Equinor

Annual Report • Mar 18, 2022

2021 Årsrapport

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 2021 1

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 2021.

millioner foe per dag olje og gass, egenproduksjon

Fornybar energi egenproduksjon

personskader per million arbeidstimer (TRIF)

alvorlige hendelser per million arbeidstimer (SIF)

Sikker drift, høy verdiskaping, lave karbonutslipp 7,0

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

2 Equinor, Årsrapport 2021

Kapitalfordeling inklusive utbetalt utbytte og tilbakekjøp av aksjer

i om lag 30 land

Høydepunkter i 2021

Januar

Tildelt 17 utvinningstillatelser på norsk sokkel. Startet byggingen av landanlegget til Northern Lights CO2 transport og lagring.

Februar

Planen for delvis elektrifisering av Sleipner feltsenter i Nordsjøen ble godkjent. Dette vil kutte utslippene med over 150.000 tonn CO2 i året. Inngikk avtale om å selge eierandelene i Bakkenfeltet i USA.

Mars

Tilsagn om offentlig støtte er gitt til Equinors tre prosjekter på østkysten av Storbritannia. De skal sørge for store kutt i utslippene av CO2 fra industrien og bidra til ren vekst. Viktig milepæl for å etablere verdens første nullutslippsklynge innen 2040. Besluttet å bygge ut Åsgard B lavtrykk for å sikre økt utvinning fra Åsgardfeltet i Norskehavet.

April

Besluttet å bygge ut Askeladd Vest for å utvide ressursgrunnlaget og forlenge platåproduksjonen for Hammerfest LNG-anlegg.

Mai

Nådde milepæl i fornybarvirksomheten i Polen med tildelingen av differansekontrakter til prosjektene Bałtyk 2 og Bałtyk 3 og oppkjøpet av polske Wento, som utvikler fornybar kraft på land. Inngikk samarbeidsavtaler med solide partnere for framtidig utvikling av havvind på Utsira Nord og i Nordsjøen på norsk sokkel.

Juni

På kapitalmarkedsdagen la Equinor fram en oppdatert strategi for å framskynde omstillingen til et bredt energiselskap samtidig som kontantstrømmen og avkastningen styrkes. Fattet den endelige investeringsbeslutningen for Bacalhau fase 1 i Brasil. Overleverte utbyggingsplanen for Kristin Sør i Norskehavet. Planen ble godkjent i februar 2022. Planen for Breidablikkfeltet i Nordsjøen ble godkjent av norske myndigheter. Martin Linge-feltet kom i produksjon. Feltet drives med kraft fra land. Martin Linge er den første plattformen på norsk sokkel som har blitt startet opp fra et kontrollrom på land.

Juli-august

Guañizuil 2A solkraftverk i Argentina kom i kommersiell drift. Troll fase 3 kom i produksjon. Feltet forlenger platåproduksjonen av Trollgassen. Nye brønner har blitt knyttet opp mot Troll A.

September

Tok grep for å utvide gassleveransene da gassbehovet i Europa nådde uante høyder: Equinor trappet opp produksjonen fra Troll og Oseberg. På Gina Krog ble gassinjiseringen midlertidig stanset og gassen eksportert i stedet. Sammen med en svært effektiv produksjon økte dette Equinors gassleveranser til Europa i fjerde kvartal med 16.5%, sammenliknet med 2020.

Oktober

Valgte vår foretrukne leverandør av 15 megawatts vindturbiner til Empire Wind 1 og 2 utenfor New York. I alt 138 vindturbiner skal leveres, med en samlet genereringskapasitet på rundt 2 gigawatt.

November

Overleverte en plan for å investere ytterligere i Oseberg, for å øke gassproduksjonen og redusere CO2-utslippene. Fattet den endelige investeringsbeslutningen for Dogger Bank C, den tredje fasen av verdens største vindkraftutbygging utenfor østkysten av Storbritannia. Første og andre fase er under bygging.

Desember

Økte eierandelen i Statfjordfeltet. Planen for elektrifisering av Troll C og en delvis elektrifisering av Troll B ble godkjent. Dette ventes å kutte utslippene med nær en million tonn CO2 i året. Lanserte Hydrogen to Belgium, et prosjekt for å utvikle produksjon av lavkarbon-hydrogen fra naturgass i Belgia. Gjorde åtte kommersielle funn på norsk sokkel i 2021. Flere av funnene ligger nær eksisterende infrastruktur.

Equinor, Årsrapport 2021 3

Om rapporten

Dette dokumentet utgjør Equinor ASAs årsrapport i henhold til norske opplysningskrav i relevante lover, forskrifter og standarder for regnskapsåret 2021. Årsrapporten sendes og registreres ved Regnskapsregisteret i Brønnøysund.

Denne rapporten inneholder

• Styrets årsberetning (sidene 2-174, 299-312 og 336)
• Konsernregnskapet for Equinor (side 177-252)
• Selskapsregnskapet for Equinor ASA (side 266-296) 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 117-174)
• Styrets erklæring om lederlønn for Equinors ledende personer (side 147-172)
• Rapport om betalinger til myndigheter i samsvar med norske lover og forskrifter (side 312-331 og side 337)
• EUs taksonomi for bærekraftig aktivitet (side 332-335)

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 2021.

Dette dokumentet bør leses i sammenheng med Utsagn om framtiden på side 341.

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.

Droneteknologi i bruk til inspeksjon av Dudgeon havvindpark utenfor østkysten av Storbritannia.

Innholdsfortegnelse

s3	Høydepunkter i 2021
s4	Om rapporten
		Introduksjon
s8		Melding fra styreleder
s10		Konsernsjefens forord
		Strategisk rapport
s15	2.1	Strategi og markedsoversikt
s22	2.2	Vår virksomhet
s32	2.3	Leting & Produksjon Norge
s40	2.4	Leting & Produksjon Internasjonalt
s46	2.5	Leting & Produksjon USA
s49	2.6	Markedsføring, Midtstrøm &
		Prosessering
s53	2.7	Fornybar
s56	2.8	Annen virksomhet
s57	2.9	Konsernforhold
s65	2.10	Resultater fra drift
s81	2.11	Gjennomgang av resultatene
s89	2.12	Likviditet og kapitalressurser
s93	2.13	Risikoanalyse
s105	2.14	Sikkerhet, sikring og bærekraft
s112	2.15	Våre medarbeidere

Eierstyring og selskapsledelse

s120	3.1	Implementering og rapportering
s122	3.2	Virksomhet
s122	3.3	Egenkapital og utbytte
s123	3.4	Likebehandling av aksjeeiere og
		transaksjoner med nærstående
s124	3.5	Fri omsettelighet
s124	3.6	Generalforsamling
s125	3.7	Valgkomiteen
s126	3.8	Bedriftsforsamlingen, styret og
		konsernledelsen
s139	3.9	Styrets arbeid
s141	3.10	Risikostyring og internkontroll
s144	3.11	Godtgjørelse til styret og
		bedriftsforsamlingen
s147	3.12	Godtgjørelse til konsernledelsen
s173	3.13	Informasjon og kommunikasjon
s173	3.14	Overtakelse
s173	3.15	Ekstern revisor
		Regnskap og noter
s177	4.1	Konsernregnskap Equinor
s253	4.2	Tilleggsopplysninger for
		produksjonsvirksomheten
		for olje og gass
s266	4.3	Selskapsregnskap Equinor ASA
		Tilleggsinformasjon
s299	5.1	Aksjonærinformasjon
s307	5.2	Non-GAAP måltall
s312	5.3	Rettssaker
s312	5.4	Rapport om betalinger til myndigheter
s332	5.5	EUs taksonomi for bærekraftig aktivitet
s336	5.6	Erklæringer

• s339 5.7 Begrep og forkortelser
• s341 5.8 Utsagn om framtiden

Equinor, Årsrapport 2021 5

Introduksjon

Equinor, Årsrapport 2021 7

Introduksjon

S8 s10 Melding fra styreleder Konsernsjefens forord

I september 2022 feirer Equinor 50-årsjubileum. Selskapet har skapt verdier ved å være i forkant og bidra til å forme industrien gjennom flere tiår. Vi er stolte av historien vår og formålet om å omdanne naturressurser til energi for mennesker og framgang for samfunnet.

Jon Erik Reinhardsen

Melding fra styreleder

Til våre investorer,

Årsrapporten legges fram i en tid da vi er dypt urolige for de menneskelige lidelsene etter invasjonen av Ukraina. Equinor tok raskt beslutningen om å stanse handel med russisk olje og nye investeringer i Russland. Selskapet har begynt prosessen med å gå ut av joint ventures i landet. Vi følger sanksjoner som er relevante for oss og fortsetter å ta grep for å sikre folkene våre, samt en trygg og stabil drift.

I den nåværende situasjonen har Equinor en viktig rolle som pålitelig leverandør av energi. I september 2022 feirer Equinor 50-årsjubileum. Selskapet har skapt verdier ved å være i forkant og bidra til å forme industrien gjennom flere tiår. Vi er stolte av historien vår og formålet om å omdanne naturressurser til energi for mennesker og framgang for samfunnet. Framover er strategien å være en pådriver i det grønne skiftet og gripe de mulighetene som ligger foran oss.

Sikkerheten har høyeste prioritet for selskapet og styret. Frekvensen for alvorlige hendelser viste en bedring i fjor sammenlignet med 2020, men vi hadde fremdeles for mange personskader forbundet med virksomheten. Styret samarbeider derfor tett med administrasjonen for å snu utviklingen. Et forsterket samarbeid med ansattrepresentanter, partnere og leverandører er avgjørende for å bedre sikkerhetsresultatet ytterligere.

I 2021 så vi en oppgang i råvareprisene sammenlignet med 2020, og et oppsving i gassprisene som påvirket samfunnet betydelig. Det er en påminnelse om hvor viktig næringen vår er, og understreker behovet for en pålitelig og rimelig energiforsyning gjennom det grønne skiftet.

På kapitalmarkedsdagen i juni 2021 lanserte vi den oppdaterte strategien for en raskere omstilling av selskapet, samtidig som vi øker kontantstrømmen og avkastningen. Med den svært verdifulle oppstrømsvirksomheten og attraktive prosjekter har vi et gunstig utgangspunkt. Det gir oss en solid plattform for å finansiere lønnsom fornybarvekst og forme nye markeder med lavkarbonløsninger. Slik bygger vi opp et selskap og en industri som er framtidsrettet.

I tråd med strategien og ambisjonene våre lanserte vi Norway energy hub. Det er en industriplan for Norge som energinasjon. Equinor inviterer partnere og myndigheter til samarbeid om utvikling av framtidens energisystemer. Vi ønsker å avkarbonisere olje og gass, industrialisere havvind og hydrogen, og sørge for lønnsom karbonfangst og -lagring. Det vil skape nye verdikjeder og legge til rette for industriutvikling, investeringer og arbeidsplasser.

I 2021 nådde Equinor viktige milepæler. Vi fattet den endelige investeringsbeslutningen for prosjektene Bacalhau i Brasil og Troll Vest elektrifisering på norsk sokkel. Videre har vi fokusert den internasjonale olje- og gassporteføljen ved å trekke oss ut av flere eiendeler og land. Det gir økt robusthet og lønnsomhet, og gjør at vi kan tjene godt på vår tradisjonelle kjernevirksomhet mens vi utvikler og legger om selskapet.

Equinor leverte sterke finansielle resultater i 2021 som følge av høyere råvarepriser, fortsatte forbedringer, og streng kapitaldisiplin. Vi oppnådde en samlet avkastning til aksjonærene på 62 %, og er nå i første kvartil blant sammenlignbare selskaper 1 . Resultatet var på om lag 8.6 milliarder USD, sammenlignet med 5.5 milliarder USD i minus i 2020. Som følge av høy kontantstrøm har vi forbedret den justerte netto gjeldsgraden fra 32 % i 2020 til under null i 2021.

I løpet av året har vi økt kontantutbyttet fra 0.15 USD per aksje i første kvartal, til 0.18 USD i tredje kvartal. I tillegg har vi gjennomført tilbakekjøpsprogrammet for aksjer som en del av kapitaldistribusjonen. For fjerde kvartal foreslår styret til generalforsamlingen et kontantutbytte på 0.20 USD per aksje, og et ekstraordinært kvartalsutbytte på samme beløp.

I fjor kunngjorde vi at vi skal legge fram planen for energiomstillingen til rådgivende avstemning blant aksjonærene på generalforsamlingen i mai 2022. Bærekraft har vært en del av virksomheten vår i mange år, og planen skisserer hvordan vi fortsetter innsatsen fram mot 2030 og videre. På kapitalmarkedsdagen i februar 2022 la vi fram en forsterket klimaambisjon om 50 % netto utslippskutt innen 2030.

Equinor er godt i gang med omstillingen. Vi har tatt viktige steg for å levere på ambisjonen om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050, samtidig som vi fortsetter å skape store verdier. Jeg vil takke alle ansatte for en stor innsats og engasjement, og aksjonærene for deres investeringer.

Jon Erik Reinhardsen Styreleder

¹ Se seksjon 5.2 for non-GAAP måltall.

Gjennom årene har vi vært en samarbeidspartner for myndighetene og samfunnet, og en pioner innen energiproduksjon til havs. Vi bygger videre på posisjonen som en viktig industriaktør når vi utvikler selskapet med ambisjon om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050.

Anders Opedal

Konsernsjefens forord

Kjære medaksjonær,

Vi leverer årsrapporten i en tid da situasjonen i Europa, og markedene der vi har virksomhet, har endret seg betydelig. Tankene våre går til alle som lider som følge av invasjonen av Ukraina. Å holde folkene våre trygge og sikre stabile energileveranser til Europa under disse omstendighetene, har vår høyeste prioritet. Forholdene for sivile er katastrofale, og Equinor har besluttet å bidra med midler til den humanitære innsatsen i regionen. Invasjonen og påfølgende sanksjoner fra det internasjonale samfunnet vil påvirke den globale økonomien og energimarkedene framover. Det er imidlertid for tidlig å si noe om det totale omfanget.

I 2021 la Equinor grunnlaget for langsiktig verdiskaping og videre vekst. Vi lanserte en oppdatert strategi for å hente ut potensialet i en attraktiv olje- og gassportefølje, framskynde lønnsom fornybarvekst, og forme nye markeder innen lavkarbonløsninger. Med denne strategien kan vi utvikle de industriløsningene vi trenger for å bistå samfunnet fram mot en lavkarbonframtid, og posisjonere Equinor som et ledende selskap i det grønne skiftet.

I fjor opplevde verden økt økonomisk aktivitet, et voksende energibehov og stigende råvarepriser. Dessverre hadde vi også tilbakevendende bølger med covid-19-smitte som påvirket enkeltmennesker og samfunnet.

Sikkerheten til alle som arbeider for Equinor har min høyeste prioritet. Det er oppløftende å se en nedgang i frekvensen av alvorlige hendelser sammenlignet med 2020. Vi har imidlertid sett en liten økning i den samlede personskadefrekvensen. Framover fortsetter vi å arbeide systematisk for å bedre disse resultatene og styrke sikkerheten til alle som arbeider for oss. I 2021 lanserte vi et nytt rammeverk for forebygging av storulykker. Det utgjør en viktig milepæl i arbeidet vårt for å sikre mennesker, eiendeler og miljøet.

Vi har levert godt på strategien og ambisjonene i 2021. I Nordsjøen startet vi opp gassproduksjon med lave CO2-utslipp fra Troll fase 3. Med store utvinnbare volumer og en balansepris på under 10 USD per fat, vil prosjektet forlenge feltets levetid med flere tiår. Equinor var en pålitelig leverandør av gass til Europa dette året, og økte produksjonen for å møte det voksende behovet, drevet av formålet vårt om å omdanne naturressurser til energi for mennesker og framgang for samfunnet.

