7	64,3	71,1	(35%)	(9%)
E&P Norway gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	37,4	57,4	64,3	(35%)	(11%)
E&P International gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	38,1	59,1	66,0	(36%)	(10%)
E&P USA average liquids price (USD/bbl)	31,3	48,4	55,6	(35%)	(13%)
Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	36,5	56,0	63,1	(35%)	(11%)
Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat)	343	493	513	(30%)	(4%)
E&P Internasjonal gjennomsnittlig internpris gass (USD/mmbtu)	2,26	4,46	5,65	(49%)	(21%)
E&P USA gjennomsnittlig internpris gass (USD/mmbtu)	1,32	2,17	2,26	(39%)	(4%)
Gjennomsnittlig fakturert gasspris - Europa (USD/mmBtu)	3,58	5,79	7,04	(38%)	(18%)
Gjennomsnittlig fakturert gasspris - USA (USD/mmBtu)	1,72	2,43	3,04	(29%)	(20%)
Referanseraffineringsmargin (USD per fat)	1,5	4,1	5,3	(64%)	(23%)
Produksjon (tusen foe/dag)
E&P Norway bokført produksjon av væsker	630	535	565	18%	(5%)
E&P International bokført produksjon av væsker	236	267	270	(12%)	(1%)
E&P USA entitlement liquids production	163	181	164	(10%)	10%
Bokført produksjon av væsker	1.029	983	999	5%	(2%)
E&P Norway bokført gassproduksjon	685	700	722	(2%)	(3%)
E&P International bokført gassproduksjon	42	50	62	(17%)	(19%)
E&P USA bokført gassproduksjon	181	178	156	2%	14%
Bokført gassproduksjon	908	928	940	(2%)	(1%)
Sum bokført produksjon	1.938	1.911	1.940	1%	(1%)
Egenproduksjon (tusen foe/dag)
E&P Norway egenproduksjon av væsker	630	535	565	18%	(5%)
E&P International egenproduksjon av væsker	303	354	376	(14%)	(6%)
E&P USA equity liquids production	187	210	191	(11%)	10%
Egenproduksjon av væsker	1.120	1.099	1.132	2%	(3%)
E&P Norway egenproduksjon av gass	685	700	722	(2%)	(3%)
E&P International egenproduksjon av gass	49	62	67	(21%)	(8%)
E&P USA egenproduksjon av gass	216	213	189	1%	13%
Egenproduksjon av gass	950	975	979	(3%)	(0%)
Sum egenproduksjon av væsker og gass	2.070	2.074	2.111	(0%)	(2%)
Løfting (tusen foe/dag)
Løfting av væsker	1.050	994	1.002	6%	(1%)
Løfting av gass	941	962	975	(2%)	(1%)
Sum løfting av væsker og gass	1.991	1.955	1.976	2%	(1%)
Produksjonsenhetskostnad (USD per foe)
Produksjonsenhetskostnad bokførte volumer	5,1	5,8	5,7	(12%)	2%
Produksjonsenhetskostnad egenproduserte volumer	4,8	5,3	5,2	(11%)	2%
NES egenproduksjon av kraft
Egenproduksjon av kraft (GWh)	1.662	1.754	1.251	(5%)	40%

Salgspriser

Tabellen nedenfor presenterer realiserte salgspriser.

Realiserte salgspriser	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	Amerika

For regnskapsåret 2020
Gjennomsnittlig salgspris olje og kondensat i USD per fat	39,7	37,4	41,1	36,1
Gjennomsnittlig salgspris flytende naturgass i USD per fat	25,6	30,3	23,3	11,8
Gjennomsnittlig salgspris gass i USD per mmBtu	3,6	3,2	3,9	1,7

For regnskapsåret 2019
Gjennomsnittlig salgspris olje og kondensat i USD per fat	64,0	61,1	64,3	55,9
Gjennomsnittlig salgspris flytende naturgass i USD per fat	33,0	-	30,1	16,6
Gjennomsnittlig salgspris gass i USD per mmBtu	5,8	4,6	5,5	2,4

For regnskapsåret 2018
Gjennomsnittlig salgspris olje og kondensat i USD per fat	70,2	70,5	69,9	62,4
Gjennomsnittlig salgspris flytende naturgass i USD per fat	42,9	-	41,3	27,1
Gjennomsnittlig salgspris gass i USD per mmBtu	7,0	7,5	5,7	3,0

Salgsvolumer

Salgsvolumer inkluderer løftede bokførte volumer, salg av SDØEs volumer og markedsføring av tredjepartsvolumer. I tillegg til Equinors egne volumer, markedsfører og selger vi olje og gass som eies av den norske staten gjennom statens andel i utvinningstillatelser. Dette er kjent som Statens direkte økonomiske engasjement, eller SDØE. For mer informasjon, se seksjon 2.8 Konsernforhold under Markedsføring og salg av SDØEs olje og gass.

Tabellen nedenfor viser informasjon om SDØEs og Equinors salgsvolumer av råolje og naturgass for periodene som er angitt.

	For regnskapsåret
Salgsvolumer	2020	2019	2018

Equinor1)
Olje (mill. fat)2)	384	363	366
Gass (bcm)	54,8	55,8	56,6

Kombinert olje og gass (mfoe)	729	714	721

Tredjepartsvolumer3)
Olje (mill. fat)2)	318	325	359
Gass (bcm)	8,1	7,3	5,7

Kombinert olje og gass (mfoe)	369	371	394

SDØE eiendeler eid av den norske stat4)
Olje (mill. fat)2)	132	122	131
Gass (bcm)	38,4	38,0	43,7

Kombinert olje og gass (mfoe)	374	360	406

Totalt
Olje (mill. fat)2)	835	809	855
Gass (bcm)	101,3	101,0	106,0

Kombinert olje og gass (mfoe)	1.472	1.445	1.522

1) Eguinors volumer inkludert i tabellen over er basert på antagelsene om at de solgte volumene tilsvarte de løftede volumene i det respektive året. Volumer løftet av E&P International, men som ikke ble solgt av MMP, og volumer løftet av E&P Norway eller E&P International og som fortsatt ligger på lager eller er under transport vil gjøre at disse volumene er forskjellig fra salgsvolumene som er rapportert av MMP ellers i denne årsrapporten.

2) Salgsvolumer av råolje inkluderer flytende naturgass og kondensat. Alle salgsvolumer rapportert i tabellen over inkluderer levering til våre produksjonsanlegg.

3) Tredjepartsvolumer av råolje inkluderer både volumer kjøpt fra partnere i vår oppstrømsvirksomhet og andre laster kjøpt i markedet. Tredjepartsvolumene er kjøpt enten for salg til tredjeparter eller for egen bruk. Tredjepartsvolumer av naturgass inkluderer tredjeparts LNG volumer relatert til vår virksomhet ved Cove Point re-gassifiseringsterminal i USA.

4) Tabellinjen, SDØE eiendeler eid av den norske stat, inkluderer salg av både egenproduksjon og tredjepartsgass.

2.10 Gjennomgang av resultatene

Følgende analyse av de økonomiske resultatene for konsernet og de to segmentene E&P Norge og MMP omfatter ikke enkelte poster som gjelder 2018 i forbindelse med endringer i opplysningskrav som ble vedtatt av SEC i 2020. En beskrivelse av disse postene som gjelder 2018 finnes i Equinors Annual Report on Form 20-F for året avsluttet 31. desember 2019, som ble sendt inn til SEC 20. mars 2020.

Resultatanalyse konsern

Konsernets økonomiske resultater ble sterkt påvirket av uroen i markedet med hensyn til prisene på olje og gass. De gjennomsnittlige prisene på væsker gikk ned med 35 %, mens de gjennomsnittlige fakturerte prisene på gass i Europa og Nord-Amerika gikk ned med henholdsvis 38 % og 29 %. Netto nedskrivninger var høyere enn året før, hovedsakelig som følge av reduserte prisforutsetninger og negative reserverevisjoner. I tillegg ga en nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania i rapporteringssegmentet E&P International negativ innvirkning på justert driftsresultat (NOI) i 2020. Equinor hadde en bokført produksjon på 1.938 millioner foe per dag i 2020, noe som er økning på 1 % sammenlignet med 2019. Årsresultatet ble et tap på 5,5 milliarder USD, som er en nedgang fra overskuddet på 1,9 milliarder USD i 2019.

Samlet egenproduksjon av væsker og gass var henholdsvis 2,070 millioner foe og 2,074 millioner foe per dag i 2020 og 2019. Den lille nedgangen i samlet egenproduksjon skyldtes hovedsakelig forventet naturlig nedgang, produksjonsstans i

Brasil grunnet reparasjoner, salget av Eagle Ford i E&P USAsegmentet, og nedstengingen av LNG-anlegget i Hammerfest. Nedgangen ble motvirket av nye felt i drift på norsk og britisk sokkel og høyere fleksibelt gassuttak, særlig fra tredje kvartal 2020.

Samlet bokført produksjon av væsker og gass var 1,938 millioner foe per dag i 2020, sammenlignet med 1,911 millioner foe i 2019, en økning på 1 %. Produksjonen ble negativt påvirket av faktorene som er nevnt over, og ble delvis motvirket av lavere effekt fra produksjonsdelingsavtaler (PSA), og lavere volumer med amerikansk produksjonsavgift. Den kombinerte effekten av PSA-effekter og amerikansk produksjonsavgift var henholdsvis 133 tusen foe og 163 tusen foe per dag i 2020 og 2019.

Over tid vil de løftede og solgte volumene være lik bokført produksjon, men de kan være høyere eller lavere i visse perioder på grunn av forskjeller mellom kapasitet og tidspunkt for når fartøyene løfter våre volumer og den faktiske bokførte produksjonen i disse periodene.

Sammendratt konsernresultatregnskap		For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	Endring

Salgsinntekter	45.753	62.911	(27%)
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	53	164	(68%)
Andre inntekter	12	1.283	(99%)

Sum inntekter	45.818	64.357	(29%)
Varekostnad	(20.986)	(29.532)	(29%)
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(9.537)	(10.469)	(9%)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(15.235)	(13.204)	15%
Letekostnader	(3.483)	(1.854)	88%

Driftsresultat	(3.423)	9.299	N/A

Netto finansposter	(836)	(7)	>(100%)

Resultat før skattekostnad	(4.259)	9.292	N/A
Skattekostnad	(1.237)	(7.441)	(83%)
Årets resultat	(5.496)	1.851	N/A

Sum inntekter utgjorde 45.818 millioner USD i 2020, sammenlignet med 64.357 USD i 2019.

Salgsinntektene kommer både fra salg av løftet råolje, naturgass og raffinerte produkter som er produsert og markedsført av Equinor, og fra salg av væsker og gass som er kjøpt fra tredjepart. Equinor står også for markedsføring og salg av den norske statens andel av væsker fra norsk sokkel. Alt kjøp og salg av statens væskeproduksjon blir bokført som henholdsvis varekostnad [uten lagervariasjoner] og salgsinntekter, mens salg av statens andel av gass fra norsk sokkel blir bokført netto. For mer informasjon om salg, se tabellen Salgsvolum i seksjon 2.9 i denne rapporten.

Salgsinntektene var 45.753 USD i 2020, en nedgang på 27 % sammenlignet med 2019. Nedgangen skyldtes hovedsakelig lavere gjennomsnittspriser på væsker og gass, delvis utlignet av høyere salgsvolumer for væsker og gevinster på derivater i MMP-segmentet.

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer

utgjorde 53 millioner USD i 2020, en nedgang fra 164 millioner USD i 2019, hovedsakelig som følge av utgiftsførte letekostnader i KrasGeoNaC knyttet til Okhotskhavet i 2020. For nærmere informasjon se note 12 Egenkapitalkonsoliderte investeringer til konsernregnskapet.

IT-analytiker Aisha Akram mens hun arbeider med HoloLens.

Andre inntekter utgjorde 12 millioner USD i 2020, sammenlignet med 1.283 millioner USD i 2019. Andre inntekter ble i 2020 positivt påvirket av en gevinst ved salg av eiendeler, i hovedsak knyttet til rørledningen Kvitebjørn og mindre eiendeler i samarbeidsselskaper. I 2019 ble andre inntekter positivt påvirket av en gevinst ved salg av eiendeler i Lundin og Arkona, i tillegg til en byttetransaksjon med Faroe Petrolelum.

Som følge av faktorene som er forklart ovenfor, gikk sum inntekter ned med 29 % i 2020.

Varekostnad inkluderer innkjøpskostnad for væsker som kjøpes fra staten i henhold til eierinstruksen, og væsker og gass som kjøpes fra tredjepart. For ytterligere informasjon, se markedsføring og salg av SDØEs olje og gass under seksjon 2.8 Konsernforhold. Varekostnaden utgjorde 20.986 millioner USD i 2020, sammenlignet med 29.532 millioner USD i 2019. Nedgangen på 29 % i 2020 skyldtes hovedsakelig lavere gjennomsnittspriser på væsker og gass, som ble delvis motvirket av høyere væskevolumer.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader utgjorde 9.537 millioner USD i 2020, sammenlignet med 10.469 millioner USD i 2019. Nedgangen på 9 % fra 2019 til 2020 skyldtes i hovedsak valutakursutviklingen mellom NOK og USD og avhendelsen av Eagle Ford i E&P USAsegmentet i fjerde kvartal 2019. Lavere avsetninger i 2020, først og fremst på grunn av avsetningene til South Riding Point i MMPsegmentet i 2019, lavere produksjonsavgifter som følge av lavere volumer og priser og lavere aktivitetsnivå bidro også til nedgangen. Høyere transportkostnader for væsker, hovedsakelig på grunn av høyere fraktrater på skipstransport i MMP-segmentet, motvirket nedgangen delvis.

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger

utgjorde 15.235 millioner USD, sammenlignet med 13.204 millioner USD i 2019. Økningen på 15 % skyldes i hovedsak høyere netto nedskrivninger, for det meste knyttet til reduserte prisforutsetninger og negative reserverevisjoner. Høyere investeringer, hovedsakelig i USA, i tillegg til oppstart av nye felt, særlig på norsk sokkel, bidro til økningen, som ble delvis motvirket av høyere estimat på sikre reserver på flere felt, lavere avskrivningsgrunnlag som følge av netto nedskrivninger i tidligere perioder, og lavere feltspesifikk produksjon, særlig i E&P International-segmentet

Medregnet i summen for 2020 var netto nedskrivninger på 7.057 millioner USD, der mesteparten var knyttet til reduserte prisforutsetninger og negative reserverevisjoner. Andre elementer var reduserte estimater på raffinerimarginer, økte kostnadsestimater og reduserte volumestimater fra prosessering, og endret vurdering av virkelig verdi minus salgskostnader knyttet til en salgstransaksjon.

Medregnet i summen for 2019 var netto nedskrivninger på 4.093 millioner USD, hvor mesteparten er knyttet til reduserte prisforutsetninger. Øvrige elementer er en negativ endring i produksjonsprofiler og -reserver, kostnadsøkninger og skade på oljeterminalen South Riding Point i Bahamas som følge av orkanen Dorian.

For nærmere informasjon, se note 3 Segmentinformasjon, og note 10 Varige driftsmidler til konsernregnskapet.

Letekostnader

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	Endring

Leteutgifter	1.371	1.584	(13%)
Utgiftsført, tidligere balanseførte leteutgifter	1.169	120	>100%
Balanseført andel av årets leteutgifter	(394)	(507)	(22%)
Netto nedskrivninger / (reverseringer)	1.337	657	>100%

Totale letekostnader	3.483	1.854	88%

I 2020 var letekostnadene på 3.483 millioner USD, en økning på 88 % sammenlignet med 2019, da letekostnadene var på 1.854 millioner USD.

Økningen i letekostnader på 88 % i 2020 skyldes hovedsakelig nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania, høyere netto nedskrivninger og at det ble balanseført en lavere andel letekostnader sammenlignet med 2019. Økningen ble delvis motvirket av lavere kostnader knyttet til seismisk aktivitet, boring, feltutvikling og andre aktiviteter som følge av et lavere aktivitetsnivå sammenlignet med 2019.

Det var utforskningsaktivitet i 46 brønner i 2020 sammenlignet med 58 brønner i 2019. Det ble ferdigstilt 34 brønner i 2020, hvorav 16 var kommersielle funn, mens det i 2019 ble ferdigstilt 42 brønner med 16 kommersielle funn.

Driftsresultatet utgjorde et tap på 3.423 millioner USD i 2020, sammenlignet med et overskudd på 9.299 millioner USD i 2019. I likhet med utviklingen i inntekter og kostnader som er beskrevet over, var nedgangen i 2020 hovedsakelig drevet av lavere priser på væsker og gass, i tillegg til netto nedskrivninger som hovedsakelig var knyttet til reduserte prisforutsetninger og negative reserverevisjoner, og en nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania.

Netto finansposter utgjorde et tap på 836 millioner USD i 2020. I 2019 viste netto finansposter et tap på 7 millioner USD. Den negative utviklingen på 829 millioner USD skyldtes hovedsakelig netto valutatap på 646 millioner USD i 2020, sammenlignet med en gevinst på 224 millioner USD i 2019, hovedsakelig som følge av en svekkelse av valutakursene for USD, særlig i de tre siste kvartalene i 2020, i tillegg til en netto negativ eksponering for norske kroner på pengeposter.

Skattekostnaden var 1.237 millioner USD i 2020, noe som tilsvarer en effektiv negativ skattesats på 29,0 %, sammenlignet med 7.441 millioner USD i 2019, som tilsvarer en effektiv positiv skattesats på 80,1 %. Den effektive skattesatsen i 2020 var i hovedsak påvirket av bokførte tap i land som ikke regnskapsfører utsatte skattefordeler, eller i land med lavere skattesatser enn gjennomsnittet. Den effektive skattesatsen ble også påvirket av valutaeffekter i enheter som beskattes i andre valutaer enn selskapets funksjonelle valuta, som ble delvis motvirket av de midlertidige endringene i det norske petroleumsskattesystemet, og endringer i estimater for usikre skatteposisjoner. For nærmere informasjon se note 9 Skatter til Konsernregnskapet.

Den effektive skattesatsen i 2019 var i hovedsak påvirket av bokførte tap i land som ikke regnskapsfører utsatte skattefordeler, eller i land med lavere skattesatser enn gjennomsnittet, som delvis ble motvirket av en skattefri gevinst på avhendelser.

Den effektive skattesatsen beregnes som skattekostnad dividert på inntekt før skatt. Svingninger i den effektive skattesatsen fra år til år er vanligvis et resultat av ikke-skattbare poster (permanente forskjeller), og endringer i den relative sammensetningen av inntekter mellom norsk olje- og gassproduksjon, som skattlegges med en marginal skattesats på 78 %, og inntekter fra andre skatteregimer. Andre inntekter i Norge, inkludert den landbaserte delen av netto finansposter, skattlegges med 22 %, og inntekter i andre land skattlegges i henhold til gjeldende satser for inntektsskatt i de forskjellige landene.

I 2020 var resultat etter skatt et tap på 5.496 millioner USD, sammenlignet med et overskudd på 1.851 millioner USD i 2019.

Den betydelige nedgangen i 2020 skyldtes hovedsakelig nedgangen i driftsresultatet og den negative endringen i netto finansposter, som ble delvis motvirket av lavere skattekostnad, som forklart ovenfor.

Styret i Equinor foreslår for generalforsamlingen at det utdeles et kontantutbytte på 0,12 USD per aksje for fjerde kvartal 2020.

Det årlige ordinære utbyttet for 2020 utgjorde totalt 1.331 millioner USD. Basert på det foreslåtte utbyttet, vil 6.453 millioner USD bli overført fra annen egenkapital i morselskapet.

I 2019 utgjorde årlig ordinært utbytte et samlet beløp på 3.479 millioner USD.

For nærmere informasjon se note 17 Egenkapital og utbytte til konsernregnskapet.

Styret bekrefter i samsvar med regnskapslovens §3-3a at forutsetningen for fortsatt drift er til stede og at årsregnskapet er utarbeidet på grunnlag av dette.

Balanseinformasjon: Sum anleggsmidler var 89.786 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020, sammenlignet med 93.285 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2019.

Resultater fra segmentene

E&P Norway resultatanalyse

Driftsresultatet i 2020 var 3.097 millioner USD, sammenlignet med 9.631 millioner USD i 2019. Nedgangen på 6.534 millioner USD fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig lavere væskepris og internpris på gass i hele 2020 i tillegg til gevinst ved salg på 977 millioner USD i 2019. Nedgangen ble delvis motvirket av høyere væskevolumer.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 35.836 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020, sammenlignet med 33.798 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2019.

Gjennomsnittlig daglig produksjon av væsker og gass var 1.315 millioner foe per dag i 2020 og 1,235 millioner foe per dag i 2019.

Det gjennomsnittlige totale produksjonsnivået økte i 2020, hovedsakelig på grunn av oppstarten på Johan Sverdrup og høyere fleksibelt gassuttak fra Troll og Oseberg. Dette ble delvis motvirket av lavere produksjonseffektivitet og forventet naturlig nedgang,

Over tid vil løftede og solgte volumer være lik bokført produksjon, men de kan være høyere eller lavere i perioder på grunn av forskjeller mellom kapasitet og tidspunkt for når fartøyene løfter volumene og den faktiske bokførte produksjonen i disse periodene.

E&P Norway - sammendratt resultatregnskap

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	Endring

Salgsinntekter	11.890	17.789	(33%)
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	0	15	(99%)
Andre inntekter	5	1.028	(100%)

Sum inntekter	11.895	18.832	(37%)

Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(2.829)	(3.284)	(14%)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(5.546)	(5.439)	2%
Letekostnader	(423)	(478)	(11%)

Driftsresultat	3.097	9.631	(68%)

Samlede salgsinntekter og andre inntekter var 11.895 millioner USD i 2020 og 18.832 millioner USD i 2019.

Reduksjonen på 37% i salgsinntekter i 2020 skyldes hovedsakelig lavere væskepris og internpris på gass i løpet av året. Nedgangen ble delvis motvirket av høyere væskevolumer.

Andre inntekter ble påvirket av gevinst på salg av leterettighet på 3 millioner USD. I 2019 ble andre inntekter påvirket av gevinst ved salg av eiendeler på 977 millioner USD.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader utgjorde 2.829 millioner USD i 2020, sammenlignet med 3.284 millioner USD i 2019. Reduksjonen skyldtes hovedsakelig valutakursutviklingen mellom NOK og USD, et oppgjør med COSL i fjerde kvartal i 2019 i tillegg til reduserte transportkostnader inkludert reduksjon i Gassled fjerningskostnader,

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger utgjorde 5.546 millioner USD i 2020, sammenlignet med 5.439 millioner USD i 2019. Økningen skyldtes hovedsakelig opptrapping av nye felt og høyere investeringer. Økningen ble delvis motvirket av valutakursutviklingen mellom NOK og USD, lavere feltspesifikk produksjon i tillegg til lavere avskrivningsgrunnlag som følge av netto nedskrivninger i tidligere perioder.

Letekostnadene var på 423 millioner USD i 2020, sammenlignet med 478 millioner USD i 2019. Reduksjonen fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig lavere kostnader knyttet til boring, seismikk og andre kostnader, primært grunnet lavere aktivitet. Dette ble delvis motvirket av balanseføring av en lavere andel av leteutgiftene, utgiftsføring av en høyere andel av tidligere balanseførte leteutgifter, og høyere feltutviklingskostnader, hovedsakelig som følge av høyere aktivitet. I 2020 var det utforskningsaktivitet i 23 brønner, hvorav 20 brønner ble ferdigstilt, mens det i 2019 var aktivitet i 28 brønner, hvorav 26 ble ferdigstilt.

E&P International resultatanalyse

Driftsresultatet i 2020 var et tap på 3.565 millioner USD, sammenlignet med 1.471 millioner USD i overskudd i 2019 og 3.402 millioner USD i overskudd i 2018. Den negative utviklingen fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig lavere priser på væsker og gass, høyere nedskrivningskostnader i 2020, nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania, og lavere bokført produksjon i 2020. Den negative utviklingen fra 2018 til 2019 var hovedsakelig forårsaket av lavere priser på væsker og gass kombinert med lavere produksjon, og en positiv effekt i 2018 som følge av reduserte avsetninger knyttet til en redetermineringsprosess i Nigeria.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 18.454 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020, sammenlignet med 21.105 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2019.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon av væsker og gass

var på 352 tusen foe per dag i 2020, sammenlignet med 416 tusen foe per dag i 2019 og 444 tusen foe per dag i 2018. Nedgangen på 15 % fra 2019 til 2020 var drevet av naturlig nedgang, hovedsakelig på modne felt i Angola, produksjonsstans på Peregrino i Brasil grunnet reparasjoner, i tillegg til lavere nominerte gassvolumer, som ble delvis motvirket av opptrapping av produksjon på nye felt i Storbritannia. Nedgangen på 6 % fra 2018 til 2019 var drevet av naturlig nedgang, hovedsakelig på modne felt i Angola, som delvis ble motvirket av nye felt i produksjon i Brasil og Storbritannia.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon av væsker og

gass var på 278 tusen foe per dag i 2020, sammenlignet med 317 tusen foe per dag i 2019 og 333 tusen foe per dag i 2018. Bokført produksjon gikk ned med 13 % fra 2019 til 2020, og med 5 % fra 2018 til 2019, på grunn av lavere egenproduksjon, som beskrevet over, delvis motvirket av lavere effekt fra produksjonsdelingsavtaler. Nettoeffekten av produksjonsdelingsavtaler var på 74 tusen foe per dag i 2020, 98 tusen foe per dag i 2019, og 111 tusen foe per dag i 2018.

Over tid vil de løftede og solgte volumene være lik vår bokførte produksjon, men de kan være høyere eller lavere i perioder på grunn av forskjeller mellom kapasitet og tidspunkt for når fartøyene løfter våre volumer og den faktiske bokførte produksjonen i disse periodene.

Se seksjon 5.6. Begrep og forkortelser for mer informasjon om egenproduksjon og bokført produksjon.

E&P International - sammendratt resultatregnskap

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019*		2018* 20-19 endring	19-18 endring

Salgsinntekter	3.637	6.043	7.911	(40%)	(24%)
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	(146)	24	23	N/A	3%
Andre inntekter	(2)	19	43	N/A	(56%)

Sum inntekter	3.489	6.085	7.977	(43%)	(24%)

Varekostnad	(72)	(34)	(23)	>100%	49%
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(1.440)	(1.684)	(1.570)	(15%)	7%
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(3.471)	(2.228)	(2.396)	56%	(7%)
Letekostnader	(2.071)	(668)	(587)	>100%	14%

Driftsresultat	(3.565)	1.471	3.402	N/A	(57%)

* Omarbeidet for å vise endringen i segmentet

E&P International oppnådde sum inntekter på 3.489 millioner USD i 2020, sammenlignet med 6.085 millioner USD i 2019 og 7.977 millioner USD i 2018.

Salgsinntekter gikk ned i 2020, hovedsakelig grunnet lavere realiserte priser på væsker og gass, og lavere bokført produksjon. Nedgangen fra 2018 til 2019 skyldtes hovedsakelig lavere realiserte priser på væsker og gass, kombinert med lavere bokført produksjon, i tillegg til effekten av reduserte avsetninger knyttet til en redetermineringsprosess i Nigeria på 774 millioner USD i 2018.

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer

utgjorde et tap på 146 millioner USD i 2020, sammenlignet med et positivt beløp på 24 millioner USD i 2019 og et positivt beløp på 23 millioner USD i 2018. Nedgangen fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig utgiftsføring av brønnforpliktelser utenfor kysten av Russland i forbindelse med aksjekjøp i selskapet KrasGeoNac LLC i 2020.

Andre inntekter utgjorde et tap på 2 millioner USD i 2020, sammenlignet med et positivt beløp på 19 millioner USD i 2019, og et positivt beløp på 43 millioner USD i 2018. I 2020 var andre inntekter hovedsakelig relatert til et oppgjør forbundet med salg av en eiendel i Storbritannia. I 2019 var andre inntekter hovedsakelig relatert til en gevinst ved avhendelse av en lisensandel i Nicaragua. I 2018 var andre inntekter hovedsakelig knyttet til gevinst ved avhendelse av Alba-feltet.

Som følge av faktorene som er forklart ovenfor, gikk sum inntekter ned med 43 % i 2020. I 2019 gikk sum inntekter ned med 24 %.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader utgjorde 1.440 millioner USD i 2020, sammenlignet med 1.684 millioner USD i 2019 og 1.570 millioner USD i 2018. Reduksjonen på 15 % fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig lavere produksjonsavgifter, drevet av lavere priser og volumer, og reduserte drifts- og vedlikeholdsaktiviteter. Økningen på 7 % fra 2018 til 2019 skyldtes hovedsakelig oppkjøpte felt og nye felt i drift, som delvis ble utliknet av lavere produksjonsavgift som følge av lavere priser.

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger

utgjorde 3.471 millioner USD i 2020, sammenlignet med 2.228 millioner USD i 2019 og 2.396 millioner USD. Økningen på 56 % i 2020 sammenlignet med 2019 skyldtes hovedsakelig høyere netto nedskrivninger i 2020, som utgjorde 1.426 millioner USD, der nedskrivning av konvensjonelle eiendeler i Europa og Asia bidro mest, hovedsakelig som følge av reduserte kortsiktige prisforutsetninger og reduserte reserveanslag. Netto reversering av nedskrivninger i 2019 utgjorde 5 millioner USD. I tillegg økte avskrivningskostnadene, hovedsakelig som følge av opptrapping av produksjon på nye felt og høyere investeringer, som ble motvirket av høyere reserveanslag og lavere produksjon fra flere modne felt.

Nedgangen på 7 % i 2019 sammenlignet med 2018 skyldtes hovedsakelig høyere reserveestimater og lavere produksjon fra flere modne felt, som ble delvis motvirket av nye felt i drift og porteføljeendringer. Endringer i avsetninger i forbindelse med en redetermineringsprosess i Nigera på 143 millioner USD i 2018 bidro ytterligere til nedgangen. I 2018 var det en positiv effekt fra netto reversering av nedskrivninger på 126 millioner USD.

Letekostnadene var 2.071 millioner USD i 2020, sammenlignet med 668 millioner USD i 2019 og 587 millioner USD i 2018. Økningen fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania, høyere nedskrivninger av leteprospekter og signaturbonuser i 2020 på 508 millioner USD, sammenlignet med 46 millioner USD i 2019, i tillegg til at det ble balanseført en lavere andel av letekostnadene. Økningen ble delvis motvirket av lavere kostnader til seismikk, boring og feltutvikling og andre kostnader på grunn av lavere aktivitetsnivå sammenlignet med 2019.

Økningen fra 2018 til 2019 skyldtes hovedsakelig høyere boreog feltutbyggingskostnader som følge av høyere aktivitet, at en høyere andel av tidligere balanseførte leteutgifter ble kostnadsført, og høyere nedskrivninger av leteprospekter og signaturbonuser i 2019 på 46 millioner USD, sammenlignet med 33 millioner USD i 2018. Økningen ble delvis utlignet av at en høyere andel av leteutgiftene ble balanseført, og lavere seismiske kostnader grunnet lavere aktivitet sammenlignet med 2018.

Det var utforskningsaktivitet i 18 brønner i 2020, hvorav 11 brønner ble ferdigstilt, sammenlignet med aktivitet i 26 brønner og 14 ferdigstilte brønner i 2019 og aktivitet i 10 brønner med 3 ferdigstilte brønner i 2018.

E&P USA resultatanalyse

Driftsresultatet i 2020 var et tap på 3.512 millioner USD, sammenlignet med et tap på 2.271 millioner USD i 2019, og et overskudd på 400 millioner USD i 2018. Nedgangen fra 2019 til 2020 og fra 2018 til 2019 skyldtes hovedsakelig lavere priser på væsker og gass, i tillegg til høyere netto nedskrivninger i 2020. Dette ble delvis motvirket av lavere driftskostnader i tillegg til lavere avskrivningskostnader.

Netto nedskrivninger i 2020 utgjorde 2.758 millioner USD, der nedskrivning av ukonvensjonelle landbaserte felt i Nord-Amerika bidro mest, som følge av reduserte langsiktige prisforutsetninger, endrede driftsplaner for visse eiendeler, og redusert virkelig verdi på en eiendel. I 2019 utgjorde netto nedskrivninger 2.534 millioner USD, der nedskrivning av ukonvensjonelle felt i Nord-Amerika bidro mest, som følge av reduserte langsiktige prisforutsetninger. Netto nedskrivninger i 2018 utgjorde 527 millioner USD. Dette var i størst grad knyttet til nedskrivning av ukonvensjonelle eiendeler i Nord-Amerika, som delvis ble utlignet av reverserte nedskrivninger av konvensjonelle eiendeler i Mexicogolfen, på grunn av bedre resultater. Netto nedskrivninger er oppgitt under Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger eller Letekostnader avhengig av de nedskrevne eiendelenes natur.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 12.376 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020, sammenlignet med 16.774 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2019.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon av væsker og gass

var 403 tusen foe per dag i 2020, sammenlignet med 423 tusen foe per dag i 2019 og 380 tusen foe per dag i 2018. Nedgangen på 5 % fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig avhendelsen av Eagle Ford i fjerde kvartal 2019 og effekten av orkaner og revisjonsstanser som har påvirket produksjonen i Mexicogolfen. Økningen på 11 % fra 2018 til 2019 var hovedsakelig drevet av produksjonsstart på felt i Mexicogolfen og nye brønner i den landbaserte virksomheten i USA.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon av væsker og

gass var 345 tusen foe per dag i 2020, sammenlignet med 359 tusen foe per dag i 2019, og 320 tusen foe per dag i 2018. Bokført produksjon gikk ned med 4 % fra 2019 til 2020, grunnet høyere egenproduksjon, som beskrevet over, og lavere produksjonsavgift i USA som følge av salget av Eagle Ford. Økningen på 12 % fra 2018 til 2019 skyldtes høyere egenproduksjon, som beskrevet over. Effekten av produksjonsavgifter i USA var på 58 tusen foe per dag i 2020, 64 tusen foe per dag i 2019 og 60 tusen foe per dag i 2018.

Se seksjon 5.6. Begrep og forkortelser for nærmere informasjon om egenproduksjon og bokført produksjon.

E&P USA - sammendratt resultatregnskap

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019*		2018* 20-19 endring	19-18 endring

Salgsinntekter	2.615	4.233	4.411	(38%)	(4%)
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	0	6	8	(100%)	(24%)

Sum inntekter	2.615	4.239	4.421	(38%)	(4%)

Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(1.313)	(1.668)	(1.436)	(21%)	16%
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(3.824)	(4.133)	(2.197)	(7%)	88%
Letekostnader	(990)	(709)	(387)	40%	83%

Driftsresultat	(3.512)	(2.271)	400	(55%)	N/A

* Omarbeidet for å vise dette segmentet

E&P USA oppnådde sum inntekter på 2.615 millioner USD i 2020, sammenlignet med 4.239 millioner USD i 2019 og 4.421 millioner USD i 2018.

Salgsinntektene var 2.615 millioner USD i 2020, sammenlignet med 4.233 millioner USD i 2019 og 4.411 millioner USD i 2018. Nedgangen på 38 % fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig lavere realiserte priser på væsker og gass, effektene av Eagle Ford-salget i fjerde kvartal 2019, og noe lavere produksjon fra feltene i Mexicogolfen. Equinor fullførte Eagle Fordtransaksjonen 5. desember 2019. Nedgangen på 4 % fra 2018 til 2019 skyldtes lavere realiserte priser, som delvis ble utlignet av økt bokført produksjon.

Andre inntekter var 0 millioner USD i 2020, sammenlignet med 6 millioner USD i 2019 og 8 millioner USD i 2018. Inntekten i 2018 og 2019 var knyttet til egenkapitalkonsoliderte andeler i midtstrømseiendeler forbundet med Eagle Ford, som ble avhendet som en del av Eagle Ford-transaksjonen.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader var 1.313 millioner USD i 2020, sammenlignet med 1.668 millioner USD i 2019 og 1.436 millioner USD i 2018. Nedgangen på 21 % fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig avhendelsen av Eagle Ford i fjerde kvartal 2019, redusert ressursskatt (severance tax) grunnet lavere råvarepriser, og lavere vedlikeholdsutgifter. Økningen på 16 % fra 2018 til 2019 skyldtes hovedsakelig høyere produksjons- og transportkostnader grunnet oppstart av felt og tapet på avhendelsen av Eagle Ford-feltet.

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger var

3.824 millioner USD i 2020, sammenlignet med 4.133 millioner USD i 2019 og 2.197 millioner USD i 2018. Nedgangen på 7 % fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig lavere ordinære avskrivningskostnader grunnet lavere avskrivningsgrunnlag som følge av netto nedskrivninger i tidligere perioder, og høyere estimater på sikre reserver i offshore-virksomheten i USA. Økningen på 88 % fra 2018 til 2019 skyldtes hovedsakelig høyere netto nedskrivninger på 1.924 millioner USD i 2019, sammenlignet med 280 millioner USD i 2018, og høyere

ordinære avskrivningskostnader grunnet økt produksjon fra feltene i Mexicogolfen og i den landbaserte virksomheten i USA. Letekostnadene var 990 millioner USD i 2020, sammenlignet med 709 millioner USD i 2019 og 387 millioner USD i 2018. Økningen fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig høyere netto nedskrivninger av leteprospekter og signaturbonuser på 822 millioner USD i 2020, sammenlignet med 610 millioner USD i 2019, i tillegg til høyere borekostnader som følge av høyere aktivitetsnivå sammenlignet med 2019. Økningen ble delvis motvirket av lavere kostnader til seismikk og feltutvikling og andre kostnader, grunnet lavere aktivitet sammenlignet med 2019.

Økningen fra 2018 til 2019 skyldtes hovedsakelig høyere netto nedskrivninger av leteprospekter og signaturbonuser i 2019 på 610 millioner USD, sammenlignet med 247 millioner USD i 2018, i tillegg til høyere bore- og feltutviklingskostnader som følge av høyere aktivitet. Økningen ble delvis utlignet av at det ble balanseført en høyre andel leteutgifter sammenlignet med 2018.

I 2020 var det utforskingsaktivitet i 5 brønner hvorav 3 brønner ble ferdigstilt, sammenlignet med aktivitet i 4 brønner og 2 ferdigstilte brønner i 2019 og aktivitet i 3 brønner og 3 ferdigstilte brønner i 2018.

MMP resultatanalyse

Driftsresultatet var 359 millioner USD, sammenlignet med 1.004 millioner USD i 2019, noe som tilsvarer en nedgang på 64%. Nedgangen skyldtes i hovedsak nedskrivninger på 1.060 millioner USD i 2020, som for det meste var knyttet til raffinerier, sammenlignet med nedskrivninger på 206 millioner USD i 2019, knyttet til skadene på oljeterminalen South Riding Point på Bahamas. Negative resultater på grunn av svak raffineringsmargin og manglende LNG-salg som følge av driftsstansen på LNG-anlegget i Hammerfest bidro til nedgangen i driftsresultatet i 2020. Lavere avsetninger på 245 millioner USD i 2020, sammenlignet med 418 millioner USD i 2019, motvirket nedgangen delvis.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 4.239 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020, sammenlignet med 5.214 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2019.

De samlede gassalgsvolumene var på 59,2 milliarder kubikkmeter (bcm) i 2020, og det er på samme nivå som de samlede gassalgsvolumene i 2019. Nedgangen i egenproduksjon på norsk sokkel ble motvirket av en økning i tredjepartsvolumer. Grafen visen ikke volumer som er solgt på vegne av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE).

I 2020 var den gjennomsnittlige fakturerte prisen på salg av gass i Europa 3,58 USD per mmBtu, som er en nedgang på 38 % fra 5,79 USD per mmBtu i 2019. I 2019 gikk den gjennomsnittlige fakturerte prisen ved salg av gass i Europa ned med 18 % sammenlignet med 2018 (7,04 USD per mmBtu).

I 2020 var den gjennomsnittlige fakturerte prisen ved salg av gass i Nord-Amerika 1,72 USD per mmBtu, som er en nedgang på 29 % fra 2,43 USD per mmBtu i 2019. I 2019 gikk den gjennomsnittlige fakturerte prisen ved salg av gass i Nord-Amerika ned med 20 % i forhold til i 2018 (3,04 USD per mmBtu). All gass som Equinor produserer på norsk sokkel selges av MMP, og kjøpes fra E&P Norge på feltenes løftepunkt til en markedsbasert internpris med fradrag for kostnaden ved å føre gass fra feltet til markedet og en markedsføringsavgift. Vår pris for overføring av gass fra norsk sokkel var på 2,26 USD per mmBtu i 2020, som er en nedgang på 49 % sammenlignet med 4,46 USD per mmBtu i 2019. Prisen for overføring av gass fra norsk sokkel var 21 % lavere i 2019 enn i 2018 (5,65 USD per mmBtu).

Gjennomsnittlig salg av råolje, kondensat og våtgass utgjorde 2,2 mill. fat per dag i 2020, hvorav om lag 0,94 mill. fat var salg av våre egenproduserte volumer, 0,87 mill. fat var salg av tredjepartsvolumer og 0,36 mill. fat var salg av volumer kjøpt fra SDØE. Våre gjennomsnittlige salgsvolumer utgjorde 2,1 mill. fat per dag i 2019 og 2,3 mill. fat per dag i 2018. Gjennomsnittlige solgte tredjepartsvolumer utgjorde 0,89 og 0,98 mill. fat per dag i 2019 og 2018.

MMPs raffineringsmarginer var lavere for Mongstad og Kalundborg i 2020 sammenlignet med 2019. Equinors referansemargin var 1,5 USD per fat i 2020, sammenlignet med 4,1 USD per fat i 2019, en nedgang på 63 %. Nedgangen skyldtes at covid-19 førte til lavere produktetterspørsel.

MMP - sammendratt resultatregnskap

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	Endring

Salgsinntekter	44.906	60.928	(26%)
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	31	25	23%
Andre inntekter	9	2	>100%

Sum salgsinntekter og andre inntekter	44.945	60.955	(26%)

Varekostnad	(38.072)	(54.454)	(30%)
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(5.060)	(4.897)	3%
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(1.453)	(600)	>100%

Driftsresultat	359	1.004	(64%)

Salgsinntekter og andre inntekter utgjorde 44.945 millioner USD i 2020, sammenlignet med 60.955 millioner USD i 2019.

Nedgangen i salgsinntekter fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig en nedgang i prisene på alle produkter, og ble delvis motvirket av høyere væskevolumer og gevinster på derivater. Gjennomsnittlig pris på råolje i USD gikk ned med om lag 31 % i 2020, sammenlignet med 2019.

Andre inntekter i 2020 økte noe som følge av salg av en eiendel.

Som følge av faktorene som er beskrevet over, gikk salgsinntekter og andre inntekter ned med 26% fra 2019 til 2020.

Varekostnader utgjorde 38.072 millioner USD i 2020, sammenlignet med 54.454 millioner USD i 2019. Nedgangen fra 2019 til 2020 skyldtes i hovedsak en nedgang i prisen på alle produkter, som ble delvis motvirket av høyere væskevolumer.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader var 5.060 millioner USD i 2020, sammenlignet med 4.897 millioner USD i 2019. Økningen fra 2019 til 2020 skyldtes hovedsakelig høyere transportkostnader for væsker, som ble delvis motvirket av lavere kostnader til gasstransport og lavere kostnader til drift av anlegg, i hovedsak på grunn av den bokførte avsetningen knyttet til terminalen South Riding Point i 2019.

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger utgjorde 1.453 millioner USD i 2020, sammenlignet med 600 millioner USD

i 2019. Økningen i avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger fra 2019 til 2020 var hovedsakelig forårsaket av bokførte nedskrivninger av raffinerier og infrastruktur i 2020.

Kalundborg, Danmark.

Andre

Rapporteringssegmentet Andre omfatter aktiviteter innen Nye energiløsninger, Global strategi & forretningsutvikling, Teknologi, Prosjekter & boring, konsernstaber og støttefunksjoner og leieavtaler i henhold til IFRS 16. Alle leiekontrakter presenteres som en del av segmentet Andre.

I 2020 noterte rapporteringssegmentet Andre et netto driftstap på 98 millioner USD, sammenlignet med et driftsresultat på 92 millioner USD i 2019. En gevinst på salg av en eierandel i havvindparken Arkona er den enkeltposten som har hatt størst effekt på resultatet i 2019. Se Note 4 Oppkjøp og nedsalg for mer informasjon.

2.11 Likviditet og kapitalressurser

Drøftingen under omfatter ikke enkelte poster som gjelder 2018 i forbindelse med endringer i opplysningskrav som ble vedtatt av SEC i 2020. En beskrivelse av disse postene i 2018 finnes i Equinors Annual Report on Form 20-F for året avsluttet 31. desember 2019, som ble sendt inn til SEC 20. mars 2020.

Gjennomgang av kontantstrøm

Equinors kontantstrømgenerering økte med 3,627 millioner USD i 2020, sammenlignet med 2019.

Konsolidert kontantstrømoppstilling

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter	10.386	13.749

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter	(12.092)	(10.594)

Kontantstrøm fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter	2.991	(5.496)

Netto økning/(reduksjon) i betalingsmidler	1.285	(2.341)

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter

De viktigste faktorene bak kontantstrøm tilført fra operasjonelle aktiviteter var produksjonsnivået og prisene på væsker og gass, som påvirker inntekter, varekostnader, betalte skatter og endringer i arbeidskapital.

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter gikk ned med 3.362 millioner USD i 2020, sammenlignet med 2019. Nedgangen skyldtes hovedsakelig lavere priser på væsker og gass og en endring i arbeidskapital, som delvis ble motvirket av lavere skatteinnbetalinger og økt kontantstrøm fra derivater.

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter økte med 1.498 millioner USD i 2020, sammenlignet med 2019. Økningen skyldtes hovedsakelig økte finansielle investeringer, lavere inntekter fra salg av eiendeler og høyere derivatbetalinger, som delvis ble motvirket av lavere kontantstrøm benyttet til kjøp av virksomhet og lavere investeringskostnader.

Kontantstrøm tilført fra/benyttet til finansieringsaktiviteter

Kontantstrøm tilført fra finansieringsaktiviteter økte med 8.487 millioner USD i 2020, sammenlignet med 2019. Økningen var hovedsakelig knyttet til utstedte obligasjoner, økt kortsiktig gjeld, redusert utbetaling av utbytte og økt betaling av garantivederlag knyttet til derivater, som delvis ble motvirket av økt tilbakebetaling av lån og økte utbetalinger knyttet til programmet for tilbakekjøp av aksjer.

Finansielle eiendeler og gjeld

Det var økning i selskapets netto gjeldsgrad før justeringer ved utgangen av året fra 28,5 % i 2019 til 36,5 % i 2020. Se seksjon 5.2 for non-GAAP-måltall for netto gjeldsgrad. Netto rentebærende gjeld gikk opp fra 16,4 millioner USD til 19,5 milliarder USD. I løpet av 2020 ble Equinors totale egenkapital redusert fra 41,2 milliarder USD til 33,9 milliarder USD, hovedsakelig på grunn av lavere priser på væsker og gass i 2020 og høyere netto nedskrivninger. Equinor har betalt ut fire kvartalsvise utbytter i 2020. For fjerde kvartal 2020 vil styret foreslå for generalforsamlingen (GF) at det fastsettes et utbytte på 0,12 USD per aksje. Se note 17 Egenkapital og utbytte til konsernregnskapet for mer informasjon.

Med nåværende likviditetsreserver, blant annet en fast rullerende kredittfasilitet på 5,0 milliarder USD og tilgang til ulike kapitalmarkeder, mener Equinor at selskapet har tilstrekkelig kapital tilgjengelig for å dekke sine likviditetsbehov, inkludert arbeidskapital. Finansieringsbehov oppstår som et resultat av Equinors ordinære forretningsvirksomhet. Equinor søker vanligvis å etablere finansiering på konsernnivå (morselskap), men prosjektfinansiering vil brukes der det anses hensiktsmessig. Equinor er opptatt av å ha tilgang til flere ulike finansieringskilder til enhver tid, på tvers av markeder og instrumenter, i tillegg til å sikre god relasjon til en liten gruppe internasjonale banker som leverer et bredt utvalg av banktjenester.

Kredittvurderinger av Equinor foretas av Moody's og Standard & Poors (S&P). Equinors nåværende langsiktige kredittvurdering er AA- med negative utsikter og Aa2 med negative utsikter fra henholdsvis S&P og Moody's. De kortsiktige kredittvurderingene er P-1 fra Moody's og A-1+ fra S&P. For å sikre finansiell fleksibilitet framover har Equinor til hensikt å holde selskapets finansielle nøkkeltall på et nivå som er forenlig med vår målsetting om å minst opprettholde Equinors langsiktige kredittvurdering innenfor A-kategorien på frittstående basis (Equinors totale kredittvurdering ovenfor, som hensyntar Statens eierskap, er ett trinn høyere fra Standard & Poor's og to trinn høyere fra Moody's sammenlignet med kredittvurderingene på frittstående basis).

Forvaltningen av finansielle eiendeler og forpliktelser tar hensyn til finansieringskilder, forfallsprofilen på langsiktige lån, renterisiko, valutarisiko og tilgjengelige likvide midler. Equinors langsiktige gjeld er etablert i ulike valutaer og blir vanligvis byttet til USD. I tillegg brukes rentederivater, spesielt rentebytteavtaler, for å styre renterisikoen for vår langsiktige gjeldsportefølje. Equinors finansiering og likviditetsaktiviteter administreres på konsernnivå.

Equinor har spredt likvide midler over en rekke finansielle instrumenter og motparter for å unngå å samle all risiko i bare én type investeringer eller i ett enkelt land. Per 31. desember 2020 var ca. 19 % av Equinors likvide midler plassert i eiendeler i USD, 30 % i NOK, 18 % i EUR, 6 % i DKK og 28 % i SEK, før valutabytteavtaler og terminkontrakter. Omtrent 35 % av Equinors likvide midler var plassert i termininnskudd, 54 % i statsobligasjoner og lånesertifikater, 3% i pengemarkedsfond og 2 % i bank. Per 31. desember 2020 var ca. 6 % av Equinors likvide midler klassifisert som bundne midler (inkludert sikkerhetsinnskudd).

Equinors generelle prinsipp er å ha en likviditetsreserve i form av kontanter og kontantekvivalenter eller andre finansielle omløpsmidler i Equinors balanse, samt ubenyttede kredittfasiliteter og kredittlinjer, som sikrer at Equinor har tilstrekkelige finansielle ressurser til å dekke kortsiktige krav.

Equinor innhenter langsiktig kapital når konsernet har et behov for slik finansiering basert på selskapets forretningsvirksomhet, kontantstrømmer og nødvendig økonomisk fleksibilitet, eller når markedsforholdene vurderes som gunstige.

Konsernets lånebehov dekkes hovedsaklig gjennom utstedelse av verdipapirer med kort, mellomlang og lang horisont, blant annet gjennom bruk av et US Commercial Paper Programme (grensen for programmet er 5,0 milliarder USD), og utstedelser gjennom et Shelf Registration Statement som er registrert hos SEC i USA og et Euro Medium Term Note (EMTN) Programme (grensen for programmet er 20 milliarder EUR) som er notert ved børsen i London. Kommitterte kredittfasiliteter og annen bevilget kreditt kan også benyttes. Etter effekten av valutabytteavtaler er størsteparten av Equinors gjeld i USD.

I mai 2020 utstedte Equinor nye obligasjoner for 1,5 milliarder USD, der beløpet er likt fordelt mellom fem og ti års løpetid. I april utstedte Equinor nye obligasjoner for 1,25 milliarder EUR med fem års løpetid, 500 millioner EUR med sju års løpetid, 1,5 milliarder EUR med ti års løpetid, 500 millioner EUR med 20 års løpetid og 1,25 milliarder EUR med 30 års løpetid. I november 2019 utstedte Equinor 1 milliard USD i nye obligasjoner med 30 års løpetid. Alle obligasjonene er ubetinget garantert av Equinor Energy AS. Se konsernregnskapets note 18 Finansiell gjeld for mer informasjon.

Finansielle indikatorer

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019

Brutto rentebærende gjeld 1)	38.115	29.032
Netto rentebærende gjeld før justeringer	19.493	16.429
Netto gjeld på sysselsatt kapital 2)	36,5%	28,5%
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert, inkludert leasing forpliktelser 3)	37,3%	29,5%
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert 3)	31,7%	23,8%
Betalingsmidler	6.757	5.177
Kortsiktige finansielle investeringer	11.865	7.426

1) Definert som langsiktig og kortsiktig finansiell gjeld.

2) Beregnet i henhold til IFRS balanser. Netto gjeld over sysselsatt kapital er netto gjeld delt på sysselsatt kapital. Netto gjeld er rentebærende gjeld minus betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer. Sysselsatt kapital er netto gjeld, aksjonærers kapital og minoritetsandeler.

3) For å beregne justert netto gjeld over sysselsatt kapital gjør Equinor justeringer for sysselsatt kapital som det ville blitt rapportert i henhold til IFRS. Midler som holdes som finansielle investeringer i Equinor Insurance AS anses ikke som umiddelbart tilgjengelig og har blitt lagt til netto gjeld, mens leasing-forpliktelser er blitt trukket ut av netto gjeld. Se seksjon 5.2 Netto gjeld over sysselsatt kapital for en avstemming av sysselsatt kapital og en forklaring på hvorfor Equinor finner denne målingen nyttig.

Brutto rentebærende gjeld

Brutto rentebærende gjeld var 38,1 milliarder USD og 29 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2020 og 2019. Nettoøkningen på 9,1 milliarder USD fra 2019 til 2020 skyldtes en økning i kortsiktig gjeld på 1,7 milliarder USD, en økning i kortsiktige leieforpliktelser på 0,1 milliarder USD og en økning i langsiktig finansiell gjeld på 7,4 milliarder USD. Den vektede gjennomsnittlige årlige rentesatsen på finansiell gjeld var 3,28 % og 3,77 % per 31. desember i henholdsvis 2020 og 2019. Equinors vektede gjennomsnittlige løpetid på den finansielle gjelden var ti år per 31. desember 2020, og ni år per 31. desember 2019.

Netto rentebærende gjeld

Netto rentebærende gjeld før justeringer utgjorde 19,5 milliarder USD og 16,4 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2020 og 2019. Økningen på 3,1 milliarder USD fra 2019 til 2020 var hovedsakelig knyttet til en økning i brutto rentebærende gjeld på 9,1 milliarder USD, inkludert utstedelse av obligasjoner på 8,3 milliarder USD i 2020, som ble motvirket av en økning i kontanter og kontantekvivalenter på 1,6 milliarder USD, og en økning i kortsiktige finansielle investeringer på 4,4 milliarder USD.

Netto gjeldsgrad

Netto gjeldsgrad før justeringer var 36,5 % og 28,5 % i henholdsvis 2020 og 2019.

Justert netto gjeldsgrad (non-GAAP finansielt måltall, se fotnote tre ovenfor) var 31,7 % og 23,8 % i henholdsvis 2020 og 2019.

Økningen på 8 prosentpoeng i netto gjeldsgrad før justeringer fra 2019 til 2020 skyldtes en økning i netto rentebærende gjeld med 3,1 milliarder USD kombinert med en nedgang i sysselsatt kapital på 4,2 milliarder USD.

Økningen på 7,9 prosentpoeng i justert netto gjeldsgrad fra 2019 til 2020 skyldtes en økning i justert netto rentebærende gjeld på 2,8 milliarder USD kombinert med en nedgang i justert sysselsatt kapital på 4,4 milliarder USD.

Kontanter, kontantekvivalenter og kortsiktige investeringer

Kontanter og kontantekvivalenter var 6,8 milliarder og 5,2 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2020 og 2019. Se note 16 Kontanter og kontantekvivalenter i konsernregnskapet for informasjon vedrørende bundne midler. Kortsiktige finansielle investeringer, som er en del av Equinors likviditetsstyring, utgjorde 11,9 milliarder USD og 7,4 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2020 og 2019.

Investeringer

Investeringskostnadene i 2020, som defineres som tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og investeringer i egenkapitalkonsoliderte selskaper i note 3 Segmentinformasjon i konsernregnskapet, utgjorde 9,8 milliarder USD, hvorav 7,8 milliarder USD var organiske investeringer7 .

I 2019 var investeringskostnadene 14,8 milliarder USD, hvorav organiske investeringer8 utgjorde 10,0 milliarder USD. Se note 3 Segmentinformasjon i konsernregnskapet.

I 2018 var investeringskostnadene 15,2 milliarder USD, hvorav organiske investeringer8 utgjorde 9,9 milliarder USD. Se note 3 Segmentinformasjon i konsernregnskapet.

I Norge vil en betydelig del av investeringene i 2021 brukes på prosjekter som er under utbygging, blant annet Johan Castberg, Johan Sverdrup fase 2 og Martin Linge, i tillegg til ulike utvidelser, modifikasjoner og forbedringer på felt i drift.

Internasjonalt anslås det at en betydelig andel av våre investeringer i 2021 vil brukes på følgende prosjekter, som er under utbygging eller planlegging: Bacalhau fase 1 i Brasil, som utvikles mot en investeringsbeslutning i 2021, Peregrino i Brasil, og offshore og ikke-operert landbasert virksomhet i USA.

Innenfor fornybar energi ventes det at investeringene i 2021 vil brukes hovedsakelig på havvindprosjekter.

Equinor finansierer sine investeringskostnader både internt og eksternt. For mer informasjon om dette, se Finansielle eiendeler og gjeld tidligere i denne seksjonen.

Som det framgår av avsnittet De viktigste kontraktsmessige forpliktelser lenger ned i denne rapporten, har Equinor forpliktet seg til visse investeringer i framtiden. Jo lenger fram i tid, jo høyere er fleksibiliteten for å kunne endre investeringene. Denne fleksibiliteten er delvis avhengig av hvilke investeringer våre partnere i joint venture-selskapene er enige i å forplikte seg til. En stor del av investeringene i 2021 er forpliktet.

Equinor kan endre beløpet, tidspunktet eller fordelingen på segment eller prosjekt for sine investeringer, i påvente av utviklingen i eller som et resultat av en rekke faktorer utenfor selskapets kontroll.

De viktigste kontraktsmessige forpliktelser

Tabellen under oppsummerer våre viktigste kontraktsmessige forpliktelser, unntatt derivater og andre sikringsinstrumenter samt fjerningsforpliktelser, som stort sett ventes å gi kontantutbetalinger lenger enn fem år fram i tid.

Langsiktig finansiell gjeld i tabellen representerer våre viktigste betalingsforpliktelser, inkludert renteforpliktelser. Equinors forpliktelser overfor egenkapitalkonsoliderte selskaper er vist i tabellen under med Equinors proporsjonale andel. For eiendeler som er inkludert i Equinors regnskaper gjennom felleskontrollert virksomhet eller lignende ordninger er beløpene inkludert i tabellen med netto forpliktelser som skal betales av Equinor (Equinors forholdsmessige andel av forpliktelsen fratrukket Equinors eierandel i den aktuelle enheten).

Viktigste kontraktsmessige forpliktelser

	For regnskapsåret
		Betalinger til forfall per periode1)
(i millioner USD)	Mindre enn 1 år	1-3 år	3-5 år	Mer enn 5 år	Totalt

Udiskontert langsiktig finansiell gjeld2)	2.679	5.528	6.489	27.015	41.711
Udiskonterte leieavtaler3)	1.220	1.598	772	914	4.504
Minimum andre langsiktige forpliktelser (nominell)4)	2.144	3.688	2.529	3.364	11.725

Totale kontraktsfestede forpliktelser	6.043	10.814	9.790	31.294	57.940

1) ''Mindre enn 1 år'' representerer 2021; ''1-3 år'' representerer 2022 og 2023; ''3-5 år'' representerer 2024 og 2025, mens ''Mer enn 5 år'' inkluderer forpliktelser for senere perioder.

2) Se note 18 Finansiell gjeld i Konsernregnskapet. Hovedforskjellene mellom tabellen og noten skyldes renter.

3) Se note 5 Finansiell risikostyring i konsernregnskapet.

4) Se note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler i Konsernregnskapet.

Equinor hadde kontraktsmessige forpliktelser på 5.849 millioner USD per 31. desember 2020. Disse forpliktelsene gjenspeiler Equinors andel, og består i hovedsak av bygging og kjøp av varige driftsmidler.

Equinors estimerte ytelsesbaserte pensjonsforpliktelser var på 9.216 millioner USD, og virkelig verdi på pensjonsmidlene utgjorde 6.234 millioner USD per 31. desember 2020. Selskapets betalinger til disse ytelsesordningene er hovedsakelig knyttet til ansatte i Norge. For mer informasjon, se konsernregnskapets note 19 Pensjoner.

Poster utenfor balansen

Equinor er part i forskjellige avtaler, for eksempel kontrakter for prosessering- og transportkapasitet, som ikke er ført i balansen. For mer informasjon om dette, se De viktigste kontraktsmessige forpliktelser i seksjon 2.11 Likviditet og kapitalressurser. Videre er Equinor leietaker i en rekke leieavtaler, og alle leieavtaler skal balanseføres. Forpliktelser knyttet til komponenter i leiekontrakter som ikke har med leie å gjøre (serviceelementer), og leieavtaler som ennå ikke er startet, er ikke ført i balansen, og representerer dermed ikke-balanseførte forpliktelser. Equinor er også part i visse garantier, forpliktelser og betingede forpliktelser som, i henhold til IFRS, ikke nødvendigvis er ført i balansen som forpliktelser. For mer informasjon, se konsernregnskapets note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

2.12 Risikoanalyse

Risikofaktorer

Equinor er eksponert for risikofaktorer som, hver for seg eller kombinert, kan påvirke selskapets driftsmessige og økonomiske resultater. I denne delen drøftes noen av de viktigste risikofaktorene.

Risiko knyttet til virksomhet, strategi og drift

Denne delen beskriver de viktigste potensielle risikoene knyttet til Equinors virksomhet, strategi og drift:

Prisene på olje og naturgass. Svingninger i prisene på olje og/eller naturgass påvirker våre økonomiske resultater. Generelt er det slik at Equinor ikke vil ha kontroll over de faktorene som påvirker prisene på olje og naturgass.

Prisene på olje og naturgass har svingt mye de siste årene. Det er flere årsaker til disse svingningene, men grunnleggende markedskrefter utenfor Equinors eller andre tilsvarende markedsaktørers kontroll har hatt og vil fortsatt ha en effekt på olje- og gassprisene framover.

Faktorer som påvirker prisene på olje og naturgass er blant annet:

økonomisk og politisk utvikling i ressursproduserende regioner og viktige etterspørselsregioner
reguleringer og tiltak fra myndigheter og internasjonale organisasjoner, herunder endringer i energi- og klimapolitikken;
globale økonomiske forhold;
tilbud og etterspørsel globalt og regionalt;
evnen Organisasjonen av oljeeksporterende land (Opec) og/eller andre produsentland har til å påvirke globale produksjonsnivåer og priser;
negative sosiale eller helsemessige situasjoner i et land, inkludert epidemi eller pandemi og tiltak som myndigheter eller frivillige organisasjoner iverksetter som en respons på en slik situasjon, og effektene av en slik situasjon på etterspørsel;
prisene på alternative drivstoff som påvirker prisene som realiseres gjennom Equinors langsiktige gassalgskontrakter;
krig eller andre internasjonale konflikter;
endringer i befolkningsvekst og forbrukerpreferanser;
pris og tilgjengelighet på ny teknologi;
økt forsyning fra nye olje- og gasskilder; og
værforhold og klimaendringer.

I 2020 har det vært store prissvingninger, utløst blant annet av endret dynamikk mellom medlemslandene i Opec+ og den effekten covid-19-pandemien og tiltakene for å begrense den har hatt på etterspørselen. Se også avsnittet om covid-19 nedenfor.

Klimaendringer generelt, det grønne skiftet, reguleringer og bestemmelser fra myndighetene og verdenssamfunnets innsats for å nå klimamålene i Parisavtalen kan enten sammen eller hver for seg påvirke prisene på olje og naturgass. Det å anslå den globale etterspørselen etter energi fram mot 2050 er en svært krevende oppgave, siden det innebærer en vurdering av framtidig utvikling i tilbud og etterspørsel, teknologisk utvikling, beskatning, avgifter på utslipp, produksjonsbegrensninger og andre viktige faktorer, og Equinors langsiktige perspektiv må være basert på scenarioer som dekker dette utfallsrommet, og bygger på sannsynlige kombinasjoner av forutsetninger for hvordan de globale energimarkedene vil utvikle seg.

En nedgang i prisene på olje og/eller naturgass vil kunne ha negativ innvirkning på Equinors virksomhet, driftsresultater, økonomiske stilling og likviditet og Equinors evne til å finansiere planlagte investeringer, herunder eventuelle reduksjoner i investeringskostnader, som igjen vil kunne føre til redusert erstatning av reserver.

En betydelig eller vedvarende periode med lave priser på olje og naturgass eller andre indikatorer vil, dersom den antas å ha innvirkning på lengre sikt, kunne føre til vurderinger av nedskrivning av konsernets olje- og naturgassaktiva. Slike vurderinger vil kunne gjenspeile ledelsens syn på langsiktige priser på olje og naturgass, og vil kunne føre til en nedskrivning som vil kunne ha en betydelig effekt på resultatene til Equinors virksomhet i perioden den finner sted. Endringer i ledelsens syn på langsiktige priser på olje og/eller naturgass eller ytterligere vesentlige reduksjoner i olje-, gass- og/eller produktpriser vil kunne ha negativ effekt på den økonomiske lønnsomheten til prosjekter som er planlagt eller under utvikling. Se også note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper til konsernregnskapet for en drøfting av viktige kilder til usikkerhet i ledelsens anslag og forutsetninger som påvirker Equinors innberettede størrelser på eiendeler, gjeld, inntekter og utgifter, og note 10 Varige driftsmidler til konsernregnskapet for en drøfting av prisforutsetninger og sensitiviteter som påvirker nedskrivningsanalysen.

Sikre reserver og anslag over forventede reserver. Equinors råolje- og naturgassreserver er basert på anslag, og selskapets framtidige produksjon, inntekter og utgifter knyttet til reservene kan avvike fra disse anslagene.

Påliteligheten i anslagene over sikre reserver avhenger av:

kvaliteten på og omfanget av Equinors geologiske, tekniske og økonomiske data
produksjonsytelsen fra Equinors reservoarer
omfattende tekniske vurderinger og

• hvorvidt de rådende skatteregler og andre offentlige forskrifter, kontrakter og priser på olje, gass og annet vil være de samme som da anslagene ble gjort

Mange faktorer, forutsetninger og variabler som brukes til å anslå reserver ligger utenfor Equinors kontroll, og kan vise seg å være feil over tid. Resultatene av boring, testing og produksjon etter den datoen anslagene ble gjort kan gjøre det nødvendig med vesentlige opp- eller nedjusteringer i Equinors reservedata.

I tillegg er sikre reserver beregnet på grunnlag av kravene fra U.S. Securities and Exchange Commission (SEC), og kan derfor være vesentlig forskjellig fra Equinors oppfatning om forventede reserver. Prisene som benyttes for sikre reserver, er definert av SEC og beregnes på grunnlag av et tolvmåneders uvektet aritmetisk snitt av prisen første dag i måneden for hver måned i rapporteringsåret, noe som gir en framtidig pris som er sterkt knyttet til fjorårets prisnivå.

Svingninger i prisene på olje og gass vil ha direkte innvirkning på Equinors sikre reserver. For felt som er regulert av produksjonsdelingsavtaler, kan lavere pris føre til større rett til produksjonen og økte reserver for disse feltene. Motsatt kan et lavt prisnivå også gi lavere aktivitet, noe som medfører reduksjon i reserver. I produksjonsdelingsavtaler kan disse to effektene til en viss grad oppveie hverandre. I tillegg kan et lavere prisnivå føre til tidligere nedstenging fordi produksjonen ikke er lønnsom. Dette vil påvirke både felt med produksjonsdelingsavtaler og felt med konsesjoner.

Klimaendringer og overgang til en økonomi med lavere karbonbruk. Overgangen til en økonomi med lavere karbonbruk vil påvirke Equinors virksomhet, og medfører risiko knyttet til politikk, lover og forskrifter, marked, teknologi og omdømme.

Risiko knyttet til endringer i politikk, lover og forskrifter: Equinor forventer og forbereder seg på lovendringer og politiske tiltak som tar sikte på å redusere klimagassutslippene. En strengere klimalovgivning og -politikk vil kunne påvirke Equinors økonomiske utsikter, inkludert verdien av selskapets eiendeler, enten direkte gjennom endringer i beskatning eller andre kostnader knyttet til drift eller prosjekter, eller indirekte gjennom endringer i forbrukeradferd eller teknologiutvikling. Equinor venter at kostnadene ved klimagassutslipp vil øke fra dagens nivå og få større geografisk utbredelse enn i dag. Vi anvender en intern karbonpris på minst 56 USD per tonn CO2 i investeringsanalyser. I land der faktisk eller anslått karbonpris er høyere enn 56 USD per tonn CO2, anvender vi faktisk eller forventet kostnad, som i Norge, der både CO2-avgift og EUs kvotehandelsordning (EU ETS) anvendes. EUs nye Grønne giv (Green Deal), EUs taksonomi og karbonprising i spesifikke land medfører økt framtidig usikkerhet.

Endringer i klimapolitikk kan også redusere tilgangen til mulige geografiske områder for framtidig leting og utvinning. Det kan ikke utelukkes drastiske endringer, muligens utløst av alvorlige værhendelser, som påvirker offentlig oppfatning og politiske beslutninger.

Markeds- og teknologisk risiko: En overgang til en lavkarbonøkonomi bidrar til usikkerhet knyttet til framtidig etterspørsel etter og priser på olje og gass, som beskrevet i avsnittet «Prisene på olje og naturgass». Denne typen prissensitivitet i prosjektporteføljen beskrevet i seksjon 2.13, Sikkerhet, sikring og bærekraft. Økt etterspørsel etter og forbedret konkurransekraft på kostnader for fornybar energi, og innovasjon og teknologiske endringer som fører til videre utvikling og bruk av fornybar energi og lavkarbonteknologier, utgjør både trusler og muligheter for Equinor.

Påvirkning på omdømme og økonomi: En økt bekymring for klimaendringer vil kunne skape økte forventninger til produsenter av fossilt brensel, og en mer negativ oppfatning av olje -og gassindustrien. Dette kan føre til rettstvister og risiko for nedsalg, og kan også påvirke evnen til å rekruttere og beholde dyktige medarbeidere og legitimere vår virksomhet i enkelte jurisdiksjoner.

Alle disse risikofaktorene kan føre til økt kapitalkostnad. For eksempel har enkelte långivere nylig indikert at de vil tilpasse eller begrense sine utlånsaktiviteter basert på miljøparametre.

Equinors klimaveikart, inkludert våre klimaambisjoner, er etablert som respons på utfordringer knyttet til klimaendringer. Det finnes ingen sikkerhet for at Equinor når sine klimaambisjoner. Om Equinors ambisjon om netto karbonnøytralitet og netto karbonintensitet nås, avhenger delvis av større samfunnsmessige endringer i forbrukeretterspørsel og teknologiske framskritt, som begge ligger utenfor Equinors kontroll. Om samfunnets etterspørsel og teknologisk innovasjon ikke endres i takt med Equinors innsats for å oppnå betydelige reduksjoner i klimagassutslippene, vil Equinors evne til å nå sine klimaambisjoner svekkes.

Overgangen til et bredere energiselskap. For at Equinor skal kunne bygge opp en betydelig fornybarvirksomhet, inkludert lavkarbonløsninger som hydrogen og karbonfangst og -lagring (CCS), er det avgjørende at vi er konkurransedyktige og får tilgang til attraktive områder og muligheter til riktige vilkår. Framtidige forhold vil sammen med risiko og usikkerhet i kraftmarkedet og fornybarsegmentet, i tillegg til interne faktorer, påvirke vår evne til å realisere ambisjonen om å bli et bredere energiselskap.

Risiko knyttet til endringer i politikk, lover og forskrifter: Politiske beslutningstakere i mange moderne kraftmarkeder har gitt både direkte og indirekte støtte til fornybar energi for å hjelpe fornybarnæringen i barndommen så den kan vokse og utvikle seg. Mulige lovendringer og nye politiske tiltak knyttet til fornybarsubsidier representerer både trusler og muligheter for Equinor. Det er imidlertid svært viktig med stabilitet og forutsigbarhet i juridiske rammebetingelser.

Markeds- og teknologisk risiko: Teknologiutvikling, som utvikling av vindturbiner, er en sentral drivkraft når det gjelder å sikre lønnsomhet i Equinors investeringer. Viktige risikofaktorer som vil påvirke dette er Equinors forståelse av kraftmarkedet og fornybarsegmentet, og vår evne til å redusere kostnader og utnytte teknologiske framskritt.

Påvirkning på økonomi og omdømme: Sterk konkurranse om aktiva kan føre til lavere avkastning i fornybar- og lavkarbonindustrien, og hemme omleggingen til et bredere energiselskap. Selv om fornybar energi generelt oppfattes som et viktig virkemiddel for å bekjempe klimaendringene, kan

fornybarindustrien også medføre inngrep i lokalsamfunn og lokale habitater. Derfor ventes det også at en vekst vil bli nøye saumfart andre industrier og samfunnet som helhet. Økende kritikk og opposisjon fra miljøorganisasjoner og tilsvarende aktører kan føre til en negativ oppfatning av fornybarnæringen, som igjen kan føre til dårligere tilgang til attraktive forretningsmuligheter.

Organisasjonsrisiko: Equinors ambisjon om vekst innenfor fornybar energi fremhever behovet for å etablere robuste prosesser og formålstjenlige styringssystemer som kan sikre et solid grunnlag for vekst. Ved å etablere et styringssystem for fornybar- og lavkarbonvirksomheten som er lett å innføre, bruke og forstå, og sikre tilstrekkelige ressurser i organisasjonen vil være avgjørende for å lykkes med et bredere energiselskap i framtiden. Dette medfører usikkerhet og risiko med hensyn til kontinuerlig utvikling av fornybar- og lavkarbonkompetanse, en disiplinert kapitaltildeling, og nok kapasitet og oppmerksomhet hos ledelsen til å kunne oppnå bærekraftig og formålstjenlig vekst.

Global virksomhet. Equinor driver global virksomhet som innebærer flere ulike typer teknisk, kommersiell og landspesifikk risiko.

Teknisk risiko i Equinors letevirksomhet er knyttet til Equinors evne til å drive trygge og effektive seismikk- og boreoperasjoner, og til å finne drivverdige olje- og gassforekomster. Teknisk risiko i Equinors virksomhet innen fornybar energi er knyttet til selskapets evne til å utforme og gjennomføre fornybarprosjekter, blant annet montering og installasjon av vindturbiner og solcellepaneler til vind- og solkraftanlegg, i tillegg til drift og vedlikehold.

Kommersiell risiko er knyttet til selskapets evne til å sikre tilgang til nye forretningsmuligheter i et usikkert, globalt og konkurransepreget miljø, rekruttere og holde på dyktige medarbeidere, og sørge for at slike forretningsmuligheter fortsatt er kommersielt levedyktige under slike forhold.

Landspesifikk risiko er blant annet knyttet til helse, sikkerhet og sikring, politisk situasjon, etterlevelse av og innsikt i lokale lover, regulatoriske krav og/eller lisensavtaler, og påvirkning på miljøet og lokalsamfunnene der Equinor har virksomhet.

Slik risiko kan ha negativ innvirkning på Equinors nåværende drift og økonomiske resultater, og, for selskapets olje- og gassvirksomhet, erstatningen av reserver på lang sikt.

I tillegg er Equinors virksomhet og medarbeidere påvirket av covid-19-pandemien, som har ført til varierende grad av innskrenkning i enkelte aktiviteter, som kan bli helt innstilt dersom ugunstige forhold skulle forverres ytterligere. Karanteneregler, til tider begrenset mobilitet for personell, redusert arbeidskraft og krav til sosial avstand har ført til lavere aktivitetsnivå ved noen anlegg, og dette har forårsaket forsinkelser, kostnadsøkninger og konsekvenser for videre arbeid. Noen prosjekter har fått utsatt oppstart, blant annet Johan Castberg, Martin Linge og Njord future i Norge, og Peregrino 2 i Brasil. I mars måtte Martin Linge demobilisere all bemanning på grunn av covid-19, og remobiliserte senere med begrenset bemanning i henhold til nye smitteverntiltak. Produksjonsskipet på Johan Castberg, som er under bygging ved verftet i Singapore, er

også forsinket på grunn av redusert bemanning og nedstenging av verftet i 2020. Redusert bemanning har også påvirket framdriften på Njord. På Peregrino 2-prosjektet har redusert bemanning ført til lavere framdrift i konstruksjonsarbeid og idriftsettelse offshore. Vi har utarbeidet beredskapsplaner og planer for videreføring av driften, og har også iverksatt helseog sikkerhetstiltak, blant annet tilrettelegging for tilstrekkelig avstand mellom medarbeidere, økte krav til renhold og bruk av fjernarbeid der det er mulig. I tillegg har noen av våre leverandører og kunder antydet at de ser på kontraktsvilkårene som omhandler force majeure. Den økonomiske effekten disse tiltakene kan få for Equinor er fortsatt usikker. Det er ingen sikkerhet for at en fortsatt spredning av covid-19 og tiltakene for å begrense smittespredningen ikke vil påvirke vår virksomhet og økonomiske stilling.

Reduksjon i reserver. Dersom Equinor ikke lykkes i å kjøpe opp, oppdage og utvikle nye reserver, vil reservene og produksjonen falle vesentlig fra dagens nivå.

Equinors framtidige produksjon avhenger av om selskapet lykkes i å kjøpe eller finne og utvikle nye reserver som tilfører verdi. Dersom selskapet ikke lykkes med dette, vil de samlede sikre reserver og produksjonen falle i framtiden.

Dersom oppstrømsressursene ikke utvikles til sikre reserver i tide, vil Equinors reservegrunnlag og dermed framtidige produksjon gradvis falle, og framtidige inntekter vil bli redusert.

I en rekke ressursrike land kontrollerer nasjonale oljeselskaper en betydelig andel av olje- og gassreservene som ennå ikke er utviklet. I den grad nasjonale oljeselskaper velger å utvikle sine olje- og gassressurser uten internasjonale oljeselskapers deltakelse, eller dersom Equinor ikke klarer å inngå partnersamarbeid med nasjonale oljeselskaper, vil selskapets evne til å finne, kjøpe eller utvikle nye reserver være begrenset.

I tillegg kan uutnyttede ressurser påvirkes av lave olje- og/eller gasspriser over en vedvarende periode. Slike lave priser kan føre til at Equinor bestemmer seg for ikke å utvikle disse ressursene eller i hvert fall utsetter utbyggingen i påvente av bedre priser.

Helse, miljø og sikkerhet. Equinor er eksponert for mange ulike helse-, miljø- og sikkerhetsrisikoer som kan føre til betydelige tap.

Letevirksomhet, prosjektutvikling, drift og transport knyttet til olje og naturgass, samt utvikling og drift av fornybar energiproduksjon, kan være farlig. I tillegg er Equinors aktiviteter og drift påvirket av eksterne faktorer som krevende geografiske forhold, klimasoner og miljømessig sårbare områder.

Risikofaktorer som kan påvirke helse, miljø og sikkerhet inkluderer menneskelig yteevne, driftsfeil, skadelige stoffer, oppførsel i undergrunnen, svikt i teknisk integritet, kollisjoner mellom fartøyer, naturkatastrofer, ugunstige værforhold, epidemier og pandemier og andre hendelser. Videre kan manglende etterlevelse av styringssystemet vårt påvirke muligheten for negative effekter. Disse risikofaktorene kan føre til avbrudd i våre aktiviteter, og kan blant annet føre til utblåsninger, strukturkollapser, ukontrollerte utslipp av hydrokarboner eller andre farlige stoffer, branner, eksplosjoner og vannforurensing som kan føre til skade på mennesker, tap av liv eller miljøskade. For en gjennomgang av Equinors helse- og sikkerhetsresultater, inkludert visse hendelser i 2020, vises det til avsnittet «Safety & security – our performance» i bærekraftsrapporten.

Særlig er alle måter å transportere hydrokarboner på, herunder på vei, jernbane, sjø eller i rørledning, spesielt utsatt for ukontrollerte utslipp av hydrokarboner og andre farlige stoffer, og utgjør en betydelig risiko for mennesker og miljø.

Ettersom virksomhet har en iboende usikkerhet, er det ikke mulig å garantere at styringssystemet eller andre policyer og prosedyrer vil kunne identifisere alle aspekter av risiko knyttet til helse, miljø og sikkerhet. Det er heller ikke mulig å si med sikkerhet at alle aktiviteter vil bli utført i samsvar med disse systemene.

Covid-19-pandemien. Effektene av covid-19-pandemien, geopolitiske faktorer og andre faktorer har ført til en vesentlig nedgang i etterspørselen etter olje og gass, og forårsaket en kraftig nedgang i råvareprisene i deler av 2020. Dette har hatt og kan fortsatt ha en negativ, og potensielt vesentlig negativ effekt på Equinors finansielle resultater og driftsresultater. En fortsettelse eller gjenoppblussing av pandemien, eller utbrudd av andre epidemier eller pandemier, kan utløse eller forverre de andre risikofaktorene omtalt i denne rapporten.

Covid-19-pandemien har dempet, og i mange land også krympet, den økonomiske veksten, og har hatt dramatiske konsekvenser for etterspørselen etter energi. Tiltakene for å begrense pandemien har hatt massiv innvirkning på etterspørselen etter olje, særlig drivstoff til transport. I første halvår av 2020 falt råvareprisene dramatisk til et historisk lavt nivå, og var i korte perioder også negative, hovedsakelig som følge av en kombinasjon av kraftig redusert etterspørsel etter olje og gass på bakgrunn av reiserestriksjoner fra myndighetene, og nedgangen i økonomisk aktivitet som følge av covid-19-pandemien. Lengre perioder med lave råvarepriser ventes å ha vesentlig negativ effekt på selskapets driftsresultater, finansielle stilling og likviditet. Se avsnittet «Prisene på olje og naturgass» over for mer informasjon om hvordan lavere råvarepriser påvirker Equinor.

Det er fortsatt betydelig usikkerhet knyttet til covid-19 pandemiens varighet og omfang. Global vaksinering i løpet av 2021 kan føre til en raskere gjenåpning av økonomien i løpet av året, men det er usikkerhet knyttet til tempo og omfang av vaksineringen og effekten av vaksinene. I tillegg vil omfanget av de finans- og pengepolitiske stimuleringstiltakene myndighetene har iverksatt for å redusere effekten av pandemien påvirke økonomien. Det er imidlertid risiko knyttet til smitteutbrudd (inkludert regionale eller nasjonale nedstengninger), høy arbeidsledighet som legger en demper på etterspørselen, og økende offentlig og privat gjeld. Se også note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper.

Påfølgende endringer i markedsrisiko og økonomiske forhold vil fortsette å påvirke Equinors forutsetninger om framtiden og andre kilder til usikkerhet i våre estimater. Slike ekstraordinære markedsforhold kan føre til at de estimater og forutsetninger som brukes av ledelsen i dag blir utfordret i ettertid.

Covid-19-pandemien fortsetter å utvikle seg, og en fortsettelse eller gjenoppblussing av pandemien, eller utbrudd av andre epidemier eller pandemier, kan forsterke eller forverre de andre risikofaktorene som er omtalt i denne rapporten, som igjen kan påvirke Equinors virksomhet, finansielle stilling, likviditet, driftsresultater og lønnsomhet ytterligere, også på måter som i dag ikke er kjent eller ansett av oss å utgjøre noen vesentlig risiko.

Fysiske virkninger av klimaendringer. Endringer i fysiske klimaparametere vil kunne påvirke Equinors virksomhet.

Eksempler på parametre som vil kunne påvirke Equinors virksomhet er for eksempel stadig hyppigere og mer alvorlige ekstremværhendelser, et økende havnivå, endringer i havstrømmer og begrenset tilgang på vann. Det er også usikkerhet knyttet til omfang og tidshorisont for fysiske virkninger av klimaendring, noe som øker usikkerheten når det gjelder en mulig virkning på Equinor.

Hydraulisk frakturering. Equinor er eksponert for risiko på grunn av bruken av hydraulisk frakturering.

Equinors virksomhet i USA benytter hydraulisk frakturering, som er underlagt en rekke føderale, delstatlige og lokale lover. Dette gjelder også lovgivningen beskrevet under overskriften «Juridisk og regulatorisk risiko og risiko for manglende oppfyllelse av lovverk». Ved et tilfelle med migrasjon i undergrunnen av hydrauliske fraktureringsvæsker, eller et tilfelle med utslipp eller feilhåndtering av hydrauliske fraktureringsvæsker i forbindelse med slike operasjoner vil Equinor kunne holdes sivilrettslig og/eller strafferettslig ansvarlig og påføre selskapet betydelige kostnader, herunder for miljømessig tilbakestilling. Videre har ulike delstatlige og lokale myndigheter allerede innført eller vurderer økt regulatorisk kontroll med hydraulisk frakturering ved å stille flere krav til tillatelser, samt gjennom driftsmessige begrensninger, rapporteringskrav og midlertidige eller permanente forbud. Endringer i gjeldende lovregimer vil kunne gjøre det vanskeligere å komplettere olje- og naturgassbrønner i skiferformasjoner, medføre driftsforsinkelser, øke kostnader knyttet til etterlevelse eller leting og utvinning, noe som kan virke negativt inn på Equinors landbaserte virksomhet i USA og selskapets behov for fraktureringstjenester.

Sikkerhetstrusler og fare for nettangrep. Equinor er eksponert for sikkerhetstrusler som kan ha store negative konsekvenser for Equinors driftsresultat og økonomiske stilling.

Sikkerhetstrusler som terrorhandlinger, nettangrep og innsidetrusler mot Equinors eiendeler kan medføre tap av menneskeliv og andre tap. Vi ser særlig at nettangrep forekommer i økende omfang, og med stadig større raffinement og alvorlighetsgrad. Økende digitalisering og avhengighet av informasjonsteknologi og -systemer gjør at risikostyring knyttet til nettangrep blir høyt prioritert i mange næringer, inklusive energinæringen. Dersom disse truslene ikke blir håndtert, kan dette føre til en HMS-hendelse eller forstyrrelser i Equinors virksomhet. Selskapet kan bli gjenstand for regulatoriske tiltak, rettslig ansvar, tap av omdømme og inntektstap. Se også «Vesentlig svakhet i internkontroll over finansiell rapportering — Unnlatelse av å rette opp vesentlige svakheter vil kunne føre til at selskapets internkontroll av finansiell rapportering fortsetter å være ineffektiv og potensielt påvirke aksjekursen.»

Særlig vil unnlatelse av å opprettholde og videreutvikle Equinors sikkerhetsbarrierer, som skal beskytte selskapets IT-infrastruktur mot inntrengning av uvedkommende, kunne påvirke konfidensialitet, integritet og tilgjengelighet i selskapets informasjonssystemer og digitale løsninger, også slike som er av avgjørende betydning for virksomheten. Angrep på Equinors informasjonssystemer kan påføre selskapet betydelig økonomisk skade, blant annet som følge av vesentlige tap eller tap av liv grunnet slike angrep.

I tillegg kan manglende oppretting av den vesentlige svakheten i selskapets internkontroll over finansiell rapportering, grunnet mangler i kontroller knyttet til vår styring av brukertilganger til informasjonsteknologi (IT), øke eksponeringen for nettangrep mot våre informasjonssystemer.

Krisehåndteringssystemer. Equinors krisehåndteringssystemer kan vise seg å være utilstrekkelige.

Dersom Equinor ikke reagerer eller oppfattes som ikke å ha forberedt seg, forhindret, reagert eller gjenopprettet på en effektiv og passende måte i en krisesituasjon, kan dette få alvorlige konsekvenser for medarbeidere, miljø, eiendeler og omdømme. En krise eller et avbrudd kan oppstå som følge av en sikkerhetshendelse eller et nettangrep, eller dersom en risiko beskrevet under «Helse, miljø og sikkerhet» blir en realitet.

Konkurranse og innovasjon. Equinor møter konkurranse fra andre selskaper på alle virksomhetsområder. Selskapet kan bli negativt påvirket dersom konkurrentene oppnår raskere framgang enn Equinor i utvikling og bruk av ny teknologi og nye produkter.

Equinor kan oppleve økt konkurranse fra større aktører med større økonomiske ressurser og fra mindre aktører som er smidigere og mer fleksible, og fra et økende antall selskaper som anvender nye forretningsmodeller. Å få tilgang til kommersielle ressurser gjennom kjøp av lisenser, letevirksomhet eller utvikling av eksisterende felt er nøkkelen til å sikre langsiktig lønnsomhet for virksomheten, og manglende evne til å adressere dette kan virke negativt inn på framtidige resultater.

Teknologi og innovasjon er viktige konkurransefortrinn i Equinors næring, både i tradisjonell olje- og gassnæring og i fornybarnæringen. Evnen til å opprettholde effektiv drift, utvikle og ta i bruk innovativ teknologi og digitale løsninger og søke lønnsomme lavkarbonløsninger for energi er viktige suksessfaktorer for framtidig virksomhet og resultatoppnåelse. Konkurrentene kan være i stand til å investere mer enn Equinor i utvikling eller kjøp av immaterielle rettigheter til teknologi, og Equinor kan bli negativt påvirket dersom selskapet blir hengende etter konkurrentene og næringen generelt i utvikling eller bruken av innovativ teknologi, inkludert digitalisering og lavkarbonløsninger.

Prosjektutvikling og produksjonsvirksomhet. Equinors utviklingsprosjekter og produksjonsvirksomhet innebærer usikkerhetsmomenter og driftsrisiko som kan hindre selskapet i å oppnå fortjeneste og medføre betydelige tap.

Olje- og gass-, fornybar-, lavkarbon- eller klimaprosjekter kan bli innskrenket, forsinket eller kansellert av mange årsaker. Uventede hendelser som utstyrsmangel eller utstyrssvikt,

naturkatastrofer, uventede boreforhold eller reservoaregenskaper, uregelmessigheter i geologiske formasjoner, krevende grunnforhold, ulykker, mekaniske og tekniske problemer, utfordringer som skyldes ny teknologi og kvalitetsspørsmål kan ha betydelig innvirkning. Risikoen er høyere i nye og krevende områder som for eksempel på store havdyp eller i andre værharde omgivelser. I landbasert virksomhet i USA kan lave regionale priser gjøre visse områder ulønnsomme, og Equinor kan komme til å redusere produksjonen til prisene tar seg opp. Markedsendringer og lave priser på olje, gass og kraft, kombinert med et høyt skattenivå og høy inntektsandel til staten i flere jurisdiksjoner, kan undergrave lønnsomheten i deler av Equinors virksomhet.

Strategiske mål. Det kan hende Equinor ikke når sitt strategiske mål om vellykket utnyttelse av lønnsomme muligheter.

Equinor vil fortsette å utnytte gode kommersielle muligheter for å skape verdier. Dette kan innebære oppkjøp av nye virksomheter eller eiendeler eller å gå inn i nye markeder. Dersom Equinor ikke lykkes i å forfølge og utnytte nye forretningsmuligheter, inkludert muligheter innenfor fornybar energi og nye energiløsninger, kan dette føre til økonomiske tap og hemme verdiskapingen.

Equinors evne til å oppnå dette strategiske målet avhenger av flere faktorer, blant annet evnen til å:

opprettholde Equinors null-skade sikkerhetskultur,
identifisere passende muligheter,
bygge opp en betydelig og lønnsom fornybar-portefølje,
oppnå selskapets ambisjoner om å redusere netto karbonintensitet og ha global karbonnøytral drift;
framforhandle gunstige betingelser,
konkurrere effektivt i den økende globale konkurransen om tilgang til nye muligheter,
utvikle nye markedsmuligheter eller erverve eiendeler eller virksomhet på en smidig og effektiv måte,
effektivt integrere ervervede eiendeler eller virksomheter i Equinors drift,
sørge for finansiering, om nødvendig; og
etterleve lover og regelverk.

Equinor forventer betydelige investeringer og kostnader når selskapet søker å utnytte forretningsmuligheter på nye og eksisterende markeder. Nye prosjekter og oppkjøp kan være eksponert for andre typer risiko enn Equinors eksisterende portefølje. Som følge av dette kan nye prosjekter og oppkjøp føre til uforutsette forpliktelser, tap eller kostnader, eller at Equinor må revidere prognosene for både enhetsproduksjonskostnader og produksjon. Videre kan jakten på oppkjøp eller nye forretningsmuligheter lede økonomiske ressurser og ledelsesressurser vekk fra selskapets daglige drift og mot integrering av oppkjøpte virksomheter eller eiendeler. Equinor vil kunne trenge mer gjelds- eller egenkapitalfinansiering for å foreta eller gjennomføre framtidige oppkjøp eller prosjekter, og en slik finansiering, om den finnes, vil kanskje ikke være tilgjengelig på vilkår som er tilfredsstillende for Equinor, og det kan, når det gjelder

Transportinfrastruktur. Lønnsomheten i Equinors olje-, gassog kraftproduksjon i avsidesliggende områder kan påvirkes av begrensninger i transportinfrastruktur.

egenkapital, vanne ut Equinors inntjening per aksje.

Equinors evne til lønnsom utnyttelse av oppdagede petroleumsressurser avhenger blant annet av infrastruktur som kan transportere olje, petroleumsprodukter og gass til mulige kjøpere til en kommersiell pris. Olje og petroleumsprodukter transporteres med fartøy, jernbane eller rørledning til potensielle kunder /raffinerier, petrokjemiske anlegg eller lagringsanlegg, mens naturgass transporteres til prosessanlegg og sluttbrukere via rørledning eller med fartøy (for flytende naturgass). Equinors evne til å utnytte fornybarmuligheter kommersielt avhenger av tilgjengelig infrastruktur for overføring av elektrisk kraft til potensielle kjøpere til en kommersiell pris. Elektrisk kraft overføres via kraftlinjer og fordelingslinjer. Equinor må sikre tilgang til et kraftsystem med tilstrekkelig kapasitet til å overføre den elektriske kraften til kundene. Equinor kan mislykkes i sine bestrebelser på å sikre transport, overføring og markeder for hele sin potensielle produksjon.

Internasjonale politiske, sosiale og økonomiske forhold. Equinor har interesser i regioner der politisk, sosial og økonomisk ustabilitet kan påvirke virksomheten negativt.

Equinor har eiendeler og virksomheter i ulike land og regioner i verden, der negativ politisk, sosial og økonomisk utvikling kan forekomme. Slik utvikling og tilhørende sikkerhetstrusler må overvåkes kontinuerlig. Politisk ustabilitet, sivile konflikter, streiker, opprør, terror- og krigshandlinger og andre negative og fiendtlige handlinger mot Equinors ansatte, anlegg, transportsystemer og digitale infrastruktur (nettangrep) kan medføre skade på mennesker og forstyrre eller begrense selskapets virksomhet og forretningsmuligheter, føre til produksjonsnedgang og på annen måte virke negativt inn på Equinors virksomhet, drift, resultater og økonomiske stilling.

Storbritannias uttreden av EU (Brexit) ved utgangen av 2020 har skapt usikkerhet med hensyn til Storbritannias framtidige forhold til EU. Denne usikkerheten kan påvirke Equinor, siden den angår framtidig energi- og handelspolitikk, eksterne gjeldsfinansieringsprogrammer og bevegelighet for personer.

Equinor har også investeringer i Argentina, der reviderte valutakurs- og prisreguleringer kan ha negativ effekt på Equinors virksomhet.

Omdømme. Equinors omdømme er en viktig ressurs. Tap av omdømme kan ha negativ innvirkning på Equinors navn, legitimitet i samfunnet og tilgang på forretningsmuligheter.

Samfunnsmessige og politiske forventninger til vår virksomhet og til næringen generelt er høye, særlig i Norge, med staten som Equinors majoritetseier. Trygg og bærekraftig drift, etisk forretningsatferd og etterlevelse av lover og regler er en forutsetning for tilgang til naturressurser, industriell verdiskaping og bidrag til samfunnet. Dersom vi ikke oppfyller de sosiale og politiske forventningene, eller det skjer brudd på etiske standarder, lover og regler, eller HMS- eller sikkerhetshendelser, kan dette påvirke vårt omdømme. Dette kan igjen ha negative innvirkning på Equinors legitimitet, evnen til å sikre nye forretningsmuligheter, inntjening og kontantstrøm.

Statens utøvelse av eierskap. Dersom vi ikke lykkes med å oppfylle Stortingets eller Olje- og energidepartementets forventninger, eller samfunnsmessige eller politiske

forventninger generelt, kan dette påvirke måten staten utøver sitt eierskap til selskapet.

Olje- og energidepartementets utøvelse av eierskap kan også bli gjenstand for granskning i Stortinget. I 2020 holdt olje- og energiministeren en redegjørelse for Stortinget om Equinors virksomhet i USA og departementets utøvelse av statlig eierskap.

Se seksjon 3.4 Likebehandling av aksjeeiere og transaksjoner med nærstående for nærmere informasjon om utøvelsen av statlig eierskap i Equinor.

Medarbeidere. Equinor vil kanskje ikke klare å sikre riktig nivå på ansattes kompetanse og kapasitet.

Ettersom energiindustrien er en langsiktig virksomhet, må den ha et langsiktig perspektiv på arbeidsstyrkens kapasitet og kompetanse. Usikkerheten omkring oljeindustriens framtid, i lys av potensielt lavere priser på olje og naturgass, endringer i klimapolitikk og klimadebatten som påvirker oppfatningen av næringen, utgjør en risiko når det gjelder å sikre riktig nivå på arbeidsstyrkens kompetanse og kapasitet gjennom konjunkturene.

Endringer i Equinors konsernstruktur. Innføringen av ny konsernstruktur kan utgjøre en risiko for evnen til å opprettholde trygg og sikker drift i gjennomføringsfasen.

Endringene i Equinors konsernstruktur skal styrke gjennomføringen av Equinors strategi for sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. Det vil bli en trinnvis gjennomføring av endringene i organisasjonsstruktur, lederroller og ansvarsforhold, før den nye strukturen trer i kraft 1. juni 2021. Denne prosessen kan lede oppmerksomheten bort fra aktuelle oppgaver og ansvar hos ledelse og medarbeidere, noe som kan få negativ innvirkning på vår evne til å opprettholde trygg og sikker drift.

Forsikringsdekning. Det er ikke sikkert at Equinors forsikringsdekning gir tilstrekkelig beskyttelse mot tap.

Equinor har forsikringer som dekker fysisk skade på selskapets eiendeler, tredjepartsansvar, yrkesskade og arbeidsgiveransvar, generelt ansvar, akutt forurensing og annet. Equinors forsikringsdekning innbefatter egenandeler som må dekkes før forsikringen blir utbetalt, og er gjenstand for øvre grenser, unntak og begrensninger. Det er ikke sikkert at dekningen vil gi Equinor tilstrekkelig vern mot ansvar for alle mulige konsekvenser og skader. Usikrede tap kan ha vesentlig negativ innvirkning på Equinors økonomiske stilling.

Juridisk og regulatorisk risiko og risiko for manglende oppfyllelse av lovverk

Internasjonale politiske og juridiske faktorer. Equinor er eksponert for dynamiske politiske og juridiske faktorer i landene hvor vi har virksomhet.

Equinor har eiendeler i olje, gass og fornybar energi i flere land der det politiske og juridiske regimet kan endre seg over tid. Videre har Equinor aktiviteter i land med en økonomi i vekst eller omstilling, og som helt eller delvis mangler velfungerende og pålitelige rettssystemer, der håndhevelse av kontraktsmessige

rettigheter er uviss eller forvaltningsmessige og regulatoriske rammevilkår kan endres raskt eller uventet. Equinors lete- og utvinningsvirksomhet for olje og gass i disse landene foregår ofte i samarbeid med nasjonale oljeselskaper og er underlagt betydelig statlig styring. De siste årene har myndigheter og nasjonale oljeselskaper i enkelte regioner begynt å utøve større myndighet og pålegge energiselskapene strengere betingelser. Myndighetenes inngrep i slike land kan anta mange ulike former, for eksempel:

restriksjoner på leting, utvinning, import og eksport,
tildeling av eller avslag på andeler i felt for leting og utvinning,
pålegg om spesifikke forpliktelser med hensyn til seismikk og/eller boring,
pris- og valutaregulering,
økninger i skatt eller produksjonsavgift, innføring av nye skatter eller offentlige avgifter, som den nye erstatningen til delstaten Rio de Janeiro for brudd på lokale minstekrav og den indirekte ICMS-skatten i staten Rio de Janeiro på utvinning av råolje (se note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingende eiendeler for mer informasjon), inkludert krav med tilbakevirkende kraft,
nasjonalisering eller ekspropriering av Equinors eiendeler,
ensidig oppsigelse eller endring av Equinors lisens-, kontraktsrettigheter eller industriincentiver,
reforhandling av kontrakter,
forsinket betaling eller restriksjoner på overføringer, slik som nigerianske bestemmelser vedrørende midler som tillates overført ut av landet og aktuelle valutareguleringer i Argentina, og
valutarestriksjoner eller devaluering av valuta.

Sannsynligheten for at disse hendelsene inntreffer og den generelle effekten på Equinor varierer stort fra land til land og er vanskelig å forutsi. Dersom slike risikofaktorer blir en realitet, kan det føre til store kostnader for Equinor, nedgang i Equinors produksjon og potensielt store negative følger for selskapets virksomhet og økonomiske stilling.

Den norske stats politikk og føringer kan påvirke Equinors

virksomhet. Den norske stat styrer forvaltningen av hydrokarbonressurser på norsk sokkel gjennom lovgivning, som lov om petroleumsvirksomhet, og lover og forskrifter om skatt, miljø og sikkerhet. Den norske stat tildeler lisenser for leting, utviklingsprosjekter, utvinning og transport, og godkjenner produksjonsrater på enkeltfelt. I henhold til lov om petroleumsvirksomhet, kan den norske stat, dersom viktige offentlige interesser står på spill, pålegge operatører på norsk sokkel å redusere petroleumsproduksjonen.

Den norske stat har en direkte deltakelse i

petroleumsvirksomheten gjennom Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). I produksjonslisensene der SDØE har en eierandel, har staten under visse omstendigheter myndighet til å instruere petroleumslisensinnehavernes handlinger. Se også seksjon 2.8.

Dersom den norske stat skulle endre lover, forskrifter, regler eller praksis i tilknytning til energisektoren eller olje- og gassindustrien (blant annet som reaksjon på bekymringer knyttet til miljø, sosiale forhold eller forvaltning), eller treffe andre tiltak i forbindelse med sin virksomhet på norsk sokkel, kan dette påvirke Equinors lete-, utbyggings- og produksjonsvirksomhet og driftsresultater internasjonalt og/ eller på norsk sokkel.

Lover og forskrifter om helse, miljø og sikkerhet. Etterlevelse

av lover og forskrifter for helse, miljø og sikkerhet som gjelder for Equinors virksomhet, kan innebære betydelig økte kostnader for Equinor. Innføring av eller endringer i slike lover og forskrifter kan øke disse kostnadene eller gjøre det krevende å etterleve kravene.

Equinor pådrar seg, og forventer å fortsette å pådra seg, vesentlige kapital-, drifts-, vedlikeholds- og opprettingskostnader knyttet til etterlevelse av stadig mer komplekse lover og forskrifter for vern av miljø og menneskers helse og sikkerhet, også som reaksjon på bekymringer knyttet til klimaendringer, herunder:

høyere priser på klimagassutslipp,
kostnader til å forebygge, kontrollere, eliminere eller redusere visse typer utslipp til luft og sjø,
oppretting av miljøforurensing og negative konsekvenser forårsaket av Equinors virksomhet,
nedstengningsforpliktelser og relaterte kostnader og
kompensasjon til personer og/eller enheter som krever erstatning som følge av Equinors virksomhet.

Spesielt er Equinors virksomhet i økende grad ansvarlig for tap eller skade som oppstår på grunn av forurensning forårsaket av utslipp av petroleum fra petroleumsanlegg.

Equinors investeringer i produserende eiendeler på land i USA er gjenstand for økende reguleringer som kan påvirke drift og lønnsomhet. I USA har føderale etater truffet tiltak for å oppheve, utsette eller revidere forskrifter som anses som altfor besværlige for oppstrømssektoren for olje og gass, blant annet knyttet til kontroll av metanutslipp, selv om denne trenden kan endre seg med den nye administrasjonen. Equinor støtter føderal regulering av metanutslipp, og har som mål å drive sin virksomhet i henhold til alle gjeldende krav. Equinor deltar også i frivillige tiltak for å redusere utslipp (One Future og APIs Environmental Partnership), og har innført et klimaveikart for å redusere utslipp av CO2 og metan. Equinor kan pådra seg høyere driftskostnader i den grad nye eller reviderte reguleringer medfører skjerpede krav eller ytterligere krav til datainnsamling.

Etterlevelse av lover, forskrifter og forpliktelser knyttet til klimaendringer og andre lover og forskrifter om helse, miljø og sikkerhet kan medføre betydelige investeringer, redusert lønnsomhet som følge av endringer i driftskostnader og negative effekter på inntekter og strategiske vekstmuligheter. Strengere klimaendringsreguleringer kan imidlertid også medføre forretningsmuligheter for Equinor. For mer informasjon om juridiske og regulatoriske risikofaktorer knyttet til klimaendringer, se risikofaktorer som er beskrevet under overskriften «Klimaendringer og overgang til en økonomi med lavere karbonbruk» under «Risiko knyttet til virksomhet, strategi og drift» i dette kapittelet.

Tilsyn, regulatorisk kontroll og finansiell rapportering.

Equinor har virksomhet i mange land, og produktene markedsføres og omsettes over hele verden. Equinor er eksponert for risiko knyttet til tilsyn, kontroll og sanksjoner for brudd på lover og forskrifter på overnasjonalt, nasjonalt og lokalt nivå. Dette kan blant annet være lover og forskrifter knyttet til finansiell rapportering, skatt, bestikkelser og korrupsjon, handel med verdipapirer og råvarer, bedrageri, konkurranse- og antitrustlover, sikkerhet og miljø, arbeids- og ansettelsesforhold og personvernregler.

Brudd på gjeldende lover og forskrifter kan medføre juridisk ansvar, store bøter, erstatningssøksmål, strafferettslige sanksjoner og andre sanksjoner for manglende etterlevelse.

Equinor er underlagt tilsyn av Petroleumstilsynet (Ptil), som fører tilsyn med alle sider ved Equinors virksomhet, fra leteboring, utbygging og drift til opphør og fjerning. Tilsynets reguleringsmyndighet omfatter hele den norske sokkelen, inkludert havvindvirksomhet, samt petroleumsrelaterte anlegg på land i Norge. Etter hvert som virksomheten vokser internasjonalt, kan Equinor bli underlagt tilsyn fra eller krav om rapportering til andre reguleringsmyndigheter, og slikt tilsyn kan resultere i revisjonsrapporter, pålegg og granskninger.

Equinor er notert både på Oslo Børs og New York Stock Exchange (NYSE), og er et rapporteringsselskap i henhold til regler og forskrifter hos US Securities and Exchange Commission (SEC). Equinor må etterleve forpliktelsene fra disse reguleringsmyndighetene, og brudd på disse forpliktelsene kan medføre juridisk ansvar, bøter eller andre sanksjoner.

Equinor er også underlagt regnskapsmessig kontroll fra tilsynsmyndigheter som Finanstilsynet og US Securities and Exchange Commission (SEC). Kontroller som utføres av disse myndighetene kan medføre endringer i tidligere regnskap og framtidige regnskapsprinsipper. I tillegg vil feil i vår eksterne rapportering i forhold til å rapportere data nøyaktig og i overenstemmelse med gjeldende standarder kunne resultere i regulatoriske tiltak, juridisk ansvar og skade vårt omdømme. Unnlatelse av å rette opp en vesentlig svakhet kan føre til at selskapets internkontroll av finansiell rapportering blir ineffektiv, noe som kan få investorer til å miste tilliten til rapportert finansiell informasjon, og potensielt påvirke aksjekursen.

Vesentlig svakhet i internkontroll av finansiell rapportering.

Unnlatelse av å rette opp vesentlige svakheter vil kunne føre til at selskapets internkontroll av finansiell rapportering fortsetter å være ineffektiv og potensielt påvirke aksjekursen.

Selskapets ledelse og eksterne revisorer har konkludert med at vår internkontroll av finansiell rapportering ikke var effektiv per 31. desember 2020, grunnet kontrollmangler i (a) gjennomføringen av kontroller knyttet til styringen av IT brukertilganger, som samlet utgjør en vesentlig svakhet i vår internkontroll av finansiell rapportering, og (b) i utformingen og gjennomføringen av kontroller, hovedsakelig knyttet til salg og kjøp av væsker og gass, inklusive endringer i lagerbeholdning, og krafthandel i segmentet Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP), som samlet utgjør en vesentlig svakhet i vår internkontroll av finansiell rapportering. Disse vesentlige svakhetene er beskrevet nærmere i 3.10 Risikostyring og internkontroll.

Ledelsen avdekket tidligere den vesentlige svakheten forbundet med styringen av IT brukertilganger, i forbindelse med

evalueringen av internkontrollen av finansiell rapportering per 31. desember 2019. Selv om korrigerende tiltak ble iverksatt i løpet av 2020, var denne vesentlige svakheten ennå ikke rettet opp per 31. desember 2020.

Ledelsen gjør en aktiv innsats for å få ryddet opp og ta tak i de vesentlige svakhetene som forelå per 31. desember 2020. Det er imidlertid ingen sikkerhet for når en slik oppretting vil være ferdigstilt, eller for at flere vesentlige svakheter ikke vil forekomme i framtiden. Disse manglene førte ikke til en vesentlig feilframstilling i konsernregnskapet. Inntil de er rettet, vil manglene imidlertid kunne føre til en vesentlig feilframstilling i konsernregnskapet i framtiden, som ikke ville forhindres eller bli avdekket i tide. Unnlatelse av å rette opp de vesentlige svakhetene vil kunne føre til at internkontrollen av finansiell rapportering fortsetter å være ineffektiv og vil også kunne føre til at investorer mister tiltro til rapportert finansiell informasjon og potensielt påvirke aksjekursen. Se 3.10 Risikostyring og internkontroll.

Lover mot korrupsjon og bestikkelser og Equinors etiske regelverk og menneskerettighetspolicy. Manglende

etterlevelse av lover mot bestikkelse og korrupsjon og andre gjeldende lover, eller manglende oppfyllelse av Equinors etiske krav, inkludert vår menneskerettighetspolicy, kan potensielt eksponere Equinor for juridisk ansvar, føre til tap av virksomhet og skade selskapets omdømme, legitimitet og aksjonærverdi. Det kan også få negativ innvirkning på menneskerettighetene til ulike rettighetshavere.