I 2021 fortsatte vi å utvikle Equinor som et ledende selskap innen fornybar energi. Vi bokførte kapitalgevinster på hele 1.4 milliarder USD, og viste hvordan vi tilfører verdi gjennom tidlig tilgang, modning av prosjektet og nedsalg. Vårt største prosjekt under utbygging er nå Dogger Bank, den store vindparken. Når den er fullt utbygd, skal kapasiteten være 3.6 gigawatt, tilsvarende rundt 5 % av Storbritannias samlede kraftbehov.

Innen lavkarbonløsninger bidrar vi til avkarbonisering av industrien og bærekraftig vekst. I Norge startet byggingen av landanleggene for Northern Lights CO2-transport og -lagring. Det er et av de første prosjektene som tilbyr denne løsningen som en tjeneste til industrikunder, og viser at vi kan utvikle systemer i full skala. På østkysten av Storbritannia bygger vi en nullutslippsklynge i samarbeid med myndigheter, kunder, partnere og leverandører. Sammen skal vi levere hydrogen, kombinert med karbonfangst og -lagring.

Andelen bruttoinvesteringer2 i fornybar energi og lavkarbonløsninger økte fra 4 % til 11 %, og det viser vår vilje til å være en pådriver i det grønne skiftet. Vi venter en ytterligere økning til mer enn 30 % i 2025, og over 50 % i 2030. Vi har også en rekke olje- og gassprosjekter med god lønnsomhet som kommer i produksjon innen 2030, med lave utslipp, rask nedbetaling og en gjennomsnittlig balansepris på under 35 USD per fat.

I 2021 viste vi tydelig Equinors evne til å skape verdier for aksjonærene og for samfunnet der vi har virksomhet. Vi leverte sterke finansielle resultater, med et driftsresultat på 34 milliarder USD. Avkastningen på gjennomsnittlig sysselsatt kapital økte fra 2 % til 23 % sammenlignet med året før, og den justerte produksjonsveksten for olje og gass økte med rundt 3 %. Det justerte driftsresultatet var 33 milliarder USD før skatt, og 10 milliarder USD etter skatt2 .

Vi fortsetter fokuset på kostnader og har skapt verdier fra høyere priser og en solid drift. Jeg er svært takknemlig og stolt over jobben våre ansatte har gjort for å oppnå dette.

I 2022 er det 50 år siden Equinor ble grunnlagt. Gjennom årene har vi vært en samarbeidspartner for myndighetene og samfunnet, og en pioner innen energiproduksjon til havs. Vi bygger videre på posisjonen som en viktig industriaktør når vi utvikler selskapet med ambisjon om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050.

Anders Opedal konsernsjef

² Se seksjon 5.2 for non-GAAP måltall.

Strategisk rapport

s15 s22 s32 s40 s46 s49 s53 s56 s57 s65 s81 s89 s93 s105 s112 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 2.15 Strategi og markedsoversikt Vår virksomhet Leting & Produksjon Norge Leting & Produksjon internasjonalt Leting & Produksjon USA Markedsføring, midtstrøm og prosessering Fornybar Annen virksomhet Konsernforhold Resultater fra drift Gjennomgang av resultatene Likviditet og kapitalressurser Risikoanalyse Sikkerhet, sikring og bærekraft Våre medarbeidere

Equinor, Årsrapport 2021 13

Strategisk rapport

2.1 Strategi og markedsoversikt

Ilandføring på Kalstø av rørledning med kondensat fra Sleipner - Sverre Rønnevig

Equinors forretningsmiljø

Markedsoversikt

Verdensøkonomien kom sterkt tilbake i 2021, etter det dype, pandemidrevne fallet i 2020. I løpet av 2021 ble det tatt flere steg på veien fra innhenting til ekspansjon, og den økonomiske veksten for året som helhet var på 5,6 % fra året før, i henhold til Det internasjonale pengefondet3 . Den raske innhentingen i etterspørselen skapte imidlertid betydelig ubalanse i flere markeder, og førte til at inflasjonen steg på tvers av landegrensene. Knapphet på forsyninger og flaskehalser i transport som var utløst av pandemitiltak, varte dessuten mye lenger enn antatt, og knapphet på arbeidskraft og et samspill mellom andre faktorer førte til byks i energiprisene.

Tross fortsatt bekymring for nye covidvarianter gjorde omfattende vaksinasjonsprogrammer i vestlige land at økonomien kunne åpnes og veksten ta seg opp. En rask innhenting, spesielt i første halvår, var styrt av et oppsving i den samlede etterspørselen, som steg etter husholdningers frigjøring av oppsparte midler og et oppdemmet behov for varer og tjenester. På høsten ble den oppbygde ubalansen mer åpenbar, og det var fare for nye covidvarianter. I tredje kvartal 2021 ble den globale veksten svekket av deltavariantens forstyrrelser, stigende inflasjon og en økende forsyningsknapphet som senket aktivitetsnivået i industrisektoren.

Med rekordhøy inflasjon, strammere arbeidsmarked og skattepolitiske hindringer hentet økonomien i USA seg kraftig inn, og veksten i BNP i 2021 var på 5,6 % fra året før. Veksten i BNP i 2021 for eurosonen var på 5,2 % fra året før, og var

understøttet av en solid økning i etterspørselen, men energikrisen og begrenset mobilitet gjennom høsten dempet veksten. Kinas vekstrate i 2021 var på 8,1 % fra året før, men den økonomiske aktiviteten ble svekket i løpet av året, grunnet motvind fra eiendomssektoren, en energikrise og midlertidig vareknapphet som begrenset produksjonsvolumene og veksten.

Den økonomiske utviklingen i 2021 var sterk, men usikkerheten er fortsatt høy ettersom pandemien ikke slipper taket. I tillegg kan energikrisen gjennom året gjenspeile sprikende målsettinger for det grønne skiftet. Dagens fornybarkapasitet har ennå ikke vist seg å være stor nok til å dekke behovet, og det kan peke mot høyere og mer energiinflasjon framover. Den saktere veksten i fjerde kvartal 2021 ga en svak start på 2022. Stort press på prisene fortsetter å tære på kjøpekraften, og kan gi lønnsøkninger i stramme arbeidsmarkeder. Bekymring for inflasjon gjorde at store sentralbanker raskere strammet inn pengepolitikken, og innstrammingstempoet i den amerikanske pengepolitikken kan slå bredt inn på verdens finansmarkeder og den økonomiske veksten. De kortsiktige utsiktene avhenger av spredningen av omikronvarianten, og begrensninger i den økonomiske aktiviteten forbundet med denne, med Kinas nulltoleranse mot covid som en mulig trussel mot vekst med internasjonale ringvirkninger. Til tross for forventninger om en gradvis lettelse, kan fortsatt inflasjonspress fra forstyrrelser i forsyningskjeden og høye energipriser også dempe vekstraten. Den globale veksten i 2022 ventes å bli på 4,2 % fra året før, med risikoene dreid mot nedsiden.

Oljepriser og raffineringsmarginer

Oljeprisene steg gjennom 2021, riktignok ikke jevnt og trutt. Datert brentolje gikk opp fra 50 USD fatet tidlig i januar til 77 USD fatet ved utgangen av desember, med et toppnivå på 86

³ Alle BNP-vekstrater for 2021 er fra IMF World Economic Outlook i januar 2022.

USD fatet sent i oktober. Snittprisen for året steg fra 41,7 USD fatet i 2020 til 70,7 USD fatet i 2021. Det var stort sett underskudd i den globale oljebalansen gjennom året. Det internasjonale energibyrået (IEA) viser at underskuddet var på - 1,1 millioner fat per dag, eller -400 millioner fat gjennom året. Dette førte til en gradvis reversering av de store lagrene som var bygget opp i løpet av 2020. Ved utgangen av året var verdens oljelagre i den nedre delen av et femårssnitt, og oljemarkedet ble ansett som stramt.

Hovedårsaken til det stramme markedet var at Opec+-landene i juli ble enige om å øke produksjonen med 0,4 millioner fat per dag hver måned ut september 2022, når produksjonen ventes å gå tilbake til samme nivå som i oktober 2018. Opec+ er samarbeidet mellom Opec-landene og Russland, pluss ni andre land. Som en del av avtalen ble det holdt månedlige møter for å vurdere behovet for endringer i denne planen basert på markedsutviklingen. Dette ga noe forutsigbarhet i markedet og mindre svingninger, sammenlignet med 2020. En annen årsak var at skiferoljeselskaper i USA var under press fra aksjonærene om å bruke den økte kontantstrømmen til å betale gjeld og utbytte, i stedet for å bore flere brønner og øke produksjonen.

I første kvartal 2021 steg prisene i januar da Saudi-Arabia kunngjorde et ekstra, frivillig kutt på 1 million fat per dag. Det førte til et kappløp om alternativ forsyning. Mye ble til slutt tatt fra USA, og førte til ytterligere lageruttak. Prisene stanset imidlertid på 55 USD fatet, da samtaler om å gjenopprette atomvåpenavtalen (Joint Comprehensive Plan of Action, JCPOA) om Irans atomprogram ble gjenopptatt, noe som økte sannsynligheten for umiddelbart opphør av USAs sanksjoner mot oljeeksport fra Iran, og for at betydelige leveranser kunne komme tilbake på markedet. Forhandlingsrunden førte ikke fram, men Iran økte likevel leveransene av råolje til Kina, uten synlig innvirkning på prisene. I februar fortsatte prisene å øke da vaksinasjonsprogrammene begynte for alvor, og det var ventet at begrensningene i mobilitet ville opphøre. Sammen med ytterligere kutt som Saudi-Arabia kunngjorde tidlig i mars, presset dette prisen opp til 69 USD fatet, men sent i mars førte nyheten om mulige problemer med AstraZeneca-vaksinen og et fall i kinesiske kjøp til at prisen dalte til 64 USD fatet.

I andre kvartal 2021 steg prisene igjen, og nådde 70 USD fatet i midten av mai. Etterspørselen steg mens forsyningene fra Opec og Russland fortsatt var begrensede. Markedsbekymringene fortsatte imidlertid da det kom nye virusutbrudd i Asia, og en ny runde samtaler om atomvåpenavtalen, som igjen ga forventninger om at mer råolje fra Iran skulle tilbake i markedet. Nivået på 70 USD fatet var i stor grad knyttet til investorers posisjoner, men da prisene ikke nådde 70 USD fatet, ble underliggende terminkontrakter solgt, og gjorde at prisen falt til 66 USD fatet sent i mai. I tillegg opplevde Colonial, som er hovedrørledningen fra Houston til New York, et hackerangrep, noe som førte til lageroppbygging ved Mexicogolfen. I juni førte lettelser i mobilitetsbegrensningene til en økt etterspørsel som oversteg den begrensede veksten i forsyninger fra Saudi-Arabia og Russland. Dette skjøv prisene opp til 76 USD fatet ved utgangen av juni. Det stramme markedet gjorde at Bidenadministrasjonen ba Opec øke produksjonen rett etter at IEA ga ut rapporten om netto nullutslipp.

I tredje kvartal 2021 falt prisene gradvis tilbake til 66 USD fatet i midten av august, før de steg igjen til 78 USD fatet ved utgangen av september. Tidlig i juli ble Opec+-samarbeidet formalisert, og fastsatte en produksjonsøkning fra gruppen hver måned på 0,4 millioner fat/dag. Prisfallet til 66 USD fatet skyldtes hovedsakelig en usikkerhet i etterspørselen etter utbruddet av deltavarianten av Covid-19. En annen faktor var at Kina begynte å begrense eksportkvotene sine, noe som ga lavere tilgang på råolje. Sent i august traff orkanen Ida den amerikanske Mexicogolfen og førte til et produksjonstap på om lag 30 millioner fat fra Mexicogolfen. I tillegg til en stagnasjon i produksjonen av skiferolje førte dette til lave lagre i USA. Europeiske lagre hadde falt til 2019-nivå ved utgangen av kvartalet, og bidro til en prisøkning i september. Gassprisene økte markant, til nivåer over nivåene for oljeprodukter. Dette ga forventninger om en dreining i etterspørselen fra gass til olje til kraftverk og oppvarming.

I fjerde kvartal 2021 steg prisene først til 86 USD fatet sent i oktober, og deretter sank de gradvis før de falt til under 70 USD fatet sent i desember. Etter et volatilt år endte prisen på 77 USD fatet. Oppgangen skyldtes bekymringer for at flere av Opeclandene kanskje ikke lenger hadde den produksjonskapasiteten som økningen i Opec+-landenes produksjonskvoter var basert på. Dette skyldtes hovedsakelig lave feltinvesteringer og vedlikehold. Til og med Russland var nær egen faktisk kapasitet. Det førte til spørsmål om hvor forsyningene i 2022 skulle komme fra. Det var fortsatt ingen virkning på prisene på grunn av forventninger om en sterk økning i forsyningen av amerikansk skiferolje på dette prisnivået. Den 25. november kom nyheten om omikronvarianten. Neste dag opplevde oljeprisene sitt største enkeltdagsfall noensinne, med 9 USD fatet. Prisene holdt seg lave i desember grunnet frykt for nye nedstenginger som kunne redusere etterspørselen. Økningen på slutten av året skyldtes påvirkning fra verdipapirmarkedet. Investorer med aksjer og obligasjoner fryktet at den høye inflasjonen i USA ville føre til høyere rente, noe som ville redusere verdien av aksjer og obligasjoner med fast rente. Derfor dreide de porteføljene over til råvarer som ville følge eller drive inflasjonen, deriblant olje.

Raffineringsmarginer

Raffineringsmarginene i Nordvest-Europa holdt seg lave i første kvartal 2021, og moderate i andre kvartal 2021. Deretter steg de raskt gjennom tredje kvartal 2021, mens nivået i fjerde kvartal 2021 var det høyeste på minst ti år. Utviklingen fulgte i stor grad økningen i produktetterspørselen da det ble lettet på virusrestriksjonene, og vaksinasjonsprogrammene økte tempoet. IEA viser at den globale etterspørselen steg med 5,7 millioner fat per dag, fra 93,3 millioner fat per dag i første kvartal 2021 til 99,0 millioner fat per dag i fjerde kvartal 2021. Tilførselen til raffineriene steg kun med 4,5 millioner fat per dag. En grunn til den svake økningen i tilførselen var utviklingen i Kina. I juni skattla myndighetene innførsel av bensin- og dieselkomponenter, mens uavhengige raffinerier før hadde hatt en marginfordel på slike komponenter. I fjerde kvartal 2021 reduserte de også importen av råolje og eksportkvoter for innenlandske raffinerier, som et ledd i arbeidet med å redusere CO2-utslipp. Dermed økte ikke raffineringstilførselen i Kina fra første fjerde kvartal 2021, tross oppstart av to nye, store raffinerier. Kapasiteten i den amerikanske Mexicogolfen ble dessuten rammet først av en kuldeperiode i februar, og så av orkanen Ida i september, begge deler førte til perioder med produksjonsstans.

De svært høye marginene i fjerde kvartal 2021 dekker over mye høyere driftskostnader. Gassprisene steg kraftig, og mange raffinerier drives med fjerngass. Mange bruker også gass til å

produsere hydrogen, som brukes til å fjerne svovel fra produkter, og i enkelte oppgraderingsenheter. Høye gasspriser førte også til høyere priser på kraft og utslippskvoter, siden mer av kraften kom fra kullfyrte kraftverk. De enkelte raffineriene ble dermed påvirket ulikt, og det kom også an på om gassprisene var sikret, men mye tyder på at de ekstra kostnadene ble sendt videre til forbrukerne. Kostnadsnivået gav en preferanse for lett råolje med lavt svovelinnhold, som krever lite bruk av hydrogen. Marginene nådde en topp i oktober, da omikronvariantens framvekst sent i november ga bekymring for behovet framover.