Equinor er et globalt selskap med virksomhet i mange deler av verden, også i områder hvor korrupsjon og bestikkelser utgjør en høy risiko, og hvor menneskerettighetssituasjonen er krevende. Slike risikofaktorer forekommer ofte i kombinasjon med svake rettsinstanser og mangel på åpenhet. Myndighetene spiller vanligvis en viktig rolle i energisektoren gjennom eierskap til ressursene, deltakelse, lisensordninger og lokale forhold, noe som gir stor grad av kontakt med offentlige tjenestemenn. Equinor er underlagt lovgivning mot korrupsjon og bestikkelse i flere jurisdiksjoner, herunder den norske straffeloven, amerikanske Foreign Corrupt Practices Act og UK Bribery Act. Brudd på gjeldende lovgivning mot korrupsjon og bestikkelse kan eksponere Equinor for granskning fra flere myndighetsorganer, og potensielt medføre strafferettslig og/eller sivilrettslig ansvar med betydelige bøter. Tilfeller av brudd på lover og forskrifter mot korrupsjon og bestikkelser samt brudd på Equinors etiske retningslinjer kan skade selskapets omdømme, konkurranseevne og aksjonærverdi. På samme måte kan manglende overholdelse av vår menneskerettighetspolicy skade vårt omdømme og vår tillit i samfunnet.

Gjennom året 2020 har organisasjonen fulgt med på muligheten for økt eller endret risikobilde rundt Equinors standarder for etikk og etterlevelse i lys av covid-19 situasjonen. En fortsettelse eller gjenoppblussing av pandemien kan fortsette å påvirke og/eller muligens øke våre risikoer knyttet til etikk og etterlevelse også på måter som ennå ikke er kjent eller vurdert av oss.

Internasjonale sanksjoner og handelsrestriksjoner. Equinors aktiviteter kan påvirkes av internasjonale sanksjoner og handelsrestriksjoner.

I 2020, som i foregående år, var det flere endringer i sanksjoner og internasjonale handelsrestriksjoner. Equinor søker å overholde gjeldende sanksjoner og handelsrestriksjoner. Equinor har en bred portefølje med prosjekter over hele verden, noe som kan eksponere selskapets virksomhet og økonomi for politiske og økonomiske risikofaktorer, deriblant aktiviteter i markeder eller sektorer som er underlagt sanksjoner og internasjonale handelsrestriksjoner.

Sanksjoner og handelsrestriksjoner er komplekse, blir mindre forutsigbare og iverksettes ofte på svært kort varsel. Equinors forretningsportefølje er i endring og hele tiden gjenstand for vurdering. Med tanke på den aktuelle trenden når det gjelder bruk av handelsrestriksjoner er det derfor mulig at Equinor vil beslutte å delta i ny virksomhet i markeder eller sektorer hvor sanksjoner og handelsrestriksjoner er særlig relevante.

Selv om Equinor er opptatt av å etterleve sanksjoner og handelsrestriksjoner i sin forretningsvirksomhet, og treffer tiltak for å sikre at disse etterleves i den grad det er mulig, er det ingen garanti for at et Equinor-selskap, konsulent, styremedlem, medarbeider, ansatt eller agent for Equinor ikke bryter slike sanksjoner og handelsrestriksjoner. Ethvert slikt brudd, om enn lite i økonomisk forstand, kan føre til betydelige sivilrettslige og/eller strafferettslige reaksjoner, og kan ha stor negativ innvirkning på Equinors virksomhet, driftsresultater og økonomiske stilling.

I det følgende drøftes Equinors interesser i enkelte jurisdiksjoner:

Equinor deltar fortsatt i forretningsaktiviteter i Russland, og selskapet har eierandel i ett olje- og gassprosjekt til havs, og flere på land, i Russland. Noen av disse prosjektene er resultat av et strategisk samarbeid med Rosneft Oil Company (Rosneft), som ble startet i 2012. I hvert av disse prosjektene har Rosneft en majoritetsandel. Ett av prosjektene ligger i arktisk farvann og i et dypvannsområde. Handelsrestriksjoner og sanksjoner som er iverksatt av Norge, EU og USA rammer flere sektorer i Russland, inkludert finans- og energisektoren, og er også rettet mot Rosneft. Dette påvirker dermed måten Equinor driver sin virksomhet på i Russland. Videre er fortsatt framdrift i Equinors prosjekter i Russland til dels avhengig av ulike tillatelser fra myndighetene samt den framtidige utviklingen når det gjelder sanksjoner og handelskontroller. Selv om Equinor viderefører og utvider sin virksomhet i Russland innenfor eksisterende sanksjoner og handelskontroller, er det mulig at en framtidig politisk utvikling kan påvirke Equinors evne til å videreføre og ferdigstille prosjektene som forutsett.

I Venezuela har Equinor en eierandel på 9,67 % i samarbeidsselskapet Petrocedeño, der majoriteten eies av statsoljeselskapet i Venezuela, Petróleos de Venezuela SA (PDVSA). Equinor har i tillegg en andel på 51 % i en gasslisens utenfor kysten av Venezuela. Siden 2017 er det vedtatt forskjellige internasjonale sanksjoner og handelskontroller rettet mot enkeltpersoner i Venezuela, i tillegg til myndighetene i landet og PDVSA. I januar 2019 ble PDVSA, og følgelig også datterselskapet Petrocedeño, blokkert (satt på SDN-listen) av US Office of Foreign Asset Control. De internasjonale sanksjonene og handelskontrollene som er iverksatt begrenser i stor grad måten Equinor kan drive sin virksomhet på i Venezuela, og kan, isolert sett, eller i kombinasjon med andre faktorer, ha en ytterligere negativ påvirkning på Equinors

posisjon og evne til å fortsette sine forretningsprosjekter i Venezuela.

Opplysningsplikt i henhold til paragraf 13(r) i Exchange Act

Equinor gir følgende opplysninger i henhold til paragraf 13(r) i den amerikanske børsloven Exchange Act. Equinor er part i avtalene med National Iranian Oil Company (NIOC), nærmere bestemt en utbyggingskontrakt for South Pars gassfase 6, 7 og 8 (offshoredel), en letekontrakt for Anaran-blokken og en letekontrakt for Khorramabad-blokken, som alle ligger i Iran. Equinors driftsforpliktelser etter disse avtalene er avsluttet, og lisensene er forlatt. Kostnadsgjenvinningsprogrammet for disse kontraktene ble fullført i 2012, med unntak av kostnadsgjenvinning for skatt og forpliktelser til trygdeordningen Social Security Organisation (SSO).

Fra 2013 til 2018, etter nedleggelsen av Equinor-kontoret i Iran, har Equinors virksomhet fokusert på et endelig oppgjør med iranske skatte- og trygdemyndigheter i tilknytning til ovennevnte avtaler.

I et brev fra US State Department datert 1. november 2010 ble Equinor informert om at selskapet ikke ble ansett for å være et selskap det var knyttet bekymringer til, ut fra dets tidligere virksomhet i Iran.

Equinor har hatt som intensjon å gjøre opp sine historiske forpliktelser i Iran, samtidig som gjeldende sanksjoner og handelsrestriksjoner mot Iran overholdes. Siden november 2018 har Equinor ikke utført aktiviteter i Iran, eller vært i stand til å løse skattekrav fra iranske myndigheter. Det er ikke gjort noen utbetalinger til iranske myndigheter i 2020.

Felleskontrollert virksomhet og kontraktører. Mange av Equinors aktiviteter gjennomføres i felleskontrollert virksomhet og sammen med kontraktører og underleverandører, noe som kan begrense Equinors innflytelse og kontroll over slik virksomhet. Dette gjør Equinor eksponert for finansiell risiko, drifts-, sikkerhets- og sikringsrisiko og risiko for manglende etterlevelse av lovverk, i tillegg til omdømmerisiko og risiko knyttet til etikk, integritet og bærekraft, dersom operatører, samarbeidspartnere eller kontraktører ikke oppfyller sine forpliktelser.

Operatører, samarbeidspartnere og kontraktører kan være ute av stand eller uvillige til å kompensere Equinor for kostnader som er påløpt på deres vegne eller på vegne av den felleskontrollerte virksomheten. Equinor er også eksponert for håndhevelse av krav fra myndigheter eller fordringshavere ved eventuelle hendelser i virksomhet vi ikke har operasjonell kontroll over.

Internasjonal skattelovgivning. Equinor er eksponert for mulige negative endringer i skatteregimet i de enkelte jurisdiksjonene hvor Equinor driver virksomhet.

Endringer i skattelovgivningen i land hvor Equinor driver virksomhet kan få stor negativ effekt på selskapets likviditet og driftsresultat.

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

Markedsrisiko, finansiell risiko og likviditetsrisiko

Valutakurser. Equinors virksomhet er eksponert for valutasvingninger som kan påvirke resultatet av selskapets virksomhet negativt.

En stor andel av Equinors inntekter og kontantinnbetalinger er i USD, og salget av gass og raffinerte produkter er i hovedsak oppgitt i euro (EUR) og britiske pund (GBP). Videre betaler Equinor en stor andel av inntektsskatten, driftskostnadene, investeringene og utbytteutbetalingene i norske kroner (NOK). Mesteparten av Equinors langsiktige gjeld er eksponert mot USD. Følgelig kan endringer i valutakursene mellom USD, EUR, GBP og NOK ha vesentlig innvirkning på Equinors finansielle resultater. Se også "Finansiell risiko".

Likviditet og renter. Equinor er eksponert for likviditets- og renterisiko.

Equinor er eksponert for likviditetsrisiko, som er risiko for at Equinor ikke vil være i stand til å oppfylle sine økonomiske forpliktelser når de forfaller. Equinors største utbetalinger inkluderer kvartalsvise utbyttebetalinger og seks årlige betalinger av norsk petroleumsskatt. Kilder til likviditetsrisiko inkluderer, men er ikke begrenset til, forretningsavbrudd og svingninger i råvarepriser og i prisene på finansmarkedene.

Equinor er eksponert for renterisiko, som er muligheten for at endringer i renter vil påvirke framtidig kontantstrøm eller virkelig verdi på selskapets finansielle instrumenter, i hovedsak langsiktig gjeld og tilhørende derivater. Equinors obligasjoner er normalt utstedt med fast rente i ulike lokale valutaer (blant annet USD, EUR og GBP). De fleste obligasjonslånene beholdes som eller konverteres til fast USD-rente, mens andre normalt blir konvertert til flytende USD-rente ved å benytte rente- og/eller valutabytteavtaler.

Det forventes at de fleste renter fra LIBOR (London Inter-bank Offered Rate) blir avviklet og erstattet med alternative referanserenter innen utgangen av 2021. Equinor er eksponert for LIBOR blant annet i rentederivatkontrakter, obligasjoner med flytende renter, låneavtaler og -fasiliteter, hvor flertallet, etter det Equinor tror, vil få alternative referanserenter eller beregningsmåter når LIBOR avvikles. Equinor mener dette medfører liten finansiell risiko for selskapet. Equinor har startet planlegging for, og følger nøye med på, denne overgangen.

Handels- og forsyningsvirksomhet. Equinor er eksponert for risikofaktorer knyttet til handels- og forsyningsvirksomhet

Equinor er engasjert i handel og kommersiell virksomhet i de fysiske markedene. Equinor benytter finansielle instrumenter som terminkontrakter, opsjoner, unoterte terminkontrakter, bytteavtaler og differansekontrakter knyttet til råolje, petroleumsprodukter, naturgass og elektrisk kraft for å håndtere prisvariasjoner og -volatilitet. Equinor benytter også finansielle instrumenter til å håndtere valuta- og renterisiko. Handelsvirksomhet har elementer av prognose i seg, og Equinor bærer risikoen for bevegelser i markedet, risikoen for tap dersom prisene utvikler seg i strid med forventningene, risikoen for at motparten ikke oppfyller sine forpliktelser og risikoen knyttet til transport av væsker.

Finansiell risiko. Equinor er eksponert for finansiell risiko.

De viktigste faktorene som påvirker Equinors drifts- og finansresultater er blant annet prisene på olje/kondensat og naturgass, trender i valutakurser, hovedsakelig mellom USD, EUR, GBP og NOK, Equinors produksjonsvolumer for olje og naturgass (som i sin tur avhenger av bokførte volumer i henhold til produksjonsdelingsavtaler der dette gjelder) og tilgjengelige petroleumsreserver, i tillegg til Equinors egen og partnernes kompetanse og samarbeid i forbindelse med å utvinne olje og naturgass fra disse reservene, samt endringer i Equinors portefølje av eiendeler som skyldes kjøp og salg.

Equinors drifts- og finansresultater blir også påvirket av trender i den internasjonale oljenæringen, herunder mulige tiltak fra statlige og andre myndigheters side i jurisdiksjoner hvor Equinor driver virksomhet, mulige nye eller videreførte tiltak fra medlemmene i Organisasjonen av oljeeksporterende land (Opec) og/eller andre produsentland som påvirker prisnivåer og volumer, raffineringsmarginer, kostnader til oljefeltservice, forsyninger og utstyr, konkurranse om letemuligheter og operatøransvar samt deregulering av naturgassmarkedene, som alle sammen kan medføre betydelige endringer i eksisterende markedsstrukturer og det generelle nivået på og volatiliteten i priser og prisforskjeller.

Tabellen under viser årlige, gjennomsnittlige priser på Brent Blend råolje, gjennomsnittlige salgspriser for naturgass, referansemarginer for raffinering og valutakursen på USD/NOK for 2020 og 2019.

Årlige gjennomsnitt	2020	2019

Gjennomsnittlig Brent blend oljepris (USD per fat)	41,7	64,3
Gjennomsnittlig fakturert gasspris - Europa (USD/mmBtu)	3,6	5,8
Referanseraffineringsmargin (USD per fat)	1,5	4,1
USD/NOK gjennomsnittlig daglig valutakurs	9,4	8,8

Illustrasjonen over indikerer den årlige effekten på resultatet for 2021 gitt visse endringer i prisen på råolje/kondensat, kontraktspriser for naturgass og valutakursen USD/NOK. Den estimerte prissensitiviteten for Equinors resultater for hver av faktorene er anslått ut fra forutsetningen om at alle andre faktorer er uendret. De estimerte effektene av de negative endringene i disse faktorene ventes ikke å være vesentlig asymmetriske i forhold til effektene som vises i illustrasjonen.

Vesentlige nedjusteringer av Equinors råvareprisforutsetninger kan føre til nedskrivninger av visse produksjons- og utbyggingsfelt i porteføljen. Se note 10 Varige driftsmidler til konsernregnskapet for sensitivitetsanalyse knyttet til nedskrivningene.

Valutasvingninger kan også ha en betydelig innvirkning på driftsresultatene. Equinors inntekter og kontantstrømmer er hovedsakelig benevnt i eller drevet av USD, mens en stor del av driftsutgiftene, investeringene og inntektsskatten påløper i norske kroner. Generelt kan en økning i verdien på USD i forhold til norske kroner ventes å øke Equinors rapporterte driftsresultat.

Historisk har Equinors inntekter i stor grad kommet fra utvinning av olje og naturgass på norsk sokkel. Norge krever 78 % marginalskatt på inntekter fra olje- og gassvirksomhet til havs (en symmetrisk skatteordning). Equinors inntektsvolatilitet dempes som følge av den betydelige andelen av selskapets norske offshoreinntekter som skattlegges med 78 % i lønnsomme perioder, og den betydelige skattefordelen som skapes i selskapets norske offshorevirksomhet i eventuelle perioder med tap. For 2020 og 2021 vil skattemessige verdi av tap på norsk sokkel refunderes av staten på løpende basis. For nærmere informasjon se seksjon 2.8 Konsernforhold, Beskatning av Equinor.

For tiden kommer mesteparten av det utbyttet Equinor ASA mottar fra norske selskaper. Utbytte fra norske selskaper og lignende selskaper hjemmehørende i EØS for skatteformål, der mottaker har mer enn 90 % av aksjene og stemmene, er unntatt fra beskatning i sin helhet. Når det gjelder øvrig utbytte er 3 % av utbyttet som mottas gjenstand for standard inntektsskatteprosent på 22 %, noe som gir en effektiv skattesats på 0,66 %. Utbytte fra selskaper i lavskatteland hjemmehørende i EØS som ikke er i stand til å vise at de er reelt etablert og driver reelle forretningsaktiviteter i EØS, og utbytte fra selskaper i lavskatteland og porteføljeinvesteringer under 10 % utenfor EØS, vil være gjenstand for en standard inntektsskattesats på 22 % basert på hele det mottatte beløpet.

Se også note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring til konsernregnskapet.

Rapportering vedrørende markedsrisiko

Equinor bruker finansielle instrumenter til å styre råvareprisrisiko, renterisiko og valutarisiko. Betydelige aktiva- og gjeldsbeløp rapporteres som finansielle instrumenter.

Se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko til konsernregnskapet for informasjon om slike posisjoners karakter og omfang, og for kvalitativ og kvantitativ rapportering av risikoene forbundet med disse instrumentene.

Risikofaktorer knyttet til statlig eierskap

Denne delen omhandler noen av de potensielle risikofaktorene knyttet til Equinors virksomhet som kan følge av statens rolle som majoritetseier og Equinors engasjement i forhold til SDØE.

Den norske stats kontroll. Interessene til Equinors majoritetseier, Den norske stat, er ikke alltid sammenfallende med interessene til Equinors øvrige aksjonærer, og dette kan påvirke Equinors aktiviteter, inkludert selskapets beslutninger knyttet til norsk sokkel.

Stortinget og staten har besluttet at statens aksjer i Equinor og SDØEs andel i lisenser på norsk sokkel skal forvaltes i henhold til en samordnet eierstrategi for statens olje- og gassinteresser. Ifølge denne strategien har staten pålagt Equinor å markedsføre statens olje og gass sammen med Equinors egen olje og gass som én enkelt økonomisk enhet. I henhold til denne samordnede eierstrategien krever staten at Equinor, i sin virksomhet på norsk sokkel, tar hensyn til statens interesser i alle beslutninger som kan påvirke markedsføringen av Equinors egen og statens olje og gass.

Per 31. desember 2020 var staten direkte eier av 67 % av Equinors ordinære aksjer, og staten har dermed i realiteten makt til å påvirke utfallet av enhver aksjonæravstemming, herunder å endre vedtektene og velge samtlige medlemmer til bedriftsforsamlingen som ikke er ansattvalgt. Statens interesser i disse og andre saker og faktorene staten vurderer i forbindelse med sin stemmegivning, særlig når det gjelder den samordnede eierstrategien for SDØE og Equinor-aksjer eid av staten, kan avvike fra interessene til Equinors øvrige aksjonærer.

Dersom statens samordnede eierstrategi ikke blir implementert og fulgt i framtiden, er det sannsynlig at Equinors mandat til

fortsatt å selge statens olje og gass sammen med egen olje og gass som én enkelt økonomisk enhet, vil komme i fare. Skulle mandatet til å selge SDØEs olje og gass falle bort, vil dette kunne ha en negativ effekt på Equinors posisjon i markedene hvor selskapet driver sin virksomhet.

Se også seksjon 3.4 i kapittelet om eierstyring og selskapsledelse for mer informasjon om statlig eierskap.

Risikostyring

Som drøftet over medfører Equinors aktiviteter risiko, og risikostyring er derfor en integrert del av Equinors forretningsvirksomhet. Equinors risikostyring innebærer å identifisere, analysere, evaluere og styre risiko i all virksomhet for å skape verdier og unngå ulykker, alltid med mål om å ivareta Equinors interesser på best mulig måte.

For å finne optimale løsninger, baserer Equinor sin risikostyring på en metode for risikostyring av virksomheten (Enterprise Risk Management, ERM), hvor:

det fokuseres på verdipåvirkningen for Equinor, inkludert oppside- og nedsiderisiko, og
risikoen styres i samsvar med Equinors krav, med stor vekt på å unngå hendelser knyttet til HMS, menneskerettigheter og forretningsintegritet (som ulykker, svindel og korrupsjon).

Risikostyring er en integrert del av enhver leders ansvar. Generelt skjer risikostyring i forretningslinjen, men det er enkelte risikofaktorer som styres på selskapsnivå for å sikre optimale løsninger. Risikofaktorer som styres på selskapsnivå omfatter risiko knyttet til prisen på olje og naturgass, rente- og valutarisiko, risikodimensjonen i strategiarbeidet, prioriteringsprosesser og kapitalstrukturdiskusjoner.

ERM er en helhetlig metode, der det tas hensyn til sammenhenger mellom ulike risikofaktorer og den naturlige beskyttelsen som ligger i Equinors portefølje. Denne framgangsmåten gjør at Equinor kan redusere antall risikostyringstransaksjoner og unngå suboptimalisering. Enkelte risikofaktorer knyttet til driften kan delvis forsikres, og er forsikret gjennom Equinors eget forsikringsselskap som opererer på det norske og internasjonale forsikringsmarkedet. Equinor vurderer også jevnlig prissikringsmuligheter for olje og gass for å styrke finansiell robusthet og øke fleksibiliteten.

Risiko er integrert i selskapets målstyringssystem (IT-verktøy), hvor Equinors formål, visjon og strategi omsettes til strategiske mål, risikofaktorer, tiltak og KPI-er. Dette gjør at risikofaktorer kan sammenholdes med strategiske mål og resultater, slik at risiko blir en integrert del av et helhetlig beslutningsgrunnlag. Equinors risikostyringsprosess er basert på ISO31000 Risikostyring – prinsipper og retningslinjer. En standardisert prosess gjennom hele Equinor gjør at risikofaktorene kan sammenlignes og legger til rette for mer effektive beslutninger. Prosessen skal sikre at risikofaktorer blir identifisert, analysert, evaluert og styrt. Generelt sett må risikojusterende tiltak gjennomgå en kost-nytte-evaluering (unntatt visse typer sikkerhetsrelatert risiko som kan være underlagt særlige forskrifter).

Equinors risikostyringsutvalg (CRC) ledes av konserndirektør for økonomi og finans, og er ansvarlig for å definere, utvikle og vurdere Equinors retningslinjer og metode knyttet til risiko. Utvalget er også ansvarlig for å føre tilsyn med og utvikle Equinors risikostyring av virksomheten, og foreslå hensiktsmessige tiltak for styring av selskapets overordnede risikoprofil.

2.13 Sikkerhet, sikring og bærekraft

Helse, sikkerhet og sikring

2020 var et ekstraordinært år for oss som selskap, for de ansatte og for leverandørene. Covid-19-pandemien påvirket aktiviteter og operasjoner, og gjorde det mer krevende å drive virksomheten som planlagt. Vi iverksatte tiltak helt fra begynnelsen for å redusere smitterisikoen så mye som mulig ved anleggene og kontorene våre. Dette påvirket evnen til å utføre aktiviteter og virksomhet som planlagt (se også kapittel 2.10 Gjennomgang av resultatene).

En av våre strategiske grunnpilarer, "Alltid sikker" er basert på forpliktelsen til å forhindre skade på menneskers helse, sikkerhet og sikring, og på miljøet. Vi er en internasjonal operatør med leteaktiviteter, olje- og gassinstallasjoner, raffinerier, gassprosesserings-anlegg og vindkraftverk, og står derfor overfor en lang rekke mulige risikofaktorer. I Equinor er målet å hele tiden utvikle en proaktiv sikkerhetskultur der sikkerhet er integrert i alt vi gjør. Et viktig element i dette arbeidet er å jobbe langsiktig på noen prioriterte områder i hele konsernet. I 2019 begynte vi å innføre forbedringer på fire områder: synlig sikkerhet, lederskap og adferd, læring og oppfølging og sikkerhetsindikatorer. I 2020 utarbeidet vi et veikart for "Jeg er sikkerhet," for å sikre videreføringen av dette arbeidet og etablere en klar retning fram mot 2025. Veikartet beskriver viktige tiltak, og i 2020 innførte vi fire av disse: en årsplan som dekker hele selskapet og definerer prioriterte tema for hvert kvartal, større bruk av "livreddende regler", økt vekt på læring og oppfølging og samarbeid med viktige leverandører.

I 2020 opplevde vi ingen storulykker eller hendelser med tap av menneskeliv. Den totale frekvensen for alvorlige hendelser (SIF), som også omfatter nestenulykker, endte på 0,5 hendelser per million arbeidstimer i 2020. Dette er en nedgang fra 0,6 i 2019.

I løpet av året hadde vi brann i en i en turbin på LNG-anlegget på Melkøya utenfor Hammerfest, og annen brann i et oljesystem i en dampdrevet turbingenerator ved metanolanlegget på Tjeldbergodden. Det pågår granskning av hendelsene, og den endelige klassifiseringen av dem er derfor ennå ikke fastsatt. Læringspunkter fra disse granskningene kan ha betydning for hvilke områder vi ønsker å styrke innsatsen på.

Den samlede personskadefrekvensen per million arbeidstimer (TRIF) var 2,3, som er en forbedring fra 2,5 i 2019. Antall utslipp var lavere i 2020 sammenlignet med tidligere år, men det ble oppdaget et betydelig tilsig av oljeholdig vann til grunnen ved raffineriet på Mongstad. Det ble utført en intern granskning, og det er og vil bli iverksatt utbedringstiltak. Miljødirektoratet har anmeldt hendelsen til politiet.

Oljeutslippet som ble forårsaket av orkanen Dorian, som traff South Riding Point-terminalen vår på Bahamas i september 2019, ble klassifisert som en storulykke etter at årsrapporten og skjema 20-F for 2019 ble publisert.

Helse og arbeidsmiljø

I starten av covid-19-pandemien ble det etablert en arbeidsgruppe med blant annet medisinsk personell for å støtte selskapets pandemirespons. Det viktigste målet har vært å unngå skade på mennesker ved å gjøre smitterisikoen så liten som mulig for de som arbeider på anleggene og kontorene våre. Arbeidsgruppen jobbet tett med ledelsen ved de ulike virksomhetene med mål om å unngå smitte og sikre fortsatt drift. For å begrense spredningen av viruset har vi justert bemanningen basert på lokal risikoeksponering, og i perioder har en betydelig andel av arbeidsstyrken jobbet på hjemmekontor.

Vi jobber systematisk for å følge opp arbeidsrelatert sykdom forårsaket av psykososiale aspekter, kjemikalier, støy og ergonomiske forhold på arbeidsplassen. I 2020 var det spesielt viktig å følge med på risiko knyttet til arbeid på hjemmekontor som følge av covid-19-pandemien, særlig med tanke på ergonomiske og psykososiale forhold. I tillegg til månedlig overvåking av arbeidsrelatert sykdom, innhentet vi informasjon fra våre ansatte gjennom den årlige medarbeiderundersøkelsen, som også har spørsmål knyttet til psykososial og mental helserisiko.

Vi hadde en økning i arbeidsrelatert sykdom fra 2019 til 2020. Dette skyldes situasjonen med hjemmekontor som følge av pandemien. Ergonomiske og psykososiale aspekter var viktige årsaker til denne utviklingen. Det samlede sykefraværet for ansatte i Equinor ASA var 4,2 % i 2020, som er en nedgang fra 4,4 % i 2019.

Strategisk rapport

Beredskap og virksomhetskontinuitet

God beredskap og respons er viktige forutsetninger for å kunne begrense konsekvensene av en hendelse. Equinor jobber tett med konkurrenter, leverandører og interessenter for å sikre en robust virksomhet på alle nivåer i selskapet. Opplæring er et viktig virkemiddel, og alle de som har et ansvar på området, konsernsjefen inkludert, får rutinemessig opplæring og deltar på øvelser for å ivareta sine roller og ansvar i en beredskapssituasjon.

Sikring

Equinor står fortsatt overfor en rekke sikringsrelaterte trusler, som kontinuerlig overvåkes, vurderes og kommuniseres på tvers av selskapet. 2020 var et krevende år med usikkerhet på grunn av pandemien, noe som i noen tilfeller førte til en forverring i eksisterende trusler, og i andre tilfeller til at de ble midlertidig redusert. I noen land ble trusselbildet redusert som følge av en kombinasjon av nedstenging og tilnærmet full stans i internasjonal reisevirksomhet.

Til tross for disse utfordringene har vi fortsatt holdt vår forpliktelse relatert til menneskerettigheter gjennom deltakelse i «Frivillige prinsipper om sikring og menneskerettigheter». Vi har gitt opplæring i menneskerettigheter og sikring til 85 % av sikkerhetsvaktene våre på relevante lokasjoner. Begrensningene i internasjonal reisevirksomhet har ført til at opplæringen måtte gis i regi av lokale ressurser med veiledning fra fageksperter.

Pandemien har framskyndet endringer i måten vi jobber på, med økt bruk av IT-løsninger for fjernarbeid og hjemmekontor. Dette har skapt økt risiko knyttet til informasjonssikkerhet, ettersom privat utstyr har blitt brukt i større grad. På grunn av dette er det gitt tilbud om en rekke kurs for bevisstgjøring omkring cybersikkerhet, og i kampanjen «sikringsmåneden» ble det lagt særlig vekt på ansattes oppmerksomhet knyttet til IT-sikkerhet og privat cybersikkerhet.

Klima og energiomleggingen

Klimaendringer er en av vår tids største utfordringer, og bærer i seg en klar oppfordring til innsats. For å unngå en uopprettelig klimakrise, haster det med å redusere klimagassutslippene i alle sektorer for å bidra til at samfunnet går i retning av netto null utslipp.

Equinor anerkjenner den vitenskapelige konsensusen om klimaendringer og støtter målene i Parisavtalen. Vi erkjenner at det må skje grunnleggende endringer i verdens energisystemer for å oppnå avkarbonisering. Samtidig må det gis universell tilgang til ren energi til en overkommelig pris for alle for å støtte FNs bærekraftsmål.

I 2020 styrket vi klimaveikartet vårt ytterligere med ambisjonen om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050. Ambisjonen omfatter både utslipp fra produksjon og fra bruk av energien vi leverer. Vi lanserte også planer om å oppnå klimanøytrale globale operasjoner innen 2030, og å redusere de absolutte klimagassutslippene i Norge til nær null i 2050. Samtidig har vi lagt en verdidrevet strategi for en betydelig vekst innenfor fornybar energi, og etablert en ny ambisjon for netto karbonintensitet. Klimaveikartet inkluderer også våre maritime ambisjoner for å redusere egne utslipp fra skip, og for å bidra til en avkarbonisering av skipsfarten.

Klimarelatert forretningsrisiko og robusthet

Virksomheten vår må kunne ha tilpasningsevne i forhold til risikofaktorene som klimaendringene fører med seg. Dette inkluderer potensielt strengere klimapolitikk, lover og regler, effekten i markedet som følge av endret etterspørsel etter olje, gass og elektrisitet, teknologiske endringer som gir muligheten for videre utvikling og bruk av fornybar energi og lavkarbonteknologi, i tillegg til fysiske effekter av klimaendringene og innvirkning på omdømme. Det gis en detaljert oversikt klimarelatert risiko i kapittel 2.12 Risikoanalyse. Vi vil fortsette å rapportere om risiko og muligheter knyttet til klima i tråd med anbefalingene fra arbeidsgruppen Task Force on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD).

For å sikre at vi har en robust portefølje tar vi hensyn til klimarelatert risiko i beslutningstakingen, for eksempel ved å bruke scenarioanalyser for å fastsette økonomiske planforutsetninger, og ved å bruke avkastningskrav og en intern CO2-pris for å vurdere hvor robust et investeringsforslag er.

Siden 2016 har vi foretatt en sensitivitetstest av porteføljen vår mot energiscenariene som er beskrevet i rapporten World Energy Outlook (WEO) fra Det internasjonale energibyrået (IEA). Vi bruker disse prisscenariene i tillegg til interne planforutsetninger for å vurdere nåverdieffekter på porteføljen. WEO-rapporten inneholder ikke priser for et 1,5°C-scenario, men for å ta høyde for denne usikkerheten, tester vi også porteføljen vår med en oljepris som gradvis faller til 50 USD i 2040 (sammenlignet med 53 USD i WEOs Sustainable Development-scenario). Når vi bruker disse lavere prisene, blir nåverdien på porteføljen lavere, men er fortsatt positiv.

Som det framgår av seksjon 2.12 Risikoanalyse – Risikofaktorer — Risiko knyttet til virksomhet, strategi og drift —Prisene på olje og naturgass, vil en betydelig eller vedvarende periode med lave priser på olje og naturgass eller andre indikatorer, dersom den antas å ha innvirkning på lengre sikt, kunne føre til vurderinger av nedskrivning av konsernets olje- og naturgassaktiva. Se også note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper til konsernregnskapet for en drøfting av viktige kilder til usikkerhet i ledelsens vurderinger og forutsetninger som påvirker Equinors innberettede størrelser på eiendeler, gjeld, inntekter og utgifter, og Note 10 Varige driftsmidler til konsernregnskapet for en drøfting av prisforutsetninger og sensitiviteter som påvirker nedskrivningsanalysen. Ytterligere detaljer om sensitivitetstesten av porteføljen finnes i bærekraftsrapporten vår, 2020 Sustainability Report.

Industriledende karboneffektivitet

Equinor tar sikte på å redusere CO2-intensiteten i den globale egenopererte olje- og gassproduksjonen til under 8 kg CO2 per fat oljeekvivalenter (foe) innen 2025. I 2020 ble resultatet 8,0 kg per fat oljeekvivalenter. Det globale gjennomsnittet er 17kg CO2 per fat oljeekvivalenter.

Vi vil fortsette å være bransjeleder på karboneffektivitet ved å slippe ut så lite CO2 som mulig fra hvert fat som produseres. For å oppnå dette vurderer vi karbonintensitet når vi videreutvikler porteføljen, og iverksetter utslippsreduserende tiltak i virksomheten.

Metan er den nest viktigste klimagassen som bidrar til klimaendring. Equinor vil fortsette å utvikle og ta i bruk teknologi og prosedyrer som kan oppdage og redusere metanutslipp, støtte arbeid i bransjen for å redusere metanutslipp på tvers av verdikjeden for olje og gass, øke kvaliteten på og åpenheten rundt rapporterte data, og støtte utvikling av formålstjenlige lover og forskrifter. I 2020 lå Equinors metanintensitet i oppstrøms- og midtstrømsvirksomheten fortsatt rundt 0,03 %. Equinor vil fortsette innsatsen for å nå målet om en metanintensitet på "nær null".

Equinor fortsetter arbeidet for å eliminere rutinemessig fakling i alle operasjoner, senest innen 2030, i tråd med Verdensbankens initiativ «Zero Routine Flaring by 2030». Vi har ikke rutinemessig fakling i operasjonene våre i Norge og Brasil, og heller ikke i offshorevirksomheten i USA. På Marinerfeltet fakler vi assosiert gass i perioder når volumet er større enn det som trengs av brenngass til kraftformål i en tidlig produksjonsfase. Etter 2022 ventes det imidlertid at feltet vil bruke all den assosierte gassen til energiproduksjon, og det vil da ikke lenger være behov for fakling. Vi forventer at Mariner vil avslutte all rutinemessig fakling i løpet av 2022.

Vi har fortsatt rutinemessig fakling på skiferoljefeltet Bakken i USA, som følge av kapasitetsbegrensninger i infrastrukturen for gass. Det er iverksatt flere tiltak for å redusere faklingen, som førte til en reduksjon i samlet fakling fra 15 % i 2019 til 9 % i 2020. Faklingsintensiteten vår i 2020 (oppstrøms, opererte felt globalt) var 1,7 tonn per 1 000 tonn hydrokarboner produsert, noe som er vesentlig lavere enn bransjegjennomsnittet på 11 tonn per 1000 tonn hydrokarboner produsert.

Elektrifisering av installasjoner til havs er en viktig komponent i arbeidet med å redusere utslipp fra virksomheten. Det innebærer å skifte ut kraftforsyning basert på fossilt brensel med kraft fra det landbaserte nettet i Norge eller fra flytende vindturbiner, noe som gjør det mulig å redusere klimagassutslippene. I 2020 har vi jobbet videre med flere tiltak for elektrifisering. Vi har startet byggingen av det flytende havvindanlegget Hywind Tampen i Norge, og sammen med samarbeidspartnerne har vi fattet en investeringsbeslutning om delvis elektrifisering av Sleipnerfeltet og sendt inn en utbyggingsplan til myndighetene. På vegne av lisenspartnerne i Troll har Equinor tildelt en kontrakt for forprosjektering og design (FFED) for modifisering av plattformdekkene på Troll B og C for å ta imot strøm fra land.

Rundt 85 % av utslippene fra fossile brensler oppstår når de forbrukes, som for eksempel i forbrenningsmotorer. For å nå målene i Parisavtalen må samfunnet redusere utslipp gjennom hele verdikjeden, fra produksjon til endelig forbruk. Vi mener vi også har en rolle å spille når det gjelder å gå sammen med andre sektorer for å framskynde avkarboniseringen.

For å redusere klimagassutslipp i scope 3, har vi satt oss en ambisjon om å bli klimanøytrale og redusere netto karbonintensitet til null innen 2050, inkludert utslipp fra både produksjon og bruk av produktene. Dette vil vi oppnå gjennom optimalisering av olje- og gassporteføljen, lønnsom vekst innenfor fornybar energi og utvikling av lavkarbonteknologi som hydrogen og karbonfangst og -lagring, i tillegg til å investere i naturlige karbonsluk. Klimagassutslippene (scope 3) fra forbruk av solgte produkter økte fra 247 millioner tonn CO2-ekvivalenter i 2019 til 250 millioner tonn CO2-ekvivalenter i 2020. Netto karbonintensitet lå stabilt på 68g CO2e/MJ.

Lønnsom vekst innenfor fornybar energi

Ved å bygge på våre sterke sider og lang erfaring med virksomhet til havs, utvikler vi oss nå til en av verdens ledende aktører innenfor havvind. Vi bygger klynger med vindkraft i Nordsjøen, på østkysten av USA og i Østersjøen, og jobber samtidig for å komme inn på nye markeder.

Equinor trapper gradvis opp sin tilstedeværelse i utvalgte kraftmarkeder med økende etterspørsel etter solenergi, vindkraft og lagringsløsninger som en del av energisystemet. I desember 2020 signerte Equinor en intensjonsavtale (MoU) med Scatec og Hydro om bygging av et solkraftverk på 480 MW i Brasil. Equinor eier en minoritetsandel på 13 % i Scatec ASA.

I 2020 var Equinors egenproduksjon av fornybar energi (basert på eierandel) 1,71 TWh, sammenlignet med 1,8TWh i 2019. Se også seksjon 2.7 Annen virksomhet for mer informasjon.

Lavkarbonløsninger

Karbonfangst og -lagring (CCS) og hydrogen blir av mange regjeringer og organisasjoner sett på som nødvendig for å nå klimamålene i Parisavtalen. Equinor utvikler slike løsninger for å bidra til å framskynde avkarboniseringen av samfunnet. Vi jobber for økt bruk av CCS og blå hydrogen, ettersom denne teknologien kan fjerne CO2 fra høykarbonsektorer som det ikke er lett å avkarbonisere, slik som industri, maritim transport, oppvarming og fleksibel kraftproduksjon. Basert på vår lange historie og erfaring i verdikjeden for olje og gass, tror vi at Equinor har en god posisjon når det gjelder å utvikle lavkarbonløsninger og klimanøytrale verdikjeder. Videre modning og utvidelse av CCS og hydrogen kan bare oppnås i tett samarbeid med myndigheter og kunder rettet mot å etablere et kommersielt rammeverk og bygge opp nye markeder. Vi trenger også strategisk samarbeid med andre

industriaktører for å sikre en trygg, pålitelig og kostnadseffektiv innføring.

I 2020 har Equinor gjort store framskritt med industriell CCS og prosjekter for blå og grønn hydrogen, som er et resultat av felles innsats blant myndigheter, bransjer, investorer og forbrukere som jobber sammen mot målet om et nullutslippssamfunn. Eksempler på dette er CCS-prosjektet Northern Lights og Zero Carbon Humber, Liquid to Hydrogen-prosjektet og NortH2.

Se seksjon 2.6 Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP) for mer informasjon.

Forskning på lavkarbonteknologi

Equinor har satset betydelig mer på forskning og utvikling av lavkarbonteknologi i 2020. Blant FoU-prosjektene er en mulig utbygging av et hydrogenanlegg med CCS, kompakt karbonfangst og -lagring for fjerntliggende installasjoner og utvikling av ammoniakk som drivstoff for maritime fartøyer. For å redusere karbonutslippene knyttet til flytende drivstoffprodukter, ser vi nærmere på anskaffelser og sambehandling av avansert, bærekraftig biodrivstoff og biooljer, og utforsker nye råstoff i den sirkulære økonomien, som kommunalt avfall og plastavfall.

Transport av CO2 er et viktig forskningsområde, og vi har jobbet med strømningssikring for CO2 med samarbeidspartnere i industrien og FoU-institusjoner. Det foregår validering av disse strømningssikringsmodellene i stor skala ved Equinors laboratorier. Vi jobber også med kvalifisering av neste generasjon av større transportskip som kan frakte CO2 ved lavere trykk og temperatur.

I 2020 ble 32 % av de samlede FoU-utgiftene brukt på lavkarbonforskning (fornybar energi, lavkarbonløsninger og energieffektivitet).

Naturbaserte løsninger

Naturbaserte løsninger, spesielt bevaring av tropisk regnskog og andre landbaserte løsninger, kan bidra med inntil en tredjedel av den reduksjonen i klimagassutslipp som verden behøver de nærmeste tiårene. De viktigste klimatiltakene for Equinor er utslippsreduksjoner fra olje- og gassproduksjonen, betydelig vekst innenfor fornybar energi og investeringer i CCS og hydrogen. Likevel vil vi som et tillegg til dette, også investere i naturbaserte løsninger, som bevaring av tropisk regnskog, for å nå våre klimaambisjoner.

I november 2018 presenterte Equinor planer om å investere i bevaring av regnskog så snart et velfungerende marked er på plass for privat sektor. I 2020 har vi fulgt med på utviklingen av Emergent Forest Finance Accelerator og ART TREESstandardene. Begge er nå klare for å tilby REDD+ karbonkreditter i stor skala til privat sektor i nær framtid.

Klimapolitisk engasjement: vurdering av organisasjoner og tiltak

Equinor er medlem av og engasjert i en rekke organisasjoner over hele verden, og vi erkjenner at disse representerer viktige forum for oss når det gjelder å påvirke politisk utvikling og politiske anbefalinger, inkludert klimareguleringer. Vi tror at en samordning av våre bidrag og standpunkter som bransje, på tvers av selskaper og organisasjoner, vil være viktig for å støtte energiomleggingen. I tråd med dette undertegnet vi en felles erklæring sammen med investorgruppen Climate Action 100+ i april 2019, der vi forplikter oss til å styrke vår satsing på klimalederskap. Som en del av dette vil Equinor sikre at alle våre medlemskap i relevante bransjeforeninger er i samsvar med vår støtte til målene i Parisavtalen.

I løpet av andre halvår 2019 og begynnelsen av 2020 gjorde vi en vurdering av alle organisasjoner vi deltar i for å avgjøre om deres klimastandpunkt samsvarer med Equinors. Vurderingsprosessen viste at det er et vesentlig misforhold mellom Equinor og Independent Petroleum Association of America (IPAA), og et visst misforhold mellom Equinor og American Petroleum Institute (API) og the Australian Petroleum Production & Exploration Association (APPEA). Vi valgte å avslutte medlemskapet i IPAA fra 2020. Når det gjelder API og APPEA tok vi en beslutning om å opprettholde medlemskapet og satse på å påvirke deres klimastandpunkt. I 2020 ble vi med i den nye klimakomiteen til API (API Climate Committee) og tilhørende underutvalg. Rapporten kan leses i sin helhet på www.equinor.com.

Integritet og åpenhet

Equinor er et globalt selskap, og vi er tilstede i deler av verden hvor det er stor risiko for korrupsjon. Vi har som strategi å øke investeringene i nye energimarkeder, og har dermed fortsatt arbeidet med etikk og etterlevelse også i 2020. Vi fikk på nytt oppmerksomhet rettet mot enkelte av aktivitetene i Angola, spesielt i forbindelse med Equinors tidligere bidrag til etablering av et angolansk forsknings- og teknologisenter som en del av forpliktelsene som ble knyttet til Kwanza-lisensen i 2011. Equinor fortsetter å følge opp utbetalingene som er knyttet til senteret, som fortsatt ikke er bygget. Vår forpliktelse til å drive en etisk, samfunnsansvarlig og åpen virksomhet har vært den samme gjennom covid-19-pandemien. Vi har fortsatt å ha en åpen dialog om etiske spørsmål, både internt og eksternt.

Våre etiske retningslinjer ble oppdatert i 2020, og beskriver Equinors forpliktelser og krav til måten vi driver virksomhet på i Equinor. Retningslinjene gjelder for ansatte, styremedlemmer og innleid personell. Vi gir opplæring til våre ansatte i hvordan de skal bruke de etiske retningslinjene i sitt daglige arbeid, og alle ansatte i Equinor må hvert år bekrefte at de forstår og vil følge disseretningslinjene. Vi forventer at leverandørene opptrer i samsvar med våre etiske retningslinjer.

Equinors antikorrupsjonsprogram beskriver de standarder, krav og prosedyrer vi har etablert for å sikre samsvar med gjeldende lover og regler og opprettholde våre høye etiske standarder. Programmet legger grunnlaget for å sikre at risiko for bestikkelser og korrupsjon blir identifisert, at bekymringer blir rapportert og at tiltak blir iverksatt for å redusere risiko i alle deler av organisasjonen. Equinors etiske retningslinjer omfatter også kravet om å følge gjeldende konkurranse- og antitrustlovgivning. Selskapets konkurranse- og antitrustprogram består av styrende dokumenter og håndbøker, opplæring av ansatte i utsatte stillinger, risikovurderinger og bekreftelses-aktiviteter.

Covid-19 er en global krise som påvirker både Equinor, leverandører, samarbeidspartnere, myndigheter og samfunnet generelt. I løpet av krisen har vi vært opptatt av å opprettholde våre standarder og sikre effektiv gjennomføring av våre programmer. Vi har iverksatt flere tiltak for å tilpasse oss til situasjonen. Nye kurs er utarbeidet og gjennomført digitalt, og vi har hatt interne bevisstgjøringstiltak. Vi har også kontaktet leverandører for å understreke betydningen av etisk forretningsadferd og nulltoleranse for korrupsjon, bedrageri og lovbrudd i løpet av krisen.

De etiske retningslinjene krever også man må melde fra om eventuelle brudd på retningslinjene eller annen uetisk adferd. Vi krever at ledere tar sitt kontrollansvar på alvor for å forhindre, oppdage og reagere på etiske problemstillinger. Ansatte oppmuntres til å diskutere problemstillinger med sin leder eller lederens overordnede, eller bruke tilgjengelige interne kanaler. Bekymringer kan også rapporteres gjennom selskapets etikkhjelpelinje, som gir mulighet for anonym rapportering og er tilgjengelig for ansatte, forretningspartnere og publikum generelt. Equinor har strenge regler for å beskytte varslere mot gjengjeldelse. I 2020 ble det rapportert 183 bekymringer via etikkhjelpelinjen, der 113 var faktiske saker. Dette er en nedgang fra 2019. 56 av sakene var knyttet til trakassering, diskriminering eller annen adferd som påvirker arbeidsmiljøet. Vi hadde en nedgang i antall saker knyttet til leverandørene.

Vi rapporterer om betalinger til myndigheter per land, per prosjekt og per juridisk enhet (se seksjon 5.4 Rapport om betaling til myndigheter). Denne rapporteringen er et kjerneelement i åpne selskapers opplysninger om skatteforhold. Siden 2018 har vi offentliggjort vår globale skattestrategi, som ligger på Equinors hjemmeside.

Equinor har et langvarig forhold til FNs Global Compact, the World Economic Forums "Partnering Against Corruption Initiative" og Transparency International. Som langvarig støttespiller for Extractive Industries Transparency Initiative (EITI), har Equinor fortsatt deltatt i EITIs arbeidsgrupper for flere interessenter på nasjonalt nivå, og vært representert i EITIS styre i 2020. Gjennom dette arbeidet utveksler vi kunnskap og erfaring, samtidig som vi viser at vi er opptatt av god styring og økt åpenhet i utvinningssektoren.

Menneskerettigheter

Vårt ansvar og forpliktelse til å ivareta sikkerheten til våre medarbeidere og andre som berøres av virksomheten, er kjernen i det strategiske målet "alltid sikker." Kunnskap og styring av risiko for å unngå skade på mennesker i alle våre aktiviteter står fast og er i samsvar med FNs veiledende prinsipper for næringsliv og menneskerettigheter (UNGPs), de ti prinsippene i FNs Global Compact og «Ffrivillige prinsipper om sikring og menneskerettigheter».

I 2020 fortsatte vi å integrere hensynet til menneskerettigheter i styringssystemet vårt og bygge opp kapasitet til å identifisere og styre risiko. Vi fortsatte også å inkludere aktsomhetsvurderinger av menneskerettigheter i arbeidsprosessene. Covid-19-pandemien skapte behov for å finne nye måter å involvere potensielt berørte interessegrupper på i en tid der risiko knyttet til menneskerettighetene har økt.

Styret godkjente en oppdatert versjon av vår menneskerettighetspolicy i 2020, som går nærmere inn på de mest relevante problemstillingene knyttet til

menneskerettigheter i Equinor, skjerper våre forventninger til forretningspartnere og leverandører og tydeliggjør forpliktelser knyttet til særlig utsatte rettigheter.

Equinor sluttet seg til menneskerettighetstiltaket "World Business Council for Sustainable Development (WBCSD) Call to Action for Business Leadership on Human Rights" i 2020. Equinor har også blitt med i koalisjonen for ansvarlig næringsliv i Norge, en gruppe aktører fra næringsliv, myndigheter og frivillige organisasjoner som ber om en menneskerettighetslovgiving for næringslivet.

Vi har fortsatt arbeidet med bevisstgjøring omkring Equinors ansvar når det gjelder å respektere menneskerettighetene, og investert i mer tilpasset opplæring forprioriterte team og enkeltpersoner gjennom kursing og virtuelle opplæringsprogrammer. Styringskomiteen for menneskerettigheter hadde fem møter i løpet av 2020, og rapporterte to ganger til styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk om arbeidet som er gjort. Blant temaene som har stått på dagsorden er Equinors viktigste risikofaktorer knyttet til menneskerettigheter, diskusjoner omkring konkrete dilemmaer og opplæring i risikovurderinger, policyer og ambisjoner knyttet til menneskerettigheter, og menneskerettigheter i lys av covid-19. I 2020 etablerte vi et internt nettverk for å sikre konsekvent intern informasjon og kommunikasjon, utveksle god praksis og drøfte problemstillinger knyttet til menneskerettigheter. Nettverket har hatt fem møter i løpet av året.

I løpet av 2020 er det gjennomført risikovurderinger som omfatter menneskerettigheter for 32 prosjekter og eiendeler (både opererte og ikke-opererte) i 24 land. Via en tredjepart som er ekspert på fagområdet følger Equinor og våre samarbeidspartnere nøye med på en statlig organisert kompensasjons- og forflytningsprosess som skal frigjøre et område til et mulig framtidig LNG-anlegg i Tanzania. Det blir nå utarbeidet tiltak som skal ivareta berørte husholdninger. Det er også engasjert tredjeparter med ekspertkompetanse til å utføre konsekvensanalyser knyttet til menneskerettigheter og utarbeide handlingsplaner knyttet til havvindprosjektene i Sør-Korea.

Forsyningskjeden prioriteres fortsatt høyt i menneskerettighetsarbeidet vårt. Vi har jobbet videre med å integrere menneskerettighetsundersøkelser i den interne forsyningskjedeprosessen for å sørge for mer effektiv risikovurdering ved nye anskaffelser. Et nytt rammeverk for slike undersøkelser i forretningsutviklingsprosjekter bli nå også tatt i bruk i relevante arbeidsprosesser og -verktøy.

Tvangsarbeid er utpekt som et særlig utsatt område på byggeplasser i land der det er vanlig med fremmedarbeidere. I 2020 brukte Equinor eksterne eksperter til å avdekke avvik gjennom samtaler med arbeiderne og ved å støtte leverandørene med å finne og gjennomføre forbedringstiltak.

Som følge av covid-19-pandemien har vi sett økt risiko for sårbare arbeidere, ansatte og forretningspartnere, særlig for dem som jobber under spesielt utsatte forhold. I mai ble det sendt et brev til alle Equinors leverandører som blant annet tok opp problemstillingen om økt risiko for brudd på menneskerettighetene til arbeidere som følge av covid-19.

I 2020 har vi fortsatt hatt kontakt med norske industriselskaper for å diskutere forventninger til næringslivet og vanlige problemstillinger knyttet til FNs veiledende prinsipper (UNGP). Vi støtter også fortsatt samarbeidet om menneskerettigheter i forsyningskjeden (Joint industry human rights supply chain engagement), der foreningen Norsk olje&gass legger til rette for deling av menneskerettighetsrevisjoner utført av tredjeparter.

Vi samarbeidet med andre aktører og partnere i bransjen i prosjekter for å finne en felles tilnærming til menneskerettighetsrisiko, og har fortsatt medlemskapet og aktiv deltakelse i Shift Business Learning Program og i IPIECA. Vi samarbeidet med FOKUS om kvinners rettigheter og arbeidet for økt bruk av verktøyet SheDil for å styrke menneskerettighetsundersøkelser med tanke på kvinner. 17. juni 2020 la vi fram vår tilnærming til menneskerettigheter og mer konkret vårt arbeid og risiko knyttet til bruk av sikkerhetsvakter for medlemmene i «Frivillige prinsipper for sikring og menneskerettigheter».

Miljø

Vi verdsetter det naturlige miljøet på jorda, og retter oss mot å holde en høy standard for ansvarlig styring av miljøpåvirkningen. Som stor olje- og gassoperatør til havs og stadig større leverandør av havvind, er biologisk mangfold og sensitive områder i det marine miljø av særlig betydning. Noen av de viktigste miljøhensynene er knyttet til utslipp av produsert og prosessert vann til sjø, andre typer utslipp, boreavfall, bruk av arealer og støy fra aktivitetene. I den landbaserte virksomheten i USA er også anskaffelse og bruk av vann i hydraulisk oppsprekking av brønner og håndtering av produsert og tilbakestrømmet vann viktige miljøaspekter å ta hensyn til.

På bakgrunn av økende bekymring for tap av biologisk mangfold, har vi i 2020 begynt å videreutvikle måten vi håndterer biologisk mangfold på. Det er etablert et konsernprosjekt som skal gi økt kunnskap om de viktigste innvirkningene virksomheten har, utarbeide et nytt selskapssyn og lage en forbedringsplan for hvordan vi kan få bedre styring av biologisk mangfold i prosjekter og aktiviteter. Equinor støtter et sterkt globalt rammeverk for biologisk mangfold etter 2020, og i september 2020 signerte vi "Business for Nature" koalisjonens opprop "Call to Action - Nature is everyone's business," som ble lansert i forbindelse med åpningen av FNs generalforsamling.

Andre satsingsområder for biologisk mangfold i 2020:

Testing av metodikk for måling av innvirkning på biologisk mangfold lokalt, en metode som er utviklet av UN Environment World Conservation Monitoring Centre sammen med andre industri- og bevaringsaktører
Åpning av et utvidet havobservatorium på havbunnen utenfor Vesterålen.
Fortsatt bruk av stasjoner for passiv akustisk overvåking av aktiviteten blant marine pattedyr i området rundt Johan Castberg-utbyggingen utenfor kysten av Nord-Norge, og området for den fremtidige havvindparken Empire Wind utenfor østkysten av USA

• Finansiering av en studie som skal evaluere om det er formålstjenlig å bruke termisk bildeteknologi i luftmålinger for å måle aktivitet blant store hvaler og havskilpadder i prosjektområdet Beacon Wind utenfor østkysten av USA.

Vi fortsatte arbeidet for å bli bedre på styring av utslipp av store mengder produsert og prosessert vann til sjø i 2020. Det viktigste målet er å sørge for at innholdet av olje og kjemikalier i vannet som slippes ut skal ha så liten miljøeffekt som mulig. Samlet utslipp av olje til sjø i 2020 økte til 1,3 tusen tonn i 2020, sammenlignet med 1.2 tusen tonn i 2019. Økningen skyldtes hovedsakelig økt volum av produsert vann, og tiltak for å redusere bruken av skadelige kjemikalier, noe som førte til mindre effektiv utskillelse av olje.

Virksomheten omfatter håndtering av store mengder av ulike typer avfall, der borekaks og forurenset vann utgjør de største volumene. Vi håndterer avfallet i henhold til avfallshierarkiet, og det er etablert systemer for avfallshåndtering i nært samarbeid med leverandører som også håndterer nedstrømsdelen av verdikjeden for avfall. Sammenlignet med året før var det en liten økning i farlig avfall til 318 tusen tonn. Volumet av ikke-farlig avfall gikk ned fra 40 til 29 tusen tonn, hovedsakelig på grunn av en nedgang i forurenset jord og mindre tankrengjøring ved Kalundborg-raffineriet. Mengden avfall unntatt fra regelverket om farlig avfall i USA gikk vesentlig ned grunnet avhendelsen av Eagle Ford, og redusert aktivitetsnivå i boring og brønnoperasjoner i den landbaserte virksomheten i USA.

Equinor ble tidlig i 2020 oppmerksom på tilsig av oljeholdig vann til grunnen og oljeholdig vann videre til sikringsbassenget ved Mongstad-raffineriet. En intern granskning slo fast at oljetilsiget skyldes tilsig fra dreneringssystemet for oljeholdig vann, samt flere små, historiske utslipp fra drift og vedlikeholdsrutiner og hendelser. I tillegg til operative tiltak på stedet, har vi satt i gang et arbeid for å styrke kunnskapen og sikre etterlevelse av alle krav for utslipp til grunn.

Utslippene av NOx og SOx var henholdsvis 12 % og 40 % lavere i 2020 enn i 2019. Denne nedgangen skyldes hovedsakelig svingninger i oppetid på noen felt (for eksempel nedstenging av Peregrino-feltet), nye gassystemer på Mariner slik at diesel kan erstattes med gass som drivstoff, lavere boreaktivitet og avhendelse av Eagle Ford.

Mesteparten av ferskvannet som brukes i den landbaserte virksomheten i USA går til hydraulisk oppsprekking av produksjonsbrønner på skiferoljefeltet Bakken og i skifergassvirksomheten i Appalachian-området. Uttaket av ferskvann på disse to områdene gikk ned med 71 % i 2020 sammenlignet med året før, noe som hovedsakelig skyldes avhendelsen av Eagle Ford og færre operasjoner for hydraulisk oppsprekking.

Skape verdier for samfunnet

Å skape felles verdier for samfunnet er blant prioriterte områder i Equinors bærekraftsarbeid. Sammen med interessegrupper og samarbeidspartnere jobber vi for å finne gjensidige fordeler og varige løsninger på felles utfordringer. Vi vil fortsette å investere i bærekraftige energisystemer, kritisk infrastruktur og de lokalsamfunnene vi er en del av i flere år

framover. Vi skaper langvarige verdier for samfunnet som bidrar til bærekraftig utvikling gjennom å:

gi tilgang til pålitelig og bærekraftig energi til en overkommelig pris
skape verdier for aksjonærene
drive innovasjon, forskning og utvikling av ny teknologi for et bedre samfunn
skape arbeidsplasser, utvikle medarbeidere og jobbe for økt mangfold og inkludering blant de ansatte
skape økonomiske muligheter på tvers av verdikjeden gjennom innkjøp av varer og tjenester
sørge for robust styring av samfunnspåvirkning og resultater og bidra til økonomiske ringvirkninger
utforske nye former for samarbeid som gjør at vi kan utnytte forskning og teknologi, digitalisering, innovasjon og virksomheter som jobber med å løse ulike utfordringer for samfunnet og naturen

Covid-19-pandemien har skapt store konsekvenser over hele verden i 2020. En rettferdig gjennomføring av energiomleggingen har stått sentralt i mange europeiske lands planer om å «gjenoppbygge bedre» (build back better) – og myndighetene ser i stadig større grad etter bærekraftige løsninger for gjenoppbygging av økonomien.

Det kreves utstrakt samarbeid på tvers av sektorer, bransjer og land. Vi må samarbeide med myndigheter, leverandører, forskningsmiljø og grundere, investorer og forbrukere for å finne felles løsninger langs hele verdikjeden. Myndighetene spiller en spesielt viktig rolle som katalysator for samarbeid, slik vi har sett gjennom tiltak som har nådd viktige milepæler i 2020:

"Langskip" er det største klimaprosjektet i norsk industri noensinne, og vil gi et viktig bidrag til utviklingen av karbonfangst og -lagring (CCS) som et effektivt klimatiltak. Northern Lights-prosjektet i Equinor, et transport- og lagringsprosjekt for CO2 som utvikles i samarbeid med Shell og Total, mottar finansiering gjennom Langskip.
Det britiske finansieringsfondet Industrial Strategy Challenge Fund (ISCF) kombinerer offentlig og privat støtte for investeringer i prosjekter som prøver å finne løsning på store samfunnsmessige og industrielle problemstillinger. Konsortiet Zero Carbon Humber, hvor Equinor er en ledende samarbeidspartner, fikk finansiering fra ISCF for å jobbe videre med en visjon for Storbritannias første nullutslippsklynge.
Equinor gjennomførte en rekke tiltak for å opprettholde aktivitetsnivået i prosjekter og støtte leverandører under covid-19-pandemien.

Til tross for utfordringene i kjølvannet av pandemien, med nedstenging av anlegg, strengere smittevernstiltak, redusert bemanning og restriksjoner på offshore- og reisevirksomhet, har vi likevel hatt framgang i prosjektene, om ikke på det nivået vi hadde planlagt for alle. Dette skyldtes et sterkt samarbeid internt, med verneombud og med leverandører og helsemyndighetene. På norsk sokkel innførte myndighetene en midlertidig skattepakke til prosjekter som sto i fare for å bli forsinket som følge av pandemien og ble påvirket av fallet i oljeprisen. Dette muliggjorde kontinuitet i prosjektene.

Equinor har samarbeidet tett med sine leverandører underveis i pandemien for å redusere kostnader på en bærekraftig måte, med vekt på optimalisering av omfang, effektivitet og bærekraftig drift for alle parter. Velfungerende lokale forsyningskjeder er viktig for regional økonomi og for oss, ettersom vi investerer i langsiktig infrastruktur som vil være i drift flere tiår framover, slik som drifts- og vedlikeholdsbasen for havvindparken Dogger Bank som vil legges til Port of Tyne i Storbritannia. Gjennom Equinor Ventures investerer vi i ambisiøse selskaper i en oppstarts- eller tidlig vekstfase, skaffer kapital og prosjektbasert finansiering til ideer i en utviklingsfase og driver et akseleratorprogram.

I tillegg til planlagte årlige donasjoner, har Equinor i 2020 gitt et bidrag til det globale arbeidet med å bekjempe covid-19, ved å donere 500.000 USD til WHO gjennom Covid-19 Solidarity Response Fund, som drives av Swiss Philanthropy Foundation, og til Flyktninghjelpen, som støtte til deres covid-19-relaterte aktiviteter. Vi har også gitt lokale donasjoner for å støtte arbeidet på våre lokasjoner i utlandet.

Les mer om hvordan vi skaper verdier for samfunnet gjennom å utvikle våre medarbeidere, involvere dem i utviklingen av selskapet og satse på mangfold og inkludering i seksjon 2.14 Våre medarbeidere.

Andre relevante rapporter

Mer informasjon om Equinors retningslinjer, styringstilnærming og resultater innenfor sikkerhet, sikring og bærekraft finnes i Equinor ASAs «2020 Sustainability Report» (kun engelsk utgave).

2.14 Våre medarbeidere

Lars Jørgensen Tveito, Geo Operations Centre på Sandsli, Bergen.

Ansettelsesforhold og kompetanseutvikling

Medarbeiderutvikling

Det er viktig å utvikle nye ferdigheter raskt for å levere i henhold til vår forretningsstrategi. Livslang læring er sentralt for utviklingen av våre medarbeidere, og covid-19 har ført til at vi må tilpasse oss raskt nye måter å lære på. Der det er mulig, er kurs som vanligvis krever personlig oppmøte holdt som virtuell klasseromsundervisning, og deltakelsen i nettbaserte læringsaktiviteter har holdt seg stabil. Covid-19-restriksjoner har imidlertid ført til en betydelig nedgang i de viktigste læringsaktivitetene som krever personlig oppmøte. Som følge av dette, er det generelle omfanget av læringsaktiviteter lavere i 2020 enn i 2019. Deltakelsen i digitale kompetansehevingskurs er fortsatt høy, og er støttet av sterkt engasjement blant ledere. Deltakelsen i våre spesialiserte digitale lederkurs har økt, og totalt har over 300 ledere gjennomført ulike digitale lederopplæringsaktiviteter i 2020.

Vi bruker en blanding av formell læring og rotasjon for å støtte overføring av høy teknisk kompetanse fra olje og gass til våre aktiviteter innen lavkarbon- og fornybarvirksomhet. I 2020 vil vi fortsette å utvide vår portefølje av opplæringsaktiviteter for medarbeidere i fornybarvirksomheten. Vi er opptatt av at våre medarbeidere skal få de verktøy og muligheter som kreves for å utvikle relevant kompetanse som er tilpasset endringene i

teknologi og måten vi arbeider på. I 2021 vil vi lansere programmet «Reskill@Scale», som tilbyr målrettede ansattgrupper muligheten til omskolering til nye fagområder gjennom et seksmåneders program basert på mentorveiledning og opplæringsaktiviteter.

Unge talenter

Vi fortsetter å investere i våre unge talenter gjennom våre programmer for nye talenter. I 2020 ønsket vi 211 nyutdannede akademikere, 167 lærlinger og 275 sommerstudenter velkommen til selskapet. Gjennom våre aktiviteter for å rekruttere og tiltrekke oss nye medarbeidere ønsker vi å øke mangfoldet blant unge talenter som tas inn. Vår ambisjon for rekruttering av nyutdannede var å oppnå en 50-50-balanse med hensyn til kjønn og ikke-norsk bakgrunn. I 2020 iverksatte vi tiltak for å nå dette målet, og oppnådde en 45-55-fordeling mellom rekrutterte kvinnelige og mannlige nyutdannede akademikere, og en 47-53-fordeling mellom nyutdannede akademikere med ikke-norsk og norsk bakgrunn. For rekruttering av lærlinger har vi ambisjon om en 30-70-fordeling mellom kjønn, og oppnådde en 29-71-fordeling mellom kvinnelige og mannlige lærlinger som ble rekruttert. Til tross for pandemien tilbød vi et sju-ukers virtuelt sommerstudentprogram til 275 studenter. Der var det en 39-61-fordeling mellom kvinnelige og mannlige sommerstudenter som ble rekruttert, og en 24-76-fordeling mellom sommerstudenter med ikke-norsk og norsk bakgrunn. I alt 24 nasjonaliteter var representert i det virtuelle sommerstudentprogrammet.

Fast ansatte og prosentdel kvinner i Equinorkonsernet

	Antall ansatte Kvinner
Geografisk område	2020	2019	2018	2020	2019	2018

Norge	18.238	18.128	17.762	31%	31%	31%
Resten av Europa	1.381	1.359	978	23%	23%	25%
Afrika	73	73	79	37%	36%	38%
Asia	68	70	75	44%	49%	53%
Nord-Amerika	882	1.199	1.191	33%	31%	32%
Sør-Amerika	603	583	439	31%	30%	32%
Australia	-	-	1	0%	0%	0%
Totalt	21.245	21.412	20.525	31%	30%	31%

Ikke-OECD	821	823	701	33%	32%	35%

Samlet bemanning etter region, ansettelsesforhold og nyansatte i Equinor-konsernet i 2020

Geografisk område	Fast ansatte	Konsulenter	Total arbeidskraft1)	Konsulenter (%)	Deltidsansatte (%)	Nyansatte

Norge	18.238	921	19.159	5%	2,6%	774
Resten av Europa	1.381	46	1.427	3%	1,7%	118
Afrika	73	3	76	4%	0,0%	2
Asia	68	15	83	18%	0,0%	5
Nord-Amerika	882	66	948	7%	0,0%	35
Sør-Amerika	603	23	626	4%	0,3%	43

Totalt	21.245	1.074	22.319	5%	2,3%	774

Ikke-OECD	821	42	863	5%	0,2%	53

1) Leverandøransatte, definert som personell fra tredjepart som yter tjenester i vår virksomhet på land og til havs, er ikke medregnet. Disse ble anslått til å utgjøre ca. 37.300 i 2020.

Våre personaldata gjelder fast ansatte som er direkte ansatt i selskapet. Equinor definerer konsulenter som innleid personell som hovedsakelig arbeider ved våre kontorer. Midlertidig ansatte og leverandøransatte, definert som personell fra tredjepart som yter tjenester i vår virksomhet på land og til havs, er ikke inkludert i tabellen som viser arbeidsstyrken. Disse ble anslått til å utgjøre 37.300 i 2020. Informasjonen om selskapets personalpolitikk gjelder Equinor ASA og datterselskapene.

Like muligheter

Mangfold og inkludering i arbeidsstyrken

Det å omfavne mangfold og fremme en inkluderingskultur er grunnleggende deler av våre verdier – åpen, samarbeid, modig og omtenksom – og en integrert del av våre forventninger til ledere.

Vi tilbyr et miljø som er kjent for likestilling og mangfold, og vi behandler alle rettferdig og med respekt og verdighet. Vi tolererer ikke noen form for diskriminering eller trakassering av kolleger eller andre som påvirkes av vår virksomhet, og dette er fastsatt i våre etiske retningslinjer. Våre forpliktelser og krav er i tråd med den norske likestillings- og diskrimineringsloven. Vi

følger firetrinnsmodellen der for å indentifisere risiko for diskriminering og hindre mot likestilling, analysere årsaker, identifisere og iverksette tiltak og evaluere resultater, som styret har ansvaret for å følge opp. Redegjørelsesplikten i henhold til den norske likestillings- og diskrimineringsloven følger i tabellen nedenfor.

Inkludering for oss betyr at alle i Equinor føler at de er en del av ett team, kan være seg selv på jobb og blir hørt og respektert. Vi mener at verdien av mangfold kun blir utnyttet dersom vi har en inkluderingskultur der alle føler at de trygt kan bidra.

Vi arbeider systematisk med mangfold og inkludering gjennom våre viktigste personalprosesser, som for eksempel rekruttering, planlegging av etterfølgere, prestasjonsstyring og lederutvikling. I 2019 bygde vi et sterkt grunnlag for å styrke mangfold og inkludering ved å sette mål og innhente data for å måle framgangen. Dette omfattet å sette rekrutteringsmål og innføre en konserndekkende prestasjonsindikator (KPI) for mangfold og inkludering. KPIen er basert på en mangfolds-indeks og en inkluderings-indeks, og måles på teamnivå. Vår mangfoldsindeks er fleksibel og helhetlig, slik at teamene kan fokusere på ulike sider ved mangfold for å oppnå den balansen som skaper mest verdi for dem. Det som måles nå er erfaring, kjønn, nasjonalitet og alder. Mangfolds-KPIen måler framgangen i

hvert forretningsområde når det gjelder mangfold i teamene. Inkluderings-indeksen måles gjennom vår konserndekkende medarbeiderundersøkelse (global people survey, GPS), og måler ansattes oppfatning av inkludering i deres team. Vår ambisjon er at alle teamene i Equinor skal være mangfoldige og inkluderende innen 2025. Målet for mangfolds-indeksen er satt til 55 for 2025 (2018-referanse er 33), mens målet for inkluderings-indeksen er satt til 80 for 2025 (2018-referansen er 76). Utviklingen i KPIen har vært positiv siden den ble innført, med 2020-tall på 37 og 78.

I 2020 fokuserte vi på å bygge kompetanse på og forståelse av forretningsverdien av mangfold og inkludering. Vi fortsatte å tilby og gjennomføre opplæring for å redusere ubevisst forutinntatthet og støtte våre ansattes ressursgrupper, deriblant Women in Equinor, Differently Abled og LHBTQ+ grupper. På grunn av covid-19-pandemien ble det lagt vekt på å styrke en åpen og inkluderende kultur. Arbeidet var rettet mot involvering av ansatte etter utbruddet av pandemien i mars. I tråd med lokale covid-19-restriksjoner og retningslinjer innførte vi fleksibelt arbeid som en mulighet til å kombinere arbeid på kontoret med arbeid som gjøres virtuelt utenfor kontoret. Vi opprettet også konserndekkende prinsipper for fleksible arbeidsavtaler, som vil styre vårt arbeid i framtiden for grupper som trygt og sikkert kan utføre sine oppgaver utenfor et Equinor-kontor eller -område. Det siste kvartalet har det vært lagt ekstra vekt på psykisk helse, med mål om å senke terskelen for å snakke om psykisk helse, øke oppmerksomheten rundt det, og kommunisere hvilke støtteordninger som finnes.

For å støtte vår forpliktelse til å skape en likeverdig og inkluderende arbeidsplass, deltar Equinor i flere Gender Equality Indexes som arbeider for økt innsyn i rapporteringen, som for eksempel Bloomberg Gender-Equality Index, og den norske SHE-indeksen, der Equinor ble rangert som nr. én av de 92

selskapene som deltok i Norge. Vi mottok SHE Index-prisen i mars 2021 for vårt arbeid for likestilling.

I alle lederutviklingsaktiviteter, blant annet ved vurdering av talenter, etterfølgere og ledere, lederutviklingskurs og innplassering av de øverste lederne, har vi som mål å oppnå kjønnsbalanse og mangfold. Vi følger nøye med på stillinger og fagområder som er dominert av ansatte av ett kjønn. En ny konsernsjef ble utnevnt i august 2020. Anders Opedal kunngjorde i desember flere endringer i konsernledelsen. Disse endringene vil tre i kraft 1. juni 2021, og den nye konsernledelsen vil få en kvinneandel på 50 %. Siden 2017 har vi lagt vekt på å øke kjønnsbalansen for ledere som rapporterer til konsernledelsen. Denne gruppen har økt fra 36 % kvinner i 2017 til 41 % i 2019. I 2020 utgjorde denne kvinneandelen 45 %.

I samsvar med våre verdier, og for å gjøre selskapet mer attraktivt som arbeidsgiver, fortsetter vi å tilby en minimumsstandard for foreldrepermisjon til alle ansatte i Equinor-konsernet og en helseforsikring for alle ansatte i Equinor ASA. Alle ansatte i konsernet som skal bli foreldre gjennom fødsel eller adopsjon tilbys minst 16 ukers lønnet permisjon. Helseforsikringsordningen, som er et tillegg til den offentlige helsetjenesten, tilbyr tilgang til private spesialister, legeundersøkelser og behandlinger, og er lik helseforsikringsordningene som allerede tilbys i våre datterselskaper. Under covid-19-pandemien har vi understreket muligheten til å gjøre avtaler på nett og til å få støtte i forhold til mental helse.

Rapportering i henhold til den norske likestillingsog diskrimineringsloven

Ytterligere rapportering om likestilling, mangfold og inkludering finnes i bærekraftresultatene.

Antall ansatte, frivillig deltidsansatte og midlertidig ansatte 2020

	Kvinner	Menn

Antall ansatte	5.670	12.553
Frivillig deltidsansatte (i prosent)	5,9 %	1,1 %

Midlertidig ansatte
Sommerstudenter	91	143
Lærlinger	88	241
Andre midlertidig ansatte	7	11

Norsk lovpålagt foreldrepermisjon og global foreldrepermisjon 2020

	Antall ansatte	Gjennomsnittlig antall uker	Median antall uker

Norsk lovpålagt foreldrepermisjon
Kvinner	317	34	36
Menn	509	18	18
Tallene ovenfor inneholder både lovpålagt lønnet permisjon og ulønnet permisjon forespurt av den ansatte
Global foreldrepermisjon
Kvinner	-	-	-
Menn	26	9	9

Den globale foreldrepermisjonen er ikke lovpålagt, men et verdensomspennende gode som Equinor tilbyr (kun ansatte i Equinor ASA er inkludert ovenfor).

Fagforeninger og ansattrepresentanter

Samarbeidsforhold

Vi har tro på involvering av våre medarbeidere i utviklingen av selskapet. I alle land der vi er til stede involverer vi våre ansatte og/eller deres aktuelle representanter i henhold til lokal lovgivning, regler og praksis. Dette varierer fra formelle organer med ansattrepresentanter til arbeidstakermedvirkning gjennom gruppe- eller allmøter.

I 2020 gjennomførte vi nesten alle obligatoriske konsulteringsrunder digitalt, bådel formelle og uformelle samtaler med våre fagforeninger og ansattrepresentanter, på grunn av covid-19-pandemien.

Samarbeidsarenaen, deriblant det europeiske samarbeidsutvalget (European Works Council), fokuserte sterkt på covid-19-situasjonen, både med hensyn til å unngå smitte mellom ansatte og den utfordrende markedssituasjonen. Informasjon om fagforeningstilhørighet finnes i våre bærekraftresultater på Equinor.com.

Arild Alstad, Tjeldbergodden, med sveiseroboten Weldar som gjør sin første vedlikeholdsjobb.

Eierstyring og selskapsledelse

3.1	Implementering og rapportering
3.2	Virksomhet
3.3	Egenkapital og utbytte
3.4	Likebehandling av aksjeeiere og
	transaksjoner med nærstående
3.5	Fri omsettelighet
3.6	Generalforsamling
3.7	Valgkomiteen
3.8	Bedriftsforsamlingen, styret og
	konsernledelsen
3.9	Styrets arbeid
3.10	Risikostyring og internkontroll
3.11	Godtgjørelse til styret og
	bedriftsforsamlingen
3.12	Godtgjørelse til konsernledelsen
3.13	Informasjon og kommunikasjon
3.14	Overtakelse
3.15	Ekstern revisor

Equinor, Årsrapport 2020 113

Eierstyring og selskapsledelse

3.0 Styrets redegjørelse for eierstyring og selskapsledelse

Equinors styre følger standarder for god eierstyring og selskapsledelse, og vil sikre at Equinor enten følger Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse (Anbefalingen), eller forklarer eventuelle avvik fra denne. Anbefalingen er tilgjengelig på nettsiden www.nues.no.

Anbefalingen er delt inn i 15 hovedtemaer og denne redegjørelsen av styret dekker hvert av disse og forklarer hvordan Equinor følger Anbefalingen. Redegjørelsen beskriver grunnlaget og prinsippene for Equinors struktur for eierstyring og selskapsledelse. Mer detaljert informasjon er tilgjengelig på våre nettsider, i denne årsrapporten og i bærekraftrapporten vår.

Informasjonen om eierstyring og selskapsledelse som kreves oppgitt i henhold til § 3-3b av regnskapsloven er oppgitt i redegjørelsen på følgende måte:

1. En redegjørelse av anbefalinger og regelverk om foretaksstyring som foretaket er omfattet av eller for øvrig velger å følge: Beskrevet i denne innledningen, og også i seksjon 3.1 Implementering og rapportering.
1. Opplysninger om hvor anbefalinger og regelverk som nevnt i nr. 1 er offentlig tilgjengelige: Beskrevet i denne innledningen.
1. En begrunnelse for eventuelle avvik fra anbefalinger og regelverk som nevnt i nr. 1: Det er to avvik fra Anbefalingen,

Nominasjon, valg og rapportering i Equinor ASA

ett i seksjon 3.6 Generalforsamling og det andre i seksjon 3.14 Overtakelser. Årsakene til disse avvikene er forklart under de respektive punktene i redegjørelsen.

1. En beskrivelse av hovedelementene i foretakets, og for regnskapspliktige som utarbeider konsernregnskap eventuelt også konsernets, systemer for internkontroll og risikostyring knyttet til regnskapsrapporteringsprosessen: Beskrevet i seksjon 3.10 Risikostyring og internkontroll.
1. Vedtektsbestemmelser som helt eller delvis utvider eller fraviker bestemmelser i allmennaksjeloven kapittel 5: Beskrevet i seksjon 3.6 Generalforsamling.
1. Sammensetningen av styre, bedriftsforsamling, representantskap og kontrollkomité, eventuelle arbeidsutvalg for disse organene, samt en beskrivelse av hovedelementene i gjeldende instrukser og retningslinjer for organenes og eventuelle utvalgs arbeid: Beskrevet i seksjon 3.8 Bedriftsforsamlingen, styret og konsernledelsen og seksjon 3.9 Styrets arbeid.
1. Vedtektsbestemmelser som regulerer oppnevning og utskiftning av styremedlemmer: Beskrevet i seksjon 3.8 Bedriftsforsamlingen, styret og konsernledelsen under undertittelen Styret.
1. Vedtektsbestemmelser og fullmakter som gir styret adgang til å beslutte at foretaket skal kjøpe tilbake eller utstede egne aksjer eller egenkapitalbevis: Beskrevet i seksjon 3.3 Egenkapital og utbytte.

3.1 Implementering og rapportering

Introduksjon

Equinor ASA er et norsk børsnotert allmennaksjeselskap med hovednotering på Oslo Børs, og grunnlaget for Equinorkonsernets struktur for eierstyring og selskapsledelse er basert på norsk lov. Våre American Depositary Receipts (ADR), som representerer våre aksjer, er også notert på New York Stock Exchange (NYSE), og er underlagt kravene fra NYSE og gjeldende rapporteringskrav fra US Securities and Exchange Commission, SEC (det amerikanske finanstilsynet).

Styret legger vekt på å opprettholde en høy standard for eierstyring og selskapsledelse i tråd med norske og internasjonale standarder for beste praksis. God eierstyring og selskapsledelse er en forutsetning for et solid og bærekraftig selskap, og vår eierstyring og selskapsledelse er bygget på åpenhet og likebehandling av våre aksjonærer. Selskapets styringssystem og kontrollrutiner bidrar til å sikre at vi driver vår virksomhet på en forsvarlig og lønnsom måte til fordel for våre ansatte, aksjonærer, samarbeidspartnere, kunder og samfunnet generelt.

Styrets arbeid er grunnlagt på en klart definert fordeling av roller og ansvar mellom aksjonærene, styret og selskapets ledelse.

Følgende prinsipper ligger til grunn for Equinors tilnærming til eierstyring og selskapsledelse:

Alle aksjonærer skal behandles likt.
Equinor skal sørge for at alle aksjonærer har tilgang til oppdatert, pålitelig og relevant informasjon om selskapets virksomhet.
Equinor skal ha et styre som er uavhengig (ifølge definisjonen i norske standarder) av konsernledelsen. Styret legger vekt på å forebygge interessekonflikt mellom aksjonærene, styret og selskapets ledelse.
Styret skal basere sitt arbeid på gjeldende prinsipper for god eierstyring og selskapsledelse.

Eierstyring og selskapsledelse i Equinor gjennomgås og diskuteres jevnlig av styret, og teksten i dette kapittel 3 er også drøftet på et styremøte.

Selskapets system for eierstyring og selskapsledelse er nærmere beskrevet på nettsiden www.equinor.com/eierstyring, hvor aksjonærer og interessegrupper kan lese mer om tema de har interesse for.

Vedtekter

Gjeldende vedtekter for Equinor ble vedtatt på generalforsamlingen 14. mai 2020.

Sammendrag av Equinors vedtekter:

Selskapets navn

Selskapets navn er Equinor ASA. Equinor er et norsk allmennaksjeselskap.

Forretningskontor

Selskapets forretningskontor er i Stavanger kommune, registrert i Foretaksregisteret med organisasjonsnummer 923 609 016.

Selskapets formål

Selskapets formål er å drive leting etter og utvinning, transport, foredling og markedsføring av petroleum, avledede produkter og andre energiformer, samt annen virksomhet. Virksomheten kan også drives gjennom deltakelse i eller i samarbeid med andre selskaper.

Aksjekapital

Equinors aksjekapital er kr 8.144.219.267,50 fordelt på 3.257.687.707 ordinære aksjer.

Aksjenes pålydende

De ordinære aksjenes pålydende verdi er kr 2,50.

Styre

Ifølge Equinors vedtekter skal styret ha 9–11 medlemmer. Styrets medlemmer, herunder leder og nestleder, velges av bedriftsforsamlingen for inntil to år.

Bedriftsforsamling

Equinor har en bedriftsforsamling på 18 medlemmer som vanligvis velges for to år. Generalforsamlingen velger 12 medlemmer og fire varamedlemmer, og seks medlemmer og tilhørende varamedlemmer velges av og blant selskapets ansatte.

Generalforsamling

Ordinær generalforsamling holdes hvert år innen utgangen av juni måned. Den ordinære generalforsamlingen skal behandle og beslutte sin godkjenning av årsregnskap og årsberetning, herunder utdeling av utbytte, samt eventuelle andre saker som etter lov eller vedtekter hører under generalforsamlingen.

Dokumenter til generalforsamlingen trenger ikke sendes til alle aksjeeierne dersom de er tilgjengelige på selskapets nettside. Aksjeeierne kan kreve å få tilsendt slike dokumenter.

Aksjeeiere kan avgi sin stemme skriftlig, herunder ved bruk av elektronisk kommunikasjon, i løpet av en fastsatt periode før generalforsamlingen. Styret i Equinor vedtok retningslinjer for forhåndsstemming i mars 2012, og disse retningslinjene er beskrevet i innkallingen til ordinære generalforsamlinger.

Markedsføring av petroleum på vegne av den norske stat

Ifølge vedtektene skal selskapet forestå markedsføring og avsetning av petroleum som produseres fra Statens direkte økonomiske engasjements (SDØE) deltagerandeler i utvinningstillatelser på norsk kontinentalsokkel, samt petroleum som staten mottar som produksjonsavgift sammen med sin egen produksjon. Generalforsamlingen i Equinor vedtok en instruks for slik markedsføring 25. mai 2001, senest endret ved fullmakt fra generalforsamlingen 15. mai 2018.

Valgkomiteen

Valgkomiteens oppgaver er å avgi innstilling til:

Generalforsamlingen om valg av aksjonærvalgte medlemmer og varamedlemmer til bedriftsforsamlingen.
Generalforsamlingen om valg av medlemmer til valgkomiteen.
Generalforsamlingen om honorarer til medlemmene av bedriftsforsamlingen og valgkomiteen.
Bedriftsforsamlingen om valg av aksjonærvalgte medlemmer til styret.
Bedriftsforsamlingen om honorarer til styrets medlemmer.
Bedriftsforsamlingen om valg av leder og nestleder for bedriftsforsamlingen.

Generalforsamlingen kan vedta instruks for valgkomiteen.

Vedtektene er tilgjengelige på våre nettsider: www.equinor.com/vedtekter

Samsvar med NYSEs børsregler

Equinors primære børsnotering er på Oslo Børs, og selskapets ADR er notert på NYSE. I tillegg er Equinor en utenlandsk privat utsteder som er underlagt rapporteringskravene til US Securities and Exchange Commission.

ADR representerer selskapets underliggende ordinære aksjer som er notert på NYSE. Equinors praksis for eierstyring og selskapsledelse følger kravene i norsk lov, men selskapet er også underlagt NYSEs børsregler.

Som utenlandsk privat utsteder er Equinor fritatt for de fleste NYSE-krav til eierstyring og selskapsledelse som amerikanske selskaper må følge. Equinor er imidlertid forpliktet til å opplyse om hvordan selskapets praksis på området skiller seg vesentlig fra den praksis som gjelder for amerikanske selskaper etter NYSEs regler. En redegjørelse for disse forskjellene følger her:

Retningslinjer for eierstyring og selskapsledelse

NYSE-reglene krever at amerikanske selskaper vedtar og kunngjør sine retningslinjer for eierstyring og selskapsledelse. Equinors prinsipper for eierstyring og selskapsledelse er utarbeidet av ledelsen og styret i henhold til Anbefalingen og gjeldende lov. Bedriftsforsamlingen fører tilsyn med styret og ledelsen.

Styremedlemmers uavhengighet

NYSE-reglene krever at amerikanske selskaper har et flertall av "uavhengige styremedlemmer". NYSEs definisjon av "uavhengig styremedlem" angir fem spesifikke krav til uavhengighet og krever også en bekreftelse fra styret på at styremedlemmet ikke har noen vesentlig tilknytning til selskapet.

I henhold til norsk selskapslov består Equinors styre av medlemmer som er valgt av aksjonærer og ansatte. Styret i Equinor har bestemt at samtlige aksjonærvalgte styremedlemmer etter styrets skjønn er uavhengige. I sin vurdering av uavhengighet fokuserer styret blant annet på at det ikke er noen interessekonflikt mellom aksjonærene, styret og selskapets ledelse. Vurderingen er ikke strengt basert på NYSEs fem spesifikke krav, men tar hensyn til alle relevante forhold som etter styrets oppfatning kan påvirke et styremedlems uavhengighet. Styremedlemmene som velges av og blant

selskapets ansatte, vil ikke bli vurdert som uavhengige etter NYSE-reglene fordi de er ansatt i Equinor. Ingen av disse ansattvalgte styremedlemmene er direktører i selskapet.

For nærmere informasjon om styret, se 3.8 Bedriftsforsamlingen, styret og konsernledelsen.

Styreutvalg

Ifølge norsk selskapslov har styret ansvar for selskapets ledelse. Equinor har et revisjonsutvalg, et utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk og et kompensasjons- og lederutviklingsutvalg. Revisjonsutvalget og kompensasjons- og lederutviklingsutvalget opererer i henhold til instrukser som i stor grad er sammenlignbare med utvalgenes gjeldende vedtekter som kreves av NYSE-reglene. De rapporterer regelmessig til styret og er under tilsyn av styret. For nærmere informasjon om styrets utvalg, se 3.9 Styrets arbeid.

Equinor oppfyller NYSE-reglenes plikt til å ha et revisjonsutvalg som oppfyller kravene i Rule 10A-3 i den amerikanske børsloven US Securities Exchange Act of 1934.

Revisjonsutvalget i Equinor har et medlem som er valgt av de ansatte. Equinor anvender unntaket fra uavhengighetskravene i Rule 10A-3(b)(1)(iv)(C) i US Securities Exchange Act of 1934 for det ansattvalgte styremedlemmet. Etter Equinors oppfatning vil anvendelsen av dette unntaket ikke i vesentlig grad påvirke revisjonsutvalgets evne til å handle selvstendig eller oppfylle de øvrige kravene til revisjonsutvalg i Rule 10A-3. De øvrige medlemmene av revisjonsutvalget oppfyller kravene til uavhengighet etter Rule 10A-3.

Revisjonsutvalget vurderer blant annet kvalifikasjonene og uavhengigheten til selskapets eksterne revisor. I henhold til norsk lov velges imidlertid revisor av generalforsamlingen i selskapet.

Equinor har ikke et styreutvalg for nominasjon/eierstyring og selskapsledelse. I stedet fylles rollene som foreskrives for et utvalg for nominasjon/eierstyring og selskapsledelse etter NYSE-reglene i hovedsak av bedriftsforsamlingen og valgkomiteen, som begge velges av generalforsamlingen. NYSEreglene krever at kompensasjonsutvalget i amerikanske selskaper skal bestå av uavhengige medlemmer, avgi innstilling om godtgjørelse til toppledelsen og ta stilling til rådgiveres uavhengighet når de blir engasjert. Som en utenlandsk privat utsteder er Equinor fritatt for å følge disse reglene og kan følge hjemlandets regler. Equinor anser at samtlige medlemmer av kompensasjonsutvalget er uavhengige (i henhold til Equinors rammeverk, som allerede nevnt ikke er identisk med NYSEreglene). Equinors kompensasjonsutvalg kommer med anbefalinger til styret om godtgjørelse til ledelsen, inkludert konsernsjefen. Videre evaluerer kompensasjonsutvalget sine egne resultater og har fullmakt til å engasjere eksterne rådgivere. Valgkomiteen, som velges av generalforsamlingen, gir anbefalinger om styrekandidater og deres godtgjørelse til bedriftsforsamlingen. Valgkomiteen kommer også med anbefalinger til generalforsamlingen om kandidater til bedriftsforsamlingen og valgkomiteen og godtgjørelse til disse.

Aksjonærgodkjenning av ordninger for aksjebasert godtgjørelse

NYSE-reglene krever at alle ordninger for aksjebasert godtgjørelse, med enkelte unntak, skal legges fram for avstemming blant aksjonærene. Etter norsk selskapslov er godkjenning av ordninger for aksjebasert godtgjørelse vanligvis forbeholdt styret, selv om aksjeemisjon og fullmakt til å kjøpe tilbake aksjer må godkjennes av den ordinære generalforsamlingen i Equinor.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.2 Virksomhet

Equinor er et internasjonalt energiselskap med hovedkontor i Stavanger, Norge. Konsernet har virksomhet i mer enn 30 land, og har ca. 21.000 ansatte over hele verden. Equinor ASA er et allmennaksjeselskap som er organisert i henhold til norsk lov og underlagt lov om allmennaksjeselskaper (allmennaksjeloven). Staten er den største aksjonæren i Equinor ASA, med en direkte eierandel på 67 %. Equinor er ledende operatør på norsk sokkel, med en internasjonal virksomhet i vekst.

Equinor er blant verdens største selgere av råolje og kondensat og er den nest største leverandøren i det europeiske gassmarkedet. Selskapet har også en betydelig virksomhet innenfor prosessering og raffinering, bidrar til utvikling av nye energiressurser, og har internasjonale aktiviteter innen vindkraft samt en ledende posisjon innenfor innføring av teknologi for CO2-fangst og -lagring (CCS).

Formål, strategier og risikoprofiler

Equinors formål er definert i selskapets vedtekter (www.equinor.com/vedtekter). Equinor skal drive leting etter og utvinning, transport, foredling og markedsføring av petroleum, avledede produkter og andre energiformer, samt annen virksomhet. Virksomheten kan også drives gjennom deltakelse i, eller i samarbeid med, andre selskaper.

Equinors formål er å omdanne naturressurser til energi for mennesker og framgang for samfunnet, og selskapets visjon er å «forme energiframtiden». Styret og administrasjonen har utarbeidet en konsernstrategi for å levere i henhold til denne visjonen. Den er omformulert til konkrete mål som skal sikre en samordnet gjennomføring av strategien i hele selskapet. Equinors konsernstrategi er presentert i seksjon 2.1 Strategi og markedsoversikt.

I arbeidet for å nå vår visjon og strategi legger vi vekt på å holde høyeste standard for selskapsstyring og å dyrke en verdibasert prestasjonskultur som belønner eksemplarisk etisk praksis, respekt for miljøet samt personlig og felles integritet. Equinor vurderer kontinuerlig gjeldende internasjonale standarder for beste praksis når selskapets retningslinjer skal utarbeides og innføres, fordi vi mener det er en tydelig sammenheng mellom å holde høy kvalitet på vår selskapsstyring og å skape aksjonærverdier.

I Equinor er måten vi leverer på like viktig som hva vi leverer. Equinorboken, som gjelder alle ansatte i selskapet, fastsetter standarder for vår atferd, vår leveranse og vårt lederskap.

Våre verdier er veiledende for atferden til alle Equinor-ansatte. Våre konsernverdier er: modig, åpen, samarbeid og omtanke. Både våre verdier og etiske retningslinjer behandles som en integrert del av vår virksomhet. Våre etiske retningslinjer for atferd er nærmere beskrevet i seksjon 3.10 Risikostyring og internkontroll.

Vi fokuserer også på å håndtere påvirkningen av vår virksomhet på mennesker, samfunn og miljø i tråd med konsernets retningslinjer for helse, sikkerhet, sikring, bærekraft, inkludert menneskerettigheter, og etikk. Områder som er dekket av disse retningslinjene omfatter arbeidslivsstandarder, åpenhet og antikorrupsjon, lokale ansettelser og anskaffelser, helse og sikkerhet, arbeidsmiljø, sikring og bredere miljøspørsmål. Disse tiltakene og retningslinjene er nærmere beskrevet i seksjon 2.13 Sikkerhet, sikring og bærekraft samt i Equinors bærekraftrapport.

Equinors risikoprofil er en sammensatt oversikt over risikofaktorer og støtter dagens og framtidige vurderinger av porteføljen. Målet er å oppnå en portefølje som er robust og verdiskapende gjennom konjunkturer. Risiko er en integrert del av styrets strategidiskusjoner og investeringsbeslutninger. Styret vurderer jevnlig Equinors strategi, risikoprofil og målsetting, som en del av dets årsplan. Det henvises også til seksjon 3.9 Styrets arbeid og 3.10 Risikostyring og internkontroll.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.3 Egenkapital og utbytte

Aksjonærers egenkapital og kapitalstruktur

Per 31. desember 2020 var selskapets egenkapital på 33.873 millioner USD (ekskl. 19 millioner USD i aksjeposter uten bestemmende innflytelse/minoritetsinteresser), det vil si 27,8 % av selskapets samlede eiendeler. Netto gjeldsgrad var 31,7 %8 . Betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer utgjorde 18.621 millioner USD. Styret anser dette som hensiktsmessig ut fra selskapets behov for soliditet med hensyn til uttalte mål, strategi og risikoprofil.

En eventuell økning av selskapets aksjekapital må godkjennes av generalforsamlingen. Dersom styret skulle gis mandat for å øke selskapets aksjekapital, ville et slikt mandat være begrenset til et definert formål. Dersom generalforsamlingen skal vurdere styremandater med tanke på aksjeemisjon for forskjellige formål, må generalforsamlingen vurdere hvert mandat for seg.

Utbyttepolitikk

Det er Equinors ambisjon å øke det årlige kontantutbyttet, målt i USD per aksje, i takt med den langsiktige underliggende inntjeningen. Equinor kunngjør utbytte hvert kvartal. Styret godkjenner 1. - 3. kvartals utbytte på grunnlag av fullmakt fra generalforsamlingen, mens generalforsamlingen godkjenner utbyttet for 4. kvartal (og for året under ett) på grunnlag av et forslag fra styret. Når styret bestemmer de foreløpige utbytteutbetalingene og anbefaler samlet utbyttenivå for året,

⁸ Dette er et non-GAAP måltall. Sammenligningstall og avstemming mot IFRS er vist i tabellen Beregning av sysselsatt kapital og netto gjeld over sysselsatt kapital som vist i seksjon 5.2 Bruk og avstemming av non-GAAP måltall.

skal det tas hensyn til forventet kontantstrøm,

investeringsplaner, finansieringsbehov og nødvendig finansiell fleksibilitet. I tillegg til kontantutbytte vil Equinor også vurdere tilbakekjøp av aksjer som et middel for å øke aksjonærenes avkastning.

Aksjonærene kan under generalforsamlingen stemme for å redusere, men kan ikke øke, utbyttet for fjerde kvartal som er foreslått av styret. Equinor kunngjør utbytteutbetalingene i forbindelse med kvartalsresultatene. Utbetaling av det kvartalsvise utbyttet forventes å finne sted ca. fire måneder etter kunngjøringen av hvert kvartalsvise utbytte.

Equinor fastsetter utbyttet i USD. Utbytte per aksje i NOK vil bli beregnet og kommunisert fire virkedager etter oppgjørsdag for aksjonærer på Oslo Børs.

Styret vil foreslå for generalforsamlingen at det for fjerde kvartal 2020 betales et utbytte på 0,12 USD per aksje.

Tilbakekjøp av egne aksjer for påfølgende sletting

I tillegg til å betale kontantutbytte, vil Equinor også vurdere tilbakekjøp av aksjer som et middel for å øke aksjonærenes totalavkastning. For å kunne kjøpe tilbake aksjer må styret få fullmakt fra generalforsamlingen, som må fornyes årlig. På generalforsamlingen 14. mai 2020 fikk styret fullmakt til, på vegne av selskapet, å erverve aksjer i Equinor ASA i markedet med samlet pålydende verdi på inntil 187.500.000 NOK. Laveste beløp som kan betales per aksje er 50 NOK, mens høyeste beløp som kan betales per aksje er 500 NOK. Innenfor disse grensene har styret fullmakt til å bestemme til hvilken pris og på hvilket tidspunkt et eventuelt kjøp skal finne sted. Aksjer ervervet i henhold til denne fullmakten kan bare disponeres til sletting gjennom en reduksjon av selskapets aksjekapital, i henhold til allmennaksjeloven § 12-1. Det er også en forutsetning for tilbakekjøp og sletting av aksjer at statens eierandel i Equinor ASA ikke endres. Følgelig vil det i den generalforsamling som skal beslutte sletting av de tilbakekjøpte aksjer også bli fremmet forslag om en innløsning av en andel av statens aksjer, slik at statens eierandel i selskapet opprettholdes. Fullmakten er gyldig til neste ordinære generalforsamling, men ikke lenger enn til 30. juni 2021.

Kjøp av egne aksjer til bruk i forbindelse med aksjespareprogrammet

Siden 2004 har Equinor hatt et aksjespareprogram for sine ansatte. Formålet med dette programmet er å styrke bedriftskulturen og oppmuntre til lojalitet ved at ansatte blir deleiere i selskapet. Generalforsamlingen i Equinor gir hvert år styret fullmakt til å kjøpe aksjer i Equinor ASA i markedet for å fortsette aksjespareprogrammet. Fullmakten er gyldig til neste generalforsamling, men ikke lenger enn til 30. juni det påfølgende året.

På generalforsamlingen 14. mai 2020 fikk styret fullmakt til, på vegne av selskapet, å erverve egne aksjer med samlet pålydende verdi på inntil 38.000.000 NOK til bruk i konsernets aksjespareprogram for egne ansatte. Denne fullmakten er gyldig fram til neste generalforsamling, men ikke lenger enn til 30. juni 2021.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.4 Likebehandling av aksjeeiere og transaksjoner med nærstående

Likebehandling av aksjeeiere er ett av kjerneprinsippene i Equinors styring og ledelse. Equinor har én aksjeklasse, og hver aksje gir én stemme på generalforsamlingen. Vedtektene inneholder ingen begrensninger i stemmeretten, og alle aksjer har de samme rettighetene. Hver aksje har pålydende verdi på 2,50 kroner. Tilbakekjøp av aksjer som benyttes i aksjespareprogrammet for ansatte (eller eventuelt for etterfølgende sletting), gjennomføres via Oslo Børs.

Den norske stat som majoritetseier

Staten er majoritetsaksjonær i Equinor, og har også store eierandeler i andre norske selskaper. Pr. 31. desember 2020 hadde staten en eierandel på 67 % (eksklusive Folketrygdfondets eierandel på 3,63 %). Staten er også majoritetseier i andre selskaper eller foretak som er under samme eierstruktur, og derfor oppfyller definisjonen på nærstående parter. Equinor kan delta i transaksjoner med slike selskaper eller foretak. Deltakelse i alle slike transaksjoner skjer alltid på uavhengige vilkår. Statens eierandel i Equinor forvaltes av Olje- og energidepartementet (OED). Statens eierandel i nærstående parter kan forvaltes av OED eller andre departementer i den norske regjeringen, avhengig av hvilken bransje slike nærstående parter er involvert i.

Det er en uttrykt statlig eierskapspolitikk at staten stiller seg bak prinsippene i Anbefalingen, og den norske regjeringen har signalisert en forventning om at selskaper hvor staten har en eierandel følger Anbefalingen. Prinsippene er presentert i statens årlige eierberetning.

Kontakten mellom staten som eier og Equinor foregår i prinsippet på linje med det som gjelder for andre institusjonelle investorer, men med den forskjell at det er oftere møter med OED. Blant tema som diskuteres er Equinors økonomiske og strategiske utvikling, bærekraft og statens forventninger til resultater og avkastning på investeringer. Slike møter er i henhold til norsk selskaps- og verdipapirlovgivning, herunder likebehandling av aksjeeiere og begrensninger i diskusjoner om innsideinformasjon.

I alle saker hvor staten opptrer i egenskap av å være aksjonær, er dialogen med selskapet basert på informasjon som er tilgjengelig for alle aksjonærer. Dersom statens deltakelse er nødvendig, og regjeringen må innhente godkjenning fra Stortinget, kan det være nødvendig å gi departementet innsideinformasjon. Staten må følge generelle regler som gjelder behandling av slik informasjon. Vi sikrer at det for all samhandling mellom staten og Equinor er et klart skille mellom de ulike rollene staten innehar.

Staten har ingen egne styremedlemmer eller medlemmer i bedriftsforsamlingen i Equinor. Som majoritetsaksjonær har staten utpekt ett medlem av Equinors valgkomité.

Salg av statens olje og gass

I henhold til selskapets vedtekter er det Equinors oppgave å markedsføre og selge statens andel av olje- og naturgassproduksjonen på norsk sokkel sammen med selskapets egen produksjon. Staten har en felles eierskapsstrategi for å maksimere den samlede verdien av sin eierandel i Equinor og egne olje- og gassandeler. Denne strategien er nedfelt i avsetningsinstruksen som pålegger Equinor i sin virksomhet på norsk sokkel å legge vekt på disse samlede eierandelene ved beslutninger som kan ha betydning for gjennomføringen av salg.

Det statseide selskapet Petoro AS ivaretar de forretningsmessige forhold knyttet til statens direkte engasjement i petroleumsvirksomhet på norsk sokkel og virksomhet i tilknytning til dette.

Andre transaksjoner

I forbindelse med ordinære forretningsaktiviteter som rørledningstransport, lagring av gass og prosessering av petroleumsprodukter, har Equinor også jevnlige transaksjoner med enheter som selskapet har eierandeler i. Disse transaksjonene utføres på uavhengige vilkår.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.5 Fri omsettelighet

Equinors hovednotering er på Oslo Børs. Våre ADR omsettes på NYSE. Hver Equinor ADR representerer én underliggende ordinær aksje.

Equinors vedtekter inneholder ingen form for begrensninger når det gjelder eierskap, omsetning eller stemmegiving knyttet til aksjene og depotbevisene.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.6 Generalforsamling

Generalforsamlingen er selskapets øverste styrende organ og er et demokratisk og velfungerende forum for samvirke mellom aksjeeierne, styret og selskapets ledelse.

Neste generalforsamling holdes 11. mai 2021. Som følge av covid-19-situasjonen, vil generalforsamlingen gjennomføres digitalt med elektronisk stemmegivning. Praktiske detaljer rundt dette vil fremgå av innkalling til generalforsamling og på selskapets nettside. Generalforsamlingen holdes på norsk, med simultanoversettelse til engelsk. På Equinors generalforsamling 14. mai 2020 var 76,94 % av aksjekapitalen representert, enten ved forhåndsstemmer, personlig oppmøte eller ved fullmakt. På grunn av utbruddet av covid-19, ble det iverksatt tiltak for å sikre deltakernes helse og sikkerhet, og for å følge gjeldende nasjonale og lokale retningslinjer og anbefalinger. Aksjonærene ble derfor oppfordret til å delta via nett, og til å stemme på forhånd eller ved fullmakt.

Hovedrammen for innkalling til og avholdelse av generalforsamling i Equinor er som følger:

I henhold til selskapets vedtekter skal den ordinære generalforsamlingen holdes innen utgangen av juni hvert år. Innkalling til generalforsamling og saksdokumenter offentliggjøres på Equinors nettsider, og innkalling sendes til alle aksjonærer med kjent adresse minst 21 dager før møtet. Alle aksjonærer som er registrert i Verdipapirsentralen (VPS) vil

motta invitasjon til generalforsamlinger. Andre dokumenter til Equinors generalforsamlinger vil gjøres tilgjengelig på Equinors nettsider. Aksjonærene kan kreve å få disse dokumentene tilsendt.

Aksjonærene har rett til å få sine forslag behandlet av generalforsamlingen, forutsatt at forslaget er framsatt skriftlig til styret i tide til at det kan medtas i innkallingen til generalforsamlingen, dvs. senest 28 dager før møtet. Aksjonærer som ikke har anledning til å møte personlig, kan stemme ved fullmakt.

Som beskrevet i innkallingen til generalforsamling kan aksjonærene i en fastsatt periode før generalforsamlingen stemme skriftlig, også gjennom elektronisk kommunikasjon. Aksjonærer har også anledning til å stemme ved bruk av fullmakt.

Generalforsamlingen åpnes og ledes vanligvis av bedriftsforsamlingens leder. Dersom det skulle være uenighet rundt enkeltsaker hvor bedriftsforsamlingens leder er nært knyttet til en av de involverte partene, eller av andre grunner ikke regnes som upartisk, vil det utpekes en annen møteleder for å sikre uavhengighet til sakene som behandles.

Følgende beslutninger vedtas på generalforsamlingen:

Godkjenning av årsberetningen, regnskapet og eventuelt utbytte som er foreslått av styret og anbefalt av bedriftsforsamlingen.
Valg av representanter for aksjonærene til bedriftsforsamlingen og fastsettelse av bedriftsforsamlingens honorar.
Valg av medlemmer til valgkomiteen og fastsettelse av valgkomiteens honorar.
Valg av ekstern revisor og fastsettelse av revisors godtgjørelse.
Behandling av eventuelle andre saker som er satt opp på sakslisten i møteinnkallingen.

Alle aksjer har lik stemmerett på generalforsamlinger. Beslutninger på generalforsamlingene fattes vanligvis med simpelt flertall. Imidlertid kreves det, i henhold til norsk lov, kvalifisert flertall ved visse beslutninger, inkludert beslutninger om å fravike fortrinnsretter i forbindelse med en eventuell aksjeemisjon, godkjenning av en fusjon eller fisjon, endringer i vedtektene eller fullmakt til å øke eller redusere aksjekapitalen. For disse sakene kreves det godkjenning fra minst to tredjedeler av det samlede antall avgitte stemmer, i tillegg til to tredjedeler av aksjekapitalen som er representert på generalforsamlingen.

Dersom aksjer er registrert av en mellommann i VPS, se § 4-10 i allmennaksjeloven, og den reelle eieren ønsker å stemme for slike aksjer, må den reelle eieren omregistrere aksjene i en egen VPS-konto i den reelle eierens eget navn før generalforsamlingen. Dersom innehaveren kan dokumentere at dette er gjort og at vedkommende har en faktisk aksjonærinteresse i selskapet, vil selskapet tillate aksjonæren å stemme for aksjene. Beslutninger om stemmeretter for aksjonærer og fullmektiger tas av den som åpner møtet, men beslutningene kan omgjøres av generalforsamlingen med simpelt flertall.

Møtereferat fra generalforsamlinger vil være tilgjengelig på Equinors nettsider rett etter møtet.

Ekstraordinær generalforsamling vil bli holdt for å behandle og fatte vedtak i en bestemt sak dersom bedriftsforsamlingen, lederen av bedriftsforsamlingen, revisor eller aksjonærer som representerer minst 5 % av aksjekapitalen, krever det. Styret skal sørge for at ekstraordinær generalforsamling blir holdt innen én måned etter at slikt krav er fremmet.

Visse typer generalforsamlingsvedtak er beskrevet i følgende seksjoner:

Aksjeemisjon

Dersom Equinor foretar en aksjeemisjon, herunder av bonusaksjer, må vedtektene endres. Dette krever samme flertall som andre vedtektsendringer (dvs. to tredjedeler av de avgitte stemmene og to tredjedeler av aksjekapitalen). Videre har aksjonærene etter norsk lov fortrinnsrett til å tegne seg for nye aksjer som utstedes av Equinor. Fortrinnsretten til å tegne seg for nye aksjer kan frafalles ved vedtak fattet av generalforsamlingen med samme prosentvise flertall som trengs for vedtektsendring. Med et flertall på to tredjedeler som beskrevet over kan generalforsamlingen gi styret fullmakt til å gjennomføre en emisjon og frafalle aksjonærenes fortrinnsrett i forbindelse med slik emisjon. Fullmakten kan gjelde for inntil to år, og pålydende verdi av aksjene i emisjonen kan ikke overstige 50 % av den nominelle aksjekapitalen på tidspunktet da fullmakten ble gitt.

Emisjon med fortrinnsrett for aksjonærer som er amerikanske statsborgere eller bosatt i USA, kan fordre at Equinor må sende inn en registering i USA i henhold til amerikansk verdipapirlovgivning. Dersom Equinor beslutter ikke å sende inn slik registrering, kan dette forhindre aksjonærenes utøvelse av fortrinnsretten.

Retten til innløsning eller gjenkjøp av aksjer

Equinors vedtekter gir ikke fullmakt til innløsning av aksjer. Når det ikke foreligger fullmakt, kan generalforsamlingen likevel vedta innløsning av aksjer med to tredjedels flertall på visse vilkår. Slik innløsning av aksjer vil imidlertid i praksis avhenge av samtykke fra samtlige aksjonærer som får sine aksjer innløst.

Et norsk selskap kan kjøpe sine egne aksjer dersom generalforsamlingen har gitt fullmakt til det med godkjenning fra minst to tredjedeler av det totale antallet avgitte stemmer samt to tredjedeler av aksjekapitalen som er representert på generalforsamlingen. Den totale pålydende verdi av slike egne aksjer som eies av selskapet, kan ikke overstige 10 % av selskapets totale aksjekapital og kan bare erverves dersom selskapets frie egenkapital ifølge siste godkjente balanse er høyere enn vederlaget som skal betales for aksjene. Etter norsk lov kan fullmakt fra generalforsamlingen om gjenkjøp av aksjer kun gis for en periode på inntil 18 måneder.

Fordeling av eiendeler ved oppløsning av selskapet

Etter norsk lov kan et selskap oppløses ved generalforsamlingsvedtak fattet av et to tredjedels flertall av de avgitte stemmene og et to tredjedels flertall av den totale aksjekapitalen som er representert på generalforsamlingen. Disse aksjene rangeres likt med hensyn til eventuell kapitalavkastning ved avvikling eller på annen måte.

Avvik fra Anbefalingen:

Ifølge Anbefalingen skal styret og lederen av valgkomiteen være til stede på generalforsamlinger. Equinor har ikke ansett det som nødvendig å kreve at alle medlemmene av styret er til stede. Styrelederen, lederen av valgkomiteen, så vel som lederen av bedriftsforsamlingen, vår eksterne revisor, konsernsjefen og andre medlemmer av ledelsen er imidlertid alltid til stede på generalforsamlinger.

3.7 Valgkomiteen

I henhold til vedtektene skal valgkomiteen bestå av fire medlemmer som enten er aksjonærer eller representerer aksjonærene. Valgkomiteens oppgaver er angitt i vedtektene, og komiteens instruks er fastlagt av generalforsamlingen.

Valgkomiteen har som oppgave å avgi innstilling til:

Generalforsamlingen om valg av aksjonærvalgte medlemmer og varamedlemmer til bedriftsforsamlingen og godtgjørelse til medlemmene av bedriftsforsamlingen.
Generalforsamlingen om valg av og godtgjørelse til medlemmer av valgkomiteen.
Bedriftsforsamlingen om valg av aksjonærvalgte medlemmer til styret og godtgjørelse til styrets medlemmer.
Bedriftsforsamlingen om valg av leder og nestleder til bedriftsforsamlingen.
Bedriftsforsamlingen om valg av leder og nestleder for bedriftsforsamlingen.

Valgkomiteen ønsker å sikre at det blir tatt hensyn til aksjonærenes synspunkter når det blir foreslått kandidater til de styrende organer i Equinor ASA. Valgkomiteen sender en oppfordring til Equinors største aksjonærer om å komme med forslag til aksjonærvalgte kandidater til styre og bedriftsforsamling, i tillegg til medlemmer til valgkomiteen. Aksjonærene oppfordres også til å komme med innspill til valgkomiteen angående sammensetningen og kompetansen i Equinors styrende organer med tanke på Equinors strategi og framtidige utfordringer og muligheter. Fristen for å komme med innspill fastsettes vanligvis til begynnelsen/midten av januar for at disse kan bli tatt med i vurderingen av de forestående nominasjoner. I tillegg har alle aksjonærer en mulighet til å sende inn forslag gjennom en elektronisk postkasse på Equinors nettsider. Resultatene fra en årlig, normalt eksternt tilrettelagt styreevaluering gjøres tilgjengelig for valgkomiteen i forbindelse med valgprosessen for styret. Det holdes individuelle møter mellom valgkomiteen og hvert av styremedlemmene, inkludert de ansattvalgte i styret. Styrelederen og konsernsjefen inviteres til å delta på minst ett møte i valgkomiteen før komiteen gir sin endelige anbefaling, men uten å ha stemmerett. Valgkomiteen benytter jevnlig ekstern ekspertise i sitt arbeid og begrunner sine anbefalinger av kandidater.

Medlemmene av valgkomiteen velges av generalforsamlingen. Leder av valgkomiteen og ett annet medlem velges blant de aksjonærvalgte medlemmene av bedriftsforsamlingen. Medlemmene av valgkomiteen velges vanligvis for to år av gangen.

Personlige varamedlemmer for ett eller flere av valgkomiteens medlemmer kan velges etter samme kriterier som beskrevet ovenfor. Et varamedlem møter vanligvis i stedet for det faste

medlemmet dersom medlemmets verv avsluttes før utløpet av valgperioden.

Equinors valgkomité består av følgende medlemmer per 31. desember 2020, og er valgt for perioden fram til generalforsamlingen i 2022:

Tone Lunde Bakker (leder), General Manager, Swedbank Norge (også leder av bedriftsforsamlingen i Equinor).
Bjørn Ståle Haavik, ekspedisjonssjef og leder av økonomiog administrasjonsavdelingen i Olje- og energidepartementet (personlig varamedlem for Bjørn Ståle Haavik er departementsråd Andreas Hilding Eriksen i Olje- og energidepartementet).
Jarle Roth, konsernsjef i Umoe Gruppen AS (også medlem av bedriftsforsamlingen i Equinor).
Berit L. Henriksen, selvstendig næringsdrivende som rådgiver.

Styret anser samtlige medlemmer av valgkomiteen for å være uavhengige av ledelsen og styret i Equinor.

Valgkomiteen hadde 19 ordinære møter i 2020.

Mer informasjon om valgkomiteen og dens mandat er tilgjengelig på www.equinor.com/valgkomiteen.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.8 Bedriftsforsamlingen, styret og konsernledelsen

Bedriftsforsamlingen

Ifølge allmennaksjeloven skal selskaper med over 200 ansatte velge en bedriftsforsamling med mindre noe annet er avtalt mellom selskapet og flertallet av de ansatte.

I samsvar med Equinors vedtekter skal bedriftsforsamlingen bestå av 18 medlemmer, hvorav 12 medlemmer samt fire varamedlemmer innstilles av valgkomiteen og velges av generalforsamlingen. De representerer et bredt tverrsnitt av selskapets aksjonærer og interessegrupper. Seks medlemmer (med varamedlemmer) og tre observatører velges av og blant våre ansatte. Disse ansatte sitter ikke i ledelsen. Bedriftsforsamlingen velger sin egen leder og nestleder av og blant sine medlemmer.

Medlemmene av bedriftsforsamlingen velges vanligvis for to år av gangen og alle bor i Norge. Medlemmer av styret og ledelsen i selskapet kan ikke være medlem av bedriftsforsamlingen, men har rett til å være til stede og å uttale seg på møter, med mindre bedriftsforsamlingen i enkeltsaker beslutter å avvike fra dette. Medlemmene av bedriftsforsamlingen har ikke tjenestekontrakter med selskapet eller dets datterselskaper som gir dem fordeler når de trer ut av sine verv.

Per 31. desember 2020 hadde bedriftsforsamlingen følgende medlemmer og observatører:

					Familiære relasjoner til konsernledelsen, styret eller	Aksjer for	Aksjer for		Utløpsdato
Navn	Yrke	Bosted	Fødsels år	Stilling	bedrifts forsamlingens medlemmer	medlemmer per 31.12.2020	medlemmer per 14.03.2021	Første gang valgt	for gjeldende periode
Tone Lunde Bakker	General Manager, Swedbank Norge	Oslo	1962	Leder, aksjonærvalgt	Nei	0	0	2014	2022
Nils Bastiansen	Direktør for aksjer i Folketrygdfondet	Oslo	1960	Nestleder, aksjonærvalgt	Nei	0	0	2016	2022
Greger Mannsverk	Daglig leder, Kimek AS	Kirkenes	1961	Aksjonærvalgt	Nei	0	0	2002	2022
Terje Venold	Uavhengig rådgiver med ulike styreverv	Bærum	1950	Aksjonærvalgt	Nei	500	500	2014	2022
Kjersti Kleven	Medeier i John Kleven AS	Ulsteinvik	1967	Aksjonærvalgt	Nei	0	0	2014	2022
Jarle Roth	Konsernsjef, Umoe Gruppen	Bærum	1960	Aksjonærvalgt	Nei	500	500	2016	2022
Finn Kinserdal	Førsteamanuensis og instituttleder på Norges Handelshøyskole (NHH)	Bergen	1960	Aksjonærvalgt	Nei	0	0	2018	2022
Kari Skeidsvoll Moe	Juridisk direktør i Trønderenergi AS	Trondheim	1975	Aksjonærvalgt	Nei	0	0	2018	2022
Kjerstin Fyllingen	Administrende direktør Haraldsplass Diakonale Sykehus AS	Paradis	1958	Aksjonærvalgt	Nei	0	0	2020	2022
Kjerstin Rasmussen Braathen	Kornsernsjef DNB ASA	Oslo	1970	Aksjonærvalgt	Nei	353	353	2020	2022
Mari Rege	Professor i samfunnsøkonomi ved Handelshøyskolen ved Universitetet i Stavanger	Stavanger	1974	Aksjonærvalgt	Nei	250	250	2020	2022
Brynjar Kristian Forbergskog	Styreleder Torghatten ASA	Brønnøysund	1958	Aksjonærvalgt	Nei	0	0	2020	2022
Sun Maria Lehmann	Tillitsvalgt, Tekna/Nito, Prosjektleder Geofysikk	Trondheim	1972	Ansattvalgt	Nei	6309	0	2015	2021
Oddvar Karlsen	Tillitsvalgt, Industri Energi, Foreningsleder	Brattholmen	1957	Ansattvalgt	Nei	915	0	2019	2021
Berit Søgnen Sandven	Tillitsvalgt, Tekna/Nito, overingeniør fiskalmåling	Kalandseidet	1962	Ansattvalgt	Nei	4478	0	2019	2021
Terje Enes	Tillitsvalgt, SAFE. Fagansvarlig, mekanisk vedlikehold	Stavanger	1958	Ansattvalgt	Nei	4551	0	2017	2021
Lars Olav Grøvik	Tillitsvalgt, Tekna, Rådgiver Petech	Bergen	1961	Ansattvalgt	Nei	7814	0	2017	2021
Frode Mikkelsen	Tillitsvalgt, Industri Energi Hauglandshel	la	1957	Ansattvalgt	Nei	707	0	2019	2021
Per Helge Ødegård	Tillitsvalgt, Lederne, fagansvarlig, driftsprosess	Porsgrunn	1963	Ansattvalgt, observatør	Nei	1298	0	1994	2021
Peter B. Sabel	Tillitsvalgt, Tekna, Rådgiver enterprise data	Stavanger	1968	Ansattvalgt, observatør	Nei	0	0	2019	2021
Anne Kristi Horneland	Tillitsvalgt, Industri Energi	Hafrsfjord	1956	Ansattvalgt, observatør	Nei	7355	0	2006	2021
Total						35.030	1.603

Valg av aksjonærvalgte medlemmer av bedriftsforsamlingen ble holdt 14. mai 2020. Med virkning fra 15. mai 2020 ble Kjerstin Fyllingen (tidligere varamedlem), Kjerstin Rasmussen Braathen, Mari Rege og Brynjar Kristian Forbergskog valgt til nye medlemmer av bedriftsforsamlingen, mens Knut Nesse og Trond Straume ble valgt til nye varamedlemmer. Siri Kalvig, Rune Bjerke, Ingvald Strømmen, Birgitte Ringstad Vartdal og Marit Hansen (varamedlem) forlot bedriftsforsamlingen fra samme dato.

Bedriftsforsamlingens oppgaver er definert i allmennaksjeloven § 6-37. Bedriftsforsamlingen velger medlemmer til styret og styrets leder og kan stemme over hver enkelt nominert kandidat for seg. Det er også bedriftsforsamlingens ansvar å føre tilsyn med styrets og konsernsjefens ledelse av selskapet, fatte beslutninger om investeringer av betydelig omfang sett i forhold til selskapets ressurser, og fatte beslutninger som involverer rasjonalisering og/eller omlegging av driften som vil medføre større endringer eller omlegging av arbeidsstyrken.

Bedriftsforsamlingen hadde fire ordinære møter i 2020. Styrelederen og konsernsjefen deltok på alle fire møter. Møtet i november 2020 var det første møtet i bedriftsforsamlingen med Anders Opedal som konsernsjef. Andre medlemmer av ledelsen var også representert på møtene.

Prosedyren for arbeidet i bedriftsforsamlingen, samt en oppdatert oversikt over dens medlemmer, er tilgjengelig på www.equinor.com/bedriftsforsamling.

Styret

I samsvar med våre vedtekter skal styret bestå av 9–11 medlemmer valgt av bedriftsforsamlingen. Styrets leder og nestleder velges også av bedriftsforsamlingen. For tiden består Equinors styre av 11 medlemmer. I henhold til norsk lov er selskapets ansatte representert med tre styremedlemmer.

De ansattvalgte styremedlemmene har, i motsetning til de aksjonærvalgte styremedlemmene, tre varamedlemmer som deltar på styremøtene dersom et ansattvalgt styremedlem ikke kan møte. Den daglige ledelsen er ikke representert i styret. Styremedlemmene velges for en periode på inntil to år, vanligvis for ett år av gangen. Det foreligger ingen tjenestekontrakter for styremedlemmer som gir dem fordeler når de trer ut av sine verv.

Styret vurderer sin sammensetning med hensyn til kompetanse, kapasitet og mangfold som hensiktsmessig for å ivareta selskapets strategi, mål og viktigste utfordringer samt alle aksjonærenes felles interesser. Styret har erfaring og bakgrunn fra olje, gass, fornybar, skipsfart, telekommunikasjon, politikk og klimapolitikk. Styret anser også at det består av personer som har vilje og evne til å arbeide som et team, slik at styret arbeider effektivt som et kollegialt organ. Minst ett av styremedlemmene er kvalifisert til å være "revisjonsutvalgets finansielle ekspert", som definert i kravene fra US Securities and Exchange Commission, SEC. Alle de aksjonærvalgte styremedlemmene anses som uavhengige. Syv styremedlemmer er menn, fire er kvinner og tre styremedlemmer har en annen nasjonalitet enn norsk og er bosatt utenfor Norge.

Styret avholdt åtte ordinære styremøter og ni ekstraordinære styremøter i 2020. Det høye antallet ekstraordinære styremøter skyldtes i hovedsak covid-19-situasjonen. Møtedeltakelse var 98,93 %.

Informasjon om styremedlemmene og styrets utvalg, inkludert informasjon om kompetanse, erfaring, andre styreverv, uavhengighet, aksjeeierskap og lån, er tilgjengelig i det følgende og på våre nettsider www.equinor.com/styret.

Styremedlemmer per 31. desember 2020:

Jon Erik Reinhardsen Født: 1956 Verv: Aksjonærvalgt styreleder og leder av styrets kompensasjons- og lederutviklingsutvalg.

Periode: Styreleder i Equinor ASA siden 1. september 2017. Er på valg i 2021. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styremedlem i Oceaneering International Inc., Telenor ASA og Awilhelmsem AS Antall aksjer i Equinor ASA: 4.584 (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Reinhardsen var konsernsjef i Petroleum Geo-Services (PGS) fra 2008 til august 2017. PGS leverer globale geofysiske tjenester og reservoartjenester. I perioden 2005- 2008 arbeidet Reinhardsen i Alcoa, en av verdens største aluminiumprodusenter med hovedkontor i USA, som President Growth, Alcoa Primary Products, og han var i denne perioden basert i New York. Fra 1983 til 2005 hadde Reinhardsen en rekke ulike stillinger i Aker Kværnergruppen, og var blant annet konserndirektør i Aker Kværner ASA, assisterende konsernsjef og konserndirektør i Aker Kværner Oil & Gas AS i Houston og konserndirektør i Aker Maritime ASA. Utdannelse: Mastergrad (cand. real.) i anvendt matematikk og geofysikk fra Universitetet i Bergen. Han har også deltatt på det internasjonale ledelsesprogrammet ved Institute for Management

Development (IMD) i Lausanne, Sveits. Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Reinhardsen på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter, seks møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og tre ordinære og ett ekstraordinært møte i revisjonsutvalget. Reinhardsen er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Periode: Nestleder av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2019, og medlem av styret siden 18. mars 2016. Er på valg i 2021.

Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styreleder i Royal Philips og Royal Boskalis Westminster NV, leder for «Supervisory Council» for Technical University of Delft og medlem av styrene i Platform Talent voor Technologie og Prorsum AG.

Antall aksjer i Equinor ASA: 6.000 (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Etter at han gikk av med pensjon i 2009 fortsatte van der Veer i det internasjonale olje- og gasselskapet Royal Dutch Shell Plc (Shell) som medlem av styret (ikke medlem av konsernledelsen) fram til 2013. Han var konsernsjef i Shell i perioden 2004-2009. Han begynte i Shell i 1971, og har erfaring fra alle deler av selskapets virksomhet samt betydelig kompetanse innen eierstyring og selskapsledelse.

Utdannelse: Mastergrad i maskinteknikk fra Delft University of Technology i Nederland og en mastergrad i økonomi fra Erasmus University, Rotterdam, Nederland. I 2005 ble han utnevnt til æresdoktor ved University of Port Harcourt i Nigeria.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok van der Veer på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter, seks ordinære og fem ekstraordinære møter i revisjonsutvalget og fire ordinære og to ekstraordinære møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. van der Veer er nederlandsk statsborger og bosatt i Nederland.

Jeroen van der Veer Født: 1947 Verv: Aksjonærvalgt styremedlem, leder av styrets revisjonsutvalg og medlem av styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Bjørn Tore Godal Født: 1945 Verv: Aksjonærvalgt styremedlem og medlem av kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Rebekka Glasser Herlofsen Født: 1970 Verv: Aksjonærvalgt styremedlem og medlem av styrets revisjonsutvalg.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. september 2010. Er på valg i 2021. Uavhengig: Ja Andre styreverv: Ingen. Antall aksjer i Equinor ASA: Ingen (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: I perioden 2014-2016 ledet Godal det regjeringsoppnevnte Afghanistanutvalget, som var ansvarlig for å evaluere og trekke lærdommer av Norges sivile og militære innsats i Afghanistan i perioden 2001-2014. Fra 2007 til 2010 var han spesialrådgiver i internasjonale energi- og klimaspørsmål i Utenriksdepartementet. Fra 2003 til 2007 var han Norges ambassadør til Tyskland, og fra 2002 til 2003 var han seniorrådgiver ved Institutt for statsvitenskap ved Universitetet i Oslo. Godal var stortingsrepresentant i 15 år fra 1986 til 2001 og på ulike tidspunkt handels- og skipsfartsminister, forsvarsminister og utenriksminister i til sammen åtte år mellom 1991 og 2001.

Utdannelse: Utdannet cand. mag. fra Universitetet i Oslo med fagene statsvitenskap, historie og sosiologi.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Godal på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter, seks møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og fire ordinære og to ekstraordinære møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. Godal er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 19. mars 2015. Er på valg i 2021. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styreleder i Norwegian Hull Club (NHC), styremedlem i SATS ASA, Rockwool International A/S, BW Offshore ASA, Klaveness Combination Carriers ASA, Wilh. Wilhelmsen Holding ASA og Handelsbanken Norge.

Antall aksjer i Equinor ASA: Ingen (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Herlofsen er uavhengig styremedlem og rådgiver. Hun er seniorrådgiver i Altor Private Equity AB (ikke heltid) og var tidligere CFO i Wallenius Wilhelmsen ASA, et internasjonalt rederi. Før hun begynte i Wallenius Wilhelmsen ASA var hun CFO i rederiet Torvald Klaveness fra 2012. Hun har bred finansiell og strategisk erfaring fra flere selskaper og styreverv. Herlofsen begynte sin karriere i Nordic Investment Bank, Enskilda Securities, hvor hun arbeidet med konsernfinansiering fra 1995 til 1999 i Oslo og London. De neste ti årene arbeidet hun i det norske rederiet Bergesen d.y. ASA (senere BW Group), hvor hun blant annet ledet selskapets arbeid med fusjoner og oppkjøp samt strategi- og selskapsplanlegging, og satt i selskapets toppledelse.

Utdannelse: Siviløkonom og autorisert finansanalytiker ved Norges Handelshøyskole (NHH) og har gjennomført et lederutviklingsprogram for toppledere ved IMD Business School i Sveits. Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Herlofsen på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter og seks ordinære og fem ekstraordinære møter i revisjonsutvalget. Herlofsen er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Anne Drinkwater Født: 1956 Verv: Aksjonærvalgt styremedlem, leder av styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk og medlem av styrets revisjonsutvalg.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2018. Er på valg i 2021. Uavhengig: Ja Andre styreverv: Styremedlem (ikke medlem av ledelsen) i Balfour Beatty plc.

Antall aksjer i Equinor ASA: 1.100 (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Drinkwater var ansatt i BP i perioden 1978-2012, og har hatt en rekke ulike lederstillinger i selskapet. I perioden 2009-2012 var hun konsernsjef i BP Canada. Hun er engelsk statsborger, har omfattende internasjonal erfaring og har blant annet hatt ansvar for virksomhet i USA, Norge, Indonesia, Midtøsten og Afrika. Drinkwater har gjennom sin karriere opparbeidet seg en dyp forståelse av olje- og gassektoren gjennom driftserfaring og stillinger med mer utpreget forretningsansvar.

Utdannelse: Bachelorgrad i anvendt matematikk og statistikk fra Brunel University i London. Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Drinkwater på åtte ordinære styremøter, åtte ekstraordinære styremøter, seks ordinære og fem ekstraordinære møter i revisjonsutvalget og fire ordinære og to ekstraordinære møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. Drinkwater er britisk statsborger og bosatt i USA.

Jonathan Lewis Født: 1961 Verv: Aksjonærvalgt styremedlem og medlem av kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2018. Er på valg i 2021. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Medlem av styret i Capita plc.

Antall aksjer i Equinor ASA: Ingen (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Lewis har vært konsernsjef i Capita plc siden desember 2017, og har 30 års erfaring fra store, multinasjonale selskaper innen teknologisk industri. Lewis kom til Capita plc fra Amec Foster Wheeler plc, et globalt konsulent-, ingeniør- og konstruksjonsselskap, der han var konsernsjef fra 2016 til 2017. Før det hadde han en rekke topplederstillinger i Halliburton, der han var ansatt i perioden 1996-2016. Lewis har tidligere hatt en rekke styreverv, blant annet innen teknologi og i olje- og gassektoren.

Utdannelse: Stanford Executive Program (SEP) fra Stanford University Graduate School of Business, doktorgrad i reservoarkarakterisering, geologi/sedimentologi fra University of Reading samt en bachelorgrad i vitenskap og geologi fra Kingston University.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Lewis på åtte ordinære styremøter, åtte ekstraordinært styremøter, seks møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget, fire ordinære og to ekstraordinære møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk samt ett møte i revisjonsutvalget. Lewis er britisk statsborger og bosatt i Storbritannia.

Finn Bjørn Ruyter Født: 1964 Verv: Aksjonærvalgt styremedlem og medlem av styrets revisjonsutvalg og kompensasjons- og lederutviklingsutvalg.

Tove Andersen Født: 1970 Verv: Aksjonærvalgt styremedlem og medlem av kompensasjons- og lederutviklingsutvalget.

Per Martin Labråten Født: 1961 Verv: Ansattvalgt styremedlem og medlem av utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2019. Er på valg i 2021. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styreleder i Energi Norge AS og styremedlem i Fortum Oslo Varme AS, Sysco AS, Eidsiva Energi AS og flere datterselskaper i Hafslund E-CO AS.

Antall aksjer i Equinor ASA: 620 aksjer (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Ruyter har vært konsernsjef i Hafslund E-CO AS siden juli 2018. Han var konsernsjef i Hafslund ASA fra januar 2012, og chief financial officer (CFO) i selskapet i perioden 2010-2011. I perioden 2009-2010 var han chief operating officer (COO) i det filippinske vannkraftverket SN Aboitiz Power. Fra 1996 til 2009 var han ansatt i Elkem, der han ledet krafthandelsvirksomheten, og fra 1999 også energidivisjonen i selskapet. Fra 1991 til 1996 arbeidet Ruyter med energihandel i Norsk Hydro.

Utdannelse: Mastergrad i maskinteknikk fra NTNU og MBA fra Handelshøyskolen BI. Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Ruyter på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter, seks ordinære og fem ekstraordinære møter i revisjonsutvalget og seks møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget. Ruyter er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2020. Er på valg i 2021. Uavhengig: Ja Andre styreverv: Styremedlem i Borregaard ASA.

Antall aksjer i Equinor ASA: Ingen (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Andersen er konserndirektør for Europe i Yara International ASA. Fra 2018 var hun konserndirektør for Production i Yara. I perioden 2016-2018 var hun konserndirektør for Supply Chain i Yara, og tidligere hadde hun flere lederroller i Yara og Norsk Hydro/Yara. Hun begynte i Norsk Hydro i 1997. Hun har omfattende erfaring fra internasjonal industri, og bred erfaring med styrearbeid.

Utdannelse: Sivilingeniør fra NTNU og MBA fra Handelshøyskolen BI. Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Andersen på fire ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter og to møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget. Andersen er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 8. juni 2017. Er på valg i 2021. Uavhengig: Nei

Andre styreverv: Styremedlem i fagforbundet Industri Energi (IE) og innehar en rekke verv som følge av dette.

Antall aksjer i Equinor ASA: 2.362 (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Labråten er nå tillitsvalgt på heltid som leder av Industri Energis Equinoravdeling. Tidligere har han arbeidet som prosesstekniker på Osebergfeltet i Nordsjøen.

Utdannelse: Labråten er utdannet fagarbeider i prosess/kjemi. Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Labråten på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter og fire ordinære og ett ekstraordinært møte i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. Labråten er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Hilde Møllerstad Født: 1966 Verv: Ansattvalgt styremedlem og medlem av styrets revisjonsutvalg.

Stig Lægreid Født: 1963 Verv: Ansattvalgt styremedlem og medlem av utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2019. Er på valg i 2021. Uavhengig: Nei

Andre styreverv: Leder av etisk råd i Tekna og medlem av valgkomiteen for Tekna Privat. Antall aksjer i Equinor ASA: 8.485 (per 31.12.2020)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Møllerstad har vært ansatt i Equinor siden 1991, og arbeider med petroleumsteknologi i Utvikling og produksjon internasjonalt. Møllerstad har vært medlem av bedriftsforsamlingen i Equinor i perioden 2013-2019, styremedlem i Tekna Privat fra 2012 til 2017 og har hatt flere tillitsverv i Tekna Equinor siden 1993.

Utdannelse: Sivilingeniør fra NTNU og har gjennomført Project Management Essential (PME) ved Handelshøyskolen BI/NTNU.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Møllerstad på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter og seks ordinære og fem ekstraordinære møter i revisjonsutvalget. Møllerstad er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2013. Er på valg i 2021. Uavhengig: Nei Andre styreverv: Ingen. Aksjer i Equinor: 1.995 (per 31.12.2020) Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Lægreid er i dag tillitsvalgt på heltid som leder av NITO i Equinor. Han har jobbet innen plattform-vektestimering fra 2005, og før det som konstruktør og prosjektingeniør innen primæraluminium. Han var ansatt i ÅSV og Norsk Hydro fra 1985. Utdannelse: Bachelorgrad i mekanikk fra Oslo ingeniørhøgskole (OIH).

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2020 deltok Lægreid på åtte ordinære styremøter, ni ekstraordinære styremøter og fire ordinære og to ekstraordinære møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. Lægreid er norsk statsborger og bosatt i Norge.

De siste endringene i styrets sammensetning skjedde med virkning fra 1. juli 2020, da Tove Andersen erstattet Wenche Agerup.

Konsernledelsen

Konsernsjefen har det overordnede ansvaret for daglig drift i Equinor og utnevner konsernledelsen. Konsernsjefen er ansvarlig for å utarbeide Equinors forretningsstrategi og framlegge den for styret til vedtak, for iverksetting av forretningsstrategien, og for å fremme en resultatorientert, verdibasert kultur.

Medlemmer av konsernledelsen har et felles ansvar for å sikre og fremme Equinors konserninteresser og gi konsernsjefen et best mulig grunnlag for å fastsette selskapets retning, ta beslutninger og gjennomføre og følge opp forretningsvirksomhet. I tillegg er hvert medlem av konsernledelsen leder for et eget forretningsområde eller en stabsfunksjon.

Endringer i konsernstrukturen og konsernledelsen

Etter at Ander Opedal ble utnevnt til ny konsernsjef fra 2. november 2020, kunngjorde han 16. november 2020 endringer i konsernstrukturen og konsernledelsen som skal gjelde fra 1. januar og 1. juni 2021.

Equinor er i utvikling som et bredt energiselskap. Endringene i konsernstrukturen og konsernledelsen gjøres for å bidra til økt verdiskaping fra vår olje- og gassportefølje, lønnsom vekst innen fornybar energi og utvikling av lavkarbonløsninger.

Fra 1. januar 2021 er det gjort følgende endringer:

Kjetil Hove, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge (DPN)
Al Cook, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI) fra samme dato er de tidligere forretningsområdene Utvikling og produksjon Brasil (DPB) og Global strategi og forretningsutvikling (GSB) blitt en del av DPI
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring (TPD)
Margareth Øvrum, tidligere konserndirektør for DPB, gikk av med pensjon 31. desember 2020
Geir Tungesvik, som har vært fungerende konserndirektør for TPD, vendte tilbake til sin tidligere stilling
Torgrim Reitan, som tidligere var konserndirektør for DPI, gikk over i en annen stilling i Equinor

Det ligger mer informasjon om endringene i vår konsernstruktur og konsernledelse fra juni 2021 under Endringer i Equinors konsernstruktur og konsernledelse på vår hjemmeside: equinor.com.

Medlemmer av Equinors konsernledelse per 31. desember 2020:

Anders Opedal Født: 1968 Stilling: Konsernsjef siden 2. november 2020.

Eksterne verv: Ingen

Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 32.525

Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Opedal begynte i Equinor i 1997. Fra 2018 til 2020 var han konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring. Fra august til oktober 2018 var han konserndirektør for Utvikling og produksjon Brasil (DPB), og før dette direktør for Utvikling og produksjon internasjonalt Brasil. Han har også vært konserndirektør for sikker og effektiv drift (COO). I 2011 tok han over stillingen som direktør i Teknologi, prosjekter og boring (TPD), der han var ansvarlig for Equinors prosjektportefølje på rundt 300 milliarder kroner. Fra 2007 til 2010 var han direktør for Anskaffelser (CPO). Han har hatt en rekke tekniske og driftsrelaterte stillinger samt lederstillinger i selskapet og begynte som petroleumsingeniør i Statfjords driftsorganisasjon. Før Opedal kom til Equinor arbeidet han for Schlumberger og Baker Hughes.

Utdannelse: MBA fra Heriot-Watt University og sivilingeniør fra Norges tekniske høgskole (NTH), Trondheim.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Opedal er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Eldar Sætre Født: 1956

Stilling: Konserndirektør siden 2. november 2020.

Svein Skeie Født: 1967 Stilling: Fungerende konserndirektør for økonomi og finans (CFO) siden 1. november 2020.

Jannicke Nilsson Født: 1965 Stilling: Konserndirektør for sikker og effektiv drift (COO) i Equinor ASA siden 1. desember 2016.

Eksterne verv: Styremedlem i Strømberg Gruppen AS og Trucknor AS. Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 96.218 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Sætre begynte i Equinor i 1980 og går av med pensjon 1. mars 2021. Han ble utnevnt til konsernsjef 15. oktober 2014, og hadde denne stillingen fram til 2. november 2020. Han var konserndirektør for Markedsføring, prosessering og fornybar energi fra 2011 til 2014. Fra 2003 til 2011 var han konserndirektør for økonomi og finans (CFO).

Utdannelse: Siviløkonom fra Norges Handelshøyskole (NHH), Bergen.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Sætre er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Eksterne verv: Ingen Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 41.514

Lån fra Equinor ASA: Ingen

Erfaring: Skeie begynte i Equinor i 1996. Han kommer fra stillingen som direktør for prestasjonsledelse og kontroll. Skeie har hatt flere lederstillinger innen finans, forretningsutvikling og økonomisk analyse, blant annet som direktør for Finans, og direktør i internasjonal forretningsutvikling for prosjektgjennomføring og økonomisk analyse.

Utdannelse: Sivilagronom fra Norges miljø- og biovitenskapelige universitet (NMBU) på Ås og han har høyere avdeling i finans fra Norges Handelshøyskole (NHH).

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Skeie er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Eksterne verv: Styremedlem i Odfjell SE og Jotun A/S. Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 53.018 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Nilsson begynte i Equinor i 1999, og har hatt en rekke sentrale lederstillinger i oppstrømsvirksomheten i Norge, blant annet som direktør for enheten Technical Excellence i Teknologi, prosjekter og boring, direktør for Drift Nordsjøen, direktør for Modifikasjoner og prosjektportefølje Bergen, og plattformsjef på Oseberg Sør. I august 2013 ble hun utnevnt til leder for STEP-programmet (Equinor technical efficiency programme), der hun fikk ansvaret for en prosjektportefølje som leverte effektiviseringsgevinster på 3,2 milliarder USD per år fra 2016, og økte dette til 4,5 milliarder USD i 2017. Hun opprettet Det digitale kompetansesenteret i 2017 som en del av COO for å fremme den digitale endringen i Equinor for å levere konkrete resultater i henhold til strategien om sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp.

Utdannelse: Mastergrad i kybernetikk og prosessautomasjon, og en bachelorgrad i automasjon fra Rogaland distriktshøgskole/Universitetet i Stavanger.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Nilsson er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Margareth Øvrum Født: 1958 Stilling: Konserndirektør for Utvikling og produksjon Brasil (DPB) siden oktober 2018.

Torgrim Reitan Født: 1969 Stilling: Konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI) i Equinor ASA siden 17. august 2018.

Eksterne verv: Styremedlem i FMC Corporation (USA). Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 78.286 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Øvrum har vært ansatt i Equinor siden 1982, og gikk av med pensjon 31. desember 2020. Hennes siste stilling var som konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring (TPD), som hun hadde fra september 2011. Hun ble medlem av konsernledelsen i 2004. Hun har hatt sentrale lederstillinger i selskapet, blant annet som konserndirektør for Helse, miljø og sikkerhet, konserndirektør for Teknologi og prosjekter og konserndirektør for Teknologi og ny energi. Øvrum var selskapets første kvinnelige plattformsjef, på Gullfaks-feltet. Hun har vært produksjonsdirektør

for Veslefrikk og direktør for Driftsstøtte på norsk sokkel. Utdannelse: Sivilingeniør fra Norges tekniske høgskole (NTH), med spesialisering i teknisk fysikk. Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Øvrum er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Eksterne verv: Ingen Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 55.766 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Reitan begynte i Equinor i 1995. Fra 2015 til 2018 var Reitan konserndirektør for Utvikling og produksjon USA (DPUSA). Før dette var han konserndirektør for økonomi og finans (CFO). Han har hatt flere lederstillinger i Equinor, blant annet som direktør for Trading og operasjoner i forretningsområdet Naturgass fra 2009 til 2010, direktør for Prestasjonsledelse og analyse fra 2007 til 2009 og direktør for Prestasjonsledelse, skatt og fusjoner & oppkjøp (M&A) fra 2005 til 2007. Fra 1995 til 2004 hadde Reitan ulike stillinger innen Naturgass og i konsernfunksjoner i Equinor.

Utdannelse: Siviløkonom fra Norges Handelshøyskole (NHH).

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Reitan er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Arne Sigve Nylund Født: 1960 Stilling: Konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge (DPN) siden 1. januar 2014.

Eksterne verv: Ingen. Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 25.345 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Nylund begynte i Equinor i 1987. Han har hatt flere sentrale lederstillinger i selskapet. Før han kom til Equinor var han ansatt i Mobil Exploration Inc.

Utdannelse: Maskiningeniør fra Stavanger Ingeniørhøgskole, med tilleggsutdannelse i

driftsteknologi fra Rogaland distriktshøgskole/Universitetet i Stavanger (UiS). Bedriftsøkonom fra Norges Handelshøyskole (NHH).

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Nylund er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Tore Løseth Født: 1971 Stilling: Konserndirektør for Leting (EXP) siden 1. juni 2020.

Al Cook Født: 1975 Stilling: Konserndirektør for Global strategi og forretningsutvikling (GSB) siden 1. mai 2018.

Eksterne verv: Styremedlem i The Power of Nutrition Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 3.057 Lån i Equinor ASA: Ingen

Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 12.969

som direktør for Leting i Mexicogolfen og på land internasjonalt. Utdannelse: Doktorgrad i geologi fra Universitetet i Bergen.

av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen. Annet: Løseth er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Eksterne verv: Ingen

Lån fra Equinor ASA: Ingen

Erfaring: Cook begynte i Equinor i 2016 som direktør i Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI) med ansvar for virksomhet i Angola, Argentina, Aserbajdsjan, Libya, Nigeria, Russland og Venezuela. Han kom fra BP, der han var leder for konsernsjefens kontor. Fra 2009 til 2014 ledet han utvikling av Southern Gas Corridor fra Aserbajdsjan til Europa. Fra 2005 til 2009 ledet han leting og prosjektutvikling i Vietnam og var direktør for BP Vietnam. Han arbeidet deretter i feltoperasjoner i Nordsjøen fra 2002 til 2005, blant annet som plattformsjef for Cleetonplattformen. Cook begynte i BP i 1996, opprinnelig innenfor kommersielle roller og roller innenfor prosjekter og leting.

Erfaring: Løseth begynte i Equinor i 2001, og har hatt flere lederstillinger i selskapet, blant annet

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer

Utdannelse: Mastergrad i naturvitenskap fra St. John's College, Cambridge University, og International Executive Programme ved INSEAD.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Cook er britisk statsborger og bosatt i Storbritannia.

Irene Rummelhoff Født: 1967 Stilling: Konserndirektør for Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP) siden 17. august 2018.

Eksterne verv: Nestleder i styret i Norsk Hydro ASA. Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 40.043 Lån i Equinor ASA: Ingen

Erfaring: Rummelhoff begynte i Equinor i 1991. Hun har hatt en rekke lederstillinger innenfor internasjonal forretningsutvikling, leting og nedstrømvirksomheten i Equinor. Fra juni 2015 var hun konserndirektør for Nye energiløsninger (NES).

Utdannelse: Sivilingeniør i petroleumsgeofag fra Norges tekniske høgskole (NTH). Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer

av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Rummelhoff er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Pål Eitrheim Født: 1971 Stilling: Konserndirektør for Nye energiløsninger (NES) siden 17. august 2018.

Geir Tungesvik Født: 1961 Stilling: Konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring (TPD).

Eksterne verv: Ingen

Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 16.687 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Eitrheim begynte i Equinor i 1998. Han har hatt en rekke lederstillinger i Equinor i Aserbajdsjan, Washington DC, konsernsjefens kontor, Konsernstrategi og Brasil. I 2017-2018 var han direktør for Anskaffelser (CPO). Mellom 2014 og 2017 ledet han Equinors

oppstrømsvirksomhet i Brasil. I 2013 ledet han sekretariatet for granskingen av terrorangrepet mot gassanlegget i In Amenas i Algerie.

Utdannelse: Mastergrad i sammenlignende politikk fra Universitetet i Bergen og University College Dublin, Irland.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller bedriftsforsamlingen.

Annet: Eitrheim er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Eksterne verv: Ingen.

Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2020: 25.364 Lån i Equinor ASA: Ingen

Erfaring: Tungesvik begynte i Equinor i 1985. Han kommer fra stillingen som direktør for Prosjektutvikling. Tidligere har han hatt sentrale lederstillinger i selskapet, deriblant som direktør for Boring og brønn, direktør for leteboring, direktør for Grane produksjonsfelt og direktør for helse, miljø og sikkerhet i Leting.

Utdannelse: Sivilingeniør i petroleumsfag fra Universitetet i Stavanger og mastergrad i strategisk ledelse fra Handelshøyskolen BI.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Tungesvik er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Som en del av den generelle låneordningen for Equinor-ansatte, har Equinor gitt lån til Equinor-ansatte ektefeller av visse medlemmer av konsernledelsen. Ansatte i visse ansattkategorier kan ta opp billån fra Equinor i samsvar med standardiserte bestemmelser fastsatt av selskapet. Maksimum standard billån er begrenset til kostnaden av bilen, inkludert registreringsavgift, men kan ikke overskride 300.000 NOK. Ansatte på individuelle lønnsavtaler har rett til et billån på opp til 575.000 NOK (VP og SVP), eller 475.000 NOK (andre stillinger). Billånet er rentefritt, men rentefordelen må innrapporteres som lønn. Fast ansatte i Equinor ASA kan også søke om forbrukslån på opp til 350.000 NOK. Renten på forbrukslånet tilsvarer den til enhver tid gjeldende normrenten fastsatt av Finansdepartementet for "rimelige lån" fra arbeidsgiveren, dvs. laveste rente en arbeidsgiver kan tilby uten at det utløser beskatning av skattefordel for den ansatte.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.9 Styrets arbeid

Styret er ansvarlig for den overordnede forvaltningen av Equinor-konsernet og for å føre tilsyn med den daglige ledelse og konsernets forretningsaktiviteter. Dette betyr at styret er ansvarlig for å etablere kontrollsystemer og sikre at virksomheten drives i samsvar med gjeldende lover og regler, selskapets verdigrunnlag slik det er beskrevet i Equinor-boken og de etiske retningslinjene samt eiernes forventninger til god eierstyring og selskapsledelse. Styret legger vekt på å ivareta interessene til alle aksjonærer, men også interessene til selskapets øvrige interessegrupper.

Styret behandler saker av stor viktighet eller av ekstraordinær karakter, og kan be administrasjonen om å legge fram andre saker for behandling. En viktig oppgave for styret er å utnevne konsernsjef og fastsette hans/hennes arbeidsinstruks og ansettelsesvilkår.

Styret har vedtatt en generisk årlig saksliste for styrearbeidet som blir revidert med jevne mellomrom. Faste saker på styrets saksliste er sikring, sikkerhet, bærekraft og klima, selskapets strategi, forretningsplaner, mål, kvartals- og årsresultater, årsrapporter, etikk, ledelsens månedlige resultatrapportering, godtgjørelse til ledende ansatte, ledervurderinger og planlegging av etterfølgere når det gjelder konsernsjefen og toppledelsen, gjennomgang av status for prosjekter, personalog organisasjonsstrategi og -prioriteringer, to årlige gjennomganger av de viktigste risikofaktorer og risikospørsmål og en årlig gjennomgang av styrets styrende dokumentasjon.

Styret diskuterer ofte klimarelatert oppside- og nedsiderisiko, og Equinors strategiske svar på disse. I 2020 diskuterte styret klimaendringer og det grønne skiftet på de fleste av sine ordinære styremøter, enten som en integrert del av diskusjonene om strategi og investeringer, eller som egne saker.

I januar 2020, som del av arbeidet med å etablere et nytt klimaveikart for Equinor, deltok styret i en workshop som også besto av opplæring i klimarisiko. I desember, som del av Equinors strategi for økt vekst innenfor fornybar energi, deltok styret i den første av to planlagte workshops om havvind. I begynnelsen av hvert styremøte har konsernsjefen eget møte med styret for å

diskutere viktige saker i selskapet. Til slutt i alle styremøter har styret en lukket del av møtet der kun styremedlemmer deltar i diskusjonene og vurderer møtet.

Konsernsjefen, konserndirektøren for økonomi og finans (CFO), konserndirektøren for sikker og effektiv drift (COO), kommunikasjonsdirektøren, selskapets juridiske direktør og direksjonssekretæren deltar på alle styremøtene. Øvrige medlemmer av konsernledelsen og øverste ledelse deltar på styremøter i forbindelse med bestemte saker.

Nye styremedlemmer deltar på et innføringsprogram med sentrale personer i ledelsen. Her får de en innføring i Equinors virksomhet, og relevant informasjon om selskapet og styrets arbeid.

Styret foretar en årlig egenevaluering av eget arbeid og kompetanse med innspill fra forskjellige kilder, vanligvis med ekstern tilrettelegging. I den årlige egenevalueringen for 2020 ble kompetanse og kunnskap knyttet til klimaendringer tatt inn som et viktig element. Evalueringsrapporten diskuteres i et styremøte og gjøres tilgjengelig for valgkomiteen, og blir normalt også drøftet på et møte mellom styreleder og valgkomiteen som innspill til komiteens arbeid.

Hele styret, eller deler av det, besøker jevnlig forskjellige Equinor-anlegg og kontorsteder i Norge og globalt, og minst annethvert år reiser også alle styremedlemmer på et lengre styrebesøk til et av Equinors kontorer/anlegg i utlandet. Ved besøk på Equinors utenlandske anlegg legger styret vekt på betydningen av å få bedre innsikt i og mer kunnskap om sikkerhet og sikring i Equinors aktiviteter, Equinors tekniske og kommersielle aktiviteter så vel som selskapets lokale organisasjoner. I 2020 ble styrets besøk avlyst som følge av covid-19-situasjonen.

Krav til styremedlemmer

I våre etiske retningslinjer, som er godkjent av styret, og som gjelder for både ledelsen, ansatte og styremedlemmer, må enkeltpersoner opptre upartisk i alle forretningsaktiviteter og ikke gi andre selskaper, organisasjoner eller enkeltpersoner utilbørlige fordeler.

Styrets arbeid baseres på en instruks som beskriver styrets ansvar, oppgaver og saksbehandling. Instruksen beskriver også konsernsjefens arbeidsoppgaver og plikter overfor styret. Videre legger instruksen til grunn at styret og konsernsjefen ikke kan delta i diskusjoner eller beslutninger i saker som er av spesiell personlig betydning eller har økonomisk interesse for dem, eller for deres nærstående partner. Hvert av styremedlemmene og konsernsjefen er personlig ansvarlig for å sikre at de ikke er inhabile når det gjelder diskusjon av en bestemt sak. Medlemmer av styret må oppgi eventuelle interesser de eller deres nærstående parter kan ha når det gjelder utfallet av en bestemt sak. Styret må godkjenne enhver avtale mellom selskapet og et medlem av styret eller konsernsjefen. Styret må også godkjenne enhver avtale mellom selskapet og en tredjepart som et medlem av styret eller konsernsjefen kan ha vesentlige interesser i. Alle medlemmene av styret skal også kontinuerlig vurdere om det finnes forhold som kan undergrave den generelle tilliten til deres uavhengighet. Det påhviler hvert styremedlem å være spesielt oppmerksom når de gjør slike vurderinger i forbindelse med

styrets behandling av transaksjoner, investeringer og strategiske beslutninger. Styremedlemmet skal umiddelbart gi beskjed til styrets leder dersom det finnes eller oppstår slike omstendigheter, og styrelederen vil deretter avgjøre hvordan saken skal håndteres. Styrets instruks er tilgjengelig på våre nettsider www.equinor.com/styret

Styreutvalg

Equinors styre har tre utvalg: revisjonsutvalget, kompensasjonsog lederutviklingsutvalget, og utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. Utvalgene behandler saker som skal opp i styret, og deres fullmakt er begrenset til å gi anbefalinger angående slike saker. Utvalgene består utelukkende av styremedlemmer, og svarer kun overfor styret når det gjelder hvordan de utfører sine arbeidsoppgaver. Referater fra møter i underutvalgene sendes til hele styret, og lederen i det enkelte utvalg informerer styret jevnlig om utvalgets arbeid på styremøtene. Utvalgenes sammensetning og arbeid er nærmere beskrevet nedenfor.

Revisjonsutvalget

Revisjonsutvalget fungerer som et saksforberedende organ for styret og bistår i saker knyttet til økonomisk rapportering og effektiviteten i selskapets internkontrollsystem. Det utfører også øvrige oppgaver som utvalget blir tildelt i henhold til instruksen for revisjonsutvalget.

Revisjonsutvalget skal bistå styret i dets tilsynsansvar, blant annet når det gjelder å:

Godkjenne internrevisjonsplanen på vegne av styret.
Føre tilsyn med regnskapsrapporteringsprosessen, herunder olje- og gassreserver, bedragerisaker og gjennomgang av implementering av regnskapsprinsipper og retningslinjer.
Føre tilsyn med effektiviteten i selskapets internkontroll, internrevisjon og risikostyringssystemer.
Ha kontinuerlig kontakt med ekstern revisor når det gjelder årsregnskapet.
Vurdere og føre tilsyn med uavhengigheten til selskapets internrevisor og uavhengigheten til ekstern revisor, ref. revisorloven kap. 4, og spesielt hvorvidt andre tjenester enn revisjon levert av ekstern revisor eller revisjonsfirmaet er en trussel mot ekstern revisors uavhengighet.

Revisjonsutvalget skal føre tilsyn med implementering og etterlevelse av Equinors etiske retningslinjer og overvåker etterlevelsesaktiviteter knyttet til korrupsjon i finansielle saker, som nærmere beskrevet under. Revisjonsutvalget fører også tilsyn med innføring og etterlevelse av Equinors globale skattestrategi.

I henhold til norsk lov velges ekstern revisor av aksjonærene på generalforsamlingen på grunnlag av et forslag fra bedriftsforsamlingen. Revisjonsutvalget avgir en erklæring til generalforsamlingen om forslaget.

Revisjonsutvalget møtes minst fem ganger i året, og både styret og revisjonsutvalget har jevnlige møter med intern revisor og ekstern revisor uten at selskapets ledelse er til stede.

Revisjonsutvalget er også ansvarlig for å:

Vurdere omfanget av revisjonen og karakteren av eventuelle andre tjenester utover revisjon som er levert av eksterne revisorer.
Sikre at selskapet har prosedyrer for å ta imot og behandle klager knyttet til regnskap, internkontroll eller revisjon.
Sikre at selskapet har prosedyrer for konfidensielle og anonyme meldinger fra ansatte via etikkhjelpelinjen om saker som gjelder regnskap eller revisjon eller andre forhold som anses å utgjøre brudd på konsernets regler for etisk adferd, vesentlig brudd på amerikansk verdipapirlovgivning på føderalt eller delstatsnivå, vesentlig brudd på forpliktelser eller tilsvarende vesentlig brudd på andre amerikanske eller norske lovpålagte bestemmelser.

Revisjonsutvalget er utpekt som selskapets "compliance"-komité for det formål som er beskrevet i Part 205 i Title 17 i "U.S. Code of Federal Regulations".

I forbindelse med utførelsen av sine oppgaver kan revisjonsutvalget undersøke alle aktiviteter og forhold knyttet til selskapets virksomhet. I denne forbindelse kan revisjonsutvalget be konsernsjefen eller eventuelle andre ansatte om å gi tilgang til informasjon, anlegg og personell og eventuell annen bistand etter behov. Revisjonsutvalget har fullmakt til å utføre eller ta initiativ til alle de undersøkelser eller granskninger som vurderes som nødvendige for å utføre sine arbeidsoppgaver, og kan bruke selskapets internrevisjon og granskningsenhet, ekstern revisor eller eksterne rådgivere i den forbindelse. Kostnadene til slikt arbeid skal dekkes av konsernet.

Revisjonsutvalget er kun ansvarlig overfor styret for utførelsen av sine oppgaver. Arbeidet i revisjonsutvalget vil under ingen omstendigheter endre styrets og de individuelle styremedlemmers ansvar, og styret har det hele og fulle ansvar for revisjonsutvalgets oppgaver.

Konsernrevisjon rapporterer administrativt til konsernsjefen i Equinor og funksjonelt til lederen for styrets revisjonsutvalg.

Styret velger minst tre av sine medlemmer til revisjonsutvalget og oppnevner én av dem til leder. De ansattvalgte styremedlemmene kan nominere ett medlem til revisjonsutvalget.

Ved utgangen av 2020 besto revisjonsutvalget av Jeroen van der Veer (leder), Rebekka Glasser Herlofsen, Anne Drinkwater, Finn Bjørn Ruyter og Hilde Møllerstad (ansattvalgt styremedlem).

Styret har besluttet at et medlem av revisjonsutvalget, Jeroen van der Veer, kvalifiserer som "audit committee financial expert", som definert i Item 16A av Form 20-F. Styret har også konkludert med at Jeroen van der Veer, Rebekka Glasser Herlofsen, Anne Drinkwater og Finn Bjørn Ruyter er uavhengige ifølge Rule 10A-3 i Securities Exchange Act.

Equinors konsernsjef for økonomi og finans, juridisk direktør, leder for regnskap og leder for internrevisjon deltar på revisjonsutvalgets møter, i tillegg til representanter for ekstern revisor.

Revisjonsutvalget holdt seks ordinære møter og fem ekstraordinære møter i 2020 og møtedeltakelsen var på 100 prosent.

For en mer nærmere beskrivelse av revisjonsutvalgets formål og oppgaver, vises det til instruksen på våre nettsider www.equinor.com/revisjonsutvalget.

Kompensasjons- og lederutviklingsutvalget

Kompensasjons- og lederutviklingsutvalget fungerer som et saksforberedende organ for styret, og bistår i saker knyttet til lederlønn og lederutvikling. Utvalgets viktigste ansvarsområder er å:

Innstille overfor styret i alle saker som gjelder prinsipper og rammeverk for lederlønninger, kompensasjonsstrategier og -konsepter, konsernsjefens kontrakt og vilkår samt lederutvikling, ledervurdering og etterfølgerplanlegging.
Holde seg informert om og gi råd til administrasjonen i arbeidet med videreutvikling av Equinors kompensasjonsstrategi for toppledere og utforming av formålstjenlige kompensasjonskonsepter for toppledere.
Gjennomgå Equinors kompensasjonskonsepter for å ivareta eiernes langsiktige interesser.

For i større grad å reflektere Equinors strategi og det grønne skiftet, ble utvalgets instruks oppdatert i 2020 for å inkludere mål knyttet til klima og det grønne skiftet i selskapets kompensasjonskonsepter.

Utvalget består av opptil fem styremedlemmer. Ved utgangen av 2020 besto utvalget av Jon Erik Reinhardsen (leder), Bjørn Tore Godal, Jonathan Lewis, Finn Bjørn Ruyter og Tove Andersen. Ingen av utvalgets medlemmer sitter i selskapets ledelse, og alle anses som uavhengige.

Direktør for mennesker og ledelse deltar på møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget.

Utvalget hadde seks møter i 2020, og møtedeltakelsen var på 96,67 prosent.

For en nærmere beskrivelse av kompensasjons- og lederutviklingsutvalgets formål og oppgaver, vises det til instruksen på våre nettsider www.equinor.com/kompensasjonsutvalget.

Utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk

Utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk bistår styret i tilsynet av selskapets retningslinjer, systemer og prinsipper for sikkerhet, sikring, bærekraft, klima og etikk, med unntak av spørsmål av «økonomisk karakter». Dette inkluderer kvartalsvis gjennomgang av risiko og resultater, inkludert risiko og resultater knyttet til klima, og en årlig gjennomgang av bærekraftrapporten.

I sin virksomhet er Equinor forpliktet til å følge gjeldende lover og forskrifter og opptre på en ansvarlig måte i forhold til etikk, klima, sikkerhet og samfunn. Utvalget støtter vårt engasjement i så henseende.

Målet med å etablere og opprettholde dette utvalget er å sikre at styret legger vekt på og har kunnskap om de komplekse og

viktige områdene sikkerhet, sikring, bærekraft, klima og miljø, som er i konstant utvikling.

Ved utgangen av 2020 besto utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk av Anne Drinkwater (leder), Jeroen van der Veer, Bjørn Tore Godal, Jonathan Lewis, Stig Lægreid (ansattvalgt styremedlem) og Per Martin Labråten (ansattvalgt styremedlem).

Direktør for sikkerhet, juridisk direktør, konserndirektør for sikker og effektiv drift, direktør for bærekraft, direktør for konsernrevisjon og chief compliance officer deltar på møtene i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Utvalget hadde fire ordinære møter og to ekstraordinære møter i 2020 og møtedeltakelsen var på 97 prosent.

For en nærmere beskrivelse av utvalgets formål og oppgaver, vises det til instruksen på våre nettsider www.equinor.com/sbeutvalget.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.10 Risikostyring og internkontroll

Risikostyring

Styret fokuserer på å sikre tilstrekkelig kontroll med selskapets internkontroll og generelle risikostyring. To ganger i året får styret forelagt og drøfter de viktigste risikoene og risikosituasjonene Equinor står overfor, basert på en helhetlig risikovurdering. Styret blir også forelagt de viktigste risikoene knyttet til investeringsbeslutninger. Styrets revisjonsutvalg bistår styret og opptrer som forberedende organ i forbindelse med overvåking av selskapets internkontroll, internrevisjon og systemer for risikostyring. Styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk overvåker og vurderer risikoer knyttet til sikkerhet, bærekraft og klima som er relevante for Equinors aktiviteter, og begge utvalgene rapporterer jevnlig til hele styret.

Risikostyringen i Equinor skal sikre at virksomheten er trygg og i samsvar med kravene. Vår generelle tilnærming til risikostyring består i en kontinuerlig vurdering og styring av risiko knyttet til vår virksomhet for å bidra til at selskapet når sine viktigste mål, nemlig å skape verdier og unngå hendelser.

Selskapet har et eget risikostyringsutvalg som ledes av konserndirektøren for økonomi og finans. Utvalget møtes om lag fire til seks ganger i året for å gi råd og anbefalinger om Equinors helhetlige risikostyring. Mer informasjon om selskapets risikostyring er lagt fram i seksjon 2.11 i Form 20-F.

All risiko er knyttet til Equinors virksomhet i verdikjeden - fra tilgang, utvikling, prosjektgjennomføring og drift til markedet. I tillegg til de økonomiske konsekvensene disse risikoene kan ha for Equinors kontantstrømmer, har vi også etablert prosedyrer og systemer for å redusere hendelser knyttet til sikkerhet, sikring og forretningsintegritet (som misligheter og korrupsjon), samt enhver innvirkning på omdømmet som følge av problemer knyttet til menneskerettigheter, arbeidstakerstandarder og åpenhet. De fleste av disse risikoene styres av linjelederne for

hovedforretningsområdene. Enkelte typer operasjonell risiko er forsikret av vårt eget forsikringsselskap, som opererer i norske og internasjonale forsikringsmarkeder.

Kontroller og prosedyrer

Denne seksjonen omhandler kontroller og prosedyrer for selskapets finansielle rapportering.

Evaluering av rapporteringskontroller og -prosedyrer

Ledelsen i Equinor har, i samarbeid med konsernsjefen og konserndirektøren for økonomi og finans, vurdert effektiviteten i utformingen og gjennomføringen av selskapets kontroller og prosedyrer for rapportering opp mot kravene i US Securities Exchange Act Rule 13a-15(b) ved utgangen av perioden som omfattes av Form 20F. Basert på denne vurderingen har konsernsjefen og konserndirektøren for økonomi og finans konkludert med at, som følge av de vesentlige svakhetene i internkontrollen av den finansielle rapporteringen som beskrevet nedenfor, var kontrollene og prosedyrene for rapportering per 31. desember 2020 ikke effektive.

Ved utformingen og evalueringen av rapporteringskontrollene og -prosedyrene erkjente ledelsen, i samarbeid med konsernsjefen og konserndirektøren for økonomi og finans, at enhver kontroll eller prosedyre, uansett hvor godt den er utformet og gjennomført, bare kan gi en rimelig sikkerhet for at formålene med kontrollen vil bli oppnådd, og at ledelsen nødvendigvis må utvise skjønn i vurderingen av mulige kontroller og prosedyrer. Grunnet de iboende begrensningene i alle kontrollsystemer, kan ingen evaluering av kontroller gi absolutt sikkerhet for at alle kontrollproblemer og alle tilfeller av misligheter i selskapet har blitt avdekket.

Ledelsens rapport om internkontrollen av finansiell rapportering

Ledelsen i Equinor har ansvaret for å etablere og opprettholde tilstrekkelig internkontroll av finansiell rapportering. Vår internkontroll av den finansielle rapporteringen er en prosess som, under oppsyn av konsernsjefen og konserndirektøren for økonomi og finans, er utformet for å gi rimelig sikkerhet for påliteligheten av den finansielle rapporteringen og utarbeidelsen av Equinors regnskaper for ekstern rapportering, i henhold til International Financial Reporting Standards (IFRS) vedtatt av Den europeiske union (EU). Regnskapsprinsippene som konsernet anvender er også i overensstemmelse med IFRS utgitt av International Accounting Standards Board (IASB).

Equinors internkontroll av den finansielle rapporteringen omfatter retningslinjer og prosedyrer for å føre en oversikt som, på et rimelig detaljnivå, nøyaktig og korrekt gjenspeiler transaksjoner og disponering av eiendeler, gir en rimelig sikkerhet for at transaksjonene er registrert på den måten som kreves for utarbeidelse av regnskapet i henhold til IFRS, og for at omsetning og utgifter kun regnskapsføres i samsvar med fullmakt gitt av ledelsen og styret i Equinor. Equinors internkontroll skal også gi en rimelig sikkerhet for at man kan forhindre eller avdekke i tide ethvert uautorisert innkjøp, bruk eller disponering av Equinors eiendeler som kan ha en vesentlig innvirkning på regnskapet.

Grunnet dens iboende begrensninger kan det hende at internkontrollen av den finansielle rapporteringen ikke forhindrer eller avdekker alle tilfeller av feilinformasjon.

Ledelsen i Equinor har vurdert effektiviteten av internkontrollen av finansiell rapportering på grunnlag av Internal Control - Integrated Framework (2013), utstedt av Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO). Basert på denne vurderingen har ledelsen konkludert med at Equinors internkontroll av finansiell rapportering per 31. desember 2020 ikke var effektiv, grunnet kontrollmangler (a) i håndteringen av kontroller forbundet med styring av IT brukertilganger som samlet utgjør en vesentlig svakhet i internkontrollen av finansiell rapportering og (b) i utformingen og håndteringen av kontroller forbundet med salg og kjøp av væsker og gass, inklusive endringer i lagerbeholdning, og krafthandel, i segmentet Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP), som samlet utgjør en vesentlig svakhet i internkontrollen av finansiell rapportering.

Vesentlig svakhet

Styring av IT-brukertilganger

Styring av IT brukertilganger er ment å sikre at tilgang til finansielle applikasjoner og data er tilstrekkelig begrenset til rett personell. I vurderingen av internkontrollen av finansiell rapportering ved utgangen av 2019 avdekket ledelsen en vesentlig svakhet grunnet kontrollmangler forbundet med generelle IT-kontroller av datasystemer som støtter den finansielle rapporteringsprosessen. Nærmere bestemt ble det avdekket kontrollmangler i håndteringen av kontroller forbundet med styringen av brukertilganger for å sikre rett rolledeling og tilstrekkelig begrensing av brukertilgang og privilegert tilgang til finansielle applikasjoner, data og programmer til rett personell i selskapet. Manglene er forbundet med utilstrekkelige kontroller når tilgang innvilges, manglende utførelse av kontrollgjennomganger som dekker rolledeling, sensitiv og kritisk tilgang.

Selv om mottiltak ble iverksatt i løpet av 2020, var det fremdeles kontrollmangler som ikke var rettet per 31. desember 2020. De ineffektive kontrollene omfattet: (a) den årlige gjennomgangen av styring av brukertilganger til ikke-personlige (generiske) kontoer som har innvirkning på flere systemer, (b) den årlige sikkerhetskontrollen (passord) av systemet med innvirkning på flere systemer, (c) den periodiske gjennomgangen av tilgangsrettigheter til infrastruktur med innvirkning på flere systemer, (d) den årlige kompenserende kontrollen omfattet ikke all dokumentasjon som kreves for å påvise nøyaktighet og fullstendighet, og omfattet ikke IT-infrastruktur (database og operativsystemer) eller ikke-personlige (generiske) kontoer, (e) den periodiske gjennomgangen av kritiske og/eller sensitive tilgangsrettigheter og konflikter knyttet til rolledeling med innvirkning på flere systemer og (f) styringen av sluttbrukertilganger på visse steder. Manglene skyldtes en ufullstendig gjennomgang av brukere, kontrollattributter som ikke ble brukt konsekvent og fullstendig og/eller utilstrekkelig dokumentasjon som bekrefter utført kontrollaktivitet. I tillegg var det utilstrekkelig kompenserende kontroller for å håndtere risikoene. Ledelsen har konkludert med at disse kontrollmanglene samlet utgjør en vesentlig svakhet i styring av brukertilganger.

Kontroller knyttet til salg og kjøp av væsker og gass, inklusive endringer i lagerbeholdning, og krafthandel i MMP-segmentet Ledelsen avdekket en rekke kontrollmangler i MMP-segmentet. Det ble konkludert med at kontroller forbundet med prissetting ved salg og kjøp av væsker og gass ikke var effektive per 31. desember 2020. Videre var det urettede kontrollmangler i salg og kjøp av væsker og gass, inklusive endringer i lagerbeholdning, og krafthandel, som også omfattet mangler grunnet IT-tilgangsstyring. De ineffektive kontrollene var utformet for å forhindre og avdekke vesentlig feilinformasjon om våre inntekter, varekostnader (fratrukket endring i lagerbeholdning) og relaterte balanseposter i regnskapet. Manglene var forbundet med prosedyrer for utforming, utføring av kontroll, gjennomgang og unntaksvurderinger, og dokumentasjon på utført kontrollaktivitet. Det ble også avdekket mangler i kontroller som skal bekrefte at data og rapporter og priser som brukes i kontrollene, er uttømmende og korrekte. Ledelsen har konkludert med at kontrollmanglene forbundet med salg og kjøp av væsker og gass, inklusive endring i lagerbeholdning, og krafthandel i MMP-segmentet samlet utgjør en vesentlig svakhet.

Manglene i kontroller som er beskrevet ovenfor førte ikke til vesentlig feilinformasjon i konsernregnskapet. Manglene i styring av IT-brukertilgang samlet og manglene i MMP-segmentet samlet, skapte imidlertid hver for seg mer enn en fjern mulighet for at en vesentlig feilinformasjon i konsernregnskapet ikke ville forhindres eller avdekkes i tide.

Ledelsen har analysert de vesentlige svakhetene og gjennomført ytterligere analyser og prosedyrer i utarbeidelsen av konsernregnskapet. Vi slår fast at konsernregnskapet i ethvert vesentlig henseende gir en balansert framstilling av vår finansielle stilling, resultatene av driften og kontantstrømmer i og for de periodene som er lagt fram. Bortsett fra de vesentlige svakhetene som er beskrevet ovenfor, har ikke Equinors ledelse avdekket noen andre mangler som har fått ledelsen til å slå fast at Equinors internkontroll av finansiell rapportering ikke var effektiv.

Attestasjonsrapport fra det uavhengige revisjonsfirmaet

Effektiviteten i internkontrollen av finansiell rapportering per 31. desember 2020 er revidert av Ernst & Young AS, et uavhengig revisjonsfirma som også reviderer konsernregnskapet i denne årsrapporten. Deres rapport om internkontrollen av finansiell rapportering avgir en negativ konklusjon om effektiviteten i vår internkontroll av finansiell rapportering per 31. desember 2020.

Plan for å rette opp vesentlige svakheter

Ledelsen, under oppsyn av styrets revisjonsutvalg, gjør en aktiv innsats for å få ryddet opp og ta tak i de vesentlige svakhetene som er nevnt ovenfor.

I løpet av 2020 iverksatte vi følgende mottiltak for å håndtere den vesentlige svakheten i 2019 forbundet med styringen av ITbrukertilganger:

Ga opplæring i risiko og internkontroll til alt relevant personell for å styrke kompetansen på relevante nivåer på tvers av organisasjonen. I tillegg ga vi personlig veiledning til alle som utførte IT-kontroller.
Forbedret utføringen av kontroller ved å gjøre om rammeverket for IT-kontroller for å legge til nye kontroller. I

tillegg har vi styrket styringen av risiko forbundet med rolledeling og redusert antall konflikter tilknyttet rolledeling.

• Styrket koordinerings- og overvåkingsaktiviteter ved å opprette et eget team for IT-etterlevelse for å støtte de som utfører kontroller. Vi økte også overvåkingen av kontrollutførelse og vurderte mangler og iverksatte risikoreduserende prosedyrer når mangler ble avdekket.

Vi mener at mottiltakene som er innført så langt har forbedret styringen av IT-brukertilganger. Planen førte imidlertid ikke til at den vesentlige svakheten avdekket i 2019 ble tilstrekkelig rettet opp før 31. desember 2020,

For å ta tak i de vesentlige svakhetene som er beskrevet ovenfor, planlegger vi følgende mottiltak:

Mottiltak rettet mot styring av IT-brukertilganger

Vurdere kontrollgjennomgangene av IT-tilgangsstyring og ved behov tydeliggjøre hva som skal kontrolleres og påse effektiv håndtering gjennom året.
Øke hyppigheten av de nåværende årlige gjennomgangene og sikkerhetskontrollene for å styrke kontrollrammeverket.
Fortsette å forbedre koordinerings- og overvåkingsaktiviteter forbundet med kontroller av ITtilgangsstyring, inklusive en ytterligere tydeliggjøring av dokumentasjonskravene.
Fortsette med målrettet opplæring og veiledning av relevant personell for å styrke kompetansen på relevante nivåer.

Mottiltak rettet mot kontroll av salg og kjøp av væsker og gass, inklusive endringer i lagerbeholdning, og krafthandel i MMPsegmentet:

Forbedre utformingen av kontroller, vurdere hyppigheten av de nåværende årlige kontrollene og innføre flere forebyggende og automatiserte kontroller.
Foreta videre opplæring og tydeliggjøre dokumentasjonskravene, forbedre prosedyrene for avvikshåndtering og trappe opp overvåkingsaktivitetene.
Gi relevant personell som utfører kontroller målrettet opplæring og veiledning, spesielt i krav til kontrollgjennomganger og for å sikre at data og rapporter som er brukt i disse kontrollene er uttømmende og korrekte.

Ledelsen mener at de ovennevnte mottiltakene effektivt vil rette de manglene som utgjør de vesentlige svakhetene. Det er det imidlertid ingen sikkerhet for når en slik oppretting vil være ferdigstilt. Etter hvert som mottiltakene er innført eller igangsatt, kan ledelsen komme til å iverksette ytterligere tiltak eller endre de planlagte tiltakene som er beskrevet ovenfor.

Endringer i internkontrollen av finansiell rapportering

Utover det som er beskrevet ovenfor, var det ingen betydelige endringer i internkontrollen av finansiell rapportering i løpet av året 2020, som i vesentlig grad har påvirket, eller som det er rimelig å anta at vil påvirke i vesentlig grad, vår internkontroll av finansiell rapportering.

Etiske retningslinjer

Etikk – Equinors tilnærming

Equinor er av den oppfatning at ansvarlig og etisk adferd er en forutsetning for en bærekraftig virksomhet. Equinors etiske retningslinjer er basert på selskapets verdier og viser at Equinor tilstreber høye etiske standarder i all sin virksomhet.

Våre etiske retningslinjer

De etiske retningslinjene beskriver Equinors krav til forretningspraksis og forventet atferd. De gjelder for Equinors styremedlemmer, ansatte og innleid personell. Retningslinjene er delt inn i fem hovedkategorier: Slik gjør vi det i Equinor, Våre medarbeidere, Regler for forretningspraksis, Leverandører og samarbeidspartnere og Våre samfunn.

De etiske retningslinjene er godkjent av styret.

Equinor tilstreber å samarbeide med andre som deler selskapets engasjement for etikk og etterlevelse. Risiko håndterer vi gjennom inngående kunnskap om leverandører, forretningspartnere og markeder. Equinor forventer at leverandører og forretningspartnere overholder gjeldende lov, respekterer internasjonalt aksepterte menneskerettigheter og lever opp til etiske standarder som er i overenstemmelse med Equinors etiske krav når de utfører arbeid for eller sammen med Equinor. I joint venture-selskaper og partnersamarbeid som ikke styres av Equinor, arbeider Equinor i god tro for å oppfordre til at retningslinjer og prosedyrer for etikk og antikorrupsjon som samsvarer med selskapets standarder, blir innført. Equinor vil ikke tolerere noen brudd på de etiske retningslinjene. Disiplinærtiltak kan innebære avskjed og rapportering til rette myndigheter.

Opplæring i og bekreftelse av de etiske retningslinjene

Equinor gjennomfører opplæring i de etiske retningslinjene og annen mer omfattende opplæring i spesifikke spørsmål, for eksempel antikorrupsjon, rettferdig konkurranse og rapportering for å forklare hvordan retningslinjene får anvendelse og beskrive de redskapene vi stiller til rådighet for å håndtere risiko. E-læringskurs om de etiske retningslinjene er obligatorisk for alle Equinor-ansatte og innleid personell.

Alle Equinor-ansatte må hvert år bekrefte elektronisk at de forstår og vil følge de etiske retningslinjene. Formålet med

denne bekreftelsen er å minne hver enkelt om plikten til å følge Equinors verdier og etiske krav, og skaper et miljø med åpen dialog omkring etiske spørsmål, både internt og eksternt.

Antikorrupsjonsprogram

Equinor er imot alle former for korrupsjon, inkludert bestikkelse, tilretteleggingsbetaling og påvirkningshandel. Vi har innført et antikorrupsjonsprogram for hele selskapet for å sikre at vår nulltoleranse for korrupsjon blir gjennomført. Dette omfatter obligatoriske prosedyrer som er i samsvar med gjeldende lover og forskrifter, samt opplæring i aktuelle spørsmål som gaver, representasjon og interessekonflikt. Et globalt nettverk av compliance officers, som støtter integreringen av etikk- og antikorrupsjonshensyn i Equinors forretningsvirksomhet, utgjør en viktig del av programmet.

Equinor arbeider kontinuerlig med sine partnere og leverandører om etikk og antikorrupsjon, og har startet en dialog med flere partnere om felles risikofaktorer vi står overfor, og hvilke tiltak som kan iverksettes for å redusere dem. Equinors Joint Venture Anti-Corruption Compliance Programme beskriver Equinors styring av korrupsjonsrisiko hos tredjepart i partner-opererte samarbeidsprosjekter.

Åpen dialog og håndtering av bekymringer

Equinor fokuserer på å ha en åpen dialog om etiske spørsmål. De etiske retningslinjene krever at alle som har mistanke om brudd på retningslinjene, eller annen uetisk atferd, skal melde fra om dette. Ansatte oppfordres til å diskutere sine bekymringer med sin leder. Equinor erkjenner at det ikke alltid er enkelt å melde fra, og derfor er det flere interne kanaler for varsling, blant annet gjennom avdelingen for mennesker og ledelse eller etikk- og etterlevelsesfunksjonen i juridisk avdeling. Det er også mulig å uttrykke bekymring gjennom den eksterne etikkhjelpelinjen som er åpen hele døgnet og gir mulighet for anonym rapportering og toveiskommunikasjon. Equinor har regler for at gjengjeldelse ikke skal forekomme for personer som i god tro melder fra om etiske eller juridiske saker.

Nærmere informasjon om Equinors regler og krav knyttet til de etiske retningslinjene er tilgjengelig på https://www.equinor.com/no/about-us/ethics-and-compliance in-equinor.html.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.11 Godtgjørelse til styret og bedriftsforsamlingen

Godtgjørelse til styret

Fastsettelse av godtgjørelse	Grunnlag for godtgjørelse	Andre elementer

Godtgjørelse til medlemmer av	Medlemmene mottar en fast årlig	Styremedlemmer som bor utenfor Skandinavia og
styret og underutvalgene	godtgjørelse, men varamedlemmer (velges	utenfor Europa, mottar en egen reisegodtgjørelse
fastsettes av	bare for de ansattvalgte i styret) mottar	for hvert møte de deltar på.
bedriftsforsamlingen basert på	honorar for hvert møte de deltar på.
en anbefaling fra		Godtgjørelsen er ikke avhengig av styremedlemmets
valgkomiteen.	Det fastsettes egne satser for henholdsvis	prestasjon, og ikke knyttet til aksje- eller
	styrets leder, nestleder og andre	opsjonsprogrammer eller lignende ordninger.
	medlemmer. Det bestemmes også egne












	satser for styrets underutvalg, med en tilsvarende differensiering mellom lederen og øvrige medlemmer i hvert utvalg. De ansattvalgte medlemmene av styret mottar samme godtgjørelse som de aksjonærvalgte medlemmene. Styret mottar sin godtgjørelse i form av pengeutbetalinger.	Ansattvalgte styremedlemmer kan delta i ordninger med variabel lønn og pensjons- og ytelsesordninger i henhold til deres lokasjon og grad, i likhet med andre ansatte. Ingen aksjonærvalgte styremedlemmer har pensjonsordning eller avtale om etterlønn fra selskapet. Dersom aksjonærvalgte medlemmer av styret og/eller selskaper de har tilknytning til tar på seg oppdrag for Equinor i tillegg til styrevervet, vil hele styret bli informert om dette.

Den samlede godtgjørelsen til styret, inkludert godtgjørelse til styrets tre underutvalg, var på 780.412 USD (7.309.001 NOK) i 2020.

Eierstyring og selskapsledelse

Detaljert informasjon om individuell godtgjørelse til medlemmer av styret i 2020, og antall aksjer hver enkelt eier, er oppgitt i tabellen under.

Medlemmer av styret 2020 (tall i tusen USD unntatt antall aksjer)	Totale ytelser	Antall aksjer
Jon Erik Reinhardsen (styreleder)	108	4.584
Jeroen van der Veer (nestleder)	96	6.000
Bjørn Tore Godal	64	0
Wenche Agerup1)	27
Rebekka Glasser Herlofsen	59	0
Anne Drinkwater	88	1.100
Jonathan Lewis	76	0
Finn Bjørn Ruyter	69	620
Tove Andersen2)	27	0
Per Martin Labråten	54	2.362
Stig Lægreid	54	1.995
Hilde Møllerstad	59	8.485

Totale ytelser	780	25.146

1) Styremedlem til og med 30. juni 2020.

2) Styremedlem fra 1. juli 2020.

Godtgjørelse til bedriftsforsamlingen

Fastsettelse av godtgjørelse	Grunnlag for godtgjørelse
Godtgjørelsen til bedriftsforsamlingen fastsettes av generalforsamlingen, basert på en anbefaling fra valgkomiteen.	Medlemmene mottar en fast årlig godtgjørelse, men varamedlemmer mottar honorar for hvert møte de deltar på.
	Det fastsettes egne satser for henholdsvis bedriftsforsamlingens leder, nestleder og andre medlemmer. De ansattvalgte medlemmene av bedriftsforsamlingen mottar samme godtgjørelse som de aksjonærvalgte medlemmene.

Den samlede godtgjørelsen til bedriftsforsamlingen var på 121.055 USD (1.133.752 NOK) i 2020.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.12 Godtgjørelse til konsernledelsen

I 2020 var samlet godtgjørelse til konsernledelsen USD 8.338.783. Styrets fullstendige retningslinjer og rapport om godtgjørelse til ledende ansatte følger.

Kun følgende deler av teksten i seksjon 3.12 Godtgjørelse til konsernledelsen er en del av Equinors årsrapport på Form 20-F som registreres hos amerikanske børsmyndigheter: Equinors rammeverk for prestasjonsstyring og koblingen til selskapets forretningsstrategi, langsiktige interesser og bærekraft; tabellen som oppsummerer de viktigste elementene i Equinors lederlønn; beskrivelsen av retningslinjer for godtgjørelse til internasjonale ledende ansatte, varigheten på kontrakter med konserndirektører, mobilitet, lokalisering og flytting, beskrivelsen av terskel for variabel lønn og selskapets resultatmodifikator, beskrivelsen av pensjons- og forsikringsordninger samt sluttvederlagsordninger, beskrivelsen av frigjøring av opptjente langtidsinsentiver (LTI) og bonusaksjer ved avslutning av arbeidsforholdet, lønns- og arbeidsvilkår for andre ansatte, rekrutteringspolitikken, beskrivelsen som gjelder gjennomføring av retningslinjene for godtgjørelse i 2020, tabellen som oppsummerer prestasjonsvurderingen, de viktigste mål og KPIer for hvert perspektiv; tabellen som oppsummerer godtgjørelse til hvert medlem av konsernledelsen; og beskrivelsen om aksjeandel, inkludert sammendragstabellen.

Belønningspolitikk

Styret foreslår følgende retningslinjer for fastsettelse av godtgjørelse for Equinors konsernledelse som skal legges fram for godkjenning på den ordinære generalforsamlingen i 2021, i henhold til allmennaksjeloven § 6-16 a og tilhørende forskrifter. Retningslinjene omfatter også godtgjørelse til medlemmer av styret og bedriftsforsamlingen som er ansatt i selskapet, slik det er forklart i seksjon 3.11 Godtgjørelse til styret og bedriftsforsamlingen. Retningslinjene forutsetter godkjenning av generalforsamlingen ved enhver vesentlig endring, og minst hvert fjerde år.

Equinors belønningspolitikk og betingelser er i samsvar med selskapets overordnede strategi, verdier, personalpolitikk og prestasjonsorienterte rammeverk. Belønningssystemene for ledere skal sikre at vi tiltrekker oss og beholder de rette personene – personer som er forpliktet til å levere i henhold til selskapets forretningsstrategi, og som evner å tilpasse seg et forretningsmiljø i endring. Equinors rammeverk for belønning bidrar til selskapets forretningsstrategi, langsiktige interesser og økonomiske bæreevne.

En viktig rolle for styret er å sikre at godtgjørelsen til lederne er konkurransedyktig, men ikke markedsledende, i de markeder der vi har virksomhet. Styret er opptatt av at godtgjørelsen til lederne skal være rettferdig, i samsvar med vår generelle belønningsfilosofi og godtgjørelsesnivåer i selskapet, og i tråd med våre aksjonærers interesser.

Belønningspolitikken er en integrert del av vårt verdibaserte rammeverk for prestasjonsstyring, og skal:

Bidra til selskapets forretningsstrategi, langsiktige interesser og økonomiske bæreevne
Styrke interessefellesskapet mellom selskapets ansatte og dets eiere
Gjenspeile selskapets totale prestasjoner og økonomiske resultat
Være konkurransedyktig og tilpasset lokale markeder
Belønne og anerkjenne både "Hva" vi leverer og "Hvordan" vi leverer i like stor grad
Differensiere basert på ansvar og prestasjoner
Bli sett på som rettferdig, åpen, konsistent og ikkediskriminerende
Fremme samarbeid og laginnsats
Være i samsvar med våre verdier og HMS-standarder
Fremme kontinuerlig forbedring og et bærekraftig kostnadsnivå

Beslutningsprosessen

Beslutningsprosessen for gjennomføring eller endring av vår belønningspolitikk, og fastsettelsen av lønn og annen godtgjørelse til konsernledelsen, følger forskriftene i allmennaksjeloven § 5-6 og 6-16 a samt styrets instruks. Styrets instruks finnes på www.equinor.com/board.

Styret har utnevnt et eget kompensasjons- og lederutviklingsutvalg. Kompensasjons- og lederutviklingsutvalget er et saksforberedende organ for styret. Utvalgets hovedoppgave er å bistå styret i dets arbeid med lønns- og arbeidsvilkår for Equinors konsernsjef, og hovedprinsipper og strategi for belønning og lederutvikling av selskapets øverste ledere. Styret fastsetter konsernsjefens lønn og øvrige ansettelsesvilkår. Utvalget skal utarbeide et forslag til nye retningslinjer ved enhver vesentlig endring og minst hvert fjerde år, som skal legges fram til godkjenning på generalforsamlingen. Retningslinjene skal gjelde fram til nye retningslinjer er vedtatt av generalforsamlingen.

Kompensasjons- og lederutviklingsutvalget er kun ansvarlig overfor styret i Equinor ASA for utførelse av sine oppgaver. Styret eller det enkelte styremedlems ansvar endres ikke som følge av utvalgets arbeid.

For mer informasjon om rolle og ansvar for kompensasjons- og lederutviklingsutvalget, henvises det til utvalgets instruks på www.equinor.com/kompensasjonsutvalget.

Equinors formål, visjon og overordnede strategi

Equinors formål er å omdanne naturressurser til energi for mennesker og framgang for samfunnet, og vår visjon er å forme energiframtiden. Vi er opptatt av å skape verdi for våre aksjonærer og ha en ledende rolle i det grønne skiftet mot en lavkarbonframtid.

Mens våre strategiske grunnpilarer «sikker drift», «høy verdiskaping» og «lave karbonutslipp» ligger fast, skal vi styrke selskapet ytterligere på følgende områder: a) en optimalisert olje- og gassportefølje, b) en raskere vekst i

fornybarvirksomheten, c) utvide vår virksomhet innen lavkarbonløsninger.

På alle områder vil teknologi og innovasjon være hovedelementene for å skape verdi og forbedre prestasjoner. Vi skal bruke vår kompetanse og erfaring fra olje- og gassporteføljen som grunnlag for å utvikle havvind i stor skala, etablere nye verdikjeder og utvikle nye lavkarbonkilder.

Equinors rammeverk for prestasjonsstyring og koblingen til selskapets forretningsstrategi, langsiktige interesser og bærekraft

Vårt rammeverk for prestasjonsstyring omsetter selskapets visjon, verdier og strategi til handling og resultater for selskapet, dets enheter og team og hver enkelt leder og ansatt.

Prestasjonsmålene evalueres i to dimensjoner: «Hva» vi leverer og «Hvordan» vi leverer. Dette er kjernen i vår verdibaserte prestasjonskultur, og betyr at leveranse (hva) og atferd (hvordan) vektlegges likt når individuelle prestasjoner skal anerkjennes og belønnes.

«Hva» vi leverer (forretningsleveranse) defineres i selskapets rammeverk for prestasjonsstyring «Ambisjon til handling», som omfatter strategiske mål, prestasjonsindikatorer (KPI-er) og tiltak for hvert av de fem perspektivene Sikkerhet, sikring og bærekraft, Mennesker og organisasjon, Drift, Marked og Finans. Equinor setter ambisiøse mål for å inspirere og motivere til sterk innsats og prestasjon. Hvert år settes det individuelle prestasjonsmål (hva) basert på selskapets «Ambisjon til handling» for konsernsjefen og konserndirektørene.

Styret fastsetter hvert år et sett med strategiske mål og KPI-er som skal danne grunnlaget for vurdering av dimensjonene i forretningsleveransen (hva). Disse KPI-er og relaterte mål for det kommende prestasjonsåret skal oppgis i den årlige belønningsrapporten. Eksempler på slike KPI-er er frekvensen for alvorlige hendelser (SIF), CO2-intensitet for oppstrømporteføljen, sammenlignbar produksjonspris for energi (levelized cost of energy, LCOE), produksjonseffektivitet (PE), produksjonsbasert tilgjengelighet (PBA), relativ avkastning til

aksjeeierne (TSR), relativ avkastning på sysselsatt kapital (ROACE), innvirkning av forbedringer, osv.

Mål for «hvordan» vi leverer er grunnlagt på Equinors kjerneverdier og ledelsesprinsipper og omhandler atferden som kreves og forventes for å nå leveransemålene. Vi tror på å utvikle en sterk ledelse og en kultur som er basert på våre verdier, som bidrar til selskapets langsiktige og bærekraftige framgang. Konsernsjefen og konserndirektørene har satt seg individuelle mål for atferd med prioriterte tema som for eksempel sikkerhet og etterlevelse, bemyndigelse, mangfold og inkludering, samarbeid og bærekraft og klima.

Prestasjonsvurderingen er helhetlig og omfatter både måling og vurdering. Ettersom KPI-målene kun er indikatorer, anvendes skjønn. Det blir tatt hensyn til vesentlige endringer i forutsetningene samt ambisjonsnivå for de aktuelle målene, hvor bærekraftige de oppnådde målene er og strategiske bidrag.

Denne balanserte tilnærmingen, med et bredt sett av mål knyttet til begge dimensjonene «Hva» og «Hvordan» samt en helhetlig prestasjonsvurdering, reduserer sannsynligheten for at belønningspolitikken stimulerer overdreven risikotaking eller at den på annen måte har utilsiktede konsekvenser.

Belønningskonseptet for konsernledelsen

Equinors godtgjørelser for konsernledelsen består av følgende hovedelementer:

Fast lønn: grunnlønn og eventuelt fast lønnstillegg
Variabel lønn: årlig variabel lønn (AVP) og langtidsinsentivordning (LTI)
Andre ytelser: hovedsakelig pensjon, forsikring og aksjespareprogram

Følgende tabell illustrerer hovedelementene i selskapets belønningspolitikk.

Belønningselement	Målsetting Belønningsnivå		Prestasjonskriterier
Grunnlønn	Tiltrekke og beholde de rette medarbeiderne gjennom å tilby konkurransedyktige, men ikke markedsledende betingelser.	Vårt grunnlønnsnivå er i tråd med og differensiert i henhold til den enkeltes ansvar, prestasjoner og bidrag til å nå selskapets mål. Målsettingen er å være konkurransedyktig i markedene selskapet opererer i.	Grunnlønnen er vanligvis gjenstand for årlig vurdering basert på en evaluering av den enkeltes prestasjoner og bidrag til å nå selskapets mål.
Fastlønns tillegg	Fastlønnstillegg betales i stedet for pensjons opptjening over 12G, og anvendes som et supplerende fastlønns element for at vi skal være konkurransedyktig i markedet.	Medlemmer av konsernledelsen som er ansatt i Equinor Det er ikke knyttet prestasjonskriterier ASA, og som tiltrådte konsernledelsen etter 13. februar til fastlønnstillegget. Fastlønnstillegget 2015, mottar et fastlønnstillegg i stedet for er ikke pensjonsberettiget og inngår pensjonsopptjening over 12G9 , beskrevet under avsnittet ikke grunnlag for variabel lønn. om pensjon og forsikringsordninger.
Variabel lønn	Motivere til en kultur basert på belønning for prestasjoner og den enkeltes bidrag til å nå selskapets forretnings strategi. Belønne årlig oppnåelse av forretnings messige mål, både «Hva» som er levert og «Hvordan».	Medlemmer av konsernledelsen som er ansatt i Equinor ASA er berettiget til en årlig variabel lønn på 0–50 % av grunnlønnen. Målbonus10 er 25 %. For medlemmer av konsernledelsen som er ansatt utenfor det norske markedet, se avsnitt nedenfor om belønningspolitikk for internasjonale toppledere. Terskelverdiprinsippene og resultatmodifikatoren skal gjelde. (Se forklaringer nedenfor.) Selskapet forbeholder seg retten til å kreve tilbake hele eller deler av årsbonusen, dersom det i ettertid viser seg at informasjon om resultatene er feilaktig presentert.	Prestasjoner måles gjennom et regnskapsår og er grunnlagt på oppnåelse av årlige leveransemål («Hvordan» og «Hva» som skal leveres) for å skape langsiktig og bærekraftig verdi for aksjonærene. Vurdering av mål definert i den enkeltes prestasjonskontrakt, inkludert mål knyttet til utvalgte KPI-er fra den balanserte måltavlen danner grunnlaget for den variable lønnen.
Langtids insentiv (LTI)	Styrke det langsiktige interessefellesskapet mellom selskapets øverste ledere og aksjonærer og selskapets bærekraft, samt beholde ansatte i nøkkelstillinger.	For medlemmer av konsernledelsen som er ansatt i Equinor ASA blir LTI beregnet i prosent av deltakernes grunnlønn. Selskapet kjøper aksjer tilsvarende netto årsbeløp på vegne av deltakeren. Aksjene er bundet i tre år, og frigjøres deretter til deltakerens disposisjon. Dersom bindingstiden ikke overholdes, må lederen betale tilbake bruttoverdien av de bundne aksjene, begrenset oppad til bruttoverdien av det tildelte beløpet. Nivået på den årlige LTI-belønningen for medlemmer av konsernledelsen som er ansatt i Equinor ASA ligger i området 25–30 % av grunnlønn. For medlemmer av konsernledelsen som er ansatt utenfor det norske	I Equinor ASA reflekterer deltakelse i langtidsinsentivprogrammet og størrelsen på det årlige LTI-elementet nivå og tyngde for stillingen og selskapets prestasjoner som reflekteres av terskelen.
		markedet, se avsnitt nedenfor om belønningspolitikken for internasjonale toppledere. Terskelverdiprinsippene gjelder for den årlige tildelingen. Selskapets resultatmodifikator gjelder ikke for LTI i Equinor ASA.
Pensjons- og forsikrings ordninger	Tilby konkurransedyktige betingelser etter avsluttet ansettelsesforhold og andre goder.	Selskapet tilbyr en tjenestepensjonsordning og forsikringsordning som er tilpasset lokale markeder. Det henvises til avsnittet om pensjons- og forsikringsordninger nedenfor.	Ikke relevant.
Aksjespare program	Styrke interessefellesskapet mellom ansatte og aksjeeiere og belønne verdiskaping over tid.	Alle ansatte i Equinor og i alle markeder kan delta, basert på lokal lovgivning. Deltakerne kan kjøpe aksjer for inntil 5 % av sin grunnlønn.	En bonusaksje per kjøpt aksje tildeles dersom aksjene er beholdt i minst to hele kalenderår, og betinger at deltakeren fortsatt er ansatt i selskapet.
Andre skattepliktige og ikke skattepliktige ytelser	Tiltrekke og beholde de rette personene ved å tilby konkurransedyktige, men ikke markedsledende, betingelser.	Medlemmer av konsernledelsen har i tillegg naturalytelser som fri bil og helseundersøkelser. De kan også delta i aksjespareprogrammet som beskrevet over, og de deltar i selskapets generelle ytelses- og velferdsprogram.	Ikke relevant.

Hovedelementer – Equinors lederlønnskonsept

⁹ G er grunnbeløpet i folketrygden i Norge. 1G per 31. desember 2020 tilsvarer 101.351 kroner.

¹⁰ Målbonus gjenspeiler tilfredsstillende leveranser i henhold til avtalte mål.

Belønningspolitikk for internasjonale toppledere

Equinor er et bredt, globalt energiselskap som utvikler olje, gass, vindkraft og solenergi i over 30 land. Selskapet har høye mål for mangfold og inkludering, på alle nivåer i organisasjonen inkludert toppledelsen. Mangfold er viktig for selskapets suksess og evne til å nå sine langsiktige mål. Fra tid til annen utnevner selskapet toppledere som er ansatt i internasjonale markeder med ulike rammeverk for grunnlønn, variabel lønn og ytelser til toppledere enn det som er tilfelle i det norske markedet. For å kunne ansette internasjonale toppledere, må selskapet tilby konkurransedyktig godtgjørelse i de markeder der vi har virksomhet. Selskapets politikk om å være konkurransedyktig, men ikke markedsledende, videreføres.

For å sikre Equinors konkurransedyktige stilling og tiltrekke seg talenter i det internasjonale markedet, har styret mandat til å overstige nivåene for variabel lønn og pensjonsbetingelser som er beskrevet i tabellen over, for å belønne konserndirektører som ansettes i det internasjonale markedet. Belønningsnivå skal gjenspeile det til enhver tid gjeldende og dokumenterte markedsnivå for konserndirektørstillingen. Årlig variabel lønn skal ikke overstige målnivå på 50 % av grunnlønn (maksimum 100 %) og årlig belønning basert på langtidsinsentivordningen (LTI) skal være maksimum 70 % av grunnlønn. Terskelen for variabel lønn og selskapets resultatmodifikator, som er beskrevet nedenfor, skal gjelde. For internasjonal LTI-belønning anvendes en treårs gjennomsnittlig resultatmodifikator for selskapet. Pensjonsgrunnlaget skal være i samsvar med det lokale markedet, og taket på 12 G som brukes i det norske skattefavoriserte regimet gjelder ikke internasjonale toppledere. Enhver beslutning om vilkår og betingelser som beskrevet ovenfor vil være inkludert i rapporten om belønning som gjennomgås og godkjennes av generalforsamlingen.

Varighet på kontrakter med konserndirektører

Varighet på kontrakter med konserndirektører er ikke begrenset til en viss periode, og gjelder fram til konserndirektøren fratrer stillingen eller går over i ny stilling i selskapet.

Mobilitet

For å sikre at selskapets behov for en mobil arbeidsstyrke ivaretas også på toppledernivå, kan selskapets standard internasjonale rammeverk for mobilitet brukes for kandidater som er ansatt i et annet land enn der rollen er lokalisert. Et internasjonalt oppdrag for en konserndirektørstilling vil vanligvis være begrenset til en periode på tre år.

Lokalisering og flytting

Dersom en konserndirektør rekrutteres til Equinor fra ett marked og ansettes på lokale vilkår og betingelser i et annet land og marked med avvikende betingelser, kan selskapet beslutte å dekke akseptable flytteomkostninger, inkludert bolig og skole, innenfor rammene for internasjonal mobilitet for disse elementene i en periode på inntil to år.

Terskel for variabel lønn og selskapets

resultatmodifikator

Terskel og selskapets resultatmodifikator er innført for å styrke koblingen mellom selskapets totale finansielle resultater og den enkeltes variable lønn.

Terskel

Terskelen er innført for å sikre at variabel lønn ikke utbetales, eller at den reduseres, dersom selskapets finansielle resultater og stilling er svake og i en kritisk situasjon. Den økonomiske terskelen gjelder for betaling av variabel lønn og tildeling av LTIbelønning.

Terskelen har følgende veiledende parametere:

1) Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter etter skatt og før arbeidskapitalposter
2) Netto gjeldsgrad og -utvikling og
3) Selskapets samlede operasjonelle og finansielle resultater

«Grønn sone»

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter etter skatt og før arbeidskapitalposter som er høyre enn 12 milliarder USD, og netto gjeldsgrad lavere enn 30 %, vil vanligvis ikke føre til reduksjon i bonus.

«Gul sone»

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter etter skatt og før arbeidskapitalposter som er lavere enn 12 milliarder USD, men høyere enn 8 milliarder USD, og netto gjeldsgrad mellom 30 % og 45 %, vil vanligvis føre til reduksjon i bonus, men ikke annullering.

«Rød sone»

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter etter skatt og før arbeidskapitalkostnader som er lavere enn 8 milliarder USD, og netto gjeldsgrad høyere enn 45 %, vil vanligvis ikke føre til bonus.

Anvendelse av modifikatoren avhenger av en skjønnsmessig vurdering av selskapets totale resultater. Disse parameterne og kriteriene er retningsgivende, og vil utgjøre en del av en bredere vurdering av bonusnivået. Konklusjonen vurderer både oppnådde resultater og hvordan disse resultatene ventes å påvirke selskapets utvikling og verdiskaping på mellomlang og lang sikt.

Resultatmodifikator

Etter godkjenning av generalforsamlingen i 2016 ble det innført en resultatmodifikator som er benyttet ved beregning av variabel lønn.

Resultatmodifikatoren vil bli vurdert mot to likevektede faktorer: relativ samlet avkastning til aksjeeierne (TSR) og relativ avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE). TSR og ROACE benyttes nå også som prestasjonsindikatorer i konsernets prestasjonsstyringssystem.

Resultatene av disse to prestasjonsindikatorene sammenlignes med våre konkurrenter og fastslår vår relative posisjon. En posisjon i Q1 betyr at Equinor er i øverste kvartil blant sammenlignbare selskaper. En posisjon i Q4 betyr at Equinor sin prestasjon er i nederste kvartil. I år med sterke leveranser på relativ TSR og ROACE vil matrisen føre til at variabel lønn blir modifisert med en faktor høyere enn 1, og tilsvarende lavere enn 1 i svake år. Kombinasjonen av rangering for begge mål vil fungere som en "multiplikator" i samsvar med retningslinjen i matrisen nedenfor.

Ved å benytte relative tall vil effekten av svingende oljepris bli redusert. Innenfor rammene av 50–150 % er matrisen retningsgivende og multiplikatoren (prosent) kan justeres dersom olje- eller gasspriseffektene, eller annet utenfor selskapets kontroll, anses å gi skjeve resultater i et gitt år. Benyttelse av modifikatoren er avhengig av skjønn basert på selskapets generelle resultater.

Resultatmodifikatoren skal benyttes i beregninger av årlig variabel lønn for medlemmer av konsernledelsen. Modifikatoren vil også bli benyttet i andre variable lønnsordninger under konsernledernivå. Videre benyttelse av resultatmodifikatoren vil også bli vurdert og vedtatt dersom dette anses hensiktsmessig.

Årlig variabel lønn for medlemmer av konsernledelsen som er ansatt i Equinor ASA vil være begrenset til rammen på 50 % av fastlønn, uavhengig av utfallet av resultatmodifikatoren.

Pensjons- og forsikringsordninger

Konserndirektørene omfattes av den generelle tjenestepensjonsordningen i Equinor ASA, som er en innskuddsbasert ordning med et innskuddsnivå på 7 % inntil 7,1 G og 22 % over 7,1 G. En ytelsesbasert ordning er beholdt for en gruppe skjermede arbeidstakere. For nye konserndirektører som tiltrer etter 13. februar 2015, gjelder et tak på pensjonsgrunnlag på 12 G. I stedet for pensjonsopptjening for lønn over 12 G gis et fastlønnstillegg på 18 %. Dette elementet danner ikke grunnlag for beregning av årlig variabel lønnsordning (AVP) og langtidsinsentivordningen (LTI). Taket på 12 G er basert på norske skattefavoriserte pensjonsordninger, og vil ikke bli anvendt for pensjonsordninger for konserndirektører som ansettes utenfor Norge.

Konserndirektører som er ansatt i Equinor ASA og tiltrådte konsernledelsen før 13. februar 2015, vil beholde pensjonsopptjening for lønn over 12 G på grunnlag av betingelser i tidligere inngåtte avtaler.

Pensjonsvilkårene som tidligere er avtalt individuelt med elementer utenfor ovennevnte rammeverk, vil bli beskrevet i den årlige belønningsrapporten.

Equinor ASA har innført et generelt tak på pensjonsopptjening for lønn over 12 G for alle nyansatte i selskapet fra 1. september 2017.

I tillegg til pensjonsvilkårene som er beskrevet ovenfor, tilbys konserndirektørene som er ansatt i morselskapet uføre- og etterlattepensjon i henhold til Equinors generelle pensjonsordning/ ytelsespensjonsordning. Medlemmene av konsernledelsen er omfattet av de generelle forsikringsordningene som gjelder i Equinor.

Sluttvederlagsordninger

Konsernsjefen og konserndirektørene har rett til sluttvederlag tilsvarende seks månedslønner, gjeldende etter oppsigelsestiden på seks måneder, dersom de anmodes av selskapet om å fratre sine stillinger. Tilsvarende sluttvederlag skal også betales dersom partene blir enige om at arbeidsforholdet skal opphøre og enkeltpersonen leverer sin oppsigelse etter skriftlig avtale med selskapet. Annen inntekt ervervet av enkeltpersonen i sluttvederlagsperioden medfører en forholdsmessig reduksjon. Dette gjelder inntekter fra alle arbeidsforhold eller fra næringsvirksomhet hvor enkeltpersonen er aktiv eier.

Retten til sluttvederlag er betinget av at konsernsjefen eller konserndirektøren ikke gjør seg skyldig i grovt mislighold eller grov forsømmelse av sin arbeidsplikt, illojalitet eller annet vesentlig brudd på tjenesteplikter.

Ensidig oppsigelse initiert av konsernsjef/konserndirektør gir normalt ikke rett til sluttvederlag.

Frigjørelse av opptjente LTI-aksjer og bonusaksjer ved avslutning av arbeidsforhold

Dersom avslutning av arbeidsforholdet er basert på en gjensidig avtale mellom konserndirektøren og Equinor, kan selskapet beslutte å frigjøre bundne LTI-aksjer og tildele allerede opptjente bonusaksjer i aksjespareprogrammet når arbeidsforholdet avsluttes.

Lønn og ansettelsesvilkår for andre ansatte

Lønn og ansettelsesvilkår for ansatte i selskapet er tatt hensyn til i utformingen av belønningspolitikken.

Rekrutteringspolitikk

Fra tid til annen kan Equinor rekruttere konserndirektører utenfor organisasjonen. Våre prinsipper er utformet for å tiltrekke oss og beholde de rette personene, slik at vi kan sikre en vellykket gjennomføring av vår strategi og trygge våre langsiktige interesser.

Dersom en person taper godtgjørelse som følge av rekruttering til Equinor, kan selskapet kompensere delvis eller helt et dokumentert økonomisk tap relatert til bonuspotensial og langtidsinsentiver. En slik beslutning vil ta hensyn til type belønningsinstrument, forventet verdi og tidspunkt for tapte godtgjørelser. En slik kompensasjon vil begrenses oppad til ett års grunnlønn og betales vanligvis over en periode på 24 måneder.

Belønningsrapport

Gjennomføring av belønningspolitikk og -prinsipper i 2020

Styret foreslår følgende belønningsrapport for Equinors konsernledelse, der det skal holdes en rådgivende votering på generalforsamlingen i 2021, i henhold til § 6-16 b i allmennaksjeloven (gjeldende for regnskapsåret 2020, ref. tidligere § 6-16 a (3) og § 7 i forskrift 2020-12-11-2730) og § 7-31 b i den norske regnskapsloven.

Prestasjonsvurdering i 2020

I 2020 var hovedmålene og KPI-ene for forretningsleveranse for hvert perspektiv slik som beskrevet nedenfor. Hvert perspektiv ble i tillegg støttet av omfattende planer og tiltak.

Strategiske mål		Resultatvurdering for 2019
Sikkerhet, sikring og bærekraft	Strategiske mål og tiltak omfatter sikkerhet, sikring og bærekraft.	Utviklingen av den samlede personskadefrekvensen (TRIF) er positiv, og viste en forbedring fra nivået i 2019. Den endte på rekordlave 2,3, litt over målet på 2,2. I 2019 var resultatet for TRIF 2,5. Antall olje- og gasslekkasjer i 2020 endte på 11, målet var færre enn 9 hendelser, og var en økning fra 10 lekkasjer i 2019. De alvorlige hendelsene på Melkøya og Tjeldbergodden understreker behovet for å styrke våre sikkerhetsresultater ytterligere. Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) viste en positiv utvikling i 2020 med 0,5., sammenlignet med 0,6 året før, selv om målet på 0,4 ikke ble nådd. CO2-intensitet for oppstrømporteføljen endte på 8,0 kg/foe (fat oljeekvivalenter) i 2020, målet var 8,8 kg/foe.
Mennesker og organisasjon	Strategiske mål og tiltak omfatter en verdibasert og høyt presterende organisasjon.	Konsernets medarbeiderundersøkelse (global people survey, GPS) viste en positiv utvikling fra 2019, inkludert resultater fra både mangfolds- og inkluderingsindeksene. Inkluderingsindeksen var 78 i 2020, og var et rekordhøyt resultat i et utfordrende år. På grunn av covid-19- situasjonen har det vært en naturlig nedgang i antall deltakere på klasseromskurs i 2020. Dette har vært kompensert med økt deltakelse i virtuelle opplæringsaktiviteter, som sikrer læring på en mer effektiv måte og med en større global rekkevidde.
Drift	Strategiske mål og tiltak omfatter pålitelig og kostnadseffektiv drift samt endring av olje- og gassindustrien.	Produksjonseffektiviteten (PE) i 2020 endte på 85,2 % for Equinor-opererte eiendeler. PE er under målet på 91 %, og lavere enn tidligere år på grunn av ikke-planlagte nedstenginger og myndighetspålagte kutt i oljeproduksjonen samt driftsutfordringer. Flere av våre egenopererte eiendeler har imidlertid en høy PE, og 16 eiendeler har en PE ved årsslutt på over 91 %. PBA indikatoren (produksjonsbasert tilgjengelighet) i en tolvmånedersperiode for strømproduksjon i vår fornybarportefølje endte på 96,7 % i 2020. Resultatet er bedre enn leveransen i 2019 på 96,3 %, som ble satt som mål for 2020.
Marked	Strategiske mål og tiltak omfatter en fleksibel og robust energi-portefølje.	Prognosene for organiske investeringer for 2020 ble redusert fra 10-11 milliarder USD til om lag 8,5 milliarder USD i mars. Organiske investeringer endte på 7,8 milliarder USD. I 2020 fortsatte arbeidet med forbedringer og effektivisering. Dette har gitt en sterk portefølje som viser at den er robust mot lavere priser. Produksjonsenhetskostnaden nådde målet et år før tiden, og i 2020 var den under 2021-målet på 5 % reduksjon, sammenlignet med 2019-nivået. Verdiskaping fra letevirksomheten endte på 0,4 for 2020, og var bedre enn målet på 0,2. Ressurserstatningsraten for 2020 er -60 %, sammenlignet med målet på over 1 (100 %). Gjennomsnittet over tre år er 42 %. Reserveerstatningsraten for 2020 er -5 %, sammenlignet med et mål på over 1. Gjennomsnittet over tre år er 95 %. I 2020 prioriterte Equinor å opprettholde en solid økonomi, og reserve- og ressurserstatningsratene ble påvirket av at prosjekter og aktiviteter er utsatt for å opprettholde en robust økonomi.
Finans	Strategiske mål og tiltak omfatter kapasitet til positiv kontantstrøm, lønnsomhet og konkurransekraft.	På indikatoren relativ total aksjonæravkastning ble Equinor rangert på 1. plass i gruppen av sammenlignbare selskaper, bedre enn målet om å være bedre enn gjennomsnittet blant sammenlignbare selskaper. For den relative avkastningen på sysselsatt kapital (ROACE) ble Equinor rangert på 4. plass blant sammenlignbare selskaper, en posisjon i 2. kvartil, noe som var rett under målsettingen for 2020.