Gassprisene

Gasspriser – Europa

Det europeiske gassmarkedet opplevde i 2021 den sterkeste prisoppgangen noen gang, bare ett år etter et kraftig fall i etterspørselen og et overforsynt marked. Snittprisen på gass i 2021 steg til 15,8 USD per mmbtu (nederlandsk TTF-pris), som er fem ganger høyere enn snittprisen på 3,2 USD per mmbtu i 2020. Kombinasjonen av robust vekst i etterspørselen da økonomien tok seg opp igjen etter covidpandemien, en lang vinter, tørr sommer og ikke-planlagte forsyningsstanser førte til stramme markeder. En fortsatt høy etterspørsel etter LNG i Asia og Sør-Amerika på sommeren, kombinert med fortsatte forsyningsbegrensninger for LNG og europeisk produksjon, betydde at Europa ikke klarte å fylle lagrene på langt nær så raskt som vanlig, og dermed ble gassprisene presset oppover. Det store sjokket i markedet kom imidlertid i fjerde kvartal 2021, da tilførselen gjennom russisk rørledning via Jamal-Europaruten falt brått til under en tredel av normalen. I andre halvdel av desember ble flyten på leveransene gjennom Jamal-Europa snudd, og gikk fra Tyskland til Polen. Kombinert med utfordringer med fransk kjernekraft og lavere temperaturer enn vanlig, dro dette lagrene i Europa ned kraftig, til under femårssnittet, i midten av desember, og gassprisen satte ny rekord med over 60 USD per mmbtu 21. desember 2021.

Gasspriser – Nord-Amerika

Årssnittet for spotprisen på Henry Hub var 3,9 USD per mmbtu, nesten en dobling fra 2,0 USD per mmbtu i 2020. En beskjeden produksjonsvekst, robust etterspørsel og sterk LNG-eksport var hovedfaktorene bak prisoppgangen. Tross høyere olje- og gasspriser holdt produsentene fokus på fri kontantstrøm og nedbetaling av gjeld fremfor produksjonsvekst. Boreaktiviteten økte i fjerde kvartal 2021, men den generelle veksten var under 2 % fra året før. På etterspørselssiden førte lave kullagre til at varmekraftmarkedet måtte brenne mer naturgass enn økonomier som bytter fra kull til gass vanligvis ville stimulert til. Etterspørselen i boligsektoren, næringslivet og industrien var uendret. Eksport av LNG fra USA økte med 50 % fra året før, fra 64 milliarder kubikkmeter til 96 milliarder kubikkmeter. I tillegg til ny eksportkapasitet fra den amerikanske Mexicogolfen, førte gunstige internasjonale gasspriser, spesielt i Europa og Japan, til at terminalutnyttelsen økte og eksporten satte nye rekorder.

Globale priser på flytende naturgass (LNG)

Det globale LNG-markedet opplevde uvanlig høye priser i løpet av 2021. Dette skyldtes en kald vinter med knapphet på kraft i Det fjerne østen og store kinesiske innkjøp på våren, som vanligvis er en periode med sesongmessig lav import, i tillegg til en rekke både planlagte og ikke-planlagte driftsstanser (Australia, Indonesia, Malaysia, Norge og USA. Rundt 170 til 180 laster ble kansellert i 2020 da LNG-prisen falt under det som

trengtes for å dekke marginale produksjonskostnader, men ingen laster ble kansellert av denne årsaken i 2021. Det har vært et år med ekstreme prisbevegelser, den laveste rapporterte prisen var på 5,56 USD per mmbtu, og den høyeste på 56,33 USD per mmbtu, med en snittpris på 18,6 USD per mmbtu. Det var året da naturgass ble et mer attraktivt produkt enn råolje, da gassprisen oversteg oljeprisen målt i energiinnhold. En viktig prisdrivende faktor har vært svingningene i de europeiske gassmarkedene, siden Det fjerne østen og Europa konkurrerer om de samme lastene på verdensbasis. En effekt er at de europeiske prissjokkene har påvirket den asiatiske LNG-prisen.

Europeiske kraft- og CO2-priser

Kraftprisene i de største markedene i Vest-Europa (Storbritannia, Frankrike, Tyskland, Belgia, Nederland, Spania og Italia) var i snitt på 112,5 EUR/MWh i 2021, mer enn tredoblet fra 2020. Mens covid-19-krisen dempet etterspørselen og prisene i 2020, var 2021 preget av økende priser på råvarer og EUs utslippskvoter, en lavere vindkraftproduksjon enn ventet, og en kraftetterspørsel som tok seg opp da det ble lettet på covid-19 tiltakene. Kraftprisene var relativt stabile i første halvår, før de skjøt i været etter sommeren. Desember endte med en overveldende snittpris på 256 EUR/MWh, mer enn firedoblet siden januar. Gassprisene hadde en tilsvarende økning som kraftprisene i samme periode, mens prisen på utslippskvoter mer enn doblet seg. Prisen på utslippskvoter nådde et rekordhøyt nivå i 2021, da prisen klatret til 90 EUR per tonn 8. desember. Oppgangen i prisen på utslippskvoter ble drevet av flere faktorer, deriblant 1) redusert antall kvoter gjennom reservemekanismen for markedsstabilitet, 2) forventninger om strammere marked i framtiden gjennom EUs Fit-for-55-pakke, og 3) bytte av drivstoff til det mer karbonintensive kullet grunnet høye gasspriser. Dermed økte utslippene og etterspørselen etter kvoter. Utslippene fra tysk kraftsektor steg for første gang siden 2013, og gjorde at klimamålene for 2021 ikke ble nådd, selv om fornybar utgjorde over 40 % av sektorens kraftproduksjon. I EU var installasjonen av ny fornybarkapasitet rekordhøy i 2021, med 24 gigawatts kapasitet i sol og 17 gigawatt i vind.

Equinors konsernstrategi

Equinor er et internasjonalt energiselskap som satser på langsiktig verdiskaping i en lavkarbonframtid. Equinor er inspirert av visjonen om være et ledende selskap i det grønne skiftet på vei mot klimanøytralitet. Derfor:

Equinors oppdaterte strategi er å skape verdier som en leder i det grønne skiftet gjennom lønnsom fornybarvekst og nye markedsmuligheter innen lavkarbonløsninger, og samtidig optimalisere olje- og gassporteføljen. Equinors strategi bygger videre på de tre strategiske grunnpilarene: Sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp.

Equinor er i endring ut i fra en sterk posisjon. Med en høyt kvalifisert organisasjon, våre verdier i bunn og en lang historie med teknologi og nyskaping, er Equinor i en unik posisjon til å bli et ledende selskap i det grønne skiftet. Equinor innser at klimaendringer har blitt hovedutfordringen innen

energiområdet, som er svært volatilt. Verdens energisystemer gjennomgår en rask omstilling for å møte utfordringene. Veien mot et klimanøytralt samfunn skaper nye industrimuligheter, og Equinor er klar til å gripe disse mulighetene. Mens Equinor omstiller seg, må selskapet finne den rette balansen mellom å generere en kontantstrøm til å gjennomføre omstillingen, støtte kjernevirksomheten, vokse innen nye energiområder og fortsette å være en attraktiv investering for aksjonærene. For å gjennomføre dette, skal Equinor konsentrere sin realisering og utvikling av strategien på følgende prioriterte områder:

• Optimalisert olje- og gassportefølje styrke konkurransekraften og verdiskapingen med reduksjon i utslippene fra driften som hovedprioritet. Nytt leteareal skal ligge i områder med etablert infrastruktur, slik at leting i nye områder begrenses.
• Lønnsom fornybarvekst bygge opp en lønnsom virksomhet og søke å øke avkastningen fra havvind gjennom regionale synergier, prosjektfinansiering og strategiske nedsalg, for å være blant de beste globale aktørene innen havvind, og prøve ut framtidig virksomhet i utvalgte markeder på land.
• Nye markedsmuligheter innen lavkarbonløsninger utnytte vår evne og driftserfaring fra karbonfangst og lagring på Sleipner og Snøhvit til å utvikle lavkarbonløsninger og verdikjeder, for å innta en ledende posisjon i det europeiske markedet for karbonfangst og lagring med en markedsandel på over 25 %.

Equinor konsentrerer seg om områdene nevnt ovenfor for å utvikle og realisere strategien, mens de strategiske grunnpilarene står fast og fortsetter å vise vei for virksomheten.

Sikker drift – sikkerhet er Equinors førsteprioritet. Equinor arbeider hardt for å redusere risiko og unngå hendelser og personskader, både blant egne ansatte og hos leverandørene. Alle som arbeider for Equinor skal komme trygt hjem fra arbeid, og Equinor skal styrke sine sikkerhetsresultater gjennom en «Ett Equinor»-kultur, mer proaktiv sikkerhetsledelse og en kraftfull innføring av veikartet «Jeg er sikkerhet».

Høy verdiskaping – Equinor skal styrke sin konkurransekraft, og det vil fortsatt være en prioritet å bedre effektiviteten. Equinors økende kontantstrøm fra olje og gass gjør det mulig å gjennomføre omstillingen, og sørge for verdiskaping for Equinors aksjonærer og for samfunnet. Eiendelene på norsk sokkel ventes å skape en betydelig kontantstrøm de neste ti årene. Porteføljen har motstandskraft mot lave priser, gir rask avkastning på investeringer og har balansepriser i verdensklasse. Kontantstrømmen fra den internasjonale porteføljen øker, og gjør den mer robust mot lavere priser. Prosjekter i Brasil og Mexicogolfen, som kommer i produksjon på midten av 2020 tallet, vil bidra sterkt. Gjennom våre posisjoner innen havvind og europeiske lavkarbonløsninger skal vi bygge opp en portefølje av framtidige prosjekter. Vi skal utnytte trading- og midtstrømskompetansen for å optimalisere porteføljen av råvarer som vi leverer til kundene, sammen med nye produkter og tjenester innen lavkarbonløsninger.

Lave karbonutslipp – Equinors langsiktige ambisjon er å bli et klimanøytralt selskap innen 2050. Equinor har satt seg delambisjoner for porteføljen for å stake ut kursen mot klimanøytralitet. Equinor vil redusere konsernets utslipp med 50 % innen 2030, styrke sin satsing på å redusere netto karbonintensitet for levert energi med 20 % innen 2030 og med 40 % innen 2035. Ambisjonene understøttes av tiltak som å redusere utslippene fra olje- og gassvirksomheten, øke fornybarkapasiteten, etablere verdikjeder for karbonfangst og lagring og hydrogen, øke andelen ikke-brennbare produkter fra hydrokarboner og bruke effektive karbonsluk. På lengre sikt vil en nedgang i olje- og gassproduksjonen også gi reduksjoner i netto karbonintensitet på vei mot klimanøytralitet i 2050.

Med sin tydelige ambisjon om å bli et klimanøytralt energiselskap innen 2050, opprettholder Equinor fortrinnet som et ledende selskap i karboneffektiv olje- og gassproduksjon, samtidig som selskapet bygger opp en lavkarbonvirksomhet for å gripe nye muligheter i det grønne skiftet. Equinor mener at et lavere karbonavtrykk vil gjøre selskapet mer konkurransedyktig i framtiden, og bærekraft inngår i Equinors strategiarbeid. Våre fire prioriterte bærekraftsområder er nært knyttet til våre strategiske grunnpilarer og hovedområder. Det finnes mer informasjon i seksjon 2.14 Sikkerhet, sikring og bærekraft og i bærekraftrapporten for 2021.

For å realisere strategien har Equinor fire strategiske hovedområder som styrker selskapets konkurransekraft:

• Sikkerhet, sikring og bærekraft (SSU) handler om å ta vare på mennesker, miljø og eiendeler, og samtidig gjøre Equinors akselererte omstilling mulig. Ulike aktører har stadig større forventninger til selskapets sikkerhet, sikring og bærekraft, og Equinors målsetting er å tilfredsstille dem. Vi styrker evnen til å svare på og virkelig forstå forretningsmessige risikofaktorer og muligheter knyttet til klima, menneskerettighetene, samfunnsansvar og miljø. Vi styrker håndteringen av tiltagende sikkerhetstrusler og risiko forbundet med datasikkerhet, fysiske forhold og innsideinformasjon. Vi tar alltid sikte på å lære av tidligere hendelser for å forbedre sikkerhetsarbeidet i Equinor. En høyere risikobevissthet, bedre utveksling av læring etter hendelser og en raskere iverksetting av identifiserte forbedringstiltak vil være områder som skal styrkes når vi fortsetter arbeidet med å forbedre sikkerhetsresultatene de neste årene. En utstrakt bruk av kompetansesentre gjør at vi effektivt kan prioritere og mobilisere personell til de viktigste oppgavene for Equinor, og samtidig utvikle ferdigheter og kompetanse for framtiden i SSU-miljøet.
• Høy kvalitet i utførelsen av aktiviteter i nært samarbeid med leverandører for maksimal verdiskaping. Porteføljen byr på store muligheter innen olje og gass, fornybar og lavkarbonløsninger, og en høy gjennomføringskompetanse gir synergier på tvers av fagområdene. Posisjonen vår som pioner til havs bekreftes av prosjektgjennomføring og boreoperasjoner i verdensklasse, framhevet av både benchmarkbyrået Rushmore og av Independent Project Analysis (IPA). I tillegg har Equinor en høy forbedringshastighet, slik at gjennomføringsevnen vår fortsetter å være øverst på internasjonale rangeringer. Det omfatter ny teknologi, digitale framskritt og nye måter å arbeide på, både internt og med leverandørene.
• Kraftsenter for teknologi og nyskaping for å åpne nye muligheter og øke verdiskapingen. Vi har vært gjennom mange endringer i løpet av 50 år, og framskritt innen teknologi og nyskaping har alltid vært en del av vårt DNA. Visjonen vår er å forme neste generasjons løsninger

sammen med det eksterne økosystemet, med en sterk tro på å styrke konkurransefortrinnet vårt ytterligere utover dagens posisjon. Vi har økt fokuset på utviklingstempo og bred implementering av nye løsninger på tvers av selskapet. Vi forsterker fokuset vårt på muligheter i det grønne skiftet der det vil bety mest.

• Medarbeiderne er den mest verdifulle ressursen vår, og det er deres samlede kompetanse som gjør det mulig for oss å realisere strategien. For å levere på det grønne skiftet, tilpasser, utvider og fyller vi på kompetanse og kapasitet for å møte nye forretningsutfordringer. Vi bygger på høy kjernekompetanse, og vi investerer i læring for å gi våre ansatte muligheten til en raskere utvikling av sine ferdigheter. Det betyr også å tiltrekke seg og beholde viktige talenter i et marked med sterk konkurranse, og vi styrker arbeidet med å tiltrekke oss og beholde talenter og skape engasjement og stolthet rundt formålet og strategien vår. Vi fortsetter å satse på fleksibilitet, samarbeid og inkludering, sammen med utviklingen av en driftsmodell og arbeidsmåter som skal styrke konkurransekraften vår ytterligere.

Med den oppdaterte strategien som fokuserer på lederskap og verdiskaping i det grønne skiftet, støttet av dens grunnpilarer og oppdaterte hovedområder, er forretningsområdene godt i gang med sitt svar for å realisere og gjennomføre Equinors nye strategi.

Omstilling av norsk sokkel for å levere verdier i flere tiår

I 50 år har Equinor funnet, utviklet og produsert olje og gass på norsk sokkel, som utgjør om lag 65 % av Equinors egenproduksjon i 2021 med over 1,35 millioner foe per dag. Kontantstrømmen fra norsk sokkel var rekordhøy i 2021 og utgjorde 20 milliarder USD. Vi venter at norsk sokkel vil generere en betydelig kontantstrøm og verdiskaping også framover.

Equinor fortsetter å tilføre svært lønnsomme fat gjennom leting og økt utvinning av olje og gass. I 2021 gjorde Equinor åtte drivverdige funn i områder nær etablert infrastruktur. Produksjonsprognosene for det neste tiåret er blitt styrket ytterligere med en ventet produksjonsvekst fram mot 2026, og en prognose for 2030 som ligger på dagens produksjonsnivå.

Flere viktige prosjekter ble godkjent i 2021, og nye prosjekter kom i produksjon. Partnerne i Åsgardlisensen besluttet å investere om lag 1,4 milliarder NOK for å utvikle feltet videre og gjennomføre Åsgard B lavtrykksprosjekt. Plan for utbygging og drift av Breidablikk ble godkjent. Både Martin Linge og Troll fase 3 kom i produksjon. Med en balansepris på under 10 USD per foe, er Troll fase 3 et av de mest lønnsomme prosjektene i Equinors historie. Gassen produseres også med rekordlave CO2 utslipp, på under 0,1 kilo per foe.

Equinor fortsetter å forbedre effektiviteten, regulariteten, karbonutslippene og levetiden på felt som alt er i produksjon med rekordhøy produksjonseffektivitet for UPNs eiendeler og rekordlavt etterslep på vedlikehold. Enheten for senfasefelt (field life extension, FLX) fortsetter å utvikle nye måter å arbeide på, for å hente ut det fulle potensialet i senfasefeltene. FLX har lovende resultateter så langt, og har oppnådd forbedringer i sikkerhetsindikatorer, driftsresultater og finansielle resultater.

Arbeidet med å redusere CO2-utslipp fra operasjonene våre på norsk sokkel går framover. Fortsatt fokus på driftstiltak reduserer utslippene i dag og i nær framtid. Porteføljen med CO2-reduserende prosjekter modnes fram: Delvis elektrifisering av Sleipner og Troll Vest ble godkjent av myndighetene i 2021, mens plan for utbygging og drift for oppgradering av gasskapasiteten på Oseberg og delvis elektrifisering av feltet ble overlevert myndighetene i november 2021.

Equinor lanserte i tredje kvartal 2021 Norway energy hub, en industriplan for Norge som energinasjon, som peker på steg å ta det neste tiåret. Planen inviterer til samarbeid og beskriver hva som kreves for å skape nye, bærekraftige verdikjeder for energi til en framtid med netto null. Formålet er å bidra til omstillingen som Norge skal gjennom de neste tiårene. Planen skisserer hvordan Norge kan beholde posisjonen som energinasjon ved å investere i ny fornybar- og lavkarbonindustri. Den viser hva som kreves for å avkarbonisere olje- og gassproduksjon, industrialisere havvind, kommersialisere transport og lagring av CO2, samt trappe opp produksjon av hydrogen. Planen inneholder investeringsanslag og peker på den politikken som kreves for å utløse investeringer. Det er ikke en plan kun for Equinor, snarere en invitasjon for å bidra til samarbeid mellom norske selskaper, staten og andre organisasjoner. Et bredt samarbeid er nødvendig for å sikre at Norge når klimamålene sine, videreutvikler fagkompetanse, skaper nye industrijobber, gir stabil tilgang til mer fornybar energi og beholder posisjonen som pålitelig leverandør av ren energi.

Endre verdien av internasjonal olje og gass

Equinor har bygget opp sin internasjonale olje- og gassportefølje gjennom de siste 30 årene. Den utgjør rundt 35 % av Equinors egenproduksjon i 2021 med 0,7 millioner foe per dag.

I 2021 gjorde Equinor store framskritt i arbeidet med å samle og optimalisere den internasjonale olje- og gassporteføljen, og avviklet virksomheten i disse landene: Australia, Irland (salget av Corrib-andel skal fullføres i 2022), Kazakhstan, Mexico, Nicaragua og Sør-Afrika. I tillegg ble følgende eiendeler solgt i land der vi har etablerte posisjoner: Bakken og Austin Chalk (på land i USA), Terra Nova (Canada) og Bajo del Toro Este/Aguila Mora Noreste (på land i Argentina).

Equinor fortsetter å optimalisere den sterke prosjektporteføljen, og tok i 2021 endelig investeringsbeslutning for fase 1 på det egenopererte Bacalhaufeltet utenfor kysten av Brasil. To satellitter til blokk 17 i Angola kom i produksjon. I tråd med den fokuserte letestrategien avgrenser Equinor det egenopererte Monumentfunnet i den amerikanske delen av Mexicogolfen.

På klimafronten vurderer Equinor muligheten for verdikjeder for lavkarbon rundt viktige internasjonale oppstrømsaktiviteter. I nordøstlige USA samarbeider Equinor med partnere og store industriaktører for å vurdere blått hydrogen og karbonfangst og -lagring rundt sin gassvirksomhet på land.

Fornybar – verdidrevet vekst i virksomheten

Fornybarindustrien er i endring og vokser raskere enn noensinne, med muligheter for vekst i tiår framover. Equinor har en sterk portefølje av fornybarprosjekter, og vi drar nytte av vår kjernekompetanse fra ledelse av komplekse olje- og gassprosjekter når vi utvider innen havvind. Innen 2026 venter

Equinor en betydelig økning i den installerte kapasiteten fra fornybarprosjekter under utbygging, hovedsakelig basert på dagens prosjektportefølje. Fram mot 2030 venter Equinor å øke den installerte fornybarkapasiteten ytterligere, til mellom 12 og 16 gigawatt4 , avhengig av tilgang på attraktive prosjektmuligheter.

Bli en ledende aktør i verden innen havvind

Gjennom det siste året har Equinor fortsatt å utvikle og optimalisere sin havvindportefølje. De to første Dogger Bankprosjektene er under bygging, og i 2021 ble det besluttet å bygge ut siste fase, Dogger Bank C (1,2 gigawatt). Equinor justerte også sin eierandel ved å selge en 10 % andel til ENI i fjerde kvartal samme år for å realisere verdi. Dogger Bank blir verdens største havvindpark med en installert kapasitet på 3,6 gigawatt, nok til å dekke 5 % av Storbritannias kraftbehov.

I begynnelsen av året sluttførte Equinor og bp sin tidligere kunngjorte transaksjon i USA, som innebar at Equinor solgte 50% i både Empire Wind og Beacon Wind på østkysten av USA. Transaksjonen var første steg i det strategiske havvindsamarbeidet, der Equinor og bp forener krefter for å oppnå lønnsom vekst innen havvind i USA. Equinor fortsetter som operatør av prosjektene i disse lisensene under utvikling, utbygging og drift, og havvindparkene vil få like stor bemanning fra begge selskapene i driftsfasen.

I Sør-Korea fortsetter Equinor å styrke posisjonen sin gjennom å utvikle en havvindportefølje og lokale partnersamarbeid. I fjerde kvartal 2021 undertegnet Equinor en intensjonsavtale med Korea East-West Power (EWP), et av Sør-Koreas statseide kraftselskaper, om samarbeid om havvindprosjekter på 3 gigawatt i landet. Partnersamarbeidet med EWP gir Equinor et godt utgangspunkt for å kunne innta en ledende rolle i utviklingen av en portefølje med havvindprosjekter som det er behov for i den pågående energiomstillingen i Sør-Korea. Equinor har også styrket posisjonen sin i det framtidige norske havvindmarkedet ved å inngå en samarbeidsavtale med Vårgrønn, som er et norsk fornybarselskap som ble dannet av HitecVision og Eni. Samarbeidspartene vil utarbeide og overlevere en felles søknad til norske myndigheter om utbygging av en flytende havvindpark på Utsira Nord i Nordsjøen.

En annen samarbeidsavtale mellom Equinor, RWE Renewables og Hydro REIN ble også inngått tidlig i 2021 om havvindutbygging i Norge. De tre partnerne ble enige om å utarbeide og overlevere en felles søknad til norske myndigheter om utbygging av en stor, bunnfast havvindpark i området Sørlige Nordsjø 2 i Nordsjøen. Partnersamarbeidet innebærer en sterk kombinasjon av erfaring og kompetanse fra havvindutbygging, innsikt i energimarkedet og gjennomføring av store industriprosjekter.

Innen flytende havvind fortsetter Equinor utbyggingen av Hywind Tampen, som blir den første flytende havvindparken som kobles til en olje- og gassinstallasjon. Equinor mener at det er store muligheter i flytende havvind, siden inntil 80 % av verdens muligheter for havvind trolig vil kreve flytende løsninger, og fortsetter å utvikle porteføljen og arbeidet med å redusere kostnader og risiko for å gjøre denne teknologien mer attraktiv på verdensbasis. Ambisjonen er å oppnå kommersiell utbygging av flytende havvind innen 2030.

Modner landbaserte fornybarmuligheter

Equinor tror på mangfold i fornybarvirksomheten sin, 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, energilagring, solkraft og landbasert vindkraft. Over tid venter vi å bygge opp en lønnsom landbasert posisjon for vekst i utvalgte kraftmarkeder. I fjor utvidet Equinor sin virksomhet ved å kjøpe 100 % av aksjene i det polske fornybarselskapet Wento fra investeringsselskapet Enterprise Investors. Transaksjonen styrket og utvidet porteføljen vår i Polen. Det gir Equinor et godt grunnlag for vekst i et marked i omstilling, som er klart for en betydelig fornybarvekst.

Equinor ser gode muligheter for å skape en lønnsom virksomhet ved å bruke batterier og andre energilagre for å møte det økende behovet for å stabilisere kraftmarkedene, enten som en del av fornybaranlegg på land eller til havs, eller som egne enheter som leverer tjenester til kraftnettet. I tillegg undersøker Equinor muligheter og samarbeid knyttet til grønt hydrogen for å bygge opp en ny verdikjede for dette. Det ventes at hydrogen blir en integrert del av det framtidige energisystemet, og Equinor posisjonerer seg ved å tilføre rent hydrogen for å legge til rette for transport og lagring av ren energi produsert av fornybare energikilder.

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

MMP arbeider for å oppnå størst mulig verdiskaping i Equinors globale midtstrøms- og nedstrømsposisjoner. Forretningsområdet har ansvaret for global markedsføring og handel av råolje- og petroleumsprodukter, naturgass, kraftproduksjon og grønne sertifikater. Det omfatter også markedsføring av den norske stats gass og råolje på norsk sokkel. MMP har også ansvaret for landanlegg, transport og utbygging av verdikjeder for å sikre at Equinors oppstrømsproduksjon når markedene og for maksimal verdiskaping.

Et av Europas største selskap innen krafthandel, Danske Commodities, er en del av Equinor-konsernet, og støtter opp under Equinors strategi om å bygge opp en lønnsom fornybarvirksomhet. I tillegg har MMP ansvaret for å utvikle verdikjeder for lavkarbonprosjekter for Equinor, med vekt på å omdanne naturgass til rent hydrogen og for å utvikle prosjekter for karbonfangst, -bruk og -lagring.

I 2021 har MMP hatt betydelig framgang i utviklingen av lavkarbonløsninger for å oppnå klimanøytralitet:

• Northern Lights-prosjektet (Equinor 33,3 %, operatør), en del av det norske Langskip, prosjektet for fullskala karbonfangst og -lagring (CCS), er under bygging, og ventes å komme i drift i 2024. Det er en milepæl for kommersiell CCS i Europa.
• Equinor solgte raffineringsvirksomheten i Danmark. Det støtter opp under strategien om å fokusere porteføljen rundt kjerneområder. Equinor konsentrerer posisjonen i raffinering om Mongstad, der selskapet kan utnytte den integrerte industriklyngen, utvikle porteføljen av lavkarbonprodukter og bidra til Equinors innsats i det grønne skiftet.

⁴ Inklusive Wento og Equinors andeler i Scatec ASA.

• East Coast Cluster (ECC), som er dannet av Equinor og partnere, er valgt av britiske myndigheter til å være en av de to første klyngene i Storbritannia for karbonfangst, bruk og -lagring, med driftsstart på midten av 2020-tallet.
• Northern Endurance Partnership (NEP) er en del av ECC, og utvikler infrastruktur til havs for transport og lagring av CO2. Equinor er partner i NEP sammen med fire andre energiselskaper, og eier Endurance lisens for lagring av CO2 sammen med NGV og bp.
• Equinors H2H Saltend-prosjekt er en del av ECC, og skal produsere blått hydrogen i industriell skala. Nå pågår fase 2 i utbyggingen av industriklyngen, der utslippsprosjekter

skal legge inn bud på tilkopling til ECC sin infrastruktur. Equinor legger inn bud for Hydrogen to Humber Saltend og tre prosjekter med ren kraft i fase 2-prosessen.

• Søknader om nye lisenser for lagring av CO2 på norsk sokkel er overlevert norske myndigheter.
• Barents Blue Ammonia, der Equinor er partner med Horisont Energi og Vår Energi, er tildelt støtte fra Enova til å etablere et anlegg for produksjon av blå ammoniakk i Finnmark.
• Arbeider videre med en plan for delvis elektrifisering av Kårstø prosessanlegg, som reduserer utslippene med 0,5 tonn CO2.

Moduler til produksjonsskipet til Johan Castberg forlater Aker Solutions i Egersund i september 2021, og setter kursen mot Stord.

Framtidsutsikter

• Organiske investeringer5 anslås til et årlig snitt på om lag 10 milliarder USD for 2022-2023, og et årlig snitt på om lag 12 milliarder USD for 2024-20256.
• Produksjonen7 i 2022 ventes å være om lag 2 % over 2021 nivået.
• Equinors ambisjon er at produksjonsenhetskostnaden fortsatt skal ligge i øvre kvartil blant sammenlignbare selskaper.
• Planlagt vedlikeholdsaktivitet ventes å redusere egenproduksjonen med rundt 40 tusen foe per dag for året 2022.

Disse utsagnene om fremtidige forhold gjengir nåværende oppfatninger om fremtidige hendelser, og er i sin natur forbundet med betydelig risiko og usikkerhet, ettersom de gjelder hendelser og avhenger av forhold som skal finne sted i framtiden. Utsettelse av produksjonen for å skape fremtidig verdi, gassavtak, tidspunkt for når ny kapasitet kommer i drift, driftsregularitet, den vedvarende innvirkningen av covid-19, Russlands invasjon av Ukraina og den påfølgende beslutningen vår om å stanse nye investeringer i Russland og begynne prosessen med å trekke oss ut av våre russiske joint ventures utgjør de viktigste risikoene forbundet med den foregående produksjonsprognosen. De fremtidige økonomiske resultatene våre, inklusive kontantstrøm og likviditet, vil bli påvirket av omfanget og varigheten av de nåværende markedsforholdene, utviklingen i realiserte priser, inklusive prisdifferanser og andre faktorer som drøftes andre steder i rapporten. Mer informasjon finnes i seksjon 5.8 Utsagn om framtiden.

⁵ Se seksjon 5.2 Bruk og avstemming av non-GAAP måltall.

⁶ Med estimert valutakurs på 9,0 mellom USD og NOK.

⁷ 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-årene

Equinor vokste kraftig gjennom utbyggingen på norsk sokkel (Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Troll og andre felt). På 1990-tallet utvidet Equinor virksomheten internasjonalt. 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.

I 2007 hadde Equinor utvidet virksomheten til å omfatte blant annet Algerie, Angola, Aserbajdsjan, Brasil, Nigeria, Storbritannia og den amerikanske delen av Mexicogolfen.

2018 – 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 gradvise forandring og identitet som et selskap for kommende generasjoner.

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

2020 - 2021

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.

I januar 2021 begynte arbeidet med Northern Lights-utbyggingen for karbontransport og -lagring. I juni 2021 ble det tatt en endelig investeringsbeslutning for første fase i utbyggingen av Bacalhaufeltet. Martin Linge-feltet ble satt i produksjon i juni 2021, og får kraft fra land. Tredje fase i utbyggingen av Trollfeltet kom i drift i august 2021, og produserer gasskappen i Troll Vest. Elektrifiseringen av Troll Vest er godt i gang. I november 2021 ble det besluttet å bygge ut tredje fase av Doggerbank havvindpark. For å møte det økende behovet for gass, trappet Equinor opp gassproduksjonen fra norsk sokkel i 2021.