Styrets vurdering av konsernsjefens prestasjoner

I sin vurdering av konsernsjefens prestasjoner for 2020, har styret understreket at leveransene i viktige områder har vært over, på og under de målsettinger som ble satt. Resultatene ble levert i et uvanlig år som var sterkt påvirket av pandemien, store konjunktursvingninger og lave råvarepriser. Selv om den samlede personskadefrekvensen (TRIF) er noe under målet, er den på det beste nivået i selskapets historie. Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) er forbedret sammenlignet med 2019, men nådde heller ikke målet. For mange olje- og gasslekkasjer og de alvorlige hendelsene på Melkøya og Tjeldbergodden understreker behovet for å styrke sikkerhetsresultatene ytterligere. CO2-intensiteten for oppstrømsporteføljen forbedret seg i forhold til 2019, et resultat som er bedre enn målet for 2020. Vi ser en positiv utvikling fra 2019 når det gjelder mangfolds- og inkluderingsindeksene. Investeringskostnadene er ytterligere redusert, som følge av at prosjekter er utsatt for å kunne opprettholde en robust økonomi. Verdiskaping fra leting viste en positiv utvikling i 2020, og endte over målet. Produksjonseffektiviteten er under målet på grunn av ikke-planlagte nedstenginger, myndighetspålagte kutt i oljeproduksjonen og driftsutfordringer. Produksjonsenhetskostnaden for 2020 er bedre enn målet, og nådde målet for 2021 et år før tiden. Equinor ble rangert på 1. plass blant våre sammenlignbare selskaper med hensyn til relativ total aksjonæravkastning (TSR), bedre enn målet om å være bedre enn gjennomsnittet blant sammenlignbare selskaper. Med hensyn til den relative avkastningen på sysselsatt kapital (ROACE) ble Equinor rangert på 4. plass blant sammenlignbare selskaper, en posisjon i 2. kvartil, noe som var rett under målsettingen for 2020.

KPI-er for konsernsjefen for 2021

Forretningsleveranse-dimensjonen («Hva») for konsernsjefens variable lønn (prestasjonsår 2020) og grunnlønnsjustering i 2021 baseres på vurdering i forhold til følgende KPI-er:

Sikkerhet, sikring og bærekraft

Frekvens for alvorlige hendelser: 0,4 eller bedre
CO2-intensitet for oppstrømporteføljen: 8,1 eller bedre

Marked

• Forbedring i LCoE (normalisert energikostnad) for prosjekter som har passert konseptvalg og kommersiell løsning (DG2): 2% forbedring gjennom året sammenlignet med godkjent plan

Finans

Relativ totalavkastning for aksjonærene: bedre enn gjennomsnittet blant våre sammenlignbare selskaper
Relativ ROACE (avkastning på sysselsatt kapital): bedre enn gjennomsnittet blant våre sammenlignbare selskaper
Faste driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader: 5 % reduksjon i forhold til prognoser

Ny KPI for 2021 er forbedring i normalisert energikostnad (LCOE), som skal styrke konkurranseevnen og kostnadsforbedringer i våre kraftgenererende anlegg.

Gjennomføring av belønningspolitikken og -prinsippene i 2020

Innledning

Belønningspolitikken og -prinsippene som ble gjennomført i 2020, var i henhold til erklæringen som ble framlagt for generalforsamlingen 14. mai 2020.
Det var ingen generell lønnsøkning for medlemmer av konsernledelsen i 2020.
Medlemmene av konsernledelsen frasa seg i mars 2020 retten til å motta årlig variabel lønn (AVP) for prestasjonsåret 2020, i lys av covid-19-pandemien og det store fallet i råvareprisene. I mars 2021 godkjente styret formelt at konsernsjefen og konserndirektørene frasa seg retten til AVP for 2020.
Medlemmer som har vært fungerende konserndirektører i deler av 2020 (Økland, Løseth, Tungesvik, Skeie) mottok, i tråd med selskapets belønningspolitikk og praksis for fungerende stillinger, AVP i henhold til rammene for den stillingen de har på permanent basis (AVP-mål på 17,5 % før terskelverdi og selskapets resultatmodifikator). Dette ble besluttet for å unngå å negativt ramme disse direktørene for å ha påtatt seg ekstrabyrden og tilleggsansvaret som følger med en stilling som fungerende konserndirektør, inkludert at selskapet iverksatte tak på pensjonsopptjening og krav om at konserndirektører betaler tilbake til selskapet eventuelt billån i den perioden de fungerte.
Basert på en vurdering av selskapets generelle resultater i 2020, og etter anvendelse av terskelkriteriene, ble AVP for fungerende konserndirektører i Equinor ASA redusert med 50 %.

• Basert på en vurdering av selskapets generelle resultater i 2019, besluttet styret uavkortet tildeling av langtidsinsentiver (LTI) i 2020, i samsvar med prinsippene for terskelverdien.

Selskapets modifikator for variabel lønn for prestasjonsåret 2020

Selskapets resultatmodifikator avhenger av resultatet på to kriterier, avkastning på sysselsatt kapital (ROACE) og samlet avkastning til aksjeeierne (TSR), hvor Equinors resultat på begge parametere måles i forhold til 11 sammenlignbare selskaper. For 2020 var resultatene for Equinor som følger: relativ ROACE nummer fire og relativ TSR nummer 1 i gruppen av sammenlignbare selskaper. Dette gir et ROACE-resultat i 2. kvartil og et TSR-resultat i 1. kvartil, som gir en modifikator på 1,33 for 2020.

Endringer i Equinors konsernstruktur og konsernledelse i 2020

I august ble Anders Opedal utnevnt til ny konsernsjef fra 2. november, etter kunngjøringen om at Eldar Sætre går av med pensjon. I mars ble Pål Eitrheim utnevnt til leder for covid-19 arbeidsgruppen, og Jens Økland ble utnevnt til fungerende konserndirektør for Nye energiløsninger fra 17. mars til utgangen av juni. Tim Dodson fratrådte stillingen som konserndirektør for Leting fra 1. juni 2020, og Tore Løseth ble utnevnt til fungerende konserndirektør for Leting. Geir Tungesvik ble utnevnt til fungerende konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring fra 10. august i forbindelse med bytte av konsernsjef. Svein Skeie ble utnevnt til fungerende konserndirektør for Økonomi og finans (CFO) fra 1. november, etter kunngjøringen om at Lars Christian Bacher slutter i selskapet. Margareth Øvrum sluttet i selskapet i januar 2021, og fortsatte i konsernledelsen ut året 2020.

Konsernsjefen kunngjorde i desember flere endringer i konsernstrukturen og konsernledelsen. Endringene i konsernstruktur vil tre i kraft 1. juni 2021. Nye medlemmer av konsernledelsen vil fra januar 2021 være Kjetil Hove (konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge) og fra juni 2021 Carri Lockhart (konserndirektør for Teknologi, digitalisering og innovasjon), Ana P.F. Nordang (konserndirektør for Mennesker og organisasjon), Siv Helen Rygh Torstensen (konserndirektør for Juridisk og etterlevelse) og Ulrica Fearn (CFO). Arne Sigve Nylund, Pål Eitrheim, Irene Rummehoff, Jannicke Nilsson og Al Cook fortsetter som konserndirektører og medlemmer av konsernledelsen i 2021.

Vilkår for medlemmer av konsernledelsen

Tidligere konsernsjef Eldar Sætres grunnlønn forble uendret på 9.337.713 kroner i 2020.

Grunnlønnen til den nye konsernsjefen, Anders Opedal, ble fastsatt til 9.100.000 kroner da han tiltrådte 2. november 2020. Han deltar i en variabel lønnsordning innenfor rammene som tidligere er etablert for stillingen som konsernsjef. Hans årlige variable målnivå er 25 % (maks 50 %) av grunnlønn og selskapets langtidsinsentivordning for 2020 med en bruttoverdi på 30 % av grunnlønn. Det er et tak på 12 G på pensjonsgivende inntekt. Han mottar et fastlønnstillegg på 18 % av grunnlønn i stedet for pensjonsopptjening over 12 G.

Pensjonsordninger

Tidligere konsernsjef Eldar Sætre og tre konserndirektører, Øvrum, Reitan og Dodson, hadde individuelle avtaler om tidligpensjon med selskapet.

Tidligere konsernsjef Eldar Sætre og Margareth Øvrum hadde individuelle pensjonsvilkår i henhold til en tidligere standardordning som ble innført i oktober 2006. Disse er på gitte vilkår berettiget til en pensjon på 66 % av pensjonsgivende inntekt ved en pensjonsalder på 62. Ved beregning av medlemstid i Equinors pensjonsordning har de rett til et halvt år ekstra medlemstid for hvert år den enkelte har tjenestegjort som konserndirektør.

I 2017 ble det avtalt at konsernsjefen ikke skulle benytte seg av sin kontraktsmessige rett til å gå av med pensjon ved fylte 62 år. Sætre beholdt retten til tidligpensjon, med ni måneders varsling til styrelederen, og med støtte fra styret. Sætre ville senest gå av med pensjon ved fylte 67 år. I løpet av 2020 informerte Sætre styret om at han ønsket å fratre stillingen som konsernsjef og etter oppsigelsestiden gå av med pensjon fra mars 2021.

I tillegg har to av Equinors tidligere konserndirektører (Reitan, Dodson) individuelle avtaler om tidligpensjon fra 65 år og et førtidspensjonsnivå på 66 % av pensjonsgivende inntekt.

De individuelle pensjonsvilkårene for konserndirektørene, som er beskrevet ovenfor, er resultater av forpliktelser i henhold til tidligere inngåtte avtaler.

Avvik fra statens retningslinjer

Konserndirektøren for forretningsområdet Global strategi og forretningsutvikling, Alasdair Cook, er ansatt av Equinor UK Ltd. Alasdair Cook tiltrådte denne stillingen i 2018, og styret besluttet da at avvik fra statens retningslinjer var formålstjenlig på grunn av lokale markedsforhold.

Som forklart i årsrapporten for 2019 beholdt han sin variable lønn og sin kompensasjon som alternativ til pensjonsopptjening fra sin forrige stilling:

Variabel lønnsordning med målnivå på 40 % av grunnlønn (maks 80 %). Prinsippene for terskelverdi og selskapets resultatmodifikator på 0,5-1,5 kommer til anvendelse.
Langtidsinsentivordning på 70 % av grunnlønn, og anvendelse av 3 års gjennomsnittlig resultatmodifikator (0,5-1,5) og terskelverdi.
Kontantkompensasjon i stedet for pensjonsopptjening.

I forbindelse med kunngjøringen om endringer i konsernstruktur ble det kunngjort at Carri Lockhart, ansatt i Equinors virksomhet i USA, var utnevnt til konserndirektør for det nye forretningsområdet Teknologi, digitalisering og innovasjon, med virkning fra 1. juni 2021. For å kunne tilby denne konserndirektøren konkurransedyktig belønning basert på lokale markedsforhold, medførte det avvik fra erklæringen om belønning av medlemmer av konsernledelsen, som ble framlagt for generalforsamlingen i Equinor ASA i 2020. Lockhart ble rekruttert internt fra en direktørstilling i forretningsområdet Utvikling og produksjon internasjonalt. Hun beholder sin variable lønn og pensjonsordning fra sin tidligere stilling.

Variabel lønnsordning med målnivå på 50 % av grunnlønn (maks 100 %). Prinsippene for terskelverdi og selskapets resultatmodifikator på 0,5-1,5 kommer til anvendelse.
Langtidsinsentivordning på 70 % av grunnlønn, og anvendelse av 3 års gjennomsnittlig resultatmodifikator (0,5-1,5) og terskelverdi.
Deltakelse i selskapets pensjonsordning i USA videreføres, inkludert en individuell pensjonsordning som ble inngått da Lockhart ble ansatt fra et konkurrerende energiselskap til Equinors virksomhet i USA i 2016.

Disse individuelle avvikene innebærer ikke noen endring i selskapets generelle belønningskonsept for konserndirektører, som er forklart under Belønningspolitikk og tabellen i Hovedelementer – Equinors lederlønnskonsept.

Kompensasjon og aksjeeierskap til konsernledelsen

		Fast godtgjørelse
--	--	-------------------

Medlemmer av konsernledelsen (tall i tusen USD unntatt antall aksjer)1), 2)	Fast lønn 3)	Fastlønns -tillegg4)	LTI5)	Bonus6)	Andre skatte pliktige ytelser	2020 Skattepliktig kompensasjon	Ikke skatte pliktige natural ytelser	Estimert pensjons kostnad7)	Nåverdi av pensjons forpliktelse 8)	2019 Skattepliktig kompensasjon9)	Antall aksjer per 31. desember 2020
Anders Opedal10)	527	91	123	0	47	788	0	26	1.616	854	32.525
Irene Rummelhoff	411	73	119	0	50	654	0	28	1.604	797	40.043
Arne Sigve Nylund	456	0	113	0	34	603	0	133	5.847	753	25.345
Jannicke Nilsson	340	60	99	0	63	562	27	35	1.598	688	53.018
Pål Eitrheim10)	326	58	94	0	25	502	0	22	1.289	646	16.687
Alasdair Cook13)	572	0	318	0	148	1.037	0	0	0	1.320	3.057
Margareth Øvrum 11), 12)	479	0	113	0	317	909	0	0	7.987	1.023	78.286
Torgrim Reitan	422	0	104	0	88	614	29	123	3.412	739	55.766
Eldar Sætre10), 11)	850	0	250	0	64	1.163	0	0	16.742	1.737
Timothy Dodson10)	173	0	42	0	19	233	16	60	5.865	718
Lars Christian Bacher10)	351	0	86	0	40	477	33	107	3.467	694
Jens Økland10)	100	18	20	16	9	163	0	7	1.359
Geir Tungesvik10)	162	20	22	17	13	234	0	28	3.228		25.364
Tore Løseth10)	123	22	25	19	11	200	16	15	910		12.969
Svein Skeie10)	51	7	8	6	6	79	0	6	1.568		41.514

1) Alle beløp i tabellen er presentert i USD basert på gjennomsnittlige valutakurser bortsett fra nåverdi av pensjonsforpliktelse som er presentert basert på sluttkurs 31. desember 2020.

Gjennomsnittlige kurser 2020: NOK/USD = 0,1068, GBP/USD = 1,2843, BRL/USD = 0,1959. (2019: NOK/USD = 0,1136, GBP/USD = 1,2760, BRL/USD = 0,2755).

Sluttkurs 31. desember 2020: NOK/USD 8,5326.

Alle beløp i tabellen er presentert basert på opptjente ytelser. For medlemmer av konsernledelsen som kun har innehatt stillingen deler av 2020 er all kompensasjon og alle goder fordelt proporsjonalt.

2) Alle medlemmer av konsernledelsen har mottatt kompensasjon i NOK unntatt Alasdair Cook som blir kompensert i GBP, og Margareth Øvrum som har mottatt kompensasjon i BRL og NOK.
3) Fastlønn består av grunnlønn og feriepenger.
4) Fastlønnstillegg består av kompensasjon for bortfall av pensjonsopptjening over 12G (grunnbeløpet i folketrygden). Fastlønnstillegg og grunnlønn inngår i grunnlaget for beregning av LTI og bonus for prestasjonsåret 2020.
5) I langtidsinsentivordningen (LTI-ordningen) ligger en forpliktelse til å investere nettobeløpet i Equinor-aksjer, inkludert en bindingsperiode. LTI-elementet presenteres i tildelingsåret for medlemmer av konsernledelsen ansatt i Equinor ASA. Lars Christian Bachers bundne LTI aksjer vil bli frigitt til hans disposisjon ved avslutningen av ansettelsesforholdet. Alasdair Cook deltar i Equinors internasjonale langtidsinsentivordning som beskrevet i kapitlet Belønningspolitikk for internasjonale ledere.
6) De permanente medlemmene av konsernledelsen har frasagt seg retten til å motta bonus for 2020 som formelt godkjent av styret. For de fungerende medlemmene av konsernledelsen inkluderer bonus feriepenger.
7) Estimert pensjonskostnad er beregnet basert på aktuarmessige forutsetninger og pensjonsgivende inntekt (hovedsakelig grunnlønn) per 31. desember 2019 og er innregnet som pensjonskostnad i resultatregnskapet for 2020.
8) Eldar Sætre, Arne Sigve Nylund, Margareth Øvrum, Timothy Dodson og Geir Tungesvik er medlemmer av den lukkede ytelsesordningen, mens de øvrige medlemmene av konsernledelsen, som er ansatt i Equinor ASA, deltar i selskapets innskuddsordning.
9) Inkluderer beløp for medlemmer av konsernledelsen i 2019 som også er medlemmer i 2020. Alle medlemmer av konsernledelsen var konserndirektører hele året i 2019.
10) Eldar Sætre gikk av med pensjon 1. mars 2021, og Anders Opedal ble utnevnt til ny konsernsjef fra 2. november 2020. Geir Tungesvik ble utnevnt til fungerende konserndirektør for TPD fra 10. august. Pål Eitrheim ledet konsernets covid-19-prosjekt og rapporterte direkte til konsernsjefen, og Jens Økland var fungerende konserndirektør i NES fra 17. mars til 30. juni. Timothy Dodson gikk ut av konsernledelsen 31. mai og Tore Løseth ble utnevnt til fungerende konserndirektør for EXP fra 1. juni. Lars Christian Bacher gikk ut av konsernledelsen 31. oktober, og Svein Skeie ble utnevnt til fungerende konserndirektør for Økonomi og finans fra 1. november.
11) Estimert nåverdi av pensjonsforpliktelser til Eldar Sætre, Margareth Øvrum, Timothy Dodson og Torgrim Reitan inkluderer tidligpensjonsforpliktelser.
12) Kompensasjonen til Margareth Øvrum inkluderer også Equinors betingelser for internasjonal utstasjonering.
13) Alasdair Cooks fastlønn inkluderer 75 tusen USD som kompensasjon for pensjonsopptjening.

Det er ikke gitt lån fra selskapet til medlemmer av konsernledelsen.

Aksjeandel

Nedenfor vises antall Equinor-aksjer eid av medlemmene av styret og konsernledelsen og/eller eid av deres nærstående. Hvert medlem av styret og bedriftsforsamlingen eide mindre enn 1 % hver av de utestående Equinor-aksjene.

	Per 31. desember	Per 14. mars
Aksjeandeler i Equinor (inkludert aksjeandeler eid av nære bekjente)	2020	2021
Medlemmer i konsernledelsen
Anders Opedal	32,525	32,896
Eldar Sætre	96,218	67,389
Lars Christian Bacher	12,910	9,572
Svein Skeie	41,514	42,318
Jannicke Nilsson	53,018	54,016
Tore Morten Løseth	12,969	13,424
Torgrim Reitan	55,766	55,971
Geir Tungesvik	25,364	26,059
Alasdair Cook	3,057	3,738
Tim Dodson	40,294	39,380
Margareth Øvrum	78,286	50,222
Arne Sigve Nylund	25,345	25,345
Pål Eitrheim	16,687	16,687
Irene Rummelhoff	40,043	40,771
Medlemmer i styret
Jon Erik Reinhardsen	4,584	4,584
Jeroen van der Veer	6,000	6,000
Bjørn Tore Godal	0	0
Tove Andersen	2,677	N/A
Rebekka Glasser Herlofsen	0	0
Anne Drinkwater	0	0
Jonathan Lewis	1,100	1,100
Finn Bjørn Ruyter	0	0
Per Martin Labråten	620	620
Hilde Møllerstad	2,362	2,484
Stig Lægreid	8,485	7,069

Hvert medlem av bedriftsforsamlingen eide mindre enn 1 % hver av de utestående Equinor-aksjene per 31. desember 2020 og per 14. mars 2021. Til sammen eide medlemmer av bedriftsforsamlingen 34.780 aksjer per 31. desember 2020 og til sammen 36.479 aksjer per 14. mars 2021. Informasjon om aksjeeierskapet til hvert av medlemmene av bedriftsforsamlingen er oppgitt i seksjon 3.8 Bedriftsforsamlingen, styret og konsernledelsen.

Stemmeretten til medlemmene av styret, konsernledelsen og bedriftsforsamlingen avviker ikke fra stemmeretten til ordinære aksjonærer.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.13 Informasjon og kommunikasjon

Equinors rapportering er basert på åpenhet og ivaretar kravet om likebehandling av aktørene i verdipapirmarkedet. Equinor har fastsatt retningslinjer for selskapets rapportering av

finansiell og annen informasjon, og formålet med retningslinjene er å sikre at rask og korrekt informasjon om selskapet gjøres tilgjengelig for våre aksjonærer og samfunnet generelt.

En finansiell kalender og aksjonærinformasjon er tilgjengelig på nettsiden www.equinor.com/finansiellkalender.

Enheten Investor Relations har det faglige ansvaret for å koordinere selskapets kommunikasjon med kapitalmarkedene og for relasjonene mellom Equinor og selskapets eksisterende og potensielle investorer. Investor Relations har ansvaret for å formidle og registrere informasjon i henhold til de lover og forskrifter som gjelder der Equinors verdipapirer er notert. Investor Relations rapporterer direkte til konserndirektøren for økonomi og finans.

Selskapets ledelse holder regelmessige presentasjoner for investorer og analytikere. Selskapets kvartalspresentasjoner overføres direkte på vår nettside. Investor Relations kommuniserer med eksisterende og potensielle aksjonærer gjennom presentasjoner, møter på tomannshånd, konferanser, nettsider, finansielle medier, telefon, post og e-post. Relevante

rapporter og annen relevant informasjon er tilgjengelig på selskapets nettside www.equinor.com/investor.

All informasjon som sendes ut til selskapets aksjeeiere publiseres på selskapets nettside samtidig som den blir sendt ut til aksjeeierne.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.14 Overtakelse

Styret slutter seg til prinsippene om likebehandling av alle aksjonærer, og Equinors vedtekter setter ingen grenser for aksjeerverv. Equinor har ingen mekanismer som beskytter selskapet mot overtakelse i sine vedtekter, og har heller ikke iverksatt andre tiltak som begrenser muligheten til å kjøpe aksjer i selskapet. Staten eier 67 % av aksjene, og omsetteligheten av disse aksjene er gjenstand for beslutning i Stortinget. Styret plikter å opptre profesjonelt og i henhold til gjeldende prinsipp for god eierstyring og selskapsledelse skulle en situasjon inntreffe hvor dette punktet i Anbefalingen blir aktualisert.

Avvik fra Anbefalingen:

I henhold til Anbefalingen skal styret etablere retningslinjer for hvordan det vil opptre i tilfelle av et overtakelsestilbud. Styret har ikke etablert slike retningslinjer på grunn av selskapets eierstruktur og de årsakene som er nevnt ovenfor. I tilfelle av et bud som drøftet i punkt 14 i Anbefalingen, vil styret, i tillegg til å følge relevant lovgivning, forsøke å følge henstillingene i Anbefalingen. Styret har ingen andre eksplisitte grunnprinsipper eller skriftlige retningslinjer for hvilke prosedyrer som skal følges i tilfelle av et overtakelsesbud. Styret er ellers enig i det som er uttrykt i Anbefalingen når det gjelder dette tema.

3.15 Ekstern revisor

Vårt eksterne offentlig registrerte revisorfirma (ekstern revisor) er uavhengig av Equinor og er utnevnt av generalforsamlingen. Vårt eksterne offentlig registrerte revisorfirma Ernst & Young AS skal følge standardene til Public Company Accounting Oversight Board (USA). Ernst & Young AS skal også utarbeide en rapport i henhold til lover, forskrifter og revisjonsstandarder og -praksis etter god revisjonsskikk i Norge, inkludert International Standards on Auditing (ISA), som omfatter uttalelser om konsernregnskapet og selskapsregnskapet for Equinor ASA. Rapportene er beskrevet i seksjon 4.1.

Godtgjørelsen til ekstern revisor godkjennes av generalforsamlingen.

I henhold til instruksen for revisjonsutvalget, som er godkjent av styret, er revisjonsutvalget ansvarlig for å påse at selskapet har en uavhengig og effektiv ekstern og intern revisjon. Hvert år legger ekstern revisor fram en plan for gjennomføring av revisjonsarbeidet for revisjonsutvalget. Ekstern revisor er til stede på styremøter som behandler utarbeidelsen av årsregnskapet.

Ekstern revisor deltar også på møter i revisjonsutvalget. Revisjonsutvalget behandler alle rapporter fra ekstern revisor før styrebehandling. Revisjonsutvalget har møter minst fem

ganger i året, og både styret og revisjonsutvalget har regelmessige møter med intern og ekstern revisor uten at ledelsen er til stede.

Revisjonsutvalget vurderer og gir innstilling til styret, bedriftsforsamlingen og generalforsamlingen når det gjelder valg av ekstern revisor. Utvalget har ansvar for å sikre at ekstern revisor oppfyller de krav som stilles av myndigheter i Norge og i de landene Equinor er børsnotert. Ekstern revisor er underlagt amerikansk lovgivning, som krever at ansvarlig partner ikke kan inneha hovedansvaret for oppdraget i mer enn fem år på rad.

I evalueringen av ekstern revisor legges det vekt på firmaets kvalifikasjoner, kapasitet, tilgjengelighet lokalt og internasjonalt, i tillegg til honorarets størrelse.

Retningslinjer og prosedyrer for forhåndsgodkjenning i revisjonsutvalget

I henhold til revisjonsutvalgets instruks har styret gitt revisjonsutvalget fullmakt til å forhåndsgodkjenne oppdrag som skal utføres av ekstern revisor. I forbindelse med denne forhåndsgodkjenningen har revisjonsutvalget gitt nærmere retningslinjer. Revisjonsutvalget har utarbeidet retningslinjer for ledelsen for forhåndsgodkjenning av oppdrag som skal utføres av ekstern revisor.

Alle revisjonsrelaterte og andre tjenester som utføres av ekstern revisor må forhåndsgodkjennes av revisjonsutvalget. Gitt at forslaget til tjenester er tillatt i henhold til retningslinjer fra SEC i USA, blir det vanligvis gitt forhåndsgodkjenning på ordinære møter i revisjonsutvalget. Lederen av revisjonsutvalget har fullmakt til å forhåndsgodkjenne tjenester som er i samsvar med retningslinjer gitt av revisjonsutvalget som angir nærmere hva slags tjenester som er godkjent. Det er en forutsetning at tjenester som forhåndsgodkjennes på denne måten, presenteres for det samlede revisjonsutvalget på utvalgets neste møte. Noen forhåndsgodkjenninger kan derfor gis på ad hoc-basis av lederen av revisjonsutvalget dersom det er ansett som nødvendig med et hurtig svar.

Godtgjørelse til ekstern revisor 2018 – 2020

I konsernregnskapet og i morselskapets årsregnskap er ekstern revisors godtgjørelse delt mellom revisjonshonorar og honorar for revisjonsrelaterte, skatterelaterte og andre tjenester. I presentasjonen for generalforsamlingen redegjør styrelederen for fordelingen mellom revisjonshonorar og honorar for revisjonsrelaterte, skatterelaterte og andre tjenester.

Tabellen under viser samlet godtgjørelse knyttet til profesjonelle tjenester levert av Equinors revisor Ernst & Young AS for

regnskapsårene 2019 og 2020, og KPMG AS for regnskapsåret 2018 og fram til 15. mai 2019.

Godtgjørelse til revisor

		For regnskapsåret
(i millioner USD, ekskl. mva)	2020	2019	2018

Revisjonshonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	10,7	4,7
Revisjonshonorar KPMG (revisor 2018)		2,8	7,1
Revisjonsrelaterte tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	1,0	0,5
Revisjonsrelaterte tjenester KPMG (revisor 2018)		1,2	1,0
Skattehonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	0,0	0,2
Skattehonorar KPMG (revisor 2018)		0,0	0,0
Andre tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	0,0	0,9
Andre tjenester KPMG (revisor 2018)		0,0	0,0

Sum godtgjørelse	11,7	10,3	8,1

Alle honorarer i tabellen er godkjent av revisjonsutvalget.

Revisjonshonorar defineres som honorar for vanlig revisjonsarbeid som må utføres hvert år for å legge fram en revisjonsberetning om Equinors konsernregnskap, internkontroll over årlig rapportering og rapporter om årsregnskapet. Det omfatter også andre revisjonstjenester, som er tjenester som det bare er ekstern revisor som kan gi, for eksempel revisjon av engangstransaksjoner og anvendelse av nye regnskapsprinsipper, revisjon av vesentlige og nylig gjennomførte systemkontroller og begrenset vurdering av kvartalsregnskapene.

Revisjonsrelaterte tjenester omfatter andre kontrolltjenester og tilknyttede tjenester levert av revisor, men som ikke er begrenset til tjenester som bare kan utføres av ekstern revisor som undertegner revisjonsberetningen, og som er relatert til

gjennomføringen av revisjonen eller kontrollen av selskapets årsregnskap, for eksempel aktsomhetsvurdering i forbindelse med oppkjøp, revisjon av pensjons- og fordelsplaner, konsultasjoner vedrørende finansregnskaps- og rapporteringsstandarder.

Skatterelaterte og andre tjenester omfatter eventuelle tjenester levert av revisor innenfor rammen av Sarbanes-Oxley Act, dvs. visse avtalte prosedyrer.

I tillegg til tallene i tabellen over utgjorde revisjonshonorar og honorar for revisjonsrelaterte tjenester knyttet til Equinoropererte lisenser for årene 2020, 2019 og 2018 henholdsvis 0,5 millioner USD, 0,5 millioner USD og 0,9 millioner USD.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

s157	4.1	Konsernregnskap Equinor
	4.2	Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten
s230		for olje og gass
s243	4.3	Selskapsregnskap for Equinor ASA

Equinor, Årsrapport 2020 155

Regnskap og noter

Konsernregnskap

4.1 Konsernregnskap Equinor

Uavhengig revisors beretning

Til generalforsamlingen i Equinor ASA

Uttalelse om revisjonen av årsregnskapet

Konklusjon

Vi har revidert årsregnskapet for Equinor ASA som består av selskapsregnskap og konsernregnskap. Selskapsregnskapet består av balanse per 31. desember 2020, resultatregnskap, oppstilling over totalresultat og kontantstrømoppstilling for regnskapsåret avsluttet per denne datoen og en beskrivelse av vesentlige anvendte regnskapsprinsipper og andre noteopplysninger. Konsernregnskapet består av balanse per 31. desember 2020, resultatregnskap, oppstilling over totalresultat, oppstilling av endringer i egenkapitalen og kontantstrømoppstilling for regnskapsåret avsluttet per denne datoen og en beskrivelse av vesentlige anvendte regnskapsprinsipper og andre noteopplysninger.

Etter vår mening

er årsregnskapet avgitt i samsvar med lov og forskrifter
gir selskapsregnskapet et rettvisende bilde av selskapets finansielle stilling per 31. desember 2020 og av selskapets resultater og kontantstrømmer for regnskapsåret avsluttet per denne datoen i samsvar med regnskapslovens regler og god regnskapsskikk i Norge
gir konsernregnskapet et rettvisende bilde av konsernets finansielle stilling per 31. desember 2020 og av konsernets resultater og kontantstrømmer for regnskapsåret avsluttet per denne datoen i samsvar med International Financial Reporting Standards som fastsatt av EU.

Grunnlag for konklusjonen

Vi har gjennomført revisjonen i samsvar med lov, forskrift og god revisjonsskikk i Norge, herunder de internasjonale revisjonsstandardene (ISA-ene). Våre oppgaver og plikter i henhold til disse standardene er beskrevet i avsnittet Revisors oppgaver og plikter ved revisjonen av årsregnskapet. Vi er uavhengige av selskapet og konsernet i samsvar med de relevante etiske kravene i Norge knyttet til revisjon slik det kreves i lov og forskrift. Vi har også overholdt våre øvrige etiske forpliktelser i samsvar med disse kravene. Etter vår oppfatning er innhentet revisjonsbevis tilstrekkelig og hensiktsmessig som grunnlag for vår konklusjon.

Sentrale forhold ved revisjonen

Sentrale forhold ved revisjonen er de forhold vi mener var av størst betydning ved revisjonen av årsregnskapet for 2020. Disse forholdene ble håndtert ved revisjonens utførelse og da vi dannet oss vår mening om årsregnskapet som helhet, og vi konkluderer ikke særskilt på disse forholdene. Vår beskrivelse av hvordan vi revisjonsmessig håndterte hvert forhold omtalt nedenfor, er gitt på den bakgrunnen.

Vi har også oppfylt våre forpliktelser beskrevet i avsnittet Revisors oppgaver og plikter ved revisjonen av årsregnskapet når det gjelder disse forholdene. Vår revisjon omfattet følgelig handlinger utformet for å håndtere vår vurdering av risiko for vesentlige feil i årsregnskapet. Resultatet av våre revisjonshandlinger, inkludert handlingene rettet mot forholdene omtalt nedenfor, utgjør grunnlaget for vår konklusjon på revisjonen av årsregnskapet.

Gjenvinnbart beløp av produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler inkludert anlegg under utbygging

Pr. 31. desember 2020 har konsernet regnskapsført produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler, inkludert anlegg under utbygging, på henholdsvis 47 928 millioner USD og 11 778 millioner USD som varige driftsmidler. Vi viser til note 2 og 10 i konsernregnskapet for relaterte noteopplysninger.

Som beskrevet i note 2 innebærer fastsettelse av gjenvinnbart beløp av en eiendel at selskapet estimerer forventede kontantstrømmer som er avhengig av ledelsens beste estimat av de økonomiske forhold som vil foreligge i eiendelens gjenværende utnyttbare levetid. Eiendelens driftsmessige produktivitet og eksterne faktorer kan ha vesentlig innvirkning på de estimerte fremtidige kontantstrømmene og dermed også gjenvinnbart beløp for eiendelen. Revisjon av ledelsens estimering av eiendelers gjenvinnbare beløp er kompleks og innebærer betydelig skjønn. Sentrale forutsetninger som brukes i estimeringen av fremtidige kontantstrømmer omfatter fremtidige råvarepriser, valutakurser, forventede reserver, investeringer og diskonteringsrente. Disse forutsetningene er fremtidsrettede og kan bli påvirket av fremtidige økonomiske og markedsmessige forhold. I tillegg er behandlingen av inntektsskatt i estimeringen av gjenvinnbart beløp utfordrende ettersom konsernet er underlagt forskjellige skattestrukturer som er iboende komplekse.

Konsernregnskap

Vi anser derfor vurderingen av gjenvinnbart beløp av produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler inkludert anlegg under utbygging, å være et sentralt forhold i revisjonen som følge av at det er vesentlige balanseførte beløp og som følge av kompleksiteten og usikkerheten i estimatene og forutsetningene som ledelsen har anvendt i kontantstrømmodellene.

Vi har opparbeidet en forståelse av selskapets prosess, vurdert utformingen og testet utførelsen av kontrollene konsernet har implementert i vurderingen av gjenvinnbart beløp av produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler inkludert anlegg under utbygging. Dette omfattet også testing av kontroller knyttet til ledelsens gjennomgang av forutsetninger og andre relevante data i beregningene av nedskrivninger og reverseringer av tidligere nedskrivninger.

Våre revisjonshandlinger utført for de vesentlige forutsetningene og dataene inkluderte blant annet involvering av verdsettelsesspesialister for å bistå i vurderingen av metode og modeller samt testing av matematisk nøyaktighet i modellene benyttet for å beregne gjenvinnbart beløp (inkludert relevante skatteeffekter) og en uavhengig etterregning av gjenvinnbart beløp for eiendelene. Vi sammenlignet også fremtidige investeringer med godkjente driftsbudsjetter fra operatør eller ledelsesprognoser og vi sammenlignet forventede reserver i nedskrivningsmodellene med interne produksjonsanslag og eksterne vurderinger av forventede reserver. I tillegg vurderte vi kompetansen og de faglige kvalifikasjonene til de internt kvalifiserte fagpersoner som var ansvarlige for å overvåke konsernets estimering av forventede reserver. For eiendeler som tidligere var nedskrevet, vurderte vi faktiske resultater mot prognosene som var anvendt i historiske nedskrivningsanalyser.

For å teste prisforutsetninger, evaluerte vi ledelsens metodikk for å fastsette fremtidige kortsiktige og langsiktige råvarepriser, og blant annet sammenlignet vi disse forutsetningene med eksterne informasjonskilder. Vi involverte også verdsettelsesspesialister for å bistå i vurderingen av rimeligheten av konsernets valutakurser og diskonteringsrente, inkludert konsernets metoder og vesentlige forutsetninger benyttet til å beregne valutakursene og diskonteringsrenten.

Estimerte nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

desember 2020 har konsernet regnskapsført avsetning for nedstengnings- og fjerningsforpliktelser på USD 17 292 millioner presentert under Avsetninger og andre forpliktelser. Vi viser til note 2 og 20 i konsernregnskapet for noteopplysninger relatert til avsetning for nedstengnings- og fjerningsforpliktelser.

Revisjon av ledelsens estimering av kostnader knyttet til nedstengning og fjerning av offshore installasjoner ved utgangen av produksjonsperioden er kompleks og involverer betydelig skjønn. Å estimere avsetningen for slike forpliktelser involverer betydelig skjønn med hensyn til forutsetningene som er brukt i estimatet, den iboende kompleksitet og usikkerhet i estimering av fremtidige kostnader, i tillegg til begrenset historisk erfaring å sammenligne fremtidige kostnader med. Vesentlige forutsetninger brukt i estimatet er diskonteringsrente, valutakurser og forventede fremtidige kostnader, som inkluderer underliggende forutsetninger som normer, rater og fjerningstid, og som kan variere betydelig avhengig av forventet kompleksitet i fjerningen. Disse vesentlige forutsetningene er fremtidsrettet og kan bli påvirket av fremtidige økonomiske og markedsmessige forhold.

Vi anser estimerte nedstengings- og fjerningsforpliktelser å være et sentralt forhold i revisjonen som følge av vesentlige beløp i regnskapet, og som følge av kompleksiteten og usikkerheten i forutsetningene som er brukt i estimatet.

Vi har opparbeidet en forståelse av konsernets prosess, vurdert utformingen av og testet utførelsen av kontrollene konsernet har implementert for å estimere nåverdien av de fremtidige nedstengnings- og fjerningskostnadene i henhold til lokale forhold og regler. Dette omfattet også kontroller over ledelsens gjennomgang av forutsetninger brukt i beregningen av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser.

Våre revisjonshandlinger for å teste ledelsens estimat for kostnader knyttet til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser, omfattet blant annet å vurdere fullstendigheten i avsetningen ved å rette forespørsler til relevante personer og sammenligne vesentlige tilganger i varige driftsmidler med ledelsens vurdering av nye nedstengnings- og fjerningsforpliktelser regnskapsført i perioden. Vi vurderte også metoden som er brukt og utførte en sensitivitetsanalyse for å vurdere hvilke av ledelsenes forutsetninger som har størst påvirkning på estimatet.

Vi sammenlignet dagsrater for rigger, operasjoner til sjøs og tungløftslektere mot ekstern markedsinformasjon eller eksisterende kontrakter. For estimert fjerningstid sammenlignet vi mot historisk informasjon på stikkprøvebasis. Vi sammenlignet diskonteringsrente mot eksterne markedsdata. Vi involverte våre verdsettelseseksperter for å bistå med å teste utregningene i modellene ved å etterregne formler og evaluere modellene som er brukt i beregningen av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser, herunder utføre sensitivitetsanalyser.

Vesentlig svakheter i internkontroll for tilgangskontroller IT og salg og kjøp i Markedsføring, Midtstrøm og Prosessering

Konsernet konkluderte med at det forelå vesentlige svakheter i internkontrollen knyttet til finansiell rapportering pr. 31. desember 2020 relatert til a) selskapets tilgangskontroller knyttet til IT systemer ikke fungerte tilfredsstillende og b) utformingen og utførelsen av kontroller relatert til salg og kjøp av væsker og gass, inkludert endringer i varelager, og energihandel i segmentet for Markedsføring, Midtstrøm og Prosessering (MMP). Konsernets internkontroll knyttet til IT systemer fungerte ikke tilfredsstillende for å sikre tilstrekkelig arbeidsdeling som ivaretok brukertilganger og privilegerte tilganger til finansielle applikasjoner som understøtter utarbeidelsen av konsernregnskapet. I tillegg fungerte ikke internkontrollen tilfredsstillende knyttet til salgsinntekter, varekostnad og relaterte balanseposter i årsregnskapet knyttet til MMP segmentet.

Som følge av at betydelig revisjonsinnsats var nødvendig for å gjennomføre nødvendige revisjonshandlinger knyttet til de områdene og regnskapslinjene som ble påvirket av vesentlig svakheter i internkontroll for IT tilgangskontroller og salg og kjøp i MMP segmentet vurderte vi dette som et sentralt forhold ved revisjonen.

Vi involverte medarbeidere med IT kompetanse for å bistå oss i gjennomføringen av ytterligere revisjonshandlinger knyttet til brukere med tilgang til IT applikasjoner, inkludert handlinger for å vurdere brukere med tilganger hvor det kunne være mangelfull arbeidsdeling og brukere med kritiske og sensitive tilganger. Vi økte også omfanget av testing av applikasjonskontroller. Videre vurderte vi betydningen av svakhetene i internkontrollen for relevante regnskapslinjer påvirket av mangelfulle tilgangskontroller og manglene i internkontrollen i MMP segmentet. Dette inkluderte ytterligere og tilpassede revisjonshandlinger, lavere beløpsgrenser i utvalgstesting og økt utvalgstesting for relevante regnskapslinjer, som salgsinntekter, varekjøp og relaterte balanseposter sammenlignet med hva vi ville ha gjort dersom internkontrollen hadde fungert tilfredsstillende.

Øvrig informasjon

Øvrig informasjon omfatter informasjon i selskapets årsrapport bortsett fra årsregnskapet og den tilhørende revisjonsberetningen. Styret og konsernsjefen (ledelsen) er ansvarlig for den øvrige informasjonen. Vår uttalelse om revisjonen av årsregnskapet dekker ikke den øvrige informasjonen, og vi attesterer ikke den øvrige informasjonen.

I forbindelse med revisjonen av årsregnskapet er det vår oppgave å lese den øvrige informasjonen med det formål å vurdere hvorvidt det foreligger vesentlig inkonsistens mellom den øvrige informasjonen og årsregnskapet eller kunnskap vi har opparbeidet oss under revisjonen, eller hvorvidt den tilsynelatende inneholder vesentlig feilinformasjon. Dersom vi konkluderer med at den øvrige informasjonen inneholder vesentlig feilinformasjon, er vi pålagt å rapportere det. Vi har ingenting å rapportere i så henseende.

Ledelsens ansvar for årsregnskapet

Ledelsen er ansvarlig for å utarbeide årsregnskapet i samsvar med lov og forskrifter, herunder for at det gir et rettvisende bilde i samsvar med regnskapslovens regler og god regnskapsskikk i Norge for selskapsregnskapet, og i samsvar med International Financial Reporting Standards som fastsatt av EU for konsernregnskapet. Ledelsen er også ansvarlig for slik intern kontroll som den finner nødvendig for å kunne utarbeide et årsregnskap som ikke inneholder vesentlig feilinformasjon, verken som følge av misligheter eller feil.

Ved utarbeidelsen av årsregnskapet må ledelsen ta standpunkt til selskapets evne til fortsatt drift og opplyse om forhold av betydning for fortsatt drift. Forutsetningen om fortsatt drift skal legges til grunn for årsregnskapet med mindre ledelsen enten har til hensikt å avvikle selskapet eller legge ned virksomheten, eller ikke har noe annet realistisk alternativ.

Revisors oppgaver og plikter ved revisjonen av årsregnskapet

Vårt mål er å oppnå betryggende sikkerhet for at årsregnskapet som helhet ikke inneholder vesentlig feilinformasjon, verken som følge av misligheter eller feil, og å avgi en revisjonsberetning som inneholder vår konklusjon. Betryggende sikkerhet er en høy grad av sikkerhet, men ingen garanti for at en revisjon utført i samsvar med lov, forskrift og god revisjonsskikk i Norge, herunder ISA-ene, alltid vil avdekke vesentlig feilinformasjon. Feilinformasjon kan skyldes misligheter eller feil og er å anse som vesentlig dersom den enkeltvis eller samlet med rimelighet kan forventes å påvirke de økonomiske beslutningene som brukerne foretar på grunnlag av årsregnskapet.

Som del av en revisjon i samsvar med lov, forskrift og god revisjonsskikk i Norge, herunder ISA-ene, utøver vi profesjonelt skjønn og utviser profesjonell skepsis gjennom hele revisjonen. I tillegg

identifiserer og anslår vi risikoen for vesentlig feilinformasjon i årsregnskapet, enten det skyldes misligheter eller feil. Vi utformer og gjennomfører revisjonshandlinger for å håndtere slike risikoer, og innhenter revisjonsbevis som er tilstrekkelig og hensiktsmessig som grunnlag for vår konklusjon. Risikoen for at vesentlig feilinformasjon som følge av misligheter ikke blir avdekket, er høyere enn for feilinformasjon som skyldes feil, siden misligheter kan innebære samarbeid, forfalskning, bevisste utelatelser, uriktige fremstillinger eller overstyring av intern kontroll;
opparbeider vi oss en forståelse av den interne kontrollen som er relevant for revisjonen, for å utforme revisjonshandlinger som er hensiktsmessige etter omstendighetene, men ikke for å gi uttrykk for en mening om effektiviteten av selskapets interne kontroll;
vurderer vi om de anvendte regnskapsprinsippene er hensiktsmessige og om regnskapsestimatene og tilhørende noteopplysninger utarbeidet av ledelsen er rimelige;
konkluderer vi på om ledelsens bruk av fortsatt drift-forutsetningen er hensiktsmessig og, basert på innhentede revisjonsbevis, hvorvidt det foreligger vesentlig usikkerhet knyttet til hendelser eller forhold som kan skape betydelig tvil om selskapets evne til fortsatt drift. Dersom vi konkluderer med at det foreligger vesentlig usikkerhet, kreves det at vi i revisjonsberetningen henleder oppmerksomheten på tilleggsopplysningene i årsregnskapet. Hvis slike tilleggsopplysninger ikke er tilstrekkelige, må vi modifisere vår konklusjon. Våre konklusjoner er basert på revisjonsbevis innhentet frem til datoen for revisjonsberetningen. Etterfølgende hendelser eller forhold kan imidlertid medføre at selskapets evne til fortsatt drift ikke lenger er til stede;
vurderer vi den samlede presentasjonen, strukturen og innholdet i årsregnskapet, inkludert tilleggsopplysningene, og hvorvidt årsregnskapet gir uttrykk for de underliggende transaksjonene og hendelsene på en måte som gir et rettvisende bilde;

Konsernregnskap

• innhenter vi tilstrekkelig og hensiktsmessig revisjonsbevis vedrørende den finansielle informasjonen til enhetene eller forretningsområdene i konsernet for å kunne gi uttrykk for en mening om konsernregnskapet. Vi er ansvarlige for å fastsette strategien for, følge opp og gjennomføre konsernrevisjonen, og vi har et udelt ansvar for konklusjonen på revisjonen av konsernregnskapet.

Vi kommuniserer med styret blant annet om det planlagte omfanget av revisjonen, tidspunktet for vårt revisjonsarbeid og eventuelle vesentlige funn i vår revisjon, herunder vesentlige svakheter i den interne kontrollen som vi avdekker gjennom vårt arbeid.

Vi avgir en uttalelse til styret om at vi har etterlevd relevante etiske krav til uavhengighet, og kommuniserer med dem alle relasjoner og andre forhold som med rimelighet kan tenkes å kunne påvirke vår uavhengighet, og der det er relevant, om tilhørende forholdsregler.

Av de forholdene vi har kommunisert med styret, tar vi standpunkt til hvilke som var av størst betydning for revisjonen av regnskapet for den aktuelle perioden, og som derfor er sentrale forhold ved revisjonen. Vi beskriver disse forholdene i revisjonsberetningen med mindre lov eller forskrift hindrer offentliggjøring av forholdet, eller dersom vi, i ekstremt sjeldne tilfeller, beslutter at forholdet ikke skal omtales i beretningen siden de negative konsekvensene ved å gjøre dette med rimelighet må forventes å oppveie allmennhetens interesse av at forholdet blir omtalt.

Uttalelse om øvrige lovmessige krav

Konklusjon om årsberetningen og redegjørelsene om foretaksstyring og samfunnsansvar

Basert på vår revisjon av årsregnskapet som beskrevet ovenfor, mener vi at opplysningene i årsberetningen, i redegjørelsen om eierstyring og selskapsledelse og bærekraftrapporten om årsregnskapet, forutsetningen om fortsatt drift og forslaget til disponering av resultatet er konsistente med årsregnskapet og i samsvar med lov og forskrifter.

Konklusjon om registrering og dokumentasjon

Basert på vår revisjon av årsregnskapet som beskrevet ovenfor, og kontrollhandlinger vi har funnet nødvendige i henhold til internasjonal standard for attestasjonsoppdrag (ISAE) 3000 «Attestasjonsoppdrag som ikke er revisjon eller forenklet revisorkontroll av historisk finansiell informasjon», mener vi at ledelsen har oppfylt sin plikt til å sørge for ordentlig og oversiktlig registrering og dokumentasjon av selskapets regnskapsopplysninger i samsvar med lov og god bokføringsskikk i Norge.

Stavanger, 14. mars 2021 ERNST & YOUNG AS

/s/ Erik Mamelund statsautorisert revisor

KONSERNRESULTATREGNSKAP

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2020	2019	2018

Salgsinntekter	3	45.753	62.911	78.555
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	12	53	164	291
Andre inntekter	4	12	1.283	746

Sum inntekter	3	45.818	64.357	79.593

Varekostnad		(20.986)	(29.532)	(38.516)
Driftskostnader		(8.831)	(9.660)	(9.528)
Salgs- og administrasjonskostnader		(706)	(809)	(758)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	10, 11	(15.235)	(13.204)	(9.249)
Letekostnader	11	(3.483)	(1.854)	(1.405)

Sum driftskostnader		(49.241)	(55.058)	(59.456)

Driftsresultat	3	(3.423)	9.299	20.137

Renter og andre finanskostnader		(1.392)	(1.450)	(1.040)
Andre finansposter		556	1.443	(224)

Netto finansposter	8	(836)	(7)	(1.263)

Resultat før skattekostnad		(4.259)	9.292	18.874

Skattekostnad	9	(1.237)	(7.441)	(11.335)

Årets resultat		(5.496)	1.851	7.538

Tilordnet aksjonærer i morselskapet		(5.510)	1.843	7.535
Tilordnet ikke-kontrollerende eierinteresser		14	8	3

Ordinært resultat per aksje (i USD)		(1,69)	0,55	2,27
Utvannet resultat per aksje (i USD)		(1,69)	0,55	2,27
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære aksjer utestående (i millioner)		3.269	3.326	3.326
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære aksjer utestående, utvannet (i millioner)		3.277	3.334	3.335

Konsernregnskap

KONSOLIDERT OPPSTILLING OVER TOTALRESULTAT

		For regnskapsåret
(i millioner USD) Note		2020	2019	2018

Årets resultat		(5.496)	1.851	7.538

Aktuarmessige gevinster/(tap) på ytelsesbaserte pensjonsordninger	19	(106)	427	(110)
Skatt på andre inntekter og kostnader		19	(98)	22
Inntekter og kostnader som ikke vil bli reklassifisert til Konsernresultatregnskapet		(87)	330	(88)

Omregningsdifferanser		1.064	(51)	(1.652)
Gevinster/(tap) på finansielle eiendeler tilgjengelig for salg		0	0	64
Andel innregnede inntekter og kostnader fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	12	0	44	(5)
Inntekter og kostnader som kan bli reklassifisert til Konsernresultatregnskapet		1.064	(7)	(1.593)

Andre inntekter og kostnader		977	323	(1.681)

Totalresultat		(4.519)	2.174	5.857

Tilordnet aksjonærer i morselskapet		(4.533)	2.166	5.855
Tilordnet ikke-kontrollerende eierinteresser		14	8	3

Konsernregnskap

KONSERNBALANSE

		31. desember
(i millioner USD)	Note	2020	2019

EIENDELER
Varige driftsmidler	10, 22	65.672	69.953
Immaterielle eiendeler	11	8.148	10.738
Egenkapitalkonsoliderte investeringer	12	2.262	1.442
Utsatt skattefordel	9	4.974	3.881
Pensjonsmidler	19	1.310	1.093

Finansielle derivater	25	2.476	1.365
Finansielle investeringer	13	4.083	3.600
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	13	861	1.214

Sum anleggsmidler		89.786	93.285

Varelager	14	3.084	3.363
Kundefordringer og andre fordringer	15	8.232	8.233
Finansielle derivater	25	886	578
Finansielle investeringer	13	11.865	7.426
Betalingsmidler	16	6.757	5.177


Sum omløpsmidler		30.824	24.778

Eiendeler klassifisert som holdt for salg	4	1.362	0

Sum eiendeler		121.972	118.063

EGENKAPITAL OG GJELD
Aksjonærers egenkapital		33.873	41.139
Ikke-kontrollerende eierinteresser		19	20

Sum egenkapital	17	33.892	41.159

Finansiell gjeld*	18	29.118	21.754

Leieavtaler*	22	3.220	3.191
Utsatt skatt	9	11.224	9.410
Pensjonsforpliktelser	19	4.292	3.867
Avsetninger og annen gjeld	20	19.731	17.951
Finansielle derivater	25	676	1.173

Sum langsiktig gjeld		68.260	57.346

Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	21	10.510	10.450
Betalbar skatt		1.148	3.699

Finansiell gjeld*	18	4.591	2.939
Leieavtaler*	22	1.186	1.148
Skyldig utbytte	17	357	859
Finansielle derivater	25	1.710	462

Sum kortsiktig gjeld		19.502	19.557

Forpliktelser knyttet til eiendeler holdt for salg	4	318	0

Sum gjeld		88.081	76.904

Sum egenkapital og gjeld		121.972	118.063

* Leieavtaler er trukket ut fra linjen Finansiell gjeld og omarbeidet i 2019.

Konsernregnskap

KONSOLIDERT OPPSTILLING OVER ENDRINGER I EGENKAPITAL

		Annen			Innregnede inntekter og kostnader fra egenkapital		Ikke
(i millioner USD)	Aksjekapital	innskutt egenkapital	Opptjent egenkapital	Omregnings differanser	konsoliderte investeringer	Aksjonærers egenkapital	kontrollerende eierinteresser	Sum egenkapital

31. desember 2017	1.180	7.933	34.342	(3.554)	(40)	39.861	24	39.885
Årets resultat			7.535			7.535	3	7.538
Andre inntekter og kostnader			(24)	(1.652)	(5)	(1.681)		(1.681)
Totalresultat								5.857
Utbytte	5	333	(3.064)			(2.726)		(2.726)
Andre egenkapitaltransaksjoner		(19)	0			(19)	(8)	(27)

31. desember 2018	1.185	8.247	38.790	(5.206)	(44)	42.970	19	42.990

Årets resultat			1.843			1.843	8	1.851
Andre inntekter og kostnader			330	(51)	44	323		323
Totalresultat								2.174
Utbytte			(3.453)			(3.453)		(3.453)
Tilbakekjøp av aksjer		(500)				(500)		(500)
Andre egenkapitaltransaksjoner		(15)	(29)			(44)	(7)	(52)

31. desember 2019	1.185	7.732	37.481	(5.258)	0	41.139	20	41.159

Årets resultat			(5.510)			(5.510)	14	(5.496)
Andre inntekter og kostnader			(87)	1.064	0	977		977
Totalresultat								(4.519)
Utbytte			(1.833)			(1.833)		(1.833)
Tilbakekjøp av aksjer	(21)	(869)				(890)		(890)
Andre egenkapitaltransaksjoner		(11)	0			(11)	(15)	(25)
31. desember 2020	1.164	6.852	30.050	(4.194)	0	33.873	19	33.892

Se note 17 Egenkapital og utbytte for ytterligere informasjon.

KONSOLIDERT KONTANTSTRØMOPPSTILLING

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2020	2019	2018

Resultat før skattekostnad		(4.259)	9.292	18.874

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	10	15.235	13.204	9.249
Kostnadsføring av tidligere års balanseførte undersøkelsesutgifter	11	2.506	777	357
(Gevinst)/tap på valutatransaksjoner		646	(224)	166
(Gevinst)/tap fra salg av eiendeler og virksomheter	4	18	(1.187)	(648)
(Økning)/reduksjon i andre poster knyttet til operasjonelle aktiviteter		918	1.016	(526)
(Økning)/reduksjon i netto kortsiktige finansielle derivater	25	(451)	(595)	409
Mottatte renter		162	215	176
Betalte renter		(730)	(723)	(441)

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter før betalte skatter og arbeidskapital		14.045	21.776	27.615

Betalte skatter		(3.134)	(8.286)	(9.010)
(Økning)/reduksjon i arbeidskapital		(524)	259	1.090

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter		10.386	13.749	19.694

Kjøp av virksomheter1)	4	0	(2.274)	(3.557)
Investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler		(8.476)	(10.204)	(11.367)
(Økning)/reduksjon i finansielle investeringer		(3.703)	(1.012)	1.358
(Økning)/reduksjon i derivater finansielle instrumenter		(620)	298	238
(Økning)/reduksjon i andre rentebærende poster		202	(10)	343
Salg av eiendeler og virksomheter	4	505	2.608	1.773

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter		(12.092)	(10.594)	(11.212)

Ny finansiell gjeld	18	8.347	984	998
Nedbetaling finansiell gjeld	18, 22	(3.332)	(2.419)	(2.875)
Betalt utbytte	17	(2.330)	(3.342)	(2.672)
Tilbakekjøp av aksjer	17	(1.059)	(442)	0
Netto kortsiktige lån og andre finansielle aktiviteter		1.365	(277)	(476)

Kontantstrøm fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter	18	2.991	(5.496)	(5.024)

Netto økning/(reduksjon) i betalingsmidler		1.285	(2.341)	3.458
Effekt av valutakursendringer på betalingsmidler		294	(38)	(292)
Betalingsmidler ved årets begynnelse (netto etter kassakredittrekk)	16	5.177	7.556	4.390

Betalingsmidler ved årets utgang (netto etter kassakredittrekk)	16	6.757	5.177	7.556

1) Netto etter fradrag av anskaffede betalingsmidler.

Betalingsmidler inkluderer kassakredittrekk på 0 millioner USD per 31. desember 2020, 2019 og 2018.

Betalte renter i kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter er eksklusive aktiverte renter på 308 millioner USD per 31. desember 2020, 480 millioner USD per 31. desember 2019 og 552 millioner USD per 31. desember 2018. Aktiverte renter er inkludert i linjen Investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler i kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter.

Konsernregnskap

Noter til konsernregnskapet

1 Organisasjon

Equinor ASA, tidligere Den Norske Stats Oljeselskap AS, ble stiftet i 1972 og er registrert og hjemmehørende i Norge. Selskapet har forretningsadresse Forusbeen 50, 4035 Stavanger, Norge.

Equinor ASAs aksjer er notert på Oslo Børs (Norge) og New York Stock Exchange (USA).

Equinor-konsernets virksomhet består i hovedsak av leting etter og utvinning, transport, foredling og markedsføring av petroleum, avledede produkter og andre energiformer.

Equinor-konsernets olje- og gassvirksomhet og lisensandeler på norsk sokkel tilhører det heleide datterselskapet Equinor Energy AS. Dette selskapet er samskyldner eller garantist for enkelte av Equinor ASAs gjeldsforpliktelser.

Equinors konsernregnskap for 2020 ble godkjent av styret i henhold til vedtak av 14. mars 2021.

2 Vesentlige regnskapsprinsipper

Overensstemmelseserklæring

Det konsoliderte regnskapet for Equinor ASA og dets datterselskaper (Equinor) er avlagt i samsvar med Internasjonale Regnskapsstandarder (IFRS-er) som fastsatt av Den europeiske unionen (EU), og med IFRS-er utgitt av International Accounting Standards Board (IASB) som er gjeldende per 31. desember 2020.

Grunnlag for utarbeidelse av årsregnskapet

I årsregnskapet er historisk kost-prinsippet lagt til grunn, med enkelte unntak som er beskrevet nedenfor. Regnskapsprinsippene som beskrives i denne noten gjelder på balansedagen hvis ikke annet er sagt. Disse prinsippene er anvendt konsistent for alle perioder som presenteres i dette konsernregnskapet, bortsett fra i tilfeller som nevnt i relevante noter, basert på implementeringen av nye regnskapsstandarder og frivillige prinsippendringer i 2020. Enkelte sammenligningstall er omarbeidet eller reklassifisert for å stemme overens med presentasjonen i inneværende år. På grunn av avrunding, kan summer og delsummer i enkelte av tabellene i notene avvike fra totalene i Konsernresultatregnskapet og Konsernbalansen.

Driftsrelaterte kostnader i konsernresultatregnskapet er presentert som en kombinasjon av funksjon og art i samsvar med bransjepraksis. Varekostnad, samt avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger er presentert på egne linjer basert på art, mens driftskostnader, salgs- og administrasjonskostnader og letekostnader er presentert basert på funksjon. Betydelige kostnader som lønn, pensjoner, osv. er presentert basert på art i notene til konsernregnskapet.

Endring i vesentlige regnskapsprinsipper i rapporteringsperioden

IFRS 3 Virksomhetssammenslutninger

Endringene til IFRS 3, utgitt i oktober 2018 og som trådte i kraft 1. januar 2020, avklarer definisjonen av en virksomhet. Endringene presiserer at for å bli ansett som et virksomhetskjøp, må et ervervet sett med aktiviteter og eiendeler som et minimum inkludere både innsats og en substansiell prosess som sammen i vesentlig grad bidrar til evnen til å skape verdier, og de begrenser definisjonene av en virksomhet og av verdiene ved å fokusere på varer og tjenester som tilbys til kunder og ved å fjerne referansen til muligheter for å redusere kostnader. Endringene etablerer også en valgfri test for å identifisere en konsentrasjon av virkelig verdi som, hvis den brukes og oppfylles, vil føre til konklusjonen om at et ervervet sett med aktiviteter og eiendeler ikke er et virksomhetskjøp. Equinor har implementert endringene med virkning fra 1. januar 2020. Endringene gjelder relevante transaksjoner som skjer på eller etter implementeringsdatoen, men har ikke noen innvirkning på regnskapet før implementeringen.

IFRS 16 Leieavtaler

IASB utstedte endringer i IFRS 16 Leiekontrakter angående covid-19-relaterte lettelser i leie med ikrafttredelsesdato fra 1. juni 2020. Endringene tillater leietakere, som et praktisk unntak, å unnlate å vurdere om bestemte covid-19-relaterte lettelser i leie er leieendringer. Hvis leietakere som bruker det praktiske unntaket oppfyller vilkårene, innregner de leiebeløpet som er avstått før eller 30. juni 2021 som inntekt i lettelsesåret. Uten det praktiske unntaket, ville lettelsen i leie blitt inntektsført i løpet av kontraktstiden. For Equinor har disse endringene ingen vesentlig effekt, siden Equinor bare har mottatt svært begrensede lettelser i leie fra våre utleiere.

Andre standardendringer og fortolkninger av standarder

Andre standardendringer eller fortolkninger av standarder med virkning fra 1. januar 2020 og vedtatt av Equinor har ikke hatt vesentlig innvirkning på Equinors konsernregnskap som følge av implementeringen.

Utgitte, ikke implementerte standarder, fortolkninger av standarder, og endringer i standarder

På balansedagen er følgende nye regnskapsstandarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som er relevant for Equinor vedtatt, men ikke trådt i kraft:

IBOR-reformen - endringer i IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 og IFRS 16

Etter beslutningen som ble tatt av globale reguleringsmyndigheter om å erstatte Interbank Offered Rates (IBORs) med alternative referanserenter (nearly Risk-Free-Rates, RFR), har IASB gitt ut to publikasjoner. Disse tar for seg spørsmål som påvirker finansiell rapportering i perioden før en eksisterende referanserente blir skiftet ut med en RFR (fase en), og spørsmål som påvirker finansiell rapportering når en eksisterende referanserente erstattes med en RFR (fase to), normalt kontraktsendringer som et resultat av reformen. Endringene gir spesifikk veiledning i hvordan man behandler finansielle eiendeler og forpliktelser der grunnlaget for å bestemme de kontraktsmessige kontantstrømmene endres som et resultat av rentereformen. Som et praktisk unntak krever endringene at foretaket endrer grunnlaget for å fastsette de kontraktsfestede kontantstrømmene fremadrettet ved å revidere den effektive rentesatsen. Hadde ikke unntaket eksistert, skulle det finansielle instrumentet vært fraregnet ved en slik kontraktsendring, eller, hvis endringen var uvesentlig, skulle den regnskapsmessige verdien av det finansielle instrumentet vært beregnet på nytt og justeringen resultatført. Dette praktiske unntaket gjelder bare når endringen i grunnlaget for å bestemme de kontraktsmessige kontantstrømmene er nødvendig som en direkte konsekvens av rentereformen, og det nye grunnlaget for å bestemme de kontraktsmessige kontantstrømmene økonomisk tilsvarer det forrige grunnlaget. Andre endringer i en kontrakt som ikke er et direkte resultat av IBORreformen, men som er utført samtidig, er ikke en del av unntaket, og følger derfor de vanlige retningslinjene i IFRS 9. Endringene gir også en ikke-uttømmende liste over eksempler på endringer som gir opphav til et nytt grunnlag for å bestemme de kontraktsmessige kontantstrømmene som økonomisk tilsvarer det forrige grunnlaget.

For Equinor er overgangen relevant for utstedte obligasjoner med flytende rente, vilkår for bankkontoer, prosjektfinansiering, juridiske kontrakter og kontantinnskuddsforpliktelser i joint ventures samt for derivater. Equinor samler for tiden inn informasjon, kartlegger kontrakter og kvantifiserer eksponeringer. For øyeblikket ser det ut til at IBOR-reformen hovedsakelig forårsaker arbeidsbelastning knyttet til oppdatering og utskifting av rentebetingelsene for tusenvis av kontrakter. Equinors risikostyringsstrategi har ikke endret seg merkbart etter IBOR-reformen, og vi forventer ingen vesentlig økonomisk innvirkning fra reformen.

Mens fase en-endringene trådte i kraft 1. januar 2020, er fase to-endringene obligatoriske og gjelder for årsregnskaper som begynner 1. januar 2021 eller senere, med tidligere implementering tillatt. Equinor vil ta i bruk endringene på ikrafttredelsesdatoen.

Andre standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder

Øvrige standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som er utgitt, men ikke trådt i kraft, ventes ikke å være vesentlige for Equinors konsernregnskap, eller forventes ikke å være relevante for Equinor på implementeringstidspunktet.

Konsolidering

Konsernregnskapet omfatter regnskapet til morselskapet Equinor ASA og datterselskaper, og inkluderer Equinors eierinteresser i felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak.

Datterselskaper

Foretak vurderes å være kontrollert av Equinor, og konsolideres inn i konsernregnskapet, når Equinor har rådighet over foretaket, er eksponert for eller har rettigheter til variabel avkastning fra sitt engasjement i foretaket, og har mulighet til å bruke sin rådighet over foretaket til å påvirke sin avkastning.

Konserninterne transaksjoner og konsernmellomværende, inkludert urealiserte interne gevinster og tap, er eliminert.

Ved delvis nedsalg i datterselskaper som ikke utgjør en virksomhet, og investeringen reklassifiseres til et tilknyttet selskap eller en felleskontrollert investering, innregner Equinor bare gevinsten eller tapet på den fraregnede delen.

Ikke-kontrollerende eierinteresser presenteres på egen linje innenfor egenkapitalen i Konsernbalansen.

Felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger, felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak

En ordning der Equinor er deltaker med langsiktig eierinteresse defineres som felleskontrollert når deling av kontroll er kontraktsmessig avtalt, noe som bare foreligger når beslutninger om relevante aktiviteter krever enstemmighet mellom partene som deler kontrollen. Slike felleskontrollerte ordninger klassifiseres enten som felleskontrollerte driftsordninger eller felleskontrollert virksomhet.

Partene som har felles kontroll over en felleskontrollert driftsordning, har rettigheter med hensyn til eiendelene og plikter med hensyn til forpliktelsene som er knyttet til deres respektive andel av den felleskontrollerte ordningen. I vurderingen av om vilkårene i den kontraktsmessige avtalen og andre fakta og omstendigheter fører til en klassifisering som felleskontrollert driftsordning, vurderer Equinor særlig karakteristika ved produktene og markedene til ordningen, og om substansen i avtalene medfører at partene har rettigheter til det alt vesentlige av ordningens eiendeler. Equinor innregner sin andel av eiendeler, forpliktelser, inntekter og kostnader i felleskontrollerte driftsordninger i samsvar med prinsippene som gjelder for slike eiendeler, forpliktelser, inntekter og kostnader.

Konsernregnskap

Oppkjøp av eierandeler i felleskontrollerte ordninger med aktivitet som utgjør en virksomhet, bokføres i henhold til relevante krav for virksomhetssammenslutning.

De av Equinors lete- og utvinningslisenser som faller inn under virkeområdet til IFRS 11 Felleskontrollerte ordninger er klassifisert som felleskontrollerte driftsordninger. En betydelig andel av Equinors felles lete- og produksjonsaktivitet i enheter uten begrenset ansvar drives i ordninger som ikke er felleskontrollerte, enten fordi det ikke er krav om enstemmighet mellom de involverte partene, eller fordi ingen enkeltstående gruppe deltakere har felles kontroll over virksomheten. Lisensbasert aktivitet hvor kontroll kan oppnås gjennom avtaler mellom flere enn en kombinasjon av involverte parter anses å ligge utenfor virkeområdet til IFRS 11, og slike aktiviteter innregnes linje for linje i tråd med Equinors eierandel. For tiden er det ikke vesentlige forskjeller i Equinors regnskapsføring av lisensaktiviteter i enheter uten begrenset ansvar, enten de ligger innenfor eller utenfor virkeområdet til IFRS 11.

Felleskontrollerte virksomheter hvor Equinor har rettigheter knyttet til ordningens netto eiendeler, regnskapsføres etter egenkapitalmetoden. For tiden omfatter dette flertallet av Equinors investeringer i Nye energiløsninger (NES), som inngår i segmentet Andre.

Investeringer i foretak hvor Equinor ikke har kontroll eller felles kontroll, men har mulighet til å utøve betydelig innflytelse over operasjonelle og finansielle prinsippavgjørelser, samt Equinors deltakelse i felleskontrollerte virksomheter, klassifiseres som tilknyttede foretak og regnskapsføres etter egenkapitalmetoden. Egenkapitalmetoden innebærer at investeringer blir ført i Konsernbalansen til kostpris med tillegg av Equinors andel av endringer i enhetens netto eiendeler etter oppkjøpet, med fratrekk for mottatte kapitalutdelinger og eventuelle nedskrivninger av investeringen. Den delen av utdelt utbytte fra en egenkapitalkonsolidert investering som overstiger investeringens bokførte verdi i Konsernbalansen, inngår som Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden i Konsernresultatregnskapet. I påfølgende regnskapsperioder vil Equinor bare innregne den andelen av netto resultat fra investeringen som overstiger det allerede resultatførte utbyttet. Goodwill kan forekomme og utgjør det beløpet som Equinors investering overstiger netto markedsverdi av det tilknyttede foretakets eller den felleskontrollerte virksomhetens identifiserbare eiendeler og forpliktelser med. Slik goodwill innregnes som del av den angjeldende investeringen. Konsernresultatregnskapet reflekterer Equinors andel av resultat etter skatt for en egenkapitalkonsolidert investering, med justering for avskrivning, amortisering og eventuell nedskrivning av enhetens eiendeler basert på deres markedsverdi på oppkjøpstidspunktet. Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden presenteres som en del av Sum inntekter ettersom investeringer i og deltakelse med betydelig innflytelse i andre selskaper som driver energirelatert virksomhet anses å være en del av Equinors primære aktiviteter. Der det er vesentlige forskjeller i regnskapsprinsipper, gjøres justeringer i regnskapet slik at de anvendte prinsippene til en egenkapitalkonsolidert investering er i tråd med Equinors regnskapsprinsipper. Vesentlige urealiserte gevinster på transaksjoner mellom Equinor og en egenkapitalkonsolidert investering elimineres for Equinors andel av denne enheten. Urealiserte tap elimineres også, med mindre transaksjonen innebærer bevis for at overdratte eiendeler må nedskrives. Equinor vurderer egenkapitalkonsoliderte investeringer for nedskrivning når hendelser eller endrede forhold tilsier at bokført verdi ikke er gjenvinnbar.

Equinor som operatør for felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger

Indirekte kostnader som personalkostnader akkumuleres i kostnadspooler. Slike kostnader blir allokert med utgangspunkt i påløpte timer til forretningsområder og Equinor-opererte felleskontrollerte driftsordninger under IFRS 11 og lignende ordninger (lisenser) utenfor virkeområdet til IFRS 11. Kostnader allokert til de andre partnernes andeler i felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger reduserer kostnadene i Konsernresultatregnskapet. Kun Equinors andel av resultat- og balanseposter relatert til Equinor-opererte felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger er reflektert i Equinors Konsernresultatregnskap og Konsernbalanse. Regnskapsføring av leieavtaler i felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger avhenger av om det er Equinor eller alle deltakerne i en lisens som felles er vurdert å dele primæransvaret for leiebetalinger, og er beskrevet nærmere i avsnittet om Leieavtaler nedenfor.

Segmentrapportering

Equinor identifiserer driftssegmenter (forretningsområder) basert på de deler av konsernet som regelmessig gjennomgås av øverste beslutningstaker, konsernledelsen. Equinor rapporterer forretningsområder samlet når disse tilfredsstiller gitte kriterier for sammenslåing.

Regnskapsprinsippene som beskrevet i denne noten gjelder også for finansiell informasjon som er inkludert i segmentrelaterte noteopplysninger i dette konsernregnskapet, med unntak av informasjon vedrørende leieavtaler. Note 3 Segmentinformasjon gir nærmere informasjon om regnskapsføring av leieavtaler i rapporteringssegmentene.

Omregning av utenlandsk valuta

Ved utarbeidelse av regnskapene til de enkelte selskapene blir transaksjoner i andre valutaer enn selskapets funksjonelle valuta omregnet til funksjonell valuta ved å benytte kursen på transaksjonsdagen. Eiendeler og gjeld som er pengeposter omregnes til funksjonell valuta ved å benytte valutakurser på balansedagen. Omregningsdifferanser som oppstår, inngår i Konsernresultatregnskapet som gevinst eller tap på utenlandsk valuta under Netto finansposter. Differanser som oppstår ved omregning av estimatbaserte avsetninger reflekteres imidlertid generelt som del av endringen i det underliggende estimatet, og kan således inngå i Konsernresultatregnskapets driftskostnader eller skattekostnader, avhengig av den enkelte avsetningens art. Poster som ikke er pengeposter, og som måles basert på historisk kost i utenlandsk valuta, omregnes ved å bruke kursen på transaksjonstidspunktet. Lån fra Equinor ASA til datterselskap med annen funksjonell valuta enn morselskapets, og der oppgjør verken er planlagt eller sannsynlig i

overskuelig framtid, anses som del av morselskapets nettoinvestering i datterselskapet. Omregningsdifferanser som oppstår på slike lån innregnes mot Andre inntekter og kostnader i Konsernregnskapet.

Presentasjonsvaluta

Ved utarbeidelse av Konsernregnskapet blir resultat, balanse og kontantstrømoppstilling for hvert datterselskap omregnet fra funksjonell valuta til USD, som er presentasjonsvalutaen for Equinors konsernregnskap. Når et datterselskap har en annen funksjonell valuta enn USD, omregnes eiendeler og gjeld til USD til kursen på balansedagen. Inntekter og kostnader omregnes basert på kursen på transaksjonstidspunktet. Differanser ved omregning fra funksjonell valuta til presentasjonsvaluta føres separat i Totalresultatet. Ved salg av en virksomhet blir det akkumulerte omregningsbeløpet som tidligere er innregnet i Totalresultatet reklassifisert til Konsernresultatregnskapet og inkludert som en del av salgsgevinst eller –tap.

Virksomhetssammenslutninger

Virksomhetssammenslutninger, med unntak av transaksjoner mellom selskap under felles kontroll, regnskapsføres etter oppkjøpsmetoden. Identifiserbare materielle og immaterielle eiendeler, gjeld og betingede forpliktelser måles til virkelig verdi på oppkjøpstidspunktet. Påløpte oppkjøpskostnader kostnadsføres under Salgs- og administrasjonskostnader.

Prinsipper for inntektsføring

Equinor presenterer Inntekter fra kundekontrakter og Andre salgsinntekter på en enkelt linje i Konsernresultatregnskapet, Salgsinntekter.

Inntekter fra kundekontrakter

Inntekter fra kundekontrakter blir regnskapsført når leveringsforpliktelsene for varer eller tjenester i hver enkelt kundekontrakt er oppfylt. Inntekten som innregnes er det beløpet som selskapet forventer å motta som godtgjørelse knyttet til disse varene og tjenestene. Inntektene fra salg av råolje, naturgass og petroleumsprodukter samt andre varer blir regnskapsført når kunden oppnår kontroll over varene, normalt når eiendomsretten overføres ved varenes leveringstidspunkt basert på de kontraktsfestede vilkårene i avtalen. Hvert slikt salg representerer normalt en enkelt leveringsforpliktelse, som når det gjelder naturgass gjennomføres over tid i henhold til levering av de fysiske kvantum.

Salg og kjøp av råvarer vises brutto i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra kundekontrakter og Varekostnad., Når disse kontraktene er vurdert å være finansielle instrumenter eller inngår i en separat handelsstrategi, blir de gjort opp og presentert netto. Salg av Equinors egenproduserte olje- og gassvolumer vises alltid brutto som Inntekter fra kundekontrakter.

Inntekter knyttet til olje- og gassproduksjon fra felt hvor Equinor har eierandel sammen med andre selskaper, regnskapsføres basert på Equinors løftede og solgte volumer i perioden (salgsmetoden). Dersom det er løftet og solgt et større volum enn det Equinors eierandel tilsier, blir det avsatt for kostnadene knyttet til overløftet. Dersom det er løftet og solgt mindre enn det Equinors eierandel tilsier, utsettes kostnadsføringen knyttet til underløftet.

Inntekter regnskapsføres eksklusive toll, forbruksavgifter og produksjonsavgifter som betales i form av avgiftsolje ('royalty in-kind').

Andre salgsinntekter

Poster som representerer en form for salgsinntekt, eller som er nært knyttet til inntekter fra kundekontrakter, presenteres som Andre salgsinntekter hvis de ikke kvalifiserer som inntekter fra kundekontrakter. Disse postene inkluderer skatt betalt i form av fysisk leveranse ('in kind') i henhold til visse produksjonsdelingsavtaler (PSA-er), og nettoeffekten av råvaretrading og råvarebaserte derivater knyttet til salgskontrakter eller til inntektsrelatert risikostyring.

Transaksjoner med Den norske stat

Equinor markedsfører og selger Den norske statens andel av olje- og gassproduksjon fra den norske kontinentalsokkelen. Den norske stats deltakelse i petroleumsvirksomhet er organisert gjennom SDØE. Kjøp og salg av SDØEs oljeproduksjon er regnskapsført som henholdsvis Varekostnad og Inntekter fra kundekontrakter. Equinor selger, i eget navn, men for Den norske stats regning og risiko, statens produksjon av naturgass. Disse salgene, og de relaterte utgifter refundert av Den norske stat, er regnskapsført netto i Konsernregnskapet. Salg av naturgass i navnet til et av Equinors datterselskaper vises også netto (uten SDØEs andel) i Konsernresultatregnskapet, men slik aktivitet vises brutto i Konsernbalansen.

Ytelser til ansatte

Ytelser til lønn, bonus, trygdeavgifter, ferie og sykefravær med lønn kostnadsføres i den perioden den ansatte har utført tjenester for selskapet gjennom sitt arbeid.

Forskning og utvikling

Equinor driver forskning og utvikling både gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet og for egen regning og risiko. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn på balanseføring i tråd med de relevante IFRS-reglene. I etterfølgende perioder rapporteres eventuelle balanseførte utviklingskostnader til anskaffelseskost med fradrag for akkumulerte av- og nedskrivninger.

Konsernregnskap

Inntektsskatt

Skattekostnad i Konsernresultatregnskapet består av summen av betalbar skatt og utsatt skatt. Skattekostnad innregnes i Konsernresultatregnskapet med unntak av skatteeffekten knyttet til poster som er innregnet i Totalresultatet.

Betalbar skatt er beløpet som skal betales basert på skattepliktig inntekt i regnskapsperioden, inklusive justeringer av betalbar skatt for tidligere år. Usikre skatteposisjoner og mulige skattekrav vurderes individuelt. Sannsynlige framtidige utbetalinger (knyttet til potensielle skattekrav, inkludert straffeskatt) inngår med beste estimat i Betalbar skatt og/eller Utsatt skatt. Framtidig forventet tilbakebetaling av allerede innbetalt skatt (knyttet til omstridte skattekrav) reduserer betalbar skatt og/eller utsatt skatt kun når slik gjenvinning anses som sannsynlig. Renteinntekter og rentekostnader relatert til skattesaker estimeres og regnskapsføres i den perioden de er opptjent eller påløpt, og inngår i Netto finansposter i konsernresultatregnskapet. Friinntekten på norsk sokkel innregnes i det år den kommer til fradrag i selskapets skattemelding og påvirker betalbar skatt.

Utsatt skatt beregnes som utsatte skattefordeler og utsatt skattegjeld på skattereduserende og skatteøkende midlertidige forskjeller mellom balanseførte verdier av eiendeler og gjeldsposter og tilhørende skattemessige verdier, samt på gjenværende framførbare skattemessige underskudd og skattekreditter, med enkelte unntak for førstegangsinnregning. Utsatt skatt er beregnet med utgangspunkt i forventet betaling eller gjenvinning av skatteøkende og skattereduserende midlertidige forskjeller. I beregningen benyttes de på balansedagen vedtatte eller i praksis vedtatte skattesatser. Utsatte skattefordeler balanseføres kun i den utstrekning det er sannsynlig at selskapet vil ha framtidig skattepliktig inntekt slik at fordelen kan utnyttes. For å balanseføre utsatte skattefordeler basert på forventning om framtidige skattepliktige inntekter kreves derfor en høy grad av sikkerhet, underbygget av faktorer som eksisterende kontrakter, framtidig produksjon av sikre olje- og gassreserver, observerbare markedspriser i aktive markeder, forventet volatilitet i handelsmarginer, forventede valutakursendringer og lignende forhold. Ved første gangs innregning av en fjerningsforpliktelse eller en leieavtale i regnskapet, innregnes samtidig en utsatt skatteforpliktelse og en tilsvarende utsatt skattefordel, og disse regnskapsføres i tråd med annen utsatt skatt.

Lete- og utbyggingsutgifter

Equinor benytter 'successful efforts'-metoden for å regnskapsføre leteutgifter innenfor olje- og gassvirksomheten. Utgifter knyttet til å erverve mineralinteresser i olje- og gassområder og til å bore og utstyre letebrønner balanseføres som lete- og evalueringskostnader og inngår i linjen for Immaterielle eiendeler inntil brønnen er ferdig og resultatene vurdert, eller det foreligger andre potensielle nedskrivningsindikatorer. Utgifter knyttet til leteboring som har påvist potensielt sikre olje- og gassreserver balanseføres som immaterielle eiendeler i evalueringsfasen for funnet. Denne evalueringen blir normalt ferdigstilt innen ett år etter boreslutt. Hvis evaluering viser at en letebrønn ikke har påvist sikre reserver, blir de balanseførte kostnadene vurdert for fraregning eller testet for nedskrivning. Geologiske og geofysiske utgifter, samt andre lete- og evalueringsutgifter, kostnadsføres løpende.

Balanseførte leteutgifter knyttet til letebrønner offshore som påviser sikre reserver, inkludert utgifter til kjøp av andeler i letelisenser, overføres fra Balanseførte leteutgifter og Anskaffelseskost – olje- og gass leterettigheter (under Immaterielle eiendeler) til Varige driftsmidler på tidspunktet for sanksjonering av utbyggingsprosjektet. Det kan ta flere år fra et funn er evaluert til et prosjekt er sanksjonert, avhengig av plassering og modenhet, inkludert eksisterende infrastruktur for oppdagelsesområdet, hvorvidt en vertsmyndighetsavtale er på plass og hvor komplekst og økonomisk robust prosjektet er. Når ingen sanksjonering er påkrevd for landbaserte brønner, skjer overføring av Balanseførte leteutgifter og Anskaffelseskost – olje- og gass leterettigheter (under Immaterielle eiendeler) til Varige driftsmidler når hver brønn er produksjonsklar.

Ved kjøp av andeler i letelisenser ('farm-in'-avtaler) hvor Equinor har avtalt å dekke en andel av selgerens lete- og/eller framtidige utbyggingsutgifter ('carried interests'), blir disse utgiftene regnskapsført på samme måte som egne lete- og utbyggingsutgifter etter hvert som lete- og utbyggingsarbeidet gjennomføres. Når kjøper tilsvarende påtar seg å dekke framtidige lete- og utbyggingsutgifter som en del av vederlaget, regnskapsfører Equinor nedsalg i eierandeler i letelisenser ('farm-out'-avtaler) med kontinuitet, uten regnskapsføring av gevinster og tap.

Ved etter-skatt baserte avhendelser av eiendeler på norsk sokkel inkluderes tilbakeføring av tidligere beregnede og regnskapsførte utsatte skatteforpliktelser knyttet til disse eiendelene i gevinstberegningen. Etter-skatt-gevinsten føres deretter i sin helhet under Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet.

Vederlag fra salget av en ikke-utbygd del av en landbasert eiendel reduserer eiendelens bokførte beløp. Den del av salgsvederlaget som eventuelt overstiger eiendelens bokførte beløp bokføres under Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet.

Rene bytter av eierandeler i letelisenser og lisenser under vurdering med svært begrenset kontantvederlag regnskapsføres ved at balanseført verdi på eiendelen som byttes bort videreføres på eiendelen som mottas i bytte, uten regnskapsføring av gevinst eller tap.

Varige driftsmidler

Varige driftsmidler regnskapsføres til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost inkluderer kjøpesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter for å sette eiendelen i drift, et eventuelt estimat på utgifter til å stenge ned og fjerne eiendelen, letekostnader overført fra immaterielle eiendeler, og eventuelle lånekostnader henført til eiendeler som kvalifiserer for slik balanseføring. Salgsvederlag som oppstår fra produksjon før et prosjekt er endelig ferdigstilt regnes som 'tidligproduksjon' og er innregnet som salgsinntekter og ikke som redusert kostpris på det varige driftsmiddelet. Betinget vederlag som

inngår i anskaffelsen av en eiendel eller gruppe av like eiendeler måles ved førstegangs innregning til virkelig verdi. Senere endringer i virkelig verdi som ikke kun skyldes tidsforløp, reflekteres i bokført verdi av eiendelen eller gruppen av eiendeler, med mindre eiendelen har falt i verdi. Varige driftsmidler omfatter også kostnader pådratt i henhold til betingelsene i PSA-er i enkelte land, og som kvalifiserer for innregning som eiendeler i Konsernbalansen. Statseide virksomheter i de enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.

Bytte av eiendeler måles til virkelig verdi, i første rekke av eiendelene som avgis, med mindre hverken den mottatte eller avgitte eiendelens virkelige verdi kan måles pålitelig.

Utgifter ved større vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner inkluderer utgifter for å erstatte eiendeler eller deler av eiendeler samt utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgiftene blir balanseført i de tilfellene der en eiendel eller en del av en eiendel erstattes, og det er sannsynlig at framtidige økonomiske fordeler vil tilflyte Equinor. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til større vedlikeholdsprogrammer som planlegges og gjennomføres med mer en ett års jevnlig mellomrom, balanseføres og avskrives over perioden fram til neste planlagte inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsføres i den perioden de påløper.

Balanseførte leteutgifter, utgifter knyttet til å bygge, installere eller ferdigstille infrastruktur i form av plattformer, rørledninger og produksjonsbrønner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balanseføres som Produksjonsanlegg for olje og gass innenfor Varige driftsmidler. Når slike balanseførte utgifter er beregnet for vesentlig større volumer enn reservene knyttet til allerede utbygde og produserende brønner, avskrives de etter produksjonsenhetsmetoden basert på totale sikre reserver som forventes utvunnet fra området i løpet av konsesjons- eller avtaleperioden. Produksjonsbrønner avskrives etter produksjonsenhets-metoden basert på sikre utbygde reserver, og balanseført kjøpesum for sikre reserver avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden basert på totale sikre reserver. I sjeldne tilfeller der bruken av sikre reserver som avskrivningsgrunnlag ikke reflekterer mønsteret for hvordan eiendelenes framtidige økonomiske fordeler forventes å bli forbrukt, anvendes mer hensiktsmessige reserve-estimater. Øvrige eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt lineært på grunnlag av forventet økonomisk levetid. Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale driftsmiddelet avskrives separat. For oppstrømsrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som et minimum mellom plattformer, rørledninger og brønner.

Forventet økonomisk levetid for varige driftsmidler gjennomgås årlig, og endringer i forventet levetid blir regnskapsført prospektivt. En komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes, eller når ingen framtidige økonomiske fordeler forventes ved bruk av eiendelen. Gevinst eller tap ved fraregning (beregnet som forskjellen mellom netto salgssum og balanseført verdi av eiendelen) inkluderes i Andre inntekter eller Driftskostnader i den perioden eiendelen fraregnes.

Eiendeler klassifisert som holdt for salg

Anleggsmidler klassifiseres separat som holdt for salg i Konsernbalansen når deres balanseførte verdi vil bli gjenvunnet ved en salgstransaksjon heller enn ved fortsatt bruk. Denne betingelsen anses bare oppfylt når salget er svært sannsynlig, det vil si at eiendelen er tilgjengelig for umiddelbart salg i sin nåværende tilstand, og at ledelsen har forpliktet seg til salget, som må forventes fullført innen ett år fra tidspunktet for klassifisering. Forpliktelser direkte knyttet til eiendelene klassifisert som holdt for salg og som forventes å inngå i salgstransaksjonen blir også klassifisert separat. Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler klassifisert som holdt for salg blir ikke avskrevet eller amortisert fra klassifiseringstidspunktet. Netto eiendeler og gjeld som inngår i en avhendingsgruppe klassifisert som holdt for salg vurderes til det laveste av balanseført verdi og virkelig verdi fratrukket salgsutgifter.

Leieavtaler

En leieavtale er definert som en kontrakt som overfører retten til kontroll over bruken av en identifisert eiendel i en periode i bytte mot et vederlag. Som leietaker er alle kontrakter som tilfredsstiller standardens definisjon av en leieavtale balanseført. Fra det tidspunktet den underliggende eiendelen er gjort tilgjengelig for Equinor blir nåverdien av fremtidige leiebetalinger balanseført som en leieforpliktelse. En tilsvarende bruksrettseiendel blir balanseført, inklusive betalinger og andre direkte kostnader som er påløpt i forkant av kontraktens ikrafttredelse. Fremtidige leiebetalinger bokføres som nedbetaling av leieforpliktelsen og rentekostnader. Bruksrettseiendelene avskrives over det korteste av kontraktsperioden og eiendelens brukstid.

Nåverdien av faste leiebetalinger (eller variable leiebetalinger dersom betalingen avhenger av en indeks eller en rate) beregnes ved bruk av leiekontraktens implisitte rentesats, eller dersom den ikke kan fastsettes, Equinors marginale lånerente, for den ikkekansellérbare perioden Equinor har rett til å bruke den underliggende eiendelen. Forlengelsesopsjoner inkluderes i leieperioden dersom det vurderes at det er rimelig sikkert at de vil bli utøvd.

Kortsiktige leieavtaler (12 måneder eller mindre) og leieavtaler som gjelder enkelteiendeler med lav verdi bokføres ikke i Konsernbalansen, men kostnadsføres (hvis aktuelt) etter hvert som leien påløper, avhengig av aktiviteten den leide eiendelen benyttes i.

Mange av Equinors leiekontrakter, slik som kontrakter for leie av rigger og skip, inneholder en rekke tilleggstjenester og andre ikkeleiekomponenter som bruk av personell, borerelaterte aktiviteter og andre elementer. For en rekke av disse kontraktene representerer disse tilleggstjenestene en ikke ubetydelig del av den totale kontraktsverdien. Ikke-leiekomponenter inkludert i leiekontraktene skilles ut og regnskapsføres separat som del av sin relevante kostnadskategori eller (hvis aktuelt) aktiveres etter hvert som de påløper, avhengig av aktiviteten eiendelen benyttes i.

Konsernregnskap

I tilfeller der alle deltakere i en lisens er vurdert å dele primæransvaret for leiebetalinger under en leiekontrakt, innregner Equinor leieforpliktelser og bruksrettseiendeler netto, basert på Equinors eierinteresse i lisensen. Når Equinor vurderes å ha primæransvaret for de eksterne leiebetalingene, regnskapsfører Equinor leieforpliktelsene brutto (100 %). Dersom det vurderes å eksistere en finansiell framleieavtale mellom Equinor og en lisens, vil Equinor fraregne en andel av bruksrettseiendel tilsvarende ikke-operatørenes andel av leieavtalen, og i stedet innregne en tilsvarende finansiell leasingfordring. Finansiell framleie vil typisk eksistere i tilfeller hvor Equinor inngår en kontrakt i eget navn, hvor selskapet har primæransvaret for de eksterne leiebetalingene, den leide eiendelen kun skal benyttes på en spesifikk lisens og hvor kostnader og risiko knyttet til bruken av denne eiendelen bæres av den spesifikke lisensen.

Immaterielle eiendeler inkludert goodwill

Immaterielle eiendeler balanseføres til kostpris med fradrag for akkumulerte av- og nedskrivninger. Immaterielle eiendeler inkluderer anskaffelseskost for leterettigheter, utgifter til leting etter og evaluering av olje- og gassressurser, goodwill og andre immaterielle eiendeler.

Immaterielle eiendeler knyttet til leting etter og evaluering av olje- og gassressurser avskrives ikke. Eiendelene omklassifiseres til varige driftsmidler når utbyggingsbeslutning foreligger.

Goodwill innregnes når summen av overført vederlag og innregnet beløp knyttet til ikke-kontrollerende eierinteresser overstiger virkelig verdi av oppkjøpte identifiserbare eiendeler og forpliktelser overtatt i en virksomhetssammenslutning på oppkjøpstidspunktet. Goodwill ved oppkjøp allokeres til hver kontantgenererende enhet (KGE) eller gruppe av kontantgenererende enheter som forventes å dra nytte av synergieffektene av sammenslutningen. Etter førstegangs innregning måles goodwill til kostpris med fradrag for eventuelle akkumulerte nedskrivningsbeløp. Ved oppkjøp gjennomført på et etter skatt-grunnlag i tråd med reglene på norsk sokkel innregnes en utsatt skatteforpliktelse i regnskapet basert på forskjellen mellom oppkjøpskost og det overførte grunnlag for skattemessige avskrivninger. Motposten til slike utsatt skatt-beløp vises som goodwill, som allokeres til den KGE eller gruppe av KGE-er hvis skattemessige avskrivningsgrunnlag den utsatte skatten er beregnet på grunnlag av.

Andre immaterielle eiendeler med begrenset økonomisk levetid avskrives lineært over deres økonomiske levetid.

Finansielle eiendeler

Finansielle eiendeler innregnes første gang til virkelig verdi når Equinor blir part i kontrakten. For ytterligere informasjon om virkelig verdi-beregninger, se seksjonen Måling av virkelig verdi nedenfor. Den etterfølgende målingen av de finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved førstegangs innregning.

Equinor klassifiserer finansielle eiendeler i følgende tre kategorier ved førstegangsinnregning: Finansielle investeringer til amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer over andre inntekter og kostnader, basert på en vurdering av kontraktsbetingelsene og den anvendte forretningsmodellen. Visse langsiktige investeringer i andre enheter, som ikke kvalifiserer til innregning etter egenkapitalmetoden eller konsolidering, innregnes til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet.

Betalingsmidler omfatter kontanter, innskudd i banker og tilsvarende institusjoner, og kortsiktige særlig likvide investeringer som kan konverteres til fastsatte kontantbeløp, er eksponert for uvesentlig risiko for endringer i virkelig verdi, og med løpetid på tre måneder eller kortere fra ervervstidspunktet. Kortsiktige særlig likvide investeringer med opprinnelig løpetid på mer enn tre måneder klassifiseres som kortsiktige finansielle investeringer. Kontraktsmessig obligatoriske innskudd på sperrede bankkontoer er inkludert som bundne midler hvis innskuddene blir gjort som en del av konsernets driftsaktivitet og derfor anses å være holdt for å oppfylle kortsiktige betalingsforpliktelser og innskuddene kan frigjøres fra den sperrede kontoen uten unødige utgifter. Betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer innregnes til amortisert kost eller til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet.

Kundefordringer bokføres til opprinnelig beløp med fradrag for avsetning for tap beregnet på grunnlag av forventningsverdi.

Nedskrivning av Equinors finansielle eiendeler måles og innregnes basert på forventede tap.

En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportefølje av Equinors forsikringsselskap (captive) og eies for å overholde særskilte kapitaldekningskrav. Investeringsporteføljen styres og vurderes på basis av virkelig verdi i samsvar med gjeldende investeringsstrategi. Porteføljen regnskapsføres til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over Konsernresultatregnskapet.

Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenværende løpetid er mindre enn 12 måneder fra balansedagen eller de av andre årsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsformål. Finansielle eiendeler og finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor både juridisk har rett til og påviselig har til hensikt å gjøre opp fordringer på og forpliktelser til en og den samme motpart netto. I så fall nettoføres disse i Konsernbalansen.

Finansielle eiendeler fraregnes i Konsernbalansen når rettighetene til fremtidige kontantstrømmer og risiko og avkasting knyttet til eierskapet er overført gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstrømmer utløper, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som oppstår som følge av salg, oppgjør eller kansellering av finansielle eiendeler innregnes som henholdsvis renteinntekter og andre finansielle poster eller renter og andre finansieringskostnader innenfor Netto finansposter.

Varelager

Varelager vurderes til det laveste av kostpris og netto realisasjonsverdi. Kostpris beregnes med utgangspunkt i sist innkjøpte mengder (FIFO-prinsippet) og inkluderer direkte anskaffelseskostnader, produksjonskostnader, frakt og andre tilvirkningskostnader. Lager av boreutstyr og reservedeler bokføres etter metoden for veid gjennomsnitt.

Nedskrivning

Nedskrivning av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler bortsett fra goodwill

Individuelle eiendeler eller grupper av eiendeler testes for nedskrivning dersom hendelser eller endrede forhold indikerer at den balanseførte verdien kan overstige gjenvinnbart beløp. Eiendeler grupperes som kontantgenererende enheter (KGE-er), som er den minste identifiserbare gruppen av eiendeler som genererer inngående kontantstrømmer som i all vesentlighet er uavhengige av inngående kontantstrømmer fra andre grupper av eiendeler. Olje- og gassfelt eller installasjoner anses normalt som separate KGE-er. Hvert ukonvensjonelle skiferområde vurderes som en KGE når det ikke er mulig å pålitelig identifisere uavhengige inngående kontantstrømmer fra andre deler av området Ved nedskrivningsvurderinger blir bokført verdi av KGE-er bestemt på samme grunnlag som det gjenvinnbare beløpet. I Equinors virksomhet kreves det skjønn for å vurdere hva som utgjør en KGE. Utvikling i produksjon, infrastrukturløsninger, markeder, produktprising, ledelsesbeslutninger og andre faktorer kan over tid føre til endringer i KGE-er, som for eksempel oppdeling av en opprinnelig KGE i flere.

Ved vurderingen av om en eiendel må nedskrives, sammenlignes eiendelens bokførte verdi med gjenvinnbart beløp. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens virkelige verdi fratrukket salgsutgifter og eiendelens bruksverdi. Virkelig verdi fratrukket salgsutgifter bestemmes basert på sammenlignbare transaksjoner nylig gjennomført på armlengdes avstand, eller basert på Equinors estimat av oppnåelig pris for eiendelen i en transaksjon mellom velinformerte og frivillige markedsdeltakere. Slike estimater av virkelig verdi blir i hovedsak basert på diskonterte kontantstrømmer der markedsdeltakeres antatte forutsetninger legges til grunn, men kan også reflektere markedsmultipler fra sammenlignbare transaksjoner eller uavhengige tredjepart-verdsettelser. Bruksverdi beregnes ved bruk av diskonterte kontantstrømmer. De estimerte framtidige kontantstrømmene som legges til grunn i bruksverdiestimater blir basert på rimelige og dokumenterbare forutsetninger og representerer ledelsens beste estimat på de ulike økonomiske forhold som vil foreligge i eiendelenes gjenværende utnyttbare levetid, slik disse framgår av Equinors nyeste godkjente langtidsprognose. I utarbeidelsen av langsiktige prognoser anvender Equinor en metode for jevnlige oppdateringer av forutsetninger og økonomiske forhold som gjennomgås av ledelsen og oppdateres minst en gang i året. Se note 10 Varige driftsmidler for en presentasjon av de sist oppdaterte prisforutsetningene. For eiendeler og KGE-er med forventet levetid eller produksjon av forventede olje- og gassreserver ut over en periode på fem år, inkludert planlagt produksjon fra landbaserte skifereiendeler med lang utbyggings- og produksjonshorisont, inkluderer estimatene forventet produksjon, og de tilhørende kontantstrømmene inkluderer prosjekt- eller eiendelsspesifikke estimater for den relevante perioden. Slike estimater utarbeides på grunnlag av konsistent anvendte konsernprinsipper og -forutsetninger.

Ved en nedskrivningsvurdering basert på bruksverdi blir de framtidige forventede kontantstrømmene risikojustert for det aktuelle driftsmiddelet og neddiskontert ved bruk av real diskonteringsrente etter skatt, basert på Equinors gjennomsnittlige kapitalkostnad (WACC) etter skatt. Landrisiko som er spesifikk for et prosjekt er hensyntatt gjennom en justering av prosjektenes kontantstrøm. Equinor anser landspesifikk risiko først og fremst som en usystematisk risiko. Kontantstrømmen justeres for risiko som påvirker forventet kontantstrøm i et prosjekt og som ikke er en del av selve prosjektet. Bruken av diskonteringsrente etter skatt for å beregne gjenvinnbart beløp fører ikke til en vesentlig forskjellig vurdering av behovet for, eller beløpet knyttet til, nedskrivning, i forhold til hva som ville framkommet ved bruk av en diskonteringsrente før skatt.

Balanseførte leteutgifter og anskaffelseskost for leterettigheter for olje og gass, eller balanseført verdi for KGE-en som slike tilhører, vurderes for nedskrivning når forhold eller hendelser tilsier at balanseført beløp kan overstige gjenvinnbart beløp, og minimum en gang i året. Letebrønner som har påvist reserver, men hvor klassifisering som sikre reserver avhenger av om betydelige investeringer kan forsvares, eller der økonomisk lønnsomhet for større investeringer vil avhenge av vellykket gjennomføring av ytterligere leteboring, forblir balanseført i evalueringsperioden for funnet. Deretter vil det foretas en nedskrivningsvurdering hvis ingen utbyggingsbeslutninger er planlagt i nær framtid, og det heller ikke er konkrete planer for framtidig boring i lisensen.

Ved utgangen av hver regnskapsperiode vurderes det om det foreligger indikasjoner på at tidligere regnskapsførte nedskrivninger ikke lenger er relevante eller er redusert. Hvis det foreligger slike indikasjoner, estimeres det gjenvinnbare beløpet. Nedskrivninger reverseres bare i den grad det har skjedd endringer i estimatet som legges til grunn for å bestemme en eiendels gjenvinnbare beløp siden forrige nedskrivning ble regnskapsført. Når dette er tilfellet, økes eiendelens bokførte verdi til gjenvinnbart beløp. Dette kan ikke overstige det beløpet som ville vært bokført, etter avskrivninger, hvis det ikke hadde vært gjennomført nedskrivninger av eiendelen i tidligere år.

Tap ved verdifall og reversering av slike tap klassifiseres i Konsernresultatregnskapet som Letekostnader eller Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger, på bakgrunn av postens art som henholdsvis balanseførte leteutgifter (immaterielle leteeiendeler) eller anlegg under utbygging og produksjonsanlegg (varige driftsmidler og andre immaterielle eiendeler).

Nedskrivning av goodwill

Goodwill testes årlig for tap knyttet til verdifall, eller oftere dersom det foreligger hendelser eller endrede forhold som indikerer mulig verdifall. Eventuelt verdifall identifiseres ved å vurdere gjenvinnbart beløp for den KGE-en, eller den gruppen av enheter, som goodwillen er tilordnet. Dersom gjenvinnbart beløp for KGE-en, eller for gruppen av enheter, er lavere enn balanseført verdi, blir tapet ved

Konsernregnskap

verdifallet innregnet i konsernresultatregnskapet. Ved testing for nedskrivning av goodwill som opprinnelig ble regnskapsført som motpost til en beregnet avsetning for utsatt skatt i en etter skatt-transaksjon på norsk sokkel, vil det gjenværende utsatt skattebeløpet bli hensyntatt i nedskrivningsvurderingen. Nedskrivning av goodwill blir ikke reversert.

Finansielle forpliktelser

Finansielle forpliktelser innregnes første gang til virkelig verdi når Equinor blir part i kontrakten. Den påfølgende målingen av finansielle forpliktelser avhenger av hvilken kategori de er klassifisert inn i. Kategoriene som er relevante for Equinor er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse målt til amortisert kost ved effektiv rente-metoden. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige banklån og obligasjonslån.

Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som del av Equinors normale driftsaktiviteter, gjenværende løpetid er mindre enn 12 måneder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til å utsette innfrielsen av forpliktelsen mer enn 12 måneder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsformål. Finansielle forpliktelser fraregnes i Konsernbalansen når den kontraktsmessige forpliktelsen utløper, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som oppstår som følge av tilbakekjøp, oppgjør eller kansellering av forpliktelser innregnes som henholdsvis Renteinntekter og andre finansielle poster eller Renter og andre finanskostnader innenfor Netto finansposter.

Tilbakekjøp av aksjer

Når Equinor enten har kjøpt inn egne aksjer under et aksjetilbakekjøpsprogram, eller har gitt en tredjepart en ugjenkallelig ordre om å anskaffe Equinor-aksjer i markedet, innregnes slike aksjer som reduksjon av egenkapitalen som egne aksjer. Den gjenværende utestående delen av en ugjenkallelig kjøpsordre for slike aksjer avsettes i regnskapet og klassifiseres som Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld.

Finansielle derivater

Equinor benytter finansielle derivater for å styre eksponering som oppstår ved svingninger i valutakurser, renter og råvarepriser. Slike finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinngåelse og blir målt til virkelig verdi med verdiendring over resultatet i etterfølgende perioder. Resultateffekten av råvarebaserte finansielle derivater inngår i Konsernresultatregnskapet under Andre salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring. Resultateffekten av andre finansielle derivater inngår i Netto finansposter.

Finansielle derivater presenteres som eiendeler når virkelig verdi er positiv og som gjeld når virkelig verdi er negativ. Finansielle derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som innebærer juridisk rett til oppgjør mer enn 12 måneder etter balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid som kortsiktige.

Kontrakter om kjøp eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gjøres opp netto i kontanter, i et annet finansielt instrument eller ved bytte av finansielle instrumenter som om kontraktene var finansielle instrumenter, regnskapsføres som finansielle instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inngått og som fortsatt innehas med det formål å motta eller levere en ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkjøps-, salgs- eller bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsføres ikke som finansielle instrumenter. Slike salg og kjøp av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kjøp og salg av råolje og naturgass, som innregnes ved levering.

For kontrakter om å selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gjøres opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk før levering, inkluderes endringer i virkelig verdi før oppgjør i gevinst / -tap på råvarederivater. Påfølgende resultat ved fysisk oppgjør vises separat og inkluderes under Andre salgsinntekter. Faktiske fysiske leveranser som Equinor gjennomfører under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra kundekontrakter.

Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsføres som separate derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, når de økonomiske kjennetegnene og den økonomiske risikoen ved det innbygde derivatet ikke er nært relatert til de økonomiske kjennetegnene og den økonomiske risikoen til vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balanseført til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked for en råvare eller en annen ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kjøps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert å være nært relatert til vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert basert på andre markeder eller produkter vil imidlertid medføre innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked for råvaren eller den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat å være nært relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert på relevante indekser som er vanlig i bruk blant andre markedsaktører. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.

Pensjonsforpliktelser

Equinor har pensjonsplaner for ansatte som enten gir den ansatte rett til et nærmere definert beløp fra pensjonstidspunktet (ytelsesplaner), eller til en innskuddsbasert pensjon, der en del av innskuddene er innskudd over drift. Forpliktelsen øker med en lovet avkastning som skal godtgjøres over driften, og settes lik den faktiske avkastning på midler investert i den ordinære innskuddsplanen. For ytelsesplaner er det beløpet den ansatte vil motta avhengig av mange faktorer, herunder opptjeningstid, pensjonsår og framtidig lønnsnivå.

Equinors forholdsmessige andel av flerforetaks-ytelsesplaner innregnes som forpliktelse i Konsernbalansen i den grad tilstrekkelig informasjon er tilgjengelig og forpliktelsen kan estimeres pålitelig.

Equinors netto pensjonsforpliktelse knyttet til ytelsesplaner beregnes separat for hver plan ved å estimere det framtidige beløpet som den ansatte har opptjent basert på ytelse i inneværende og tidligere perioder. Dette beløpet neddiskonteres for å beregne nåverdien av forpliktelsen, og virkelig verdi av eventuelle pensjonsmidler trekkes fra. Diskonteringsrenten som benyttes fastsettes med henvisning til markedsrenten på balansedagen og reflekterer tilnærmet løpetid for Equinors forpliktelser. Diskonteringsrenten som benyttes for hoveddelen av forpliktelsene er basert på norske obligasjoner med fortrinnsrett, som vurderes å være foretaksobligasjoner av høy kvalitet. Kostnadene ved pensjonsplanene utgiftsføres over perioden der ansatte utfører tjenester og opparbeider rett til å motta ytelser. Beregningene blir utført av en ekstern aktuar.

Netto renteelement for ytelsesplaner beregnes ved å anvende fastsatt diskonteringsrente på forpliktelsens og pensjonsmidlenes nåverdi i begynnelsen av perioden, og hensynta alle vesentlige endringer i løpet av året. Dette netto renteelementet innregnes i Konsernresultatregnskapet som en del av Netto finansposter. Forskjellen mellom estimert renteinntekt og faktisk avkastning innregnes i Andre inntekter og kostnader.

Kostnader ved tidligere perioders pensjonsopptjening innregnes ved planendringer (innføring eller tilbaketrekking av, eller endringer i, en ytelsesplan) eller når avkortning (betydelig reduksjon foretatt av foretaket i antallet ansatte som omfattes av en ordning) finner sted, eller når relaterte omstruktureringskostnader eller sluttvederlag blir innregnet. Forpliktelsen og de tilhørende pensjonsmidlene blir målt på nytt basert på oppdaterte aktuarmessige forutsetninger, og den beregnede gevinsten eller tapet innregnes i Konsernresultatregnskapet.

Aktuarmessige gevinster og tap innregnes i Andre inntekter og kostnader i den perioden gevinsten eller tapet oppstår. Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til sluttvederlagsavsetning innregnes i Konsernresultatregnskapet i perioden de oppstår. Da morselskapet Equinor ASAs funksjonelle valuta er amerikanske dollar, vil den vesentligste delen av Equinors pensjonsforpliktelser være betalbar i utenlandsk valuta (dvs. norske kroner). Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til morselskapets pensjonsforpliktelser inkluderer følgelig effekten av valutaomregning.

Innskudd til pensjonsplaner som er innskuddsplaner kostnadsføres etter hvert som tilskuddsbeløpene opptjenes av de ansatte.

Innskuddsplaner over driften hos morselskapet Equinor ASA innregnes som Pensjonsforpliktelser med faktisk verdi av de driftsbaserte innskuddene og lovet avkastning på rapporteringstidspunktet. Innskudd over driften innregnes i Konsernresultatregnskapet som periodisk pensjonskostnad, mens endringer i virkelig verdi av innskuddsplaner over driften innregnes i Konsernresultatregnskapet under Netto finansposter.

Periodiske pensjonskostnader blir akkumulert i kostnadspooler og allokert til forretningsområder og felleskontrollerte driftsordninger (lisenser) der Equinor er operatør med utgangspunkt i påløpte timer, og innregnet i Konsernresultatregnskapet basert på funksjon.

Tapsbringende kontrakter

Equinor regnskapsfører avsetning for netto kontraktsfestede forpliktelser knyttet til kontrakter definert som tapsbringende. Kontrakter vurderes som tapsbringende dersom de uunngåelige utgiftene ved å oppfylle kontraktsforpliktelsene overstiger de økonomiske fordelene som forventes mottatt i tilknytning til samme kontrakt. Avsetningen for en tapskontrakt består av de kostnadene som er direkte knyttet til kontrakten, både implisitte kostnader og fordelte, allokerte kostnader som er direkte knyttet til oppfyllelsen av kontrakten. En kontrakt som utgjør en integrert del av driften til en KGE med eiendeler tilordnet den aktuelle kontrakten, og hvor de økonomiske fordelene ikke pålitelig kan skilles fra andre deler av KGE-en, inngår i nedskrivningsvurderingene for den aktuelle KGE-en.

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

Forpliktelser knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsføres når Equinor har en (juridisk eller faktisk) forpliktelse til å demontere og fjerne et anlegg eller en del av et anlegg og bringe området tilbake til opprinnelig stand, og forpliktelsen kan estimeres med tilstrekkelig grad av pålitelighet. Forpliktelsen innregnes med nåverdien av de estimerte framtidige utgiftene i henhold til lokale krav og betingelser. Estimatet baseres på gjeldende krav og teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Diskonteringsrenten som anvendes ved beregning av fjerningsforpliktelser er en risikofri rente som hensyntar relevant valuta og tidshorisont for de underliggende kontantstrømmene, justert for kredittpremie som reflekterer Equinors egen kredittrisiko. Forpliktelsen knyttet til en ny installasjon, som for eksempel en olje- og gassinstallasjon eller transportsystem, oppstår normalt når installasjonen bygges eller installeres. Forpliktelser kan også oppstå i løpet av driftsperioden gjennom endring i lovgivningen eller ved en beslutning om å opphøre med virksomheten, eller være knyttet til Equinors løpende bruk av rørledningssystemer der fjerningsforpliktelser påhviler skiperne. Forpliktelsene inngår i Avsetninger i Konsernbalansen.

Når forpliktelsen regnskapsføres, blir samme beløp balanseført som en del av kostprisen til den relaterte eiendelen, og avskrives deretter sammen med denne. Endring i nåverdien av et estimat for nedstengning og fjerning behandles som en justering av forpliktelsen med tilsvarende justering av eiendelen. Når en reduksjon i nedstengnings- og fjerningsforpliktelsene knyttet til en produserende eiendel overstiger eiendelens bokførte verdi, bokføres det overskytende beløpet som en reduksjon av Avskrivninger, amortiseringer og netto

Konsernregnskap

nedskrivninger i Konsernresultatregnskapet. Når en eiendel har nådd slutten av sin bruksperiode, blir alle påfølgende endringer i fjerningsforpliktelsene løpende regnskapsført som Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet. Avsetninger for fjerning knyttet til Equinors aktivitet som skiper av volumer gjennom tredjeparts transportsystemer utgiftsføres når kostnadene påløper.

Måling av virkelig verdi

Noterte priser i aktive markeder er det beste beviset for virkelig verdi, og Equinor anvender derfor slike priser i fastsettelsen av virkelig verdi så langt det lar seg gjøre. Finansielle instrumenter notert i aktive markeder omfatter normalt finansielle instrumenter med noterte markedspriser innhentet fra relevante børser eller oppgjørssentraler. Virkelig verdi av noterte finansielle eiendeler og forpliktelser og finansielle derivater fastsettes med referanse til midtkurs ved balansedagens utløp.

Når det ikke foreligger et aktivt marked, fastsettes virkelig verdi ved hjelp av verdsettingsmetoder. Disse omfatter bruk av nylig foretatte markedstransaksjoner på armlengdes avstand, henvisning til virkelig verdi for et annet instrument som i det vesentligste er det samme, diskonterte kontantstrømsberegninger og prisingsmodeller med tilhørende interne forutsetninger. I verdsettingsmetodene tar Equinor også hensyn til motpartens og egen kredittrisiko. Dette gjøres enten via diskonteringsrenten som benyttes, eller ved direkte å justere de beregnede kontantstrømmene. Når Equinor bokfører elementer av langsiktige råvarebaserte kontrakter til virkelig verdi baseres dermed verdsettelsen så langt som mulig på noterte terminpriser og underliggende indekser i kontraktene, samt forventninger til terminpriser og marginer når det ikke foreligger tilgjengelige observerbare markedspriser. Virkelig verdi av rente- og valutabytteavtaler baseres på relevante noteringer fra aktive markeder, på tilsvarende noterte instrumenter og andre hensiktsmessige verdsettelsesmetoder.

Viktige områder for skjønnsanvendelse og kilder til estimeringsusikkerhet

Bruk av skjønn ved anvendelse av regnskapsprinsippene

Nedenfor beskrives områder som involverer stor grad av skjønn ved anvendelse av regnskapsprinsippene, bortsett fra de som omfatter estimering (se under), og som har særlig betydning for beløpene som er innregnet i konsernregnskapet.

Inntektsføring - brutto eller netto presentasjon av SDØE-volumer

Som beskrevet over i avsnittet Transaksjoner med Den norske stat markedsfører og selger Equinor Den norske stats andel av olje- og gassproduksjonen fra den norske kontinentalsokkelen. Kjøp og salg av SDØEs oljeproduksjon er regnskapsført brutto som henholdsvis Varekostnad og Inntekter fra kundekontrakter. Equinor har i vurderingen av brutto eller netto presentasjon vurdert om kontroll over de statsgenererte volumene overføres til Equinor før videresalg til tredjeparter. Equinor styrer bruken av volumene, og selv om visse fordeler fra salgene i ettertid tilflyter staten, kjøper Equinor volumene fra staten og oppnår det alt vesentlige av gjenværende fordeler. På dette grunnlaget er det konkludert med at Equinor opptrer som prinsipal i disse salgene.

Equinor selger også Den norske stats produksjon av naturgass i eget navn, men for Den norske stats regning og risiko. Dette gassalget og relaterte utgifter som refunderes fra staten regnskapsføres netto i Equinors regnskap. I denne vurderingen har Equinor konkludert med at eierskap til gassen ikke blir overført fra SDØE til Equinor. Selv om Equinor er gitt rett til å styre bruken av volumene, tilflyter alle fordeler fra salget av disse volumene staten, og Equinor anses derfor ikke å være prinsipal i salgene av SDØEs naturgassvolumer.

Skillet mellom operatører og felleskontrollerte virksomheter som leietakere knyttet til anvendelsen av IFRS 16 Leieavtaler

I olje- og gassbransjen, hvor aktiviteten ofte drives gjennom felleskontrollerte driftsordninger eller tilsvarende samarbeidsformer, krever anvendelsen av IFRS 16 en evaluering av om deltakerne i fellesskap eller operatøren skal anses som leietaker i den enkelte avtale og følgelig hvorvidt disse kontraktene skal reflekteres brutto (100 %) i operatørens regnskaper, eller i samsvar med hver enkelt deltakers relative andel av leieavtalen.

I mange situasjoner hvor en operatør alene signerer en leiekontrakt for en eiendel som skal benyttes i en spesifikk felleskontrollert virksomhet, gjør operatøren dette implisitt eller eksplisitt på vegne av den felleskontrollerte virksomheten. I enkelte jurisdiksjoner, og for Equinor er det viktig ettersom dette inkluderer den norske kontinentalsokkelen, etablerer konsesjonene gitt av myndighetene både en plikt og rett for en operatør til å inngå nødvendige avtaler på vegne av en felleskontrollert driftsordning (lisens).

I tråd med vanlig praksis innen oppstrømsaktiviteter organisert som felleskontrollerte driftsordninger forvalter operatøren leieavtalen, foretar betalinger til utleier og viderebelaster deretter hver partner deres respektive andel av leiebetalinger. I hvert enkelt slikt tilfelle er det nødvendig å avgjøre hvorvidt operatør er eneleietaker i den eksterne leieavtalen, og i så fall hvorvidt viderebelastningene til lisenspartnerne vil kunne anses som framleie, eller hvorvidt det reelt sett er den felleskontrollerte driftsordningen som er leietaker, der hver av deltakerne regnskapsfører sin forholdsmessige andel av leieavtalen. Konklusjonen på disse spørsmålene vil være avhengig av faktum og omstendigheter i hvert enkelt tilfelle, og kan variere mellom kontrakter og mellom legale jurisdiksjoner.

Regnskapsføring av oppkjøp

Vurderingen av om et oppkjøp inngår under definisjonen av an virksomhetssammenslutning krever skjønnsanvendelse fra sak til sak. Oppkjøp evalueres under de relevante IFRS-kriteriene for å avgjøre om transaksjonen representerer en virksomhetssammenslutning eller kjøp av en eiendel, og konklusjonen kan påvirke konsernregnskapet vesentlig både i transaksjonsperioden og når det gjelder framtidige perioders driftsresultat. Endringene til IFRS 3, med virkning fra 1. januar 2020 og implementert av Equinor, gir en avklaring til definisjonen av et virksomhetskjøp, men reduserer ikke det faktum at kritiske vurderinger må legges til grunn når man skal avgjøre om en transaksjon er en virksomhetssammenslutning. På bakgrunn av foreliggende fakta har kjøp av lete- og evalueringslisenser hvor utbygging ikke er besluttet hovedsakelig blitt konkludert å gjelde kjøp av eiendeler.

Hovedkilder til estimeringsusikkerhet

Utarbeidelse av konsernregnskap krever at ledelsen benytter estimater og bygger på forutsetninger som påvirker rapporterte beløp for eiendeler og gjeld, inntekter og kostnader. Estimatene utarbeides basert på skreddersydde modeller, mens de relaterte forutsetningene er basert på historisk erfaring, eksterne informasjonskilder og ulike andre faktorer som antas å være rimelige ut fra de gitte omstendigheter. Disse estimatene og forutsetningene danner grunnlaget for å foreta vurderinger av balanseførte verdier på eiendeler og gjeldsposter når disse ikke er lett tilgjengelige basert på andre kilder. Faktiske resultater kan avvike fra disse estimatene. Estimatene og de underliggende forutsetningene evalueres løpende med hensyn til dagens og forventede framtidige markedsforhold.

Equinor er eksponert for endringer i en rekke underliggende økonomiske faktorer som påvirker totalresultatet, slik som pris på olje og naturgass, raffineringsmarginer, kurser på utenlandsk valuta, markedets risikopremie og rentesatser samt finansielle instrumenter hvor virkelig verdi utledes fra endringer i disse faktorene. I tillegg påvirkes Equinors resultater av produksjonsnivået, som på kort sikt påvirkes av for eksempel vedlikeholdsarbeid. På lang sikt påvirkes resultatene av suksessraten for leteaktivitet, feltutbygging og driftsaktiviteter.

Nedenfor beskrives forhold som er vesentlige for å forstå hovedkildene til den estimeringsusikkerhet som inngår ved utarbeidelsen av dette konsernregnskapet, og som innebærer en betydelig risiko for at de balanseførte verdiene av eiendeler og forpliktelser må vesentlig justeres i løpet av det neste regnskapsåret., og som derfor i vesentlig grad kan påvirke virksomhetens rapporterte resultat og finansielle stilling.

Konsekvenser av initiativ for å begrense klimaendringene og av energiomstillingen

Effektene av initiativene for å begrense klimaendringene og den potensielle effekten av energiomstillingen er relevante komponenter i noen av de økonomiske forutsetningene i våre estimater av fremtidig kontantstrøm, inkludert for eksempel råvarepriser. Resultatene av disse tiltakene i fremtiden, og i hvor stor grad disse påvirker Equinor's virksomhet, vil være en kilde til usikkerhet. Forutsetningene kan endres, noe som kan materialisere seg i forskjellige resultater sammenlignet med de nåværende anslåtte scenarioene. Dette kan resultere i betydelige endringer i regnskapsestimater, for eksempel økonomisk levetid (påvirker avskrivningsperioden og tidslinje for fjerningsforpliktelser) og beregninger av bruksverdien (påvirker nedskrivningsvurderinger).

Equinor har startet omstillingen til å bli et bredt energikonsern, med ambisjoner om å bli ledende i den energiomleggingen som trengs for å endre den globale energisammensetningen, slik at verden kan nå Parisavtalens klimamål. Å estimere det globale energibehovet frem mot 2050 er en svært vanskelig oppgave, som krever vurdering av fremtidig utvikling i tilbud og etterspørsel, teknologiske endringer, skattlegging, avgifter på utslipp, produksjonsbegrensninger og andre viktige faktorer. Equinors langsiktige perspektiver må baseres på scenarier som omfatter ulike utfall av disse faktorene og bygger på ulike troverdige kombinasjoner av forutsetninger for hvordan de globale energimarkedene kan utvikle seg. Disse ulike scenariene blir løpende brukt som bakgrunn for vurderingene av regnskapsestimater.

Equinor vil ta en ledende rolle i energiomleggingen og har en ambisjon om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050. Til tross for et rekordstort fall i globale utslipp i 2020, gjør verden langt fra nok til å oppnå den avgjørende reduksjonen som trengs for å oppnå Parisavtalens nullutslippsmål innen 2050. Equinor mener at for å oppnå et scenario med en temperaturøkning på mindre enn 2 grader Celsius, må globale energirelaterte CO2-utslipp falle i snitt 4 % hvert eneste år, og med to tredjedeler innen 2050. Dette kan bare oppnås ved å endre energisammensetningen fra fossile til fornybare energikilder og ved å dempe den økonomiske veksten i industrialiserte regioner til fordel for regioner under utvikling, der den økonomiske veksten er økende. Omprising av varer og tjenester må innebære incentiver for den rike delen av verden til å redusere sløsing og overforbruk. Equinors råvarepris-forutsetninger som anvendes for beregning av bruksverdi i nedskrivningsvurderinger, er fastlagt i henhold til regnskapsregler som krever at slike estimater baseres på ledelsens beste estimat av utviklingen i nåværende relevante forhold og sannsynlig fremtidig utvikling i disse forholdene. Dette inkluderer utviklingen i energietterspørsel, energi- og klimapolitikk samt tempoet i energiomleggingen, befolknings- og økonomisk vekst, geopolitisk risiko, teknologi og kostnadsutvikling samt andre faktorer. Prissettingen som anvendes for beste estimatpris er på det nåværende tidspunktet ikke lik en prissetting som ville medføre oppnåelse av Parisavtalens mål slik det er beskrevet i det bærekraftige utviklingsscenarioet i WEO (World Energy Model) fra IEA. Fremtidige endringer i hvordan verden agerer for å implementere tiltak i tråd med en nullutslippssituasjon og for å støtte Parisavtalens målsettinger, kan dermed ha negativ innvirkning på verdsettelsen av Equinors olje- og gasseiendeler. Se note 10 Varige driftsmidler for nedskrivningssensitiviteter basert på et prissett som anses i tråd med Parisavtalens mål.

Covid-19-pandemien

Gjennom 2020 har covid-19-pandemien dempet økonomisk vekst og hatt dramatiske konsekvenser for energietterspørselen, særlig for drivstoff. Kollapsen i råvareprisene i første halvdel av 2020, selv om disse delvis tok seg opp igjen i andre halvdel av året, påvirket energinæringen og Equinor vesentlig gjennom en aldri tidligere sett nedgang i kortsiktig energietterspørsel og økt usikkerhet med hensyn til gjenopprettingsfasen og fremtidig etterspørsel etter olje og gass. Økende fart i og tilslutning til omstillingen til en lavkarbon fremtid, hjulpet av teknologiske fremskritt og reduserte kostnader for fornybar energi, har også bidratt til usikkerhet når det gjelder estimering av den fremtidige utviklingen i tilbud og etterspørsel. Ifølge det Internasjonale Energibyrået (IEA), var den globale energietterspørselen for 2020 forventet å falle med 5–6 %. OPEC+ -avtalen om å fortsette produksjonskutt på omtrent 7 mmboe daglig i første kvartal 2021 for å fjerne overskuddslagre som var bygget opp under pandemien, har bidratt til prisnivåer som ikke er sett siden januar 2020. I Equinors

Konsernregnskap

estimering av globalt tilbud, etterspørsel og råvarepriser har ledelsen tatt hensyn til forventet global utrulling av vaksiner i 2021, som vil gi mulighet for en akselerert gjenåpning av økonomien i løpet av året. Selv om vi forventer at det sykliske økonomiske oppsvinget vil fortsette inn i 2022, der BNP-vekstratene burde normaliseres etter virkningen av pandemien, vil etterspørselen etter olje trolig aldri vil nå opp til nivåene før pandemien. Andre og tredje bølge med covid-19-nedstengninger fortsetter å begrense etterspørselen og vil sannsynligvis dempe det kortsiktige prisnivået. Vi erkjenner at hurtighet i og effekt av global vaksinering samt omfanget av monetære og skattemessige stimuli vil påvirke økonomien. Utsiktene er svært usikre og domineres av nedsiderisiko knyttet til oppblussing av virussmitte, begrenset forbruk grunnet høy arbeidsledighet, og økende offentlig og privat gjeldsnivå. På denne bakgrunn er det på det nåværende tidspunkt ikke mulig fullt ut å konstatere den totale driftsmessige og økonomiske innvirkningen på Equinor.

Bortsett fra den finansielle virkningen har Equinor bare opplevd uvesentlig innvirkning på produksjon fra felt i drift, grunnet tiltak som er gjennomført for å vedlikeholde og sikre trygg produksjon i pandemien. Mindre virusutbrudd har forekommet på enkelte av våre anlegg, men effektive tiltak som isolering og karantene kombinert med sosial distansering og økte hygienetiltak har hindret produksjonsstans, og driften er ikke blitt vesentlig påvirket. For utbyggingsprosjekter har covid-19-pandemien påvirket framdriften grunnet personellbegrensninger til havs og på landbaserte anlegg og verft på grunn av infeksjonsbegrensende tiltak og relaterte reiserestriksjoner for tilreisende arbeidere. Situasjonen er fremdeles uforutsigbar og kan medføre ytterligere konsekvenser for framdrift og kostnader i våre prosjekter.

Tiltak som er gjennomført for å motvirke virkningen av pandemien og råvareprisfallet, inkludert handlingsplanen på 3 milliarder USD våren 2020, har fått konsekvenser for investeringsnivå og generelt aktivitetsnivå. Kapital-investeringer er blitt redusert i 2020, både i form av permanente reduksjoner (prosjekter avsluttet for eksempel på bakgrunn av oppdaterte fremtidige prisestimater og breakevennivåer) og endret med hensyn til omfang og tidshorisont. Dette har hatt som følge at noe verdiskapning er stoppet eller utsatt. Noen av kostnadsforbedringene og kostnadskuttene som er identifisert og gjennomført i 2020 som del av handlingsplanen forventes å ha vedvarende effekt og påvirke fremtidige kostnadsnivåer. Kostnader knyttet til aktiviteter som er blitt utsatt i 2020 på grunn av pandemien vil påvirke kostnadene når disse aktivitetene gjennomføres.

Utvikling i energietterspørsel og råvarepriser

I 2020 har Equinor oppdatert de fremtidige kort- og langsiktige forutsetningene for råvarepriser. Mens covid-19 har hatt vesentlig innvirkning på energibehovet i 2020 og fremdeles forventes å påvirke kortsiktige priser, forventes energi- og klimapolitikk, befolkningsog økonomisk vekst, teknologiutvikling og andre slike faktorer å ha en mer vedvarende virkning på utviklingen i energibehov, energisammensetning, og olje- og gasspriser i de kommende tiår. De oppdaterte forutsetningene har ført til vesentlig nedskrivning av eiendeler, og vi viser til note 10 Varige driftsmidler for ledelsens beste estimat for fremtidige råvarepriser og porteføljens sensitiviteter med hensyn til ytterligere nedskrivninger ved en ytterligere nedgang i pris med 30 % over driftsmidlenes levetid. En 30 % råvareprisreduksjon for perioden frem til 2050 utgjør ledelsens beste estimat for en rimelig mulig endring, hensyntatt allerede nevnte omstendigheter.

Estimater for olje- og gassreserver

Reserveestimater er komplekse og basert på høy grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet på installerte anlegg. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid usikre. Påliteligheten av disse estimatene vil til enhver tid avhenge av både kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og økonomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner. Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenværende, utvinnbare og økonomiske.

Sikre olje- og gassreserver

Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning på bokført verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i sikre reserver, for eksempel som følge av prisendringer, kan ha en vesentlig virkning på beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver representerer beregnede mengder olje og gass som, basert på analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende økonomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold på det tidspunktet reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for økonomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse påviselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. Når det gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet på sikre reserver dersom det foreligger en betydelig forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomføring og kun dersom relevante godkjenninger fra myndigheter foreligger eller er tilstrekkelig sikre.

Sikre reserver deles inn i sikre utbygde og sikre ikke utbygde reserver. Sikre utbygde reserver utvinnes fra eksisterende brønner med eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til nødvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for en ny brønn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye brønner eller områder der boring ennå ikke er foretatt, eller fra eksisterende brønner når en relativt stor del av kapitalutgifter er påkrevd for ferdigstillelse. Brønnlokasjoner der boring ikke er gjennomført kan klassifiseres som sikre ikke utbygde reserver når det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem år, med mindre særlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike særlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt på norsk sokkel, hvor boring av brønner er planlagt å fortsette over en mye lengre periode enn fem år. For ukonvensjonelle reservoarer, der løpende boring av nye brønner utgjør en betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre brønnlokasjoner som etter planen skal bores i løpet av fem år.

Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver på basis av bransjestandarder og regler og kriterier for tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission – SEC, regulations S-K og S-X), samt kravene stilt av det amerikanske Financial Accounting Standards Board (FASB) til tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass. Reserveestimatene baseres på anvendelsen av et 12 måneders prisgjennomsnitt, samt på eksisterende økonomiske forhold og driftsmetoder, og med en stor grad av sikkerhet (minst 90 % sannsynlighet) for at reservene vil bli utvunnet. Equinors reserver er vurdert av en uavhengig tredjepart, og resultatet av denne vurderingen er ikke vesentlig forskjellig fra Equinors egne estimater.

Forventede olje- og gassreserver

Endringer i de forventede reservene, for eksempel som følge av prisendringer, kan vesentlig påvirke nedstengnings- og fjerningsforpliktelsesbeløp, som en følge av endret tidspunkt for fjerningsaktivitetene, samt bruksverdiberegninger for oppstrømseiendeler som kan ha konsekvenser for testing for tap ved verdifall og også balanseføring av utsatte skattefordeler. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenværende kommersielt utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter besluttet for utbygging, basert på Equinors vurdering av framtidige økonomiske forhold. Utvinnbare olje- og gassvolumer er alltid usikre størrelser. I henhold til Equinors interne retningslinjer er forventede reserver definert som 'fremtidsrettede middelreserver' når de er basert på en stokastisk prediksjonstilnærming. I noen tilfeller brukes en deterministisk prediksjonsmetode, der forventede reserver er det deterministiske 'base case' eller beste estimat. Forventede reserver er derfor normalt større enn sikre reserver som er i tråd med SECs regelverk, og som representerer estimater med høy konfidens, og minst 90 % sannsynlighet for utvinning når sannsynlighetsberegninger benyttes. Forventede olje- og gassreserver estimeres av Equinors eksperter på basis av bransjestandarder og er klassifisert i henhold til det norske Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.

Letekostnader og kjøpte leterettigheter

Equinor balansefører midlertidig utgifter til boring av letebrønner i påvente av en vurdering av om brønnene inneholder sikre olje- og gassreserver. Equinor balansefører også kjøpte letearealer og signaturbonuser som betales for å oppnå tilgang til ikke utviklede olje- og gassarealer. Vurderinger knyttet til hvorvidt disse utgiftene skal forbli balanseførte eller bli fraregnet eller nedskrevet i perioden kan i betydelig grad påvirke bokført verdi av disse eiendelene og dermed også periodens driftsresultat.

Nedskrivning/reversering av nedskrivning

Equinor har betydelige investeringer i varige driftsmidler og immaterielle eiendeler. Endrede omstendigheter eller forventninger med hensyn til en eiendels framtidige bruk eller inntjening kan være en indikasjon på verdifall og kan medføre at eiendelens balanseførte verdi må nedskrives til gjenvinnbart beløp. Dersom gjenvinnbart beløp senere øker, reverseres nedskrivningen. På grunn av teknologiske endringer som følge av overgangen fra fossilt drivstoff til fornybar energi for å begrense global oppvarming eller av andre grunner som forårsaker et betydelig globalt fall i etterspørsel og råvarepriser, er det under visse omstendigheter en mulig risiko for at visse investeringer i oppstrøms produksjon av fossil energi, spesielt de med lang tidshorisont, kan svekkes i en slik grad at produksjonen stenges, og aldri starter opp igjen - såkalte 'stranded assets'. Equinor har ikke noen strandede eiendeler per i dag. Vurderingen av hvorvidt en eiendel må nedskrives, eller om en nedskrivning skal reverseres, bygger i stor grad på skjønnsmessige vurderinger og vesentlige etablerte forutsetninger om framtiden.

Den iboende volatile karakteren til makroøkonomiske faktorer som fremtidige råvarepriser og diskonteringsrente, usikkerhet i eiendelsspesifikke faktorer som reserveestimater samt driftsbeslutninger som påvirker produksjonsprofilen eller aktivitetsnivået for våre olje- og naturgasseiendeler medfører risiko for endring i de viktigste forutsetningene som benyttes. Endringer i utenlandske valutakurser påvirker også bruksverdien, spesielt for eiendeler på norsk kontinentalsokkel, hvor den funksjonelle valutaen er NOK. Den fortsatte utviklingen av covid-19-pandemien med tilhørende avbøtende tiltak utført av statlige helsemyndigheter i tillegg til at hastigheten på energiomstillingen er ukjent, gjør at markedsmiljøet forblir ustabilt med vanskelige forutsetninger for estimater og fastsetting av rimelige nøkkelforutsetninger. Ved estimering av gjenvinnbart beløp brukes den forventede kontantstrømmetoden for å gjenspeile usikkerhet i timing og beløp, inkludert forhold relatert til pandemien eller klima som påvirker disse forutsetningene. For eksempel er covid-19-effekter tatt med i estimerte fremtidige kontantstrømmer med redusert etterspørsel etter olje og gass og lavere råvarepriser, spesielt på kort sikt. Klimarelaterte forhold (se også avsnittet ovenfor om konsekvenser av tiltak for å begrense klimaendringer og energiovergang) forventes å ha mer omfattende effekter på energinæringen, og påvirker ikke bare tilbud, etterspørsel og råvarepriser, men også teknologiendringer, økte utslippsrelaterte avgifter og andre forhold med virkning hovedsakelig på middels lang og lang sikt. Disse effektene er tatt med i prisantagelsene som brukes til å estimere fremtidige kontantstrømmer ved hjelp av sannsynlighetsveide scenarioanalyser.

Balanseførte letekostnader, eller den KGE-en som disse tilhører, vurderes med hensyn til om det foreligger indikasjoner på at balanseført beløp overstiger gjenvinnbart beløp når forhold eller hendelser tilsier dette, og minimum en gang i året. Hvis evalueringen av en letebrønn viser at den ikke har påvist sikre reserver, vurderes brønnen for nedskrivning. Etter første evalueringsfase vil det være å anse som indikasjon på at nedskrivningsvurdering av en brønn må gjennomføres hvis ingen utbyggingsbeslutning er planlagt i nær framtid, og det heller ikke er konkrete planer om videre boring på lisensen. Nedskrivning av letebrønner reverseres i den grad betingelsene for nedskrivning ikke lenger er til stede.

Estimatene innebærer kompleksitet når gjenvinnbare beløp er basert på diskontering av estimerte fremtidige kontantstrømmer som gjenspeiler Equinors, markedsaktørers og andre eksterne kilders antagelser om fremtiden. Nedskrivningstesting krever langsiktige

Konsernregnskap

forutsetninger om en rekke økonomiske faktorer som fremtidige markedspriser, raffineringsmarginer, utenlandsk valutakurs, fremtidig produksjon, diskonteringsrenter, hvordan tidspunktet for skatteinsentivregulering påvirker, samt politisk og nasjonal risiko blant annet for å etablere relevante fremtidige kontantstrømmer. Langsiktige forutsetninger for viktige økonomiske faktorer blir gitt på konsernnivå, og det er en høy grad av begrunnet skjønn involvert i å etablere disse forutsetningene, å bestemme andre relevante faktorer, som for eksempel priskurver, å estimere produksjonen og å bestemme terminalverdien på en eiendel. Fasen og styrken i energiovergangen og ambisjonen om et netto-null-utslipp innen 2050 i samsvar med Parisavtalen er usikker og vil påvirke ledelsesvurderingen av fremtidige råvarepriser og følgelig verdien av Equinors olje- og gasseiendeler. En global avgift på CO2-utslipp vil ha en negativ innvirkning på verdsettelsen av Equinors olje- og gasseiendeler, men denne risikoen dempes delvis av Equinors nåværende anvendte interne karbonpris på USD 56 per tonn karbondioksid for alle potensielle prosjekter og investeringer. I land der den faktiske eller forventede karbonprisen er høyere (for eksempel i Norge der både en CO2-avgift og EUs handelssystem for utslipp gjelder), bruker Equinor den faktiske eller forventede kostnaden. Den norske regjeringen har i 2021 kunngjort sine intensjoner om å øke avgiften på CO2-utslipp fra 590 kroner per tonn til 2000 kroner per tonn innen 2030. Sammenlignet med Equinors estimater per 31. desember 2020 forventes det at kostnadsøkningen for Equinor for året 2030 vil være cirka 0,4 milliarder dollar før skatt. En slik økning vil påvirke bruksverdiberegningene som brukes til verdifallsvurderinger for eiendeler der denne avgiften gjelder.

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

Equinor har betydelige juridiske forpliktelser knyttet til nedstengning og fjerning av installasjoner ved utgangen av produksjonsperioden. Det krever skjønnsutøvelse og innebærer en iboende risiko for vesentlige justeringer å fastsette passende estimater for slike forpliktelser. Kostnadene knyttet til nedstengnings- og fjerningsaktivitetene krever oppdatering som følge av endringer i gjeldende regelverk og tilgjengelig teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Mesteparten av fjerningsaktivitetene vil finne sted mange år inn i framtiden, og teknologi og fjerningsutgifter er i konstant forandring. Hastigheten på omstillingen til ny gjenvinnbar energi kan også påvirke varigheten på produksjonen og dermed også tidspunktet for fjerningsaktivitetene. Estimatene inkluderer forutsetninger om hvilke krav, priser og tidsbruk på fjerningsaktivitetene som eksisterer på fjerningstidspunktet, hvilket kan variere betydelig avhengig av kompleksiteten i fjerningsaktivitetene. I tillegg kan endringer i diskonteringsrente og valutakurser påvirke estimatene i vesentlig grad. Både den første innregningen av en nedstengnings- og fjerningsforpliktelse med tilhørende balanseførte utgifter, og den etterfølgende justeringen av disse balansepostene, involverer dermed betydelig skjønn.

Inntektsskatt

Equinor betaler årlig betydelige beløp i skatt i ulike skattejurisdiksjoner verden rundt, og regnskapsfører betydelige endringer i utsatt skattefordel og utsatt skattegjeld. Det kan være usikkerhet knyttet til tolkning av gjeldende lover og forskrifter som angår tall i Equinors skattemeldinger, som rapporteres i et stort antall skatteregimer. I usikre skattesaker kan det ta flere år å fullføre diskusjonene med relevante skattemyndigheter eller å nå fram til en rettslig løsning for de aktuelle skatteposisjonene.

Bokførte beløp for inntektsskattebaserte eiendeler og forpliktelser er basert på Equinors fortolkning av gjeldende lover, forskrifter og relevante rettsavgjørelser. Kvaliteten på estimatene, inkludert det mest sannsynlige utfallet av usikre skattesaker, avhenger av korrekt anvendelse av til tider meget kompliserte regelverk, identifisering og implementering av endringer i regelverket, samt når det gjelder utsatte skattefordeler, ledelsens evne til å forutse framtidig inntjening fra aktiviteter der framførbare underskudd vil kunne redusere framtidig inntektsskatt.

Covid-19-pandemien har økt usikkerheten knyttet til å fastsette viktige forretningsmessige forutsetninger benyttet for å vurdere gjenvinnbarheten av utsatte skattefordeler gjennom tilstrekkelig fremtidig skattepliktig inntekt før retten til å benytte fremførbare underskudd utløper. Klimarelaterte forhold og overgangen til et karbonnøytralt globalt energiforbruk kan også påvirke Equinors fremtidige skattepliktige overskudd, og dermed evnen til å utnytte fremførte underskudd og innregning av utsatt skattefordel i visse skattejurisdiksjoner.

Avgifter og annen innkreving av myndighetene

Equinor har en global virksomhet, og disse aktivitetene er underlagt forskjellige indirekte skatter i ulike jurisdiksjoner over hele verden. I disse jurisdiksjonene kan myndighetene svare på global eller lokal utvikling, inkludert klimarelaterte forhold, ved å utstede nye lover eller andre forskrifter som fastsetter endringer i merverdiavgift, avgift på utslipp, toll eller andre avgifter som kan påvirke lønnsomheten og til og med levedyktigheten på Equinors virksomhet i den jurisdiksjonen. Equinor forsøker å begrense denne risikoen ved å bruke lokale juridiske representanter samt holde seg oppdatert med lovgivningen i jurisdiksjonene der aktiviteter utføres. Noen ganger oppstår juridiske tvister som følge av forskjell i tolkninger, og vi viser til note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler for en presentasjon av betingede forpliktelser som følge av slike rettslige prosesser.

3 Segmentinformasjon

Equinors virksomhet styres gjennom følgende forretningsområder: Utvikling & produksjon Norge (UPN), Utvikling & produksjon internasjonalt (DPI), Utvikling & produksjon Brasil (DPB), Utvikling & produksjon USA (DPUSA), Markedsføring, midtstrøm & prosessering (MMP), Nye energiløsninger (NES), Teknologi, prosjekter & boring (TPD), Leting (EXP) og Global strategi & forretningsutvikling (GSB).

Forretningsområdene Utvikling & produksjon er ansvarlige for den kommersielle utviklingen av olje- og gassporteføljen innenfor sine respektive geografiske områder: UPN på norsk sokkel, DPB i Brasil, DPUSA i USA og DPI for alle områder utenom UPN, DPB og DPUSA.

Leteaktiviteter forvaltes av et eget forretningsområde som har et globalt ansvar på tvers av konsernet for leting etter og vurdering av nye ressurser. Leteaktiviteter er allokert til og presentert i de respektive utviklings- og produksjonsområdene.

Teknologi, prosjekter og boring er ansvarlig for den globale prosjektporteføljen, brønnleveranser, ny teknologi og anskaffelser i hele Equinor. Aktivitetene er allokert til og presentert i de forretningsområdene som er mottaker av leveransene.

Forretningsområdet MMP er ansvarlig for markedsføring og handel av olje og gass (råolje, kondensat, våtgass (NGL), naturgass, flytende naturgass (LNG) og oljeprodukter), kraft og utslippsrettigheter, i tillegg til transport, prosessering og foredling av produktene ovenfor, drift av raffinerier, terminaler, prosesseringsanlegg og kraftverk og lavkarbonløsninger inkludert karbonfangst og – lagring som tidligere lå under forretningsområdet NES.

Forretningsområdet NES er ansvarlig for vindparker og andre fornybare energiløsninger.

Forretningsområdene DPI og DPB er slått sammen til ett rapporteringssegment: Leting & produksjon internasjonalt (E&P International). Sammenslåingen til ett rapporteringssegment er foretatt på grunnlag av likheter innenfor økonomiske karakteristika som inntektsutvikling, utvikling i netto resultat, langsiktig kapitalavkastning så vel som eiendelenes langsiktige og kapitalintensive natur og eksponering mot volatile råvarepriser for olje og gass, karakteristika av produkter, tjenester og produksjonsprosesser, samt kundesammensetning, distribusjonsmetoder og rammebetingelser. Rapporteringssegmentene Leting & produksjon Norge (E&P Norway), Leting og produksjon USA (E&P USA) og MMP utgjør henholdsvis forretningsområdene UPN, DPUSA og MMP. Forretningsområdene NES, GSB, TPD, EXP og konsernstaber og -tjenester er sammenslått i segmentet Andre da disse forretningsområdene er uvesentlige. Det meste av kostnadene i forretningsområdene GSB, TPD og EXP allokeres til rapporteringssegmentene E&P International, E&P Norway, E&P USA og MMP.

Fra andre kvartal 2020 endret Equinor den interne ledelsesoppfølgingen (KL), noe som påvirket sammensetningen av forretningsområder og rapporteringssegmenter. Equinors oppstrømsaktiviteter i USA ble fra andre kvartal rapportert særskilt. Da slik informasjon også ble vurdert som verdifull for regnskapsbrukerne, ble lete - og produksjonsaktiviteter i USA vurdert som et eget forretningsområde og rapporteringssegment. Tidligere var denne aktiviteten inkludert i forretningsområdet DPI og presentert som en del av rapporteringssegmentet E&P International. Den nye strukturen er presentert retrospektivt med omarbeidede sammenligningstall.

Kolonnen Elimineringer inkluderer elimineringer av internt salg og tilhørende urealisert fortjeneste, hovedsakelig fra salg av råolje og oljeprodukter. Salg mellom segmenter er basert på estimerte markedspriser.

Konsernregnskap

Nedenfor presenteres segmentdata for årene 2020, 2019 og 2018. Grunnlaget for segmentenes inntjening er Resultat før finansposter og skattekostnad. I tabellene under er utsatt skattefordel, pensjonsmidler og langsiktige finansielle poster ikke allokert til segmentene.

Grunnlaget for presentasjon av segmentene er IFRS, som for konsernet, unntatt IFRS 16 Leieavtaler og linjen Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer. Alle IFRS 16 Leieavtaler er presentert i segmentet Andre. Leiekostnaden for perioden er belastet de ulike segmentene basert på de underliggende leiebetalingene med en tilsvarende kreditering i segmentet Andre. Leiekostnader som er belastet lisenspartnere, er vist som annen inntekt i segmentet Andre. Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer i E&P og MMP-segmentene inkluderer de av periodens leiekostnader som er belastet aktiviteter som aktiveres med en tilsvarende negativ tilgang i segmentet Andre. Linjen Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer omfatter ikke bevegelser som gjelder endringer i fjerningsforpliktelser.

For regnskapsåret 2020	E&P	E&P
(i millioner USD)	Norway	International E&P	USA	MMP	Andre	Elimineringer	Sum

Eksternt salg, annet salg og andre inntekter	91	452	368	44.605	249	0	45.765
Salg mellom segmenter	11.804	3.183	2.247	309	4	(17.547)	0
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	(146)	0	31	168	0	53

Sum inntekter	11.895	3.489	2.615	44.945	421	(17.547)	45.818

Varekostnad	(0)	(72)	0	(38.072)	1	17.157	(20.986)
Andre kostnader og salgs- og administrasjonskostnader	(2.829)	(1.440)	(1.313)	(5.060)	419	685	(9.537)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(5.546)	(3.471)	(3.824)	(1.453)	(940)	0	(15.235)
Letekostnader	(423)	(2.071)	(990)	0	1	0	(3.483)

Sum driftskostnader	(8.798)	(7.054)	(6.127)	(44.586)	(519)	17.842	(49.241)

Resultat før finansposter og skattekostnad	3.097	(3.565)	(3.512)	359	(98)	296	(3.423)

Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og
egenkapitalkonsoliderte investeringer	4.851	2.608	1.068	190	1.044	0	9.761

Balanseinformasjon
Egenkapitalkonsoliderte investeringer	3	1.125	0	92	1.042	0	2.262
Segmentets øvrige anleggsmidler	35.833	17.329	12.376	4.147	4.135	0	73.820
Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene							13.704

Totale anleggsmidler							89.786

Konsernregnskap

For regnskapsåret 2019	E&P	E&P
(i millioner USD)	Norway	International (omarbeidet)	E&P USA (omarbeidet)	MMP	Andre	Elimineringer	Sum

Eksternt salg, annet salg og andre inntekter	1.048	1.685	441	60.491	527	0	64.194
Salg mellom segmenter	17.769	4.376	3.792	439	4	(26.379)	0
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	15	24	6	25	93	0	164

Sum inntekter	18.832	6.085	4.239	60.955	624	(26.379)	64.357

Varekostnad	(1)	(34)	0	(54.454)	(1)	24.958	(29.532)
Andre kostnader og salgs- og administrasjonskostnader	(3.284)	(1.684)	(1.668)	(4.897)	272	793	(10.469)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(5.439)	(2.228)	(4.133)	(600)	(804)	0	(13.204)
Letekostnader	(478)	(668)	(709)	0	0	0	(1.854)

Sum driftskostnader	(9.201)	(4.614)	(6.510)	(59.951)	(533)	25.750	(55.058)

Resultat før finansposter og skattekostnad	9.631	1.471	(2.271)	1.004	92	(629)	9.299

Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og
egenkapitalkonsoliderte investeringer	7.316	2.851	3.004	788	823	0	14.782

Balanseinformasjon
Egenkapitalkonsoliderte investeringer	3	321	0	90	1.028	0	1.442
Segmentets øvrige anleggsmidler	33.795	20.784	16.774	5.124	4.214	0	80.691
Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene							11.152

Totale anleggsmidler							93.285

Konsernregnskap

For regnskapsåret 2018	E&P	E&P
	Norway	International	E&P USA	MMP	Andre	Elimineringer	Sum
(i millioner USD)		(omarbeidet)	(omarbeidet)
Eksternt salg, annet salg og andre inntekter	588	2.758	423	75.487	45	0	79.301
Salg mellom segmenter	21.877	5.195	3.991	291	2	(31.355)	0
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	10	23	8	16	234	0	291

Sum inntekter	22.475	7.978	4.421	75.794	280	(31.355)	79.593

Varekostnad	2	(23)	(3)	(69.296)	(0)	30.805	(38.516)
Andre kostnader og salgs- og administrasjonskostnader	(3.270)	(1.569)	(1.437)	(4.377)	(288)	653	(10.286)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(4.370)	(2.394)	(2.198)	(215)	(72)	0	(9.249)
Letekostnader	(431)	(586)	(387)	0	0	0	(1.405)

Sum driftskostnader	(8.069)	(4.575)	(4.022)	(73.888)	(360)	31.458	(59.456)

Resultat før finansposter og skattekostnad	14.406	3.402	400	1.906	(79)	103	20.137

Fornybare eiendeler i Equinor blir i hovedsak regnskapsført etter egenkapitalmetoden og resultatet presenteres i rapporteringssegmentet Andre. Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer i forretningsområdet NES utgjorde 163 millioner USD i 2020, 95 millioner USD i 2019 og 234 millioner USD i 2018.

Se note 4 Oppkjøp og nedsalg for informasjon vedrørende transaksjoner som har påvirket segmentene.

Se note 10 Varige driftsmidler for informasjon om nedskrivninger og reversering av nedskrivinger som har påvirket segmentene.

Se note 11 Immaterielle eiendeler for informasjon om nedskrivninger og reversering av nedskrivinger som har påvirket segmentene.

Se note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler for informasjon vedrørende forpliktelser som har påvirket segmentene.

Geografisk inndeling av inntekter fra kundekontrakter

Equinor har aktivitet i mer enn 30 land. Ved geografisk inndeling av Eksternt salg, annet salg og andre inntekter for 2020, basert på landet hvor det juridiske selskapet som står for salget er hjemmehørende, henføres 80 % til norske selskaper og 14 % til selskaper i USA. For 2019 var tilsvarende fordeling 75 % til norske selskaper og 18 % til selskaper i USA og for 2018 henholdsvis 75 % og 18 %.

Anleggsmidler per land

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Norge	42.192	40.292
USA	13.172	17.776
Brasil	8.203	8.724
Storbritannia	4.398	5.657
Aserbajdsjan	1.683	1.598
Canada	1.527	1.672
Russland	973	447
Danmark	953	984
Algerie	808	915
Angola	725	1.564
Andre land	1.447	2.504

Sum anleggsmidler1)	76.082	82.133

1) Eksklusiv utsatt skattefordel, pensjonsmidler og langsiktige finansielle eiendeler.

Inntekter fra kundekontrakter og andre driftsinntekter

(i millioner USD)	2020	2019	2018

Råolje	24.509	33.505	40.948

Naturgass1)	7.213	11.281	14.070
- Europeisk gass	5.839	9.366	11.675
- Nordamerikansk gass	1.010	1.359	1.581
- Annet inkludert LNG	363	556	814

Raffinerte produkter	6.534	10.652	13.124
Flytende naturgass	5.069	5.807	7.167
Transport	1.083	967	1.033
Annet salg	681	445	903

Sum inntekter fra kundekontrakter	45.088	62.657	77.246

Over/underløfting			137
Skatt betalt i form av produserte mengder	93	344	865
Råvarederivater oppgjort med fysisk leveranse2)	209	(1.086)	488
Gevinst/(tap) på råvarederivater	108	732	(216)
Andre inntekter	256	265	36
Sum andre driftsinntekter	665	254	1.309
Salgsinntekter	45.753	62.911	78.555

1) Retrospektivt anvendt oppdelingen av Naturgass-inntekter i konsernregnskapet 2018.

2) Retrospektivt reklassifisert Råvarederivater oppgjort med fysisk leveranse til Sum andre inntekter, tidligere presentert som Naturgass inkludert i Sum inntekter fra kundekontrakter og andre inntekter i konsernregnskapet 2018.

Konsernregnskap

4 Oppkjøp og nedsalg

2020

Landbasert oppkjøp I Russland

I fjerde kvartal 2020 gjennomførte Equinor en transaksjon med Rosneft for kjøp av en 49 % andel i aksjeselskapet LLC KrasGeoNaC (KGN) som har tolv konvensjonelle landbaserte lete- og produksjonslisenser i Øst-Sibir. Kontantvederlaget på gjennomføringstidspunktet, inkludert justeringer for interimperioden, var 384 millioner USD. I tillegg til kontantvederlaget innregnet Equinor et betinget vederlag på 145 millioner USD knyttet til fremtidige leteutgifter. Det totale kjøpsvederlaget på 529 millioner USD er bokført i henhold til egenkapitalmetoden på linjen Egenkapitalkonsoliderte investeringer, og inngår i segmentet E&P International.

Som del av avtalen terminerte Equinor sine leteforpliktelser i Okhotskhavet, og har dermed ikke ytterligere forpliktelser i det området. De tidligere forpliktelsene i Okhotskhavet er regnskapsført i Konsernresultatregnskapet med en estimert virkelig verdi på 166 millioner USD. Beløpet er belastet Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden i segmentet E&P International.

Nedsalg av 10 % eierinteresse i Doggerbank Vindfarm A og B

I fjerde kvartal 2020 inngikk Equinor en avtale med Eni om å selge en 10 % eierinteresse i Doggerbank Vindfarm A og B-eiendelene i Storbritannia for et totalvederlag på omtrent 202,5 millioner GBP (273 millioner USD). Avtalen var sluttført 26 februar 2021 og vederlag inkludert endelige justeringer utgjør 206.4 millioner GBP. Bokført verdi av eiendelene som selges er uvesentlig og klassifisert som holdt for salg. Ved gjennomføring av transaksjonen, vil de totale aksjeandelene i Doggerbank A og Doggerbank B være: SSE (40 %), Equinor (40 %) og Eni (20 %). Etter gjennomført transaksjon i 2021, vil gevinsten inngå i linjen Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet i driftssegmentet NES, som er inkludert i segmentet Andre. Se note 26 Hendelser etter balansedagens utløp for ytterligere informasjon.

Bakken landbasert skiferoljefelt

Det landbaserte skiferoljefeltet Bakken er klassifisert som holdt for salg. Eiendeler og forpliktelser knyttet til Bakken-feltet inngår i rapporteringssegmentet E&P USA. Sammen med sin rådgiver har Equinor aktivt markedsført Bakken for salg, og en salgsavtale ble inngått 9. februar 2021, se note 26 Hendelser etter balansedagens utløp. Equinor har innregnet en nedskrivning til estimert virkelig verdi, se note 3 Segmentinformasjon.

Avhendelse av ikke-operert andel i Empire Wind og Beacon Wind-eiendelene i USA

I tredje kvartal 2020 inngikk Equinor en avtale med BP om å selge 50 % av den ikke-opererte andelen av Empire Wind og Beacon Windeiendelene for et totalt vederlag før justering på 1,1 milliarder USD, der 500 millioner USD er forskuddsbetalt ved utløpet av 2020, og bokført på linjene Betalingsmidler og Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger i Konsernbalansen. Ved denne transaksjonen har de to selskapene etablert et strategisk partnerskap for videre vekst innen havvind i USA. I etterkant av transaksjonen fortsetter Equinor som operatør med 50 % eierandel. Eierandelen på 100 % er reklassifisert som holdt for salg. Etter transaksjonen vil Equinor innregne eiendelen som en felleskontrollert virksomhet i henhold til egenkapitalmetoden. Transaksjonen ble gjennomført 29. januar 2021 og gevinsten knyttet til de solgte andelene bokført. Se note 26 Hendelser etter balansedagens utløp for ytterligere informasjon. Ved gjennomføring av transaksjonen inngår gevinsten i linjen Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet i driftssegmentet NES som er inkludert i segmentet Andre.

Avhendelse av gjenværende aksjer i Lundin

I andre kvartal 2020 solgte Equinor sin gjenværende (4,9 %) aksjepost i Lundin Energy AB (tidligere Lundin Petroleum AB). Vederlaget var 3,3 milliarder SEK (0,3 milliarder USD) som ga et tap i andre kvartal på 0,1 milliarder USD i Konsernresultatregnskapet, innregnet i linjen Renteinntekter og andre finansielle poster.

Investering i eierinteresse på land i Argentina

I første kvartal 2020 gjennomførte Equinor avtalen om kjøp av en 50 % eierinteresse i SPM Argentina S.A (SPM) fra Schlumberger Production Management Holding Argentina B.V. Shell kjøpte den resterende 50 % eierinteressen i SPM. SPM eier 49 % i Bandurria Surblokken på land i Argentina, og blokken er i pilotfasen av utbyggingen. Vederlag inkludert endelige justeringer utgjør 187 millioner USD. I andre kvartal økte Equinor sin eierinteresse i Bandurria Sur med 5,5 % til i alt 30 % for et endelig vederlag på 44 millioner USD. Investeringen i SPM innregnes i henhold til egenkapitalmetoden som en felleskontrollert virksomhet, og inngår i segmentet E&P International.

2019

Salg av aksjer i Arkona havvind-park

I fjerde kvartal 2019 solgte Equinor 25 % av aksjene i AWE-Arkona-Windpark Entwicklunds-GMBH til EIP Offshore Wind Germany I Holding GMBH for totalt 475 millioner EUR (526 millioner USD) inkludert oppgjør for interimsperioden. Etter transaksjonen eier Equinor 25 % av aksjene i Arkona havvindpark. RWE Renewables vil fortsatt være operatør med 50 % eierinteresse. En gevinst på 212 millioner USD har blitt regnskapført under linjen Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet i segmentet Andre.

Salg av eierinteresser i Eagle Ford-eiendelen på land i USA

I fjerde kvartal 2019 gjennomførte Equinor et salg av alle sine eierinteresser i den landbaserte Eagle Ford-eiendelen. I salget inngikk Equinors aksjer i Edwards Lime Gathering LLC. Totalt vederlag utgjorde 352 millioner USD. Et uvesentlig tap har blitt regnskapsført under linjen Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet. Tapet er regnskapsført i segmentet E&P USA.

Kjøp av eierinteresser i Caeser Tonga-feltet i Mexicogolfen

I tredje kvartal 2019 mottok Equinor myndighetsgodkjennelse og gjennomførte forkjøpsretten til ytterligere 22,45 % eierinteresse i Caeser Tonga-oljefeltet fra Shell Offshore Inc. Det totale vederlaget, inkludert vederlag for interimsperioden, var 813 millioner USD i kontanter. Eiendelene og gjelden for de kjøpte eierinteressene er regnskapsført etter prinsippene i IFRS 3 Virksomhetssammenslutninger. Kjøpet medførte økte eiendeler på 850 millioner USD og økt gjeld på 37 millioner USD. Transaksjonen økte Equinors eierinteresse fra 23,55 % til 46,00 %. Transaksjonen ble regnskapsført i segmentet E&P USA.

Kjøp av eierinteresser i Johan Sverdrup-feltet og salg av aksjer i Lundin Petroleum AB

I tredje kvartal 2019 inngikk Equinor en avtale om å selge 16 % av aksjene i Lundin Energy AB (Lundin) mot en direkte eierinteresse på 2,6 % i Johan Sverdrup-feltet i tillegg til et kontantvederlag. Vederlaget for aksjene i Lundin var 14.510 millioner SEK (1.508 millioner USD) på gjennomføringstidspunktet, mens vederlaget for eierinteressene i Johan Sverdrup var 981 millioner USD inkludert oppgjør for interimsperioden.

Salget av aksjene i Lundin ble gjennomført 5. august 2019 og Equinor regnskapsførte en gevinst på 837 millioner USD, inkludert resirkulering av gevinster/tap som tidligere var ført mot egenkapitalen og en endring av virkelig verdi på de gjenværende 4,9 % av aksjene (etter at Lundin innløste de kjøpte aksjene). Gevinsten knyttet til salget er presentert på linjen Andre inntekter i segmentet E&P Norway.

Etter salget ble de gjenværende aksjene regnskapsført til virkelig verdi med verdiendringer over Konsernresultatregnskapet og klassifisert som langsiktige Finansielle investeringer i Konsernbalansen.

Kjøpet av 2,6 % eierinteresse i Johan Sverdrup-feltet ble gjennomført den 30. august 2019. De kjøpte eierinteressene ble regnskapsført etter prinsippene i IFRS 3 Virksomhetssammenslutninger. Kjøpet medførte økte eiendeler på 1.580 millioner USD, inkludert goodwill på 612 millioner USD, økt utsatt skatt på 612 millioner USD og andre endringer på 13 millioner USD. Kjøpet er regnskapsført i segmentet E&P Norway.

Begge transaksjonene er fritatt for skatt.

Bytte av eierandeler i Norskehavet og i Nordsjø-området på norsk sokkel

I andre kvartal 2019 gjennomførte Equinor og Faroe Petroleum en byttetransaksjon i Norskehavet og i Nordsjø-området på norsk sokkel. Byttet hadde ingen kontanteffekt på den effektive datoen som var 1. januar 2019. Eiendelen og gjelden relatert til de kjøpte eierinteressene er regnskapsført etter prinsippene i IFRS 3 Virksomhetssammenslutninger. Kjøpet medførte økte eiendeler på 280 millioner USD, herav goodwill på 82 millioner USD og økt gjeld på 97 millioner USD. I tredje kvartal 2019 var kjøpsallokeringen endelig uten vesentlige endringer fra den opprinnelige oppkjøpsallokeringen. En gevinst på 137 millioner USD på de solgte eierinteressene ble regnskapsført på linjen Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet. Transaksjonen er unntatt fra skatteplikt og er regnskapsført i segmentet E&P Norway.

Kjøp og salg av Equinor-opererte eierinteresser i Bacalhau-feltet (tidligere Carcara) i Brasil

I andre kvartal 2019 gjennomførte Equinor og Barra Energia (Barra) en transaksjon hvor Equinor kjøpte Barras 10 % eierandel i BM-S-8 lisensen i det brasilianske Santos-bassenget. Ved gjennomføringen solgte Equinor 3,5 % til ExxonMobil og 3 % til Galp for å få like eierandeler i BM-S-8 og Bacalhou (tidligere Carcara Nord). Det totale vederlaget for Barras' 10 % eierandel var 415 millioner USD, og kjøpet ble regnskapsført som et eiendelskjøp. Det totale vederlaget for de solgte eierandelene er på samme vilkår som de kjøpte eierandelene og utgjør 269 millioner USD. Verdien av netto kjøpte leteeiendeler medførte en økning i immaterielle eiendeler på 146 millioner USD på transaksjonstidspunktet. Netto kontantvederlag fra transaksjonen er 101 millioner USD. Transaksjonen er regnskapsført i segmentet E&P International.

Kjøp av eierinteresser i Rosebank-feltet i UK

I første kvartal 2019 inngikk Equinor en avtale om kjøp av Chevrons 40 % operatørandel i Rosebank-prosjektet. Equinor betalte et kontantvederlag på 71 millioner USD på gjennomføringstidspunktet, og det vil bli foretatt en endelig justering. Betalingen av gjenværende vederlag er avhengig av at visse betingelser inntreffer, og er regnskapsført til virkelig verdi på transaksjonsdatoen. Transaksjonen er regnskapsført som et eiendelskjøp. Den virkelige verdien av den kjøpte lete-eiendelen er regnskapsført i segmentet E&P International.

Kjøp av 100 % av aksjene i Danske Commodities

I første kvartal 2019 gjennomførte Equinor an avtale om kjøp av 100 % av aksjene i det danske energihandelsselskapet Danske Commodities (DC) for et kontantvederlag på 465 millioner EUR (535 millioner USD). I tillegg regnskapsførte Equinor på transaksjonsdagen en ubetydelig gjeldspost til virkelig verdi, knyttet til et betinget vederlag som er avhengig av DCs resultater. Eiendeler og gjeld knyttet til kjøpet er regnskapsført i samsvar med IFRS 3 Virksomhetssammenslutninger. Kjøpet medførte en økning av Equinors anleggsmidler på 13 millioner USD, omløpsmidler på 836 millioner USD, kortsiktig gjeld på 749 millioner USD og utsatt skatt på 2 millioner

Konsernregnskap

USD. Transaksjonen har blitt regnskapsført i segmentet MMP og resulterte i en goodwill på 437 millioner USD som reflekterer forventede synergier ved oppkjøpet, kompetanse og tilgang til energimarkeder. I fjerde kvartal 2019 ble oppkjøpsallokeringen ferdigstilt og medførte ingen vesentlige endringer i forhold til opprinnelig regnskapsføring.

Kjøp av Beacon Wind havvind-lisens i USA

I første kvartal 2019 betalte Equinor vinnerbudet på 135 millioner USD på en auksjon for rettigheten til å utvikle en vindfarm innenfor en havvind-lisens OCS-A 0520, i et havområde utenfor delstaten Massachusetts. Transaksjonen er regnskapsført som et eiendelskjøp i segmentet Andre som en økning av immaterielle eiendeler.

2018

Salg av to funn på norsk sokkel

I fjerde kvartal 2018 gjennomførte Equinor salget av en operatørandel på 77,8 % i King Lear-funnet på den norske sokkelen til Aker BP for et samlet beløp på 250 millioner USD, og en partneroperert andel i Tommeliten-funnet til PGNiG for et samlet beløp på 220 millioner USD. En gevinst på 449 millioner USD ble inntektsført og presentert på linjen Andre inntekter i segmentet E&P Norway i Konsernresultatregnskapet. Transaksjonen var unntatt fra skatteplikt i henhold til det norske regelverket for norsk petroleumsskatt.

Kjøp og salg av Equinor-opererte eierinteresser i Bacalhau-feltet (tidligere Carcara) i Brasil

I fjerde kvartal 2016 kjøpte Equinor en 66 % operatørandel i den brasilianske lisensen BM–S–8 i Santos-bassenget utenfor kysten av Brasil fra Petróleo Brasileiro S.A. ("Petrobras"). Verdien av de kjøpte leterettighetene medførte en økning i immaterielle eiendeler med 2.271 millioner USD på gjennomføringstidspunktet.

I fjerde kvartal 2017 leverte et konsortium bestående av Equinor (operatør, 40 %), ExxonMobil (40 %) og Galp (20 %) vinnerbudet (67,12 % av «profit oil») for Bacalhou-lisensen (tidligere Carcara Nord) i Santos-bassenget. Equinors andel av den forhåndsbestemte signaturbonusen som ble betalt av konsortiet i desember 2017 var 350 millioner USD og ble regnskapsført som en immateriell eiendel.

I fjerde kvartal 2017 kjøpte Equinor eierandelen på 10 % som Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) hadde i lisensen BM–S–8 i Santos-bassenget og økte den samlede operatørandelen til 76 %. Verdien av de kjøpte leterettighetene økte de immaterielle eiendelene med 362 millioner USD på transaksjonsdatoen.

I andre kvartal 2018 fullførte Equinor nedsalget på 39,5 % av sin andel på 76 % i BM-S-8, avtalt i oktober 2017. 36,5 % eierandel i lisensen ble solgt til ExxonMobil og 3 % til Galp for et samlet vederlag på 1.493 millioner USD. Transaksjonen hadde ingen effekt på Konsernresultatregnskapet. Kontantstrøm fra salget var 1.016 millioner USD. Transaksjonene ble regnskapsført i segmentet E&P International.

Oppkjøp av andeler i Roncador-feltet i Brasil

I andre kvartal 2018 inngikk Equinor en avtale med Petrobras om å kjøpe en andel på 25 % av Petrobras' andel i Roncador, et oljefelt i Campos-bassenget i Brasil. Et kontantvederlag på 2,133 millioner USD ble betalt, i tillegg ble det avsatt for et betinget vederlag på 392 millioner USD. Eiendeler og gjeld knyttet til den oppkjøpte delen av Roncador-feltet ble regnskapsført basert på prinsippene i IFRS 3 Virksomhetssammenslutninger. Transaksjonen medførte at Equinors varige driftsmidler økte med 2.550 millioner USD, immaterielle eiendeler med 392 millioner USD og avsetninger med 808 millioner USD. Allokeringen av oppkjøpsprisen ble ferdigstilt i annet kvartal 2019 uten vesentlige endringer i forhold til opprinnelig oppkjøpsanalyse. Eierne har felles kontroll over virksomheten og virksomhetsaktiviteter innregnes linje for linje i tråd med Equinors eierandel. Kjøpet ble regnskapsført i segmentet E&P International.

Kjøp av eierinteresser i Martin Linge-feltet og Garantiana-funnet

I første kvartal 2018 gjennomførte Equinor og Total en avtale om kjøp av Totals eierandeler i Martin Linge-feltet (51 %) og Garantianafunnet (40 %) på norsk sokkel. Equinors eierandel i Martin Linge-feltet økte fra 19 % til 70 %. Equinor betalte et kontantvederlag på 1.541 millioner USD til Total og overtok som operatør i begge. Eiendeler og gjeld knyttet til den oppkjøpte delen av Martin Linge-feltet og Garantiana-funnet ble regnskapsført i henhold til prinsippene i IFRS 3 Virksomhetssammenslutninger. Transaksjonen medførte at Equinors varige driftsmidler økte med 1.418 millioner USD, immaterielle eiendeler med 116 millioner USD, goodwill med 265 millioner USD, utsatt skatt med 265 millioner USD og øvrige eiendeler med 7 millioner USD. Eierne har felles kontroll, og Equinor innregner fortsatt linje for linje i tråd med Equinors nye eierandel. Kjøpet ble regnskapsført i segmentet E&P Norway.

Kjøp av Cobalt International Energys andel i North Platte-funnet i Mexicogolfen

I første kvartal 2018 leverte Equinor og Total et felles vinner-bud i en konkursauksjon for Cobalts eiendeler i North Platte-funnet med en samlet kjøpesum på 339 millioner USD. Kjøpet ble sluttført i april 2018. Etter dette har Total operatørskapet og en andel på 60 % i North Platte mens Equinor har en andel på 40 %. Verdien av de kjøpte leterettighetene har blitt regnskapsført i segmentet E&P USA og medførte at verdien av de immaterielle eiendelene økte med 246 millioner USD. I tillegg inkluderer kjøpesummen et betinget vederlag begrenset oppad til 20 millioner USD.

5 Finansiell risiko- og kapitalstyring

Generell informasjon relevant for finansiell risiko

Equinors forretningsaktiviteter medfører eksponering for finansiell risiko. Equinor benytter en helhetlig tilnærming til vurdering og styring av risiko, ved å ta hensyn til relevante korrelasjoner på porteføljenivå mellom de viktigste markedsrisikoene og de naturlige sikringene i Equinors portefølje. Denne tilnærmingen gir Equinor mulighet til å redusere antallet sikringstransaksjoner og dermed redusere transaksjonskostnader og unngå sub-optimalisering.

Konsernrisikokomiteen som ledes av konserndirektør for økonomi og finans (CFO), er ansvarlig for Equinors overordnede risikostyring og å foreslå passende risikoutjevnende tiltak på konsernnivå. Dette omfatter også å evaluere Equinors finansielle risiko.

Finansiell risiko

Equinors aktiviteter eksponerer Equinor for markedsrisiko (inkludert råvareprisrisiko, valutarisiko, renterisiko og aksjeprisrisiko), likviditetsrisiko og kredittrisiko.

Markedsrisiko

Equinor opererer i verdensmarkedene for råolje, raffinerte produkter, naturgass og kraft, og er eksponert for markedsrisikoer knyttet til endringer i prisene på hydrokarboner, valutakurser, rentesatser og kraftpriser som kan påvirke inntekter og kostnader ved drift, investeringer og finansiering. Risikoene styres hovedsakelig på kortsiktig basis, med fokus på hvordan Equinor best kan oppnå optimal risikojustert avkastning innenfor gitte fullmakter. Langsiktige eksponeringer styres på konsernnivå, mens kortsiktige eksponeringer generelt styres ut fra handelsstrategier og mandater. Fullmakter i handelsorganisasjoner innen råolje, raffinerte produkter, naturgass og kraft er relativt små sammenlignet med Equinors totale markedsrisiko.

For mer informasjon om sensitivitetsanalyse av markedsrisiko, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Råvareprisrisiko

Equinors mest betydelige langsiktige råvarerisiko (olje og naturgass) er relatert til framtidige markedspriser hvor Equinors risikopolicy er å være eksponert for både positive og negative prisbevegelser. For å styre kortsiktig råvareprisrisiko blir det inngått råvarebaserte derivatkontrakter som inkluderer futures, opsjoner, ikke-børsnoterte (over-the-counter - OTC) terminkontrakter, og ulike typer bytteavtaler knyttet til råolje, petroleumsprodukter, naturgass og kraft. Equinors bilaterale gassalgsportefølje er eksponert mot ulike prisindekser og mot en kombinasjon av lange og kortsiktige prispunkter.

Derivater knyttet til råolje og raffinerte petroleumsprodukter har normalt løpetid på under ett år, og handles hovedsakelig på Inter Continental Exchange (ICE) i London, på New York Mercantile Exchange (NYMEX), i det ikke-børsnoterte (OTC) Brent-markedet og i markeder for bytteavtaler knyttet til råolje og raffinerte produkter. Derivater knyttet til naturgass og kraft har normalt løpetid på under tre år, og er hovedsakelig OTC fysiske terminkontrakter og opsjoner, NASDAQ OMX Oslo terminkontrakter, samt NYMEX og ICE futures.

Valutarisiko

Equinors kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter relatert til olje- og gassalg, driftsutgifter og investeringer er hovedsakelig i USD, mens skatt og utbytte til aksjonærer på Oslo Børs, samt en andel av driftsutgifter og investeringer er i norske kroner. Equinors valutastyring er derfor hovedsakelig knyttet til å sikre betalinger i norske kroner. Dette betyr at Equinor regelmessig kjøper norske kroner, hovedsakelig i spotmarkedet, men også ved bruk av konvensjonelle derivatinstrumenter med levering på et framtidig tidspunkt.

Renterisiko

Obligasjonslånene er vanligvis utstedt med fast rente i ulike lokale valutaer (blant annet USD, EUR og GBP) og blir normalt konvertert til flytende USD-obligasjonslån ved å benytte rente- og valutabytteavtaler. Equinor styrer renterisiko på obligasjonsgjeld basert på risikoog avkastningshensyn fra et helhetlig risikostyringsperspektiv. Dette betyr at andelen fast/flytende renteeksponering kan variere over tid. For mer detaljert informasjon om Equinors langsiktige gjeldsportefølje se note 18 Finansiell gjeld.

Aksjeprisrisiko

Equinors forsikringsselskap (captive) eier børsnoterte aksjer som en del av sin portefølje. I tillegg har Equinor noen andre noterte og ikke noterte aksjer som hovedsakelig eies for langsiktige strategiske formål. Ved å eie disse eiendelene er konsernet eksponert for aksjeprisrisiko, definert som risikoen for reduksjon i aksjeprisen, som kan medføre en reduksjon i den bokførte verdien av Equinors eiendeler innregnet i balansen. Risikoen i porteføljen eid av Equinors forsikringsselskap er styrt og har som må å opprettholde en moderat risikoprofil, gjennom geografisk diversifisering og bruk av brede referanseindekser.

Likviditetsrisiko

Likviditetsrisiko er risikoen for at Equinor ikke er i stand til å gjøre opp sine finansielle forpliktelser når de forfaller. Formålet med likviditetsstyring er å sikre at Equinor til enhver tid har tilstrekkelige midler tilgjengelig for å dekke sine finansielle forpliktelser.

Konsernregnskap

Equinors største utbetalinger inkluderer kvartalsvise utbyttebetalinger og seks årlige betalinger av norsk petroleumsskatt. Hvis prognosen for likviditetsutvikling viser at likvide eiendeler er under definerte minimumsnivåer, vil opptak av langsiktig finansiering bli vurdert.

Kortsiktige finansieringsbehov blir vanligvis dekket av 5,0 milliarder USD via US Commercial Paper Programme (CP) som er dekket av en rullerende kredittfasilitet på 5,0 milliarder USD, støttet av Equinors 21 viktigste kjernebanker, med forfall i 2022. Kredittfasiliteten er ubrukt per 31. desember 2020 og gir sikker tilgang til finansiering, understøttet av beste mulige kortsiktige rating.

For langsiktig finansiering bruker Equinor alle de største kapitalmarkedene (USA, Europa og Asia). Equinors policy er å ha en forfallsstruktur der nedbetaling ikke overstiger 5 % av sysselsatt kapital i hvert av de nærmeste fem år. Equinors langsiktige gjeld har en vektet gjennomsnittlig løpetid på cirka ti år. I 2020 har vi sett volatile finansmarkeder, og da spesielt i første halvdel av året. Som en følge av et betydelig fall i oljepriser og hurtig utvikling i covid-19 pandemien, besluttet Equinor å utstede flere obligasjonslån i 2020.

For mer informasjon om Equinors langsiktige gjeld, inkludert oversikt over utstedte obligasjonslån i 2020, se note 18 Finansiell gjeld.

Tabellen nedenfor viser forfallsprofilen til Equinors finansielle forpliktelser basert på udiskonterte kontraktsmessige kontantstrømmer.

			31. desember
		2020			2019
(i millioner USD)	Finansielle forpliktelser	Leieavtaler	Finansielle derivater	Finansielle forpliktelser	Leieavtaler	Finansielle derivater

År 1	13.388	1.220	1.262	13.388	1.210	204
År 2 og 3	5.528	1.598	75	4.370	1.483	606
År 4 og 5	6.489	772	264	6.238	673	175
År 6 til 10	12.401	752	269	8.449	892	479
Etter 10 år	14.614	162	425	10.567	349	370

Totalt spesifisert	52.421	4.504	2.294	43.012	4.607	1.835

Kredittrisiko

Kredittrisiko er risikoen for at Equinors kunder eller motparter kan påføre Equinor finansielle tap ved ikke å overholde sine forpliktelser. Kredittrisiko oppstår gjennom kreditteksponering knyttet til kundefordringer samt fra finansielle investeringer, finansielle derivater og innskudd i finansinstitusjoner.

Før transaksjoner inngås med nye motparter, krever Equinors kredittpolitikk at motpartene er formelt identifisert og er tildelt en intern kredittrating. Den interne kredittratingen reflekterer Equinors vurdering av motpartens kredittrisiko, og er basert på kvantitative og kvalitative analyser av finansiell og annen relevant forretningsinformasjon. Alle etablerte motparter revurderes jevnlig.

Equinor bruker risikobegrensende instrumenter for å redusere og kontrollere kredittrisiko, både per motpart og på porteføljenivå. De viktigste instrumentene er bank- og morselskapsgarantier, forskuddsbetalinger og depositum.

Equinor har forhåndsdefinerte grenser for porteføljens løpende absolutte kredittrisiko samt for maksimal kreditteksponering for den enkelte motpart. Porteføljen overvåkes regelmessig, og den enkelte motparts eksponering kontrolleres daglig i forhold til etablert kredittgrense. Equinors totale kredittportefølje er geografisk diversifisert på en rekke motparter innen olje- og energisektoren, i tillegg til større olje- og gassbrukere samt finansielle motparter. Størstedelen av Equinors eksponering er med selskaper med "investment grade" rating.

Tabellen nedenfor viser Equinors balanseførte verdi av finansielle eiendeler og finansielle derivater inndelt etter Equinors vurdering av motpartens kredittrisiko. 2 % av kundefordringer og andre fordringer har forfalt med 30 dager og mer. De forfalte fordringene består hovedsakelig av joint venture-fordringer i påvente av avklaring av disputter knyttet til eierandelinteresser fra partnere innen ukonvensjonelle operasjoner i USA. Avsetninger basert på forventet kredittapsmodell er gjort for å dekke forventede tap. Kun ikkebørsnoterte instrumenter er inkludert i finansielle derivater.

(i millioner USD)	Langsiktige finansielle fordringer	Kundefordringer og andre fordringer	Langsiktige finansielle derivater	Kortsiktige finansielle derivater

31. desember 2020
Investment grade med klassifisering A eller høyere	211	1.954	1.850	465
Annen investment grade	24	2.288	478	287
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert	262	3.176	148	134

Sum finansielle eiendeler	497	7.418	2.476	886
31. desember 2019
Investment grade med klassifisering A eller høyere	682	2.089	962	201
Annen investmentgrade1)	80	2.409	358	270
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert1)	296	2.876	44	107

Sum finansielle eiendeler	1.057	7.374	1.365	578

1) På grunn av en endring i klassifisering av investment grade, har linjene Annen investment grade og Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert blitt reklassifisert for 2019. Under Kundefordringer og andre fordringer, Langsiktige finansielle derivater og Kortsiktige finansielle derivater, har de respektive beløpene 2.368 millioner USD, 44 millioner USD og 98 millioner USD blitt flyttet fra Annen investment grade til Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert.

For mer informasjon vedrørende Kundefordringer og andre fordringer, se note 15 Kundefordringer og andre fordringer.

Per 31. desember 2020 er 1.704 millioner USD innkrevd som sikkerhetsstillelse for å redusere deler av Equinors kreditteksponering. Per 31. desember 2019 var 585 millioner USD innkrevd som sikkerhetsstillelse. Sikkerhetsstillelsen er kontanter mottatt som sikkerhet for å redusere kreditteksponering i tilknytning til positive virkelige verdier fra rentebytteavtaler, rente-valutabytteavtaler og valutabytteavtaler. Kontanter er innkrevd som sikkerhet i samsvar med hovedavtaler med ulike motparter når den positive virkelige verdien for de ulike swappene er over en avtalt grense.

I henhold til vilkår i ulike nettooppgjørsordninger for finansielle derivater er det per 31. desember 2020 utlignet 3.738 millioner USD, mens 387 millioner USD presentert som finansielle forpliktelser ikke oppfyller kriteriene for motregning. Per 31. desember 2019 var 1.661 millioner USD utlignet, mens 603 millioner USD ikke var utlignet. Mottatt sikkerhetstillelse og ikke utlignet beløp under nettooppgjørsavtaler reduserer kreditteksponeringen for finansielle derivater presentert i tabellen ovenfor, da de ved en eventuell misligholdssituasjon for motparten kan kreves nettooppgjort. For kundefordringer og andre fordringer under liknende nettooppgjørsordninger er det per 31. desember 2020 utlignet 1.684 millioner USD mens det per 31. desember 2019 var utlignet 1.309 millioner USD.

Konsernregnskap

Kapitalstyring

Hovedmålene med Equinors kapitalstyringspolitikk er å opprettholde en sterk finansiell posisjon og sikre tilstrekkelig økonomisk fleksibilitet. Equinors fokus er å opprettholde kredittvurderingen i A-kategorien på frittstående basis (unntatt løft for eierskap av den norske stat). Equinors nåværende langsiktige kredittvurdering er AA- med negative utsikter (inkludert ett punkt løft) fra S&P, og Aa2 med negative utsikter (inkludert to punkter løft) fra Moody's. For å kunne overvåke Equinors finansielle robusthet fra dag til dag brukes non-GAAPmåltallet netto justert rentebærende gjeld (ND) over sysselsatt kapital (CE).

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Netto justert rentebærende gjeld, inkludert gjeld tilknyttet leieavtaler (ND1)	20.121	17.219
Netto justert rentebærende gjeld (ND2)	15.716	12.880
Sysselsatt kapital, inkludert gjeld tilknyttet leieavtaler (CE1)	54.012	58.378
Sysselsatt kapital (CE2)	49.608	54.039
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert, inkludert gjeld tilknyttet leieavtaler (ND1/CE1)	37,3%	29,5%
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert (ND2/CE2)	31,7%	23,8%

ND1 er definert som selskapets kortsiktige og langsiktige finansielle forpliktelser fratrukket kontantbeholdning og kortsiktige finansielle plasseringer, justert for innkalt margin og for likviditetsposisjoner fra konsernets forsikringsselskap (henholdsvis 627 millioner USD og 791 millioner USD i 2020 og 2019). Sysselsatt kapital (CE1) er definert som selskapets totale egenkapital (inkludert minoritetsinteresser) og ND1. ND2 er definert som ND1 justert for leieforpliktelser (henholdsvis 4.405 millioner USD og 4.339 millioner USD i 2020 og 2019). Sysselsatt kapital (CE2) er definert som selskapets totale egenkapital (inkludert minoritetsinteresser) og ND2.

6 Godtgjørelse

	For regnskapsåret
(i millioner USD, unntatt gjennomsnittlig antall ansatte)	2020	2019	2018

Lønnskostnader1)	2.625	2.766	2.863
Pensjonskostnader2)	432	446	463
Arbeidsgiveravgift	368	413	409
Andre lønnskostnader og sosiale kostnader	283	330	318

Sum lønnsrelaterte kostnader	3.707	3.955	4.052

Gjennomsnittlig antall ansatte3)	21.700	21.400	20.700

1) Lønnskostnader inneholder bonuser, sluttpakker og kostnader i forbindelse med utstasjonering i tillegg til grunnlønn.

2) Se note 19 Pensjon

3) Deltidsansatte utgjør 2 % for 2020, 4 % for 2019 og 3 % for 2018.

Lønnsrelaterte kostnader er akkumulert i kostnadspooler og delvis viderebelastet partnerne i Equinor-opererte lisenser basert på påløpte timer.

Kompensasjon til styret og konsernledelsen

	For regnskapsåret
(i tusen USD)1)	2020	2019	2018

Kortsiktige ytelser	8.986	10.958	12.471
Pensjonsytelser	589	661	667
Andre langsiktige ytelser	14	18	21
Aksjebasert avlønning	119	147	197

Sum ytelser	9.708	11.782	13.356

1) Alle beløp i tabellen er presentert basert på opptjening i perioden.

For detaljer vedrørende godtgjørelse til konsernledelsen, se note 4 Godtgjørelse i selskapsregnskapet til Equinor ASA.

Per 31. desember 2020, 2019 og 2018 var det ikke gitt lån til medlemmer av styret eller konsernledelsen.

Aksjebasert avlønning

Equinors aksjespareprogram gir de ansatte muligheten til å kjøpe aksjer i Equinor gjennom månedlige lønnstrekk og tilskudd fra Equinor. Dersom aksjene beholdes i kjøpsåret samt i de to påfølgende hele kalenderår med sammenhengende ansettelse i Equinor, vil de ansatte bli tildelt en bonusaksje for hver aksje de har kjøpt.

Beregnet kostnad for Equinor i 2020-, 2019- og 2018-programmene, inkludert tilskudd fra Equinor og arbeidsgiveravgift, utgjør henholdsvis 74 millioner USD, 73 millioner USD og 72 millioner USD. Beregnet kostnad for Equinor for 2021-programmet (avtaler inngått i 2020) utgjør 79 millioner USD. Gjenstående beløp per 31. desember 2020, som skal kostnadsføres over programmenes resterende opptjeningsperiode, utgjør 164 millioner USD.

Se note 17 Egenkapital og utbytte for mer informasjon om aksjebasert avlønning.

7 Andre kostnader

Godtgjørelse til revisor

	For regnskapsåret
(i millioner USD, ekskl. mva)	2020	2019	2018

Revisjonshonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	10,7	4,7
Revisjonshonorar KPMG (revisor 2018)		2,8	7,1
Revisjonsrelaterte tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	1,0	0,5
Revisjonsrelaterte tjenester KPMG (revisor 2018)		1,2	1,0
Skattehonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	0,0	0,2
Skattehonorar KPMG (revisor 2018)		0,0	0,0
Andre tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	0,0	0,9
Andre tjenester KPMG (revisor 2018)		0,0	0,0

Sum godtgjørelse til revisor	11,7	10,3	8,1

I tillegg til tallene i tabellen over er det betalt revisjonshonorar og revisjonsrelatert honorar knyttet til Equinor-opererte lisenser på 0,5 millioner USD, 0,5 millioner USD og 0,9 millioner USD i henholdsvis 2020, 2019 og 2018.

Utgifter til forskning og utvikling

Equinor har forsknings- og utviklingsaktiviteter (FoU) innen leting, undergrunn, boring og brønn, anlegg, lav-karbon og fornybar energi. Vår FoU bidrar til å maksimere og utvikle langsiktige verdier fra Equinors eiendeler

Utgifter til forskning og utvikling utgjorde 254 millioner USD, 300 millioner USD og 315 millioner USD i henholdsvis 2020, 2019 og 2018. Utgiftene er delvis finansiert av partnerne på Equinor-opererte lisenser. Equinors andel av utgiftene har blitt kostnadsført i linjen Sum driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.

Konsernregnskap

8 Finansposter

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	2018

Valutagevinst/(tap) finansielle derivater	(1.288)	132	149
Annen valutagevinst/(tap)	642	92	(315)

Netto gevinst/(tap) utenlandsk valuta	(646)	224	(166)

Mottatt utbytte	44	75	150
Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer	473	245	(72)
Renteinntekter verdipapirer og betalingsmidler	108	124	45
Renteinntekter langsiktige finansielle eiendeler	34	21	27
Renteinntekter kortsiktige finansielle eiendeler og andre finansinntekter	95	280	132

Renteinntekter og andre finansielle poster	754	746	283

Gevinst/(tap) andre finansielle derivater	448	473	(341)

Rentekostnader langsiktige obligasjoner, banklån og netto renter på tilknyttede derivater	(951)	(987)	(922)
Rentekostnader finansielle leieavtaler	(104)	(126)	(23)
Balanseførte lånekostnader	308	480	552
Rentekostnader fjerningsforpliktelse	(412)	(456)	(461)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre finanskostnader	(232)	(360)	(185)

Renter og andre finanskostnader	(1.392)	(1.450)	(1.040)

Netto finansposter	(836)	(7)	(1.263)

Equinors største finansposter relaterer seg til eiendeler og gjeld kategorisert som virkelig verdi over resultatet samt amortisert kost. For mer informasjon om kategorisering av finansielle instrumenter, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Linjen Rentekostnader langsiktige obligasjoner, banklån og netto renter på tilknyttede derivater, inneholder rentekostnader fra kategorien finansielle forpliktelser til amortisert kost på 1.031 millioner USD, 861 millioner USD og 868 millioner USD for henholdsvis 2020, 2019 og 2018. Linjen inneholder også netto renter på tilknyttede derivater inkludert i kategorien virkelig verdi over resultatet, med netto renteinntekt på 79 millioner USD i 2020 og netto rentekostnad på 129 millioner USD og 55 millioner USD for henholdsvis 2019 og 2018.

Linjen Gevinst/(tap) andre finansielle derivater inkluderer hovedsakelig virkelig verdi-endringer på derivater knyttet til renterisiko. En gevinst på 432 millioner USD, en gevinst på 457 millioner USD og et tap på 357 millioner USD fra kategorien virkelig verdi over resultatet er inkludert for henholdsvis 2020, 2019 og 2018.

Valutagevinst/(tap) finansielle derivater inkluderer endringer i virkelig verdi på valutaderivater knyttet til likviditets- og valutarisiko. Linjen Annen valutagevinst/(tap) inkluderer en netto gevinst på utenlandsk valuta på 796 millioner USD, et tap på 74 millioner USD og 422 millioner USD fra kategorien virkelig verdi over resultatet for henholdsvis 2020, 2019 og 2018.

9 Skatter

Spesifikasjon av skattekostnad

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	2018

Årets betalbare skatt	(1.115)	(7.892)	(10.724)
Korreksjon av tidligere års skatter	313	69	(49)

Betalbar skatt	(802)	(7.822)	(10.773)

Årets endring i midlertidige forskjeller	(648)	410	(1.359)
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel	130	0	923
Endring i skattelovgivning	(12)	(6)	(28)
Korreksjon av tidligere års skatter	94	(23)	(99)

Utsatt skatt	(435)	381	(563)

Skattekostnad	(1.237)	(7.441)	(11.335)

Som et ledd i å opprettholde aktiviteten innen olje- og gassindustrien under covid-19-pandemien satte den norske regjeringen 19. juni 2020 i verk målrettede endringer i Norges petroleumskattesystem. Disse gjaldt investeringer foretatt i 2020 og 2021 og nye prosjekter med planer for utbygging og drift (PUD-er) eller planer for anlegg og drift (PAD-er) oversendt til Olje- og energidepartementet i slutten av 2022 og godkjent før 1. januar 2024. Endringene trådte i kraft fra 1. januar 2020 og gir selskaper direkte skattefradrag i den spesielle petroleumskatten (56 % sats) i stedet for skattereduksjoner over seks år. I tillegg skal friinntekten som har økt fra 20.8 % til 24 %, innregnes på ett år i stedet for fire. Skattereduksjoner i den ordinære selskapsskatten (22 %) fortsetter med en seks års profil. Den skattemessige verdien av skattepliktige tap og ikke benyttede friinntekter oppstått i 2020 og 2021 kan bli refundert av myndighetene.

Konsernregnskap

Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	2018

Resultat før skattekostnad	(4.259)	9.292	18.874
Beregnet skatt etter nominell sats1)	1.445	(2.284)	(5.197)
Beregnet norsk særskatt2)	(2.126)	(5.499)	(8.189)
Skatteeffekt av friinntektsfradrag3)	1.006	632	736
Skatteeffekt av permanent forskjell knyttet til nedsalg	(9)	380	400
Skatteeffekt av permanent forskjell som skyldes forskjellig funksjonell valuta og skattevaluta	(198)	8	116
Skatteeffekt av øvrige permanente forskjeller	450	395	337
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel4)	130	0	923
Endring av ikke innregnet utsatt skattefordel	(1.685)	(974)	72
Endring i skattelovgivning	(12)	(6)	(28)
Korreksjon av tidligere års skatter	408	47	(148)
Annet inkludert kurseffekter	(647)	(139)	(357)
Skattekostnad	(1.237)	(7.441)	(11.335)
Effektiv skattesats	(29,0 %)	80,1 %	60,1 %

1) Vektet gjennomsnitt av nominelle skattesatser var 33,9 % i 2020, 24,6 % i 2019 og 27,5 % i 2018. Satsene er påvirket av inntektsfordelingen mellom skatteregimer med lavere nominell skattesats og skatteregimer med høyere nominell skattesats. Endringen i vektet gjennomsnittlig nominell skattesats fra 2018 til 2019 skyldes også reduksjonen i nominell norsk skattesats fra 23 % i 2018 til 22 % i 2019.

2) Satsen for norsk særskatt etter petroleumsskatteloven er 56 % i 2020 og 2019, og 55 % i 2018.

3) Ved beregning av 56 % særskatt på resultat fra norsk kontinentalsokkel gis det en friinntekt basert på investeringer i offshore produksjonsinstallasjoner. Friinntekten kommer normalt til fradrag med 5,2 % i fire år fra og med året investeringen er foretatt. For investeringer i 2020 er det midlertidige regler som tillater direkte fradragsføring av hele friinntektsbeløpet på 24 % i det året investeringen foretas. For investeringer i 2019 var friinntektssatsen på 5,2 % per år, mens den for 2018 var 5,3 % per år og for 2017 5,4 % per år. Overgangsregler gjelder for investeringer etter 5. mai 2013 som er dekket av blant annet planer for utbygging og drift (PUD-er) eller planer for anlegg og drift (PAD-er) innsendt til Olje- og energidepartementet før 5. mai 2013. For disse investeringene er satsen 7,5 % per år. Ikke benyttet friinntekt har ubegrenset framføringsadgang. Per 31. desember 2020 utgjør ikke regnskapsført friinntekt 836 millioner USD. Tilsvarende tall for 2019 var 1.678 millioner USD.

4) Tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel på 923 millioner USD ble innregnet i rapporteringssegmentet E&P International i 2018. Utsatt skattefordel er innregnet basert på forventning om tilstrekkelig skattemessig overskudd gjennom reversering av skatteøkende midlertidige forskjeller eller framtidig skattbar inntekt i henhold til forretningsplaner.

Spesifikasjon av utsatt skattefordel og utsatt skatt

(i millioner USD)	Fremførbare skatte messige underskudd	Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler	Fjernings forpliktelser	Leie forpliktelser	Pensjoner	Derivater	Annet	Sum
Utsatt skatt 31. desember 2020
Utsatt skattefordel	4.676	905	11.205	1.869	787	30	1.811	21.284
Utsatt skatt	(0)	(26.607)	0	(4)	(11)	(236)	(676)	(27.533)
Netto fordel/(forpliktelse) 31. desember 2020	4.676	(25.701)	11.205	1.865	777	(206)	1.135	(6.250)
Utsatt skatt 31. desember 2019
Utsatt skattefordel	5.173	369	9.397	1.898	733	108	1.612	19.291
Utsatt skatt	0	(24.115)	(0)	(0)	(13)	(119)	(573)	(24.820)
Netto fordel/(forpliktelse) 31. desember 2019	5.173	(23.746)	9.397	1.898	720	(11)	1.040	(5.530)

Årets endring i netto utsatt skatt var:

(i millioner USD)	2020	2019	2018

Netto utsatt skatt 1. januar	5.530	5.367	5.213
Innregnet i Konsernresultatregnskapet	435	(381)	563
Innregnet mot totalresultatet	(19)	98	(22)
Omregningsdifferanser og annet	304	446	(386)

Netto utsatt skatt 31. desember	6.250	5.530	5.367

Konsernregnskap

Utsatt skattefordel og utsatt skatt motregnes når de relaterer seg til det samme skattesystemet og det foreligger juridisk grunnlag for motregning. Etter motregning av utsatt skattefordel og utsatt skatt per skattesystem, presenteres disse slik i balansen:

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Utsatt skattefordel	4.974	3.881
Utsatt skatt	11.224	9.410

Utsatt skattefordel er innregnet basert på forventning om tilstrekkelig skattemessig overskudd gjennom reversering av skatteøkende midlertidige forskjeller eller framtidig skattbar inntekt. Per 31. desember 2020 og 31. desember 2019 var utsatt skattefordel på henholdsvis 4.974 millioner USD og 3.881 millioner USD hovedsakelig regnskapsført i Norge, Angola, Brasil, Storbritannia og Canada. Herav er henholdsvis 2.328 millioner USD og 995 millioner USD regnskapsført i enheter som har hatt skattemessig tap i inneværende eller foregående periode. Tapene vil bli utnyttet gjennom reversering av skatteøkende midlertidige forskjeller og annen skattbar inntekt fra olje- og gassproduksjon. Tilstrekkelig skattbar inntekt er sannsynliggjort gjennom forretningsplaner og en historie med skattepliktig inntekt.

Ikke innregnet utsatt skattefordel

	31. desember
		2020		2019
(i millioner USD)	Grunnlag	Skatt	Grunnlag	Skatt

Skattereduserende midlertidige forskjeller	2.866	1.204	2.550	1.138
Ikke benyttet kreditfradrag	0	212	0	0
Fremførbare skattemessige underskudd	23.434	5.677	18.259	4.366

Sum	26.300	7.093	20.809	5.504

Rundt 14 % av framførbare skattemessige underskudd, som det ikke er innregnet utsatt skattefordel på i balansen, har ubegrenset framføringsadgang. Majoriteten av de resterende ikke innregnede skattemessige underskuddene utløper i perioden etter 2031. Ikke innregnet utsatt skattefordel knyttet til ikke benyttet kreditfradrag forfaller i perioden 2030–2038, mens ikke innregnet utsatt skattefordel knyttet til de skattereduserende midlertidige forskjellene ikke utløper under eksisterende skatteregler. Utsatt skattefordel er ikke innregnet for disse skatteposisjonene da det ikke finnes sterke nok holdepunkter for å underbygge at framtidige skattemessige resultater vil medføre at fordelen vil kunne benyttes.

Ved årsslutt 2020 utgjorde ikke innregnet utsatte skattefordeler i USA og Angola henholdsvis 4.649 millioner USD og 740 millioner USD av totalt ikke innregnet utsatte skattefordeler på 7.093 millioner USD. Tilsvarende tall for 2019 var 3.788 millioner USD i USA og 833 millioner USD i Angola av en total på 5.504 millioner USD. Gjenværende ikke innregnet utsatte skattefordeler har sin opprinnelse i flere ulike skattejurisdiksjoner,

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

10 Varige driftsmidler

(i millioner USD)	Maskiner, inventar og transportmidler	Produksjons anlegg og olje- og gasseiendeler	Foredlings- og produksjons anlegg på land	Bygninger og tomter	Anlegg under utbygging	Bruksretts eiendel4)	Sum

Anskaffelseskost 31. desember 2019	2.818	179.063	8.920	909	10.371	5.339	207.422
Tilganger og overføringer	68	6.849	110	27	2.417	968	10.438
Avgang til anskaffelseskost	(28)	(243)	(7)	(0)	(5)	(13)	(295)
Eiendeler reklassifisert til holdt for salg	(66)	(9.095)	0	(15)	(159)	0	(9.335)
Omregningsdifferanser	13	3.781	214	7	429	75	4.520
Anskaffelseskost 31. desember 2020	2.806	180.355	9.238	929	13.053	6.370	212.751
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2019	(2.395)	(125.327)	(7.051)	(475)	(892)	(1.329)	(137.469)
Avskrivning	(102)	(8.240)	(248)	(23)	0	(874)	(9.488)
Nedskrivning	(201)	(4.667)	(516)	(36)	(445)	(25)	(5.889)
Reversering av nedskrivning	0	218	0	0	0	0	218
Overføringer Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets	18	(68)	(1)	(0)	41	0	(10)
avgang Akkumulerte av- og nedskrivninger, eiendeler	27	231	7	0	1	11	278
klassifisert som holdt for salg	65	8.373	0	12	75	0	8.525
Omregningsdifferanser	(9)	(2.947)	(196)	(3)	(56)	(35)	(3.244)
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2020	(2.596)	(132.427)	(8.005)	(524)	(1.275)	(2.251)	(147.079)
Bokført verdi 31. desember 2020	209	47.928	1.232	405	11.778	4.119	65.672
Estimert levetid (år)	3 - 20	PEM1)	15 - 20	20 - 332)		1 - 193)

Konsernregnskap

	Maskiner, inventar og	Produksjons anlegg og olje- og	Foredlings- og produksjons	Bygninger	Anlegg under	Bruksretts
(i millioner USD)	transportmidler	gasseiendeler	anlegg på land	og tomter	utbygging	eiendel4)	Sum

Anskaffelseskost 31. desember 2018	3.596	166.766	8.660	932	14.961	0	194.916
Implementering IFRS 16 Leieavtaler	(813)	(184)	0	0	0	4.989	3.992
Anskaffelseskost 1. januar 2019	2.783	166.582	8.660	932	14.961	4.989	198.908
Tilgang ved virksomhetssammenslutning	1	1.706	5	0	381	0	2.093
Tilganger og overføringer	44	16.023	300	(16)	(4.448)	426	12.330
Avgang til anskaffelseskost	(7)	(4.911)	(0)	(7)	(59)	(35)	(5.020)
Omregningsdifferanser	(2)	(337)	(44)	(0)	(464)	(41)	(888)
Anskaffelseskost 31. desember 2019	2.818	179.063	8.920	909	10.371	5.339	207.422

Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2018	(2.802)	(119.589)	(6.613)	(465)	(185)	0	(129.654)
Implementering IFRS 16 Leieavtaler	511	106	0	0	0	(617)	0
Akkumulerte av- og nedskrivninger 1. januar 2019	(2.291)	(119.483)	(6.613)	(465)	(185)	(617)	(129.654)
Avskrivning	(120)	(8.555)	(298)	(25)	0	(752)	(9.750)
Nedskrivning	(6)	(2.430)	(178)	(3)	(707)	(26)	(3.350)
Reversering av nedskrivning	0	120	0	0	0	0	120
Overføringer	13	(134)	(0)	13	26	42	(40)
Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets avgang	7	4.540	0	5	0	24	4.576
Omregningsdifferanser	1	616	38	(0)	(26)	(1)	628
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31.
desember 2019	(2.395)	(125.327)	(7.051)	(475)	(892)	(1.329)	(137.469)
Bokført verdi 31. desember 2019	423	53.736	1.870	434	9.479	4.011	69.953
Estimert levetid (år)	3 - 20	PEM1)	15 - 20	20 - 332)		1 - 193)

1) Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper vedrørende avskrivninger etter produksjonsenhetsmetoden (PEM).

2) Tomter avskrives ikke.

3) Lineær avskrivning over kontraktsperioden.

4) Se note 22 Leieavtaler.

Bokført verdi av eiendeler overført til Varige driftsmidler fra Immaterielle eiendeler utgjorde 89 millioner USD og 213 millioner USD i henholdsvis 2020 og 2019.

Se note 4 Oppkjøp og nedsalg vedrørende eiendeler reklassifisert til holdt for salg.

Netto nedskrivninger/(reversering) av nedskrivninger

For året	Varige driftsmidler			Immaterielle eiendeler3)			Sum
(i millioner USD)	2020	2019	2018	2020	2019	2018	2020	2019	2018

Produksjonsanlegg og anlegg under utbygging1)	5.671	3.230	(604)	680	608	237	6.351	3.838	(367)
Goodwill1)				42	164	0	42	164	0
Andre immaterielle eiendeler1) Anskaffelseskost relatert til leterettigheter olje og				8	41	0	8	41	0
gass2)				657	49	52	657	49	52

Netto nedskrivning/(reversering)	5.671	3.230	(604)	1.386	863	289	7.057	4.093	(315)

1) Produksjonsanlegg og anlegg under utbygging, foredlings- og produksjonsanlegg på land, goodwill og andre immaterielle eiendeler er gjenstand for nedskrivningsvurdering i henhold til IAS 36. Netto kostnadsførte nedskrivninger etter IAS 36 beløp seg til 6. 401 millioner USD i 2020 sammenlignet med netto nedskrivninger på 4.043 millioner USD i 2019, inkludert nedskrivning av anskaffelseskost leterettigheter olje og gass (immaterielle eiendeler).

2) Anskaffelseskostnader knyttet til leteaktiviteter som er gjenstand for nedskrivningsvurdering etter «successful efforts»-metoden (IFRS 6).

3) Se note 11 Immaterielle eiendeler.

Ved vurdering av behov for nedskrivning blir eiendelens balanseførte verdi sammenliknet med eiendelens gjenvinnbare verdi. Eiendelens gjenvinnbare verdi er det høyeste av virkelig verdi fratrukket salgskostnader (FVLCOD) og eiendelens estimerte bruksverdi (VIU).

Real diskonteringsrente ved beregning av bruksverdi er 5 % etter skatt (2019: 6 %) og er utledet fra Equinors vektede gjennomsnittlige kapitalkostnad. For prosjekter, hovedsakelig innenfor NES segmentet, vil en lavere diskonteringsrente bli vurdert for perioder med fast inntekt med lav risiko. En avledet diskonteringsrente før skatt ligger i intervallet 8-15 % for E&P Norge og 5-10 % for E&P International, 6-7 % for E&P USA og 6-11 % for MMP avhengig av eiendelsspesifikke forskjeller, som for eksempel skattemessig behandling, varighet og kontantstrømprofil. Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for ytterligere informasjon om nedskrivning av varige driftsmidler.

Tabellen nedenfor viser de eiendelene som er nedskrevet (reversert) per område, den vurderingsmetoden som er benyttet for å komme fram til gjenvinnbar verdi, netto nedskrivninger (reverseringer) og bokført verdi etter nedskrivning.

		31. desember 2020		31. desember 2019
(i millioner USD)	Verdsettelses metode	Bokført beløp etter nedskrivninger	Netto nedskrivning/ (reversering)	Bokført beløp etter nedskrivninger	Netto nedskrivning/ (reversering)

Utvikling & produksjon Norge	VIU	7.042	1.219	4.406	1.119
Utvikling & produksjon USA - onshore1)	VIU	4.676	(19)	7.509	1.631
	FVLCOD	1.122	2.331	0	610
Utvikling & produksjon USA - offshore Mexicogulfen2)	VIU	2.808	305	1.079	292
Nord-Amerika - offshore andre områder3)	VIU	53	146	0	0
Europa og Asia	VIU	3.687	1.280	645	(18)
Markedsføring, midtstrøm & prosessering	VIU	1.297	824	65	178
	FVLCOD	668	228	0	0
Bruksrettseiendel/Annet	VIU	265	36	0	26
Sum		21.619	6.351	13.704	3.838

1) Tidligere benevnt som Nord-America - ukonvensjonell

2) Tidligere benevnt som Nord-America - konvensjonell offshore Mexicogulfen

3) Tidligere benevnt som Nord-America - konvensjonell andre områder

Konsernregnskap

Utvikling & produksjon Norge

I 2020 ble det bokført nedskrivninger på 1.219 millioner USD, hovedsakelig på grunn av reduserte fremtidige prisforutsetninger. Nedjustering av reserver og økte kostnadsestimater bidro ytterligere til nedskrivningsbeløpet.

I 2019 ble det bokført nedskrivninger på 1.119 millioner USD. Nedskrivningsvurderingene var forårsaket av kostnadsøkninger og nedjusterte prisforutsetninger. Nedskrivningsbeløpet er påvirket av hvordan friinntekt inkluderes i estimert nåverdi før skatt.

Utvikling & produksjon USA – onshore

I 2020 ble det kostnadsført netto 2.313 millioner USD hvorav 680 millioner USD ble klassifisert som letekostnader. Nedskrivningene utgjorde 2.547 millioner USD hvorav 743 millioner USD klassifisert som letekostnader var et resultat av reduserte prisforutsetninger og en endring i vurderingsprinsipp til virkelig verdi minus salgskostnader i forbindelse med en salgstransaksjon. Reversering av nedskrivning på 234 millioner USD var et resultat av forbedret produksjonsprofil.

I 2019 ble det kostnadsført nedskrivninger på 2.241 millioner USD, hvorav 608 millioner USD er klassifisert som Letekostnader, hovedsakelig som følge av nedjusterte langsiktige prisforutsetninger og redusert virkelig verdi av en eiendel.

Utvikling & produksjon USA – offshore Mexicogulfen

I 2020 ble det kostnadsført nedskrivninger på 305 millioner USD på grunn av reduserte prisforutsetninger. I 2019 ble det kostnadsført nedskrivninger på 292 millioner USD på grunn av reduserte reserveestimater.

Totale nedskrivninger i Utvikling & produksjon USA i perioden 2007 til 2020 er 16,5 milliarder USD inkludert goodwill med 1,2 milliarder USD og letelisenser med 1,3 milliarder USD.

Nord-America offshore andre områder

I 2020 ble det kostnadsført nedskrivninger på 146 millioner USD grunnet operasjonelle forhold.

Europa og Asia

I 2020 ble det kostnadsført nedskrivninger på 1.280 millioner USD på grunn av reduserte prisforutsetninger og negativer reservejusteringer.

Markedsføring, midtstrøm & prosessering (MMP)

I 2020 ble det kostnadsført nedskrivninger på 1.052 millioner USD på grunn av nedjusterte estimater for raffinerimarginer og økte kostnadsestimater. Nedjusterte estimater for volumer til prosessering bidro også til nedskrivningsbeløpet. I 2019 ble det kostnadsført nedskrivning på 178 millioner USD på grunn av ødeleggelser på oljeterminalen South Point på Bahamas etter orkanen Dorian.

Regnskapsestimater

Ledelsens forutsetninger om fremtidige råvarepriser og valutakurser benyttes i nedskrivningsberegninger til bruksverdi. De samme forutsetningene benyttes for å vurdere investeringsmuligheter sammen med andre relevante kriterier som mål for robusthet (verdiskapning i scenarier med lavere råvarepriser). Da det er iboende usikkerhet knyttet til forutsetningene, reflekterer forutsetninger om råvarepriser og valutakurser ledelsens beste estimat på pris - og valutautvikling over eiendelenes levetid. Dette er basert på ledelsens syn på relevante forhold i dag og sannsynlig utvikling av slike forhold som etterspørsel etter energi, endringer i energi- og klimapolitikk så vel som tempo for overgang til andre energiløsninger, befolknings- og økonomisk vekst, geopolitisk risiko, teknologi- og kostnadsutvikling og andre faktorer.

Med utgangspunkt i den pågående covid-19-pandemien har Equinor utført en grundig og bred analyse og fått mer innsikt i forventet utvikling av drivere innen ulike råvaremarkeder og valutakurser der Equinor opererer. Vesentlig usikkerhet er fortsatt tilstede rundt fremtidig utvikling i råvarepriser grunnet potensiell langvarig effekt på etterspørsel av den pågående covid–19-pandemien og de tiltakene som iverksettes knyttet til denne, investeringer som gjøres i forbindelse med overgang til lavkarbon økonomier, fremtidige tiltak fra OPEC+ og andre faktorer. Ledelsens analyse av forventet utvikling av driverne for råvarepriser og valutakurser resulterte i at det ble gjort endringer i de langsiktige prisforutsetningene med virkning fra tredje kvartal 2020. Nedenfor er det redegjort for hvilke priser ligger til grunn for nedskrivningsberegninger.

Alle råvareprisene er oppgitt i realpriser (2020) og sammenlignbare tall som gjaldt frem til tredje kvartal 2020 er vist i parentes.

For 2025 er oljeprisforutsetningen 65 USD / fat (78 USD / fat) med en økning mot 2030. Etter 2030 forventes en gradvis reduksjon mot et estimat på 64 USD / fat i 2040 (82 USD / fat) som vil utgjøre en omtrentlig gjennomsnittspris for perioden 2021-2050. I 2050 forventes oljeprisen å ligge under 60 USD / fat.

For naturgass i UK (NBP) forventes noe volatilitet hvor trenden vil være en gradvis prisøkning fra dagens priser mot 6,5 USD / mmBtu i 2030 (7,7 USD / mmBtu). Fra 2030 forventes at prisene vil holde et tilstrekkelig høyt nivå til å intensivere den neste syklusen av LNG investeringer og en flatere priskurve gradvis stigende til 7,8 USD / mmBtu mot 2040 (7,7 USD / mmBtu). Etter 2040 forventes en nedadgående priskurve idet overgang til nye energiløsninger vil påvirke etterspørselen. For 2050 er prisen satt til et nivå som før 2035. Henry Hub forventes å være 3,3 USD / mmBtu i 2030 (3,7 mmBtu) og videre øke gradvis til 3,7 USD / mmBtu i 2040 (3,7 USD / mmBtu) før gradvis prisnedgang i løpet av 2040-tallet.

Equinor har foretatt en analyse av valutakurser mellom NOK og andre valutaer som antyder at en tilbakegang til en langsiktig likevekt som tidligere antatt, er lite sannsynlig. Denne konklusjonen støttes av historiske 5 års gjennomsnitts- og spotpriser i valutamarkedet, så vel som forventet lavere oljepris og økt usikkerhet i markedet. Equinor har derfor lagt til grunn nye forutsetninger om langsiktige valutakurser fra 2023 og utover i tid. Kursen på NOK / USD er endret til 8,5 (tidligere 7,0) mens NOK / EURO-kursen er endret til 10.0 (tidligere 9,0).