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 gass 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 om lag 30 land, og har 21.126 ansatte over hele verden per 31. desember 2021. Equinors hovedkontor har adresse Forusbeen 50, 4035 Stavanger, Norge, og telefonnummeret er +47 51 99 00 00.

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, E&P USA, MMP og REN. Porteføljen vår omfatter ytterligere 30-35 prosjekter i tidligfase, som modnes fram mot en investeringsbeslutning.

Prosjekter med oppstart og ferdigstillelse i 2021

Navn på prosjekt	Equinors eierandel	Operatør	Område	Type
Vigdis boosting-stasjon	41,50%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje
Zinia fase 2, blokk 17 satellitt	22,15%	Total E&P Angola Block 17	Kongobassenget, Angola	Olje
Martin Linge	70,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje og gass
Guanizul 2A solkraftprosjekt1)	50,00%	Scatec Solar Argentina B.V.	San Juan, Argentina	Sol
Troll fase 3, knyttet opp mot Troll A	30,58%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Gass og olje
Ærfugl 2	36,17%	Aker BP ASA	Norskehavet	Gass og kondensat
CLOV fase 2, blokk 17 satellitt	22,15%	Total E&P Angola Block 17	Kongobassenget, Angola	Olje

Pågående prosjekter med forventet oppstart og ferdigstillelse 2022-20262)

Navn på prosjekt	Equinors eierandel	Operatør	Område	Type
Gudrun fase 2	36,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje og gass
Peregrino fase 2	60,00%	Equinor Brasil Energia Ltd	Camposbassenget, Brasil	Olje
Askeladd, tie-in til Snøhvit	36,79%	Equinor Energy AS	Barentshavet	Gass og kondensat
Njord future	27,50%	Equinor Energy AS	Norskehavet	Olje
Bauge, tie-in til Njord A	42,50%	Equinor Energy AS	Norskehavet	Olje og gass
Hywind Tampen, Snorrefeltet	33,28%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Flytende havvind
Hywind Tampen, Gullfaksfeltet	51,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Flytende havvind
Johan Sverdrup fase 2	42,63%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje og assosiert gass
Dalia fase 2, blokk 17 satellitt	22,15%	TotalEnergies E&P Angola S.A.	Kongobassenget, Angola	Olje
Vito	36,89%	Shell Offshore Inc	Mexicogolfen, USA	Olje
Åsgard B lavtrykk	34,57%	Equinor Energy AS	Norskehavet	Olje og gass
North Komsomolskoye3)	33,33%	SevKomNeftegaz LLC	Vest-Sibir	Olje og gass
Ekofisk fjerningskampanje 3	7,60%	ConocoPhillips Skandinavia AS	Nordsjøen	Feltavvikling
Azeri Sentral Øst	7,27%	BP Exploration (Caspian Sea) Ltd	Det kaspiske hav	Olje
Breidablikk	39,00%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Olje
Kristin Sør	54,82%	Equinor Energy AS	Norskehavet	Olje og gass
Northern Lights	33,33%	Northern Lights JV DA	Nordsjøen	Karbonlagring
Johan Castberg	50,00%	Equinor Energy AS	Barentshavet	Olje
Bacalhau fase 1	40,00%	Equinor Energy AS	Santosbassenget, Brasil	Olje og gass
Doggerbank A, B og C4)	40,00%	SSE Renewables	Nordsjøen, Storbritannia	Havvind
Troll Vest elektrifisering	30,58%	Equinor Energy AS	Nordsjøen	Kraft fra land
Askeladd Vest, satelitt til Snøhvit	36,79%	Equinor Energy AS	Barentshavet	Gass og kondensat

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

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

3) I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

4) Equinor tar over som operatør når havvindparkene kommer i drift. Prosenten viser andel etter nedsalg i Doggerbank C, sluttført i februar 2022.

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. En ny teknologistrategi settes ut i livet. Den skal legge til rette for at Equinor kan være i forkant av energiomstillingen og skape langsiktige verdier.

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
• 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

Mer informasjon finnes i note 8 Andre kostnader til konsernregnskapet.

Glidestøp av betongfundamenter på Dommersnes i juli 2021, til Hywind Tampen flytende havvindpark.

Equinors konkurranseposisjon

Equinor er et energiselskap med en portefølje som er dominert av olje og gass, men med en stadig større andel fornybare energikilder, som havvind. De viktigste faktorene som påvirker konkurransen i alle disse segmentene er interne faktorer som kostnader, drift av høy kvalitet, prosjektgjennomføring og teknologiutvikling, og eksterne faktorer som miljø- og myndighetsregelverk og tilgang til areal og lisenser.

Når Equinor erverver eiendeler og lisenser for utvikling av energi, enten fra olje og gass, eller fra fornybare energikilder, konkurrerer selskapet med andre integrerte olje- og gasselskaper og øvrige energiselskaper. Equinor konkurrerer også med disse selskapene ved markedsføring og handel av råolje, gass og avledede produkter, samt kraft fra fornybare energikilder.

Equinor fortsetter å optimalisere olje- og gassporteføljen og søke nye forretningsmuligheter innen havvind, solenergi, hydrogen og karbonfangst, -bruk og -lagring. Lavere kostnader og forbedret fornybarteknologi har raskt endret landskapet de siste årene. Det er satt ambisiøse mål for en lavkarbonvirksomhet som er i tråd med Equinors strategi: sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp, og forpliktelsen til å bidra til å forme en bærekraftig energiframtid og et nullutslippssamfunn.

Equinors evne til å beholde konkurransekraften vil blant annet avhenge av et kontinuerlig fokus på å redusere kostnader og effektivisere, men også på evnen til å gripe muligheter innen nye forretningsområder, ta i bruk ny og digital teknologi, og redusere CO2-utslipp fra driften.

Informasjonen om Equinors konkurranseposisjon i den strategiske rapporten er basert på flere 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.

* I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 til konsernregnskapet om hendelser etter balansedagens utløp.

Verdikjeden vår

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.

Med virkning fra 1. juni 2021 gjorde Equinor endringer i konsernstrukturen og konsernledelse, for å styrke gjennomføringen av selskapets strategi for sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. Endringene skal bidra til økt verdiskaping fra Equinors olje- og gassportefølje i verdensklasse, lønnsom vekst innen fornybar energi og utvikling av lavkarbonløsninger. Den nye konsernstrukturen består av syv forretningsområder og fem enheter i konsernsenteret.

Equinors virksomhet styres gjennom følgende forretningsområder: Utforskning og produksjon Norge (UPN), Leting og produksjon internasjonalt (EPI), Leting og produksjon USA (EPUSA), Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP), Fornybar (REN), Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) samt Teknologi, digital og innovasjon (TDI).

Utforskning og 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.

Før 1. juni 2021 het forretningsområdet Utvikling og produksjon Norge (UPN).

Leting og produksjon internasjonalt (EPI)

EPI styrer Equinors oppstrømsvirksomhet i alle land utenom Norge og USA. EPI 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. EPI har som mål å bygge opp en konkurransedyktig internasjonal portefølje – sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp.

Før 1. juni 2021 het forretningsområdet Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI). Fra samme dato ble det tidligere forretningsområdet Utvikling og produksjon Brasil (DPB) integrert i EPI, og er ikke lenger et eget forretningsområde.

Leting og produksjon USA (EPUSA)

EPUSA 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 EPUSA er å utvikle en konkurransedyktig portefølje i USA. EPUSA produserte om lag 18 % av Equinors samlede egenproduksjon av olje og gass i 2021.

Før 1. juni 2021 het forretningsområdet Utvikling og produksjon USA (DPUSA).

Markedsføring, midtstrøm og 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. MMP har også ansvaret for lavkarbonløsninger, som for eksempel karbonfangst og -lagring og lignende løsninger.

Fornybar (REN)

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

Før 1. juni 2021 het forretningsområdet Nye energiløsninger (NES).

Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP)

PDP har ansvaret for feltutvikling, brønnleveranser og anskaffelser i Equinor. PDP har som mål å levere trygg, sikker og effektiv feltutvikling, inkludert brønnkonstruksjon, basert på prosjektgjennomføring og teknologi i verdensklasse. PDP 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.

CONFIDE NTIAL

Den 1. juni 2021 ble PDP et eget forretningsområde, mens Forskning og teknologi ble en del av det nye forretningsområdet Teknologi, digital og innovasjon (TDI).

Den 1. juni 2021 ble Leting en del av EPI, EPUSA og UPN, avhengig av hvor letevirksomheten foregår, og er ikke lenger et eget forretningsområde.

Fra 1. juni 2021 er Global strategi og forretningsutvikling (GSB) ikke lenger et eget forretningsområde, og oppgavene 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 4 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

Rapporteringssegmentene Utforskning og produksjon Norge (E&P Norway), Leting og produksjon internasjonalt (E&P International), Leting og produksjon USA (E&P USA), Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP) og Fornybar (REN) består henholdsvis av forretningsområdene UPN, EPI, EPUSA, MMP og REN. Driftssegmentene PDP, TDI og konsernstabene og -funksjonene rapporteres inn under segmentet «Andre» grunnet uvesentlighet. De fleste kostnadene i driftssegmentene PDP og TDI er fordelt på rapporteringssegmentene E&P Norway, E&P International, E&P USA, MMP og REN.

Equinors oppstrømsvirksomhet i USA har vært et eget rapporteringssegment siden andre kvartal 2020. Fra første kvartal 2021 endret Equinor sin rapportering da REN ble et eget rapporteringssegment. Tidligere ble aktivitetene i REN rapportert under segmentet «Annet». Den nye rapporteringsstrukturen er reflektert tilbake i tid med omarbeidede, sammenlignbare tall. Endringen er basert på at fornybarvirksomheten er av stadig større strategisk betydning for Equinor, og at informasjonen vurderes som nyttig for brukerne av årsregnskapet.

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 2.10 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.

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 2021 var gjennomsnittlig internpris for naturgass 14,43 USD per mmbtu. Gjennomsnittlig internpris var 2,26 USD per mmbtu i 2020. 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 2021.

Mer informasjon finnes i note 4 Segmentinformasjon i konsernregnskapet.

Segmentresultater

(i millioner USD)		For regnskapsåret 2020
Leting & produksjon Norge
Sum inntekter	39.241	11.895
Resultat før finansposter og skattekostnad	30.471	3.097
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	35.301	37.733
Leting & produksjon internasjonalt
Sum inntekter	5.558	3.489
Resultat før finansposter og skattekostnad	326	(3.565)
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	15.358	17.835
Leting & produksjon USA
Sum inntekter	4.149	2.615
Resultat før finansposter og skattekostnad	1.150	(3.512)
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	11.406	12.586
Markedsføring, midtstrøm & prosessering
Sum inntekter	87.368	44.945
Resultat før finansposter og skattekostnad	1.141	359
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	3.019	4.368
Fornybar2)
Sum inntekter	1.411	181
Resultat før finansposter og skattekostnad	1.245	(35)
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	(45)	(0)
Annen virksomhet (Andre)2)
Sum inntekter	497	241
Resultat før finansposter og skattekostnad	(210)	(63)
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	3.288	4.132
Elimineringer3)
Sum inntekter	(47.300)	(17.547)
Resultat før finansposter og skattekostnad	(461)	296
Segmentets øvrige anleggsmidler1)	-	-
Equinor konsern
Sum inntekter	90.924	45.818
Resultat før finansposter og skattekostnad	33.663	(3.423)
Øvrige anleggsmidler1)	68.527	76.657

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) REN er eget rapporteringssegment fra 1. januar 2021. Før dette ble aktivitetene in REN rapportert i segmentet 'Andre'. Den nye rapporteringsstrukturen er anvendt bakover i tid med reklassifisering av sammenlignbare tall.

3) 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.

Følgende tabeller viser totale salgsinntekter og andre inntekter fordelt per land:

2021 Sum inntekter henført til geografiske områder			Flytende	Raffinerte
(i millioner USD)	Olje	Gass	naturgass	produkter	Annet	Totalt
Norge	30.731	25.419	7.250	7.075	1.652	72.127
USA	7.370	1.786	1.240	1.133	1.191	12.719
Danmark	0	259	0	3.264	852	4.376
Brasil	0	15	0	0	9	25
Andre områder	206	572	0	0	641	1.419
Sum inntekter og andre inntekter1)	38.307	28.050	8.490	11.473	4.345	90.665

1) Unntatt resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer.

2020 Sum inntekter henført til geografiske områder (i millioner USD)	Olje	Gass	Flytende naturgass	Raffinerte produkter	Annet	Totalt
Norge	20.684	5.871	4.341	4.293	1.465	36.555
USA	3.636	1.013	728	613	474	6.564
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

Nøkkeltall

		For regnskapsåret
(i millioner USD med mindre annet er opplyst)	2021	2020	2019	2018	2017
Finansiell informasjon
Sum inntekter	90.924	45.818	64.357	79.593	61.187
Sum driftskostnader	(57.261)	(49.241)	(55.058)	(59.456)	(47.416)
Driftsresultat	33.663	(3.423)	9.299	20.137	13.771
Årets resultat	8.576	(5.496)	1.851	7.538	4.598
Langsiktig finansiell gjeld	27.404	29.118	21.754	22.889	23.763
Netto rentebærende gjeld før justeringer	867	19.493	16.429	11.130	15.437
Sum eiendeler	147.120	124.809	119.861	112.508	111.100
Sum egenkapital	39.024	33.892	41.159	42.990	39.885
Netto gjeld over sysselsatt kapital1)	2,2%	36,5%	28,5%	27,9%	27,9%
Netto gjeld over sysselsatt kapital justert1)	(0,8%)	31,7%	23,8%	29,0%	29,0%
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)2)	22,7%	1,8%	9,0%	12,0%	8,2%
Operasjonell informasjon
Egenproduksjon olje og gass (tusen foe/dag)	2.079	2.070	2.074	2.111	2.080
Sikre olje- og gassreserver (millioner foe)	5.356	5.260	6.004	6.175	5.367
Reserveerstatningsrate (årlig)	1,13	(0,05)	0,75	2,13	1,50
Reserveerstatningsrate (tre års gjennomsnitt)	0,61	0,95	1,47	1,53	1,00
Produksjonskostnader egenproduksjonsvolumer (USD/foe)	5,4	4,8	5,3	5,2	4,8
Gjennomsnittlig Brent oljepris (USD/fat)	70,7	41,7	64,3	71,1	54,2
Aksjeinformasjon3)
Utvannet resultat per aksje (i USD)	2,64	(1,69)	0,55	2,27	1,40
Aksjekurs på OSE (Norge) 31. desember (i NOK)4)	235,90	144,95	175,50	183,75	175,20
Aksjekurs på NYSE (USA) 31. desember (i USD)	26,33	16,42	19,91	21,17	21,42
Utbetalt utbytte per aksje (i USD)5)	0,56	0,71	1,01	0,91	0,88
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære aksjer utestående (i millioner)	3.254	3.269	3.326	3.326	3.268

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 var 30. desember i 2021 og 31. desember i 2020.

5) For 2021 ble det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2020 og utbytte for første og andre kvartal 2021. For 2020 ble det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2019 og utbytte for første og andre kvartal 2020.

2.3 Leting og Produksjon Norge (E&P Norway)

Martin Linge, Nordsjøen.

Oversikt

Segmentet Leting og produksjon Norge (E&P Norway) 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 2021 rapporterer Equinor produksjon på norsk sokkel fra 43 Equinor-opererte og ni partneropererte felt.