I løpet av de første ni månedene av 2020 var det en vesentlig nedgang i risikofri rente. At aksjemarkedet kom i balanse igjen etter den første effekten av covid-19 i mars, indikerte en lavere risikopremie. Lave renter kombinert med mangel på gode alternative investeringsmuligheter kanaliserte mer kapital til egenkapital-markedet. Dette resulterte i at investorer aksepterte lavere inntjening på investeringer, noe som igjen resulterte i en nedgang i estimert risikopremie på egenkapital. Basert på dette justerte Equinor ned den reelle vektede gjennomsnittlige kapitalkostnaden (WACC) etter skatt som benyttes i regnskapssammenheng fra 6 % til 5 %.

Sensitiviteter

Råvareprisene har historisk sett vært volatile. Vesentlig ytterligere nedjustering av Equinors forutsetninger om råvarepriser ville resultert i nedskrivninger av enkelte produksjonseiendeler og anlegg under utbygging i Equinors portefølje, inkludert immaterielle eiendeler som er gjenstand for nedskrivningsvurderinger i henhold til IAS36. En motsatt justering kan medføre reversering av nedskrivninger. Ved en ytterligere nedjustering av priser over eiendelenes fulle levetid på 30 %, noe som vurderes til å være en rimelig mulig endring, kunne nedskrivningsbeløpet ligge i området rundt 11 milliarder USD før skatt.

En fremtidig endring i hvordan verden vil reagere i lys av målene som er satt i Parisavtalen vil, avhengig av endringens karakteristika, kunne ha en negativ effekt på verdien av Equinors olje- og gasseiendeler. En beregning av en mulig effekt ved å bruke prisene i et bærekraftig scenario (the Sustainable Development Scenario) estimert av det Internasjonale energibyrået (IEA) er nedskrivninger i størrelsesorden 6 milliarder USD før skatt.

Sensitivitetene som er laget for illustrasjonsformål, begge basert på en forenklet metode, forutsetter at det ikke er endringer i andre faktorer enn priser. En prisreduksjon på 30 % eller de prisene som reflekterer IEAs bærekrafts-scenario, vil imidlertid sannsynligvis resultere i endrede forretningsplaner så vel som endring i andre estimater som inngår i beregningen av gjenvinnbart beløp. Endringer i disse faktorene reduserer effekten knyttet til råvareprisens sensitivitet. Endringer som kunne forventes ville være redusert kostnadsnivå i olje- og gassindustrien så vel som motvirkende valutaeffekter, hvilket historisk har vist seg å være tilfelle ved vesentlige endringer i råvareprisene. De illustrerte sensitivitetene kan derfor verken anses for å representere beste estimat for en forventet nedskrivning eller et estimat for effekten på driftsinntekter eller driftsresultat i et slikt scenario. Til sammenligning er bokførte nedskrivninger vesentlig lavere hvis man følger de endrede forutsetningene som er beskrevet ovenfor i delen om regnskapsmessige forutsetninger og nedgangen i råvarepriser. En vesentlig og langvarig reduksjon i olje- og gasspriser ville også resultert i motvirkende tiltak fra Equinor og lisenspartnere da reduserte olje- og gasspriser vil påvirke boreplaner og produksjonsprofiler for nye og eksisterende anlegg. Å kvantifisere effekten av dette er vurdert til ikke å være praktisk gjennomførbart fordi det krever detaljerte tekniske, geologiske og økonomiske vurderinger basert på hypotetiske scenarier og ikke basert på eksisterende forretningsplaner eller utbyggingsplaner.

Konsernregnskap

11 Immaterielle eiendeler

		Anskaffelseskost		Andre
(i millioner USD)	Balanseførte leteutgifter	leterettigheter olje og gass	Goodwill	immaterielle eiendeler	Sum

Anskaffelseskost 31. desember 2019	3.014	5.599	1.458	962	11.033
Tilganger	400	67	(0)	24	491
Avgang til anskaffelseskost	(7)	(0)	0	(0)	(8)
Overføringer	(16)	(73)	0	0	(89)
Eiendeler reklassifisert til holdt for salg	0	(339)	0	(160)	(499)
Kostnadsføring av tidligere balanseførte leteutgifter	(1.169)	(1.337)	0	0	(2.506)
Nedskrivning av goodwill	0	0	(42)	0	(42)
Omregningsdifferanser	38	16	64	6	123

Anskaffelseskost 31. desember 2020	2.260	3.932	1.481	831	8.504

Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2019				(295)	(295)
Amortisering og nedskrivning				(35)	(35)
Akkumulerte av- og nedskrivninger, eiendeler klassifisert som holdt for
salg				(17)	(17)
Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets avgang				(6)	(6)
Omregningsdifferanser				(3)	(3)

Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2020				(356)	(356)

Bokført verdi 31. desember 2020	2.260	3.932	1.481	475	8.148

		Anskaffelseskost		Andre
(i millioner USD)	Balanseførte leteutgifter	leterettigheter olje og gass	Goodwill	immaterielle eiendeler	Sum

Anskaffelseskost 31. desember 2018	2.685	5.854	565	797	9.901
Tilgang ved virksomhetssammenslutning	0	0	1.070	10	1.080
Tilganger	515	900	0	155	1.571
Avgang til anskaffelseskost	(7)	(361)	0	(0)	(367)
Overføringer	(71)	(143)	0	0	(213)
Kostnadsføring av tidligere balanseførte leteutgifter	(120)	(657)	0	0	(777)
Nedskrivning av goodwill	0	0	(164)	0	(164)
Omregningsdifferanser	11	5	(12)	(1)	3

Anskaffelseskost 31. desember 2019	3.014	5.599	1.458	962	11.033

Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2018				(229)	(229)
Amortisering og nedskrivning				(60)	(60)
Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets avgang				(6)	(6)
Omregningsdifferanser				1	1

Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2019				(295)	(295)

Bokført verdi 31. desember 2019	3.014	5.599	1.458	667	10.738

Immaterielle eiendeler har enten begrenset eller udefinert levetid. Immaterielle eiendeler med begrenset levetid avskrives lineært over estimert levetid som er 10 – 20 år.

Inkludert i goodwill-beløpet på 1.481 millioner USD er 678 millioner USD teknisk goodwill relatert til virksomhet anskaffet I 2019, segmentet Leting & produksjon, Norge, og 472 millioner USD gjaldt kjøp av virksomhet I 2019 i segmentet Markedsføring, midtstrøm & prosessering.

Se note 4 Oppkjøp og nedsalg for reklassifisering av eiendeler holdt for salg.

I 2020 ble anskaffelseskost for leterettigheter olje og gass påvirket av nedskrivninger av signaturbonuser og oppkjøpskostnader med 680 millioner USD som gjaldt ukonvensjonelle landbaserte eiendeler i Leting & produksjon USA. Nedskrivning av anskaffelseskost vedrørende leteaktiviteter på 657 millioner USD gjaldt hovedsakelig tørre brønner og ikke-drivbare funn i Utvikling & produksjon internasjonalt i Sør-Amerika, Europa og Asia og ukonvensjonell landbasert virksomhet i Leting & produksjon USA. I løpet av 2019 ble anskaffelseskost for leterettigheter olje og gass påvirket av nedskrivninger av signaturbonuser og oppkjøpskostnader på 608 millioner USD i området Leting & produksjon USA (tidligere kalt Nord-Amerika – ukonvensjonell) og nedskrivning av anskaffelseskost relatert til leteaktiviteter på 49 millioner USD primært som et resultat av tørre brønner og ikke-drivbare funn i Europa, Asia og Sub-Sahara-området.,

I 2019 ble Andre immaterielle eiendeler påvirket av nedskrivninger på 41 millioner USD.

Se note 10 Varige driftsmidler for sensitivitetsvurderinger.

I fjerde kvartal 2020 besluttet Equinor å nedskrive balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD som gjaldt Equinors Block 2 utvinningslisens i Tanzania, inkludert i immaterielle eiendeler, fordi den overordnende prosjektøkonomien ennå ikke hadde vist seg å være god nok til å forsvare balanseføring. Nedskrivningen er inkludert i linjen Leteutgifter.

Nedskrivninger og reverseringer av tidligere nedskrivninger framkommer som Letekostnader og Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger på bakgrunn av eiendelenes natur som henholdsvis balanseførte leteutgifter og andre immaterielle eiendeler. Tap ved nedskrivning og reversering av nedskrivning er basert på estimater av eiendelenes gjenvinnbare verdi på bakgrunn av endringer i estimater av reserver, kostnadsanslag og markedsforhold. Se note 10 Varige driftsmidler for ytterligere informasjon om grunnlag for nedskrivningsvurderinger.

Tabellen under viser aldersfordeling av balanseførte letekostnader.

(i millioner USD)	2020	2019

Mindre enn 1 år	604	684
1-5 år	623	1.056
Mer enn 5 år	1.033	1.274

Sum	2.260	3.014

Tabellen under viser spesifikasjon av årets letekostnader.

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	2018

Leteutgifter	1.371	1.584	1.438
Kostnadsførte leteutgifter balanseført tidligere år	2.506	777	357
Balanseførte leteutgifter	(394)	(507)	(390)

Letekostnader	3.483	1.854	1.405

Konsernregnskap

12 Egenkapitalkonsoliderte investeringer

(i millioner USD)	2020	2019

Netto investeringer 1. januar	1.487	2.862
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper	53	164
Oppkjøp og endring innbetalt kapital	995	188
Utbetalinger fra selskapene	-141	-273
Andre inntekter og kostnader	21	-10
Nedsalg, nedskriving og reduksjon av innbetalt kapital	-147	-1.444

Netto investeringer 31. desember	2.270	1.487

Inkludert i egenkapitalkonsoliderte investeringer	2.262	1.441
Andre langsiktige fordringer i egenkapitalkonsoliderte investeringer	8	46

Stemmeberettiget andel korresponderer med eierandelen for de tilknyttede selskapene.

Egenkapitalkonsoliderte investeringer består av flere investeringer, ingen over 0,6 milliarder USD. Ingen av investeringene er vesentlige på individuell basis.

13 Finansielle eiendeler og finansielle fordringer

Langsiktige finansielle investeringer

31. desember
2020	2019

1.866	1.629
1.648	1.261
569	710

4.083	3.600

Obligasjoner og børsnoterte aksjer knytter seg til investeringsporteføljer i konsernets forsikringsselskap og andre noterte og ikke noterte aksjer som hovedsakelig eies for langsiktige strategiske formål, som i hovedsak er regnskapsført til virkelig verdi over resultatet.

Per 31. desember 2020 inkluderer langsiktige finansielle investeringer aksjer i Scatec ASA på 831 millioner USD.

Per 31. desember 2019 inkluderer langsiktige finansielle investeringer aksjer i Scatec Solar ASA på 268 millioner USD og aksjer i Lundin Energy AB på 478 millioner USD. Aksjene i Lundin Energy AB på 478 millioner USD ble solgt i løpet av 2020. For ytterligere informasjon om salg av aksjer, se note 4 Oppkjøp og nedsalg.

Langsiktige forskuddsbetalinger og finansielle fordringer

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Rentebærende fordringer	711	439
Forskuddsbetalinger	118	129
Andre ikke-rentebærende fordringer	32	646

Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	861	1.214

2019 omarbeidet på grunn av at rentebærende fordringer ble rapportert som ikke-rentebærende fordringer.

Rentebærende fordringer knytter seg hovedsakelig til lån til ansatte samt prosjektfinansiering av tilknyttede selskaper.

Kortsiktige finansielle investeringer

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Tidsinnskudd	4.841	4.158
Rentebærende verdipapirer	7.010	3.268
Børsnoterte aksjer	13	0

Finansielle investeringer	11.865	7.426

Per 31. desember 2020 inkluderer kortsiktige finansielle investeringer 202 millioner USD knyttet til investeringsporteføljer i konsernets forsikringsselskap som i hovedsak er regnskapsført til virkelig verdi over resultat. Regnskapsført beløp per 31. desember 2019 var på 377 millioner USD.

januar 2021 solgte Equinor alle aksjene i Athabasca.

For informasjon om finansielle instrumenter per kategori, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

14 Varelager

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Råolje	2.022	2.137
Petroleumsprodukter	443	572
Naturgass	229	277
Annet	390	377

Sum	3.084	3.363

Linjen Annet består i hovedsak av bore- og brønnutstyr.

Nedskrivning av varelager fra anskaffelseskost til virkelig verdi medførte en kostnad på 58 millioner USD i 2020 og 147 millioner USD i 2019.

Konsernregnskap

15 Kundefordringer og andre fordringer

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Kundefordringer fra kundekontrakter	5.729	5.624
Andre kortsiktige fordringer	1.275	1.189
Fordringer felleskontrollerte virksomheter	340	429
Fordringer egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre nærstående parter	74	132

Sum finansielle kundefordringer og andre fordringer	7.418	7.374
Ikke finansielle kundefordringer og andre fordringer	814	859

Kundefordringer og andre fordringer	8.232	8.233

Kundefordringer fra kundekontrakter er presentert netto, fratrukket en uvesentlig avsetning for forventet tap.

For mer informasjon vedrørende kredittkvaliteten på Equinors motparter, se note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring. For informasjon om valutasensitivitet, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

16 Betalingsmidler

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Bankinnskudd	1.648	1.666
Tidsinnskudd	1.132	604
Pengemarkedsfond	492	700
Rentebærende verdipapirer	2.485	1.656
Bundne midler, inklusiv margininnskudd	999	552

Betalingsmidler	6.757	5.177

Bundne midler per 31. Desember 2020 inkluderer innskudd på 425 millioner USD, relatert til pålagt sikkerhet knyttet til handelsaktiviteter på børser der konsernet deltar. Tilsvarende marginnskudd per 31. desember 2019 var på 414 millioner USD. Betingelser og vilkår relatert til marginnskudd er fastsatt av den enkelte børs.

Bundne midler per 31. desember 2020 inkluderer innskudd på 574 millioner USD på Equinor's bank konto i Nigeria. Equinor er pålagt enkelte restriksjoner med hensyn til bruk av midlene fra virksomheten i Nigeria. Disse er for de fleste knyttet til uenigheter om definisjonen av kvalifiserte kontanttransaksjoner til offshore-kontoer under Nigerias gjeldende valutaforskrifter. I februar 2021 fikk Equinor en gunstig dom knyttet til denne uenigheten, noe som betyr at beløpet ikke lenger skal anses som bundne midler.

17 Egenkapital og utbytte

Per 31. desember 2020 utgjør Equinors aksjekapital 8.144.219.267,50 NOK (1.163.987.792 USD) bestående av 3.257.687.707 aksjer pålydende 2,50 NOK. Aksjekapital per 31. desember 2019 utgjorde 8.346.653.047,50 NOK (1.184.547.766 USD) bestående av 3.338.661.219 aksjer pålydende 2,50 NOK.

Equinor ASA har én aksjeklasse og alle aksjer har stemmerett. Aksjeeiere har rett på å motta det til enhver tid foreslåtte utbyttet og har en stemmerett per aksje på selskapets generalforsamling.

I løpet av 2020 er det foretatt oppgjør av utbytte for tredje og fjerde kvartal 2019 og for første og andre kvartal 2020. Vedtatt, men ikke oppgjort utbytte, er presentert som skyldig utbytte i Konsernbalansen. Den konsoliderte oppstillingen av endringer i egenkapital viser vedtatt utbytte i perioden (opptjent egenkapital). Vedtatt utbytte i 2020 relaterer seg til fjerde kvartal 2019 og de tre første kvartalene i 2020.

Den 9. februar 2021 foreslo styret et utbytte for fjerde kvartal 2020 på 0,12 USD per aksje (betinget av generalforsamlingens godkjennelse). Equinor-aksjen vil handles ex utbytte den 12. mai 2021 på OSE og for eiere av American Depositary Receipts (ADRs) på NYSE. Record date (eierregisterdato) vil være 14. mai 2021 på OSE og NYSE. Forventet utbetalingsdato er den 27. mai 2021.

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Vedtatt utbytte	1.833	3.453
USD per aksje eller ADS	0,5600	1,0400
Utbytte betalt som kontantoppgjør	2.330	3.342
USD per aksje eller ADS	0,7100	1,0100
NOK per aksje	6,7583	8,9664
Totalt oppgjort utbytte	2.330	3.342

Program for tilbakekjøp av aksjer

I september 2019 lanserte Equinor et program for tilbakekjøp av aksjer for inntil 5 milliarder USD, der den første delen av programmet på om lag 1,5 milliarder USD er avsluttet. En forholdsmessig andel på 67 % fra den norske stat ble innløst i henhold til avtale med Olje- og energidepartementet for å opprettholde samme prosentvise eierandel i Equinor. Innløsningen ble godkjent av den ordinære generalforsamlingen 14. mai 2020.

Den første transjen på 500 millioner USD ervervet i det åpne markedet er bokført som egne aksjer som en reduksjon av egenkapitalen i tredje kvartal 2019. Statens andel inkludert renter og utbytte er bokført som en kortsiktig forpliktelse og som en reduksjon i egenkapital som egne aksjer, etter beslutningen på den ordinære generalforsamlingen 14. mai 2020. Forpliktelsen på 0,9 milliarder USD (9.1 milliarder NOK) ble oppgjort 23. juli 2020. De tilsvarende aksjene i første del av tilbakekjøpsprogrammet ble kansellert 16. juli 2020.

Equinor har suspendert det gjenværende tilbakekjøpsprogrammet inntil videre. Den annonserte andre transjen på 675 millioner USD, inkludert den norske stats andel, vil ikke under dagens markedsforhold bli gjennomført som tidligere annonsert og planlagt.

Antall aksjer	2020	2019

Aksjer tilbakekjøpsprogrammet 1. januar	23.578.410	0
Tilbakekjøp aksjer	3.142.849	23.578.410
Kansellering	(26.721.259)	0

Aksjer tilbakekjøpsprogrammet 31. desember	0	23.578.410

Konsernregnskap

Ansattes aksjespareprogram

Antall aksjer	2020	2019

Aksjespareprogrammet 1. januar	10.074.712	10.352.671
Ervervet	4.604.106	3.403.469
Tildelt ansatte	(3.236.327)	(3.681.428)

Aksjespareprogrammet 31. desember	11.442.491	10.074.712

Det ble det ervervet og allokert aksjer til egne ansatte gjennom deltakelse i aksjespareprogrammet for 68 millioner USD i 2020 og 68 millioner USD i 2019. For ytterliggere informasjon, se note 6 Godtgjørelse.

18 Finansiell gjeld

Langsiktig finansiell gjeld

Finansiell gjeld til amortisert kost

	Vektet gjennomsnittlig rentesats i %1)		Balanse i millioner USD per 31.	desember	Virkelig verdi i millioner USD per 31. desember2)
	2020	2019	2020	2019	2020	2019
Usikrede obligasjonslån
Amerikanske dollar (USD)	3,82	4,14	18.710	13.308	21.883	14.907
Euro (EUR)	2,03	2,25	10.057	8.201	11.115	8.992
Britiske pund (GBP)	6,08	6,08	1.877	1.815	2.949	2.765
Norske kroner (NOK)	4,18	4,18	352	342	412	389

Sum usikrede obligasjonslån			30.994	23.666	36.359	27.053
Usikrede lån
Japanske yen (JPY)	4,30	4,30	97	92	119	123

Sum			97	92	119	123

Sum finansiell gjeld			31.091	23.758	36.479	27.175
Fratrukket kortsiktig andel			1.974	2.004	2.062	2.036
Langsiktig finansiell gjeld			29.118	21.754	34.417	25.139

1) Vektet gjennomsnittlig rentesats er beregnet for lån per valuta per 31. desember, og reflekterer ikke valutabytteavtaler.

2) Virkelig verdi er kalkulert i eksterne modeller som baserer seg på markedsobservasjoner fra ulike kilder klassifisert som nivå 2 i virkelig verdi-hierarkiet. For mer informasjon om virkelig verdi-hierarkiet, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Usikrede obligasjonslån på 18.710 millioner USD er utstedt i USD og usikrede obligasjonslån utstedt i andre valutaer på 11.368 millioner USD er konvertert til USD. Ett lån på 916 millioner USD er utstedt i EUR og ikke konvertert. Tabellen reflekterer ikke den økonomiske effekten av valutabytteavtaler for forskjellige valutaer til USD. Se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko for ytterligere informasjon.

I all vesentlighet inneholder avtaler knyttet til usikrede obligasjonslån og usikrede banklån bestemmelser som begrenser pantsettelse av eiendeler for å sikre framtidige låneopptak, med mindre eksisterende obligasjonsinnehavere og långivere samtidig gis en tilsvarende status.

Konsernregnskap

I 2019 og 2020 utstedte Equinor følgende obligasjoner

Utstedelsesdato	Valuta	Beløp i millioner	Rentesats i %	Forfallsdato

18. mai 2020	USD	750	1,750	Januar 2026
18. mai 2020	EUR	750	0,750	Mai 2026
18. mai 2020	USD	750	2,375	Mai 2030
18. mai 2020	EUR	1.000	1,375	Mai 2032
1. april 2020	USD	1.250	2,875	April 2025
1. april 2020	USD	500	3,000	April 2027
1. april 2020	USD	1.500	3,125	April 2030
1. april 2020	USD	500	3,625	April 2040
1. april 2020	USD	1.250	3,700	April 2050
13. november 2019	USD	1.000	3,250	November 2049

Av konsernets totale utestående usikrede obligasjonslån inneholder 43 obligasjonslån bestemmelser som gir konsernet rett til å kjøpe tilbake gjelden til pålydende eller til en forhåndsavtalt kurs, hvis det blir foretatt endringer i norsk skattelovgivning. Balanseført verdi av disse lånene utgjør 30.644 millioner USD til vekslingskurs per 31. desember 2020.

Mer informasjon om rullerende kredittfasilitet, forfallsprofil for udiskontert kontantstrøm og styring av renterisiko er gitt i note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

År 2 og 3	3.705	2.846
År 4 og 5	4.927	5.004
Etter 5 år	20.485	13.904

Sum tilbakebetaling av langsiktig finansiell gjeld	29.118	21.754

Vektet gjennomsnittlig tilbakebetalingstid (år - inklusiv kortsiktig andel)	10	9
Vektet gjennomsnittlig rentesats (% - inklusiv kortsiktig andel)	3,38	3,64

2019 er omarbeidet da linjen Leieavtaler er skilt ut fra linjen Finansiell gjeld i Konsernbalansen.

Kortsiktig finansiell gjeld

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Innkalt margin	1.704	585
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 år1)	1.974	2.004
Annet inklusiv US Commercial paper program og kassekreditt	913	350

Kortsiktig finansiell gjeld1)	4.591	2.939

Vektet gjennomsnittlig rentesats1)	2,40	2,18

1) 2019 er omarbeidet da linjen Leieavtaler er skilt ut fra linjen Finansiell gjeld i Konsernbalansen.

Innkalt margin og annen kortsiktig gjeld er hovedsakelig kontanter mottatt for å sikre en andel av konsernets kreditteksponering og utestående beløp knyttet til US Commercial paper (CP) program. Utstedelse under CP-programmet utgjorde 903 millioner USD per 31. desember 2020 og 340 millioner USD per 31. desember 2019.

Konsernregnskap

Avstemming av kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter mot finansielle poster i balanseoppstillingen

(i millioner USD)	Langsiktig finansiell gjeld	Kortsiktig finansiell gjeld	Finansielle fordringer Innkalt margin 1)	Annen innskutt egenkapital / Egne aksjer	Ikke kontrollerende eierinteresser	Skyldig utbytte	Totalt uten leieavtaler	Leieavtaler	Sum

1. januar 2020	21.754	2.939	(634)	(708)	20	859	24.230	4.339	28.569
Overføring til kortsiktig andel	(1.974)	1.974					0		0
Effekt av valutakursendringer	1.049	0	0	0	0	15	1.064		1.064
Vedtatt utbytte						1.833	1.833		1.833
Kontantstrømmer fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter	8.347	(346)	(329)	(1.059)	(16)	(2.330)	4.268	(1.277)	2.991
Andre endringer	(58)	24	(4)	179	15	(20)	136	1.344	1.480
31. desember 2020	29.118	4.591	(967)	(1.588)	19	357	31.531	4.406	35.937

(i millioner USD)	Langsiktig finansiell gjeld 2)	Kortsiktig finansiell gjeld 2)	Finansielle fordringer Innkalt margin 1)	Annen innskutt egenkapital / Egne aksjer	Ikke kontrollerende eierinteresser	Skyldig utbytte	Totalt uten leieavtaler	Leieavtaler	Sum

1. januar 2019	22.889	2.406	(591)	(196)	19	766	25.293	432	25.725
Overføring til kortsiktig andel	(1.322)	1.322					0		0
Effekt av valutakursendringer	(108)	0	0	0	0	7	(101)		(101)
Vedtatt utbytte						3.453	3.453		3.453
Kontantstrømmer fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter	984	(1.487)	(32)	(514)	(7)	(3.342)	(4.398)	(1.098)	(5.496)
Andre endringer	(689)	698	(11)	2	8	(25)	(17)	5.005	4.988
31. desember 2019	21.754	2.939	(634)	(708)	20	859	24.230	4.339	28.569

1) Finansielle fordringer knyttet til innkalt margin er inkludert i kundefordringer og andre fordringer i balanseoppstillingen. Se note 15 Kundefordringer og andre fordringer for ytterligere informasjon.

2) Langsiktig finansiell gjeld og Kortsiktig finansiell gjeld er omarbeidet da linjen Leieavtaler er skilt ut fra linjen Finansiell gjeld i Konsernbalansen.

19 Pensjoner

Equinor ASA og en rekke av dets datterselskaper har innskuddsbasert pensjonsordning som hovedordning, hvor innbetalt premie utgjør årets pensjonskostnad i Konsernresultatregnskapet. I tillegg inneholder innskuddsordningen i Equinor ASA enkelte ufonderte elementer. Disse innskuddsplanene over drift reguleres likt som avkastningen for hovedinnskuddsordningen og er vurdert til virkelig verdi og innregnes som pensjonsforpliktelser. Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for mer informasjon om regnskapsmessig behandling av innskuddsplanene over drift rapportert i Equinor ASA.

Equinor ASA har i tillegg en ytelsesbasert pensjonsordning. Den ytelsesbaserte ordningen ble lukket i 2015 for nyansatte og for ansatte med mer enn 15 år igjen til ordinær pensjonsalder. Equinors ytelsesbaserte pensjonsordning er generelt basert på minst 30 års tjenestetid med opptil 66 % av sluttlønn, inkludert en antatt offentlig støtte som skal gis fra den norske folketrygden. De norske selskapene i konsernet er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon, og Equinors pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i denne loven.

Ytelsesbaserte pensjonsordninger i Norge administreres og finansieres gjennom Equinors pensjonsfond (Equinor Pensjon). Equinor Pensjon er en selveiende stiftelse hvor ansatte i Equinors norske selskaper er dekket. Equinor Pensjons midler holdes atskilt fra foretakets og konsernforetakenes midler. Equinor Pensjon står under tilsyn av Finanstilsynet og har konsesjon til å drive virksomhet som pensjonskasse.

Equinor er medlem av den offentlige Avtalefestede Førtidspensjonsavtalen (AFP), hvor premien beregnes på basis av de ansattes inntekter opptil 7,1 G (grunnbeløp i Folketrygden). Premien må betales for alle ansatte fram til fylte 62 år. Pensjonsutbetaling fra administrator av AFP-ordningen er livsvarig. Equinor har vurdert at forpliktelsen til denne flerforetaksytelsesordningen kan estimeres med tilstrekkelig pålitelighet for regnskapsføring. Følgelig har selskapet innregnet sin forholdsmessige estimerte andel av AFP-ordningen som en ytelsesplan som er inkludert i pensjonsforpliktelser for ytelsesplaner.

Nåverdien av bruttoforpliktelsen, med unntak av den ufonderte innskuddsordningen, samt årets pensjonsopptjening og kostnad ved tidligere perioders pensjonsopptjening er beregnet basert på en lineær opptjeningsmodell. Forventningene til gjennomsnittlig lønnsøkning, pensjonsregulering og regulering av folketrygdens grunnbeløp er underbygget med gjeldende avtaler, historiske observasjoner, forventninger til framtidige pensjonsforutsetninger og forholdet mellom disse forutsetningene. Diskonteringsrenten per 31. desember 2020 for ytelsesbaserte ordninger i Norge er basert på en 7-årig OMF-rente (obligasjon med fortrinnsrett) ekstrapolert til en rente som tilsvarer varigheten av forfallstid for opptjente rettigheter, beregnet til 15,6 år ved utgangen av 2020. Arbeidsgiveravgift er beregnet på grunnlag av pensjonsplanenes netto finansiering og inkluderes i brutto pensjonsforpliktelse.

Det er Equinors vurdering at netto overdekning i den fonderte pensjonsplanen representerer en verdi for selskapet, enten ved overføring til premiefondet, som kan finansiere fremtidig premiebetaling, eller ved utbetaling av egenkapital fra pensjonskassen.

Equinor har mer enn én ytelsesplan, men noteinformasjon er gitt samlet for alle planer da de ikke har vesentlige risikoforskjeller. Planer utenfor Norge er uvesentlige og er derfor ikke opplyst om separat. Tabellene i denne noten viser brutto pensjonskostnader før allokering til lisenspartnerne. Konsernresultatregnskapet viser netto pensjonskostnader etter allokering til lisenspartnerne.

Netto pensjonskostnader

(i millioner USD)	2020	2019	2018

Nåverdi av årets opptjening	184	206	214
Tap/(gevinst) ved avkortning, oppgjør eller planendring	0	3	20
Innskuddsplaner over drift	55	56	55

Ytelsesplaner	238	265	289
Innskuddsplaner	192	182	173

Sum netto pensjonskostnader	432	446	462

I tillegg til pensjonskostnadene i tabellen ovenfor er finansposter fra ytelsesplaner innregnet i konsernregnskapet som en del av Netto finansposter. Rentekostnader og endringer i virkelig verdi av innskuddsplaner over driften utgjorde 203 millioner USD i 2020, og 260 millioner USD i 2019. Renteinntekter er innregnet med 117 millioner USD i 2020, og 142 millioner USD i 2019.

Konsernregnskap

(i millioner USD)	2020	2019

Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar	8.363	8.176
Nåverdi av årets opptjening	184	206
Rentekostnad på pensjonsforpliktelsen	203	263
Aktuarmessige (gevinster)/tap - økonomiske forutsetninger	443	(23)
Aktuarmessige (gevinster)/tap - erfaring	(61)	6
Utbetalte ytelser fra ordningene	(250)	(236)
Tap/(gevinst) ved avkorting, oppgjør eller planendring	0	0
Fripoliser	(7)	(14)
Omregningsdifferanse	286	(71)
Endring i forpliktelse på innskuddsplaner over drift	55	56
Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember	9.216	8.363

Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar	5.589	5.187
Renteinntekt på pensjonsmidler	117	143
Avkastning på pensjonsmidler (unntatt renteinntekter)	385	384
Innbetalt av selskapet	96	127
Utbetalt ytelser fra ordningene	(113)	(195)
Fripoliser og personforsikring	(7)	(13)
Omregningsdifferanse	167	(44)

Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember	6.234	5.589
Netto pensjonsforpliktelser 31. desember	(2.981)	(2.774)
Spesifikasjon:
Eiendel innregnet som langsiktige pensjonsmidler (fondert ordning)	1.310	1.093
Forpliktelse innregnet som langsiktige pensjonsforpliktelser (ufondert ordning)	(4.292)	(3.867)
Den ytelsesbaserte pensjonsforpliktelsen kan fordeles som følger	9.216	8.363

Fonderte pensjonsplaner	4.927	4.496
Ufonderte pensjonsplaner	4.288	3.867
Faktisk avkastning på pensjonsmidler	501	527

Equinor regnskapsførte et aktuarmessig tap som skyldtes endringer i økonomiske forutsetninger i 2020, i all hovedsak på grunn av en større reduksjon i diskonteringsrenten sammenliknet med de øvrige forutsetningene. En aktuarmessig gevinst ble innregnet i 2019.

Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i totalresultatet

(i millioner USD)	2020	2019	2018

Årets netto aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet i totalresultatet gjennom året	3	401	(282)
Omregningsdifferanser	(109)	27	172
Skatteeffekt på aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet i totalresultatet	19	(98)	22

Innregnet i konsolidert totalresultat etter skatt	(87)	330	(88)

Akkumulerte aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet i totalresultatet etter skatt	(899)	(812)	(1.141)

Konsernregnskap

Aktuarmessige forutsetninger

	Økonomiske forutsetninger for	resultatelementer i %	Økonomiske forutsetninger ved årets utgang for balanseelementer i %
Avrundet til nærmeste kvartil	2020	2019	2020	2019
Diskonteringsrente	2,25	2,75	1,75	2,25
Forventet lønnsvekst	2,25	2,75	2,00	2,25
Forventet vekst i løpende pensjoner	1,50	2,00	1,25	1,50
Forventet regulering av folketrygdens grunnbeløp	2,25	2,75	2,00	2,25
Vektet gjennomsnittlig durasjon for pensjonsforpliktelsen			15,6	15,8

Forutsetningene presentert over gjelder konsernselskaper i Norge som er medlem av Equinors pensjonskasse. Andre datterselskaper har også ytelsesplaner, men disse utgjør uvesentlige beløp for konsernet.

Forventet sannsynlighet for frivillig avgang per 31. desember 2020 var på henholdsvis 0,3 % og 3,6 % i kategoriene ansatte fra 50 til 59 år og 60 til 67 år, og 0,3 % og 3,3 % i 2019. For aldersgruppen 60 til 67 år representerer andelen en forventet sannsynlighet for frivillig avgang med tidlig uttak av pensjon.

For planer i Norge er dødelighetstabell K 2013 i kollektiv pensjonsforsikring, utarbeidet av Finanstilsynet, brukt som beste estimat på dødelighet.

Uføretabeller for planer i Norge er utarbeidet av aktuar i 2013 og representerer beste estimat for planer i Norge.

Sensitivitetsanalyse

Tabellen nedenfor viser estimater for effektene av endringer i vesentlige forutsetninger som inngår i beregning av ytelsesplanene. Estimatene er basert på relevante forhold per 31. desember 2020.

		Diskonteringsrente	Forventet lønnsvekst			Forventet vekst i løpende pensjoner		Forventet levetid
(i millioner USD)	0.50 %	-0.50 %	0.50 %	-0.50 %	0.50 %	-0.50 %	+ 1 år	- 1 år

Endring i:
Pensjonsforpliktelse 31. desember 2019	(651)	738	191	(181)	598	(541)	333	(364)
Nåverdi av årets opptjening for 2020	(22)	25	11	(11)	17	(15)	9	(10)

Sensitiviteten i de finansielle resultatene til hver av de vesentlige forutsetningene er estimert basert på antagelsen om at alle andre faktorer ville forbli uendret. Den estimerte økonomiske effekten vil avvike fra faktiske tall da regnskapet også gjenspeiler sammenhengen mellom disse forutsetningene.

Konsernregnskap

Pensjonsmidler

Pensjonsmidlene knyttet til de ytelsesbaserte planene er målt til virkelig verdi. Equinor Pensjon investerer både i finansielle eiendeler og i eiendom.

Tabellen nedenfor viser vekting av porteføljen for finansporteføljen godkjent av styret i Equinor Pensjon for 2020. Porteføljevektingen i løpet av ett år er avhengig av risikokapasitet.

		Pensjonsmidler på ulike investeringsklasser
(i %)	2020	2019	porteføljevekt

Egenkapitalinstrumenter	34,1	32,3	27 - 38
Obligasjoner	50,2	46,4	40 - 53
Sertifikater	9,4	14,5	0 - 29
Eiendom	6,4	6,3	5 - 10
Andre eiendeler inklusiv derivater	(0,1)	0,5

Sum	100,0	100,0

I 2020 hadde 81 % av egenkapitalinstrumentene og 2 % av obligasjonene noterte priser i et aktivt marked. 17 % av

egenkapitalinstrumentene, 98 % av obligasjonene og 100 % av sertifikatene var basert på andre data enn de noterte prisene. I de tilfeller hvor noterte markedspriser ikke er tilgjengelig, er virkelig verdi kalkulert i eksterne modeller og basert på markedsobservasjoner fra ulike kilder.

I 2019 hadde 92 % av egenkapitalinstrumentene og 6 % av obligasjonene noterte priser i et aktivt marked. 8 % av egenkapitalinstrumentene, 94 % av obligasjonene og 100 % av sertifikatene var basert på andre data enn de noterte prisene.

For definisjon på de ulike nivåene, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Premieinnbetaling til Equinor Pensjon forventes å utgjøre mellom 130 og 150 millioner USD i 2021.

20 Avsetninger og andre forpliktelser

(i millioner USD)	Nedstengnings- og fjernings forpliktelser	Avsetninger for krav og tvister	Andre avsetninger og forpliktelser	Sum

Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2019	14.719	965	3.479	19.163

Langsiktig andel 31. desember 2019	14.616	54	3.282	17.951
Kortsiktig andel 31. desember 2018 rapportert som leverandørgjeld, annen kortsiktig
gjeld og avsetninger	104	910	197	1.211

Nye eller økte avsetninger og andre forpliktelser	353	81	439	873
Endring i estimater	202	22	(10)	214
Beløp belastet mot avsetninger og andre forpliktelser	(234)	(15)	(145)	(394)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor	1.537		32	1.569
Avgang ved salg	(0)			(0)
Rentekostnad på forpliktelser	412		160	572
Reklassifisering og overføring	(282)	(0)	28	(254)
Omregningsdifferanser	584	0	53	637

Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2020	17.292	1.053	4.035	22.380

Langsiktig andel 31. desember 2020	17.200	96	2.436	19.731
Kortsiktig andel 31. desember 2019 rapportert som leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	92	958	1.600	2.649

Linjen Nye eller økte avsetninger og annen gjeld inkluderer tilleggsavsetninger gjort i perioden, gjeld og forpliktelser knyttet til virksomhetssammenslutninger. Equinor har avsatt 166 millioner USD for en tapskontrakt på grunn av betydelig redusert forventet bruk av en transportavtale. Equinor har i 2020 også innregnet en forpliktelse for et betinget vederlag på 145 millioner USD knyttet til oppkjøp av en 49 % interesse i aksjeselskapet LLC KrasGeoNac (KGN).

Tidspunktet for utbetalinger knyttet til fjerningsforpliktelser avhenger av forventet produksjonsstans ved de ulike anleggene.

Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser betales til en depositumkonto, fordelt over feltets gjenværende levetid i noen produksjonsdelingsavtaler (PSA), og disse betalingene vurderes å være nedbetalinger på forpliktelsen.

Kategorien Avsetninger for krav og tvister er hovedsakelig relatert til avsetninger for forventede utbetalinger på uløste krav. Oppgjørstidspunktet og beløp for disse avsetningene er usikre og avhengige av ulike faktorer som er utenfor ledelsens kontroll. For mer informasjon om utviklingen samt andre betingede forpliktelser, se note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

Bevegelseslinjen Reklassifisering og overføring gjelder primært klassifiseringen av Bakken som holdt for salg. For mer informasjon se note 4 Oppkjøp og nedsalg.

For ytterligere informasjon vedrørende anvendte metoder og påkrevde estimater, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper.

Forventet oppgjørstidspunkt

(i millioner USD)	Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser	Andre avsetninger og forpliktelser, inkludert for krav og tvister	Sum
2021 - 2025	883	4.197	5.080
2026 - 2030	1.634	266	1.900
2031 - 2035	5.716	178	5.895
2036 - 2040	2.557	41	2.598
Deretter	6.502	406	6.908
Avsetninger 31. desember 2020	17.292	5.089	22.380

21 Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Leverandørgjeld	2.748	3.047
Andre forpliktelser og påløpte kostnader	2.352	2.405
Forpliktelser felleskontrollerte eiendeler	2.090	2.628
Gjeld til egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre nærstående parter	546	947

Sum finansiell leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	7.736	9.027
Kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell kortsiktig gjeld	2.774	1.423

Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	10.510	10.450

Inkludert i kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell kortsiktig gjeld er enkelte avsetninger som er ytterligere omtalt i note 20 Avsetninger og andre forpliktelser og i note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler. For informasjon om valutasensitivitet se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko. For ytterligere informasjon vedrørende leverandørgjeld til egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskaper og andre nærstående parter, se note 24 Nærstående parter.

Konsernregnskap

22 Leieavtaler

Equinor leier diverse eiendeler, i hovedsak borerigger, transportskip, lagre og kontorbygninger til bruk i driften. Equinor er i hovedsak leietaker i disse avtalene, og bruken av leieavtaler er primært driftsmessig begrunnet, og ikke som en valgt finansieringsløsning.

Enkelte leieavtaler, som forsyningsbaser, forsyningsskip, helikoptre og kontorbygninger er inngått av Equinor for senere allokering av kostnader til Equinor-opererte lisenser. Disse forpliktelsene er innregnet brutto i balansen, i resultatregnskapet og i kontantstrømoppstillingen når Equinor anses å ha primæransvaret for den fulle leiebetalingen. Leieforpliktelser knyttet til eiendeler dedikert til spesifikke lisenser, hvor hver enkelt deltaker i lisensen er vurdert å ha primæransvar for leiebetalingene, er rapportert netto, eksklusiv lisenspartnernes andel. Dette omfatter typisk borerigger knyttet til spesifikke lisenser på norsk kontinentalsokkel.

Informasjon knyttet til leiebetalinger og leieforpliktelser

(i millioner USD)		2020		2019

Leieforpliktelser 1. januar		4.339		4.660
Nye leieavtaler, herunder endringer og kanselleringer		1.349		861
Brutto leiebetalinger	(1.415)		(1.280)
Renter	102		144
Nedbetalinger på leieforpliktelser	(1.312)	(1.312)	(1.136)	(1.136)
Omregningsdifferanser		31		(47)

Leieforpliktelser 31. desember		4.406		4.339
Kortsiktig leieforpliktelse		1.186		1.148
Langsiktig leieforpliktelse		3.220		3.191

Leiekostnader som ikke er inkludert i leieforpliktelsene

(i millioner USD)	2020	2019

Kostnader knyttet til kortsiktige leieavtaler	342	435

Betalinger knyttet til kortsiktige leieavtaler er i hovedsak knyttet til borerigger og transportskip. For disse leiekontraktene blir en betydelig del av leiekostnaden inkludert i kostprisen på et annet driftsmiddel, som for borerigger benyttet i lete- og utbyggingsaktiviteter. Leiebetalinger knyttet til variable leiekomponenter og leie av eiendeler med lav verdi er ikke vesentlige.

Equinor hadde inntekter på 252 millioner USD i 2020 og 264 millioner USD i 2019 knyttet til leiekostnader som er refundert fra lisenspartnere i tilfeller hvor Equinor har bokført leiekontraktene brutto. I tillegg mottok Equinor betalinger på 29 millioner USD i 2020 og 34 millioner USD i 2019 knyttet til finansiell framleie. Samlede fordringer fra finansiell framleie var 38 millioner USD per 31. desember 2020 og 54 millioner USD per 31. desember 2019, inkludert i linjen Kundefordringer og andre fordringer i Konsernbalansen.

Forpliktelser knyttet til leiekontrakter som ikke var påbegynt per 31. desember 2020 er inkludert i øvrige forpliktelser i note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

Forfallsstruktur basert på udiskonterte kontraktsmessige leieforpliktelser er presentert i note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig leieforpliktelse

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

År 2 og 3	1.513	1.310
År 4 og 5	748	676
Etter 5 år	959	1.204

Sum tilbakebetaling av langsiktig leieforpliktelse	3.220	3.191

Informasjon knyttet til bruksrettseiendeler

(i millioner USD)	Rigger	Skip	Tomter og bygninger	Lagerbygg	Annet	Sum

Bruksrettseiendeler 1. januar 2020	951	1.320	1.365	156	219	4.011
Tilganger, herunder endringer og kanselleringer	380	853	18	45	30	1.326
Avskrivninger og nedskrivninger1)	(349)	(571)	(179)	(68)	(90)	(1.257)
Omregningsdifferanser	23	4	11	0	2	40

Bruksrettseiendeler 31. desember 2020	1.004	1.606	1.215	133	161	4.119

(i millioner USD)	Rigger	Skip	Tomter og bygninger	Lagerbygg	Annet	Sum

Bruksrettseiendeler 1. januar 2019	1.212	1.302	1.537	72	249	4.372
Tilganger, herunder endringer og kanselleringer	160	439	59	141	56	855
Avskrivninger og nedskrivninger1)	(398)	(413)	(225)	(57)	(81)	(1.174)
Omregningsdifferanser	(23)	(8)	(6)	0	(5)	(42)

Bruksrettseiendeler 31. desember 2019	951	1.320	1.365	156	219	4.011

1) Avskrivningskostnader på 359 millioner USD i 2020 og 375 millioner USD i 2019 er allokert til aktiviteter som er balanseført (se også note 10 Varige driftsmidler).

Bruksrettseiendeler inngår i linjen Varige driftsmidler i Konsernbalansen. Se også note 10 Varige driftsmidler.

Equinor implementerte regnskapsstandarden IFRS 16 Leieavtaler 1. januar 2019. Regnskapsstandarden ble implementert i henhold til modifisert retrospektiv metode, uten omarbeiding av rapporterte 2018-tall. Implementeringen av IFRS 16 økte Konsernbalansen per 1. januar 2019 ved at leieforpliktelser på 4,2 milliarder USD og bruksrettseiendeler på 4,0 milliarder USD ble balanseført. Equinors egenkapital ble ikke påvirket av implementeringen av IFRS 16.

Konsernregnskap

23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler

Myndighetsbestemte produksjonskutt

I perioder med sterkt reduserte olje- og gasspriser som en følge av ubalanse i oljemarkedet, kan OPEC+ og offentlige myndigheter verden over enes om felles produksjonskutt. Equinor følger reviderte produksjonstillatelser gitt av myndighetene og kan derfor fra tid til annen være nødt til å begrense produksjonen sammenlignet med normal produksjonskapasitet. Som en følge av covid-19-pandemien ble slike produksjonskutt gjennomført i 2020. Disse produksjonskuttene har ikke hatt vesentlig innvirkning på total produksjon.

Kontraktsmessige forpliktelser

Equinor hadde kontraktsmessige forpliktelser på 5,849 millioner USD per 31. desember 2020. Disse kontraktsmessige forpliktelsene reflekterer Equinors andel og består i hovedsak av konstruksjon og kjøp av varige driftsmidler samt forpliktede investeringer i egenkapitalkonsoliderte selskaper.

I forbindelse med tildeling av konsesjoner for leting og utvinning av olje og gass kan deltakerne måtte forplikte seg til å bore et visst antall brønner. Ved utløpet av 2020 var Equinor forpliktet til å delta i 26 brønner, med en gjennomsnittlig eierandel på cirka 37 %. Equinors andel av estimerte kostnader knyttet til å bore disse brønnene utgjør 323 millioner USD. Brønner som Equinor i tillegg kan bli forpliktet til å delta i boringen av, avhengig av framtidige funn i gitte lisenser, er ikke inkludert i disse tallene.

Andre langsiktige forpliktelser

Equinor har inngått forskjellige langsiktige avtaler om rørledningstransport i tillegg til andre former for transportkapasitet, samt terminal- , prosesserings-, lagrings- og entry/exit (inngangs- og utgangs-) kapasitet i tillegg til andre spesifikke kjøpsavtaler. Disse avtalene gir rett til kapasitet, eller spesifikke volumer, men medfører også en plikt til å betale for den avtalte tjeneste eller råvare, uavhengig av faktisk bruk. Kontraktenes lengde varierer, med en løpetid opptil 2044.

Take-or-pay (bruk eller betal) -kontrakter for kjøp av råvarer er bare inkludert i tabellen nedenfor hvis den kontraktmessig avtalte prisingen er av en art som kan eller vil avvike fra oppnåelige markedspriser for råvaren på leveransetidspunktet.

Equinors forpliktelser overfor egenkapitalkonsoliderte selskaper er vist i tabellen under med Equinors forholdsmessige andel. For eiendeler (for eksempel rørledninger) som er inkludert i Equinor-regnskapet gjennom fellesvirksomhet eller lignende ordninger, og hvor følgelig Equinors andel av eiendeler, forpliktelser, inntekter og utgifter (kapasitetskostnader) innregnes linje for linje i konsernregnskapet, inkluderer beløpene i tabellen de netto forpliktelser som skal betales av Equinor (Equinors forholdsmessige andel av forpliktelsen fratrukket Equinors eierandel i den aktuelle enheten).

Tabellen under inkluderer 2,222 millioner USD relatert til ikke-leasing-komponenter av leasingavtaler reflektert i regnskapet i henhold til IFRS 16, samt leasingavtaler som ennå ikke er påbegynt. Sistnevnte inkluderer to nye rigger til bruk på den norske kontinentalsokkelen samt et økt antall VLGC tankere (very large gas carriers) som skal støtte den økende virksomheten innen LPG (liquified petroleum gas). Se note 22 Leieavtaler for flere detaljer om påbegynte leasingavtaler.

Nominelle andre langsiktige minimumsforpliktelser per 31. desember 2020:

(i millioner USD)

2021	2.144
2022	2.057
2023	1.631
2024	1.296
2025	1.233
Deretter	3.364

Sum andre langsiktige forpliktelser	11.725

Garantier

Equinor har garantert for sin proporsjonale andel av et egenkapitalkonsolidert selskaps langsiktige bankgjeld, kontraktsmessige betalingsforpliktelser og noen tredjepartsforpliktelser på totalt 316 millioner USD pr. 31. desember 2020. Bokført verdi av garantien er uvesentlig.

Betingede eiendeler og forpliktelser

Redetermineringsprosess på Agbami-feltet

Gjennom sitt eierskap i OML 128 i Nigeria er Equinor part i en prosess knyttet til redeterminering av eierandeler på Agbami-feltet. Redetermineringen vil redusere Equinors eierinteresse. En ikke-bindende avtale om oppgjør for redetermineringen ble inngått i fjerde kvartal 2018. Partene i den ikke-bindende avtalen har fortsatt arbeidet mot et endelig oppgjør og om enighet om justering av eierandelsprosent i løpet av 2020. Diskusjonene pågår fortsatt. Basert på beste estimat utgjør Equinors avsetning for utfallet av redetermineringsprosessen per 31. desember 2020 872 millioner USD, bokført som Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger i Konsernbalansen. Redetermineringsprosessen hadde uvesentlig innvirkning på Konsernresultatregnskapet i 2020.

Tvist om mineralrettigheter langs Missouris elvebredd

Equinor produserer hydrokarboner fra brønner i avgrensede enheter langs Missouri-elven, der eierskapet til mineralrettighetene knyttet til området nær bredden opp til det ordinære høyvannsmerket er omtvistet.. Som operatør for brønner i disse enhetene har Equinor rett til deler av inntektene, og plikt til å distribuere resten av produksjonsinntektene til eierne av mineralrettighetene. Da elvebredden har beveget seg kontinuerlig over tid, har oppdatert elveoppmåling ført til rettighetskrav fra flere parter, inkludert delstaten North Dakota, USA, og privatpersoner. Det endelige utfallet av denne prosessen kan føre til en reduksjon av Equinors interesser i enkelte enheter. Maksimal eksponering for Equinor i denne saken er estimert til 91 millioner USD, og Equinor har avsatt for beste estimat i saken.

Krav fra Petrofac angående flere endringsordre-forespørsler utført i Algerie (In Salah)

Petrofac International (UAE) LLC (PIUL) ble tildelt EPC-kontrakten for å gjennomføre ISSF-prosjektet (In Salah Southern Fieldsprosjektet som ferdigstilte utbyggingen av fire gassfelt sentralt i Algerie). Etter at arbeidet ble stilt i bero som følge av terrorist-angrepet på et annet felt i Algerie (In Amenas) i 2013, utstedte PIUL en rekke endringsordre-forespørsler (VoRs) knyttet til stand-by og remobiliseringskostnader etter evakueringen av utenlandske ansatte. Flere VORs er betalt, men det har ikke vært mulig å komme til enighet om oppgjør av de øvrige. I august 2020 igangsatte PIUL voldgift med krav om et estimert beløp på 533 millioner USD, der Equinor har en 31.85 % andel. Equinors maksimale eksponering utgjør 163 millioner USD, og Equinor har avsatt for beste estimat i saken.

Tvist om kildeskatt på utbetalinger fra Brasil til Norge

Utbetalinger for tjenester fra Brasil er vanligvis gjenstand for kildeskatt. Basert på den doble skatteavtalen Brasil har med Norge, gikk Equinors datterselskaper i Brasil i 2012 til søksmål for å slippe å betale slik skatt på utbetalinger til Equinor ASA og Equinor Energy AS for tjenester uten overføring av teknologi. Dommen i første rettsinstans i 2013 gikk i Equinors favør, og siden 2014 er kildeskatten ikke blitt betalt. I 2017 ble det avsagt dom i andre rettsinstans, også denne i Equinors favør, men dommen er anket. Neste rettsbehandling startet i oktober 2020, og det er avgitt en stemme i favør av skattemyndighetenes syn. Det gjenstår fortsatt at retten avgir to stemmer. Equinors maksimale eksponering er estimert til ca. 111 millioner USD. Equinor er av den oppfatning at alle relevante skatteregler er fulgt, og at Equinor står sterkt i saken. Det er derfor ikke foretatt avsetninger i Konsernresultatregnskapet.

Krav om annullering av Petrobras' salg av eierandel i BM-S-8 til Equinor

I mars 2017 anla en person tilknyttet Union of Workers of Oil Tankers of Sergipe (Sindipetro) et gruppesøksmål mot Petrobras, Equinor og ANP (den relevante brasilianske regulatoriske myndighet) med krav om å annullere Petrobras' salg til Equinor av eierinteressen og operatørskapet i BM-S-8, som ble gjennomført i november 2016 etter partner- og myndighetsgodkjennelse. I tillegg ble det framsatt et krav om rettslig pålegg om å utsette overdragelsen. Dette kravet ble akseptert av en føderal dommer i april 2017, men det rettslige pålegget ble senere opphevet av en føderal regionsdomstol, og dette pålegget er endelig avvist av domstolene. Saken som gjelder annullering av salget er klar for vurdering i første rettsinstans. Ved utløpet av 2020 inngår eierandelen i Equinors balanse som immaterielle eiendeler i E&P International-segmentet. For ytterligere informasjon om Equinors anskaffelser og nedsalg i BM-S-8, vises det til note 4 Oppkjøp og nedsalg.

ICMS indirekte skatt (Imposto sobre Circulacao de Mercadorias – skatt på omsetning av varer og visse tjenester)

I Brasil utstedte delstaten Rio de Janeiro i 2015 en lov som gjorde utvinning av råolje til gjenstand for en 18 % ICMS indirekte skatt (Imposto sobre Circulacao de Mercadorias – skatt på omsetning av varer og visse tjenester). På linje med andre berørte internasjonale energiselskaper mener Equinor at skatten er grunnlovsstridig, og har innledet sak i rettssystemet i delstaten Rio de Janeiro, så langt med positive utfall. Den brasilianske bransjeforeningen har også anlagt sak ved Brasils føderale høyesterett, der det bestrides at loven er i henhold til grunnloven. Equinors eksponering i saken øker med produksjon både fra Peregrino- og Roncadorfeltet, men på grunn av covid-19 pandemien og vedlikeholdsarbeid i løpet av 2020 har ikke eksponeringen endret seg vesentlig i løpet av året. Ved årsslutt 2020 er eksponeringen estimert til ca. 647 millioner USD. ICMS-beløp forfaller ikke til betaling før det er avsagt en dom som avgjør at loven er i henhold til grunnloven. Endelig avgjørelse av saken kan ikke tidfestes med tilstrekkelig sikkerhet, men prosessen kan forventes å ta noen år. Equinor mener at konsernet står sterkt i saken, og har derfor ikke foretatt avsetning i Konsernregnskapet.

Konsernregnskap

KKD oljesands-partnerskap

Kanadiske skattemyndigheter har utstedt forslag til endret ligning for 2014 for Equinors kanadiske datterselskap som var part i Equinors avhendelse av 40 % av KKD oljesand-prosjektet det året. Forslaget justerer partnerallokeringen mellom involverte enheter og eiendeler. Maksimal eksponering er estimert til ca. 396 millioner USD. Den pågående prosessen med formell kommunikasjon med kanadiske skattemyndigheter, samt eventuell rettsbehandling som måtte bli nødvendig, kan ta flere år. Ingen skatt forfaller til betaling før saken er endelig avgjort. Equinor er av den oppfatning at alle relevante skatteregler er fulgt og at Equinor står sterkt i saken. Det er derfor ikke foretatt avsetninger i konsernregnskapet.

Varsler om endret ligning og tvister med norske skattemyndigheter

I fjerde kvartal 2020 mottok Equinor vedtak i saken vedrørende kapitalstrukturen til det belgiske datterselskapet Equinor Service Center Belgium N.V. Vedtaket konkluderer med at kapitalstrukturen må baseres på prinsippet om armlengdes avstand og dekker årene 2012 til 2016. Maksimal eksponering er estimert til omkring 188 millioner USD, og Equinor har mottatt et skattekrav for dette som må betales. Equinor kan anke vedtaket, og hvis konsernets syn vinner frem, vil skatteinnbetalingen bli refundert. Equinor mener fortsatt at konsernets vurdering står sterkt, og ved årsslutt 2020 er det derfor ikke utgiftsført noe beløp i konsernregnskapet.

Equinor har en pågående tvist knyttet til størrelsen på forsknings- og utviklingskostnader som kan allokeres til selskapets særskattepliktige virksomhet. Basert på en dom i norsk høyesterett og Equinors påfølgende korrespondanse med norske skattemyndigheter i 2020 er maksimal eksponering for denne saken estimert til omkring 220 millioner USD. Equinor har avsatt for beste estimat i saken.

Oljeskattekontoret har utfordret internprisingen på visse NGL-produkter solgt fra Equinor Energy AS til Equinor ASA i årene 2011 – 2019. Denne tvisten har delvis blitt avgjort for enkelte av produktene, mens den fremdeles pågår for andre. Equinor har inngitt stevning til Oslo Tingrett for ett av produktene knyttet til inntektsårene 2012 – 2014, og rettsbehandlingen er tidfestet til mars 2021. Den totale maksimale eksponering relatert til flytende gass er estimert til omkring 100 millioner USD. Equinor har avsatt for beste estimat i saken.

Voldgift knyttet til prisrevisjon

Noen langsiktige gassalgsavtaler inneholder prisrevisjonsklausuler, som i noen tilfeller fører til krav som blir gjenstand for voldgift. I 2020 er eksponeringen knyttet til slik voldgift redusert med ca. 1,3 milliarder USD som følge av oppgjør. Gjenværende eksponering knyttet til gass levert før årsslutt 2020 er uvesentlig. Prisrevisjonsrelaterte endringer i 2020 representerer en inntekt på omtrent 150 millioner USD før skatt og 30 millioner USD etter skatt, som er bokført i Konsernresultatregnskapet under salgsinntekter og inntektsskatt.

Tvist mellom de føderale myndighetene i Nigeria og de statlige myndighetene i Rivers, Bayelsa og Akwa Ibom i Nigeria

I oktober 2018 avgjorde Nigerias høyesterett en tvist mellom de føderale myndighetene i Nigeria på den ene siden og de statlige myndighetene i Rivers, Bayelsa og Akwa Ibom i Nigeria på den andre siden, i favør av sistnevnte. Høyesterettsdommen legger opp til en mulig tilbakevirkende justering av enkelte produksjonsdelingskontrakter til fordel for de føderale myndighetene i Nigeria, herunder for OML 128 (Agbami). Denne saken ble trukket av saksøker i andre kvartal 2020 uten innvirkning på Equinors konsernregnskap.

Tvist med brasilianske skattemyndigheter

I 2017 endret brasilianske skattemyndigheter ligningen for 2011 for et brasiliansk datterselskap av Equinor som var part i salget da Equinor det året solgte 40 % av Peregrino-feltet til Sinochem. Den endrete ligningen bestred Equinors allokering av salgsinntekt til det involverte hollandske selskapet, noe som fører til en vesentlig høyere skattemessig gevinst og betalbare skatter i Brasil. Equinor var uenig i ligningen, og tok saken til brasiliansk administrativ rett, som i andre instans avgjorde saken i Equinors favør. Equinor har mottatt bekreftelse på at avgjørelsen anses endelig og ikke kan ankes. Den endelige dommen påvirket ikke Equinors konsernregnskap.

Andre krav

Equinor er gjennom sin ordinære virksomhet involvert i rettssaker, og det finnes for tiden flere andre uavklarte tvister. Det endelige omfanget av konsernets forpliktelser eller eiendeler knyttet til slike tvister og krav lar seg ikke beregne på dette tidspunktet. Equinor har gjort avsetninger i konsernregnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert på selskapets beste estimater. Equinor forventer ikke at konsernets økonomiske stilling, driftsresultat eller kontantstrøm vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av rettssakene og tvistene. Equinor følger opp de ovennevnte tvistene aktivt med de kontraktsmessige og juridiske virkemidler som foreligger i hver sak, men endelig utfall av sakene og tidspunkt for eventuelle relaterte kontantstrømmer kan på nåværende tidspunkt ikke avgjøres med tilstrekkelig pålitelighet.

Når det gjelder informasjon om avsetninger knyttet til tvister og krav som ikke gjelder inntektsskatt, vises det til note 20 Avsetninger. Usikre forpliktelser knyttet til inntektsskatt er reflektert som betalbar eller utsatt skatt i tråd med relevante definisjoner, mens usikre skatteeiendeler er reflektert som kortsiktige eller utsatte skattefordeler.

24 Nærstående parter

Transaksjoner med Den norske stat

Den norske stat er hovedaksjonær i Equinor og eier betydelige eierandeler i andre norske selskaper. Per 31. desember 2020 hadde Den norske stat en eierandel i Equinor på 67,0 % (Folketrygdfondets andel i Equinor på 3,6 % er holdt utenfor). Eierskapsstrukturen medfører at Equinor deltar i transaksjoner med flere parter som er under en felles eierskapsstruktur, og derfor tilfredsstiller definisjonen av nærstående parter.

Samlet kjøp av olje og våtgass fra staten beløp seg til 5.108 millioner USD, 7.505 millioner USD og 8.604 millioner USD i henholdsvis 2020, 2019 og 2018. Kjøp av naturgass fra staten vedrørende Tjeldbergodden metanolfabrikk beløp seg til 18 millioner USD, 36 millioner USD og 49 millioner USD i henholdsvis 2020, 2019 og 2018. Nevnte kjøp av olje og naturgass er bokført i Equinor ASA. Equinor ASA selger i tillegg, i sitt eget navn, men for statens regning og risiko, statens gassproduksjon. Disse transaksjonene er presentert netto. For mer informasjon se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper. Den vesentligste delen av beløpet som er inkludert i linjen Gjeld til egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre nærstående parter i note 21 Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger, består av skyldig beløp til staten knyttet til disse kjøpene.

Første transje av tilbakekjøpsprogrammet av aksjer ble gjennomført i markedet frem til 4. februar 2020, og en forholdsmessig andel av den norske stats eierandel ble innløst og slettet etter godkjenning fra generalforsamlingen. For mer informasjon se note 17 Egenkapital og utbytte.

Andre transaksjoner

I forbindelse med den vanlige driften inngår Equinor kontrakter om transport, gasslagring og behandling av petroleumsprodukter med selskaper som Equinor har eierinteresser i. Slike transaksjoner er inkludert i de relevante regnskapslinjene i konsernresultatregnskapet. Gassled og enkelte andre infrastruktureiendeler driftes av Gassco AS, som er en enhet under felles kontroll av Olje- og energidepartementet. Gasscos aktiviteter blir utført for rørlednings- og terminaleiernes regning og risiko. Kapasitetsbetalingene som blir håndtert av Gassco blir viderebetalt til de respektive eierne. Equinors betalinger som Gassco gjennomførte på vegne av eierne, utgjorde 1.203 millioner USD i 2020, 1.396 millioner USD i 2019 og 1.351 millioner USD i 2018. Disse betalingene blir i hovedsak bokført i Equinor ASA. Beløpene representerer Equinors totale kapasitetsbetalinger til Gassco, men i konsernregnskapet vises kostnaden netto fratrukket den andelen som representerer Equinors egne eierinteresser i Gasscos infrastruktur. I tillegg håndterer Equinor ASA, i sitt eget navn, men for statens regning og risiko, statens andel av Gasscos kostnader. Disse transaksjonene er presentert netto.

Equinor ASA leier to kontorbygninger i Bergen og Harstad, eid av nærstående part Equinor Pensjon. Leieforpliktelser løper til 2034 og 2037, og Equinor ASA har bokført leieforpliktelser på 311 millioner USD knyttet til disse kontraktene.

Transaksjoner som involverer ledende ansatte (medlemmer av styret og konsernledelsen) i løpet av året er presentert i note 6 Godtgjørelse. Godtgjørelse til ledende ansatte er presentert i note 4 Godtgjørelse i selskapsregnskapet til Equinor ASA.

Konsernregnskap

25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko

Finansielle instrumenter etter kategori

Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilhørende bokførte verdier slik kategoriene er definert i IFRS 9 Finansielle instrumenter: innregning og måling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom måling som definert av kategoriene i IFRS 9 og måling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og andre fordringer, leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokført verdi vurdert til å være en rimelig vurdering av virkelig verdi. Se note 18 Finansiell gjeld for informasjon om virkelig verdi på langsiktige obligasjonslån og banklån.

Se også note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for ytterligere informasjon angående måling av virkelig verdi.

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle eiendeler	Sum balanseført verdi

31. desember 2020
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater			2.476		2.476
Langsiktige finansielle investeringer	13	261	3.822		4.083
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	13	497		364	861
Kundefordringer og andre fordringer	15	7.418		814	8.232
Kortsiktige finansielle derivater			886		886
Kortsiktige finansielle investeringer	13	11.649	216		11.865
Betalingsmidler	16	6.264	492		6.757

Sum finansielle eiendeler		26.090	7.892	1.178	35.159

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle eiendeler	Sum balanseført verdi

31. desember 2019
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater			1.365		1.365
Langsiktige finansielle investeringer	13	167	3.433		3.600
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	13	1.057		157	1.214
Kundefordringer og andre fordringer	15	7.374		859	8.233
Kortsiktige finansielle derivater			578		578
Kortsiktige finansielle investeringer	13	7.050	377		7.426
Betalingsmidler	16	4.478	700		5.177

Sum finansielle eiendeler		20.125	6.452	1.016	27.593

Konsernregnskap

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle forpliktelser	Sum balanseført verdi

31. desember 2020
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld	18	29.118			29.118
Langsiktige finansielle derivater			676		676
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	21	7.736		2.774	10.510
Kortsiktig finansiell gjeld	18	4.591			4.591
Skyldig utbytte		357			357
Kortsiktige finansielle derivater			1.710		1.710

Sum finansielle forpliktelser		41.802	2.386	2.774	46.961

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle forpliktelser	Sum balanseført verdi
31. desember 2019
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld1)	18	21.754			21.754
Langsiktige finansielle derivater			1.173		1.173
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	21	9.027		1.423	10.450
Kortsiktig finansiell gjeld1)	18	2.939			2.939
Skyldig utbytte		859			859
Kortsiktige finansielle derivater			462		462

Sum finansielle forpliktelser1)		34.580	1.635	1.423	37.637

1) Langsiktig finansiell gjeld og Kortsiktig finansiell gjeld i kolonnen Ikke finansielle forpliktelser er reklassifisert siden Leieavtaler er skilt ut fra linjene for Finansiell gjeld i Konsernbalansen.

Konsernregnskap

Virkelig verdi-hierarki

Den etterfølgende tabellen oppsummerer hver klasse av finansielle instrumenter innregnet i Konsernbalansen til virkelig verdi fordelt på Equinors grunnlag for måling av virkelig verdi.

(i millioner USD)	Langsiktige finansielle instrumenter	Langsiktige finansielle derivater - eiendeler	Kortsiktige finansielle investeringer	Kortsiktige finansielle derivater - eiendeler	Betalingsmidler	Langsiktige finansielle derivater - forpliktelser	Kortsiktige finansielle derivater - forpliktelser	Sum virkelig verdi
31. desember 2020
Nivå 1	1.379	0	66	419		0	(432)	1.432
Nivå 2	2.135	2.146	150	443	492	(671)	(1.277)	3.417
Nivå 3	308	330		24		(5)		657
Sum virkelig verdi	3.822	2.476	216	886	492	(676)	(1.710)	5.505

31. desember 2019
Nivå 1	1.456	7	0	86		(6)	(70)	1.473
Nivå 2	1.700	1.139	377	461	700	(1.148)	(394)	2.835
Nivå 3	277	219		33		(19)		510

Sum virkelig verdi	3.433	1.365	377	578	700	(1.173)	(462)	4.817

Nivå 1: Virkelig verdi basert på noterte priser i et aktivt marked for identiske eiendeler eller forpliktelser inkluderer finansielle instrumenter som omsettes aktivt, og der verdien innregnet i konsernets balanse er fastsatt basert på observerbare priser på identiske instrumenter. For konsernet vil denne kategorien i de fleste tilfellene bare være relevant for børsnoterte egenkapitalinstrumenter og statsobligasjoner.

Nivå 2: Virkelig verdi basert på andre data enn de noterte prisene som inngår i nivå 1, men som er utledet fra observerbare markedstransaksjoner, herunder Equinors ikke-standardiserte kontrakter der virkelig verdi er fastsatt basert på prisinput fra observerbare markedstransaksjoner. Dette vil typisk være når konsernet bruker terminpriser på råolje, naturgass, renter og valutakurser som input i konsernets verdsettelsesmodeller for å fastsette virkelig verdi på sine finansielle derivater.

Nivå 3: Virkelig verdi basert på ikke-observerbare data, inkluderer finansielle instrumenter der virkelig verdi er fastsatt basert på input og forutsetninger som ikke er fra observerbare markedstransaksjoner. De virkelige verdiene presentert i denne kategorien er hovedsakelig basert på interne forutsetninger. De interne forutsetningene benyttes bare dersom det ikke eksisterer kvoterte priser fra et aktivt marked eller andre observerbare priskilder for de finansielle instrumentene som verdsettes.

Den virkelige verdien for enkelte "earn-out"-avtaler og innebygde derivater er fastsatt ved bruk av verdsettelsesmodeller med prisinput fra observerbare markedstransaksjoner i tillegg til internt genererte prisforutsetninger og volumprofiler. Diskonteringsrenten som er brukt i verdsettelsen, er en risikofri rente basert på den aktuelle valutaen og tidshorisonten til den underliggende kontantstrømmen. Kontantstrømmen er justert for en kredittpremie for å reflektere enten Equinors kredittpremie (dersom det er gjeld) eller en estimert motparts premie (dersom det er eiendel). I tillegg kan en risikopremie for risikoelementer som det ikke er justert for i kontantstrømmen inkluderes når dette er aktuelt. De virkelige verdiene for disse finansielle derivatene er i sin helhet blitt klassifisert i kategori tre innenfor kortsiktige og langsiktige finansielle derivat eiendeler i tabellen over. En annen alternativ forutsetning innenfor et rimelig mulighetsområde som kunne vært brukt ved beregning av virkelig verdi på disse kontraktene, er å ekstrapolere siste observerte terminpris med inflasjon. Bruk av denne forutsetningen ville gitt en økning av virkelig verdi for disse kontraktene på omtrent 0,1 milliard USD ved utgangen av 2020,

mens effekten var ansett som ubetydelig ved utgangen av 2019.

Avstemming av endringer i virkelig verdi i løpet av 2020 og 2019 for alle finansielle eiendeler klassifisert i det tredje nivået i hierarkiet er presentert tabellen nedenfor.

Konsernregnskap

	Langsiktige	Langsiktige finansielle	Kortsiktige finansielle	Langsiktige finansielle	Kortsiktige finansielle
	finansielle	derivater -	derivater -	derivater -	derivater -
(i millioner USD)	investeringer	eiendeler	eiendeler	gjeld	gjeld	Sum

Inngående balanse 1. januar 2020	277	219	33	(19)	0	510
Total gevinst og tap i resultatregnskapet	(29)	106	19	14	0	109
Kjøp	64					64
Oppgjør	(8)		(28)			(36)
Overføring til nivå 1	1					1
Omregningsdifferanser	4	5	(0)			9

Utgående balanse 31. desember 2020	308	330	24	(5)	0	657

Inngående balanse 1. januar 2019	250	227	44	(35)	(1)	485
Total gevinst og tap i resultatregnskapet	(38)	(6)	31	16	1	4
Kjøp	78					78
Oppgjør	(11)		(42)			(52)
Overføring til nivå 1	(3)					(3)
Omregningsdifferanser	(0)	(2)	(0)			(3)

Utgående balanse 31. desember 2019	277	219	33	(19)	0	510

Eiendelene og forpliktelsene på nivå 3 har i løpet av 2020 hatt en netto økning i virkelig verdi på 147 millioner USD. De 109 millioner USD som er innregnet i konsernregnskapet i 2020 er hovedsakelig påvirket av endringer i virkelig verdi på innebygde derivater. 28 millioner USD relatert til visse "earn-out"- avtaler inkludert i åpningsbalansen for 2020 har blitt realisert siden de underliggende volumene har blitt levert i løpet av 2020.

Sensitivitetsanalyser av markedsrisiko

Råvareprisrisiko

Tabellen nedenfor inneholder sensitiviteter for råvareprisrisiko på Equinors råvarebaserte derivatkontrakter. Se note 5 Finansiell risikoog kapitalstyring for ytterligere informasjon knyttet til type råvarerisikoer og hvordan konsernet styrer disse risikoene.

Equinors eiendeler og forpliktelser til virkelig verdi er knyttet til derivater handlet både på og utenom børs, inkludert innebygde derivater som har blitt skilt ut og innregnet til virkelig verdi i balansen.

Sensitivitet knyttet til prisrisiko ved utgangen av 2020 og 2019 på 30 % anses rimelig basert på løpetiden til derivatkontraktene.

Endringer i virkelig verdi innregnes i Konsernresultatregnskapet siden ingen av de finansielle instrumentene i tabellen under er en del av et sikringsforhold.

Sensitivitet for råvarepriser	31. desember
	2020		2019
(i millioner USD)	- 30 %	+ 30 %	- 30 %	+ 30 %

Råolje og raffinerte produkter netto gevinst/(tap)	1.025	(1.025)	569	(563)
Naturgass, elektrisitet og Co2 netto gevinst/(tap)	184	(94)	(33)	49

Konsernregnskap

Valutarisiko

Ved utgangen av 2020 har den påfølgende valutarisikosensitiviteten blitt beregnet ved å forutsette et mulighetsområde for endringer på 8 % for de valutakursene som påvirker konsernets finansielle posisjon. Ved utgangen av 2019 var en endring på 9 % vurdert som et rimelig mulighetsområde for endring. Med referanse til tabellen nedenfor, betyr en økning av valutakursen at den valutaen som presenteres har styrket seg mot alle andre valutaer. De estimerte gevinstene og tapene som følge av en endring i valutakursene vil påvirke Konsernresultatregnskapet. Se note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring for ytterligere informasjon knyttet til valutarisiko og hvordan konsernet styrer risikoene.

Sensitivitet for valutarisiko	31. desember
	2020		2019
(i millioner USD)	- 8 %	+ 8 %	- 9 %	+ 9 %

USD netto gevinst/(tap)	(319)	319	(220)	220
NOK netto gevinst/(tap)	322	(322)	282	(282)

Renterisiko

For sensitiviteten knyttet til renterisiko er det forutsatt en endring på 0,6 prosentpoeng som et rimelig mulighetsområde for endringer ved utgangen av 2020. Også ved utgangen av 2019 var en endring på 0,6 prosentpoeng vurdert som rimelig mulighetsområde for endringer. En rentenedgang har en estimert positiv innvirkning på netto finansposter i Konsernresultatregnskapet, mens en renteøkning har en estimert negativ innvirkning på netto finansposter i Konsernresultatregnskapet. Se note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring for ytterligere informasjon knyttet til renterisiko og hvordan konsernet styrer risikoene.

Sensitivitet for renterisiko	31. desember
	2020		2019
(i millioner USD)	- 0,6 prosentpoeng	+ 0,6 prosentpoeng	- 0,6 prosentpoeng	+ 0,6 prosentpoeng
Positiv/(negativ) innvirkning på netto finansposter	516	(516)	526	(526)

Aksjeprisrisiko

Den påfølgende sensitiviteten for aksjeprisrisiko er kalkulert på bakgrunn av en forutsatt mulig endring på 35 % i aksjepriser basert på balanseførte verdier per 31. desember 2020. Også per 31. desember 2019 var en endring på 35 % sett på som en rimelig mulig endring i aksjepriser. De estimerte gevinstene fra en økning i aksjepriser og de estimerte tapene fra en nedgang i aksjepriser ville påvirke Konsernresultatregnskapet. Se note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring for ytterligere informasjon vedrørende aksjeprisrisiko og hvordan konsernet styrer risikoen.

Sensitivitet for aksjeprisrisiko	31. desember
	2020		2019
(i millioner USD)	- 35 %	+ 35 %	- 35 %	+ 35 %

Gevinst/(tap)	(684)	684	(631)	631

26 Hendelser etter balansedagens utløp

november 2020 informerte Equinor om en ny konsernstruktur som gjelder fra 1. juni 2021. Hovedendringen er at forretningsområdet Utvikling & Produksjon Brasil (DPB) slås sammen med forretningsområdet Utvikling & Produksjon internasjonalt (DPI). I tillegg deles forretningsområdet Leting (EXP) og slås sammen med Utvikling & Produksjon Norge (UPN) og Utvikling & Produksjon internasjonalt (DPI). Global forretningsutvikling & strategi (GSB) deles og slås sammen med Konsernfunksjonen for økonomi og finans (CFO) og Sikkerhet, sikring og bærekraft (SSU). Forretningsområdet Teknologi, prosjekter og boring (TPD) deles i Teknologi, digitalisering og innovasjon (TDI) og Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP). Dagens konsernstruktur fortsetter inntil den planlagte endringen trer i kraft. Den nye konsernstrukturen medfører ingen endringer i rapporterbare segmenter.

Fra første kvartal 2021 begynner Equinor å rapportere Nye energiløsninger (NES), som endrer navn til Fornybar (REN) fra 1. juni 2021, som et eget rapporterbart segment grunnet forretningsområdets strategiske betydning.

januar 2021 kunngjorde Norges regjering en ny handlingsplan for klima. Et foreslått tiltak for å redusere CO2-utslippene, er å øke CO2 avgiften gradvis på olje- og gassproduksjon til havs, og med full effekt fra 2030. Planen foreslår også en økt metanavgift til havs. Sammenlignet med Equinors estimater pr. 31. desember 2020, er det ventet at kostnadsøkningen for Equinor for året 2030 vil utgjøre ca. USD 0,4 milliarder før skatt. Dette er ikke ventet å ha noen vesentlig effekt på nedskrivningsvurderingene i UPN i første kvartal 2021. Handlingsplanen for klima ventes å bli vedtatt i Stortinget i løpet av våren 2021.
januar 2021 sluttførte Equinor avtalen om salg av en 50 % ikke-operert andel av Empire Wind og Beacon Wind til bp for et foreløpig sluttvederlag på USD 1.2 milliarder, inklusive USD 0.1 milliarder i justeringer for interimsperioden. Den gjenstående delen av vederlaget, fratrukket forskuddsbetalingen i 2020, ble betalt ved sluttføring.
februar 2021 avtalte Equinor med Grayson Mill Energy, støttet av EnCap Investments, å selge selskapets eierandel i Bakkenfeltet i statene Nord-Dakota og Montana for et totalt vederlag på ca. USD 900 millioner. Effektiv dato for transaksjonen er 1. januar 2021. Sluttføring av transaksjonen avhenger av at ordinære vilkår, inklusive myndighetsgodkjenninger, er oppfylt.
februar 2021 sluttførte Equinor en avtale med Eni om salg av en 10 % ikke-operert eierandel i prosjektene Doggerbank A og Doggerbank B for et totalt sluttvederlag på 206,4 millioner GBP betalt ved signering.

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

4.2 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass (urevidert)

I samsvar med Financial Accounting Standards Board (FASB) Accounting Standards Codification "Extractive Activities - Oil and Gas" (Topic 932), gir Equinor enkelte tilleggsopplysninger om lete- og produksjonsvirksomheten for olje og gass. Selv om disse opplysningene er utarbeidet med rimelig grad av sikkerhet og lagt fram i god tro, understrekes det at noen av opplysningene nødvendigvis vil være unøyaktige og utgjøre tilnærmede størrelser fordi slike opplysninger blir utarbeidet ut fra en subjektiv vurdering. Derfor vil ikke disse opplysningene nødvendigvis representere selskapets nåværende økonomiske stilling eller de resultater selskapet forventer å skape i framtiden.

For ytterligere informasjon angående prinsipper for estimering av reserver, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper - Viktige områder for skjønnsanvendelse og kilder til usikkerhet i estimater - Sikre olje- og gassreserver.

For informasjon vedrørende Agbami redetermineringsprosess og tvisten mellom Nigerian National Petroleum Corporation og partnere i Oil Mining Lease (OML) 128 om visse vilkår i produksjonsdelingsavtalen, se note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til konsernregnskapet. Effekt av redetermineringsprosessen på sikre reserver er anslått å være mindre enn 10 millioner fat oljeekvivalenter (foe), og er ikke inkludert.

Det har ikke vært noen nye hendelser siden 31. desember 2020 som vil medføre en vesentlig endring i estimerte sikre reserver eller andre tall rapportert per denne dato. Den nylig kunngjorte avtalen om å avhende våre eierinteresser i Bakken-feltet i USA har virkning fra 1. januar 2021. Dette medfører en beregnet reduksjon i sikre reserver på 94 millioner foe ved utgangen av 2021.

Sikre olje- og gassreserver

Equinors sikre olje- og gassreserver er estimert av selskapets fagpersoner i henhold til bransjestandarder og de krav som stilles av U.S. Securities and Exchange Commission (SEC), Rule 4-10 of Regulation S-X. Reserveestimater er å betrakte som utsagn om framtidige hendelser.

Fastsetting av disse reservene er del av en kontinuerlig prosess og er gjenstand for endringer etter hvert som ytterligere informasjon blir tilgjengelig. Estimater på sikre reserver er dynamiske og vil endre seg over tid basert på ny tilgjengelig informasjon. Dessuten er ytterligere forventede reserver og betingede ressurser som kan bli sikre reserver i framtiden, ikke tatt med i beregningene.

Equinor bokfører sikre reserver under forskjellige former for kontraktsbundne avtaler, herunder produksjonsdelingsavtaler (Production Sharing Agreements, PSA-er) hvor Equinors del av reservene kan variere basert på produktpriser eller andre faktorer. Reserver fra avtaler, slik som PSA-er og buy-back avtaler, er basert på det volumet som Equinor har tilgang til for kostnadsdekning ("kost-olje") og inntjening ("profitt-olje"), begrenset av tilgjengelig markedstilgang. Per 31. desember 2020 var 5 % av totale sikre reserver relatert til denne type avtaler (10 % av olje-, kondensat- og NGL-reserver, og 1 % var totale gassreserver). Tilsvarende andel av totale sikre reserver var 5 % også i 2019 og 2018. Equinors bokførte produksjon av olje og gass fra felt med denne type avtaler var 59 millioner foe i 2020, sammenlignet med 68 millioner foe i 2019 og 83 millioner foe i 2018. Equinor deltar i denne type avtaler i Algerie, Angola, Aserbajdsjan, Libya, Nigeria og Russland.

Som sikre reserver bokfører Equinor volumer tilsvarende våre skatteforpliktelser under forhandlede skatteregimer (PSA-er) hvor skatten betales på vegne av Equinor. Reservene inkluderer ikke produksjonsavgift som betales med petroleum, med unntak av reserver i USA. Reservene inkluderer dessuten ikke volumer som forbrukes i produksjon.

Rule 4-10 of Regulation S-X krever at reserver vurderes basert på eksisterende økonomiske betingelser, inkludert en 12-måneders gjennomsnittlig pris fastsatt som et ikke-vektet aritmetisk gjennomsnitt av pris den første i måneden for hver måned i rapporteringsperioden, med mindre prisen er definert i kontrakter. Følgende tabell viser volumvektede gjennomsnittspriser for Equinors samlede portefølje, samt prisen på Brent blend:

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass

		Volumvektede gjennomsnittspriser ved årsslutt
	Brent blend	Olje	Naturgass
	USD/foe	USD/foe	USD/foe	USD/foe	(USD/mmbtu)

2020	41,26	40,60	33,99	23,72	3,18
2019	63,04	60,04	55,37	29,96	5,12
2018	71,59	67,99	67,42	39,81	6,19

Reduserte råvarepriser påvirket mengden lønnsomme utvinnbare reserver og resulterte i reduserte sikre reserver. Negative revisjoner på grunn av pris er generelt et resultat av tidligere økonomisk cut-off. For felt med produksjonsdelingsavtaler blir dette til en viss grad motvirket av en relativ høyere eierandel til reservene. Disse endringene er inkludert i revisjonskategorien i tabellene nedenfor, og gir en netto reduksjon av Equinors sikre reserver ved årsslutt.

Fra norsk sokkel (NCS) er Equinor, på vegne av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), ansvarlig for å administrere, transportere og selge statens olje og gass. Disse reservene blir solgt sammen med Equinors egne reserver. Som en del av denne ordningen leverer og selger Equinor gass til kunder under ulike typer salgskontrakter på vegne av SDØE. Forpliktelsene blir oppfylt basert på en feltleveringsplan som optimaliserer verdien av den samlede olje- og gassporteføljen til Equinor og SDØE.

Equinor og SDØE mottar inntekter fra den samlede gassalgsporteføljen på grunnlag av sine respektive andeler av forsyningsvolumene. For salg av SDØEs naturgass, både til Equinor og til tredjeparter, er betalingen til SDØE basert på oppnådde priser, en "net back formula"-beregnet pris eller markedsverdi. Statens olje og NGL blir i sin helhet ervervet av Equinor. Prisen Equinor betaler til SDØE for råolje er basert på markedsreflekterte priser. Prisene for NGL er enten basert på oppnådde priser, markedsverdi eller markedsreflekterte priser.

Avsetningsinstruksen, som beskrevet over, kan endres eller tilbakekalles av generalforsamlingen i Equinor ASA. På grunn av denne usikkerheten og at statens egne estimater av sikre reserver ikke er tilgjengelige for Equinor, er det ikke mulig å beregne hvor store mengder Equinor samlet vil kjøpe i henhold til avsetningsinstruksen.

Topic 932 krever presentasjon av reserver samt andre gitte tilleggsopplysninger fordelt på geografisk område, definert som land eller kontinent som har 15 % eller mer av totale sikre reserver. Per 31. desember 2020 er det kun Norge med 72 % av totale sikre reserver som kommer inn under denne kategorien. USA hadde 16 % av sikre reserver i begynnelsen av 2017, og ledelsen har derfor fastslått at den mest meningsfylte presentasjonen av geografisk område også i 2020 vil være å bruke inndelingen Norge, USA og kontinentene Eurasia (uten Norge), Afrika og Amerika (uten USA).

Endringer i sikre reserver i 2020

Afrika

Nettoøkningen på 40 millioner foe i revisjoner og økt utvinning er et resultat av hovedsakelig positive revisjoner på flere felt med produksjonsdelingsavtaler i Angola, Algerie, Nigeria og Libya.

USA

Nettoreduksjonen på 118 millioner foe i revisjoner og økt utvinning inkluderer en negativ revisjon på 110 millioner foe knyttet til den landbaserte virksomheten. Dette skyldes hovedsakelig redusert aktivitetsnivå, i tillegg til kortere økonomisk levetid på feltene som følge av reduserte priser på olje og gass. De reduserte prisene har også hatt negativ innvirkning på noen av feltene i Mexicogolfen. Økningen på 101 millioner foe i utvidelser og funn er et resultat av nye brønner som er boret i områder uten tidligere sikre reserver i den landbaserte virksomheten.

Amerika uten USA

Nettoreduksjonen på 55 millioner foe i revisjoner og økt utvinning er hovedsakelig et resultat av kortere økonomisk levetid på felt i Brasil, forårsaket av de reduserte prisene på olje. Økningen i egenkapitalkonsoliderte reserver på 6 millioner foe er knyttet til kjøp av petroleumsressurser i Argentina.

Endringer i sikre reserver i 2019

Norge

Nedgangen på 66 millioner foe (egenkapitalkonsolidert) skyldtes avhendelse av en eierandel på 16 % i Lundin. Etter dette har Equinor ikke lenger bokført egenkapitalkonsoliderte sikre reserver i Norge.

Eurasia uten Norge

Nettoøkningen på 52 millioner foe i revisjoner og økt utvinning var hovedsakelig knyttet til positive revisjoner på felt i Storbritannia, men omfattet også noen tilleggsvolumer fra et prosjekt for økt utvinning i Aserbajdsjan. Økningen på 110 millioner foe i utvidelser og funn (egenkapitalkonsoliderte) var knyttet til Russland, der et nytt utbyggingsprosjekt ble godkjent.

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

Afrika

Nettoøkningen på 25 millioner foe i revisjoner og økt utvinning skyldtes hovedsakelig positive revisjoner på flere felt med produksjonsdelingsavtaler i Algerie og Angola.

USA

Økningen på 126 millioner foe i utvidelser og funn var et resultat av fortsatt boring av nye brønner i uborede områder i den landbaserte virksomheten.

Endringer i sikre reserver i 2018

Norge

Økningen på 680 millioner foe i utvidelser og funn var hovedsakelig knyttet til godkjenningen av fase 2-utbyggingen på oljefeltet Johan Sverdrup og fase 3-utbyggingen på gassfeltet Troll. Fase 2-utbyggingen på Johan Sverdrup var også årsaken til nettoøkningen på 11 millioner foe i egenkapitalkonsoliderte sikre reserver, i samme kategori som aksjeposten i Lundin Petroleum.

Eurasia (uten Norge)

Nettoøkningen på 39 millioner foe i revisjoner og økt utvinning var hovedsakelig et resultat av økt oljepris, som har forlenget levetiden på noen av feltene i dette området.

Afrika

Nettoøkningen på 57 millioner foe i revisjoner og økt utvinning var et resultat av en forlengelse av produksjonsdelingsavtalen på In Amenas i Algerie, og boring av flere brønner på Agbami-feltet i Nigeria, noe som har økt utvinningen fra dette feltet. Nettoøkningen inkluderer også mindre revisjoner, bade positive og negative, på flere felt i Algerie og Libya.

USA

Nettoøkningen på 154 millioner foe i utvidelser og funn var hovedsakelig et resultat av utvidelser av områder med sikre reserver i den landbaserte virksomheten, gjennom boring av brønner i tidligere uborede områder. Godkjenningen av Vito-feltet i Mexicogolfen har også bidratt til økningen.

Amerika (uten USA)

Nettoøkningen på 60 millioner foe i revisjoner og økt utvinning kom hovedsakelig fra positive revisjoner på felt i Brasil, men også fra positive revisjoner i Canada. Økningen på 115 millioner foe i kjøp av petroleumsreserver er knyttet til Brasil.

Endringer i sikre reserver i 2020 er også beskrevet etter geografisk område i seksjon 2.9 Resultater fra drift, Sikre olje- og gassreserver. Utvikling av sikre, ikke utbygde reserver er beskrevet i seksjon 2.9 Resultater fra drift, Utvikling av reserver.

Følgende tabeller viser estimerte sikre olje- og gassreserver per 31. desember fra 2017 til 2020 og tilhørende endringer.

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass

	Konsoliderte selskaper						Egenkapitalkonsoliderte selskaper
Netto sikre olje- og		Eurasia						Eurasia
kondensatreserver (i millioner foe)	Norge	uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Delsum	Norge	uten Norge	Amerika uten USA	Delsum	Sum


31. desember 2017	1.380	97	185	351	237	2.249	53	-	-	53	2.302

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	114	36	35	7	60	251	4	-	-	4	256
Utvidelser og funn	99	-	3	59	-	161	10	-	-	10	171
Kjøp av petroleumsreserver	21	-	-	2	111	133	-	-	-	-	133
Salg av petroleumsreserver	(0)	(2)	-	(0)	-	(2)	-	-	-	-	(2)
Produksjon	(155)	(8)	(57)	(48)	(29)	(298)	(5)	-	-	(5)	(303)

31. desember 2018	1.458	124	165	371	378	2.496	62	-	-	62	2.558

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	113	50	19	35	27	244	3	(0)	-	3	247
Utvidelser og funn	5	3	-	25	-	33	-	57	-	57	91
Kjøp av petroleumsreserver	41	-	-	18	-	59	-	-	-	-	59
Salg av petroleumsreserver	(4)	-	-	(13)	-	(17)	(62)	-	-	(62)	(80)
Produksjon	(151)	(9)	(47)	(54)	(36)	(296)	(3)	(1)	-	(4)	(300)

31. desember 2019	1.463	168	137	383	369	2.518	-	56	-	56	2.575

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	32	(12)	33	(55)	(57)	(58)	-	(5)	-	(5)	(63)
Utvidelser og funn	27	2	-	7	-	36	-	0	-	0	36
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	5	5	5
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Produksjon	(193)	(15)	(39)	(48)	(25)	(320)	-	(1)	(1)	(2)	(322)

31. desember 2020	1.329	143	131	287	287	2.177	-	50	5	55	2.232


Utbygde sikre olje- og
kondensatreserver

31. desember 2017	514	55	173	252	118	1.112	-	-	-	-	1.112
31. desember 2018	493	46	152	279	247	1.216	0	-	-	0	1.216
31. desember 2019	691	44	124	278	254	1.392	-	5	-	5	1.396
31. desember 2020	654	54	110	217	202	1.237	-	8	5	13	1.249
Ikke-utbygde sikre olje- og
kondensatreserver

31. desember 2017	866	42	12	99	119	1.138	53	-	-	53	1.191
31. desember 2018	966	78	13	91	131	1.279	62	-	-	62	1.342
31. desember 2019	772	123	13	104	115	1.127	-	52	-	52	1.178
31. desember 2020	676	88	21	70	86	940	-	42	0	42	982

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

		Konsoliderte selskaper							Egenkapitalkonsolidert Sum
Netto sikre NGL-reserver		Eurasia uten			Amerika			Eurasia uten	Amerika
( i millioner foe)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Delsum	Norge	Norge	uten USA	Delsum	Sum


31. desember 2017	278	-	10	90	-	378	1	-	-	1	379

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	25	-	15	(9)	-	30	(0)	-	-	(0)	30
Utvidelser og funn	21	-	-	16	-	37	0	-	-	0	37
Kjøp av petroleumsreserver	8	-	-	0	-	8	-	-	-	-	8
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	(0)	-	(0)	-	-	-	-	(0)
Produksjon	(46)	-	(4)	(12)	-	(62)	(0)	-	-	(0)	(62)

31. desember 2018	286	-	21	85	-	392	1	-	-	1	393

Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	5	-	0	(2)	-	3	-	-	-	-	3

Utvidelser og funn	1	-	-	11	-	12	-	-	-	-	12
Kjøp av petroleumsreserver	4	-	-	1	-	5	-	-	-	-	5
Salg av petroleumsreserver	(1)	-	-	(18)	-	(18)	(1)	-	-	(1)	(20)
Produksjon	(41)	-	(3)	(12)	-	(57)	-	-	-	-	(57)
31. desember 2019	254	-	18	65	-	337	-	-	-	-	337


Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	(7)	0	2	(8)	-	(13)	-	-	-	-	(13)
Utvidelser og funn	0	-	-	7	-	8	-	-	-	-	8
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Produksjon	(40)	(0)	(3)	(11)	-	(54)	-	-	-	-	(54)

31. desember 2020	208	0	17	53	-	278	-	-	-	-	278



Utbygde sikre NGL-reserver

31. desember 2017	199	-	10	68	-	278	-	-	-	-	278
31. desember 2018	192	-	18	68	-	277	0	-	-	0	277
31. desember 2019	175	-	15	49	-	240	-	-	-	-	240
31. desember 2020	141	0	15	47	-	204	-	-	-	-	204

Ikke-utbygde sikre NGL reserver

31. desember 2017	78	-	-	21	-	100	1	-	-	1	101
31. desember 2018	94	-	3	18	-	115	1	-	-	1	116
31. desember 2019	78	-	3	16	-	97	-	-	-	-	97
31. desember 2020	66	(0)	2	6	-	74	-	-	-	-	74

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass

	Konsoliderte selskaper						Egenkapitalkonsolidert Sum
		Eurasia						Eurasia
Netto sikre gassreserver (i millioner cf)	Norge	uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Delsum	Norge	uten Norge	Amerika uten USA	Delsum	Sum


31. desember 2017	12.343	159	310	2.252	-	15.064	9	-	-	9	15.073

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	1.033	15	40	(9)	-	1.079	3	-	-	3	1.082
Utvidelser og funn	3.141	-	-	446	-	3.587	2	-	-	2	3.588
Kjøp av petroleumsreserver	274	-	-	3	26	303	-	-	-	-	303
Salg av petroleumsreserver	(0)	-	-	(0)	-	(0)	-	-	-	-	(0)
Produksjon	(1.502)	(39)	(84)	(318)	(5)	(1.949)	(4)	-	-	(4)	(1.953)

31. desember 2018	15.290	134	266	2.373	20	18.084	10	-	-	10	18.094

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	432	8	31	(39)	(3)	429	2	1	-	3	432
Utvidelser og funn	36	-	-	506	-	542	-	298	-	298	840
Kjøp av petroleumsreserver	37	-	-	11	-	48	-	-	-	-	48
Salg av petroleumsreserver	(18)	-	-	(118)	-	(135)	(10)	-	-	(10)	(145)
Produksjon	(1.447)	(31)	(57)	(363)	(9)	(1.907)	(2)	(4)	-	(6)	(1.913)

31. desember 2019	14.330	111	241	2.371	8	17.060	-	295	-	295	17.355

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	(195)	(36)	29	(311)	8	(505)	-	(28)	-	(28)	(534)
Utvidelser og funn	4	-	-	485	-	488	-	-	-	-	488
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	4	4	4
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Produksjon	(1.425)	(26)	(42)	(373)	(9)	(1.874)	-	(3)	(1)	(3)	(1.878)

31. desember 2020	12.714	49	227	2.171	7	15.169	-	264	3	267	15.436



Utbygde sikre gassreserver

31. desember 2017	8.852	159	273	1.675	-	10.958	-	-	-	-	10.958
31. desember 2018	10.459	111	240	1.740	20	12.569	0	-	-	0	12.570
31. desember 2019	9.417	111	217	1.645	8	11.398	-	67	-	67	11.465
31. desember 2020	7.863	49	199	1.681	7	9.799	-	123	3	126	9.926

Ikke-utbygde sikre
gassreserver

31. desember 2017	3.492	-	37	577	-	4.106	9	-	-	9	4.115
31. desember 2018	4.831	24	26	634	-	5.514	10	-	-	10	5.524
31. desember 2019	4.912	0	23	726	-	5.662	-	228	-	228	5.889
31. desember 2020	4.851	0	28	490	-	5.369	-	141	0	141	5.510

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

		Konsoliderte selskaper					Egenkapitalkonsolidert
		Eurasia						Eurasia
Netto sikre reserver (i millioner foe)	Norge	uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Delsum	Norge	uten Norge	Amerika uten USA	Delsum	Sum


31. desember 2017	3.857	125	250	842	237	5.311	56	-	-	56	5.367

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	323	39	57	(4)	60	474	5	-	-	5	479
Utvidelser og funn	680	-	3	154	-	837	11	-	-	11	848
Kjøp av petroleumsreserver	78	-	-	3	115	196	-	-	-	-	196
Salg av petroleumsreserver	(0)	(2)	-	(0)	-	(2)	-	-	-	-	(2)
Produksjon	(469)	(15)	(76)	(116)	(30)	(707)	(6)	-	-	(6)	(713)

31. desember 2018	4.468	148	233	879	382	6.110	66	-	-	66	6.175

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	195	52	25	26	26	324	3	(0)	-	3	327
Utvidelser og funn	13	3	-	126	-	142	-	110	-	110	253
Kjøp av petroleumsreserver	51	-	-	21	-	72	-	-	-	-	72
Salg av petroleumsreserver	(8)	-	-	(51)	-	(59)	(66)	-	-	(66)	(125)
Produksjon	(450)	(15)	(60)	(131)	(38)	(693)	(3)	(1)	-	(5)	(698)

31. desember 2019	4.270	187	198	870	370	5.895	-	109	-	109	6.004

Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	(9)	(18)	40	(118)	(55)	(161)	-	(10)	-	(10)	(171)
Utvidelser og funn	28	2	-	101	-	131	-	0	-	0	131
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	6	6	6
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Produksjon	(486)	(20)	(49)	(126)	(26)	(708)	-	(2)	(1)	(3)	(710)

31. desember 2020	3.802	151	189	727	289	5.158	-	97	5	102	5.260



Utbygde sikre reserver

31. desember 2017	2.290	83	231	619	118	3.342	-	-	-	-	3.342
31. desember 2018	2.548	66	212	657	250	3.733	0	-	-	0	3.733
31. desember 2019	2.544	64	178	621	255	3.663	-	17	-	17	3.679
31. desember 2020	2.196	63	161	564	203	3.187	-	30	5	35	3.222


Ikke-utbygde sikre reserver

31. desember 2017	1.567	42	19	223	119	1.969	56	-	-	56	2.025
31. desember 2018	1.920	82	21	222	131	2.377	65	-	-	65	2.442
31. desember 2019	1.725	123	20	250	115	2.233	-	92	-	92	2.325
31. desember 2020	1.606	88	28	163	86	1.971	-	67	0	67	2.038

Omregningsfaktorene som er benyttet er 1 standard kubikkmeter = 35,3 standard kubikkfot, 1 standard kubikkmeter oljeekvivalent = 6,29 fat oljeekvivalenter (foe) og 1 000 standard kubikkmeter gass = 1 standard kubikkmeter oljeekvivalent.

Balanseførte utgifter knyttet til produksjonsvirksomheten for olje og naturgass

Konsoliderte selskaper

			31. desember
(i millioner USD)	2020	2019	2018

Leteutgifter, leterettigheter og lignende	9.034	11.304	11.227
Utbyggingsutgifter, brønner, anlegg og annet utstyr	192.040	188.425	180.463

Sum balanseførte utgifter	201.073	199.730	191.690
Akkumulerte avskrivninger, nedskrivninger og amortiseringer	(136.524)	(129.383)	(122.803)

Netto balanseførte utgifter	64.549	70.347	68.887

Netto balanseførte utgifter fra egenkapitalkonsoliderte investeringer utgjorde 450 millioner USD per 31. desember 2020, 385 millioner USD per 31. desember 2019, og 1.446 millioner USD per 31. desember 2018. Beløpene er basert på balanseførte utgifter innenfor oppstrømssegmentene i konsernet, i tråd med beskrivelsen nedenfor for resultat av produksjonsaktiviteten for olje og gass.

Utgifter påløpt ved kjøp av olje- og gassressurser, lete- og utbyggingsvirksomhet

I tabellen nedenfor inngår både utgifter som er balanseført og kostnadsført.

Konsoliderte selskaper

	Eurasia uten				Amerika
(i millioner USD)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum

For regnskapsåret 2020
Leteutgifter	470	197	81	215	409	1.372
Utbyggingsutgifter	4.466	436	279	983	565	6.729
Kjøp av utbyggingsrettigheter	0	0	36	7	0	43
Kjøp av leterettigheter	0	41	2	1	24	68
Sum	4.936	674	398	1.206	998	8.212

For regnskapsåret 2019
Leteutgifter	617	381	72	153	362	1.585
Utbyggingsutgifter	4.955	679	350	1.947	601	8.532
Kjøp av utbyggingsrettigheter	1.129	0	0	845	0	1.974
Kjøp av leterettigheter	10	338	0	133	427	908
Sum	6.711	1.398	422	3.078	1.390	12.999
For regnskapsåret 2018
Leteutgifter	573	190	48	138	489	1.438
Utbyggingsutgifter	4.717	704	192	2.078	471	8.162
Kjøp av utbyggingsrettigheter	1.333	0	0	21	2.133	3.487
Kjøp av leterettigheter	108	10	10	411	886	1.425
Sum	6.731	904	250	2.648	3.979	14.512

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

Utgifter påløpt ved leteaktiviteter og utbyggingsaktiviteter fra egenkapitalkonsoliderte investeringer utgjorde 71 millioner USD i 2020, 166 millioner USD i 2019 og 249 millioner USD i 2018. Tallene inkluderer Lundin med henholdsvis 117 millioner USD i 2019 og 241 millioner USD i 2018.

Resultat av produksjonsvirksomheten for olje og gass

I henhold til Topic 932 gjenspeiler driftsinntektene og kostnadene i tabellen nedenfor bare det som er knyttet til Equinors produksjonsvirksomhet for olje og gass.

Resultat av produksjonsvirksomheten for olje og gass omfatter de to oppstrømsrapporteringssegmentene Utvikling og produksjon Norge (UPN) og Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI) slik disse er presentert i note 3 Segmentinformasjon i konsernregnskapet. Produksjonskostnader er basert på driftskostnader relatert til produksjonen av olje og gass. Fra driftskostnader er enkelte kostnader som; transportkostnader, avsetninger for over-/underløftposisjoner og produksjonsavgifter (royalty) ekskludert. Disse kostnadene og hovedsakelig oppstrømsrelatert administrasjon er inkludert i andre kostnader i tabellene nedenfor. Andre inntekter består hovedsakelig av gevinster og tap fra salg av eierinteresser i olje- og gassaktivitet og gevinster og tap fra råvarebaserte derivater knyttet til oppstrømssegmentene.

Inntektsskatt er beregnet ut fra vedtatte skattesatser, justert for friinntekt og skattekreditter. Renter og andre elementer som ikke er hensyntatt i tabellene nedenfor, er ikke trukket fra.

Konsoliderte selskaper

		Eurasia uten			Amerika
(i millioner USD)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum

For regnskapsåret 2020
Salg	76	189	240	218	5	728
Internt salg	11.778	652	1.621	2.181	910	17.142
Andre inntekter	165	14	0	216	5	400

Sum driftsinntekter	12.019	855	1.861	2.615	920	18.270

Letekostnader	(423)	(295)	(1.034)	(1.000)	(739)	(3.491)
Produksjonskostnader	(2.048)	(192)	(440)	(563)	(376)	(3.619)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(5.727)	(2.081)	(737)	(3.827)	(713)	(13.085)
Andre kostnader	(688)	(150)	(56)	(753)	(220)	(1.867)

Sum driftskostnader	(8.886)	(2.718)	(2.267)	(6.143)	(2.048)	(22.062)

Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass før skatt	3.133	(1.863)	(406)	(3.528)	(1.128)	(3.792)
Skattekostnad	(1.429)	718	(168)	(30)	(252)	(1.159)

Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass	1.704	(1.145)	(574)	(3.558)	(1.380)	(4.951)

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	(136)	0	0	(10)	(146)

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass

Konsoliderte selskaper

		Eurasia uten			Amerika
(i millioner USD)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum

For regnskapsåret 2019
Salg	15	243	555	302	853	1.968
Internt salg	17.754	562	2.666	3.732	1.139	25.853
Andre inntekter	1.151	27	2	199	51	1.430

Sum driftsinntekter	18.920	832	3.223	4.233	2.043	29.251

Letekostnader	(478)	(394)	(43)	(724)	(225)	(1.864)
Produksjonskostnader	(2.297)	(163)	(519)	(658)	(413)	(4.050)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(5.617)	(517)	(1.032)	(4.140)	(771)	(12.077)
Andre kostnader	(895)	(164)	(46)	(1.012)	(329)	(2.446)

Sum driftskostnader	(9.287)	(1.238)	(1.640)	(6.534)	(1.738)	(20.437)

Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass før skatt	9.633	(406)	1.583	(2.301)	305	8.814
Skattekostnad	(6.197)	199	(685)	(68)	(13)	(6.764)

Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass	3.436	(207)	898	(2.369)	292	2.050

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	15	24	0	6	0	45

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

Konsoliderte selskaper

	Eurasia uten Amerika
(i millioner USD)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum

For regnskapsåret 2018
Salg	45	360	1.693	305	540	2.943
Internt salg	21.814	558	3.474	3.934	1.142	30.922
Andre inntekter	605	97	59	175	32	967

Sum driftsinntekter	22.464	1.015	5.226	4.413	1.714	34.832

Letekostnader	(431)	(195)	(40)	(407)	(349)	(1.422)
Produksjonskostnader	(2.416)	(162)	(526)	(586)	(349)	(4.039)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(4.370)	(354)	(1.458)	(2.197)	(584)	(8.962)
Andre kostnader	(852)	(196)	(56)	(852)	(287)	(2.243)

Sum driftskostnader	(8.069)	(907)	(2.079)	(4.042)	(1.569)	(16.665)

Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass før skatt	14.396	108	3.147	372	145	18.167
Skattekostnad	(10.185)	282	(1.460)	(1)	277	(11.088)

Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass	4.211	390	1.687	371	421	7.079

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	10	23	0	8	0	41

Gjennomsnittlig produksjonskostnad i USD per fat basert på bokført	Eurasia uten			Amerika
produksjon (konsolidert)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum

2020	4	10	9	4	14	5
2019	5	11	9	5	11	6
2018	5	11	7	5	11	6

Produksjonskostnad per fat er beregnet som produksjonskostnader i tabellene for resultat av produksjonsvirksomhet for olje og gass, delt på bokført produksjon (mboe) for samme periode.

Beregnet standardisert nåverdi knyttet til sikre olje- og gassreserver

Tabellen nedenfor viser beregnet nåverdi av framtidig netto kontantstrøm knyttet til sikre reserver. Analysen er utarbeidet i henhold til Topic 932, og benytter gjennomsnittlige priser som definert av SEC, kostnader ved årets slutt, lovbestemt skatte- og avgiftsnivå ved årets slutt og en diskonteringsfaktor på 10% på beregnede sikre reserver ved årets slutt. Nåverdi av framtidig netto kontantstrøm er et utsagn om framtidige hendelser.

Framtidige prisendringer er bare hensyntatt i den grad det forelå kontrakter som regulerte dette ved utgangen av hvert rapporteringsår. Framtidige utbyggings- og produksjonskostnader er de estimerte framtidige kostnadene som er nødvendige for å utvikle og produsere beregnede sikre reserver ved årets slutt, basert på kostnadsindekser ved årets slutt, og antatt at de økonomiske forhold ved årets slutt vil vedvare. Ved beregning av framtidig netto kontantstrøm før skatt er nedstengnings- og fjerningskostnader inkludert. Framtidig inntektsskatt beregnes ved å anvende de gjeldende lovbestemte skattesatsene ved årets slutt. Disse satsene gjenspeiler tillatte fradrag og skattekreditter, og anvendes på beregnet framtidig netto kontantstrøm før skatt, minus skattegrunnlaget for tilknyttede eiendeler. Diskontert framtidig netto kontantstrøm beregnes ved å benytte en diskonteringssats på 10% per år. Nåverdiberegningen krever årlige anslag for når framtidige kostnader forventes å oppstå og når de sikre reservene forventes å bli produsert. Det er gjort forutsetninger med hensyn til tidspunktet for og størrelsen av framtidige utbyggings- og produksjonskostnader og inntekter fra produksjon av sikre reserver i samsvar med kravene i Topic 932. Informasjonen gjenspeiler ikke ledelsens estimat eller Equinors forventede framtidige kontantstrømmer eller verdi av selskapets sikre reserver, og må derfor ikke sees på som en sikker indikasjon på Equinors framtidige kontantstrøm eller verdien av konsernets sikre reserver.