Viktige hendelser og porteføljeutvikling i 2021 og tidlig i 2022:

• Equinors produksjon på norsk sokkel var fortsatt stort sett upåvirket av de forebyggende tiltakene mot covid-19, som bemanningsbegrensninger og karantene.
• For å møte det økende behovet, skalerte Equinor og lisenspartnerne opp gassproduksjonen i 2021, blant annet fra lisensene Gina Krog, Oseberg og Troll. Olje- og energidepartementet ga tillatelse til en midlertidig stans i reinjiseringen av gass på Gina Krog-feltet. Dermed kunne Equinor og lisenspartnerne øke gassleveransene til Europa med 8 millioner kubikkmeter per dag fra 15. oktober. For mer informasjon, se seksjon 2.6 MMP.
• Oljeproduksjonen fra det store Johan Sverdrup-feltet ble i første halvår 2021 trappet opp til 535.000 fat per dag, noe som er 100.000 høyere enn forutsatt ved produksjonsstart i oktober 2019.
• Det er midlertidig stans i gassproduksjonen fra Snøhvitfeltet etter brannen på LNG-anlegget på Melkøya i slutten av september 2020. Produksjonen gjenopptas når det ombygde Melkøya-anlegget er ventet å komme i drift i mai 2022.
• Equinor og lisenspartnerne gjorde åtte kommersielle funn på norsk sokkel i 2021.
• 1. januar ble Equinor tildelt 17 utvinningstillatelser (10 som operatør) på norsk sokkel i forbindelse med Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2020.
• 1. februar godkjente Olje- og energidepartementet planen for utbygging og drift for delvis elektrifisering av Sleipner feltsenter. Planlagte investeringer utgjør rundt 850 millioner kroner, og feltsenteret skal etter planen kobles til områdeløsningen for Utsirahøyden mot slutten av 2022.
• 1. mars besluttet Equinor og lisenspartnerne å videreutvikle Åsgardfeltet i Norskehavet ved å investere rundt 1,4 milliarder kroner i Åsgard B lavtrykk. Plattformen bygges om for å minske inntakstrykket: Kompressorene for reinjeksjon skiftes ut og deler av prosessanlegget bygges om. Lavtrykksproduksjonen ventes å starte i 2023.
• 1. april ble de elleve fundamentene til vindturbinene på Hywind Tampen slept fra Stord til Vindafjord for videre glipestøping og mekaniske installasjoner. Hywind Tampen flytende havvindanlegg tar form, og ventes å komme i drift i tredje kvartal 2022.
• 1. april besluttet Equinor og lisenspartnerne å bygge ut Askeladd Vest, en satellitt til gassfeltet Snøhvit i det sørlige Barentshavet. Planlagte investeringer er på rundt 3,2 milliarder NOK. Askeladd Vest skal etter planen være klar til produksjon i fjerde kvartal 2025.
• 1. juni besluttet Equinor og lisenspartnerne å forlenge Heimdalfeltets levetid med to år til 2023. Gassen fra nye brønner på Valemon blir prosessert på Heimdal gassenter og gjør en levetidsforlengelse gunstig økonomisk.
• 1. juni ble Equinor tildelt to utvinningstillatelser (som operatør) i Barentshavet i den 25. lisensrunden på norsk sokkel.
• 1. juni installerte kranfartøyet Sleipnir det 12.050-tonn tunge understellet til den nye prosessplattformen på Johan Sverdrup-feltet. Andre fase i utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet går framover mot produksjonsstart i fjerde kvartal 2022.
• 1. juni godkjente Olje- og energidepartementet planen for utbygging og drift av oljefeltet Breidablikk. Unitiseringsavtalen ble godkjent 15. september og fastsetter Equinor's eierandel til 39 prosent. Planlagte investeringer i feltutbyggingen er på om lag 18,6 milliarder NOK. Planlagt produksjonsstart er i første halvår 2024.
• 1. juni kom Martin Linge olje- og gassfelt i drift. Feltet drives fra land. Investeringene i feltutbyggingen var på rundt 63 milliarder NOK. Martin Linge ble strømsatt i 2018 og var den første feltutbyggingen på norsk sokkel som ble forsynt med kraft fra land, noe som reduserer karbonavtrykket betraktelig. Feltet ble offisielt åpnet 27. januar 2022.
• 1. august startet produksjonen fra tredje fase i utbyggingen av Troll-feltet i Nordsjøen. Troll fase 3 produserer fra gasskappen på Troll Vest. Utbyggingen utnytter eksisterende infrastruktur, og investeringene utgjorde rundt 8 milliarder kroner.
• 1. november startet produksjonen fra andre fase av den partneropererte utbyggingen av Ærfugl olje- og gassfelt. I en havbunnsløsning er seks brønner knyttet opp mot produksjons- og lagerskipet Skarv i Norskehavet, rundt 210 km vest for Sandnessjøen.
• 1. november overleverte Equinor og lisenspartnerne planen for utbygging og drift av en videre utvikling av Osebergfeltet til Olje- og energidepartementet. Det planlegges installasjon av to nye kompressorer for økt gassutvinning, og en delvis elektrifisering av Oseberg feltsenter og Oseberg Sør-plattformen.
• 1. desember ble det ombygde skipet Njord Bravo slept fra Haugesund til Kristiansund. Når Njord future kommer i drift i fjerde kvartal 2022, vil skipet prosessere og lagre olje og gass fra Njord A-plattformen. Etter oppgraderingen ventes det at lagerskipet kan være i drift til 2040.
• 1. desember inngikk Equinor en avtale om kjøp av alle Spirit Energys utvinningstillatelser i Statfjordområdet, som strekker seg over norsk og britisk sokkel, for 50 millioner USD, pluss en betinget betaling. Transaksjonen gjelder fra 1. januar 2021 og ventes å bli sluttført i første halvår 2022. Equinor planlegger å forlenge Statfjord-feltets levetid til 2040.
• 1. desember godkjente Olje- og energidepartementet planen for utbygging og drift av Troll Vest elektrifisering. Planen omfatter delvis elektrifisering av Troll B innen 2024, og full elektrifisering av Troll C innen 2026. Planlagte investeringer er på om lag 7,9 milliarder NOK, og Næringslivets NOx-fond har gitt tilsagn om å støtte elektrifiseringen med 520 millioner NOK. Troll Aplattformen, som kom i drift i 1996, var den første elektrifiserte installasjonen på norsk sokkel.
• 1. januar 2022 ble Equinor tildelt 26 utvinningstillatelser (12 som operatør) på norsk sokkel i forbindelse med Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2021.
• 1. februar 2022 la Equinor og lisenspartnerne fram konsekvensutredningen for Wisting. Siden 1. desember 2019 har Equinor vært operatør for feltutviklingen på Wisting, som modnes fram mot en investeringsbeslutning. Den 17. desember avtalte Equinor og Lundin Energy at Equinor overtar operatøransvaret for Wistingfeltet også i driftsfasen.
• 1. februar 2022 godkjente Olje- og energidepartementet planen for utbygging og drift av olje- og gassfeltet Kristin Sør på Haltenbanken i Norskehavet. Feltet skal bygges ut med en havbunnsløsning som knyttes opp mot Kristinplattformen. Investeringene i første fase er beregnet til 6,5 milliarder NOK, og planlagt produksjonsstart er i 2024. Beregnet levetid for Kristinplattformen er fram til 2034, og kan bli forlenget til 2042.
• Den 17. februar 2022 seilte verdens største tungtransportfartøy, Boka Vanguard, fra Singapore med Johan Castberg produksjons- og lagerskip ombord. Ferden til verftet på Stord tar 50 dager. Produksjonen skal etter planen starte i fjerde kvartal 2024.

Felt i produksjon på norsk sokkel

Tabellen nedenfor viser gjennomsnittlig bokført produksjon per dag fram til 31. desember for årene 2021, 2020 og 2019 for E&P Norway. Produksjonen økte i 2021 grunnet opptrappingen på Johan Sverdrup og Martin Linge, et høyere fleksibelt gassuttak fra Oseberg og Troll, og nye brønner på Snorre og Skarv, delvis motvirket av nedstenging på Snøhvit og naturlig nedgang.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

	For regnskapsåret
	2021			2020			2019
	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	585	101	1.223	570	96	1.173	461	98	1.079
Partneropererte felt	58	13	141	60	13	143	65	13	147
Egenkapitalkonsolidert produksjon	-	-	-	-	-	-	9	-	9
Totalt	643	115	1.364	630	109	1.315	535	111	1.235

Dekket til den femte Johan Sverdrup-plattformen under slep til Haugesund 13.-14. mai 2021.

Strategisk rapport

Tabellene nedenfor viser den bokførte produksjonen på norsk sokkel per felt der Equinor deltok i løpet av året som ble avsluttet 31. desember 2021.

Equinor-opererte felt, gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

		Equinors			Gjennomsnittlig daglig produksjon i
Felt	Geografisk område	eierinteresse i %	Oppstart	Utløpsdato for lisens	2021 tusen foe/dag
Johan Sverdrup	Nordsjøen	42,63	2019	2036-2037	231
Troll Fase 1 (Gass)	Nordsjøen	30,58	1996	2030	198
Oseberg	Nordsjøen	49,30	1988	2031	126
Gullfaks	Nordsjøen	51,00	1986	2036	88
Aasta Hansteen	Norskehavet	51,00	2018	2041	76
Visund	Nordsjøen	53,20	1999	2034	68
Åsgard	Norskehavet	34,57	1999	2027	49
Tyrihans	Norskehavet	58,84	2009	2029	39
Snorre	Nordsjøen	33,28	1992	2040	34
Kvitebjørn	Nordsjøen	39,55	2004	2031	30
Grane	Nordsjøen	36,61	2003	2030	23
Martin Linge	Nordsjøen	70,00	2021	2027	23
Statfjord Unit	Nordsjøen	44,34	1979	2026	22
Troll Fase 2 (Olje)	Nordsjøen	30,58	1995	2030	22
Sleipner Vest	Nordsjøen	58,35	1996	2028	21
Fram	Nordsjøen	45,00	2003	2024	20
Gina Krog	Nordsjøen	58,70	2017	2032	18
Gudrun	Nordsjøen	36,00	2014	2032	16
Mikkel	Norskehavet	43,97	2003	2028	15
Heidrun	Norskehavet	13,04	1995	2024-2025	11
Kristin	Norskehavet	54,82	2005	2027-2033	10
Vigdis area	Nordsjøen	41,50	1997	2040	10
Trestakk	Norskehavet	59,10	2019	2029	10
Norne	Norskehavet	39,10	1997	2026	10
Tordis area	Nordsjøen	41,50	1994	2040	9
Valemon	Nordsjøen	66,78	2015	2031	8
Morvin	Norskehavet	64,00	2010	2027	6
Alve	Norskehavet	53,00	2009	2029	5
Utgard	Nordsjøen	38,441)	2019	2028	5
Sleipner Øst	Nordsjøen	59,60	1993	2028	4
Urd	Norskehavet	63,95	2005	2026	4
Gungne	Nordsjøen	62,00	1996	2028	3
Statfjord Nord	Nordsjøen	21,88	1995	2026	2
Statfjord Øst	Nordsjøen	31,69	1994	2026-2040	1
Tune	Nordsjøen	50,00	2002	2025-2032	1
Sigyn	Nordsjøen	60,00	2002	2022	1
Byrding	Nordsjøen	70,00	2017	2024-2035	1
Veslefrikk	Nordsjøen	18,00	1989	2025-2031	1
Sygna	Nordsjøen	30,71	2000	2026-2040	1
Sindre	Nordsjøen	72,91	2017	2023-2034	0
Gimle	Nordsjøen	75,81	2006	2023-2034	0
Snøhvit	Barentshavet	36,79	2007	2035	0
Heimdal	Nordsjøen	29,44	1985	2023	0
Totalt for Equinor-opererte felt					1.223

Partneropererte felt, gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

Felt	Geografisk område	Equinors eierinteresse i %	Operatør Oppstart		Utløpsdato for lisens	Gjennomsnittlig daglig produksjon i 2021 tusen foe/dag
Ormen Lange	Norskehavet	25,35	A/S Norske Shell	2007	2040-2041	51
Skarv	Norskehavet	36,17	Aker BP ASA	2013	2029-2036	42
Ivar Aasen	Nordsjøen	41,47	Aker BP ASA	2016	2029-2036	19
Goliat	Barentshavet	35,00	Vår Energi AS	2016	2042	12
Ekofiskområdet	Nordsjøen	7,60	ConocoPhillips Skandinavia AS	1971	2028	12
Marulk	Norskehavet	33,00	Vår Energi AS	2012	2025	4
Tor II	Nordsjøen	6,64	ConocoPhillips Skandinavia AS	2020	2028	1
Ærfugl Nord	Norskehavet	30,00	Aker BP ASA	2021	2033	0
Enoch	Nordsjøen	11,78	Repsol Sinopec North Sea Ltd.	2007	2024	0
Totalt for partneropererte felt						141
Totalt E&P Norway inkludert andel av egenkapitalkonsolidert produksjon						1.364

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 og 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. I august 2021 ble tredje fase av Trollfeltet satt i drift, med produksjon fra gasskappen på Troll Vest. Det arbeides med delvis elektrifisering av Troll B og full elektrifisering av Troll C. Troll A-plattformen, som startet

produksjonen i 1996, var den første elektrifiserte installasjonen på norsk sokkel.

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 er knyttet opp mot Åsgard A.

Martin Linge (Equinor 70 %) er et olje- og gassfelt i Nordsjøen som ble satt i drift i juni 2021. Feltet er bygget ut med en integrert brønnhode-, produksjons- og boligplattform og et fast forankret lagerskip for olje. Gassen transporteres via rør til St Fergus i Skottland, mens oljen sendes videre med skytteltankere etter behandling på lagerskipet. Feltet styres fra land. I 2018 ble utbyggingen elektrifisert med kraftforsyning fra land.

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.

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 koblet til 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 anlegget på Melkøya i Hammerfest i september 2020, ble gassproduksjonen fra Askeladd fase 1 utsatt, og ventes nå å starte i andre halvdel av 2022. Det ventes at det utbedrede anlegget på Melkøya vil gjenoppta produksjonen i mai 2022. Askeladd Vest, som er en satellitt til Snøhvit, er under utbygging.

Partner-opererte felt

Ormen Lange (Equinor 25,35 %, A/S Norske 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 ASA er operatør) er en havbunnsutbygging av gass- og kondensatfunnene Ærfugl og Snadd Outer i Norskehavet, nær Skarv-feltet, og ligger rundt 200 km vest for Sandnessjøen. Feltet er knyttet opp til Skarv flytende produksjons- og lagerskip (FPSO) for behandling og lagring.

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 ASA, 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 ASA, 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 26 utvinningstillatelser (12 som operatør) i Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2021 (TFO) for modne områder, og fullførte flere oppkjøpstransaksjoner med andre selskaper.

I 2021 fullførte Equinor og partnerne 18 letebrønner, og gjorde 8 kommersielle funn.

Letebrønner boret1)

	For regnskapsåret
	2021	2020	2019
Nordsjøen
Equinor-operert	10	10	5
Partneroperert	2	2	2
Norskehavet
Equinor-operert	2	4	4
Partneroperert	0	6	4
Barentshavet
Equinor-operert	2	4	2
Partneroperert	2	0	1
Totalt (brutto)	18	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 2021:

Askeladd (Equinor 36,79 %, operatør) er neste trinn i utbyggingen av Snøhvit-feltet i Barentshavet. Prosjektet ble godkjent i mars 2018. Utbyggingen omfatter to bunnrammer, en 42 kilometer lang rørledning som knyttes opp mot Snøhvit, og boring av tre gassproduksjonsbrønner. Etter en brann på anlegget på Melkøya i september 2020 er start av gassproduksjonen omberammet til andre halvdel av 2022.