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass

		Eurasia uten			Amerika
(i millioner dollar)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum
31. desember 2020
Konsoliderte selskaper
Fremtidige netto innbetalinger	107.618	6.610	7.234	14.892	10.685	147.039
Fremtidige utbyggingskostnader	(11.209)	(2.489)	(682)	(1.351)	(1.534)	(17.265)
Fremtidige produksjonskostnader	(42.410)	(3.622)	(3.170)	(8.020)	(7.568)	(64.790)
Fremtidige skattebetalinger	(35.236)	(209)	(1.262)	(965)	(336)	(38.008)
Fremtidig netto kontantstrøm	18.763	290	2.119	4.556	1.248	26.976
10 % årlig diskontering av fremtidige kontantstrømmer	(6.937)	(80)	(505)	(1.269)	24	(8.768)
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	11.826	210	1.614	3.286	1.272	18.209

Egenkapitalkonsoliderte investeringer
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	-	(32)	-	-	22	(10)

Total nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm inkludert
egenkapitalkonsoliderte investeringer	11.826	178	1.614	3.286	1.294	18.199
						+

		Eurasia uten			Amerika
(i millioner dollar)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum
31. desember 2019
Konsoliderte selskaper
Fremtidige netto innbetalinger	187.897	10.506	10.752	27.547	19.977	256.679
Fremtidige utbyggingskostnader	(13.068)	(3.075)	(684)	(2.338)	(2.667)	(21.832)
Fremtidige produksjonskostnader	(50.316)	(4.501)	(4.180)	(11.678)	(11.453)	(82.128)
Fremtidige skattebetalinger	(91.386)	(378)	(2.194)	(2.955)	(932)	(97.846)
Fremtidig netto kontantstrøm	33.127	2.553	3.694	10.575	4.925	54.873
10 % årlig diskontering av fremtidige kontantstrømmer	(12.854)	(772)	(883)	(3.586)	(1.605)	(19.699)
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	20.273	1.781	2.811	6.989	3.320	35.173
Egenkapitalkonsoliderte investeringer
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	-	475	-	-	-	475
Total nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm inkludert egenkapitalkonsoliderte investeringer	20.273	2.256	2.811	6.989	3.320	35.648
						+

		Eurasia uten			Amerika
(i millioner dollar)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum
31. desember 2018
Konsoliderte selskaper
Fremtidige netto innbetalinger	225.928	9.585	14.050	32.306	23.651	305.520
Fremtidige utbyggingskostnader	(16.403)	(3.029)	(614)	(2.548)	(3.184)	(25.777)
Fremtidige produksjonskostnader	(55.332)	(4.074)	(4.947)	(12.445)	(12.237)	(89.035)
Fremtidige skattebetalinger	(113.522)	(416)	(2.968)	(3.530)	(1.036)	(121.471)
Fremtidig netto kontantstrøm	40.671	2.067	5.522	13.783	7.194	69.237
10 % årlig diskontering av fremtidige kontantstrømmer	(16.303)	(789)	(1.372)	(5.014)	(2.460)	(25.937)
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	24.368	1.278	4.150	8.769	4.734	43.299
Egenkapitalkonsoliderte investeringer Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	607	-	-	-	-	607
Total nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm inkludert egenkapitalkonsoliderte investeringer	24.975	1.278	4.150	8.769	4.734	43.907

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

Endringen i nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm fra sikre reserver

(i millioner dollar)	2020	2019	2018

Konsoliderte selskaper
Nåverdi av framtidig netto kontantstrøm per 1. januar	35.173	43.299	26.663
Netto endring i priser og i produksjonskostnader knyttet til fremtidig produksjon	(52.527)	(22.147)	39.646
Endringer i beregnede fremtidige utbyggingskostnader	(1.547)	(3.433)	(7.751)
Salg av olje og gass produsert i perioden, fratrukket produksjonskostnader	(15.180)	(24.117)	(29.556)
Netto endring på grunn av utvidelser, funn og forbedret utvinning	265	1.333	12.046
Netto endring på grunn av kjøp og salg av reserver	-	987	4.815
Netto endring på grunn av revisjon av beregnede mengder	3.263	8.176	11.622
Tidligere estimerte utbyggingskostnader påløpt i perioden	6.558	8.341	8.066
Diskonteringseffekt	9.087	11.066	6.525
Netto endringer i fremtidige skattebetalinger	33.117	11.668	(28.775)

Sum endringer i nåverdi i løpet av året	(16.965)	(8.126)	16.637

Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm per 31. desember	18.209	35.173	43.299

Egenkapitalkonsoliderte investeringer
Nåverdi av framtidig netto kontantstrøm per 31. desember	(10)	475	607


Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm per 31. desember inkludert egenkapitalkonsoliderte investeringer	18.199	35.648	43.907

I tabellen over representerer hver endringskategori kildene til endring i nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm fra sikre reserver på diskontert basis, hvor endringsposten diskonteringseffekt representerer økningen i netto diskontert verdi av sikre olje- og gassreserver som følge av at de fremtidige kontantstrømmene nå er ett år nærmere i tid.

Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm per 1. januar representerer diskontert netto nåverdi etter fradrag for både fremtidige utbyggingskostnader, produksjonskostnader og skatt. Netto endring i priser og fremtidige produksjonskostnader, er knyttet til fremtidig netto kontantstrøm per 31. desember 2019. Sikre reserver per 31. desember 2019 ble multiplisert med den faktiske endringen i pris, og endring i enhets-produksjonskostnaden, for å komme fram til nettoeffekten av endringer i pris og produksjonskostnader. Utbyggingskostnader og skatt er reflektert i linjene " Endringer i beregnede fremtidige utbyggingskostnader" og "Netto endring i inntektsskatt", og er ikke inkludert i " Netto endring i priser og i produksjonskostnader knyttet til fremtidig produksjon".

4.3 Selskapsregnskap for Equinor ASA

RESULTATREGNSKAP EQUINOR ASA

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2020	2019

Salgsinntekter	3	33.171	41.838
Resultatandel fra datterselskaper og investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	10	(5.294)	538
Andre inntekter	10	0	948

Sum driftsinntekter		27.877	43.324

Varekostnad		(30.557)	(39.542)
Driftskostnader		(1.699)	(1.716)
Salgs- og administrasjonskostnader		(193)	(245)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	9	(558)	(416)
Letekostnader		(64)	(95)

Sum driftskostnader		(33.070)	(42.014)

Driftsresultat		(5.193)	1.309

Renter og andre finanskostnader		(1.214)	(1.465)
Andre finansposter		1.329	2.011

Netto finansposter	7	115	545

Resultat før skattekostnad		(5.078)	1.855

Skattekostnad	8	(43)	(156)

Årets resultat		(5.122)	1.699

Selskapsregnskap Equinor ASA

OPPSTILLING OVER TOTALRESULTAT EQUINOR ASA

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2020	2019

Årets resultat		(5.122)	1.699

Aktuarmessige gevinster/(tap) på ytelsesbaserte pensjonsordninger	17	(106)	427
Skatt på andre inntekter og kostnader		19	(98)
Inntekter og kostnader som ikke vil bli reklassifisert til resultatregnskapet		(87)	330

Omregningsdifferanser		671	95
Andel innregnede inntekter og kostnader fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	10	0	44
Inntekter og kostnader som kan bli reklassifisert til resultatregnskapet		671	140

Andre inntekter og kostnader		583	469

Totalresultat		(4.539)	2.168

Tilordnet aksjonærer i morselskapet		(4.539)	2.168

BALANSE EQUINOR ASA

	31. desember
(i millioner USD)	Note	2020	2019

EIENDELER
Varige driftsmidler	9, 20	2.117	1.930
Investeringer i datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	10	35.464	44.122
Utsatt skattefordel	8	915	863
Pensjonsmidler	17	1.249	1.021
Finansielle derivater	2	2.161	1.143
Finansielle investeringer		835	749
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer		597	322
Finansielle fordringer datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	24.808	23.387

Sum anleggsmidler		68.147	73.535

Varelager	12	1.976	2.244
Kundefordringer og andre fordringer	13	4.789	4.726
Fordringer datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	5.812	5.441
Finansielle derivater	2	340	339
Finansielle investeringer	11	11.622	7.015
Betalingsmidler	14	4.676	3.272

Sum omløpsmidler		29.216	23.038

Sum eiendeler		97.363	96.573

Selskapsregnskap Equinor ASA

BALANSE EQUINOR ASA

		31. desember
(i millioner USD)	Note	2020	2019

EGENKAPITAL OG GJELD
Aksjekapital		1.164	1.185
Annen innskutt egenkapital		3.660	4.529
Fond for vurderingsforskjeller		0	7.796
Fond for urealiserte gevinster		1.921	1.258
Annen egenkapital		26.438	25.186

Sum egenkapital	15	33.183	39.953

Finansiell gjeld*	16	29.118	21.754
Leieavtaler*	20	1.493	1.381
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper		165	22
Pensjonsforpliktelser	17	4.265	3.842
Avsetninger og andre forpliktelser	18	497	376
Finansielle derivater	2	676	1.165

Sum langsiktig gjeld		36.214	28.540

Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	19	2.780	3.682
Betalbar skatt	8	175	196
Finansiell gjeld*	16	4.501	2.909
Leieavtaler*	20	488	359
Skyldig utbytte	15	747	1.751
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	18.074	18.890
Finansielle derivater	2	1.201	293

Sum kortsiktig gjeld		27.966	28.080

Sum gjeld		64.180	56.620

Sum egenkapital og gjeld		97.363	96.573

* Leieavtaler er skilt ut fra linjen Finansiell gjeld og 2019 er reklassifisert.

KONTANTSTRØMOPPSTILLING EQUINOR ASA

			For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2020	2019

Resultat før skattekostnad		(5.078)	1.855

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	9	558	416
(Gevinst)/tap på valutatransaksjoner		321	(177)
(Gevinst)/tap fra salg av eiendeler og virksomheter	10	0	(957)
Resultat fra investeringer i datterselskap og andre egenkonsoliderte selskaper uten kontant effekter		6.841	1.798
(Økning)/reduksjon i andre poster knyttet til operasjonelle aktiviteter		296	337
(Økning)/reduksjon i netto finansielle derivater	2	(326)	(568)
Mottatte renter		675	567
Betalte renter		(1.102)	(1.379)

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter før betalte skatter og arbeidskapital		2.184	1.891

Betalte skatter		(160)	(7)

(Økning)/reduksjon i arbeidskapital		(762)	(156)

Kontantstrøm fra/(benyttet til) operasjonelle aktiviteter		1.262	1.728

Investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler	9	(1.298)	(1.731)
(Økning)/reduksjon i finansielle investeringer		(3.635)	(1.102)
(Økning)/reduksjon i derivater finansielle instrumenter		(616)	346
(Økning)/reduksjon i andre rentebærende poster1)		1.729	166
Salg av eiendeler og virksomheter og tilbakebetaling av kapitalinnskudd		219	3.056

Kontantstrøm fra/(benyttet til) investeringsaktiviteter		(3.601)	734

Ny langsiktig rentebærende gjeld	16	8.347	984
Nedbetaling langsiktig gjeld	20	(2.520)	(1.625)
Betalt utbytte	15	(2.330)	(3.342)
Tilbakekjøp av aksjer	15	(1.059)	(442)
Netto kortsiktige lån og andre finansielle aktiviteter		1.336	(233)
Økning/(reduksjon) i finansielle kundefordringer/leverandørgjeld til/fra datterselskap		(348)	(806)

Kontantstrøm fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter		3.425	(5.465)

Netto økning/(reduksjon) i betalingsmidler		1.086	(3.002)

Effekt av valutakursendringer på betalingsmidler		318	(13)
Betalingsmidler ved årets begynnelse	14	3.272	6.287

Betalingsmidler ved årets utgang	14	4.676	3.272

1) Inkluderer en reduksjon på 1.749 millioner USD i finansielle kundefordringer fra datterselskap i 2020.

Noter til selskapsregnskapet for Equinor ASA

1 Organisasjon og vesentlige regnskapsprinsipper

Equinor ASA er morselskap i Equinor-konsernet som består av Equinor ASA og dets datterselskaper. Equinor ASAs hovedaktiviteter omfatter eierskap til konsernselskaper, konsernledelse, konsernfunksjoner og konsernfinansiering. Equinor ASA driver også aktivitet knyttet til eksternt salg av olje- og gassprodukter, kjøpt eksternt eller fra konsernselskaper, herunder tilhørende raffinerings- og transporttjenester. Det henvises til note 1 Organisasjon i konsernregnskapet.

Årsregnskapet til Equinor ASA ("selskapet") er avlagt i samsvar med forenklet IFRS i henhold til regnskapsloven §3-9 og forskrift om bruk av forenklet IFRS utstedt av Finansdepartementet den 3. november 2014. Equinor ASAs presentasjonsvaluta er amerikanske dollar (USD), som også er presentasjonsvalutaen i konsernregnskapet og selskapets funksjonelle valuta. USD er funksjonell valuta som følge av at det er den valutaen virksomheten i hovedsak er knyttet til. Valutaomregningskurser (NOK/USD) til bruk i perioden er som følger: 8.78 (31. desember 2019), 8.53 (31. desember 2020) og 9.40 (årsgjennomsnitt, 2020).

Regnskapet for Equinor ASA må leses i sammenheng med konsernregnskapet, som publiseres sammen med selskapsregnskapet. Med unntak av områder beskrevet nedenfor følger Equinor ASA konsernets regnskapsprinsipper, som beskrevet i note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for konsernet, og det henvises til denne noten for nærmere beskrivelse. Når selskapet benytter prinsipper som ikke er beskrevet i Equinors konsernnote på grunn av vesentlighetsvurdering på konsernnivå, er slike prinsipper beskrevet nedenfor i den grad dette er vurdert nødvendig for forståelsen av Equinor ASAs selskapsregnskap.

Datterselskaper, tilknyttede foretak og felleskontrollerte selskaper

Aksjer og andeler i datterselskaper, tilknyttede foretak (selskaper hvor Equinor ASA ikke har kontroll, eller felles kontroll, men har mulighet til å utøve betydelig innflytelse over operasjonelle og finansielle prinsipper; normalt ved eierandeler mellom 20 % og 50 %) og felleskontrollerte driftsordninger vurdert å være felleskontrollert virksomhet blir regnskapsført etter egenkapitalmetoden. Under egenkapitalmetoden blir investeringen bokført i Balansen til kost tillagt etterfølgende endringer i Equinors andel i netto eiendeler i enheten, fratrukket mottatt utbytte og eventuelle nedskrivninger av investeringen. Eventuell goodwill framkommer som forskjellen mellom investeringens kostpris og Equinor ASAs andel av virkelig verdi av identifiserte eiendeler og gjeld i datterselskapet, den felleskontrollerte virksomheten eller det tilknyttede selskapet. Goodwill inkludert i Balansen til datterselskap eller tilknyttet selskap testes for nedskrivning som del av tilhørende eiendeler i datterselskapet eller det tilknyttede selskapet. Resultatregnskapet viser Equinor ASAs andel av resultat etter skatt for det egenkapitalkonsoliderte selskapet justert for avskrivninger, amortiseringer og eventuelle nedskrivninger av den egenkapitalkonsoliderte enhetens eiendeler. Andelen er basert på virkelige verdier per oppkjøpsdato i de tilfellene hvor Equinor ikke har vært eier av selskapet siden det ble etablert. Resultatandel fra datterselskaper og investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden presenteres som en del av sum driftsinntekter ettersom selskapets engasjement i andre selskaper som driver energirelatert virksomhet anses å være en del av Equinors primære aktiviteter.

Fond for vurderingsforskjeller, som er en del av selskapets egenkapital, er beregnet basert på summen av bidrag fra det enkelte selskap som regnskapsføres etter egenkapitalmetoden, med den begrensning at det samlede fondet ikke kan bli negativt.

Kostnader knyttet til Equinor som operatør for felleskontrollerte driftsordninger og tilsvarende samarbeidsformer (lisenser)

Indirekte driftskostnader som personalkostnader pådratt av selskapet, blir akkumulert i kostnadspooler. Slike kostnader blir delvis allokert til Equinor Energy AS, til andre konsernselskaper, og til lisenser der Equinor Energy AS eller andre konsernselskaper er operatør, med utgangspunkt i påløpte timer. Kostnader allokert på denne måten reduserer kostnadene i selskapets Resultatregnskap, med unntak av operasjonell framleie og viderebelastede kostnader knyttet til brutto regnskapsførte leieforpliktelser som presenteres som inntekt i Equinor ASA.

Overføringer av eiendeler og gjeldsposter mellom selskapet og dets datterselskaper

Overføringer av eiendeler og gjeldsposter mellom selskapet og selskaper som det direkte eller indirekte kontrollerer, regnskapsføres til kontinuitet til bokførte verdier av eiendelene og gjeldspostene som overføres, når overføringen er en del av en reorganisering innenfor Equinor-konsernet.

Innebygde derivater

Innebygde derivater knyttet til salgs- eller kjøpskontrakter mellom Equinor ASA og andre selskaper i Equinor-konsernet er ikke skilt ut fra vertskontrakten.

Skyldig utbytte og konsernbidrag

Utbytte er presentert som Skyldig utbytte under kortsiktig gjeld. Årets konsernbidrag til andre selskaper innenfor Equinors norske skattekonsern, er vist i balansen som kortsiktig gjeld under Gjeld til datterselskaper. Skyldig utbytte og konsernbidrag under forenklet IFRS skiller seg fra presentasjon under IFRS ved at det også inkluderer utbytte og konsernbidrag som på balansetidspunktet krever en framtidig godkjennelse fra selskapets generalforsamling før utdeling.

Fond for urealiserte gevinster

Fond for urealiserte gevinster, som er en del av selskapets egenkapital, består av akkumulerte urealiserte gevinster på ikke børsnoterte finansielle instrumenter, samt virkelig verdi av innebygde derivater, med den begrensning at nettobeløpet ikke kan være negativt.

2 Finansiell risikostyring og verdimåling av finansielle instrumenter

Generell informasjon relevant for finansiell risiko

Equinor ASAs aktiviteter eksponerer selskapet for markedsrisiko, likviditetsrisiko og kredittrisiko. Styringen av slike risikoer vil i all vesentlighet ikke avvike fra konsernets risikostyring. Se note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring i konsernregnskapet.

Måling av finansielle instrumenter etter kategori

Tabellene nedenfor presenterer Equinor ASAs klasser av finansielle instrumenter med tilhørende bokførte verdier slik kategoriene er definert i IFRS 9 Finansielle instrumenter: Innregning og måling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom måling som definert av kategoriene i IFRS 9 og måling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og andre fordringer, leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokført verdi vurdert til å være en rimelig tilnærming av virkelig verdi.

Se note 18 Finansiell gjeld i konsernregnskapet for informasjon om virkelig verdi på langsiktige finansielle forpliktelser og note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko i konsernregnskapet hvor måling av virkelig verdi er forklart i detalj. Se også note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper i konsernregnskapet for ytterligere informasjon angående måling av virkelig verdi.

Selskapsregnskap Equinor ASA

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle eiendeler	Sum balanseført verdi

31. desember 2020
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater			2.161		2.161
Langsiktige finansielle investeringer			835		835
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer		405		192	597
Fordringer mot datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	24.551		257	24.808
Kundefordringer og andre fordringer	13	4.586		203	4.789
Fordringer mot datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	5.755		57	5.812
Kortsiktige finansielle derivater			340		340
Kortsiktige finansielle investeringer	11	11.622			11.622
Betalingsmidler	14	4.184	492		4.676

Sum finansielle eiendeler		51.104	3.828	709	55.641

		Amortisert	Virkelig verdi over	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i millioner USD)	Note	kost	resultatet	eiendeler	verdi

31. desember 2019
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater			1.143		1.143
Langsiktige finansielle investeringer1)			749		749
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer1)		316		6	322
Fordringer mot datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	23.198		189	23.387

Kundefordringer og andre fordringer	13	4.515		211	4.726
Fordringer mot datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	5.441		0	5.441
Kortsiktige finansielle derivater			339		339
Kortsiktige finansielle investeringer	11	7.015			7.015
Betalingsmidler	14	2.573	700		3.272

Sum finansielle eiendeler		43.057	2.931	406	46.394

1) Det er reklassifisert et beløp på 749 millioner USD fra linjen Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer til linjen Langsiktige finansielle investeringer innenfor kategorien Virkelig verdi over resultatet.

Selskapsregnskap Equinor ASA

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle forpliktelser	Sum balanseført verdi

31. desember 2020
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld	16	29.118			29.118
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper		24		140	165
Langsiktige finansielle derivater			676		676
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	19	2.724		56	2.780
Kortsiktig finansiell gjeld	16	4.501			4.501
Skyldig utbytte		747			747
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	18.074			18.074
Kortsiktige finansielle derivater			1.201		1.201

Sum finansielle forpliktelser		55.187	1.877	196	57.261

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle forpliktelser	Sum balanseført verdi

31. desember 2019
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld1)	16	21.754			21.754
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper		22		0	22
Langsiktige finansielle derivater			1.165		1.165

Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	19	3.599		82	3.682
Kortsiktig finansiell gjeld1)	16	2.909			2.909
Skyldig utbytte		1.751			1.751
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	18.890			18.890
Kortsiktige finansielle derivater			293		293

Sum finansielle forpliktelser1)		48.925	1.458	82	50.466

1) Langsiktig finansiell gjeld og Kortsiktig finansiell gjeld i kolonnen Ikke-finansielle forpliktelser er reklassifisert siden Leieavtaler er skilt ut fra linjene for Finansiell gjeld i Balansen.

Selskapsregnskap Equinor ASA

Finansielle instrumenter fra tabellen over som er registrert i Balansen til en netto virkelig verdi på 1.951 millioner USD i 2020 og 1.473 millioner USD i 2019, er i hovedsak klassifisert til nivå 1 og nivå 2 i virkelig verdi-hierarkiet.

Tabellen nedenfor viser de estimerte virkelige verdiene av Equinor ASAs finansielle derivativer fordelt per instrument og type.

(i millioner USD)	Virkelig verdi eiendeler	Virkelig verdi forpliktelser	Netto virkelig verdi

31. desember 2020
Valutainstrumenter	6	(642)	(636)
Renteinstrumenter	2.232	(968)	1.264
Råolje og raffinerte produkter	13	(61)	(48)
Naturgass og elektrisitet	250	(207)	43

Sum virkelig verdi	2.501	(1.877)	624

31. desember 2019
Valutainstrumenter	35	(58)	(23)
Renteinstrumenter	1.147	(1.146)	1
Råolje og raffinerte produkter	16	(29)	(13)
Naturgass og elektrisitet	284	(224)	60

Sum virkelig verdi	1.482	(1.458)	24

Sensitivitetsanalyse av markedsrisiko

Råvareprisrisiko

Equinor ASAs eiendeler og forpliktelser knyttet til råvarebaserte derivater består av instrumenter som omsettes både på og utenfor børs, hovedsakelig innenfor råolje, raffinerte produkter og naturgass.

Sensitivitet knyttet til prisrisiko ved utgangen av 2020 og 2019 på 30 % anses å gi uttrykk for rimelig sannsynlige endringer basert på løpetiden til derivatkontraktene.

		31. desember
	2020 2019
(i millioner USD)	- 30 % sensitivitet	+ 30 % sensitivitet	- 30 % sensitivitet	+ 30 % sensitivitet

Råolje og raffinerte produkter netto gevinst/(tap)	826	(826)	534	(534)
Naturgass og elektrisitet netto gevinst/(tap)	30	(30)	32	(32)

Valutarisiko

Sensitiviteten for valutarisiko vist nedenfor er beregnet ved å forutsette et rimelig mulighetsområde for endringer på 8 % for de valutakursene som påvirker selskapets finansielle posisjon, basert på balanseverdier per 31. desember 2020 Ved utgangen av 2019 var tilsvarende prosenttall anslått til 9 %. I henhold til tabellen nedenfor, betyr en økning av valutakursen at den valutaen som presenteres, har styrket seg mot alle andre valutaer. De estimerte gevinstene og tapene som følge av endringer i valutakurser påvirker selskapets Resultatregnskap.

Sensitiviteten for valutarisiko for Equinor ASA avviker fra sensitiviteten for valutarisiko i konsernet, noe som hovedsakelig skyldes rentebærende fordringer fra datterselskaper. For mer detaljert informasjon om disse fordringene vises det til note 11 Finansielle eiendeler og gjeld.

Sensitivitet for valutarisiko	31. desember
	2020		2019
(i millioner USD)	- 8 % sensitivitet	+ 8 % sensitivitet	- 9 % sensitivitet	+ 9 % sensitivitet

NOK netto gevinst/(tap)	(631)	631	(1.027)	1.027

Renterisiko

For sensitiviteten knyttet til renterisiko er det forutsatt en endring på 0,6 prosentpoeng som et rimelig mulighetsområde for endringer ved utgangen av 2020. Også ved utgangen av 2019 var en endring på 0,6 prosentpoeng vurdert som rimelig mulighetsområde for endringer. De estimerte gevinstene som følger av en nedgang i rentenivå og de estimerte tapene som følger av økning i rentenivå vil påvirke selskapets Resultatregnskap.

Sensitivitet for renterisiko	31. desember
	2020		2019
(i millioner USD)	- 0,6 prosentpoeng sensitivitet	+ 0,6 prosentpoeng sensitivitet	- 0,6 prosentpoeng sensitivitet	+ 0,6 prosentpoeng sensitivitet

Positiv/(negativ) innvirkning på netto finansposter	478	(478)	474	(474)

Aksjeprisrisiko

Sensitiviteten for aksjeprisrisiko vist nedenfor er kalkulert på bakgrunn av en forutsatt mulig endring på 35 % i aksjepriser basert på balanseførte verdier per 31. desember 2020. Også ved utgangen 2019, er 35 % vurdert som et rimelig mulighetsområde for endring i aksjepriser De estimerte tapene som følger av nedgang i aksjepriser og de estimerte gevinstene som følger av økning i aksjepriser vil påvirke selskapets Resultatregnskap.

Sensitivitet for aksjekursrisiko		31. desember
	2020		2019
(i millioner USD)	- 35 % sensitivitet	+ 35 % sensitivitet	- 35 % sensitivitet	+ 35 % sensitivitet
Gevinst/(tap)	(292)	292	(262)	262

3 Salgsinntekter

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019

Eksterne salgsinntekter	30.502	36.893
Inntekter fra konsernselskaper	2.669	4.945

Salgsinntekter	33.171	41.838

Selskapsregnskap Equinor ASA

4 Godtgjørelse

Equinor ASA lønnskostnader

	For regnskapsåret
(i millioner USD, unntatt gjennomsnittlig antall ansatte)	2020	2019

Lønnskostnader1)	2.101	2.232
Pensjonskostnader2)	387	401
Arbeidsgiveravgift	295	335
Andre lønnskostnader	223	265

Sum lønnskostnader	3.006	3.234

Gjennomsnittlig antall ansatte3)	18.600	18.300

1) Lønnskostnader inneholder bonuser, sluttpakker og kostnader i forbindelse med utstasjonering i tillegg til grunnlønn.

2) Se note 17 Pensjoner.

3) Deltidsansatte utgjør 3 % for 2020 og 4 % for 2019.

Lønnsrelaterte kostnader akkumuleres i kostnadspooler og viderebelastes partnerne i Equinor-opererte lisenser og selskaper i konsernet med utgangspunkt i påløpte timer. For ytterligere informasjon, se note 22 Nærstående parter.

Aksjeeierskap og godtgjørelse til bedriftsforsamlingen, styret og konsernledelsen (KL)

Godtgjørelse til bedriftsforsamlingen var 121.055 USD og totalt antall aksjer eid av medlemmer av bedriftsforsamlingen var 34.780. Godtgjørelse til medlemmene i styret og konsernledelsen i løpet av året og aksjeeierskap ved utgangen av året var som følger:

Medlemmer av styret 2020 (tall i tusen USD unntatt antall aksjer)	Totale ytelser	Antall aksjer

Jon Erik Reinhardsen (styreleder)	108	4.584
Jeroen van der Veer (nestleder)	96	6.000
Bjørn Tore Godal	64	0
Wenche Agerup1)	27
Rebekka Glasser Herlofsen	59	0
Anne Drinkwater	88	1.100
Jonathan Lewis	76	0
Finn Bjørn Ruyter	69	620
Tove Andersen2)	27	0
Per Martin Labråten	54	2.362
Stig Lægreid	54	1.995
Hilde Møllerstad	59	8.485
Totale ytelser	780	25.146

1) Styremedlem til og med 30. juni 2020.

2) Styremedlem fra 1. juli 2020.

Fast godtgjørelse Medlemmer av konsernledelsen (tall i tusen USD unntatt antall aksjer)1), 2) Fastlønn 3) Fastlønns -tillegg4) LTI5) Bonus6) Andre skattepliktige ytelser 2020 Skattepliktig kompensasjon Ikke skattepliktige naturalytelser Estimert pensjonskostnad7) Nåverdi av pensjonsforpliktelse 8) 2019 Skattepliktig kompensasjon9) Antall aksjer per 31. desember 2020 Anders Opedal10) 527 91 123 0 47 788 0 26 1.616 854 32.525 Irene Rummelhoff 411 73 119 0 50 654 0 28 1.604 797 40.043 Arne Sigve Nylund 456 0 113 0 34 603 0 133 5.847 753 25.345 Jannicke Nilsson 340 60 99 0 63 562 27 35 1.598 688 53.018 Pål Eitrheim10) 326 58 94 0 25 502 0 22 1.289 646 16.687 Alasdair Cook13) 572 0 318 0 148 1.037 0 0 0 1.320 3.057 Margareth Øvrum 11), 12) 479 0 113 0 317 909 0 0 7.987 1.023 78.286 Torgrim Reitan 422 0 104 0 88 614 29 123 3.412 739 55.766 Eldar Sætre10), 11) 850 0 250 0 64 1.163 0 0 16.742 1.737 Timothy Dodson10) 173 0 42 0 19 233 16 60 5.865 718 Lars Christian Bacher10) ³⁵¹ ⁰ ⁸⁶ ⁰ ⁴⁰ ⁴⁷⁷ ³³ ¹⁰⁷ 3.467 ⁶⁹⁴ Jens Økland10) 100 18 20 16 9 163 0 7 1.359 Geir Tungesvik10) 162 20 22 17 13 234 0 28 3.228 25.364 Tore Løseth10) 123 22 25 19 11 200 16 15 910 12.969 Svein Skeie10) 51 7 8 6 6 79 0 6 1.568 41.514

1) Alle beløp i tabellen er presentert i USD basert på gjennomsnittlige valutakurser bortsett fra nåverdi av pensjonsforpliktelse som er presentert basert på sluttkurs 31. desember 2020.

Gjennomsnittlige kurser 2020: NOK/USD = 0,1068, GBP/USD = 1,2843, BRL/USD = 0,1959. (2019: NOK/USD = 0,1136, GBP/USD = 1,2760, BRL/USD = 0,2755).

Sluttkurs 31. desember 2020: NOK/USD 8,5326.

2) Alle medlemmer av konsernledelsen har mottatt kompensasjon i NOK unntatt Alasdair Cook som blir kompensert i GBP, og Margareth Øvrum som har mottatt kompensasjon i BRL og NOK.
3) Fastlønn består av grunnlønn og feriepenger.
4) Fastlønnstillegg består av kompensasjon for bortfall av pensjonsopptjening over 12G (grunnbeløpet i folketrygden). Fastlønnstillegg og grunnlønn inngår i grunnlaget for beregning av LTI og bonus for prestasjonsåret 2020.
5) I langtidsinsentivordningen (LTI-ordningen) ligger en forpliktelse til å investere nettobeløpet i Equinor-aksjer, inkludert en bindingsperiode. LTI-elementet presenteres i tildelingsåret for medlemmer av konsernledelsen ansatt i Equinor ASA. Lars Christian Bachers bundne LTI aksjer vil bli frigitt til hans disposisjon ved avslutningen av ansettelsesforholdet. Alasdair Cook deltar i Equinors internasjonale langtidsinsentivordning som beskrevet i kapitlet Belønningspolitikk for internasjonale ledere.
6) De permanente medlemmene av konsernledelsen har frasagt seg retten til å motta bonus for 2020 som formelt godkjent av styret. For de fungerende medlemmene av konsernledelsen inkluderer bonus feriepenger.
7) Estimert pensjonskostnad er beregnet basert på aktuarmessige forutsetninger og pensjonsgivende inntekt (hovedsakelig grunnlønn) per 31. desember 2019 og er innregnet som pensjonskostnad i resultatregnskapet for 2020.
8) Eldar Sætre, Arne Sigve Nylund, Margareth Øvrum, Timothy Dodson og Geir Tungesvik er medlemmer av den lukkede ytelsesordningen, mens de øvrige medlemmene av konsernledelsen, som er ansatt i Equinor ASA, deltar i selskapets innskuddsordning.
9) Inkluderer beløp for medlemmer av konsernledelsen i 2019 som også er medlemmer i 2020. Alle medlemmer av konsernledelsen var konserndirektører hele året i 2019.
10) Eldar Sætre gikk av med pensjon 1. mars 2021, og Anders Opedal ble utnevnt til ny konsernsjef fra 2. november 2020. Geir Tungesvik ble utnevnt til fungerende konserndirektør for TPD fra 10. august. Pål Eitrheim ledet konsernets covid-19-prosjekt og rapporterte direkte til konsernsjefen, og Jens Økland var fungerende konserndirektør i NES fra 17. mars til 30. juni. Timothy Dodson gikk ut av konsernledelsen 31. mai og Tore Løseth ble utnevnt til fungerende konserndirektør for EXP fra 1. juni. Lars Christian Bacher gikk ut av konsernledelsen 31. oktober, og Svein Skeie ble utnevnt til fungerende konserndirektør for Økonomi og finans fra 1. november.
11) Estimert nåverdi av pensjonsforpliktelser til Eldar Sætre, Margareth Øvrum, Timothy Dodson og Torgrim Reitan inkluderer tidligpensjonsforpliktelser.
12) Kompensasjonen til Margareth Øvrum inkluderer også Equinors betingelser for internasjonal utstasjonering.
13) Alasdair Cooks fastlønn inkluderer 75 tusen USD som kompensasjon for pensjonsopptjening.

Det er ikke gitt lån fra selskapet til medlemmer av konsernledelsen.

Selskapsregnskap Equinor ASA

Belønningspolitikk og belønningskonsept

Hovedelementene i Equinors belønningskonsept for konsernledelsen er beskrevet i kapittel 3 Eierstyring og selskapsledelse, seksjon 3.12 Godtgjørelse til konsernledelsen. For en detaljert beskrivelse av belønning og belønningspolitikk for Equinors konsernledelse for 2020 og 2021, se Erklæring om fastsettelse av lønn og andre godtgjørelser for Equinors konsernledelse.

Sluttvederlagsordninger

Konsernsjefen og konserndirektørene har rett til sluttvederlag tilsvarende seks månedslønner, gjeldende etter oppsigelsestiden på seks måneder, dersom de anmodes av selskapet om å fratre sine stillinger. Tilsvarende sluttvederlag skal også betales dersom partene blir enige om at arbeidsforholdet skal opphøre og konserndirektøren leverer sin oppsigelse etter skriftlig avtale med selskapet. Annen inntekt opptjent av konserndirektøren i sluttvederlagsperioden skal trekkes fra i sin helhet. Dette gjelder inntekter fra alle arbeidsforhold eller fra næringsvirksomhet hvor konserndirektøren er aktiv eier.

Ensidig oppsigelse initiert av konsernsjef/konserndirektør gir normalt ikke rett til sluttvederlag.

5 Aksjespareprogram

Equinor ASAs aksjespareprogram gir de ansatte muligheten til å kjøpe aksjer i Equinor ASA gjennom månedlige lønnstrekk. Dersom aksjene beholdes i to hele kalenderår med sammenhengende ansettelse i Equinor ASA, får de ansatte tildelt en bonusaksje for hver aksje de har kjøpt.

Beregnet kostnad for Equinor ASA relatert til 2020- og 2019-programmene, inkludert tilskudd og arbeidsgiveravgift, utgjør henholdsvis 67 millioner USD for 2020 og 66 millioner USD for 2019. Beregnet kostnad for 2021 programmet (avtaler inngått i 2020) utgjør 70 millioner USD. Gjenstående beløp per 31. desember 2020, som skal kostnadsføres over programmenes resterende opptjeningsperiode, utgjør 147 millioner USD.

6 Godtgjørelse til revisor

Godtgjørelse til revisor

	For regnskapsåret
(i millioner USD, ekskl. mva)	2020	2019

Revisjonshonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	5,8	2,6
Revisjonshonorar KPMG (revisor 2018)		0,9
Revisjonsrelaterte tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	0,3	0,1
Revisjonsrelaterte tjenester KPMG (revisor 2018)		0,2

Sum godtgjørelse til revisor	6,1	3,7

Det er ikke påløpt honorar for skatterådgivning eller andre tjenester.

7 Finansposter

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019

Valutagevinst/(tap) finansielle derivater	(1.291)	132
Annen valutagevinst/(tap)	970	45

Netto gevinst/(tap) utenlandsk valuta	(321)	177

Renteinntekter fra selskap i samme konsern	683	927
Renteinntekter kortsiktige finansielle eiendeler og andre finansinntekter	519	434

Renteinntekter og andre finansielle inntekter	1.202	1.361

Gevinst/(tap) andre finansielle derivater	448	473

Rentekostnader til selskap i samme konsern	(113)	(254)
Rentekostnader langsiktig finansiell gjeld og leieavtaler	(1.009)	(1.046)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre finanskostnader	(93)	(165)

Renter og andre finanskostnader	(1.214)	(1.465)

Netto finansposter	115	545

Equinors største finansposter relaterer seg til eiendeler og gjeld kategorisert som virkelig verdi over resultatet, samt amortisert kost. For mer informasjon om kategorisering av finansielle instrumenter, se note 2 Finansielle risikostyring og verdimåling av finansielle instrumenter.

Linjen Rentekostnader langsiktig finansiell gjeld og leieavtaler inneholder hovedsakelig to poster: rentekostnader på 1.034 millioner USD og 861 millioner USD fra kategorien finansielle forpliktelser til amortisert kost for henholdsvis 2020 og 2019, og netto renteinntekt på 79 millioner USD og netto rentekostnad på 129 millioner USD på tilknyttede derivater fra kategorien virkelig verdi over resultatet, for henholdsvis 2020 og 2019.

Linjen Gevinst/(tap) andre finansielle derivater inkluderer hovedsakelig virkelig verdiendringer på derivater knyttet til renterisiko. Gevinster på 432 millioner USD og 457 millioner USD fra kategorien virkelig verdi over resultatet er inkludert for henholdsvis 2020 og 2019.

Valutaeffekter finansielle derivater inkluderer endringer i virkelig verdi på valutaderivater knyttet til likviditets- og valutarisiko. Linjen Annen valutagevinst/(tap) inkluderer en netto gevinst på utenlandsk valuta på 796 millioner USD og et tap på 72 millioner USD fra kategorien virkelig verdi over resultatet for henholdsvis 2020 og 2019.

Linjen Renteinntekter kortsiktige finansielle eiendeler og andre finansinntekter inkluderer netto gevinster på 395 og 143 millioner USD, for henholdsvis 2020 og 2019, fra langsiktige finansielle investeringer i kategorien virkelig verdi over resultatet.

Selskapsregnskap Equinor ASA

8 Skatter

Årets skatt fremkommer som følger:

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019

Betalbar skatt	(83)	(192)
Endring utsatt skatt	40	36

Skattekostnad	(43)	(156)

Avstemming av årets skattekostnad

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019

Resultat før skattekostnad	(5.078)	1.855

Beregnet skatt etter nominell skattesats1)	1.117	(408)

Skatteeffekt knyttet til:
Permanente forskjeller som følge av NOK som grunnlag for beregnet skatt	(130)	(27)
Skatteeffekt av permanente forskjeller relatert til egenkapitalkonsoliderte selskaper	(1.180)	112
Andre permanente forskjeller	69	155
Inntektsskatt tidligere år	20	(11)
Endring i skattelovgivning	0	2
Annet	61	22

Skattekostnad	(43)	(156)

Effektiv skattesats	(0,9%)	8,4%

1) Norsk selskapsskattesats er 22 % for 2020 og 22 % for 2019.

Spesifikasjon av utsatt skatt

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Utsatt skatt - eiendeler
Pensjoner	700	655
Fremførbarte rentekostnader	47	0
Derivater	29	105
Leieforpliktelser	412	354
Annet1)	126	102

Sum utsatt skattefordel	1.314	1.217

Utsatt skatt - forpliktelser
Varige driftsmidler	398	354

Sum utsatt skattegjeld	398	354

Netto utsatt skattefordel2)	915	863

1) I noten for 2020 er det foretatt en reklassifisering sammenlignet med noten for 2019. De tre forklaringslinjene Andre kortsiktige poster, Langsiktige avsetninger og Andre langsiktige poster er blitt samlet på Annet.

2) Per 31. desember 2020 har Equinor ASA bokført 915 millioner USD i netto utsatt skattefordel da det er sannsynlig at tilstrekkelig skattepliktig overskudd vil bli generert, slik at denne fordelen kan benyttes.

Utsatt skatt i Balansen fremkommer som følger:

(i millioner USD)	2020	2019

Utsatt skattefordel 1. januar	863	872
Endring årets resultat	40	36
Aktuarmessig tap pensjon	12	(99)
Konsernbidrag	0	55

Utsatt skattefordel 31. desember	915	863

Selskapsregnskap Equinor ASA

9 Varige driftsmidler

(i millioner USD)	Maskiner, inventar og transportmidler	Bygninger og tomter	Annet	Bruksretts eiendel3)	Sum

Anskaffelseskost 31. desember 2019	721	279	160	2.402	3.563
Tilganger og overføringer	26	6	0	714	746
Avgang til anskaffelseskost	(22)	0	0	0	(22)

Anskaffelseskost 31. desember 2020	725	285	160	3.116	4.287
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2019	(628)	(120)	(151)	(734)	(1.633)
Avskrivning	(43)	(14)	(1)	(491)	(549)
Nedskrivning	0	(9)	0	0	(9)
Av- og nedskrivninger på årets avgang	22	0	0	0	22
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2020	(650)	(143)	(152)	(1.225)	(2.169)
Bokført verdi 31. desember 2020	75	143	8	1.891	2.117
Estimert levetid (år)	3 - 10	20 - 331)		1 - 192)

1) Tomter avskrives ikke.

2) Lineær avskrivning over kontraktsperioden.

3) Se note 20 Leieavtaler.

10 Investeringer i datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper

(i millioner USD)	2020	2019

Investeringer 1. januar	44.122	46.192
Resultatandel fra datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	(5.294)	538
Endring innbetalt egenkapital	1.237	1.895
Utbetalinger fra selskapene	(5.250)	(3.442)
Innregnede inntekter og kostnader fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	44
Omregningsdifferanse	671	95
Salg	(6)	(1.180)
Annet	(16)	(21)

Investeringer 31. desember	35.464	44.122

I andre kvartal 2020 solgte Equinor ASA sin gjenværende (4,9 %) aksjepost i Lundin Energy AB (tidligere Lundin Petroleum AB). Vederlaget var 3,3 milliarder SEK (0,3 milliarder USD). Dette ga et tap på 0,1 milliarder USD i Resultatregnskapet i andre kvartal og dette ble innregnet i linjen Renter og andre finanskostnader.

Den utgående balansen for investeringer per 31. desember 2020 er på 35.464 millioner USD, der 35.404 millioner USD består av investeringer i datterselskaper og 60 millioner USD i andre egenkapitalkonsoliderte selskaper. I 2019 var de respektive beløp henholdsvis 44.063 millioner USD og 59 millioner USD.

Omregningsdifferansen gjelder omregningseffekter fra datterselskaper med annen funksjonell valuta enn USD.

Resultatandel fra datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper ble i 2020 påvirket av netto nedskrivninger på 5.019 millioner USD etter skatt hovedsakelig på grunn av reduserte prisforutsetninger, negative endringer i reserveestimater og økte kostnadsestimater.

Tilsvarende netto nedskrivninger i 2019 var på 3.094 millioner USD etter skatt primært på grunn av reduksjon i prisforutsetningene, negative endringer i reserveestimater og produksjonsprofiler, kostnadsøkninger og ødeleggelser på oljeterminalen South Riding Point på Bahamas forårsaket av orkanen Dorian. For mer informasjon vises det til note 10 Varige driftsmidler i konsernregnskapet.

Endring innbetalt egenkapital i 2020 utgjorde hovedsakelig kapitaltilskudd til Equinor Russia Holding AS og Equinor Russia AS på 798 millioner USD, endring i konsernbidrag til datterselskaper relatert til tidligere år på netto 148 millioner USD etter skatt og konsernbidrag som gjaldt 2020 til datterselskaper på 118 millioner USD etter skatt.

Endring innbetalt egenkapital i 2019 inkluderte kapitaltilskudd til Equinor Refining Norway AS på 740 millioner USD, Equinor UK Ltd. på 717 millioner USD og konsernbidrag som gjaldt 2019 til datterselskaper på 222 millioner USD etter skatt.

Utbetalinger fra selskapene i 2020 bestod av konsernbidrag fra Equinor Energy AS på 3.514 millioner USD relatert til 2020 og utbytte relatert til 2019 fra datterselskaper på 1.736 millioner USD.

Utbetalinger fra selskapene i 2019 var i det alt vesentlige utbytte vedrørende 2018 fra datterselskaper på 3.369 millioner.

Kostpris for investeringer i datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper er 36.538 millioner USD i 2020 og 36.325 millioner USD i 2019.

Aksjer og andeler i vesentlige datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap direkte eid av Equinor ASA per 31. desember 2020:

Navn	Eierandel i %	Land	Navn	Eierandel i %	Land

Equinor Angola Block 15 AS	100	Norge	Equinor New Energy AS	100	Norge
Equinor Angola Block 17 AS	100	Norge	Equinor Nigeria AS	100	Norge
Equinor Angola Block 31 AS	100	Norge	Equinor Refining Norway AS	100	Norge
Equinor Apsheron AS	100	Norge	Equinor Russia AS	100	Norge
Equinor BTC Finance AS	100	Norge	Equinor Russia Holding AS	100	Norge
Equinor Danmark AS	100	Danmark	Equinor UK Ltd.	100	Storbritannia
Equinor Energy AS	100	Norge	Equinor Ventures AS	100	Norge
Equinor Energy Ireland Ltd.	100	Irland	Statholding AS	100	Norge
Equinor In Amenas AS	100	Norge	Statoil Kharyaga AS	100	Norge
Equinor In Salah AS	100	Norge	Equinor Metanol ANS	82	Norge
Equinor Insurance AS	100	Norge	Vestprosess DA	34	Norge

Selskapsregnskap Equinor ASA

11 Finansielle eiendeler og gjeld

Langsiktige fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Rentebærende fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	24.551	23.181
Ikke-rentebærende fordringer datterselskap	257	206

Finansielle fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	24.808	23.387

Rentebærende fordringer på datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper gjelder primært Equinor Energy AS. Øvrige rentebærende fordringer på datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper knytter seg hovedsakelig til langsiktig finansiering av andre datterselskaper.

Den totale kredittrammen gitt til Equinor Energy AS er 105 milliarder NOK (12.305 millioner USD) per 31. desember 2020 og 120 milliarder NOK (13.667 millioner USD) per 31. desember 2019. Hele rammen var benyttet per 31. desember 2020 og per 31. desember 2019. Rentebærende fordringer per 31. desember 2020 på 7.617 millioner USD (65 milliarder NOK) forfaller til betaling etter fem år, 4.687 millioner USD (40 milliarder NOK) forfaller til betaling innen fem år.

Kortsiktige fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper inkluderer positive internbankbeholdninger på 1.1 milliarder USD per 31. desember 2020. Tilsvarende beløp per 31. desember 2019 var 1.3 milliarder USD.

Kortsiktige finansielle investeringer

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Tidsinnskudd	4.777	4.129
Rentebærende verdipapirer	6.845	2.887

Finansielle investeringer	11.622	7.015

Rentebærende verdipapirer per debitorkategori

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Offentlig sektor	1.666	730
Banker	2.066	1.026
Kredittforetak	1.609	123
Privat sektor - annet	1.505	1.007

Sum rentebærende verdipapirer	6.845	2.887

Kortsiktige finansielle investeringer er regnskapsført til amortisert kost. For ytterligere informasjon om kategorisering av finansielle instrumenter, se note 2 Finansiell risikostyring og måling av finansielle instrumenter

I 2020 var rentebærende instrumenter fordelt på følgende valutaer: SEK (40 %), NOK (24 %), EUR (16 %), DKK (12 %) og USD (8 %). Tidsinnskudd var i NOK (45 %), USD (36 %) og EUR (19 %). I 2019 var rentebærende instrumenter plassert i følgende valutaer: SEK (30 %), NOK (29 %), USD (20 %), EUR (17 %), and DKK (4 %), mens tidsinnskudd var plassert i NOK (25 %), USD (22 %), EUR (20 %), DKK (18 %) og GBP (15%).

Kortsiktig gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper

Kortsiktig gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper inkluderer gjeld knyttet til konsernets internbank med 18.1 milliarder USD per 31. desember 2020 og 18.9 milliarder USD per 31. desember 2019.

12 Varelager

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Råolje	1.598	1.511
Petroleumsprodukter	371	630
Naturgass	7	95
Andre	1	8

Varelager	1.976	2.244

Nedskrivning av varelager fra anskaffelseskost til virkelig verdi medførte en kostnad på 25 millioner USD i 2020 og 62 millioner USD i 2019.

13 Kundefordringer og andre fordringer

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Kundefordringer	3.543	3.754
Andre fordringer	1.246	973

Kundefordringer og andre fordringer	4.789	4.726

14 Betalingsmidler

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Bankinnskudd	328	446
Tidsinnskudd	1.132	254
Pengemarkedsfond	492	700
Rentebærende verdipapirer	2.470	1.645
Margininnskudd	254	229

Betalingsmidler	4.676	3.272

Margininnskudd består av bundne midler relatert til pålagt sikkerhet knyttet til handelsaktiviteter på børser der konsernet deltar. Betingelser og vilkår relatert til marginnskudd er fastsatt av den enkelte børs.

Selskapsregnskap Equinor ASA

15 Egenkapital og aksjonærer

Endring i egenkapital

(i millioner USD)	2020	2019

Egenkapital 1. januar	39.953	41.808
Årets resultat	(5.122)	1.699
Aktuarmessige gevinster/(tap) på ytelsesbasert pensjonsordning	(87)	330
Omregningsdifferanser	671	95
Årets ordinære utbytte	(1.331)	(3.479)
Tilbakekjøp av aksjer	(890)	(500)
Innregnede inntekter og kostnader fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	44
Verdi av aksjespareprogrammet	(11)	(15)
Andre egenkapitaltransaksjoner	0	(29)

Egenkapital 31. desember	33.183	39.953

Akkumulert omregningsdifferanse reduserte egenkapitalen per 31. desember 2020 med 419 millioner USD. Per 31. desember 2019 var tilsvarende reduksjon 1.090 millioner USD. Omregningsdifferansen gjelder omregningseffekter fra datterselskaper.

Aksjekapital

			31. desember 2020
	Antall aksjer	Pålydende i kroner	Aksjekapital i kroner

Registrerte og utstedte aksjer	3.257.687.707	2,50	8.144.219.267,50
Ansattes aksjespareprogram	(11.442.491)	2,50	(28.606.227,50)

Sum utestående aksjer	3.246.245.216	2,50	8.115.613.040,00

Det eksisterer kun én aksjeklasse og alle aksjene har lik stemmerett.

Antall aksjer	2020	2019

Aksjer i tilbakekjøpsprogrammet 1. januar	23.578.410	0
Tilbakekjøp aksjer	3.142.849	23.578.410
Kansellering	(26.721.259)	0

Aksjer i tilbakekjøpsprogrammet 31. desember	0	23.578.410

Program for tilbakekjøp av aksjer

Den første transjen på 500 millioner USD ervervet i det åpne markedet ble bokført som egne aksjer som en reduksjon av egenkapitalen i tredje kvartal 2019. Statens andel inkludert renter og utbytte er bokført som en kortsiktig forpliktelse og som en reduksjon i egenkapital som egne aksjer, etter beslutningen på den ordinære generalforsamlingen 14. mai 2020. Forpliktelsen på 0,9 milliarder USD (9.1 milliarder NOK) ble oppgjort 23. juli 2020. De tilsvarende aksjene i første del av tilbakekjøpsprogrammet ble kansellert 16. juli 2020.

Ansattes aksjespareprogram

Antall aksjer	2020	2019

Aksjespareprogrammet 1. januar	10.074.712	10.352.671
Ervervet	4.604.106	3.403.469
Tildelt ansatte	(3.236.327)	(3.681.428)

Aksjespareprogrammet 31. desember	11.442.491	10.074.712

Det ble ervervet og allokert aksjer til egne ansatte gjennom deltakelse i aksjespareprogrammet for 68 millioner USD i 2020 og 68 millioner USD i 2019. For ytterliggere informasjon, se note 5 Aksjespareprogram.

For informasjon vedrørende de 20 største aksjonærene i Equinor ASA, se seksjon 5.1 Aksjonærinformasjon, Største aksjonærer.

16 Finansiell gjeld

Langsiktig finansiell gjeld

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Usikrede obligasjonslån	30.994	23.666
Usikrede lån	97	92

Sum finansiell gjeld1)	31.091	23.758
Fratrukket kortsiktig andel1)	1.974	2.004

Langsiktig finansiell gjeld1)	29.118	21.754
Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)1)	3,38	3,64

1) 2019 er omarbeidet da linjen Leieavtaler er skilt ut fra linjen Finansiell gjeld i Balansen.

Equinor ASA benytter valutabytteavtaler for å styre valutarisikoen på sin langsiktige gjeld. For informasjon om styring av renterisiko i Equinor ASA og i Equinorkonsernet, se note 5 Finansiell risiko- og kapitalstyring i konsernregnskapet og note 2 Finansiell risikostyring og verdimåling av finansielle instrumenter i Equinor ASAs regnskap.

I 2019 og 2020 utstedte Equinor ASA følgende obligasjoner:

Utstedelsesdato	Valuta	Beløp i millioner	Rentesats i %	Forfallsdato

18. mai 2020	USD	750	1.750	Januar 2026
18. mai 2020	EUR	750	0.750	Mai 2026
18. mai 2020	USD	750	2.375	Mai 2030
18. mai 2020	EUR	1.000	1.375	Mai 2032
1. april 2020	USD	1.250	2.875	April 2025
1. april 2020	USD	500	3.000	April 2027
1. april 2020	USD	1.500	3.125	April 2030
1. april 2020	USD	500	3.625	April 2040
1. april 2020	USD	1.250	3.700	April 2050
13. november 2019	USD	1.000	3.250	November 2049

Selskapsregnskap Equinor ASA

Så å si alle obligasjonslån og usikrede banklån har bestemmelser som begrenser pantsettelse av eiendeler for å sikre framtidige låneopptak, med mindre eksisterende obligasjonsinnehavere og långivere samtidig gis en tilsvarende status.

Av selskapets utestående usikrede obligasjonslån har 43 av obligasjonslånsavtalene bestemmelser som gir Equinor ASA rett til å kjøpe tilbake gjelden til pålydende, eller til en forhåndsavtalt kurs, hvis det blir foretatt endringer i norsk skattelovgivning. Netto balanseført verdi på disse obligasjonslånene utgjør 30.644 millioner USD til vekslingskurs per 31. desember 2020.

Kortsiktige finansieringsbehov blir vanligvis dekket via US Commercial Paper Programme (CP) på 5,0 milliarder USD som er dekket av en rullerende kredittfasilitet på 5,0 milliarder USD, støttet av Equinor ASAs 21 viktigste hovedbankforbindelser, med forfall i 2022. Kredittfasiliteten var ubrukt per 31. desember 2020 og 2019 og gir sikker tilgang til finansiering, understøttet av beste mulige kortsiktige rating.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld

(i millioner USD)	Tilbakebetalinger

2022	1.000
2023	2.706
2024	2.397
2025	2.530
Deretter	20.484

Sum tilbakebetaling av langsiktig finansiell gjeld	29.118

Kortsiktig finansiell gjeld

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Innkalt margin og annen kortsiktig finansiell gjeld	2.527	905
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 år1)	1.974	2.004

Kortsiktig finansiell gjeld1)	4.501	2.909

Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)1)	2,44	2,18

1) 2019 er omarbeidet da linjen Leieavtaler er skilt ut fra linjen Finansiell gjeld i Balansen.

Innkalt margin og annen kortsiktig finansiell gjeld er hovedsakelig kontanter mottatt for å sikre en andel av Equinor ASAs kreditteksponering og utestående beløp under US Commercial Paper Programme (CP). Per 31. desember 2020 var 903 millioner USD utstedt under programmet. Tilsvarende var det per 31. desember 2019 utstedt 340 millioner USD.

17 Pensjoner

Equinor ASA er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon, og selskapets pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i denne loven. Det henvises til note 19 i konsernregnskapet for en beskrivelse av pensjonsordningene i Equinor ASA.

Netto pensjonskostnader

(i millioner USD)	2020	2019

Nåverdi av årets opptjening	181	204
Innskuddsplaner over drift	54	56

Ytelsesplaner	236	259

Innskuddsplaner	151	142

Sum netto pensjonskostnader	387	401

Arbeidsgiveravgift er hensyntatt i beregning av pensjonsforpliktelsene og arbeidsgiveravgift på årets pensjonsopptjening er innregnet i pensjonskostnadene i tabellen ovenfor.

Finansposter fra ytelsesplaner er inkludert som Finansposter i Resultatregnskapet. Rentekostnader og endringer i virkelig verdi av innskuddsplaner over driften utgjorde 217 millioner USD i 2020 og 252 millioner USD i 2019. Renteinntekter er innregnet med 108 millioner USD i 2020, og 132 millioner USD i 2019.

Selskapsregnskap Equinor ASA

(i millioner USD)	2020	2019

Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar	7.957	7.818
Nåverdi av årets opptjening	181	204
Rentekostnad på pensjonsforpliktelsen	196	255
Aktuarmessige (gevinster)/tap - økonomiske forutsetninger	377	(79)
Aktuarmessige (gevinster)/tap - erfaring	(63)	5
Utbetalte ytelser fra ordningene	(234)	(227)
Tap/(gevinst) ved avkorting, oppgjør eller planendring	0	0
Fripoliser	(7)	(14)
Endring i fordring på datterselskap vedrørende sluttvederlag	17	19
Omregningsdifferanse valuta	268	(81)
Endring i forpliktelse på innskuddsplaner over drift	54	56

Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember	8.748	7.957
Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar	5.152	4.801
Renteinntekt på pensjonsmidler	108	132
Avkastning på pensjonsmidler (unntatt renteinntekter)	331	348
Innbetalt av selskapet	94	124
Utbetalt ytelser fra ordningene	(96)	(185)
Fripoliser og personforsikringer	(7)	(13)
Omregningsdifferanse valuta	149	(56)

Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember	5.731	5.152

Netto pensjonsforpliktelser 31. desember	(3.017)	(2.805)

Spesifikasjon:
Eiendeler innregnet som langsiktige pensjonsmidler (fondert ordning)	1.249	1.021
Eiendeler innregnet som langsiktig fordring fra datterselskap	0	17
Forpliktelse innregnet som langsiktige pensjonsforpliktelser (ufondert ordning)	(4.266)	(3.842)
Den ytelsesbaserte pensjonsforpliktelsen kan fordeles som følger	8.748	7.957

Fonderte pensjonsplaner	4.482	4.131
Ufonderte pensjonsplaner	4.265	3.825
Faktisk avkastning på pensjonsmidler	439	480

Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i totalresultatet
(i millioner USD)	2020	2019

Netto aktuarmessige/(tap) gevinster innregnet i totalresultatet gjennom året	(7)	400

Omregningsdifferanser	(99)	27
Skatteeffekt på aktuarmessige/(tap) gevinster innregnet i totalresultatet	19	(98)

Innregnet i totalresultatet i løpet av året etter skatt	(87)	330
Akkumulert aktuarmessige/(tap) gevinster innregnet som andre endringer i totalresultatet etter skatt	(899)	(812)

Pensjonsforutsetninger og sensitivitetsanalyse

Pensjonsforutsetninger, sensitivitetsanalyse, porteføljevekting og informasjon om pensjonsmidler i Equinor Pensjon er presentert i pensjonsnoten i Equinors konsernregnskap. Antall ansatte, inkludert pensjonister som er medlemmer av hovedytelsesplanen i Equinor ASA utgjør 8.977. I tillegg er alle ansatte medlemmer av AFP-planen, og ulike grupper av ansatte er medlemmer av andre ufonderte planer.

Premieinnbetaling til Equinor Pensjon forventes å utgjøre mellom 130 millioner og 150 millioner USD i 2021.

18 Avsetninger og andre forpliktelser

(i millioner USD)	2020

Langsiktig andel 31. desember 2019	376
Kortsiktig andel 31. desember 2019	5

Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2019	381

Nye eller økte avsetninger og andre forpliktelser	219
Endring i estimater	31
Beløp belastet avsetninger og andre forpliktelser	(3)
Avgang ved salg	0
Reklassifiseringer og overføringer	(74)
Omregningsdifferanser	1

Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2020	554

Langsiktig andel 31. desember 2020	497
Kortsiktig andel 31. desember 2020	57

Equinor har i 2020 avsatt USD 166 millioner for en tapskontrakt på grunn av betydelig redusert forventet bruk av en transportavtale. Avsetningen er bokført som en driftskostnad i Resultatregnskapet og er inkludert i linjen Avsetninger og andre forpliktelser i Balansen.

Se også kommentarer om avsetninger i note 21 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

19 Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger

	31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

Leverandørgjeld	1.039	1.354
Andre forpliktelser og påløpte kostnader	1.232	1.383
Gjeld til egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre nærstående parter	509	944

Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	2.780	3.682

Selskapsregnskap Equinor ASA

20 Leieavtaler

Equinor ASA leier diverse eiendeler, i hovedsak transportskip, lagre og kontorbygninger til bruk i driften. Equinor ASA står i hovedsak som leietaker i disse avtalene og bruken av leieavtaler er primært driftsmessig begrunnet, og ikke som en valgt finansieringsløsning.

Informasjon om leiebetalinger og leieforpliktelser

(i millioner USD)		2020	2019

Leieforpliktelser 1. januar		1.740	1.773
Nye leiekontrakter, inkludert endringer og kanselleringer		714	317
Bruttto leiebetalinger	(526)	(395)
Renter	42	56
Nedbetalinger på leieforpliktelser	(484)	(484) (339)	(339)
Omregningsdifferanser		12	(10)

Leieforpliktelser 31. desember		1.982	1.740

Kortsiktig leieforpliktelse		488	359
Langsiktig leieforpliktelse		1.493	1.381

Leiekostnader som ikke er inkludert i leieforpliktelsene

(i millioner USD)	2020	2019

Kostnader knyttet til kortsiktige leieavtaler	53	107

Betalinger knyttet til kortsiktige leiekontrakter er i hovedsak knyttet til leie av transportskip. Variable leiekostnader og leiekostnader for leie av eiendeler med lav verdi representerer ubetydelige beløp.

Equinor innregnet inntekter på 140 millioner USD i 2020 og 118 millioner USD i 2019 innbetalt av andre selskaper i Equinor-konsernet for leiekostnader ført brutto hos Equinor ASA.

Forpliktelser knyttet til leiekontrakter som ikke er iverksatt per 31. desember 2020 er inkludert i andre forpliktelser presentert i note 21 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig leieforpliktelse

		31. desember
(i millioner USD)	2020	2019

År 2 og 3	601	487
År 4 og 5	384	272
Etter 5 år	509	622

Sum tilbakebetaling av langsiktig leieforpliktelse	1.493	1.381

Udiskonterte kontraktsmessige leiebetalinger for Equinors leieforpliktelser er 529 millioner USD i 2021, 1.105 millioner USD innen to til fem år og 552 millioner USD etter fem år.

Informasjon knyttet til bruksrettseiendeler

	Tomter og		Total

699	861	108	1.668
720	(27)	22	714
(364)	(82)	(45)	(491)

1.054	752	85	1.891
	Skip	bygninger	Lager

	Tomter og
(i millioner USD)	Skip	bygninger	Lager	Total

Bruksrettseiendeler 1. januar 2019	675	909	124	1.708
Tilganger, inkludert endringer	260	33	23	316
Avskrivninger	(236)	(81)	(39)	(356)

Bruksrettseiendeler 31. desember 2019	699	861	108	1.668

Bruksrettseiendeler inngår i linjen Varige driftsmidler i Balansen. Se også note 9 Varige driftsmidler.

Equinor ASA implementerte regnskapsstandarden IFRS 16 Leieavtaler 1. januar 2019. Regnskapsstandarden ble implementert i henhold til modifisert retrospektiv metode, uten omarbeiding av rapporterte tall for tidligere perioder. Implementeringen av IFRS 16 økte balansen per 1. januar 2019 ved at leieforpliktelser på 1,5 milliarder USD og bruksrettseiendeler på 1,5 milliarder USD ble balanseført. Equinor ASAs egenkapital ble ikke påvirket av implementeringen av IFRS 16.

21 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler

Kontraktsmessige forpliktelser

Equinor ASA har kontraktsmessige forpliktelser på 215 millioner USD per 31. desember 2020. Forpliktelsene reflekterer Equinor ASAs andel og består av finansieringsforpliktelser knyttet til leteaktiviteter.

Andre langsiktige forpliktelser

Equinor ASA har inngått forskjellige langsiktige avtaler om rørledningstransport i tillegg til andre former for transportkapasitet, samt terminal-, prosesserings-, lagrings- og entry/exit ("inngang og avgang")-kapasitet. Selskapet har også inngått forpliktelser knyttet til spesifikke kjøpsavtaler. Disse avtalene gir rett til kapasitet, eller spesifikke volumer, men medfører også en plikt til å betale for den avtalte tjeneste eller råvare, uavhengig av faktisk bruk. Kontraktene har varighet opp mot 2035.

Take-or-pay ("bruk eller betal")-kontrakter for kjøp av råvarer er bare inkludert i tabellen nedenfor hvis den kontraktfestede prisingen er av en slik art at den kan eller vil avvike fra oppnåelige markedspriser for råvaren på leveransetidspunktet.

Equinor ASAs forpliktelser overfor egenkapitalkonsoliderte selskaper er vist brutto i tabellen nedenfor. Eiendeler (for eksempel rørledninger), som er inkludert i regnskapet gjennom fellesvirksomhet eller lignende ordninger er vist netto i tabellen (brutto forpliktelse fratrukket beløp tilsvarende Equinor ASAs eierandel).

Tabellen under inkluderer 748 millioner USD som gjelder ikke-leie-komponenter av leieavtaler reflektert i regnskapet i henhold til IFRS 16, samt leieavtaler som ennå ikke er påbegynt. Se note 20 Leieavtaler for informasjon vedrørende leieavtale relaterte forpliktelser.

Selskapsregnskap Equinor ASA

Nominelle minimumsforpliktelser per 31. desember 2020:

(i millioner USD)

2021	1.179
2022	1.089
2023	910
2024	815
2025	898
Deretter	2.015

Sum andre langsiktige forpliktelser	6.906

Garantier

Equinor ASA har gitt morselskapsgaranti, og også kontragarantert særskilte bankgarantier som dekker datterselskapenes forpliktelser i land der de har virksomhet. Equinor ASA har garantert for sin proporsjonale andel av et egenkapitalkonsolidert selskaps langsiktige bankgjeld, kontraktsmessige betalingsforpliktelser og noen tredjepartsforpliktelser på 212 millioner USD. Virkelig verdi og bokført verdi av garantiene er uvesentlig.

Andre forpliktelser

Equinor ASA deltar i enkelte selskaper med delt ansvar (DA) der eierne har ubegrenset ansvar for sin del av enhetens eventuelle forpliktelser, og deltar også i enkelte ansvarlige selskaper (ANS) der eierne i tillegg har solidaransvar. For ytterligere informasjon vises det til note 10 Investeringer i datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper.

Voldgift knyttet til prisrevisjon

Noen langsiktige gassalgsavtaler inneholder prisrevisjonsklausuler, som i noen tilfeller fører til krav som blir gjenstand for voldgift. I 2020 er eksponeringen knyttet til slik voldgift redusert med ca. 1,3 milliarder USD som følge av oppgjør. Gjenværende eksponering knyttet til gass levert før årsslutt 2020 er uvesentlig. Endringer som gjelder prisrevisjoner i 2020 representerer en inntekt på omtrent 150 millioner USD før skatt og 30 millioner USD etter skatt, som er bokført i Resultatregnskapet under linjene Salgsinntekter og Skattekostnad.

Varsler om endret ligning fra norske skattemyndigheter

I fjerde kvartal 2020 mottok Equinor vedtak i saken vedrørende kapitalstrukturen til det belgiske datterselskapet Equinor Service Center Belgium N.V. Vedtaket konkluderer med at kapitalstrukturen må baseres på prinsippet om armlengdes avstand og dekker årene 2012 til 2016. Maksimal eksponering er estimert til omkring 188 millioner USD, og Equinor har mottatt et skattekrav for dette som må betales. Equinor kan anke vedtaket, og hvis Equinors syn vinner frem vil skatteinnbetalingen bli refundert. Equinor mener fortsatt at selskapets vurdering står sterkt, og ved årsslutt 2020 er det derfor ikke utgiftsført i selskapsregnskapet.

Andre krav

Equinor ASA er gjennom sin ordinære virksomhet involvert i rettssaker, og det finnes for tiden flere andre uavklarte tvister. Det endelige omfanget av selskapets forpliktelser eller eiendeler knyttet til slike tvister og krav lar seg ikke beregne på dette tidspunktet. Equinor ASA har gjort avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert på selskapets beste estimater. Det antas at verken selskapets økonomiske stilling, driftsresultat eller kontantstrøm vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av rettssakene og tvistene.

Når det gjelder informasjon om avsetninger knyttet til tvister og krav vises det til note 18 Avsetninger og andre forpliktelser.

22 Nærstående parter

Det henvises til note 24 Nærstående parter i Equinors konsernregnskap for informasjon om Equinor ASAs nærstående parter. Noten inkluderer informasjon om nærstående parter som et resultat av Equinor ASAs eierskapsstruktur og også informasjon om transaksjoner med Den norske stat.

Transaksjoner med konsernselskaper

Inntektstransaksjoner med nærstående parter er presentert i note 3 Salgsinntekter. Totale inntekter fra konsernselskaper beløp seg til 2.669 millioner USD i 2020 og 4.945 millioner USD i 2019. Den største delen av inntekter fra konsernselskaper kan henføres til salg av råolje og salg av raffinerte produkter til Equinor Marketing and Trading Inc. med 906 millioner USD i 2020 og 2.134 millioner USD i 2019, og Equinor Refining Danmark AS, med 1.455 millioner USD i 2020 og 2.512 millioner USD i 2019.

Equinor ASA selger naturgass og rørledningstransport på en back-to-back-basis til Equinor Energy AS, og inngår også visse finansielle kontrakter med Equinor Energy AS på dette grunnlaget. All risiko knyttet til nevnte transaksjoner bæres av Equinor Energy AS, og inntektene blir av den grunn ikke reflektert i Resultatregnskapet til Equinor ASA.

Equinor ASA kjøper volumer fra datterselskaper og selger dem til markedet. Totalt varekjøp fra datterselskaper beløp seg til 16.528 millioner USD i 2020 og 18.604 millioner USD i 2019. De største leverandørene er Equinor Energy AS, med 8.430 millioner USD i 2020 og 10.963 millioner USD i 2019 og Equinor US Holdings Inc. med 4.993 millioner USD i 2020 og 3.955 millioner USD i 2019.

I forbindelse med den ordinære virksomheten har Equinor ASA i tillegg transaksjoner med enkelte konsernselskaper der selskapet har eierinteresser. Equinor ASAs totale varekjøp fra konsernselskap beløp seg til 254 millioner USD i 2020 og 267 millioner USD i 2019.

Kostnader pådratt av selskapet, slik som personalkostnader, blir akkumulert i kostnadspooler. Slike kostnader blir delvis allokert på grunnlag av påløpte timer til Equinor Energy AS, til andre konsernselskaper og til lisenser der Equinor Energy AS eller andre konsernselskaper er operatør. Kostnader allokert på denne måten innregnes ikke i Resultatregnskapet til Equinor ASA. Kostnader allokert til konsernselskaper beløp seg til henholdsvis5.642 millioner USD og 4.903 millioner USD i 2020 og 2019. Den største delen av viderefaktureringen gjelder Equinor Energy AS med 4.716 millioner USD i 2020 og 3.826 millioner USD i 2019.

Andre transaksjoner

Det henvises til note 24 Nærstående parter i konsernregnskapet for informasjon om Equinor ASAs transaksjoner med nærstående parter basert på den vanlige ordinære driften.

Kortsiktige fordringer og kortsiktig gjeld fra datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper er inkludert i note 11 Finansielle eiendeler og gjeld.

Transaksjoner med nærstående parter relatert til konsernledelsen og godtgjørelse til ledelsen for 2020 er inkludert i note 4 Godtgjørelse.

Selskapsregnskap Equinor ASA

14. mars 2021

I STYRET FOR EQUINOR ASA

/s/ JON ERIK REINHARDSEN Leder

/s/ JEROEN VAN DER VEER

Nestleder /s/ BJØRN TORE GODAL /s/ REBEKKA GLASSER HERLOFSEN

/s/ ANNE DRINKWATER /s/ JONATHAN LEWIS /s/ FINN BJØRN RUYTER

/s/ TOVE ANDERSEN

/s/ STIG LÆGREID /s/ PER MARTIN LABRÅTEN

/s/ HILDE MØLLERSTAD

/s/ ANDERS OPEDAL Konsernsjef

Tilleggsinformasjon

s277 5.1 Aksjonærinformasjon
s285 5.2 Non-GAAP måltall
s290 5.3 Rettssaker
s290 5.4 Rapport om betalinger til myndigheter

Equinor, Årsrapport 2020 275

Tilleggsinformasjon

s309 5.5 Erklæringer
s312 5.6 Begrep og forkortelser
s314 5.7 Utsagn om framtiden

5.1 Aksjonærinformasjon

Equinor er det største selskapet som er notert på Oslo Børs og aksjen omsettes under tickerkoden EQNR. Equinor er også notert på New York Stock Exchange under tickerkoden EQNR, hvor omsetningen skjer i form av amerikanske depotaksjer (American Depositary Shares, ADS).

Equinors aksjer har vært notert på Oslo Børs og New York Stock Exchange siden vår første offentlige emisjon den 18. juni 2001. Depotaksjene som omsettes på New York Stock Exchange bevitnes med depotbevis (American Depositary Receipts, ADR), og hver ADS representerer en ordinær aksje.

Utbyttepolitikk og utbytte

Det er Equinors ambisjon å øke den årlige utbyttebetalingen, målt i USD per aksje, i takt med selskapets langsiktige underliggende inntjening.

Styret vedtar utbytte for første, andre og tredje kvartal basert på en fullmakt fra generalforsamlingen, mens generalforsamlingen vedtar utbyttet for fjerde kvartal og

dermed implisitt samlet årlig utbytte, basert på styrets forslag. Equinor har ambisjon om å betale kvartalsvis utbytte selv om styret vil vurdere forhold som forventet kontantstrøm, investeringsplaner, finansieringsbehov og nødvendig finansiell fleksibilitet ved fastsettelse av kvartalsvise utbyttebetalinger og når totalt årlig utbyttenivå anbefales.

I tillegg til å betale kontantutbytte, kan Equinor kjøpe tilbake egne aksjer som en del av samlet kapitaldistribusjon til eierne. Generalforsamlingen kan stemme for å redusere, men ikke øke, utbyttet for fjerde kvartal som er foreslått av styret. Equinor kunngjør utbytteutbetalingen i forbindelse med framlegging av kvartalsresultatene. Utbetaling av kvartalsvis utbytte ventes å skje innen seks måneder etter kunngjøringen av hvert kvartals utbytte.

Styret foreslår for generalforsamlingen et utbytte på 0,12 USD per aksje for fjerde kvartal 2020, som er en økning fra foregående kvartal.

Følgende tabell viser utbetalt kontantutbytte til alle aksjonærer siden 2016, per aksje og totalt.

		Ordinært utbytte per aksje						Ordinært utbytte per
Regnskapsår	Valuta	1.kv	Valuta	2.kv	Valuta	3.kv	Valuta	4.kv	Valuta	aksje

2016	USD	0,2201	USD	0,2201	USD	0,2201	USD	0,2201	USD	0,8804
2017	USD	0,2201	USD	0,2201	USD	0,2201	USD	0,2300	USD	0,8903
2018	USD	0,2300	USD	0,2300		USD 0,2300	USD	0,2600	USD	0,9500
2019	USD	0,2600	USD	0,2600		USD 0,2600	USD	0,2700	USD	1,0500
2020	USD	0,0900	USD	0,0900	USD	0,1100	USD	0,1200	USD	0,4100

Den 9. februar 2021 foreslo styret et utbytte for fjerde kvartal 2020 på 0,12 USD per aksje (betinget av generalforsamlingens godkjennelse). Equinor-aksjen vil handles ex utbytte 12. mai 2021 på OSE og 14. mai 2021 for eiere av American Depositary Receipts (ADRs) på NYSE. Record date (eierregisterdato) vil være 14. mai 2021 på OSE og NYSE. Utbetalingsdatoen er 27. mai 2021.

Utbytte i kroner per aksje vil beregnes og kunngjøres fire virkedager etter registreringsdato for aksjonærer på Oslo Børs. Utbytte i norske kroner vil være basert på gjennomsnittlig valutakurs USD/NOK satt av Norges Bank i perioden pluss/minus tre virkedager fra registreringsdato, til sammen sju virkedager.

Tilbakekjøp av aksjer

For perioden 2013-2020 hadde styret fullmakt fra generalforsamlingen til å kjøpe tilbake Equinor-aksjer i markedet for påfølgende sletting. Equinor har til hensikt å fornye denne fullmakten på generalforsamlingen i mai 2021.

Den 4. september 2019 godkjente styret et program for tilbakekjøp av aksjer for inntil 5 milliarder USD over en periode som varer til utgangen av 2022, under forutsetning av årlig godkjenning av fullmakten fra generalforsamlingen. Den første transjen av programmet på rundt 1,5 milliarder USD startet 5. september 2019 og ble fullført 4. februar 2020. I henhold til formålet med tilbakekjøpsprogrammet vedtok generalforsamlingen 14. mai 2020 at aksjekapitalen skal reduseres med totalt 80.973.512 aksjer med en volumvektet gjennomsnittspris på 170,88 NOK. Som svar på koronapandemien stanset Equinor tilbakekjøpsprogrammet 22. mars 2020 inntil videre.

Aksjer kjøpt av utsteder

Aksjer kjøpes i markedet for overføring til ansatte i forbindelse med aksjespareprogrammet innenfor de begrensninger som er fastsatt av styret. Det ble ikke kjøpt tilbake aksjer i markedet for påfølgende sletting i 2020.

Equinors aksjespareprogram

Siden 2004 har Equinor hatt et aksjespareprogram for selskapets ansatte. Formålet med programmet er å styrke bedriftskulturen og oppmuntre til lojalitet blant de ansatte ved at de blir medeiere i selskapet.

Gjennom jevnlige lønnstrekk kan ansatte investere opptil fem prosent av grunnlønnen i Equinor-aksjer. I tillegg bidrar selskapet med 20 prosent av den samlede aksjeinvesteringen som gjøres av ansatte i Norge, opptil et maksimalt beløp på

1.500 kroner (ca. 175 USD) i året. Bidraget fra selskapet er en skattefri fordel for ansatte i henhold til gjeldende norsk skattelovgivning. Etter en bindingstid på to kalenderår, vil det utdeles en bonusaksje for hver aksje som er kjøpt. I henhold til norsk skattelovgivning er bonusaksjen en skattepliktig fordel med en verdi som tilsvarer verdien på aksjene og som beskattes på det tidspunktet bonusaksjene deles ut.

Styret har fullmakt til å kjøpe Equinor-aksjer i markedet på vegne av selskapet. Fullmakten gjelder fram til neste generalforsamling, men ikke lenger enn 30. juni 2021. Denne fullmakten erstatter tidligere fullmakt til å kjøpe egne aksjer for gjennomføring av aksjespareprogrammet som ble godkjent av generalforsamlingen 11. mai 2017. Equinor har intensjon om å fornye denne fullmakten på generalforsamlingen 11. mai 2021.

Perioden aksjene ble tilbakekjøpt	Antall tilbakekjøpte aksjer	Gjennomsnittlig aksjepris i NOK	Totalt antall tilbakekjøpte aksjer som del av program	Maksimum antall aksjer som kan bli tilbakekjøpt under programmet
gen-20	595.692	179,1109	4.886.064	9.113.936
feb-20	670.130	161,0881	5.556.194	8.443.806
mar-20	1.036.485	104,6324	6.592.679	7.407.321
apr-20	841.163	129,3684	7.433.842	6.566.158
mag-20	786.145	138,3586	8.219.987	5.780.013
giu-20	766.528	141,4560	766.528	13.233.472
lug-20	768.895	141,1376	1.535.423	12.464.577
ago-20	746.401	145,1900	2.281.824	11.718.176
set-20	760.809	142,6205	3.042.633	10.957.367
ott-20	826.729	131,9803	3.869.362	10.130.638
nov-20	815.739	134,1555	4.685.101	9.314.899
dic-20	734.253	149,0766	5.419.354	8.580.646
gen-21	646.514	165,5399	6.065.868	7.934.132
feb-21	696.049	154,8554	6.761.917	7.238.083
Totalt	10.691.532 1)	144,1836 2)

1) Alle tilbakekjøpte aksjer har blitt kjøpt i det åpne markedet og i henhold til fullmakten nevnt ovenfor.

2) Vektet gjennomsnittlig pris per aksje

Omkostninger i Equinors ADR-program Avgifter og omkostninger for eiere av amerikanske depotaksjer (ADS).

JP Morgan Chase Bank N.A. (JP Morgan) er depotbank for Equinors ADR-program, og har erstattet Deutsche Bank Trust Company Americas (Deutsche Bank) i henhold til en ytterligere revidert og omarbeidet depotavtale datert 4. februar 2019. JP Morgan krever inn avgift for utstedelse eller innløsning av depotaksjer direkte fra investorer som deponerer aksjer eller

innløser depotaksjer med formål om å trekke seg ut, eller fra mellomledd som opptrer på deres vegne. Depotbanken krever inn andre avgifter fra investorene ved å trekke dem fra beløp som skal utbetales, eller ved å trekke slike avgifter fra kontantutbytte eller andre kontantbetalinger. Depotbanken kan avslå å yte avgiftsbelagte tjenester inntil avgiften for den aktuelle tjenesten er betalt.

Depotbankens avgifter fra investorene er som følger:

Personer som deponerer eller løser inn aksjer må betale:	For:
5,00 USD (eller mindre) pr. 100 ADS (eller andel av 100 ADS)	Utstedelse av ADS-er, inkludert utstedelser som følge av deponering aksjer, utdeling av aksjer, rettigheter eller andre eiendeler og utdelinger som følge av utbytteaksjer, aksjesplitt, fusjoner, bytte av verdipapirer eller andre transaksjoner, eller hendelser som påvirker ADR ene eller deponerte verdipapirer Kansellering av ADS med formål om å trekke seg ut, herunder også om deponeringsavtalen avsluttes, eller kansellering eller reduksjon av ADS-er av andre årsaker
0,05 USD (eller mindre) pr. ADS	All utdeling av kontantbeløp eller utbytte i henhold til depotavtalen
0,05 USD (eller mindre) pr. ADS, per kalenderår (eller en porsjon av dette)	For drift og forvaltningskostnader knyttet til administrasjon av ADR-programmet
Et gebyr tilsvarende gebyret som ville vært ilagt dersom de utdelte verdipapirene hadde vært aksjer og aksjene hadde vært deponert for utstedelse av depotaksjer (ADS)	Utdeling til registrerte eiere av ADR av (i) verdipapirer utdelt av selskapet til eiere av deponerte verdipapirer eller (ii) kontantvederlag fra salg av slike verdipapirer
Registrerings- eller overføringsgebyr	Overføring og registrering av aksjer i vårt aksjeregister til eller fra navnet på depotbanken eller dennes agent når du deponerer eller trekker tilbake aksjer
Utgifter for depotbanken	Kostnader relatert til overføringer via SWIFT, kabel, teleks eller faksimile (som angitt i depotavtalen) Gebyrer, utgifter og andre kostnader fra JPMorgan eller deres agent (som kan være en filial eller avdeling) for konvertering av valuta til USD, som skal bli konvertert til utenlandsk valuta skal bli trukket fra i relevant valuta
Avgifter og andre nasjonale gebyrer som depotbanken eller oppbevaringsinstitusjonen må betale for en depotaksje (ADS) eller depotaksjens underliggende aksje, for eksempel overføringsgebyr, stempelavgift eller kildeskatt	Etter behov
Eventuelle omkostninger som depotbanken eller dennes agenter pådrar seg i forbindelse med salg og/eller leveranse av de deponerte verdipapirene i sammenheng med forvalters overholdelse av relevante lover og reguleringer, inkludert men ikke	Etter behov

Direkte og indirekte betalinger som gjøres av depotbanken

investeringer

begrenset til utgifter som er pådratt på vegne av ADR eiere i forbindelse med overholdelse av valutareguleinger, eller andre lover og regler relatert til utenlandske

I henhold til avtalen vår med J.P. Morgan, vil selskapet hvert år motta fra J.P. Morgan det laveste av (a) 2.000.000 USD og (b) forskjellen mellom inntekter og utgifter i ADR-programmet. For

året 2020 refunderte J.P. Morgan 2.000.000 USD til selskapet. I tillegg refunderte J.P. Morgan 25.000 USD til selskapet i honorar til juridisk rådgivning som selskapet pådrar seg i forbindelse med overføringen av ADR-programmet fra Deutsche Bank. Andre

rimelige kostnader forbundet med administrasjon av ADRprogrammet dekkes av selskapet. For året 2020 utgjorde slike kostnader, som er forbundet med administrasjon av ADRprogrammet og betalt av selskapet, om lag 206.486 USD totalt. Under visse omstendigheter, som for eksempel fjerning av J.P. Morgan som depotbank, skal selskapet tilbakebetale J.P. Morgan visse beløp som er betalt til selskapet i tidligere perioder.

Beskatning

Norske skatteforhold

Denne seksjonen beskriver vesentlige norske skattemessige konsekvenser for aksjonærer i forbindelse med erverv, eierskap og salg av aksjer og amerikanske depotaksjer (depotaksjer) i Equinor. Betegnelsen "aksjonærer" benyttes både for eiere av aksjer og eiere av depotaksjer, om ikke annet er uttrykkelig angitt.

Denne framstillingen gir ingen fullstendig beskrivelse av norske skatteregler som kan være relevante (dvs. for investorer som kan være omfattet av spesielle regler, inkludert aksjonærer som eier aksjer eller depotaksjer i direkte tilknytning til forretningsvirksomhet som aksjonæren driver i Norge), og er basert på gjeldende lov og praksis. Aksjonærer bør kontakte profesjonelle skatterådgivere for vurdering av individuelle skattekonsekvenser.

Skatt på utbytte for norske aksjonærer

Selskapsaksjonærer (dvs. aksjeselskaper og lignende enheter) som er skattemessig hjemmehørende i Norge svarer normalt 22 % norsk skatt på 3 % av utbytte fra norske selskaper.

Personlige aksjonærer som er skattemessig bosatt i Norge svarer skatt til Norge på utbytte utover et sjablonmessig fastsatt fradrag (skjermingsfradrag). Utbyttet inngår i personens alminnelige inntekt, som beskattes med den alminnelige inntektsskattesatsen på 22 %. Imidlertid skal utbytte utover skjermingsfradraget oppjusteres med en faktor på 1,44 før det medregnes i den alminnelige inntekten, noe som isolert gir en effektiv skattesats på 31,68 % (22 % x 1,44) før skjermingsfradrag medregnes. Skjermingsfradraget beregnes for den enkelte aksje eller depotaksje og tilsvarer som utgangspunkt aksjens eller depotaksjens kostpris multiplisert med en årlig risikofri rente (skjermingsrente). Skjermingsfradrag for et år som overstiger utbyttet som er utdelt på aksjen eller depotaksjen samme år (ubenyttet skjermingsfradrag) kan framføres til senere år og trekkes fra framtidig utbytte som mottas på samme aksje eller depotaksje (eller gevinst ved realisering av denne, se under). Ubenyttet skjermingsfradrag vil også legges til grunnlaget for beregning av skjermingsfradrag for samme aksje eller depotaksje året etter.

Personlige aksjonærer som er skattemessig bosatt i Norge kan eie de børsnoterte aksjer i selskaper som er hjemmehørende innenfor EØS gjennom aksjesparekontoer. Utbytte på aksjer som eies gjennom en aksjesparekonto er først skattepliktig når det tas ut av aksjesparekontoen.

Skatt på utbytte for utenlandske aksjonærer

Utenlandske aksjonærer må som utgangspunkt svare 25 % norsk kildeskatt på utbytte fra norske selskaper. Det utdelende selskapet er ansvarlig for å trekke kildeskatten ved utdeling til utenlandske aksjonærer.

Selskapsaksjonær som eier aksjene eller depotaksjene i direkte tilknytning til forretningsvirksomhet som selskapsaksjonæren driver i Norge er ikke kildeskattepliktige. Slike aksjonærer svarer 22 % norsk skatt på 3 % av utbytte fra de aktuelle aksjene eller depotaksjene.

For øvrig beskrives enkelte andre viktige unntak fra og modifikasjoner i kildeskatteplikten nedenfor.

Kildeskatteplikten gjelder ikke for selskapsaksjonærer innenfor EØS som tilsvarer norsk aksje- eller allmennaksjeselskaper eller enkelte andre typer norske enheter, og som videre kan dokumentere at de er reelt etablert og driver reell økonomisk aktivitet i EØS, såfremt Norge har rett til å motta informasjon fra selskapsaksjonærens hjemstat i henhold til skatteavtale eller annen internasjonal traktat. Dersom det ikke eksisterer noen slik avtale eller traktat med selskapsaksjonærens hjemstat, kan selskapsaksjonæren i stedet legge fram en bekreftelse fra skattemyndighetene i den aktuelle staten som bekrefter dokumentasjonen.

Kildeskatten på 25 % er ofte redusert i skatteavtaler mellom Norge og andre land. Generelt får redusert kildeskattesats kun anvendelse for utbytte på aksjer som eies av aksjonær som kan bevise at vedkommende er virkelig eier og berettiget til beskyttelse etter skatteavtalen.

Personlige aksjonærer som er skattemessig bosatt i EØS kan søke norske skattemyndigheter om refusjon dersom kildeskatten som trekkes av det utdelende selskap overstiger skatten som ville blitt ilagt personlige aksjonærer hjemmehørende i Norge.

Personlige aksjonærer som er skattemessig bosatt i EØS kan eie børsnoterte aksjer i selskaper som er hjemmehørende i EØS gjennom aksjesparekontoer. Utbytte på aksjer som holdes gjennom en aksjesparekonto er først gjenstand for kildeskatt når det tas ut av aksjesparekontoen.

Prosedyre for å kreve reduksjon i eller unntak fra kildeskatt på utbytte

En utenlandsk aksjonær som har krav på unntak fra eller reduksjon av kildeskatt, kan anmode om at unntaket eller reduksjonen anvendes på utdelingstidspunktet. Dette forutsetter at aksjonæren framlegger tilfredsstillende dokumentasjon som underbygger at vedkommende er berettiget til unntak fra eller reduksjon av kildeskatt. Spesifikke dokumentasjonskrav gjelder.

For eiere av aksjer og depotaksjer som er deponert hos JPMorgan Chase Bank N.A. (JPMorgan) kan dokumentasjon som bekrefter at eieren er berettiget etter en skatteavtale med Norge gis til JPMorgan. JPMorgan har fått tillatelse av norske skattemyndigheter til å motta utbytte fra oss for videre fordeling til virkelig eier av aksjer og depotaksjer med trekk etter kildeskattesatsen i den aktuelle skatteavtalen.

Kildeskatt på 25 % vil trekkes fra utbytte utbetalt til aksjonærer (enten direkte eller via den som holder aksjene eller depotaksjene i depot) som ikke har framlagt for den relevante part påkrevd dokumentasjon som viser at de har rett til den reduserte satsen. I slike tilfeller må de virkelige eierne søke

Skatteetaten om refusjon av overskytende kildeskatt. Det henvises til skatteetatens nettside for nærmere informasjon om kravene til en slik søknad: www.skatteetaten.no/en/person.

Beskatning ved realisasjon av aksjer og depotaksjer

Selskapsaksjonærer som er skattemessig hjemmehørende i Norge svarer normalt ikke skatt i Norge på gevinst ved salg, innløsning eller annen realisasjon av aksjer eller depotaksjer i norske selskaper. Tap ved realisasjon er ikke fradragsberettiget.

Personlige aksjonærer som er skattemessig bosatt i Norge svarer skatt til Norge ved salg, innløsning eller annen realisasjon av aksjer eller depotaksjer. Gevinst eller tap i forbindelse med slik realisasjon tas med i personens alminnelige inntekt i realisasjonsåret, som beskattes med den alminnelige inntektsskattesatsen på 22 %. Imidlertid skal skattbar gevinst eller fradragsberettiget tap oppjusteres med en faktor på 1,44 før det medregnes i alminnelig inntekt, noe som gir en effektiv skattesats på 31,68 % (22 % x 1,44) før skjermingsfradrag medregnes.

Skattepliktig gevinst eller fradragsberettigede tap (før oppjustering) beregnes som salgspris justert for transaksjonsutgifter minus den skattemessige inngangsverdien. En aksjonærs inngangsverdi tilsvarer normalt kostprisen for aksjene eller depotaksjene. Eventuelt ubenyttet skjermingsfradrag knyttet til en aksje kan trekkes fra skattepliktig gevinst på den samme aksjen eller depotaksjen, men kan ikke føre til eller øke et fradragsberettiget tap. Videre kan eventuelt ubenyttet skjermingsfradrag ikke fradragsføres i gevinst ved realisering av andre aksjer eller depotaksjer.

Dersom aksjonæren realiserer aksjer eller depotaksjer som er ervervet på forskjellig tidspunkt, skal de først ervervede aksjene eller depotaksjene anses solgt først (FIFO-prinsippet) når skattemessig gevinst eller tap skal beregnes.

Personlige aksjonærer som er skattemessig bosatt i Norge kan eie børsnoterte aksjer i selskaper som er hjemmehørende i EØS gjennom en aksjesparekonto. Gevinst på aksjer som eies gjennom aksjesparekontoen skattlegges først når gevinsten tas ut fra kontoen. Tap på aksjer kommer til fradrag når kontoen avsluttes.

En selskapsaksjonær eller en personlig aksjonær som opphører å være skattemessig hjemmehørende eller bosatt i Norge etter norsk skattelovgivning eller skatteavtale, kan i visse tilfeller bli gjenstand for norsk utflyttingsskatt på urealiserte gevinster knyttet til aksjer eller depotaksjer.

Utenlandske aksjonærer er generelt ikke skattepliktige til Norge for gevinster, og har ikke fradragsrett for tap, ved salg, innløsning eller annen realisasjon av aksjer eller depotaksjer i norske selskaper, med mindre aksjonæren driver forretningsvirksomhet i Norge og aksjene eller depotaksjene er eller har vært direkte forbundet med slik virksomhet.

Formuesskatt

Aksjene eller depotaksjene inngår i grunnlaget for beregning av formuesskatt som ilegges personer som er skattemessig bosatt i Norge. Norske aksjeselskaper og enkelte andre lignende enheter er ikke formuesskattepliktige. Gjeldende marginale formuesskattesats er 0,85 % av formuesverdi. Formuesverdien

av børsnoterte aksjer (inkludert depotaksjer) er 65 % (redusert fra 75 % fra og med 2020) av aksjenes eller depotaksjenes kursverdi 1. januar i skattefastsettingsåret.

Utenlandske aksjonærer er ikke formuesskattepliktige for aksjer og depotaksjer i norske aksjeselskaper, med mindre aksjonæren er en person og aksjeposten er direkte forbundet med personens forretningsvirksomhet i Norge.

Arveavgift og gaveavgift

Det ilegges ikke arve- eller gaveavgift i Norge.

Dokumentavgift

Det ilegges ikke dokumentavgift i Norge ved salg eller kjøp av aksjer eller depotaksjer.

Amerikanske skatteforhold

Denne framstillingen beskriver vesentlige føderale skattekonsekvenser for aksjonærer hjemmehørende i USA (som definert under) av å eie og realisere aksjer eller depotaksjer. Den gjelder bare for deg dersom du innehar aksjene eller depotaksjene dine som kapitaleiendeler ("capital assets") for amerikanske føderale inntektsskatteformål. Denne framstillingen adresserer kun amerikansk føderal beskatning og omfatter ikke alle skatteforhold som kan være relevant i lys av aksjonærens individuelle forhold, herunder utenlandske, delstatlige eller lokale skattekonsekvenser, arve- og gaveavgifter, og skatteforhold knyttet til Medicare-skatt på netto investeringsinntekt eller den alternative minimumsskatt-ordningen. Denne framstillingen gjelder ikke hvis du hører til en spesiell gruppe eiere som omfattes av egne regler, inkludert børs-/verdipapirmeglere, personer eller foretak som handler med verdipapirer og som har valgt en "mark-to market" metode for regnskapsføring av verdipapirbeholdningen, skatteunntatte organisasjoner, forsikringsselskaper, ansvarlige selskaper, selskaper eller innretninger som behandles som selskaper med deltakerfastsettelse for amerikanske føderale inntektsskatteformål eller personer som faktisk eller implisitt eier 10 % av de totale stemmeberettigede aksjene i Equinor eller av den totale verdien av aksjer i Equinor, personer som eier aksjer eller depotaksjer som del av en sikrings- eller konverteringstransaksjon, personer som kjøper eller selger depotaksjer som ledd i en "wash sale"-transaksjon (salg og tilbakekjøp) eller personer som har en annen funksjonell valuta enn USD.

Denne framstillingen er basert på inntektsskatteloven "Internal Revenue Code of 1986," med endringer, lovens forhistorie, gjeldende og foreslåtte reguleringer, publiserte forvaltningsuttalelser og rettsavgjørelser, slik alle disse per nå gjør seg gjeldende, og avtalen mellom USA og kongeriket Norge med formål om å unngå dobbel beskatning og skatteunndragelse knyttet til inntekts- og formuesskatt ("Skatteavtalen"). Disse lovene er gjenstand for endringer, med muligheter for tilbakevirkende kraft. I tillegg er framstillingen basert delvis på depotbankens framstilling og forutsetningen om at enhver forpliktelse i depotavtalen, og eventuelle tilhørende avtaler, vil overholdes i samsvar med vilkårene i denne. For føderale inntektsskatteformål i USA så vil du dersom du er eier av depotbevis, som bevis på depotaksjer, bli behandlet som eier av den ordinære aksjen som depotbeviset representerer. Bytte av aksjer mot depotbevis og depotbevis for aksjer vil generelt ikke være gjenstand for føderal inntektsskatt i USA.

Med "amerikansk eier" forstås en virkelig eier av aksjer eller depotaksjer som for amerikanske føderale inntektsskatteformål er: (i) statsborger eller hjemmehørende i USA, (ii) et innenlandsk selskap i USA, (iii) et bo hvis inntekter er gjenstand for føderal inntektsskatt i USA uavhengig av kilde, eller (iv) et fond/en trust dersom en domstol i USA kan utføre primærtilsyn med fondets/trustens administrasjon og en eller flere personer hjemmehørende i USA har fullmakt til å kontrollere alle vesentlige beslutninger i fondet/trusten.

Du bør søke råd hos egen skatterådgiver når det gjelder amerikanske føderale, statlige og lokale samt norske og andre skattemessige konsekvenser av å eie og avhende aksjer og depotaksjer i ditt særskilte tilfelle.

Skattemessig behandling av aksjer eller depotaksjer avhenger delvis av om Equinor klassifiseres som et passivt utenlandsk investeringsselskap , "PFIC", for amerikanske føderale inntektsskatteformål. Med unntak av det som framgår nedenfor under "Regler for passive utenlandske investeringsselskaper (PFIC)", så forutsetter denne framstillingen at Equinor ikke skal klassifiseres som et PFIC for amerikanske føderale inntektsskatteformål.

Skatt på utdelinger

Under amerikansk føderal inntektsskattelovgivning vil bruttobeløpet av enhver utdeling som utbetales av Equinor (inkludert eventuell tilbakeholdt norsk kildeskatt) fra årets eller akkumulert overskudd eller inntekt (som fastsatt for amerikanske føderale inntektsskatteformål), med unntak av visse pro-rata utdelinger av aksjer, behandles som utbytte som er skattepliktig når du, ved eie av aksjer, eller depotmottaker, ved eie av depotaksjer, mottar eller har rett på dette. Dersom du er en personlig amerikansk eier kan kvalifisert utbytte beskattes med spesielt gunstige satser som gjelder for langsiktige kapitalgevinster, så lenge aksjene eller depotaksjene er lett omsettelige i et etablert verdipapirmarked i USA i året du mottar utbyttet, eller Equinor kvalifiserer for fordeler etter Skatteavtalen. Vi mener at Equinor per nå kvalifiserer for fordeler etter Skatteavtalen og vi forventer derfor at utbytte på ordinære aksjer eller depotaksjer vil være kvalifiserende utbytte. For å være berettiget til de gunstige skattesatsene må du ha eid aksjene eller depotaksjene i mer enn 60 dager i løpet av en periode på 121 dager som begynner 60 dager før dagen aksjene noteres eksklusive utbyttet, og i tillegg oppfylle visse andre krav. Utbyttet vil ikke være gjenstand for slikt fradrag for mottatt utbytte som generelt gis til selskaper i USA når det mottas utbytte fra andre selskaper i USA.

Det utbyttebeløpet du må ta til inntekt som amerikansk eier vil være USD-verdien av utbetalingen i NOK omregnet på grunnlag av spotkursen NOK/USD den dagen utbytteutbetalingen inngår i inntekten din, uavhengig av om utbetalingen faktisk konverteres til USD eller ikke. Utbetaling utover årets eller akkumulert overskudd eller inntekt, som fastsatt for amerikanske føderale inntektsskatteformål, vil behandles som ikke-skattepliktig avkastning på kapital inntil din skattemessige inngangsverdi på aksjene eller depotaksjene, og ut over dette bli behandlet som skattepliktig gevinst. Equinor forventer ikke å beregne overskudd eller inntekt i henhold til amerikanske føderale inntektsskatteprinsipper. Du må derfor generelt forvente å behandle utdelinger som utbytte.

Med visse begrensninger vil den norske kildeskatten på 15 %, som trekkes i samsvar med Skatteavtalen og tilfaller Norge, være krediterbar eller fradragsberettiget i dine forpliktelser hva gjelder føderal inntektsskatt til USA, med mindre du kan oppnå reduksjon eller refusjon under norsk rett. Det gjelder spesielle regler for begrensning av kredit for utenlandsk skatt når det gjelder utbytte som beskattes med de gunstige satsene. Utbytte vil generelt være inntekt fra kilder utenfor USA og vil generelt være "passiv" inntekt når det gjelder å beregne ditt kreditfradrag for utenlandsk skatt. Eventuelle gevinster eller tap som oppstår som følge av svingninger i valutakursen i perioden fra du inkluderer det utbetalte utbyttet i inntekten din til du konverterer beløpet til USD, vil generelt behandles som alminnelig inntekt eller tap med amerikansk kilde, og vil ikke være berettiget til de særskilte skattesatsene.

Skatt på kapitalgevinster

Hvis du selger eller på annen måte avhender dine aksjer eller depotaksjer vil du generelt få en kapitalgevinst eller et kapitaltap for føderale inntektsskatteformål, som tilsvarer forskjellen mellom USD-verdien av beløpet du realiserer og den skattemessige inngangsverdien på aksjene eller depotaksjene. Kapitalgevinst for en personlig, amerikansk eier blir generelt beskattet med gunstige skattesatser dersom eiendelen har vært eid mer enn ett år. Gevinsten eller tapet vil generelt anses som inntekt eller tap fra kilder i USA ved begrensning av kredit for utenlandsk skatt. Hvis du mottar utenlandsk valuta ved salg av aksjer eller depotaksjer, kan du føre ordinær inntekt eller ordinært tap fra kilde i USA som følge av valutasvingninger mellom den datoen aksjene eller depotaksjene ble solgt og den datoen salgsutbyttet konverteres til USD. Du bør søke råd hos egen skatterådgiver når det gjelder hvordan du skal redegjøre for betalinger som er gjort eller mottatt i en annen valuta enn USD.

Regler for passive utenlandske investeringsselskaper (PFIC)

Vi mener aksjene og depotaksjene ikke per nå skal anses som andeler i et PFIC for amerikanske føderale inntektsskatteformål, og vi forventer ikke at Equinor vil anses som et PFIC i overskuelig framtid. Denne vurderingen må imidlertid gjøres årlig og kan derfor være gjenstand for forandring. Det er derfor mulig at Equinor kan regnes som et PFIC i et framtidig inntektsår. Hvis vi skulle bli behandlet som et PFIC, så vil en gevinst realisert ved salg eller annen disposisjon av aksjene eller depotaksjene generelt ikke bli behandlet som kapitalgevinst. I stedet, med mindre du velger årlig skattlegging på et "mark-to-market" grunnlag (virkelig verdi) når det gjelder aksjene eller depotaksjene, vil du generelt bli behandlet som om du hadde realisert en slik gevinst og visse "overskytende utbetalinger" forholdsmessig over eierperioden for aksjene eller depotaksjene. Beløp som er allokert til det året gevinsten er realisert eller "overskytende utbetaling" er mottatt, eller til et inntektsår før vi ble klassifisert som PFIC, vil beskattes med de ordinære inntektsskattesatser, og beløp som er allokert til alle andre år vil bli beskattet med den høyeste faktiske skattesatsen som gjelder for hvert slikt år som gevinsten eller utbetalingen ble allokert til, i tillegg til en rentekostnad knyttet til skatten som kan tilskrives hvert slikt år. Med visse unntak vil dine aksjer eller depotaksjer behandles som aksjer i en PFIC dersom vi har vært klassifisert som PFIC en gang i løpet av perioden du har eid aksjene eller depotaksjene. Utbytte som du mottar fra oss vil ikke beskattes med gunstige satser dersom vi behandles som PFIC for deg, enten i skatteåret utdelingen skjer eller det foregående

skatteåret, men vil i stedet beskattes med satser som gjelder for ordinær inntekt.

Kildeskatt på utbetalinger til utenlandske finansinstitusjoner ved brudd på rapporteringsforpliktelser mv.

En kildeskatt på 30 % vil bli ilagt visse betalinger til visse finansinstitusjoner utenfor USA som ikke oppfyller rapporteringsforpliktelser eller sertifiseringskrav med hensyn deres direkte eller indirekte aksjeeiere fra USA eller kontoholdere fra USA. For å unngå slik kildeskatt kan vi og andre finansinstitusjoner utenfor USA bli bedt om å innrapportere til IRS informasjon om eiere av aksjer og depotaksjer og å holde tilbake en andel av betalinger tilknyttet aksjer og depotaksjer til særlige eiere som ikke oppfyller relevante rapporteringskrav (eller som eier aksjene eller depotaksjer gjennom særlige mellommenn som ikke oppfyller kravene). Etter det foreslåtte «Treasury-regelverket» gjelder imidlertid ikke trekkplikten betalinger foretatt før datoen som er 2 år før dagen da de endelige reglene som definerer begrepet «foreign passtru payment» blir iverksatt. Implementeringen av disse kravene er ikke fullført, så det er ikke mulig på nåværende tidspunkt å anslå betydningen, hvis noen, for eiere av aksjene eller depotaksjene.

Største aksjonærer

Staten er Equinors største aksjonær, med en direkte eierandel på 67%. Eierandelen forvaltes av Olje- og energidepartementet.

Per 31. desember 2020 hadde staten en direkte eierandel på 67 % i Equinor, og en indirekte eierandel på 3,64 % gjennom Folketrygdfondet, til sammen 70,6 %.

Equinor har en aksjeklasse, og hver aksje gir en stemme på generalforsamlingen. Staten har ikke andre stemmerettigheter enn andre ordinære aksjonærer. I henhold til Allmennaksjeloven kreves minst to tredjedels flertall av de avgitte stemmene og av de stemmene som er representert på generalforsamlingen for å endre selskapets vedtekter. Så lenge staten eier mer enn en tredjedel av våre aksjer, vil den kunne forhindre eventuelle endringer i selskapets vedtekter. Siden staten, representert ved olje- og energiministeren, har mer enn to tredjedeler av aksjene i selskapet, har staten alene makt til å endre våre vedtekter. I tillegg har staten som majoritetsaksjonær makt til å kontrollere alle beslutninger på generalforsamlingen som krever en flertallsbeslutning, også valg av majoriteten i bedriftsforsamlingen, som har makt til å velge styret og godkjenne utbyttet som foreslås av styret.

Staten støtter prinsippene i "Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse," og har erklært at den forventer at selskaper med statlig eierskap følger anbefalingen. Prinsippet om å sikre likebehandling av ulike grupper av aksjonærer er et nøkkelelement i statens egne retningslinjer. I selskaper hvor staten er aksjeeier sammen med andre, ønsker staten å utøve de samme rettigheter og forpliktelser som alle andre aksjeeiere, og ikke opptre på en måte som har ugunstig effekt på andre aksjeeieres rettigheter eller økonomiske interesser. I tillegg til prinsippet om likebehandling av aksjonærer, legges det også vekt på åpenhet når det gjelder statens eierandel og på at generalforsamlingen er riktig arena for eierbeslutninger og formelle vedtak.

Aksjeeiere per desember 2020	Antall aksjer	Eierandel i %

1 Den Norske Stat	2.182.650.763	67,00%
2 Folketrygdfondet	118.298.213	3,63%
3 Fidelity Management & Research Company LLC	36.970.461	1,13%
4 Schroder Investment Management Ltd. (SIM)	36.668.210	1,13%
5 BlackRock Institutional Trust Company, N.A.	34.083.625	1,05%
6 The Vanguard Group, Inc.	30.480.188	0,94%
7 T. Rowe Price Associates, Inc.	26.196.428	0,80%
8 Dodge & Cox	21.539.471	0,66%
9 DNB Asset Management AS	19.487.549	0,60%
10 KLP Forsikring	18.348.371	0,56%
11 Storebrand Kapitalforvaltning AS	17.273.350	0,53%
12 SAFE Investment Company Limited	15.237.541	0,47%
13 Marathon Asset Management LLP	14.910.176	0,46%
14 Lazard Asset Management, L.L.C.	14.103.013	0,43%
15 Fidelity International	13.174.327	0,40%
16 BlackRock Financial Management, Inc.	12.322.578	0,38%
17 State Street Global Advisors (US)	11.629.753	0,36%
18 BlackRock Investment Management (UK) Ltd.	11.496.049	0,35%
19 UBS Asset Management (UK) Ltd.	9.774.253	0,30%
20 Wellington Management Company, LLP	8.779.725	0,27%

Kilde: Data hentet fra tredjepart, autorisert av Equinor, desember 2020.

Valutakontroller og begrensninger

I henhold til gjeldende norske valutakontroller, er ikke overføring av kapital til og fra Norge pålagt forhåndsgodkjenning av myndighetene. Et unntak er fysisk overføring av betalinger i valuta som overstiger visse terskler – disse må rapporteres til norske tollmyndigheter. Det betyr at utenlandske aksjonærer som bor i Norge kan motta utbyttebetalinger uten godkjent norsk valutakontroll, så lenge betalingen gjøres gjennom en godkjent bank eller annen godkjent betalingsinstitusjon.

Det er ingen restriksjoner som påvirker rettighetene til utenlandske aksjonærer som bor i Norge eller i utlandet med hensyn til å eie eller stemme på våre aksjer.

5.2 Bruk og avstemming av non-GAAP måltall

Siden 2007 har Equinor utarbeidet sitt konsernregnskap i samsvar med internasjonale standarder for regnskapsrapportering (International Financial Reporting Standards, IFRS), som er fastsatt av EU og utgitt av International Accounting Standards Board. IFRS er benyttet konsekvent i alle perioder som er presentert i konsernregnskapet for 2020.

Equinor er underlagt regelverket til det amerikanske kredittilsynet (SEC) for bruk av non-GAAP finansielle måltall i presentasjonen av sine opplysninger. Non-GAAP finansielle måltall er definert som numeriske måltall som enten ekskluderer eller inkluderer beløp som ikke er ekskludert eller inkludert i sammenlignbare måltall som er beregnet og presentert i samsvar med generelt aksepterte regnskapsprinsipper (dvs. IFRS når det gjelder Equinor). Følgende finansielle måltall kan anses som non-GAAP finansielle måltall:

a) Netto gjeld over sysselsatt kapital, netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer, inkludert leieforpliktelser, og netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer
b) Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)
c) Organiske investeringer
d) Fri kontantstrøm og organisk fri kontantstrøm
e) Justert driftsresultat og justert driftsresultat etter skatt

a) Netto gjeld over sysselsatt kapital

Equinor mener at beregnet netto gjeld over sysselsatt kapital, netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer, inkludert leieforpliktelser, og netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer gir et alternativt bilde av konsernets nåværende gjeldssituasjon enn brutto rentebærende finansiell gjeld.

Beregningen er basert på brutto rentebærende finansiell gjeld i balansen, og justert for betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer. Det foretas enkelte justeringer, som for eksempel margininnskudd som er klassifisert som betalingsmidler i konsernbalansen, som ikke er ansett som betalingsmidler i non-GAAP-beregningene. De finansielle investeringene i Equinor Insurance AS er ikke medregnet i non-GAAP-beregningene, siden de anses som bundne midler. Disse to justeringene øker netto gjeld, og gir en mer forsiktig definisjon av netto gjeld over sysselsatt kapital enn om den IFRS-baserte definisjonen skulle vært brukt. Etter innføringen av IFRS16 presenterer Equinor en «netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer», eksklusive leieforpliktelser fra brutto rentebærende gjeld. Netto rentebærende gjeld justert for disse postene er inkludert i gjennomsnittlig sysselsatt kapital. Tabellen nedenfor avstemmer netto rentebærende gjeld etter justeringer, sysselsatt kapital og netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer med det/de mest direkte sammenlignbare finansielle måltall/måltallene som er beregnet i henhold til IFRS.

Beregning av sysselsatt kapital og netto gjeld over sysselsatt kapital:		For regnskapsåret
(i millioner USD, foruten prosenter)		2020	2019	2018

Aksjonærers egenkapital		33.873	41.139	42.970
Ikke-kontrollerende eierinteresser		19	20	19

Sum egenkapital	A	33.892	41.159	42.990

Kortsiktig finansiell gjeld		5.777	4.087	2.463
Langsiktig finansiell gjeld		32.338	24.945	23.264

Brutto rentebærende gjeld	B	38.115	29.032	25.727

Betalingsmidler		6.757	5.177	7.556
Kortsiktige finansielle investeringer		11.865	7.426	7.041

Betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer	C	18.621	12.604	14.597


Netto rentebærende gjeld før justeringer	B1 = B-C	19.493	16.429	11.130

Andre rentebærende elementer 1)		627	791	1.261
Justering i samsvar med avsetningsinstruksen 2)		-	-	(146)

Netto rentebærende gjeld inkludert leasing forpliktelser [5]	B2	20.121	17.219	12.246

Leasing forpliktelser		4.405	4.339	-

Netto rentebærende gjeld justert	B3	15.716	12.880	12.246

Beregning av sysselsatt kapital:
Sysselsatt kapital før justeringer av netto rentebærende gjeld	A+B1	53.385	57.588	54.120
Sysselsatt kapital justert, inkludert leasing forpliktelser	A+B2	54.012	58.378	55.235
Sysselsatt kapital justert3)	A+B3	49.608	54.039	55.235

Beregnet netto gjeld over sysselsatt kapital:
Netto gjeld over sysselsatt kapital før justeringer	(B1)/(A+B1)	36,5%	28,5%	20,6%
Netto gjeld over sysselsatt kapital justert, inkludert leasing forpliktelser	(B2)/(A+B2)	37,3%	29,5%	22,2%
Netto gjeld over sysselsatt kapital justert3)	(B3)/(A+B3)	31,7%	23,8%	22,2%

1) Andre rentebærende elementer er justeringer for betalingsmidler relatert til tilbakeholdsrett klassifisert som betalingsmidler i konsernregnskapet, men ikke ansett som kontanter i non-GAAP beregninger i tillegg finansielle investeringer i Equinor Insurance AS klassifisert som kortsikitge finansielle investeringer.

2) Justering i samsvar med avsetningsinstruksen er en justering av brutto rentebærende finansiell gjeld som følge av SDØE sin andel av den finansielle leieavtalen av Snøhvit-skipene som er inkludert i Equinors konsernbalanse.

3) Etter implementeringen av IFRS 16 presenterer Equinor "Netto gjeld over sysselsatt kapital justert" eksklusiv leasing forpliktelser. Sammenlignbare tall presentert i denne tabellen inkluderer finansiell leasing etter IAS 17, justert for avsetningsinstruksen, som utgjør 0,4% poeng av Netto gjeld over sysselsatt kapital justert per 31. desember 2018. Netto gjeld over sysselsatt kapital justert basert på tilsvarende justering som for 2018 ville per 31.desember 2020 vært 32,0% og per 31. desember 2019 vært 24,2%.

b) Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)

Dette måltallet gir nyttig informasjon for både konsernet og investorer om resultatet i perioden som analyseres. Equinor bruker ROACE for å måle justert avkastning på sysselsatt kapital, uavhengig av om finansieringen er gjennom egenkapital eller gjeld. Bruk av ROACE bør ikke ses på som et alternativ til inntekter før finansposter, skattekostnad og

minoritetsinteresser, eller til årsresultatet, som er måltall som er beregnet i samsvar med IFRS eller forholdstall basert på disse tallene. Justert driftsresultat etter skatt er beskrevet under e) senere i denne seksjonen.

ROACE var 1.8 % i 2020, sammenlignet med 9,0 % i 2019 og 12,0 % i 2018. Endringen fra 2019 skyldes en reduksjon i justert driftsresultat etter skatt.

Beregning av ROACE basert på justert driftsresultat etter skatt og justert gjennomsnittlig sysselsatt kapital	For regnskapsåret
(i millioner USD, foruten prosenter)	2020	2019	2018

Justert driftsresultat etter skatt (A)	924	4.925	6.693

Justert gjennomsnittlig sysselsatt kapital (B)	51.823	54.637	55.704

Beregnet ROACE basert på justert driftsresultat etter skatt og gjennomsnittlig justert sysselsatt
kapital (A/B)	1,8%	9,0%	12,0 %

c) Organiske investeringer

Investeringene, som er definert som Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer i note 3 Segmentinformasjon til konsernregnskapet, var på 9,8 milliarder USD i 2020.

Organiske investeringer er investeringer unntatt oppkjøp, leieavtaler og andre investeringer med betydelig forskjellig kontantstrømmønster.

I 2020 ble totalt 2,0 milliarder USD ekskludert fra organiske investeringer. Blant postene som ikke var medregnet i organiske investeringer i 2020 var kjøp av en andel på 30 % i Bandurria Sur-blokken på land i Argentina, kjøpe av en andel på 49 % i LLC KrasGeoNac i Russland og tilgang til bruksrettseiendeler knyttet til leiekontrakter, noe som førte til organiske investeringer på 7,8 milliarder USD.

I 2019 var investeringene på 14,8 milliarder USD, som vist i note 3 i Segmentinformasjon til konsernregnskapet. Totalt 4,8 milliarder USD ble ekskludert fra organiske investeringer. Blant postene som ikke var medregnet i organiske investeringer i 2019 var kjøp av en operatørandel på 40 % i Rosebank-prosjektet, kjøp av 100 % av aksjene i Danske Commodities, kjøp av en andel på 10 % i BM-S-8 lisensen i Brasil, kjøp av en andel på 22,45 % i Caesar Tonga-feltet, kjøp av en andel på 2,6 % i Johan Sverdrup-feltet, og tilgang til bruksrettseiendeler knyttet til leiekontrakter, noe som førte til organiske investeringer på 10,0 milliarder USD.

d) Fri kontantstrøm

Fri kontantstrøm inkluderer følgende regnskapslinjer i kontantstrømoppstillingen: Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter før betalte skatter og arbeidskapital (14,0 milliarder USD), betalte skatter (negative 3,1 milliarder USD), investering i virksomheter (0,0 milliarder USD) investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler (negative 8,5 milliarder USD), (økning)/reduksjon i andre rentebærende poster (0,2 milliarder USD), salg av eiendeler, inkludert 0,3 milliarder USD som ble mottatt ved salg til Lundin som er inkludert i (økning)/reduksjon i finansielle investeringer (0,8 milliarder USD), betalt utbytte (negative 2,3 milliarder USD) og tilbakekjøp av aksjer (negative 1,1 milliarder USD). Fri kontantstrøm i 2020 er på 0,1 milliarder USD.

e) Justert driftsresultat og justert driftsresultat etter skatt

Ledelsen vurderer justert driftsresultat og justert driftsresultat etter skatt sammen med andre non-GAAP måltall som definert nedenfor, for å gi en indikasjon på den underliggende driften og det økonomiske resultatet i perioden (unntatt finansieringen) ved å justere poster som ikke samsvarer godt med Equinors drift, og dermed legge bedre til rette for en sammenligning mellom periodene.

Følgende finansielle måltall kan anses som non-GAAP måltall:

Justert driftsresultat er driftsresultatet justert for visse poster som påvirket inntekten i perioden, for å skille ut effekter som ledelsen mener ikke samsvarer godt med Equinors underliggende drift i den enkelte rapporteringsperioden. Ledelsen anser justert driftsresultat som en supplerende måling til Equinors IFRS-målinger som gir en indikasjon på Equinors underliggende drift i perioden, og gir en bedre forståelse av driftstrender mellom periodene. Justert driftsresultat omfatter justerte salgsinntekter og andre inntekter, justerte kjøp, justerte salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader, justerte avskrivningskostnader og justerte letekostnader. Justert driftsresultat er justert for følgende poster:

Endringer i virkelig verdi på derivater: Visse gassalgsavtaler anses, på grunn av pris- eller leveringsvilkår, å inneholde innebygde derivater som må bokføres til virkelig verdi. Visse transaksjoner knyttet til historiske avhendelser, inklusive betingede faktorer, bokføres til virkelig verdi. Den regnskapsmessige effekten av endringer i virkelig verdi, som nevnt ovenfor, er ikke medregnet i justert driftsresultat. I tillegg er det også gjort justeringer for urealisert virkelig verdiendring av derivater knyttet til noen gassalgsavtaler. Utformingen av disse gassalgsavtalene gjør at de er klassifisert som finansielle derivater som skal måles til virkelig verdi på balansedagen. Urealiserte gevinster og tap knyttet til disse avtalene gjenspeiler verdien av forskjellen mellom dagens markedspriser og de faktiske prisene som skal realiseres i henhold til gassalgsavtalene. Kun realiserte gevinster og tap på disse avtalene gjenspeiles i justert driftsresultat. Denne presentasjonen gjenspeiler best de underliggende resultatene til virksomheten, siden den erstatter effekten av midlertidige målinger av derivatene til virkelig verdi på balansedagen, med faktisk realiserte gevinster og tap i perioden.
Periodisering av prissikringseffekten for lager: Kommersielle lager er sikret i verdipapirmarkedet og regnskapsføres ved å bruke den laveste av kostpris eller markedspris. Dersom markedsprisen overstiger kostprisen, vil ikke lagerbeholdningen gjenspeile denne verdiøkningen. Det vil føre til tap i derivatsikringen av lagerbeholdningen, siden derivatene alltid gjenspeiler endringer i markedsprisen. Det er gjort en justering for å gjenspeile den urealiserte stigningen i markedsverdien av de

kommersielle lagrene. Følgelig blir tap på derivater sammenlignet med en lignende justering for eksponeringen som blir styrt. Dersom markedsprisen synker under kostprisen, vil nedskrivningen av lagerbeholdningen og derivateffekten i IFRS-resultatregnskapet utligne hverandre og det gjøres ingen justeringer.

Over-/underløft: Overløft-/underløftposisjoner er regnskapsført ved å bruke salgsmetoden, og salgsinntektene ble derfor regnskapsført i den perioden produktet ble solgt, i stedet for i perioden det ble produsert. Overløft-/underløftposisjonen avhenger av en rekke faktorer knyttet til vårt løfteprogram, og måten den stemte med vår bokførte andel av produksjonen. Påvirkningen på inntekten i perioden er derfor justert for å vise anslåtte salgsinntekter og tilhørende kostnader, basert på produksjonen i perioden, for å gjenspeile resultatet av driften og for å kunne sammenligne med tilsvarende selskaper. Etter første kvartal 2019 endret Equinor regnskapsprinsipp for ubalanse mellom overløft og underløft. Justert driftsresultat omfatter nå overløft- /underløftjusteringen.
Driftslageret er ikke sikret og er ikke en del av tradingporteføljen. Kostnaden for solgte varer måles ved hjelp av FIFO-metoden (først inn, først ut), og inkluderer realiserte gevinster eller tap som følge av endringer i markedsprisene. Disse gevinstene eller tapene vil svinge fra en periode til en annen, og anses ikke som en del av den underliggende driften i perioden.
Nedskrivninger og reversering av nedskrivninger er ikke medregnet i justert driftsresultat, siden de påvirker økonomien til en eiendel gjennom hele eiendelens levetid, og ikke bare i perioden den blir nedskrevet eller nedskrivningen blir reversert. Nedskrivninger og reversering av nedskrivninger kan påvirke regnkapslinjene for både letekostnader og avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger.
Gevinst eller tap ved salg av eiendeler er fjernet fra målingen, siden gevinsten eller tapet ikke gir noen indikasjon på framtidige resultater eller periodiske resultater. Slike gevinster eller tap er knyttet til den akkumulerte verdiskapningen fra det tidspunktet eiendelen blir kjøpt og fram til den blir solgt.
Elimineringer (konserninterne urealiserte gevinster på lagerverdier): Mengden av volumer som kommer fra lagre med egenprodusert olje vil variere, avhengig av flere faktorer og lagerstrategier: mengden av råolje på lager, egenprodusert olje som brukes i raffineringsprosessen og nivået på oljelaster i transitt. Interne gevinster på volumer som er solgt mellom enheter i konsernet, og som fremdeles er på lager ved periodens slutt, er eliminert i henhold til IFRS (nedskrives til produksjonskost). Andelen av realiserte i forhold til urealiserte gevinster vil svinge fra en periode til en annen på grunn av lagerstrategier, og vil derfor påvirke driftsresultatet/(tap). Nedskrivning til produksjonskost er ikke ansett som en del av den underliggende driften, og elimineringen av interne gevinster på egenproduserte volumer er ikke medregnet i justert driftsresultat.
Andre inntekts- og utgiftsposter er justert når påvirkningen på inntekten i perioden ikke gjenspeiler Equinors underliggende driftsresultater i rapporteringsperioden. Slike poster kan være uvanlige eller sjeldne transaksjoner, men de kan også omfatte

transaksjoner som er betydelige, noe som ikke nødvendigvis ville kvalifisere dem til å være enten uvanlige eller sjeldne. Andre poster er nøye vurdert og kan omfatte transaksjoner som for eksempel avsetninger knyttet til omorganisering, tidligpensjon, osv.

• Endringer i regnskapsprinsipper er justert når påvirkningen på resultatet i perioden er uvanlig eller sjelden, og ikke gjenspeiler Equinors underliggende driftsresultat i rapporteringsperioden.

Justert driftsresultat etter skatt er lik det totale driftsresultatet/(tapet) minus skattekostnaden i forretningsområdene og justeringer i driftsresultatet når gjeldende marginalskatt tas i betraktning. Justert driftsresultat etter skatt er unntatt netto finansposter og tilhørende skatteeffekter på netto finansposter. Det er basert på justert driftsresultat minus skatteeffektene på alle elementer som er inkludert i justert driftsresultat (eller beregnet skatt på driftsresultatet og på hver av justeringspostene ved bruk av en anslått marginal skattesats). I tillegg er skatteeffekten knyttet til poster for skattekrav som ikke gjelder hver enkelt rapporteringsperiode ikke medregnet i justert driftsresultat etter skatt. Ledelsen anser justert driftsresultat etter skatt, som gjenspeiler en normalisert skattekostnad på justert driftsresultat hvor finansieringsforhold er holdt utenfor, for å være en supplerende måling av Equinors resultat. Visse netto finansielle posisjoner i USD er datterselskaper, som har en funksjonell valuta i USD som er forskjellig fra den valuta som den skattbare inntekten beregnes i. Siden valutakurser endrer seg mellom periodene, vil grunnlaget for måling av netto finansposter for IFRS endre seg ikke-proporsjonalt med skattbar inntekt, som inkluderer valutagevinster og -tap ved omregning av netto finansielle posisjoner i USD til den valuta som brukes i den aktuelle skattemeldingen. Den effektive skattesatsen kan derfor være betydelig høyere eller lavere enn den lovbestemte skattesatsen for enhver gitt periode. De justerte skattene som er inkludert i justert driftsresultat etter skatt, bør imidlertid ikke anses som en indikasjon på løpende eller samlet skattekostnad (eller skyldig skatt) i perioden.

Justert driftsresultat og justert driftsresultat etter skatt bør anses som tilleggsmålinger i stedet for en erstatning for driftsresultatet/(tapet) og årsresultatet/(tapet), som er de mest direkte sammenlignbare IFRS-målingene. Det er store begrensninger knyttet til bruken av justert driftsresultat og justert driftsresultat etter skatt, sammenlignet med IFRSmålingene, siden slike non-GAAP måltall ikke omfatter alle postene for salgsinntekter/gevinster eller kostnader/tap i Equinors regnskap som er nødvendig for å vurdere konsernets lønnsomhet på generelt grunnlag. Justert driftsresultat og justert driftsresultat etter skatt er kun ment å være indikasjoner på den underliggende utviklingen i trender i vår løpende produksjon, framstilling og markedsføring av sine produkter, og inkluderer ikke påvirkninger av netto finansposter før og etter skatt. Equinor viser denne underliggende utviklingen i driften ved å fjerne effektene av visse poster som ikke kan knyttes direkte til periodens løpende drift eller finansiering. Av den grunn er imidlertid ikke justert driftsresultat og justert driftsresultat etter skatt en fullstendig måling av lønnsomheten. Disse målingene bør derfor ikke brukes alene.

Beregning av justert driftsresultat etter skatt	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2020	2019	2018

Driftsresulat	(3.423)	9.299	20.137

Sum inntekter	90	(1.022)	(2.141)
Endringer i virkelig verdi av derivater	2	(291)	(95)
Periodisering av prissikringskontrakter for lager	224	306	(280)
Nedskrivning av egenkapitalkonsoliderte selskap	3	23	-
Endring av regnskapsprinsipp1)	-	-	(287)
Over-/underløft	(130)	166	-
Gevinst/tap ved salg av eiendeler	(9)	(1.227)	(656)
Avsetninger	-	-	(823)
Varekostnad	(168)	508	29
Lagereffekter	127	(121)	132
Elimineringer	(296)	628	(103)
Driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader	378	619	114
Over-/underløft	70	(32)	-
Andre justeringer	1	-	1
Endring av regnskapsprinsipp1)	-	123	-
Gevinst/tap ved salg av eiendeler	23	43	2
Avsetninger	285	485	111

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	5.715	3.429	(457)
Nedskrivninger	5.934	3.549	794
Reversering av nedskrivninger	(218)	(120)	(1.399)
Provisions	-	-	148
Letekostnader	1.345	651	276
Nedskrivninger	1.397	651	287
Reversering av nedskrivninger	(63)	-	-
Avsetninger	-	-	(11)
Endring i kostnadsavsetninger	11
	-
Sum justeringer til driftsresultat	7.361	4.185	(2.178)
Justert driftsresultat	3.938	13.484	17.959

Skatt på justert driftsresultat	(3.014)	(8.559)	(11.265)
Justert driftsresultat etter skatt	924	4.925	6.693

1) Endring i regnskapsprinsipp for over/underløft.

5.3 Rettssaker

Equinor er gjennom sin ordinære virksomhet involvert i en rekke rettssaker globalt. Det gis ingen ytterligere oppdatering om tidligere rapporterte retts- eller voldgiftssaker. Equinor mener at slike rettssaker ikke vil ha betydelig innvirkning, isolert eller samlet, på Equinors finansielle posisjon, lønnsomhet, driftsresultater eller likviditet. Se også note 9 Skatter og note 23 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til konsernregnskapet.

5.4 Rapport om betalinger til myndigheter

Rapportering i henhold til norsk regelverk om betalinger til myndigheter

I henhold til den norske regnskapsloven, paragraf 3-3d, og lov om verdipapirhandel, paragraf 5-5a, har Equinor utarbeidet Rapport om betalinger til myndigheter. Ifølge regelverket skal selskaper med virksomhet innen utvinningsindustri eller skogdrift opplyse om betalinger de foretar til myndigheter, per prosjekt og per land. Det skal også gis ytterligere opplysninger om visse juridiske, pengemessige og numeriske forhold og om produksjonsvolum («kontekstuell informasjon»), knyttet til utvinningsdelen av virksomheten eller hele konsernet.

Grunnlag for rapporten

I henhold til lovverket må Equinor utarbeide en konsernrapport for det foregående regnskapsåret om direkte betalinger til myndigheter, herunder betalinger foretatt av datterselskaper og virksomhet og drift kontrollert i fellesskap med partnere, eller betalinger foretatt på vegne av slike enheter, som er involvert i utvinningsvirksomhet.

Omfang og gyldighet

Rapporten omfatter Equinors virksomhet innen leting, prospektering, funn, utvikling og utvinning av olje og naturgass («utvinningsvirksomhet»). Ytterligere informasjon er oppgitt for juridiske enheter som deltar i utvinningsvirksomhet, eller for hele konsernet, per land eller per juridisk enhet, alt etter hva som er påkrevd.

Rapporteringsprinsipper

Rapporten omfatter betalinger foretatt direkte av Equinor til myndigheter i form av skatter, avgifter og royaltyer. Betalinger foretatt av operatøren under en olje- og/eller gasslisens på vegne av lisenspartnerne, for eksempel arealavgifter, er også tatt med i rapporten. For virksomheter der Equinor er operatør, er hele betalingen foretatt på vegne av partnerskapet (100 %) tatt med. Det vil ikke bli gitt opplysninger om betalinger i tilfeller der Equinor ikke er operatør, med mindre operatøren er et statseid foretak og det er mulig å skille mellom betalingen og andre kostnadsdekningsposter.

Produksjonsandel som avgis av lisensoperatøren til myndigheter i vertsland er også tatt med i rapporten. Disse andelene er i noen tilfeller så store at de utgjør den mest vesentlige betalingen til myndighetene.

I noen av våre prosjekter har vi etablert et datterselskap som fungerer som eier i virksomhet og drift kontrollert i fellesskap med andre parter. I slike prosjekter kan det bli foretatt

betalinger til myndigheter i virksomhetslandet og til myndighetene i landet der datterselskapet er hjemmehørende.

Betalinger til myndigheter henføres til året da betalingen faktisk fant sted (kontantprinsippet). Beløp tatt med i kontekstuell informasjon per land og på konsernnivå henføres til året transaksjonen er relatert til, uavhengig av når kontantstrømmen fant sted (opptjeningsprinsippet), bortsett fra for Betalt inntektsskatt (kontantprinsippet). Beløpene er avrundet. Det kan forekomme avrundingsforskjeller i oversiktstabellene.

Myndighet

I denne rapporten er myndighet definert som enhver nasjonal, regional eller lokal myndighet i et land. Begrepet omfatter også ethvert departement, organ eller foretak som den aktuelle myndighet har bestemmende innflytelse over.

Prosjekt

Med et prosjekt menes den operasjonelle virksomheten som reguleres av en enkelt kontrakt, lisens, leieavtale, konsesjon eller tilsvarende juridisk avtale, og som danner grunnlaget for betalingsforpliktelser overfor en myndighet.

Betalinger som ikke er direkte knyttet til et bestemt prosjekt, men som foretas på enhetsnivå, rapporteres på det nivået.

Vesentlighet

Betalinger, enten de foretas enkeltvis eller som en serie sammenhørende betalinger, tas med hvis de overskrider 100.000 USD i løpet av året. Betalinger under denne terskelen i et gitt land tas ikke med i oversikten over prosjekter og betalinger.

Rapporteringsvaluta

Betalinger til myndigheter i andre valutaer enn USD regnes om til USD med den gjennomsnittlige valutakursen for 2020.

Betalingstyper oppgitt per prosjekt eller juridisk enhet av relevans for Equinor

Følgende betalingstyper blir oppgitt for juridiske enheter som er involvert i utvinningsvirksomhet. De blir presentert etter kontantprinsippet, fratrukket eventuell rentekostnad, uavhengig av om overføringen skjer i form av penger eller in natura. Betalinger in natura rapporteres både i millioner fat oljeekvivalenter og i tilsvarende kontantverdi.

Skatter som pålegges selskapers inntekter, produksjon eller overskudd omfatter ressursskatt (severance tax) og skatter betalt in natura. Verdien av skatter betalt in natura blir beregnet på grunnlag av markedsprisen på tidspunktet for betalingen in natura. Skatter og avgifter som pålegges forbruk, som merverdiavgift, personlig inntektsskatt, omsetningsavgift, kildeskatt, eiendomsskatt og miljøavgifter, er ikke tatt med. Negative beløp representerer skatterefusjon mottatt fra myndigheter.
Royaltyer er bruksbaserte betalinger for retten til løpende bruk av en ressurs.
Avgifter blir typisk pålagt retten til å bruke et geografisk område til leting, utvikling og produksjon og omfatter leie-, areal-, adgangs- og konsesjonsavgifter og andre vederlag for lisenser og/eller konsesjoner. Administrative avgifter ilagt av myndigheter som ikke er spesifikt knyttet til

utvinningsvirksomheten eller adgangen til utvinningsressursene, er ikke tatt med.

Bonuser er betalinger som foretas ved signering av en oljeog gassutvinningsavtale, ved funn av naturressurser og/eller etter igangsetting av produksjon. Bonuser omfatter ofte signatur-, funn- og produksjonsbonuser og er en mye brukt betalingstype, avhengig av petroleumsskatteregimet. Bonuser kan også inneholde elementer av sosiale bidrag.
Myndighetenes andel av produksjonen beregnes etter at oljeproduksjonen har blitt allokert til dekning av kostnader og utgifter under en produksjonsdelingsavtale (PSA). Slike betalinger blir som oftest gjort in natura. Verdien blir beregnet på grunnlag av markedsprisen på tidspunktet for betalingen. Under noen produksjonsdelingsavtaler blir myndighetenes andel solgt av operatøren og bidraget fordelt mellom partnerne. Under slike kontrakter foretar ikke Equinor betalinger direkte til myndigheter, men til operatøren.

Kontekstuell informasjon per land

Rapporten inneholder informasjon som angitt i listen nedenfor om de juridiske enhetene som deltar i Equinors utvinningsvirksomhet. Informasjonen er avgitt i samsvar med opptjeningsprinsippet.

Investeringer er definert som tillegg til eiendom, anlegg og utstyr (herunder leieavtaler), balanseførte leteutgifter, immaterielle eiendeler, langsiktige aksjeinvesteringer og investeringer i tilknyttede selskaper.
Inntekter forbundet med produksjon av råolje og naturgass i tilknytning til utvinningsvirksomheten vår. Inntekter inkluderer eksternt salg og andre inntekter, salg mellom segmenter og resultatandel fra investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden.
Kostnader viser summen av driftskostnader, salgs- og administrasjonskostnader og letekostnader justert for netto nedskrivninger.
Egenproduksjon er volumene som svarer til Equinors eierandel og omfatter ikke produksjon av den norske stats olje- og naturgassandel.

Kontekstuell informasjon per foretak

Følgende informasjon blir gitt for alle Equinors juridiske enheter pr. 31. desember 2020. Informasjonen er strukturert på bakgrunn av det landet der selskapet er registrert.

Virksomhetsland er landet der selskapet utøver sin hovedvirksomhet.
Hovedaktiviteten i selskapet er beskrevet med utgangspunkt i forretningsområdet som selskapet tilhører. Se seksjon 2.2 Vår virksomhet, Konsernstruktur i Strategisk rapport i årsrapporten for nærmere beskrivelse av forretningsområdene.
Antall ansatte (per selskap) er basert på selskapets registrerte lokalisering. Det faktiske antall ansatte som er til stede i et land, kan avvike fra de rapporterte tallene som følge av utplasseringer til utlandet. Noen selskaper har ingen ansatte. Disse kjøper tjenester fra andre selskaper i Equinor ved behov.
Netto konserninterne renter (rentekostnad minus renteinntekt) til selskaper i samme konsern som er hjemmehørende i andre jurisdiksjoner. Renter mellom selskaper innenfor samme jurisdiksjon er ikke tatt med.

Konserninterne renter er renter på lang- og kortsiktige lån innad i Equinor.

Sum inntekter slik det er presentert i konsernresultatregnskapet, inkludert tredjeparts omsetning og andre inntekter, omsetning med foretak i samme konsern og resultatandeler fra egenkapitalkonsoliderte investeringer.
Resultat før skattekostnad som presentert i konsernresultatregnskapet.
Skattekostnad som definert i note 2 og 9 i konsernregnskapet.
Betalt inntektsskatt, avstemt mot summen av kontante skattebetalinger som presentert i konsolidert kontantstrømoppstilling og i tillegg inkludert skattebetalinger in natura i Algerie, Libya og Nigeria.
Opptjent egenkapital viser akkumulerte resultater i selskapene, inklusive omregningsdifferanser, andre inntekter og kostnader ført mot egenkapital, slik det er rapportert i konsernets konsolideringssystem.
Opptjent egenkapital kan påvirkes av utbetalt utbytte, konsernbidrag og reklassifisering mellom innbetalt kapital og opptjent egenkapital. Opptjent egenkapital slik den vises i denne rapporten kan være annerledes fra tall i årsregnskap på grunn av forskjeller i funksjonellvaluta og regnskapsprinsipper for konsernrapportering kontra lokale regskapskrav.
Morselskapenes aksjer i datterselskaper er ikke vurdert for nedskrivning når det lokale årsregnskap er basert på andre regnskapsprinsipper enn IFRS eller det er ingen lokale regnskapskrav til nedskrivningen siden disse ville blitt eliminert på konsernnivå.

Totaloversikt

Oversikten nedenfor viser summen av Equinors betalinger til myndigheter i hvert land, etter betalingstype. Oversikten er basert på lokaliseringen av den mottakende myndigheten. Summen av betalinger til et land kan avvike fra den summen av betalinger som er oppgitt for de ulike prosjektene i rapporten. Det skyldes at betalingene som er oppgitt for de ulike prosjektene, er knyttet til virksomhetslandet, uavhengig av lokaliseringen av den mottakende myndigheten.

Totale betalinger gikk ned i 2020, som følge av lavere skattebetalinger grunnet lavere væske- og gasspriser samt utviklingen i valutakursen. Dette er nærmere beskrevet i seksjon 2.10 Gjennomgang av resultatene i kapittelet Strategisk rapport i årsrapporten.

Betalinger til myndigheter per land relatert til utvinningsvirksomhet					Myndighetenes andel	Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD)	Skatter1)	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	(millioner USD)	andel (mmboe)	2020
Algerie	23	-	-	-	53	2	77
Angola	255	-	-	2	587	14	845
Argentina	-	1	0	-	-	-	1
Aserbajdsjan	38	-	1	-	244	6	283
Brasil	5	64	0	-	-	-	69
Canada	(1)	36	(0)	-	-	-	35
Iran	0	-	-	-	-	-	0
Libya	5	-	0	-	23	1	28
Mexico	(0)	-	4	-	-	-	4
Nicaragua	-	-	0	-	-	-	0
Nigeria	89	-	33	-	122	3	244
Norge	2.623	-	74	-	-	-	2.697
Russland	6	12	-	-	34	1	51
Storbritannia	0	-	6	-	-	-	6
USA	66	94	8	3	-	-	171
Total 2020	3.109	207	126	5	1.063	27	4.511

Total 2019	8.780	393	249	14	2.195	36	11.632

1) Betalte skatter omfatter skatter som betales i form av fysiske varer

Denne rapporten dekker betalinger som Equinor har gjort direkte til myndigheter, for eksempel skatter og produksjonsavgifter. Betalinger som er gjort av operatøren av en olje- og/eller gasslisens på vegne av lisenspartnerne, som for eksempel arealavgifter, er inkludert. For eiendeler der Equinor er operatør rapporteres den fulle betalingen som er gjort på vegne av hele lisensen (100 %). Ingen betalinger vil bli rapportert i saker der Equinor ikke er operatør, med mindre operatøren er et statseid foretak, og det er mulig å skille betalingen fra andre kostnadsdekningsposter. Myndighetenes andel som er betalt av lisensoperatøren blir rapportert.

(i millioner USD) Skatter Royaltyer Avgifter Bonuser Myndighetenes andel (millioner USD) Myndighetenes andel (mmboe) Total (verdi) 2020 Algerie Betalinger per prosjekt Equinor In Amenas AS 23,3 - - - - - 23,3 In Amenas - - - - (0,6) (0,0) (0,6) In Salah - - - - 54,0 2,5 54,0 Total 23,3 - - - 53,4 2,4 76,7 Betalinger per myndighet Sonatrach1) 23,3 - - - 53,4 2,4 76,7 Total 23,3 - - - 53,4 2,4 76,7 Angola Betalinger per prosjekt Equinor Angola Block 15 AS 37,0 - - - - - 37,0 Equinor Angola Block 17 AS 97,7 - - - - - 97,7 Equinor Angola Block 31 AS 47,8 - - - - - 47,8 Equinor Dezassete AS 74,7 - - - - - 74,7 Equinor Angola Block 25 AS 0,4 - - - - - 0,4 Equinor Angola Block 40 AS 0,1 - - - - - 0,1 Block 15 - - - - 129,4 2,8 129,4 Block 17 - - - - 448,5 11,2 448,5 Block 31 - - - - 9,6 0,2 9,6 Equinor Anogla Block 1/14 - - - 2,0 - - 2,0 Total 257,8 - - 2,0 587,5 14,3 847,3 Betalinger per myndighet BNA - Banco Nacional de Angola 255,2 - - - - - 255,2 Kemneren i Stavanger 2,7 - - - - - 2,7 Agencia Nacional De Petroleo Gas E Biocumbstivies - - - 2,0 - - 2,0 Sonangol EP - - - - 587,5 14,3 587,5 Total 257,8 - - 2,0 587,5 14,3 847,3 Argentina Betalinger per prosjekt Exploration Argentina - 0,7 0,0 - - - 0,7 Total - 0,7 0,0 - - - 0,7 Betalinger per myndighet Provincia del Neuquen - Administración - 0,7 0,0 - - - 0,7 Total - 0,7 0,0 - - - 0,7 Aserbajdsjan Betalinger per prosjekt Equinor Apsheron AS 35,2 - - - - - 35,2 Equinor BTC Caspian AS 3,1 - - - - - 3,1 Exp - Azerbaijan - - 1,2 - - - 1,2 ACG - - - - 243,7 5,9 243,7 Total 38,3 - 1,2 - 243,7 5,9 283,2 Betalinger per myndighet Azerbaijan Main Tax Office 37,9 - - - - - 37,9 Stavanger Kommune 0,2 - - - - - 0,2 Skatteetaten - Skatteinnkreving 0,2 - - - - - 0,2 The State Oil Fund of the Republic of Azerbaijan - - 1,2 - - - 1,2 SOCAR - The State Oil Company of the Azerbaijan Republic - - - - 243,7 5,9 243,7

Total 38,3 - 1,2 - 243,7 5,9 283,2

Landopplysninger – betalinger per prosjekt og per mottakende myndighetsorgan

					andel (millioner	Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	USD)	andel (mmboe)	2020
Brasil
Betalinger per prosjekt
Roncador	-	49,4	0,0	-	-	-	49,4
Peregrino	-	14,4	0,2	-	-	-	14,7
Equinor Energy do Brasil Ltda	3,1	-	-	-	-	-	3,1
Equinor Brasil Energia Ltda.	1,8	-	-	-	-	-	1,8
Total	4,8	63,9	0,2	-	-	-	68,9
Betalinger per myndighet
Ministerio da Fazenda - IR	3,1	-	-	-	-	-	3,1
Ministerio da Fazenda - Royalties	-	63,9	-	-	-	-	63,9
Ministerio da Fazenda - PE	-	-	0,2	-	-	-	0,2
Ministerio da Fazenda - CSLL	1,7	-	-	-	-	-	1,7
Total	4,8	63,9	0,2	-	-	-	68,9
Canada
Betalinger per prosjekt
Equinor Canada Ltd.	(1,2)	-	0,0	-	-	-	(1,2)
Exploration - Canada	-	-	(0,3)	-	-	-	(0,3)
Hibernia	-	29,3	(0,0)	-	-	-	29,3
Hebron	-	1,9	(0,0)	-	-	-	1,9
Terra Nova	-	5,2	-	-	-	-	5,2
Total	(1,2)	36,5	(0,3)	-	-	-	35,0
Betalinger per myndighet
Government of Canada	-	11,5	-	-	-	-	11,5
Government of Newfoundland and Labrador	-	18,7	-	-	-	-	18,7
Canada Development investment Corp.	-	6,3	-	-	-	-	6,3
Canada-Newfoundland and Labrador Offshore
Petr. Board	-	-	(1,0)	-	-	-	(1,0)
Goverment of Alberta	(0,4)	-	-	-	-	-	(0,4)
Receiver General Of Canada	(0,7)	-	0,7	-	-	-	(0,0)
Total	(1,2)	36,5	(0,3)	-	-	-	35,0
India
Betalinger per prosjekt
Equinor India AS	0,1	-	-	-	-	-	0,1
Total	0,1	-	-	-	-	-	0,1
Betalinger per myndighet
Income Tax Department	0,1	-	-	-	-	-	0,1
Total	0,1	-	-	-	-	-	0,1

	Myndighetenes
					andel (millioner	Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	USD)	andel (mmboe)	2020
Iran2)
Betalinger per prosjekt
Statoil SP Gas AS	0,2	-	-	-	-	-	0,2
Total	0,2	-	-	-	-	-	0,2
Betalinger per myndighet
Stavanger Kommune	0,2	-	-	-	-	-	0,2
Total	0,2	-	-	-	-	-	0,2
Libya
Betalinger per prosjekt
Equinor Murzuq AS	5,1	-	-	-	-	-	5,1
Murzuq	-	-	0,0	-	23,1	0,5	23,1
Total	5,1	-	0,0	-	23,1	0,5	28,2
Betalinger per myndighet
Tax Department Libya3)	5,1	-	0,0	-	23,1	0,5	28,2
Total	5,1	-	0,0	-	23,1	0,5	28,2
Mexico
Betalinger per prosjekt
Exploration Mexico	(0,0)	-	3,7	-	-	-	3,7
Total	(0,0)	-	3,7	-	-	-	3,7
Betalinger per myndighet
Servicio de Administracion Tributaria	-	-	1,1	-	-	-	1,1
Fondo Mexicano del Petrol	-	-	2,6	-	-	-	2,6
Total	(0,0)	-	3,7	-	-	-	3,7

	Myndighetenes
					andel (millioner	Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	USD)	andel (mmboe)	2020
Nicaragua
Betalinger per prosjekt
Exploration Nicaragua	-	-	0,2	-	-	-	0,2
Total	-	-	0,2	-	-	-	0,2
Betalinger per myndighet
Ministerio de Energia y Minas	-	-	0,2	-	-	-	0,2
Total	-	-	0,2	-	-	-	0,2
Nigeria
Betalinger per prosjekt
Equinor Nigeria Energy Company Limited	89,0	-	-	-	-	-	89,0
Equinor Nigeria AS	5,8	-	-	-	-	-	5,8
Exploration Nigeria	-	-	0,2	-	-	-	0,2
Agbami	-	-	33,2	-	121,9	3,2	155,2
Total	94,7	-	33,4	-	121,9	3,2	250,1
Betalinger per myndighet
Nigerian National Petroleum Corporation4)	89,0	-	-	-	121,9	3,2	210,9
Kemneren i Stavanger	5,8	-	-	-	-	-	5,8
Niger Delta Development Commission	-	-	7,9	-	-	-	7,9
Central Bank of Nigeria Education Tax	-	-	25,5	-	-	-	25,5
Total	94,7	-	33,4	-	121,9	3,2	250,1
Norge
Betalinger per prosjekt
Equinor Energy AS	2.613,4	-	-	-	-	-	2.613,4
Exploration Barents Sea	-	-	9,3	-	-	-	9,3
Exploration Norwegian Sea	-	-	16,0	-	-	-	16,0
Exploration North Sea	-	-	49,1	-	-	-	49,1
Total	2.613,4	-	74,3	-	-	-	2.687,7
Betalinger per myndighet
Oljedirektoratet	-	-	74,3	-	-	-	74,3
Skatteetaten	2.613,4	-	-	-	-	-	2.613,4
Total	2.613,4	-	74,3	-	-	-	2.687,7

(i millioner USD)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	(millioner USD)	Myndighetenes andel (mmboe)	Total (verdi) 2020
Russland
Betalinger per prosjekt
Statoil Kharyaga AS	5,9	-	-	-	-	-	5,9
Kharyaga	-	12,0	-	-	33,6	0,8	45,5
Total	5,9	12,0	-	-	33,6	0,8	51,5
Betalinger per myndighet
Zarubezhneft-Production Kharyaga LL	5,9	12,0	-	-	-	-	17,9
Treasury of the Russian Federation	-	-	-	-	33,6	0,8	33,6
Total	5,9	12,0	-	-	33,6	0,8	51,5
Storbritannia
Betalinger per prosjekt
UK Utgard	-	-	0,1	-	-	-	0,1
Exploration UK Offshore	-	-	4,8	-	-	-	4,8
Barnacle	-	-	0,2	-	-	-	0,2
Mariner	-	-	0,8	-	-	-	0,8
Total	0,0	-	5,9	-	-	-	5,9
Betalinger per myndighet
Oil And Gas Authority	-	-	5,5	-	-	-	5,5
Health & Safety Executive	-	-	0,4	-	-	-	0,4
Total	-	-	5,9	-	-	-	5,9
USA
Betalinger per prosjekt
Ceasar Tonga	-	81,9	0,0	-	-	-	81,9
Appalachian basin5)	5,7	-	-	-	-	-	5,7
Eagle Ford5)	2,4	0,1	0,0	-	-	-	2,5
Bakken5)	58,2	12,0	0,0	-	-	-	70,2
Exploration - US	-	-	7,7	2,9	-	-	10,6
Total	66,3	94,0	7,7	2,9	-	-	170,9

					Myndighetenes andel
(i millioner USD)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	(millioner USD)	Myndighetenes andel (mmboe)	Total (verdi) 2020
Betalinger per myndighet
Montana Department of Revenue	1,0	-	-	-	-	-	1,0
North Dakota Office of State Tax	57,1	-	-	-	-	-	57,1
Office of Natural Resources Revenue	-	84,5	7,7	2,9	-	-	95,1
State of North Dakota	-	9,4	-	-	-	-	9,4
State of Ohio Department of Taxation	1,9	-	-	-	-	-	1,9
State of West Virginia	3,8	-	-	-	-	-	3,8
Texas Comptroller of Public Accounts	2,4	-	0,0	-	-	-	2,4
Texas General Land Office	-	0,1	-	-	-	-	0,1
Total	66,3	94,0	7,7	2,9	-	-	170,9

1) Algerie – Skattebetalinger in natura til Sonatrach på 0,7 millioner fat oljeekvivalenter var verdsatt til 23 millioner USD.

2) Opplysningsplikt i henhold til paragraf 13(r) Securities Exchange Act er gitt i seksjon 2.12 Risikofaktorer i årsrapporten.

3) Libya – Skattebetalinger in natura til skattemyndighetene i Libya på 0,1 millioner fat oljeekvivalenter var verdsatt til 4,9 millioner USD.

4) Nigeria – Skattebetalinger in natura til Nigerian National Petroleum Corporation på 1,8 millioner fat oljeekvivalenter var verdsatt til 89 millioner USD.

5) USA – Bakken ble solgt med effektiv dato 1 januar 2021, Eagle Ford ble solgt i 2019, Appalachian-bassenget eies av Equinor USA Onshore Properties Inc.

<-- PDF CHUNK SEPARATOR -->

Kontekstuell informasjon per land

Informasjonen om investeringer, inntekter, kostnader og egenproduksjonsvolumer er gitt på landnivå og er knyttet til foretakene i Equinor som deltar i utvinningsvirksomhet.

Informasjonen gis på grunnlag av data innhentet hovedsakelig med formål om finansiell rapportering og avstemmes mot tallene som rapporteres for lete- og produksjonssegmentene i Equinor.

Kontekstuell informasjon per land for lete- og produksjonssegmenter
(i millioner USD)	Investeringer	Inntekter	Kostnader2)	Egenproduksjons volum (mmboe)
Algerie	53	309	69	15
Angola	269	1.310	378	44
Argentina	316	(10)	34	1
Australia	-	-	61	-
Aserbajdsjan	213	322	102	13
Brasil	2.182	1.282	954	19
Canada	143	319	281	8
Indonesia	-	-	1	-
Irland	2	118	67	4
Libya	1	13	10	1
Mexico	0	0	52	-
Nederland	-	-	1	-
Nicaragua	1	-	7	-
Nigeria	1	229	84	11
Norge	3.215	11.221	3.338	481
Russland	761	(48)	150	5
Sør-Afrika	-	-	21	-
Surinam	-	0	4	-
Tanzania	1	0	999	-
Tyrkia	-	-	9	-
Storbritannia	302	319	198	8
De forente arabiske emirater	-	0	2	-
USA	1.068	2.615	2.305	147
Venezuela	0	0	10	-
Total1)	8.527	17.999	9.137	757

1) Totalbeløpene tilsvarer summen av lete- og produksjonssegmentene i note 3 til konsernregnskapet

2) Kostnader viser summen av driftskostnader, salgs- og administrasjonskostnader og letekostnader justert for netto nedskrivninger i konsernregnskapet

Kontekstuell informasjon på konsernnivå

Tabellen nedenfor gir en oversikt over alle juridiske enheter i konsernet etter hvor de er hjemmehørende per 31. desember 2020. Den inneholder følgende opplysninger om hvert selskap: antall ansatte, netto konserninterne renter til selskap i andre jurisdiksjoner, en kort beskrivelse av selskapets virksomhet, sum inntekter inkludert inntekter fra foretak i samme konsern, resultat før skatt, skattekostnad, betalt inntektsskatt og opptjent egenkapital. Summene er avstemt mot konsernregnskapet som er utarbeidet i samsvar med International Financial Reporting

Standards (IFRS). Tallene i kontekstuell tabell basert på selskapets operasjonsland kan avvike fra tabell basert på selskapets registreringsland fordi land selskapet opererer i kan være annerledes enn registreringsland. Korreksjoner fra tidligere perioder vises i inneværende år, normalt på grunn av lovpålagt årsregnskap avsluttes etter konsernrapportering. Opptjent egenkapital slik presentert i tabellen under vil bli redusert med utbetalt utbytte, økt eller redusert med konsernbidrag og reklassifisering mellom innbetalt kapital og opptjent egenkapital.

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland				Netto
(i millioner USD)	Virksomhetsland	Hoved aktivitet	Antall ansatte1)	konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	Betalt inntektsskatt3)	Opptjent egenkapital
Albania
Danske Commodities Albania Sh.p.k	Albania	MMP	-		-	0	0	0	0
Total			-		-	0	0	0	0
Australia
Danske Commodities Australia Pty Limited	Australia	MMP			0	0	0	0	0
Belgia					0	0	0	0	0
Equinor Energy Belgium NV	Belgia		46	(0)	0	0	(0)	(0)	5
Equinor Service Center Belgium NV	Belgia	CFO	12	0	0	10	77	(30)	(216)
Total			58	0	0	10	76	(31)	(211)
Bosnia and Herzegovina
Danske Commodities BH d.o.o.	Bosnia and H i	MMP	-	-	-	-	-	-	-
Brasil
Equinor Brasil Energia Ltda.	Brasil	DPB	566	(0)	172	(642)	(323)	(3)	(2.953)
Equinor Energy do Brasil Ltda	Brasil	DPB	51	-	477	(296)	(57)	(5)	(1.061)
Total			617	(0)	650	(937)	(380)	(8)	(4.014)
Canada
Equinor Canada Holdings Corp.	Canada	DPI	-	-	-	0	0	0	1
Equinor Canada Ltd.	Canada	DPI	95	(1)	323	(269)	19	1	(2.339)
Total			95	(1)	323	(269)	19	1	(2.338)
Kina
Beijing Equinor Business Consulting Service Co. Ltd	Kina	GSB	8	-	0	0	(0)	(0)	2
Total			8	-	0	0	(0)	(0)	2
Croatia
Danske Commodities d.o.o.	Croatia	MMP	-	-	-	-	-	-	-
Czech Republic Danske Commodities A/S, organizacní složka (branch of Danske	Czech
Commodities A/S)	Republic	MMP	-	-	-	-	-	-	-
Total			-	-	-	-	-	-	-
Danmark
Equinor Danmark A/S	Danmark	MMP	-	(0)	-	(0)	14	11	498
Danske Commodities A/S	Danmark	MMP	304		536	(63)	14	(11)	76
Equinor Refining Denmark A/S	Danmark	MMP	333	(1)	1.951	(217)	(0)	(6)	262
Total			637	(1)	2.487	(281)	27	(6)	836

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland		Hoved	Antall	Netto konsern	Sum	Resultat	Skatte	Betalt	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	aktivitet	ansatte1)	interne renter	inntekter	før skatt	kostnad2)	inntektsskatt3)	egenkapital

Tyskland Danske Commodities Deutschland
GmbH	Germany	MMP	2	-	9	0	(0)	(0)	(0)
Equinor Deutschland GmbH	Tyskland	MMP	7	(0)	1	(1)	(3)	(4)	33
Equinor Property Deutschland GmbH	Tyskland	MMP	-	(0)	0	0	-	-	0
Equinor Storage Deutschland GmbH	Tyskland	MMP	5	(0)	50	23	(1)	-	31
Total			14	(0)	60	22	(4)	(4)	64
Irland
Equinor Ireland Limited	Irland	DPI	-	(0)	0	(0)	0	(0)	1
Equinor Energy Ireland Limited	Irland	DPI	-	(0)	118	(183)	(42)	0	177
Total			-	(0)	118	(183)	(42)	(0)	177

Italy
Danske Commodities Italia S.R.L.	Italy	MMP	-	-	-	(0)	-	(0)	(0)
Total			-	-	-	(0)	-	(0)	(0)
Kosovo
Danske Commodities Kosovo SH.P.K.	Kosovo	MMP	-	-	-	0	-	(0)	(0)
Total			-	-	-	0	-	(0)	(0)
Mexico
Equinor Upstream Mexico, S.A. de
C.V.	Mexico	EXP	-	(0)	0	(51)	0	0	(128)
Total			-	(0)	0	(51)	0	0	(128)
Macedonia
Danske Commodities DOOEL Skopje	Macedonia	MMP	-	-	-	0	0	0	0
Total			-	-	-	0	0	0	0

Nederland
Equinor Argentina B.V.	Argentina	EXP	1	(0)	-	(19)	(1)	(2)	(82)
Equinor Algeria B.V.	Algerie	EXP	-	(0)	-	(5)	(0)	(0)	(23)
Equinor Australia B.V.	Australia	EXP	-	(0)	-	(61)	0	0	(257)
Equinor International Netherlands
B.V. Statoil Colombia B.V.	Canada Colombia	DPI EXP	- -	(0) 0	- -	915 1	0 0	0 0	(96) (121)
Equinor Indonesia Aru Trough I B.V.	Indonesia	EXP	1	(0)	-	(1)	0	0	(25)
Statoil Middle East Services
Netherlands B.V.	Irak	DPI	-	0	-	(0)	3	3	(200)
Equinor Nicaragua B.V.	Nicaragua	EXP	-	(0)	-	(8)	0	0	(58)
Hollandse Kust Offshore Energy C.V.	Nederland	NES	-	-	-	(0)	(0)	-	(5)
Equinor Offshore Energy Netherlands
Alfa B.V. Equinor Offshore Energy Netherlands	Nederland	NES	-	-	-	(0)	0	0	(0)
Beheer B.V.	Nederland	NES	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands Beta B.V.	Nederland	NES	-	-	-	(0)	0	0	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands
Delta B.V. Equinor Offshore Energy Netherlands	Nederland	NES	-	-	-	(0)	0	(0)	(0)
Epsilon B.V.	Nederland	NES	-	-	-	(0)	0	0	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands Gamma B.V.	Nederland	NES	-	-	-	(0)	0	0	(0)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland				Netto
(i millioner USD)	Virksomhetsland	Hoved aktivitet	Antall ansatte1)	konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	Betalt inntektsskatt3)	Opptjent egenkapital
Equinor Energy Netherlands B.V.	Nederland	CFO	-	0	-	1	(22)	(22)	39
Carbon Clean Solutions Limited	Nederland	TPD	-	(0)	(0)	(0)	0	0	(9)
Equinor Holding Netherlands B.V.	Nederland	DPI	14	27	926	788	15	15	770
Equinor New Zealand B.V.	New Zealand	EXP	-	0	-	(0)	0	0	(76)
Equinor Epsilon Netherlands B.V.	Russland	EXP	-	(0)	(8)	(8)	(0)	-	(32)
Equinor South Africa B.V.	Sør-Afrika	EXP	-	0	-	(21)	0	0	(93)
Equinor Suriname B54 B.V.	Surinam	EXP	-	0	0	(0)	0	0	(35)

Equinor Suriname B59 B.V.	Surinam	EXP	-	(0)	-	(2)	0	(0)	(7)
Equinor Suriname B60 B.V. Equinor Turkey B.V.	Surinam Tyrkia	EXP EXP	- 1	(0) 0	- -	(2) (9)	0 0	- 0	(12) (165)

Equinor Abu Dhabi B.V.	FAE	DPI	3	(0)	0	(2)	0	0	(28)
Statoil Uruguay B.V.	Uruguay	EXP	-	0	-	(0)	0	0	(74)
Equinor New Energy B.V.	Nederland	NES	3	0	-	0	0	(0)	0
Equinor Azerbaijan Karabagh B.V.	Aserbajdsjan	DPI	-	0	-	(9)	0	-	(34)
Equinor Azerbaijan Ashrafi Dan Ulduzu Aypara B.V.	Aserbajdsjan	EXP	-	0	-	(4)	0	0	(35)
Equinor Global Projects B.V.	Nederland	GSB	-	0	-	(0)	-	-	(0)
Equinor Sincor Netherlands B.V.	Venezuela	DPI	-	0	-	(3)	4	4	(347)
Total			23	27	918	1.550	(2)	(3)	(1.004)

Nigeria
Spinnaker Exploration 256 LTD (Nigeria)	Nigeria	DPI	-	-	-	-	-	-	(13)
Spinnaker Nigeria 242 LTD	Nigeria	DPI	-	-	-	-	-	-	(16)
Equinor Nigeria Deep Water Limited	Nigeria	DPI	-	0	-	(0)	(0)	-	(35)
Equinor Nigeria Energy Company
Limited	Nigeria	DPI	12	2	229	94	(72)	(89)	346
Equinor Nigeria Outer Shelf Limited	Nigeria	DPI	-	0	-	(0)	(0)	-	(149)
Total			12	2	229	94	(72)	(89)	133
Norge
Equinor Angola Block 1/14 AS	Angola	EXP	-	(0)	-	(0)	0	-	(0)
Equinor Angola AS	Angola	DPI	-	0	0	(2)	1	-	8
Equinor Angola Block 15 AS	Angola	DPI	-	0	347	140	28	(37)	42
Equinor Angola Block 15/06 Award
AS	Angola	DPI	-	0	-	0	(0)	(0)	(0)
Equinor Angola Block 17 AS	Angola	DPI	13	0	466	141	(75)	(98)	43
Equinor Angola Block 22 AS	Angola	EXP	-	0	-	(0)	(0)	(0)	(0)
Equinor Angola Block 25 AS	Angola	EXP	-	0	-	(0)	0	(0)	0
Equinor Angola Block 29 AS	Angola	EXP	-	0	-	0	0	-	0
Equinor Angola Block 31 AS	Angola	DPI	-	0	147	(2)	(10)	(48)	(17)
Equinor Angola Block 38 AS	Angola	EXP	-	0	-	(0)	(0)	(0)	(0)
Equinor Angola Block 39 AS	Angola	EXP	-	0	0	(0)	0	(0)	0
Equinor Angola Block 40 AS	Angola	EXP	-	0	-	(0)	0	(0)	(31)
Equinor Argentina AS	Argentina	EXP	-	(1)	(10)	(31)	9	-	(22)
Equinor Dezassete AS	Angola	DPI	-	0	350	109	(55)	(75)	(57)
Equinor Quatro AS	Angola	DPI	-	0	-	(0)	0	(0)	0
Equinor Trinta e Quatro AS	Angola	DPI	-	0	-	(0)	(0)	(0)	(0)
Equinor Apsheron AS	Aserbajdsjan	DPI	10	1	312	62	(13)	(35)	749
Equinor Azerbaijan AS	Aserbajdsjan	MMP	-	0	-	0	1	(1)	0
Equinor BTC Caspian AS	Aserbajdsjan	DPI	-	0	10	8	4	(3)	35
Equinor BTC Finance AS	Aserbajdsjan	CFO	-	0	-	(5)	(0)	(0)	308
Equinor Shah Deniz AS	Aserbajdsjan	DPI	-	0	-	0	(0)	-	0
Equinor Energy International AS	Brasil	DPI	-	0	-	(5)	(1)	-	(376)
Equinor China AS	Kina	GSB	-	0	-	(1)	0	(0)	(22)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland				Netto
(i millioner USD)	Virksomhetsland	Hoved aktivitet	Antall ansatte1)	konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	Betalt inntektsskatt3)	Opptjent egenkapital
Equinor Algeria AS	Algerie	DPI	27	0	-	(3)	(0)	-	(8)
Equinor Hassi Mouina AS	Algerie	DPI	-	0	-	(0)	0	(0)	(0)
Equinor In Salah AS	Algerie	DPI	-	0	165	43	11	0	315
Equinor In Amenas AS	Algerie	DPI	-	0	143	58	(28)	(23)	(11)
Equinor Færøyene AS	Færøyene	EXP	-	0	-	0	(0)	(0)	(40)
Statoil Greenland AS	Grønland	EXP	-	0	-	0	0	-	(3)
Equinor Indonesia Aru AS	Indonesia	EXP	-	0	-	0	0	(0)	(0)
Equinor Indonesia North Ganal AS	Indonesia	EXP	-	0	-	0	0	(0)	1
Equinor Indonesia North Makassar Strait AS	Indonesia	EXP	-	0	-	(0)	(0)	(0)	0
Equinor Indonesia West Papua IV AS	Indonesia	EXP	-	0	-	0	(0)	-	4

Equinor Gas Marketing Europe AS	Norge	MMP	-	(0)	-	(0)	(0)	-	0
Equinor Global Projects AS	Norge	GSB	-	0	-	(0)	0	(0)	0
Equinor Russia Holding AS	Russland	DPI	-	0	(166)	(125)	(0)	-	(125)
Statoil Iran AS	Iran	DPI	-	0	-	0	0	(0)	3
Statoil SP Gas AS	Iran	DPI	-	0	-	2	(0)	(0)	9
Statoil Zagros Oil and Gas AS	Iran	EXP	-	0	-	0	0	0	(8)
Equinor North Caspian AS	Kasakhstan	EXP	-	0	-	(0)	0	(0)	(0)
Statoil Cyrenaica AS	Libya	EXP	-	0	-	0	(0)	(0)	(4)
Statoil Kufra AS	Libya	EXP	-	0	-	0	0	(0)	2
Equinor Libya AS	Libya	DPI	3	(0)	-	(0)	(0)	(0)	0
Equinor Energy Libya AS	Libya	DPI	-	0	-	(4)	0	(0)	(74)
Equinor Murzuq Area 146 AS	Libya	DPI	-	0	-	0	(0)	(0)	(2)
Equinor Murzuq AS	Libya	DPI	-	0	13	3	(6)	(5)	106
Equinor Services Mexico AS	Mexico	EXP	5	0	-	(3)	(0)	-	(13)
Equinor Oil & Gas Mozambique AS	Mosambik	EXP	-	(0)	-	0	0	(0)	(0)
Equinor Nigeria AS	Nigeria	DPI	-	4	-	4	(15)	(6)	131
Hywind AS	Norge	NES	-	(0)	-	(5)	1	-	(6)
Mongstad Terminal DA	Norge	MMP	-	0	62	30	-	-	21
Octio AS	Norge	TPD	-	0	2	(2)	1	-	(13)
Statholding AS	Norge	CFO	-	3	-	14	5	(22)	123
Equinor ASA	Norge		18.190	570	33.244	929	(45)	(160)	23.498
Equinor Insurance AS	Norge	CFO	-	(5)	-	248	(71)	(55)	2.045
Equinor International Well Response Company AS	Norge	TPD	-	0	-	1	(0)	(1)	(20)
Equinor Asset Management ASA	Norge	CFO	15	-	12	5	(1)	(2)	11
Statoil Kazakstan AS	Norge	CFO	-	0	-	(2)	0	-	11
Equinor Metanol ANS	Norge	MMP	-	0	82	25	-	-	26
Equinor New Energy AS	Norge	NES	-	0	-	(0)	0	-	14
Equinor Energy AS	Norge	CFO	-	(294)	14.477	4.090	(1.739)	(2.520)	32.134
Equinor Refining Norway AS	Norge	MMP	-	(1)	61	(897)	187	-	(770)
Earth Science Analytics AS	Norge	TPD	-	0	5	(0)	1	(0)	(99)
Svanholmen 8 AS	Norge	CFO	-	0	-	4	(1)	(1)	(2)
Wind Power AS	Norge	NES	-	0	(18)	(75)	7	(0)	(79)
K/S Rafinor A/S	Norge	MMP	-	0	-	2	-	-	29
Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA	Norge	MMP	-	-	20	(1)	-	-	2
Rafinor AS	Norge	MMP	-	(0)	0	0	(0)	(0)	0
Gravitude AS	Norge	TPD	-	-	1	(0)	(0)	-	0
Equinor LNG Ship Holding AS	Norge	MMP	-	0	5	7	(1)	(1)	(3)
Equinor Energy Orinoco AS	Venezuela	DPI	-	0	-	(0)	0	-	(6)
Equinor Global New Ventures 2 AS	Russland	EXP	-	-	-	(73)	0	-	(80)
Statoil Kharyaga AS	Russland	DPI	-	0	104	48	(17)	(5)	51
Equinor Russia AS	Russland	DPI	63	0	22	(8)	0	-	(24)
Equinor Russia Services AS	Russland	DPI	-	0	-	(0)	0	(0)	(1)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland				Netto
(i millioner USD)	Virksomhetsland	Hoved aktivitet	Antall ansatte1)	konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	Betalt inntektsskatt3)	Opptjent egenkapital

Equinor Tanzania AS	Tanzania	DPI	18	0	0	(1.012)	0	-	(1.021)
Equinor E&P Americas AS	USA	DPI	-	0	-	0	(0)	(0)	13
Equinor Norsk LNG AS	USA	MMP	-	0	-	(10)	(0)	-	1
Equinor Energy International Venezuela AS	Venezuela	DPI	11	0	0	1	(3)	(0)	(20)
Equinor India AS	India	DPI	-	0	-	0	(1)	(0)	37
Equinor Energy Venezuela AS	Venezuela	DPI	-	0	-	2	(0)	-	(601)
Total			18.355	281	49.858	3.710	(1.825)	(3.099)	56.215
Polen			-	-	-	-	-	-	-
Equinor Polska Sp.zo.o.	Polen	NES	2	-	(0)	2	(1)	-	(1)
MEP North Sp.zo.o.	Polen	NES	-	-	-	(0)	0	-	(0)
MEP East Sp.zo.o.	Polen	NES	-	-	-	(0)	0	-	0
MEP East 44 Sp.zo.o.	Polen	NES	-	-	-	(0)	0	(0)	(0)
Cristallum 13 Sp.zo.o.	Polen	NES	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Total			2	-	(0)	2	(1)	(0)	(2)
Romania Danske Commodities A/S Aarhus Sucursala Bucuresti (branch of Danske Commodities A/S)	Romania	MMP	-	-	-	-	-	-	(0)
Total			-	-	-	-	-	-	(0)

Serbia
Danske Commodities Serbia d.o.o.
Beograd	Serbia	MMP	-	-	-	(0)	-	(0)	0
Total			-	-	-	-	-	-	(0)
Singapore
Statoil Myanmar Private Limited	Myanmar	EXP	-	-	-	0	(0)	-	(21)
Equinor Asia Pacific Pte. Ltd.	Singapore	MMP	39	0	0	9	(2)	(0)	11

Total			39	0	0	9	(2)	(0)	(10)
Sør-Korea
Equinor South Korea Hoopong Ltd.	Sør-Korea	NES	-	-	-	(0)	0	-	0
Equinor South Korea Co., Ltd	Sør-Korea	NES	-	-	1	0	(0)	(0)	1
Total			-	-	1	(0)	(0)	(0)	1

Spania
Equinor Nuevas Energias S.L.	Spania	NES	-	-	-	(0)	0	-	0
Total			-	-	-	(0)	0	-	0

Sverige
Danske Commodities Sweden AB	Sweden	MMP	-	-	-	-	- -	-	-
Statoil Sverige Kharyaga AB	Russland	DPI	-	-	-	0	0	-	0
Equinor OTS AB	Sverige	MMP	-	(0)	0	2	0	0	5
Total			-	(0)	0	2	0	0	6

Turkey
Danske Commodities Turkey Enerji
Ticaret A.S	Turkey	MMP	1	-	0	(0)	-	-	0
Total			1	-	0	(0)	-	-	0

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland		Hoved	Antall	Netto konsern	Sum	Resultat	Skatte	Betalt	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	aktivitet	ansatte1)	interne renter	inntekter	før skatt	kostnad2)	inntektsskatt3)	egenkapital

Storbritannia
Danske Commodities UK Limited	UK	MMP	3	-	3	3	(1)	1	3
Danske Commodities UK	UK	MMP	-	-	-	-	- -	-	(1)
Equinor UK Limited	Storbritannia	NES	375	(33)	330	(1.617)	845	2	2
Equinor Energy Trading Limited	Storbritannia	MMP	-	(2)	0	0	(0)	(0)	(94)
Equinor Production UK Limited	Storbritannia	DPI	223	0	2	(7)	1	(1)	(12)
Statoil UK Properties Limited	Storbritannia	DPI	-	-	-	-	-	-	(50)
Scira Extension Limited	Storbritannia	NES	-	(0)	-	(8)	-	-	(8)
Equinor New Energy Limited	Storbritannia	NES	-	0	160	205	3	(1)	623
Total			601	(35)	495	(1.425)	848	1	463

Ukraine Danske Commodities Ukraine LLC	Ukraine	MMP	-	-	-	(0)	-	-	0
Total			-	-	-	(0)	-	-	0

USA
Equinor South Riding Point LLC	Bahamas	MMP	31	(3)	0	(71)	-	-	(787)
North America Properties LLC	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	-	(5)
Onshore Holdings LLC	USA	DPUSA	-	0	0	(0)	-	-	(149)
Spinnaker FR Spar Co, LLC	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	-	(4)
Equinor E&P Americas Investment
LLC	USA	DPUSA	-	-	-	-	-	-	-
Equinor E&P Americas LP	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	-	(53)
Equinor Energy Trading Inc.	USA	MMP	-	0	-	0	-	-	1
Equinor Exploration Company	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	-	(50)
Equinor Gulf of Mexico Inc.	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	-	(11)
Equinor Gulf of Mexico LLC	USA	DPUSA	-	1	1.281	(616)	(2)	-	(5.396)
Equinor Gulf of Mexico Response
Company LLC Equinor Gulf Properties Inc.	USA USA	DPUSA DPUSA	- -	(0) 0	- -	(16) 0	- -	- -	(77) (224)
Equinor US Operations LLC	USA	DPUSA	609	(0)	13	(18)	-	(0)	(936)
Equinor Marketing & Trading (US) Inc. USA		MMP	-	(2)	9.927	149	-	-	0
Equinor Natural Gas LLC	USA	MMP	-	0	1.319	34	(0)	0	(1)
Equinor Energy LP	USA	DPUSA	-	0	485	(2.332)	-	-	(6.565)
Equinor Energy Services Inc.	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	-	(0)
Equinor Pipelines LLC	USA	MMP	-	0	284	(46)	-	-	196
Equinor Projects Inc.	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	-	4
Equinor Shipping Inc.	USA	MMP	-	0	235	17	(0)	-	216
Equinor Texas Onshore Properties
LLC	USA	DPUSA	-	0	3	(45)	-	-	(3.748)
Equinor US Holdings Inc.	USA	CFO	142	(263)	2	(263)	(4)	(1)	(1.600)
Equinor USA E&P Inc.	USA	DPUSA	-	(4)	36	(8)	-	-	(1.403)
Equinor USA Onshore Properties Inc.	USA	DPUSA	-	(1)	594	(309)	(28)	-	(3.096)
Equinor USA Properties Inc.	USA	DPUSA	-	0	-	0	-	0	(226)
Equinor Louisiana Properties LLC	USA	DPUSA	-	(2)	-	(157)	-	-	(169)
Danske Commodities US LLC	USA	MMP	-	-	2	(1)	-	-	(3)
Equinor US Capital LLC	USA	CFO	-	(0)	-	(0) 0 -		(0)	(0)
Equinor Wind Services LLC	USA	NES	-	-	-	-	- -	-	-
Equinor Global Projects LLC	USA	GSB	-	(0)	-	(0)	-	-	(0)
Equinor Wind US LLC	USA	NES	-	(0)	-	(118)	-	-	(216)
Total			782	(272)	14.181	(3.798)	(33)	(1)	(24.302)
Sum før elimineringer			21.245	(0)	69.320	(1.546)	(1.388)	(3.239)	25.888
Konsernelimineringer4)				0	(23.502)	(2.713)	151	1	(31)
Sum etter elimineringer			21.245	-	45.818	(4.259)	(1.237)	(3.237)	25.857 5)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på land

aktivitet
(i millioner USD)	Antall ansatte1)	Netto konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	Betalt inntektsskatt3)	Opptjent egenkapital
Algerie	27	1	309	93	(17)	(23)	273
Angola	13	1	1.310	385	(111)	(258)	(12)
Argentina	1	(1)	(10)	(50)	8	(2)	(104)
Australia	-	(0)	0	(61)	0	0	(257)
Aserbajdsjan	10	1	322	53	(9)	(40)	1.024
Bahamas	31	(3)	0	(71)	(19)	-	(787)
Belgia	58	0	0	10	76	(31)	(211)
Brasil	617	(0)	650	(943)	(380)	(8)	(4.390)
Canada	95	(1)	323	646	19	1	(2.434)
Kina	8	0	0	(0)	(0)	(0)	(21)
Colombia	-	0	-	1	0	0	(121)
Danmark	637	(1)	2.487	(281)	27	(6)	836
Færøyene	-	0	-	0	(0)	(0)	(40)
Tyskland	14	(0)	60	22	(4)	(4)	64
Grønland	-	0	-	0	0	-	(3)
India	-	0	-	0	(1)	(0)	37
Indonesia	1	0	-	(1)	(0)	(0)	(20)
Iran	-	0	-	2	0	(0)	5
Irak	-	0	-	(0)	3	3	(200)
Irland	-	(0)	118	(183)	(42)	(0)	177
Libya	3	0	13	(1)	(6)	(5)	28
Makedonia	1	-	-	0	0	0	0
Mexico	5	(0)	0	(54)	(0)	0	(142)
Myanmar	-	-	-	0	(0)	-	(21)
Nederland	17	27	926	788	(8)	(8)	796
New Zealand	-	0	-	(0)	0	0	(76)
Nicaragua	-	(0)	-	(8)	0	0	(58)
Nigeria	12	5	229	98	(87)	(71)	264
Norge	18.205	273	47.953	4.373	(1.656)	(2.761)	56.923
Polen	2	-	(0)	2	(0)	(0)	(2)
Russland	63	0	(48)	(166)	(16)	(5)	(210)
Singapore	39	0	0	9	(2)	(0)	11
Sør-Afrika	-	0	-	(21)	0	0	(93)
Sør-Korea	-	-	1	(0)	(0)	(0)	1
Surinam	-	(0)	0	(4)	0	0	(55)
Sverige	-	(0)	0	2	0	0	5
Tanzania	18	0	0	(1.012)	0	-	(1.021)
Tyrkia	2	0	0	(9)	0	0	(165)
Storbritannia	601	(35)	495	(1.425)	848	1	463
Forente Arabiske Emirater	3	(0)	0	(2)	0	0	(28)
Uruguay	-	0	-	(0)	0	0	(74)
USA	751	(269)	14.181	(3.736)	(15)	(2)	(23.500)
Venezuela	11	0	0	(1)	1	4	(975)
Sum før elimineringer	21.245	(0)	69.320	(1.546)	(1.388)	(3.239)	25.888
Konsernelimineringer		0	(23.502)	(2.713)	151	1	(31)
Sum etter elimineringer	21.245	-	45.818	(4.259)	(1.237)	(3.237)	25.857 5)

1) Antall ansatte er rapportert basert på det landet selskapet opererer i.

2) Skattekostnad som definert i note 2 og note 9 i konsernregnskapet.

3) Betalt inntektsskatt inkluderer skatter in natura av en verdi på 117 million USD og en korreksjon av valutaeffekt på 15 millioner USD. 4) Konserninterne transaksjoner og konsernmellomværende er eliminert i sin helhet. De relevante beløpene er inkludert i konsolideringseliminasjonslinjen. Inntektskolonnen: eliminering av konsernmellomværende inntekter og netting av enkelte konsernmellomværende kostnader. Resultat før skatt-kolonnen: eliminering av konsernintern dividendfordeling og aksjeavskrivning samt valutagevinst på konserninterne lån. I Betalbar skatt-kolonnen vises skatteeffekter av visse elimineringer. Opptjent egenkapital-kolonnen: elimineringen består hovedsakelig av valutaomregningseffekter i konsolideringsprosessen. Omregning av resultat og balanser til USD presentasjonsvaluta er betydelig påvirket av investeringer i datterselskap, som har NOK som funksjonell valuta. Datterselskapene inkluderer i sin tur resultat og balanser i sine investeringer i utenlandske datterselskaper, som har USD som funksjonell valuta.

5) Opptjent egenkapital på konsernnivå inkluderer omregningsdifferanser og innregnede inntekter og kostnader fra egenkapitalkonsoliderte investeringer i konsolidert oppstilling over endringer i egenkapitalen i konsernregnskapet. Til styret i Equinor ASA

Uavhengig attestasjonsuttalelse – Rapport om betalinger til myndigheter

Oppdraget

Vi har utført et attestasjonsoppdrag for Equinor ASA med moderat sikkerhet, som definert i Internasjonale Standarder for Attestasjonsoppdrag, heretter referert til som oppdraget, for Equinor ASAs Rapport om betalinger til myndigheter «Rapporten» for året som ble avsluttet 31. desember 2020.

Rapporteringskriterier

Ved utarbeidelse av Rapporten, har Equinor ASA brukt Regnskapsloven §3-3d, lov om Verdipapirhandel §5-5a og rapporteringsprinsippene som er beskrevet i rapporten (Kriteriene) for å oppfylle kravene til rapportering.

Ledelsens ansvar

Styret og ledelsen er ansvarlig for å utarbeide og presentere Rapporten, i det alt vesentligste, i tråd med Kriteriene. Dette ansvaret inkluderer etablering og vedlikehold av internkontroll og utarbeidelse av tilstrekkelig dokumentasjon som er relevant for utarbeidelsen og presentasjonen av Rapporten, slik at den ikke inneholder vesentlig feil som følge av misligheter eller feil.

Styret og ledelsen er ansvarlig for å forhindre og avdekke misligheter og for å sikre at Equinor ASA overholder relevant lover og regler. Styret og ledelsen er videre ansvarlig for å sikre at ansatte som er involvert i utarbeidelsen av Rapporten får rett opplæring, systemene blir riktig oppdatert og at enhver endring i rapporteringen omfatter alle vesentlige selskapssenheter.

Revisors oppgaver og plikter

Vår oppgave er å uttrykke en mening om Rapporten basert på dokumentasjonen vi har mottatt.

Vårt oppdrag ble gjennomført i samsvar med ISAE 3000 – «Attestasjonsoppdrag som ikke er revisjon eller forenklet revisorkontroll av historisk finansiell informasjon». Standarden krever at vi planlegger og utfører vårt oppdrag for å oppnå moderat sikkerhet for at Rapporten, i det all vesentligste, presenteres i samsvar med Kriteriene, og å utstede en uavhengig attestasjonsuttalelse. Handlingene, tidspunktet og omfanget av de valgte prosedyrene avhenger av vårt skjønn, inkludert en vurdering av risikoen for vesentlig feilinformasjon på grunn av misligheter eller feil.

Vi mener at innhentet bevis er tilstrekkelig og hensiktsmessig for å gi grunnlag for vår konklusjon med moderat sikkerhet.

Vår uavhengighet og kvalitetskontroll

Vi er uavhengige av selskapet og vi følger Code of Ethics for Professional Accountants (IESBAs etikkregler), utgitt av International Ethics Standards Board for Accountants, som er basert på grunnleggende prinsipper om integritet, objektivitet, profesjonell kompetanse og rimelig aktsomhet, konfidensialitet og profesjonell adferd.

Vi anvender ISQC 1 – «Kvalitetskontroll for revisjonsfirmaer som utfører revisjon og forenklet revisorkontroll av regnskaper samt andre attestasjonsoppdrag og beslektede tjenester» og opprettholder et omfattende system for kvalitetskontroll inkludert dokumenterte retningslinjer og prosedyrer vedrørende etterlevelse av etiske krav, faglige standarder og gjeldende lovmessige og regulatoriske krav.

Beskrivelse av utførte handlinger

Handlinger utført i et engasjement for å avgi en attestasjonsuttalelse med moderat sikkerhet, varierer i type og omfang, og har et mindre omfang sammenlignet med et engasjement for å avgi en attestasjonsuttalelse med betryggende sikkerhet. Følgelig er graden av sikkerhet som oppnås for et attestasjonsoppdrag som skal gi moderat sikkerhet betydelig lavere enn sikkerheten som ville blitt oppnådd hvis det var blitt utført et attestasjonsoppdrag med betryggende sikkerhet. Våre prosedyrer ble utformet for å oppnå et moderat sikkerhetsnivå å basere vår konklusjon på og innhenter ikke alle bevisene som ville vært nødvendige for å uttrykke et betryggende sikkerhetsnivå. Selv om vi vurderte målrettheten av ledelsens interne kontroller når vi bestemte arten og omfanget av våre prosedyrer, var vårt verifiseringsoppdrag ikke utformet for å gi noen sikkerhet for selskapets internkontroll. Våre prosedyrer inkluderte ikke testing av kontroller eller handlinger knyttet til aggregering av eller beregning av data i IT-systemer.

Oppdraget består i å gjøre forespørsler, hovedsakelig til personer som er ansvarlige for å utarbeide Rapporten, og anvende analytiske handlinger og andre relevante prosedyrer.

Tilleggsinformasjon

Våre handlinger omfattet blant annet:

forespørsler til ledelsen og relevant personale for å forstå og vurdere metodene og prosedyrene som ble brukt for å utarbeide Rapporten,
basert på vår forståelse, analytiske handlinger for å identifisere og diskutere eventuelle uvanlige endringer i informasjonen presentert i Rapporten sammenliknet med foregående år,
verifikasjoner av nøyaktighet og type betalinger som oppgitt i Rapporten på stikkprøvebasis,
avstemming av underliggende regnskapstall og dokumentasjon mot oppgitt informasjon i Rapporten, og
vurdering av hvorvidt rapporten er hensiktsmessig utarbeidet i tråd med gjeldende regelverk for rapportering.

Konklusjon

Basert på de handlingene vi har utført og bevisene vi har innhentet har vi ikke avdekket noen forhold som tilsier at Rapporten for året som ble avsluttet 31. desember 2020 ikke er utarbeidet og presentert, i det alt vesentlige, i henhold til Regnskapsloven §3-3d og lov om Verdipapirhandel §5-5a, og rapporteringsprinsippene som er beskrevet i Rapporten.

Stavanger, 14. mars 2021 ERNST & YOUNG AS

/s/ Erik Mamelund statsautorisert revisor

5.5 Erklæringer

Styrets og ledelsens erklæring

Styret, konsernsjefen og konserndirektør for økonomi og finans har i dag behandlet og godkjent årsrapporten for 2020, som inkluderer styrets årsberetning, årsregnskapet for konsernet og årsregnskapet for morselskapet Equinor ASA, per 31. desember 2020.

Etter vår beste overbevisning, bekrefter vi at:

konsernregnskapet for Equinor for 2020 er utarbeidet i samsvar med IFRS- og IFRIC-standarder godkjent av EU, IFRS-standarder utstedt av IASB i tillegg til supplerende norske opplysningskrav som følger av regnskapsloven, og at
årsregnskapet for morselskapet Equinor ASA for 2020 er utarbeidet i samsvar med regnskapsloven og forenklet IFRS i henhold til Regnskapslovens § 3-9 og forskrift om bruk av forenklet IFRS utstedt av Finansdepartementet, og at
årsberetningen for konsernet og morselskapet er i samsvar med regnskapslovens krav og norsk regnskapsstandard nr 16, og at
opplysningene som er presentert i årsregnskapene gir et rettvisende bilde av konsernets og morselskapets eiendeler, gjeld, finansielle stilling og resultat som helhet for perioden, og at
årsberetningen gir en rettvisende oversikt over utviklingen, resultatet, den finansielle stillingen og de mest sentrale risiko- og usikkerhetsfaktorer konsernet og morselskapet står overfor
mars 2021

I STYRET FOR EQUINOR ASA

/s/ JON ERIK REINHARDSEN Leder

/s/ JEROEN VAN DER VEER Nestleder /s/ BJØRN TORE GODAL /s/ REBEKKA GLASSER HERLOFSEN /s/ ANNE DRINKWATER /s/ JONATHAN LEWIS /s/ FINN BJØRN RUYTER /s/ TOVE ANDERSEN /s/ STIG LÆGREID /s/ PER MARTIN LABRÅTEN /s/ HILDE MØLLERSTAD

/s/ SVEIN SKEIE Konserndirektør Økonomi og finans

/s/ ANDERS OPEDAL Konsernsjef

Styrets redegjørelse for rapport om betalinger til myndigheter

I dag har styret og konsernsjefen gjennomgått og godkjent styrets rapport utarbeidet i samsvar med Lov om verdipapirhandel, § 5-5a, angående rapport om betalinger til myndigheter per 31. desember 2020.

Etter vår beste overbevisning bekrefter vi at:

• Informasjonen presentert i rapporten er utarbeidet i samsvar med kravene i Lov om verdipapirhandel, § 5-5a, og tilhørende forskrifter.

mars 2021

I STYRET FOR EQUINOR ASA

/s/ JON ERIK REINHARDSEN Leder

/s/ JEROEN VAN DER VEER

Nestleder /s/ BJØRN TORE GODAL /s/ REBEKKA GLASSER HERLOFSEN

/s/ ANNE DRINKWATER /s/ JONATHAN LEWIS /s/ FINN BJØRN RUYTER

/s/ TOVE ANDERSEN /s/ STIG LÆGREID /s/ PER MARTIN LABRÅTEN

/s/ HILDE MØLLERSTAD

/s/ ANDERS OPEDAL Konsernsjef

Innstilling fra bedriftsforsamlingen

Vedtak:

I møte 18. mars 2021 har bedriftsforsamlingen behandlet årsregnskapet og årsberetningen for 2020 for Equinor ASA og Equinorkonsernet, samt styrets forslag til disponering av årets resultat.

Bedriftsforsamlingen gir sin tilslutning til styrets forslag til årsregnskap, årsberetning og disponering av årets resultat.

Oslo, 18. mars 2021

/s/ Tone Lunde Bakker Bedriftsforsamlingens leder

Bedriftsforsamlingen

Tone Lunde Bakker	Nils Bastiansen	Greger Mannsverk	Finn Kinserdal	Terje Venold
Jarle Roth	Kjersti Kleven	Kari Skeidsvoll Moe	Kjerstin Fyllingen	Kjerstin R. Braathen
Mari Rege	Brynjar Forbergskog	Sun Lehmann	Oddvar Karlsen	Lars Olav Grøvik
Berit Søgnen Sandven	Terje Enes	Frode Mikkelsen
Anne Kristi Horneland	Per Helge Ødegård	Peter B. Sabel

5.6 Begrep og forkortelser

Interne forkortelser

ADS American Depositary Share
ADR American Depositary Receipt
ACG– Azeri-Chirag-Gunashli
AFP Agreement-based early retirement plan (avtalefestet førtidspensjon)
AGM Annual general meeting (generalforsamling)
ARO Asset retirement obligation (nedstengnings- og fjerningsforpliktelser)
BTC Baku-Tbilisi-Ceyhan-rørledningen
CCS CO2-fangst og -lagring
CLOV Cravo, Lirio, Orquidea og Violeta
CO2 Karbondioksid
CO2eq Karbondioksid ekvivalent
DKK Danske kroner
DPB Development & Production Brasil
DPI Development a& Production International
DPN Development & Production Norway
DPUSA Development & Production USA
D&W Drilling and Well (Boring & Brønn)
EØS Det europeiske økonomiske samarbeidsområde
EFTA Det europeiske frihandelsforbund
EMTN Europeisk medium term note
EU Den europeiske union
EU ETS EU Emissions Trading System (Det euopeiske systemet for handel med kvoter for utslipp av klimagasser)
EUR Euro
EXP Exploration (Leting)
FAE De forente arabiske emirater
FPSO Floating production, storage and offload vessel (flytende produksjons-, lagrings-, og lossefartøy)
GAAP Generally Accepted Accounting Principals (god regnkapssskikk)
GBP Britisk pund
BNP Brutto nasjonalprodukt
GHG Drivhusgass
GSB Global Strategy & Business Development (Global strategi & forretningsutvikling)
HMS Helse, miljø og sikkerhet
IASB International Accounting Standards Board
ICE Intercontinental Exchange
IFRS International Financial Reporting Standards (internasjonale regnskapsstandarder)
IOGP The International Association of Oil & Gas Producers (Den internasjonale organisasjonen av olje- og gassprodusenter)
IOR Improved oil recovery (økt oljeutvinning)
LCOE Levelised Cost of Energy
LNG Liquefied natural gas (kondensert naturgass)
LPG Liquefied petroleum gas (kondensert
petroleumsgass)
MMP Markedsføring, midtstrøm & prosessering
NKS Norsk kontinentalsokkel
NES New Energy Solutions (nye energiløsninger)
NIOC National Iranian Oil Company
NOK Norske kroner
NOx Nitrogenoksid

312 Equinor, Årsrapport 2020

NYSE New York børsen (New York stock exchange)
OECD Organisasjonen for økonomisk samarbeid og utvikling
OED Olje- og energidepartementet
OML Oil mining lease (oljeutvinningskonsesjon)
OPEC Organization of the Petroleum Exporting Countries (Organisasjonen av oljeeksporterende land)
OTC Over-the-counter (utenom børs)
OTS Oil trading and supply department (Oljetrading- og leveringsavdelingen)
OSE Oslo børsen (Oslo stock exchange)
PDO Plan for utbygging og drift
PIO Plan for installasjon og drift
PSA Produksjonsdelingsavtale
PSVM Plutão, Saturno, Vênus og Marte
FoU Forskning og utvikling
ROACE Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital
RRR Reserveerstatningsrate
SDØE Statens direkte økonomiske engasjement
SEC Securities and Exchange Commission
SEK Svenske kroner
SIF Frekvens for alvorlige hendelser
TPD Teknologi, prosjekter & boring
TRIF Personskadefrekvensen per million arbeidstimer
TSP Leverandør av tekniske tjenester
UCKS Britisk kontinentalsokkel
USA Amerikas forente stater
USD Amerikanske dollar
YPF Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A

Forkortelser av måleenheter, osv.

bbl fat
mbbl tusen fat
mmbbl million fat
boe fat oljeekvivalenter
fat oe fat oljeekvivalenter
foe fat oljeekvivalenter
mboe –tusen fat oljeekvivalenter
mmboe –million fat oljeekvivalenter
mmcf million kubikkfot
mmbtu million british thermal unit
mcm tusen kubikkmeter
mmcm million kubikkmeter
bcm milliard kubikkmeter
km kilometer
en milliard tusen millioner
MW Megawatt
GW Gigawatt
TW Terrawatt

naturgass

Tilsvarende mål er basert på

• 1 fat tilsvarer 0,134 tonn olje (33 grader API)

• 1 fat oljeekvivalenter tilsvarer 159 standard kubikkmeter

• 1 fat oljeekvivalenter tilsvarer 5 612 kubikkfot naturgass • 1 fat oljeekvivalenter tilsvarer 0,0837 tonn NGL

• 1 milliard standard kubikkmeter naturgass tilsvarer 1 million

• 1 kubikkmeter naturgass tilsvarer 1 standard kubikkmeter

1 fat tilsvarer 42 US gallons
1 fat tilsvarer 0,159 standard kubikkmeter
1 fat oljeekvivalenter tilsvarer 1 fat råolje

standard kubikkmeter oljeekvivalent • 1 kubikkmeter tilsvarer 35,3 kubikkfot • 1 kilometer tilsvarer 0,62 miles

• 1 kvadratkilometer tilsvarer 0,39 square mile • 1 kvadratkilometer tilsvarer 247 105 acres

1000 standard kubikkmeter gass tilsvarer 1 standard kubikkmeter oljeekvivalent
1000 standard kubikkmeter naturgass tilsvarer 6,29 boe
1 standard kubikkfot tilsvarer 0,0283 standard kubikkmeter
1 standard kubikkfot tilsvarer 1000 british thermal units (btu)
1 tonn NGL tilsvarer 1,9 standard kubikkmeter oljeekvivalent
1 grad celsius tilsvarer minus 32 pluss 5/9 av antall grader fahrenheit

Diverse begrep

Evalueringsbrønn: en brønn som bores for å fastslå størrelsen på et funn
Biodrivstoff: et drivstoff i fast eller flytende form eller gassform utvunnet fra forholdsvis nytt biologisk materiale som skiller seg fra fossile brensler, som utvinnes fra gammelt biologisk materiale
Foe/fat oe (fat oljeekvivalenter): et mengdemål på råolje, naturgass i væskeform og naturgass med samme grunnlag. Volum av naturgass omregnes til fat på grunnlag av energiinnhold
Kondensat: de tyngre komponentene i naturgass, for eksempel pentan, heksan, iceptane, osv., som er flytende under atmosfærisk trykk – også kalt gasolin eller nafta
Råolje, olje: inkluderer kondensater og naturgassvæsker
Utvikling: boring, konstruksjon og relaterte aktiviteter etter funn som kreves for å starte produksjon på olje- og gassfelt
Nedstrøms: salg og distribusjon av produkter framstilt gjennom aktiviteter oppstrøms
Egenproduksjon og bokført produksjon av olje og gass: Egenproduksjonsvolum representerer volumer produsert under en produksjonsdelingsavtale (PSA) i henhold til Equinors prosentandel på et spesifikt felt. Bokført produksjon, på den andre siden, representerer Equinors andel av volumer fordelt til partnerne på feltet og er underlagt fratrekk av blant annet produksjonsavgift og vertslandets andel av fortjenesten. Under PSAbetingelsene vil fortjenesten fra olje utledet fra egenproduksjonsvolumet normalt øke med den kumulative investeringsavkastningen for partnerne og/eller produksjonen fra lisensen. Skillet mellom egenproduksjon og egenandel er relevant for de fleste PSA-regimer, men gjelder ikke i de fleste konsesjonsbaserte regimer, som Norge, Storbritannia, Canada og Brasil. Oversikten over egenproduksjonen gir leseren tilleggsopplysninger, da visse kostnader beskrevet i resultatanalysen var direkte tilknyttet egenproduksjonen i de rapporterte årene
Tungolje: råolje med høy viskositet (vanligvis over 10 cp) og høy spesifikk vekt. API klassifiserer tungolje som råolje med en tyngde under 22,3° API. I tillegg til høy viskositet og høy spesifikk vekt har tungolje ofte lav hydrogen/karbon-verdi, høyt innhold av asfalten, svovel, nitrogen og tungmetaller, samt høyere syreverdier
Høy kvalitet: relatert til selektiv høsting av ressurser ved å ta det beste og etterlate resten. I forbindelse med utvinning og produksjon innebærer dette streng prioritering og sekvensering av boremål
Hydro: henvisning til olje- og energiaktivitetene i Norsk Hydro ASA, som fusjonerte med Eauinor ASA
IOR (økt oljeutvinning): faktiske tiltak som gir en høyere utvinningsfaktor fra et reservoar, sammenlignet med forventet verdi på et referansetidspunkt. IOR omfatter både tradisjonell og framvoksende teknologi
Væsker: betyr olje, kondensater og NGL
LNG (kondensert naturgass): mager gass primært metan – omdannet til flytende form ved nedkjøling til minus 163 grader celsius under atmosfærisk trykk
LPG (kondensert petroleumsgass): består primært av propan og butan, som omdannes til væske under et trykk på seks til syv atmosfærer. LPG fraktes i spesialskip
Midtstrøms: prosessering, lagring og transport av råolje, naturgass, naturgassvæsker og svovel
Nafta: lettantennelig olje framstilt ved tørrdestillasjon av petroleum
Naturgass: petroleum som består primært av lette hydrokarboner. Kan inndeles i 1) mager gass, primært metan, men ofte med innhold av etan og mindre mengder tyngre hydrokarboner (salgsgass), og 2) våtgass, primært etan, propan og butan, samt mindre mengder tyngre hydrokarboner; delvis flytende under atmosfærisk trykk
NGL (naturgassvæsker): lette hydrokarboner som primært består av etan, propan og butan, som er flytende under trykk ved normal temperatur
Oljesand: en blanding av bitumen, vann, sand og leire som forekommer naturlig. En tungt viskøs råolje
Verdikjeder for olje og gass: beskriver verdien som tilføres i hvert ledd, fra 1) leting, 2) utvikling, 3) produksjon, 4) transport og raffinering og 5) markedsføring og distribusjon
Peer Group: Equinors peer group består av Equinor, Shell, ExxonMobil, OMV, ConocoPhillips, bp, Marathon Oil, Chevron, Total, Repsol, Eni og Occidental.
Petroleum: et samlebegrep for hydrokarboner, enten fast, flytende eller i gassform. Hydrokarboner er stoffer dannet av hydrogen (H) og karbon (C). Andelen av ulike stoffer, fra metan og etan til de tyngste komponentene, varierer fra funn til funn. Hvis et reservoar primært inneholder lette hydrokarboner, beskrives det som et gassfelt. Hvis det er mest av de tyngre hydrokarbonene, beskrives det som et oljefelt. Et oljefelt kan ha fri gass over oljen og inneholde lette hydrokarboner, også kalt tilhørende gass
Sikre reserver: reserver som det hevdes at med rimelig sikkerhet (normalt minst 90% sikkerhet) skal kunne utvinnes under eksisterende økonomiske og politiske betingelser, ved bruk av eksisterende teknologi. Dette er den eneste typen reserver som oljeselskapene tillates å rapportere av Securities and Exchange Commission i USA
Referansemargin for raffinering: en typisk gjennomsnittlig bruttomargin for de to raffineriene våre, Mongstad og Kalundborg. Referansemarginen vil avvike fra den faktiske marginen på grunn av variasjoner i type råolje og annet råstoff, produksjon, produktutbytte, fraktkostnader, lager, osv.
Riggår: et mål på antall riggekvivalenter i drift i en gitt periode. Dette beregnes som antall dager riggene er i drift, delt på antall dager i perioden
Oppstrøms: inkluderer leting etter potensielle olje- og gassfelt på land eller til sjøs, boring av letebrønner og drift av brønnene for å hente opp væsker eller naturgass til overflaten
VOC (flyktige organiske stoffer): andre kjemiske forbindelser som har høyt nok damptrykk under normale betingelser til betydelig fordampning til jordens atmosfære (f.eks. gasser dannet under fylling og tømming av råolje)

5.7 Utsagn om framtiden

Denne årsrapporten inneholder enkelte framtidsrettede utsagn som involverer risiko og usikkerhet, spesielt i delene «Vår virksomhet» og «Strategi og markedsoversikt». I noen tilfeller bruker vi ord som «ta sikte på», «ambisjon», «forutse», «mene», «fortsette», «kunne», «anslå», «forvente», «ha til hensikt», «trolig», «målsetting», «utsikter», «kan komme til å», «planlegge», «plan», «søke», «burde», «strategi», «mål», «vil» og lignende uttrykk for å betegne framtidsrettede utsagn. Alle utsagn, med unntak av utsagn om historiske fakta, inkludert hva angår covid-19 pandemien og dens innvirkning, konsekvenser og risiko; Equinors respons på covid-19-pandemien, inkludert tiltak for å beskytte mennesker, drift og verdiskaping, driftskostnader og forutsetninger; forpliktelse om å utviklet selskapet til å bli et bredt energiselskap; ambisjonen om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050; vår netto karbonintensitet, karboneffektivitet, metanutslipp og reduksjoner i fakling, fornybarkapasitet, karbonnøytrale globale operasjoner, intern karbonpris på investeringsbeslutninger, framtidige nivåer av og forventet verdiskaping av olje- og gassproduksjon, omfang og sammensetning av olje- og gassporteføljen, utvikling av virksomhet for karbonfangst, -bruk og -lagring og hydrogen, bruk av mekanismer for kompensering og naturlig karbonsluk og støtte til TCFDs (task force on climate-related financial disclosures) anbefalinger; framtidige finansielle resultater, inkludert kontantstrøm og likviditet; produksjonskutt, inkludert innvirkning på nivå og tidspunkt for Equinors produksjon; planer for utvikling av felt; norske myndigheters klimaplan; markedsutsikter og framtidige økonomiske forventninger og forutsetninger; inkludert forutsetninger om råvarepriser; organiske kapitalinvesteringer ut 2022; vår intensjon om å optimalisere og modne porteføljen; framtidige verdensøkonomiske trender og markedsforhold; forretningsstrategi og konkurranseposisjon; salgs-, handels- og markedsstrategier; forsknings- og utviklingstiltak og strategi; forventninger knyttet til produksjonsnivåer, produksjonsenhetskostnad, investeringer, leteaktiviteter, funn og utvikling i forbindelse med våre transaksjoner og prosjekter i Angola, Argentina, Aserbajdsjan, Brasil, Mexicogolfen, på norsk sokkel, i Nordsjøen, Russland, Storbritannia og USA; framtidige kredittvurderinger; opplæring og måltall for ansatte; planer for redesign av kraftvarmeverk; gjennomføring og resultater av oppkjøp, salg og andre kontraktsmessige ordninger og leveringsforpliktelser; utvinningsgrad og nivåer; framtidige marginer; framtidige nivåer eller utbygging av kapasitet, reserver eller ressurser; planlagte revisjonsstanser og annet vedlikeholdsarbeid; planer for produksjonskapasitet for fornybar energi og balansen mellom produksjon av olje og fornybar energi; vekst i olje- og gassvolumer inklusive volumer som er løftet og solgt for å utligne bokført produksjon; estimater knyttet til produksjon og utvikling, prognoser, rapporteringsnivåer og datoer; driftsforventninger, anslag, tidsplaner og kostnader; forventninger knyttet til lisenser og leieavtaler; priser på olje, gass, alternative drivstoff og energi, volatilitet, tilbud og etterspørsel; tidspunkt for miljøopprydding, prosesser relatert til menneskerettighetslover; konsernstruktur og organisasjonspolicy; teknologisk innovasjon, innføring, posisjon og forventninger; forventninger knyttet til styrets sammensetning, lønn og bruk av resultatmodifikator; framtidige nivåer av mangfold; vårt mål om sikker og effektiv drift; effektiviteten av våre interne retningslinjer og planer; vår evne til å håndtere vår risikoeksponering; vårt likviditetsnivå og styring av likviditetsreserver; anslått eller framtidig gjeld, forpliktelser eller utgifter; innvirkningen av Brexit; forventet effekt av valutaog rentesvingninger og opphør av Londons internbankrente; forventet utfall, virkning av eller tidspunkt for HMS-regelverk; HMS-mål og målsettinger for styring av framtidig virksomhet; forventninger knyttet til regulatoriske trender; virkningen av PSA-effekter; forventet virkning av eller tidspunkt for administrative eller statlige regler, standarder, beslutninger, vedtak eller lover (herunder skattelover); anslått virkning av

rettslige krav mot oss; planer for kapitaldistribusjon, tilbakekjøp av aksjer og størrelse og tidspunkt for betaling av utbytte er framtidsrettede utsagn.

Det bør ikke legges for stor vekt på disse framtidsrettede uttalelsene.

Det er mange årsaker til at våre faktiske resultater kan avvike vesentlig fra det som er forventet i de framtidsrettede uttalelsene, blant annet risikofaktorene som er beskrevet ovenfor i «Risikoanalyse», og i «Resultater fra drift», og andre steder i denne årsrapporten.

Disse framtidsrettede utsagnene er basert på nåværende oppfatninger om framtidige hendelser og er i sin natur gjenstand for betydelig risiko og usikkerhet, ettersom de omhandler hendelser og avhenger av forhold som vil finne sted i framtiden. Det finnes en rekke faktorer som vil kunne forårsake at faktiske resultater og utvikling kan avvike vesentlig fra de som er uttrykt eller antydet av disse framtidsrettede uttalelsene, inkludert nivåer av produktleveranse, etterspørsel og prissetting; spesielt i lys av de store svingningene i oljeprisen nylig, som ble utløst av blant annet endret dynamikk blant medlemmene av OPEC+ og usikkerhet i etterspørsel som ble skapt av covid-19-pandemien; reservenivåer og -beregninger og vesentlige forskjeller fra reserveanslag; naturkatastrofer, ugunstige værforhold, klimaendringer og andre endringer av forretningsmessige forhold; stabilt rammeverk og tilgang til attraktive fornybarmuligheter; feilslått boring, driftsproblemer, spesielt i lys av karanteneregler og krav til sosial distansering som følge av covid-19-pandemien; risiko knyttet til helse, miljø og sikkerhet; innvirkning av covid-19-pandemien; effekten av klimaendringer, forskrifter om hydraulisk frakturering, sikringsbrudd, inkludert brudd på vår digitale infrastruktur (cybersikkerhet); ineffektivitet i krisehåndteringssystemer; handlingene til konkurrenter, utvikling og bruk av ny teknologi, spesielt innen fornybarnæringen; manglende evne til å nå strategiske mål, problemer med infrastruktur for transport; politisk og sosial stabilitet og økonomisk vekst i relevante områder av verden; skade på omdømmet; den norske stats utøvelse av sitt eierskap; manglende evne til å tiltrekke seg og beholde personell; risiko knyttet til innføring av ny konsernstruktur; utilstrekkelig forsikringsdekning; endringer eller usikkerhet i eller manglende overholdelse av lover og offentlige forskrifter; handlingene til den norske stat som hovedaksjonær; unnlatelse av å overholde våre etiske og sosiale standarder; den politiske og økonomiske politikken til Norge og andre oljeproduserende land; unnlate å etterleve internasjonale handelssanksjoner; handlingene til feltpartnere; negative endringer i skatteregimer, valutakurs og rentesvingninger; faktorer knyttet til handel, forsyning og økonomisk risiko; generelle økonomiske forhold, og andre faktorer som er diskutert andre steder i denne rapporten.

Vi bruker visse begrep i dette dokumentet, slik som «ressurs» og «ressurser», som SEC-reglene forbyr oss å bruke i årsrapporten som leveres til SEC. Vi ber amerikanske investorer om å vurdere nøye det som opplyses i vår «Form 20-F, SEC File No. 1-15200. Dette dokumentet er tilgjengelig på vår nettside, eller ved å ringe 1-800-SEC-0330 eller logge inn på www.sec.gov.

Selv om vi mener at forventningene som gjenspeiles i de framtidsrettede utsagnene er rimelige, kan vi ikke forsikre deg om at våre framtidige resultater, aktivitetsnivå, prestasjoner eller oppnåelser vil møte disse forventningene. Videre tar verken vi eller noen annen person ansvar for nøyaktigheten og fullstendigheten av de framtidsrettede utsagnene. Med mindre vi er pålagt ved lov å oppdatere disse utsagnene, vil vi ikke nødvendigvis oppdatere noen av disse utsagnene etter datoen for denne årsrapporten, enten for å få dem til å stemme overens med faktiske resultater eller med endringer i våre forventninger.

Foto

2 Equinor, Årsrapport 2020

Tilleggsinformasjon

Sider 1, 5, 40, Einar Aslaksen Sider 3, 6, 7, 17, 19, 26, 31, 34, 45, 48, 52, 78, 85, 109, 112, Ole Jørgen Bratland Sider 10, 12, Arne Reidar Mortensen Side 32, Øyvind Gravås/Woldcam Side 39, Michal Wachucik

Equinor, Årsrapport 2020 3

Tilleggsinformasjon

AI Terminal

Equinor

3597_10-k_2021-03-19_ae529c67-0d23-47bf-8a28-4f5f4ebf3fad.pdf

Vi er Equinor

Høydepunkter i 2020

Januar:

Februar:

Mars:

April:

Juni:

Juli:

August:

September:

Oktober:

November:

Desember:

Nøkkelinformasjon

Endringer i rapporteringssegmenter i seksjon 2.2

E&P Norway i seksjon 2.3

E&P International i seksjon 2.4

E&P USA i seksjon 2.5 og 2.10

MMP i seksjon 2.6

NES i seksjon 2.7

Resultater fra drift i seksjon 2.9

Årsresultat i forhold til IFRS i seksjon 2.10

Klima og det grønne skiftet i seksjon 2.13

Nedskrivninger i seksjon 4.1

Betalinger til myndigheter i seksjon 5.4

Utvalgt landinformasjon

Tabell med informasjon per land

Om rapporten

Innholdsfortegnelse

Eierstyring og selskapsledelse

Introduksjon

Melding fra styreleder

Kjære medaksjonærer,

Konsernsjefens forord

Kjære medaksjonær,

Strategisk rapport

2.1 Strategi og markedsoversikt

Equinors forretningsmiljø

Markedsoversikt

Oljepriser og raffineringsmarginer

Raffineringsmarginer

Gassprisene Gasspriser – Europa

Gasspriser – Nord-Amerika

Globale priser på flytende naturgass (LNG)

Europeiske kraft- og CO2-priser

Equinors konsernstrategi

Norsk sokkel – endre norsk sokkel for å levere bærekraftig verdi i flere tiår

Internasjonal olje og gass – videreutvikle kjerneområder og optimalisere porteføljen

Nye energiløsninger – verdidrevet vekst i fornybarvirksomheten

Ledende aktør i verden innen havvind

Modner landbaserte fornybarmuligheter

Midtstrøm, markedsføring og prosessering (MMP) – sikre tilgang til attraktive markeder, øke verdiskapingen gjennom konjunktursvingninger og bygge opp en

lavkarbonvirksomhet

Framtidsutsikter

2.2 Vår virksomhet

Historie

18. september 1972

1979 – 1981

1980- og 1990-tallene

2001

2007 - 2018

2018 og 2019

2020

Dagens aktiviteter

Equinors konkurranseposisjon

Hvor vi er

Konsernstruktur

Equinors virksomhet styres gjennom følgende

Utvikling & produksjon Norge (UPN)

Utvikling & produksjon internasjonalt (DPI)

Utvikling & produksjon Brasil (DPB)

Utvikling & produksjon USA (DPUSA)

Markedsføring, midtstrøm & prosessering (MMP)

Nye energiløsninger (NES)

Teknologi, prosjekter & boring (TPD)

Leting (EXP)

Global strategi og forretningsutvikling (GSB)