Askeladd Vest (Equinor 36,79 %, operatør) er et planlagt satellittfelt til gassfeltet Snøhvit i Barentshavet. Prosjektet ble vedtatt i april 2021. Den planlagte undervannsutbyggingen er 195 kilometer fra anlegget på Melkøya, og vil bestå av en havbunnsramme knyttet opp mot Askeladd. Prosjektet ventes å være klart til å produsere gass i fjerde kvartal 2025.

Breidablikk (Equinor 39 %, operatør) er et oljefelt i Nordsjøen. Olje- og energidepartementet godkjente plan for utbygging og drift av feltet 29. juni 2021. Feltet bygges ut med en undervannsløsning knyttet opp mot Graneplattformen. Etter prosessering på Graneplattformen skal den produserte oljen transporteres til Sture-terminalen. Modifiseringsarbeid på feltet begynte i mars 2021, og havbunnsrammene ventes å bli installert i mars 2022. 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 Tampen-området av Nordsjøen med vindkraft. Olje- og energidepartementet godkjente planen for utbygging og drift 8. april 2020. 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. Byggearbeidet startet i oktober 2020, og i april 2021 ble de elleve understellene ferdigstilt og tauet til Vindafjord for videre glidestøp og mekanisk utrustning. Havvindpiloten ventes å komme i drift i fjerde kvartal 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. Olje- og energidepartementet godkjente planen for utbygging og drift av feltet 28. juni 2018. Utbyggingen omfatter et produksjonsskip og en undervannsutbygging med 30 brønner, ti bunnrammer og to satellittstrukturer. Skroget til det nye produksjons- og lagerskipet forlot Singapore i februar 2022 med retning verftet på Stord. Forebyggende tiltak mot covid-19, som bemanningsbegrensninger og karantene, har virket inn på framdriften, og start av oljeproduksjonen er omberammet til fjerde kvartal 2024.

Johan Sverdrup, fase 2 (Equinor 42,6%, operatør) er et olje- og gassfelt i Nordsjøen. Olje- og energidepartementet godkjente planen for utbygging og drift av andre fase av Johan Sverdrupfeltet 19. mai 2019. 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. I juni 2021 ble understellet til den nye prosessplattformen installert på feltet. De tre modulene til plattformdekket ble koblet sammen i Gismarvik og slept til Haugesund i mai 2021. Plattformdekket ble koblet sammen med understellet ute på feltet 8. mars 2022. 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.

Kristin Sør (Equinor 54,82 %, operatør) er en utbygging av Kristin Q-segmentet og Lavransfunnet i Norskehavet. Olje- og energidepartementet godkjente plan for utbygging og drift av olje- og gassfeltet Kristin Sør 2. februar 2022. Feltet blir bygd ut med en undervannsløsning med to havbunnsrammer knyttet opp mot Kristin-plattformen. Produksjonsstart er planlagt i 2024.

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. Olje- og energidepartementet godkjente plan for utbygging og drift av feltet 20. juni 2017. 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 blir plattformen klargjort for å knytte opp de to nærliggende feltene Bauge og Fenja. I desember 2021 ble Njord Bravo slept fra verftet i Haugesund til Kristiansund, der gjenstående arbeid blir utført. På Stord blir Njord A klargjort for sleping til feltet i Norskehavet. På grunn av forebyggende tiltak mot covid-19, økt arbeidsomfang og en forlenget gjennomføringsperiode, er oppstart av oljeproduksjonen omberammet til fjerde kvartal 2022.

Troll Vest elektrifisering (Equinor 30,6 %, operatør) er en utbygging som skal gi Troll B og C elektrisk kraft via en ny høyspent sjøkabel fra Kollsnes i Øygarden. Olje- og energidepartementet godkjente planen for utbygging og drift av Troll Vest elektrifisering 17. desember 2021. Troll B skal etter planen være delvis elektrifisert innen is 2024, og det ventes at Troll C vil være helt elektrifisert innen 2026.

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.

Heimdal (Equinor 29,4%, operatør): Produksjonen skal etter planen avvikles i 2023. Hovedplattformen på Heimdal og Gassco/Gassleds stigerørsplattform er planlagt fjernet i løpet av perioden 2025-2027. Plattformene skal ilandføres på Eldøyane på Stord for opphugging og gjenvinning.

Veslefrikk (Equinor 18,0%, operatør) avviklet produksjonen 17. februar 2022. Nedstengingen av brønner startet tidlig i 2021, og skal etter planen fullføres i løpet av første kvartal 2022. Veslefrikk B skal taues til land for opphugging og gjenvinning på MARS i Fredrikshavn, Danmark, høsten 2022, og planen er å fjerne Veslefrikk A i 2025/2026. Veslefrikk A skal ilandføres på Eldøyane, Stord, for opphugging og gjenvinning.

Ekofisk (Equinor 7,6 %, ConocoPhillips Skandinavia AS er operatør). I fjerningskampanjen i kategori 3 ble noen installasjoner fjernet i 2021. Det som gjenstår i denne kampanjen er Tor 2/4 E-plattformen, som etter planen skal fjernes i 2024.

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

2.4 Leting og produksjon internasjonalt (E&P International)

Peregrino brønnhodeplattform B, Brasil.

Oversikt

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

E&P International er til stede i opp mot 15 land, og hadde produksjon i tolv land i 2021. E&P International stod for om lag 16 % av Equinors samlede egenproduksjon av olje og gass i 2021, sammenlignet med 17 % i 2020.

For informasjon om utviklingen innen sikre reserver, se seksjon 2.10 Resultater fra drift under avsnittet Sikre olje- og gassreserver.

Viktige hendelser og porteføljeutvikling i 2021 og tidlig i 2022:

• I 2021 førte smitteverntiltak, som bemanningsbegrensninger og karantene, til forsinkelse i framdriften på vedlikeholdsarbeidet på produksjonsfeltet Peregrino og på aktiviteter i Peregrino fase 2-prosjektet. Equinors produksjon fra E&P Internationals øvrige felt var fortsatt stort sett upåvirket av koronapandemien.
• 1. januar 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 fullførte 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.
• 1. januar kunngjorde Equinor nedskriving av tidligere balanseførte brønnkostnader knyttet til Equinors letelisens for Blokk 2 i Tanzania.
• 1. februar sluttførte Equinor kjøpet av en eierandel på 21,37 % i Barnaclefeltet i Statfjordområdet fra Esso Exploration and Production UK Limited.
• 1. juni foretok Equinor og partnerne en endelig investeringsbeslutning for første fase av utbyggingen av olje- og gassfeltet Bacalhau, med planlagt produksjonsstart i 2024.
• 1. juli fullførte Equinor og det statseide selskapet Petróleos de Venezuela (PdVSA) transaksjonen der Equinor overfører selskapets eierandel på 9,67 % i det partneropererte Petrocedeñoprosjektet på land i Venezuela til Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), som er et PdVSA-selskap.
• 1. september inngikk Equinor en avtale med medeierne i Terra Nova-feltet i Canada om salg av selskapets eierandel i feltet.
• 1. november inngikk Equinor en avtale med Vermilion Energy Inc. om salg av sin partneropererte eierandel i Corribfeltet, med virkning fra 1. januar 2022. Avtalen ventes sluttført i løpet av 2022.
• 1. desember inngikk Equinor en avtale om kjøp av alle Spirit Energys utvinningstillatelser i Statfjordområdet, inkludert Barnacle i britisk sektor av Nordsjøen. Transaksjonen har en kommersiell effektiv dato 1. januar 2021, og etter at transaksjonen er fullført, vil Equinor ha en eierandel på 100 % i Barnaclefeltet.
• Andre fase i utbyggingen av oljefeltet Peregrino er snart ferdigstilt. 9. mai ble boligkvarteret til Peregrino fase 2 tatt i bruk. 14. desember ga det brasilianske reguleringsorganet ANP (National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels) tillatelse til drift av gassrørledningen.
• 1. januar 2022 kunngjorde Equinor en revidering av sitt estimat for de totale utvinnbare reservene i Marinerfeltet. Revideringen er basert på en oppdatert tolkning av seismiske data og produksjonserfaring fra Maureenreservoaret, som førte til en revidert reservoarmodell. Nedskrivningen vises i driftsresultatet i henhold til IFRS for fjerde kvartal 2021.
• 1. februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

Se note 5 Oppkjøp og nedsalg til konsernregnskapet for ytterligere informasjon om transaksjonene som er beskrevet ovenfor.

Internasjonal produksjon

I produksjonsdelingsavtaler (PSA) og produksjonsdelingskontrakter (PSC) skiller bokført produksjon seg fra egenproduksjon. Egenproduksjon i produksjonsdelingsavtaler og -kontrakter 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 5.7 Begrep og forkortelser).

Equinors bokførte produksjon utenfor Norge og USA var på 13 % av selskapets samlede bokførte produksjon i 2021.

Tabellen nedenfor viser den gjennomsnittlige daglige bokførte produksjonen av væske og gass i E&P International fram til 31. desember for årene 2021, 2020 og 2019.

	For regnskapsåret
		2021			2020		2019
	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)	52	1	56	67	1	72	98	1	103
Afrika	94	3	115	115	3	136	137	4	165
Eurasia	42	2	54	47	2	63	29	3	45
Egenkapitalkonsolidert produksjon	19	0	21	6	0	7	3	0	4
Totalt	207	6	246	236	7	278	267	8	317

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

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

Tabellen nedenfor gir informasjon om feltene som bidro med produksjon i 2021, inkludert gjennomsnittlig egenproduksjon per felt.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon

Felt	Geografisk område	Equinors eierinteresse i %	Operatør	Oppstart	Utløpsdato for lisens	Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon i 2021 tusen foe/dag
Amerika (unntatt USA)						56
Roncador	Brasil	25,00	Petróleo Brasileiro S.A.	1999	2052	37
Hebron	Canada	9,01	ExxonMobil Canada Properties	2017	HPB1)	12
Hibernia/Hibernia Southern Extension2)	Canada	Varierende	Hibernia Management and Development Corporation Ltd.	1997	HPB1)	7
Peregrino	Brasil	60,00	Equinor Brasil Energia Ltda.	2011	2040	-
Afrika						187
Block 17	Angola	22,15	TotalEnergies E&P Angola S.A.	2001	2045	81
In Salah	Algerie	31,85	Sonatrach3)	2004	2027	32
			BP Exploration (El Djazair) Limited
			Equinor In Salah AS
			Star Deep Water Petroleum Limited
Agbami	Nigeria	20,21	(et datterselskap av Chevron i Nigeria)	2008	2024	25
Block 15	Angola	12,00	Esso Exploration Angola Block 15 Limited	2004	2032	18
In Amenas	Algerie	45,90	Sonatrach3)	2006	2027	15
			BP Amoco Exploration (In Amenas) Limited
			Equinor In Amenas AS
Murzuq	Libya	10,00	Akakus Oil Operations	2003	2037	9
Block 31	Angola	13,33	BP Exploration Angola Limited	2012	2031	7
Eurasia						78
ACG	Aserbajdsjan	7,27	BP Exploration (Caspian Sea) Limited	1997	2049	33
Mariner	Storbritannia	65,11	Equinor UK Limited	2019	HBP1)	19
Kharyaga4)	Russland	30,00	Zarubezhneft-Production Kharyaga LLC	1999	2031	10
Corrib	Irland	36,50	Vermilion Exploration and Production Ireland Limited	2015	2031	10
Utgard5)	Storbritannia	38,00	Equinor Energy AS	2019	HBP1)	5
Barnacle	Storbritannia	65,70	Equinor UK Limited	2019	HBP1)	1
Totalt E&P International						321
Egenkapitalkonsolidert produksjon						21
North Danilovskoye4)	Russland	49,00	AngaraOil LLC	2020	2031	11
Bandurria Sur	Argentina	30,00	Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A.	2015	2050	6
North Komsomolskoye4)	Russland	33,33	SevKomNeftegaz LLC	2018	2112	5
Totalt E&P International inkludert andel av egenkapitalkonsolidert produksjon						342

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

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

4) I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet

5) Utgardfeltet strekker seg over skillelinjen mellom norsk og britisk sokkel. I denne seksjonen rapporterer vi bare Equinors andel på 38 % på britisk sokkel.

Amerika (unntatt USA)

Argentina

Bandurria Sur er en blokk på land i Neuquénprovinsen i den sentrale delen av den rike Vaca Muerta-formasjonen. Equinor gikk inn i lisensen i 2020. Blokken produserer nå fra 50 brønner. I tiden framover er det planlagt boring av ytterlige 300-500 brønner, og bygging av et oljeprosessanlegg med en kapasitet på 75.000 fat oljeekvivalenter per dag (100 %).

Brasil

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

Produksjonen fra Peregrino startet i 2011. I fase 2 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 gjenopptas sommeren på nordlige halvkule 2022.

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 Hebron, Hibernia og Hibernia Southern extension. I september sluttførte Equinor nedsalget av selskapets eierandel i Terra Nova-feltet.

Afrika

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 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.

Angola

Dypvannsblokkene 17, 15 og 31 bidro med 36 % av Equinors egenproduksjon av væsker utenfor norsk sokkel og USA i 2021. 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 feltene Dalia, CLOV og Pazflor er under utbygging for å motvirke produksjonsnedgang. Zinia fase 2- og CLOV fase 2-prosjektene kom i produksjon i løpet av 2021.

Blokk 15 har produksjon fra fire produksjons- og lagerskip: Kizomba A, Kizomba B, Kizomba C-Mondo og Kizomba C-Saxi Batuque.

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.

Libya

Equinor har eierandeler i to oljefelt på land i Libya, Murzuq og Mabruk. Produksjonen fra Murzuqfeltet startet opp igjen mot slutten av 2020, etter å ha vært stanset i nærmere ni måneder, og har vært stabil gjennom 2021. Det utarbeides nå planer for gjenoppbygging av Mabrukfeltet, som ble skadet under konfliktene i Libya i 2015.

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. Agbamifeltet styres gjennom en produksjonsdelingskontrakt.

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 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til konsernregnskapet.

Myndighetene i Nigeria godkjente og innførte en ny lov for petroleumsindustrien i 2021, som regulerer nye lisenser og fornying av eksisterende lisenser.

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

Equinor har en eierandel i gassfeltet Corrib utenfor nordvestkysten av Irland. I november 2021 inngikk Equinor en avtale med Vermilion Energy Inc. om salg av sin partneropererte eierandel i Corribfeltet, med virkning fra 1. januar 2022. Avtalen forventes sluttført i løpet av 2022. Se note 5 Oppkjøp og nedsalg til konsernregnskapet for ytterligere informasjon om transaksjonen.

Russland

Equinor har en eierandel i oljefeltet Kharyaga i Timan Pechorabassenget på land nordvest i Russland. Kharyaga-feltet styres gjennom en produksjonsdelingsavtale.

Equinor har en eierandel i oljefeltet North Danilovskoye, som ligger i den nordlige delen av Danilovsky lisensområde i Irkutskområdet i Øst-Sibir. Feltet er under utbygging, og startet en tidlig produksjonsfase i 2020.

I 2020 økte Equinor sin tilstedeværelse på land i Russland ved å inngå en avtale med Rosneft om kjøp av en eierandel på 49 % i selskapet KrasGeoNaC LLC (skiftet navn til AngaraOil LLC i 2021), som har tolv konvensjonelle lete- og produksjonslisenser på land i Øst-Sibir, inkludert det produserende oljefeltet North Danilovskoye. Alle andre lisenser er i ulike stadier av letefasen.

I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet og seksjon 2.13 Risikoanalyse under «Risiko knyttet til vår virksomhet».

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 omlasting fra en flytende lagerenhet på feltet. Produksjonen fra feltet startet i august 2019.

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 Sleipner-feltet. Se seksjon 2.3 Leting og produksjon Norge for mer informasjon.

Barnacle er et Equinor-operert oljefelt i Nordsjøen, som ligger om lag to 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. I desember 2021 inngikk Equinor en avtale om kjøp av alle Spirit Energys utvinningstillatelser i Statfjordområdet, med effektiv dato 1. januar 2021.

Internasjonal leting

Equinor har gjennom 2021 fortsatt sin letevirksomhet utenfor Norge og USA, og boret letebrønner utenfor kysten av Brasil og Storbritannia i tillegg til letebrønner på land i Argentina og Russland. Equinor har fortsatt å forme porteføljen, og har 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 2021 besluttet Equinor å gå ut av Mexico og Nicaragua. Equinor gikk også ut av blokkene Bajo del Toro Este og Aguila Mora Noreste i Argentina (to naboblokker til Bajo del Toro-blokken i Vaca Muertaformasjonen) i 2021.

I Brasil fullførte Equinor og partnerne to brønner, og Equinor planlegger å fortsette letevirksomheten i 2022.

I Angola er Equinor tildelt blokk 29, sammen med Total Energies, bp, Petronas og Sonangol som en del av budrunden for Namibebassenget.

I Russland boret Equinor seks letebrønner i flere lisenser, alle i tilknyttede selskap. I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet og seksjon 2.13 Risikoanalyse under «Risiko knyttet til vår virksomhet».

På land i Argentina boret Equinor seks avgrensningsbrønner, som ventes å være fullført i 2022, og fikk en utvinningskonsesjon for Bajo del Toro-blokken i Vaca Muerta-formasjonen.

På sokkelen i Argentina planlegger Equinor å fortsette letevirksomheten i 2022.

I 2021 fullførte Equinor og partnerne tre letebrønner.

Letebrønner boret1)

	For regnskapsåret
	2021	2020	2019
Amerika
Equinor-opererte	0	3	2
Partneropererte	2	3	3
Afrika
Equinor-opererte	0	0	0
Partneropererte	0	1	0
Andre regioner
Equinor-opererte	1	0	4
Partneropererte2)	0	4	5
Totalt (brutto)	3	11	14

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

2) Equinor boret seks letebrønner i Russland, alle i tilknyttede foretak.

Felt under utbygging internasjonalt

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, og ligger 185 km utenfor kysten av delstaten São Paulo.

Investeringsbeslutning for Bacalhau fase 1 ble gjort i juni 2021. Feltet blir bygd ut med havbunnsbrønner som er koblet til et produksjons- og lagerskip. Oljeproduksjonen skal etter planen starte i 2024.

Utbyggingen av en andre fase av Bacalhau vurderes for å utnytte verdipotensialet fullt ut.

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

I midten av januar 2020 ble den tredje brønnhodeplattformen installert på feltet. Flotellet Olympia ble 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 til sommeren på den nordlige halvkule 2022, etter at Peregrino gjenopptar produksjonen.

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.

I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet og seksjon 2.13 Risikoanalyse under «Risiko knyttet til vår virksomhet».

Funn med potensiell utbygging

Amerika (unntatt USA) Brasil

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 Brasil. Prosjektet modnes fram mot en beslutning. 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. En utvikling av Bay du Nord og nærliggende funn gjennom en undervannsløsning knyttet opp mot et produksjonsog lagerskip er til vurdering.

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. Partnerne i blokk 2 (Equinor, operatør) og blokk 1 og 4 (Shell, operatør) samarbeider om en framtidig utbygging av funnene. Myndighetene i Tanzania har invitert operatører og partnere til å begynne forhandlinger om et egnet juridisk, kommersielt og fiskalt rammeverk. Disse forhandlingene pågår.

Eurasia

Aserbajdsjan

Karabagh (Equinor 50 %, operatør er Karabagh Joint Operating Company) er et felt som ligger 120 kilometer øst for Baku. I 2018 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 % i 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 på britisk sokkel. Equinor og lisenspartnerne fortsetter å modne og forbedre forretningsmuligheten for utbygging av olje- og gassfeltet.

2.5 Leting & Produksjon USA (E&P USA)

Droneteknologi (SeekOps) i bruk i metansøk, Appalachian-området i Ohio, USA.

Oversikt

Equinor har vært til stede i USA siden 1987.

Rapporteringssegmentet Leting og 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 18 % av Equinors samlede egenproduksjon av olje og gass i 2021, sammenlignet med 19 % i 2020.

For informasjon om utviklingen innen sikre reserver, se seksjon 2.10 Resultater fra drift under avsnittet Sikre olje- og gassreserver.

Viktige hendelser og porteføljeutvikling i 2021 og tidlig i 2022:

• 1. april fullførte Equinor salget av sine eierandeler i Bakken til Grayson Mill Energy.
• 1. november sluttførte Equinor nedsalget av selskapets andel i den ukonvensjonelle Austin Chalk-formasjonen på land i Louisiana, og selskapets gjenværende partneropererte eierandel ble overført til Marathon (operatør).

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 17 % av Equinors samlede bokførte produksjon i 2021.

Tabellen nedenfor viser den gjennomsnittlige daglige bokførte produksjonen av væske og gass i E&P USA fram til 31. desember for årene 2021, 2020 og 2019.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon

	For regnskapsåret
		2021			2020			2019
	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	128	31	321	163	29	344	181	28	358

Tabellen nedenfor gir informasjon om feltene som bidro med produksjon i 2021, inkludert gjennomsnittlig egenproduksjon per felt.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon

Felt	Geografisk område	Equinors eierinteresse i %	Operatør	Oppstart	Utløpsdato for lisens	Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon i 2021 tusen foe/dag
Appalachian (APB)1)	USA	Varierende2)	Equinor/andre3)	2008	HBP5)	245
Caesar Tonga	USA	46,00	Anadarko U.S. Offshore LLC	2012	HBP5)	27
Tahiti	USA	25,00	Chevron USA Inc.	2009	HBP5)	22
Bakken	USA	Varierende2) 4)	Equinor/andre4)	2011	HBP5)	17
Julia	USA	50,00	ExxonMobil Corporation	2016	HBP5)	17
St. Malo	USA	21,50	Chevron USA Inc.	2014	HBP5)	16
Jack	USA	25,00	Chevron USA Inc.	2014	HBP5)	10
Big Foot	USA	27,50	Chevron USA Inc.	2018	HBP5)	9
Stampede	USA	25,00	Hess Corporation	2018	HBP5)	8
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						373

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

2) Equinors faktiske eierandel varierer etter brønner og område.

3) Operatørene er Equinor USA Onshore Properties Inc, Chesapeake Operating LLC, Southwestern Production Company, Chief Oil & Gas LLC med flere.

4) Den 26. april 2021 fullførte Equinor salget av sine Bakken-andeler til Grayson Mill Energy.

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 produserer gjennom flytende sparplattformer. Caesar Tonga-feltet er knyttet opp mot den Anadarkoopererte 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. Feltene Jack, St. Malo og Julia er havbunnsløsninger som er 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, stanset Equinor egenopererte bore- og ferdigstillingsaktiviteter på land i USA. I april 2021 fullførte Equinor salget av sin eierandel i Bakken, og dreiet dermed fokuset i den landbaserte porteføljen i USA mot partneropererte aktiviteter.

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

I tillegg er Equinor medeier i transportsystemer for gass og anlegg for behandling og prosessering av gass fra Appalachian-området for å sikre flyten fra Equinors oppstrømsproduksjon til markedene.

USA – letevirksomhet

Gjennom 2021 har Equinor fortsatt sin virksomhet i den amerikanske delen av Mexicogolfen, som er et av selskapets kjerneområder for leting.

Equinor begynte å bore en egenoperert avgrensningsbrønn i Walker Ridge-området i den amerikanske delen av

Mexicogolfen, som ventes å bli fullført i 2022. I tillegg ble Equinor tildelt en lisens i 2021.

Letebrønner boret1)

		For regnskapsåret
	2021	2020	2019
US
Equinor-opererte	0	1	0
Partneropererte	0	2	2
Totalt (brutto)	0	3	2

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

Felt under utbygging i USA

Mexicogolfen

Vito (Equinor 36,89 %, Shell er operatør) er en utbygging av et oljefunn fra miocen-tiden i Mississippi Canyonområdet. Utbyggingsprosjektet omfatter en lett, halvt nedsenkbar plattform og en brønnramme med åtte brønnslisser. Prosjektet ble besluttet utbygd i april 2018. I januar 2022 forlot Vitoplattformen Singapore med kurs for Mexicogolfen, og er i rute for produksjonsstart tidlig i 2023.

St. Malo vanninjeksjon (Equinor 21,5 %, Chevron er operatør) er et prosjekt for økt utvinning som ble besluttet i 2019. Per i dag er begge produksjonsbrønnene i drift, og det bores to injeksjonsbrønner. Det ventes at begge injeksjonsbrønnene blir fullført og den tredje brønnen blir ferdig ombygd til en injeksjonsbrønn i andre halvår 2022.

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. I februar 2022 meddelte operatøren Equinor og aktuelle myndigheter om sin beslutning om å trekke seg ut av North Platte-prosjektet. Equinor arbeider sammen med operatøren for å få en velordnet overgang.

2.6 Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP)

Kollsnes prosessanlegg for gass i Øygarden.

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 jernbane. I tillegg har MMP ansvaret for lavkarbonløsninger i Equinor.

Forretningsaktivitetene i MMP er organisert i følgende resultatområder: Råolje, produkter and væsker (CPL), gass and kraft (G&P), anlegg i drift (OPL), dataforbedringer, shipping og kommersiell drift (DISC), og lavkarbonløsninger (LCS).

MMP markedsfører, omsetter og transporterer om lag 59 % 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 2.9 Konsernforhold, Gjeldende lover og forskrifter for Statens deltakelse og SDØEs markedsføring og salg av olje og gass.

Viktige hendelser i 2021 og tidlig i 2022:

• Northern Lights: Sammen med Shell og Total jobber Equinor for å utvikle infrastruktur for transport og lagring av CO2 på norsk sokkel. Prosjektet er en del av Langskip, som er norske myndigheters prosjekt for fangst, transport og lagring av CO2 i full skala i Norge. Langskip ble enstemmig vedtatt av Stortinget 21. januar 2021, og PUD for Northern Lights ble offisielt godkjent 26. februar 2021. Anleggsarbeidene i Øygarden begynte i januar 2021, og prosjektet ventes satt i drift i 2024.
• Etter brannene på Hammerfest LNG-anlegg og Tjeldbergodden iverksetter Equinor tiltak for å forhindre framtidige hendelser. Tjeldbergodden gjenopptok driften i februar 2021, og det utbedrede LNG-anlegget i Hammerfest ventes å gjenoppta driften i mai 2022.
• I mars 2021 fikk alle de tre lavkarbonprosjektene til Equinor i Storbritannia godkjent sin søknad om finansiering fra det britiske Industrial strategy challenge fund (ISCF). Prosjektene er Zero carbon Humber, Northern Endurance Partnership (NEP) og Net zero Teesside.
• I juni 2021 inngikk Equinor en avtale om å selge raffineringsvirksomheten i Danmark til Klesch Group. Avtalen omfatter selskapet Equinor Refining Denmark A/S (ERD), som består av Kalundborgraffineriet og terminalen nordvest på Sjælland, Hedehuseneterminalen utenfor København, samt tilhørende infrastruktur og industrieiendom. Det juridiske eierskiftet ble gjennomført 31. desember 2021.
• I august 2021 mottok Equinor to nybygde, veldig store gasstankere som har kombidrift med LPG. Det er inngått

langsiktig charterkontrakt for til sammen seks nybygde gasstankere som har kombidrift med LPG, og som leveres i 2022/2023. To er veldig store gasstankere og fire mellomstore gasstankere.

• I september 2021 fikk Equinor og partnerne tillatelse til å øke gasseksporten fra to felt på norsk sokkel for å levere til et stramt europeisk marked. Produksjonstillatelsene Oseberg og Troll ble økt med 1 milliard kubikkmeter (bcm) for hvert av feltene for gassåret som starter 1. oktober.
• I oktober 2021 ble East coast cluster i Storbritannia valgt som ett av de to første karbonfangstprosjektene som skal bygges ut i landet, noe som legger til rette for framtidig statlig finansiering av utbyggingen av NEP og infrastrukturen for CO2 i nordøstlige England.
• Den 15. oktober 2021 økte gasseksporten til Europa med 8 millioner kubikkmeter gass per dag (mcmd) ved at gassinjeksjonen ble stanset på Gina Krog-feltet. Etter en dialog med lisenspartnerne og myndighetene, ga OED tillatelse til en midlertidig stans i gassinjeksjonen fram til 31. desember 2021. Myndighetene har godkjent en ny søknad om fortsatt stans i gassinjeksjonen i 2022 fram til 31. mars 2022.
• Gassprisene fortsatte å øke i 2021, og nådde et rekordhøyt nivå i desember.
• Etter feiringen av 25 års produksjon fra Trollfeltet og åpningen av prosessanlegget på Kollsnes, nådde Kollsnes ny produksjonsrekord i oktober.

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 med naturgass utføres fra Norge og fra kontorer 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 i Fornybar. 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 og Belgia. Med LNG fra Snøhvitfeltet8 , og LNG-tankere 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 24 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 UPN 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. DC tar 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 avtaler om kapasitet ved anlegget for regassifisering på Cove Point-terminalen.

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, Canada, 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, jernbanevogner 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) til Kollsnes og Sture (Vestprosess-rørledningen), 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 andre kvartal 2022. 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.

⁸ Det er midlertidig stans i gassproduksjonen fra Snøhvitfeltet etter brannen på LNG-anlegget på Melkøya i slutten av september 2020. Produksjonen gjenopptas når det ombygde Melkøya-anlegget er ventet å komme i drift i mai 2022.

Equinor Refining Denmark A/S eide 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 % 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. Det juridiske eierskiftet og salget av 100 % av aksjene i Equinor Refining Denmark A/S til Klesch Group ble gjennomført 31. desember 2021.

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. Raffinerimarginene økte i 2021 etter markedskollapsen i kjølvannet av covid-19 pandemien. Høyere gjennomstrømming på Mongstad i 2021 skyldtes i hovedsak økt utnyttelsesgrad som følge av høyere raffinerimarginer, i tillegg til bedre drift ved raffineriet. Den økte regulariteten på Mongstad skyldtes få ikke-planlagte produksjonsstanser og færre planlagte produksjonsstanser i 2021 enn i 2020. Lavere gjennomstrømming på Tjeldbergodden i 2021 skyldtes i hovedsak flere ikke-planlagte produksjonsstanser sammenlignet med 2020. Redusert regularitet og utnyttelsesgrad sammenlignet med 2020 er påvirket av et høyere antall dager med produksjonsstans på Tjeldbergodden. I tillegg hadde Tjeldbergodden en planlagt produksjonsstans i 2021. Regulariteten var høyere i 2021 enn i 2020, noe som førte til en høyere gjennomstrømming enn året før.

	Gjennomstrømming1)			Destilleringskapasitet2)			Regularitetsfaktor %3)			Utnyttelsesgrad %4)
Raffineri	2021	2020	2019	2021	2020	2019	2021	2020	2019	2021	2020	2019
Mongstad	11,1	9,7	10,5	9,3	9,3	9,3	98,2	82,5	79,0	93,3	81,4	87,7
Kalundborg	4,9	4,5	5,0	5,4	5,4	5,4	99,0	92,1	98,0	83,0	84,4	85,45)
Tjeldbergodden	0,6	0,9	0,9	0,7	1,0	1,0	71,4	86,8	93,9	90,0	86,8	93,9

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, parafin, 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 vedlikeholdsstanser.

4) Samlet utnyttelsesgrad for alle prosesseringsenheter, strømningsdagsutnyttelse.

5) Equinor fullførte salget av Kalundborg 31. desember 2021.

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. Terminalen på Mongstad 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. Oppryddingsarbeidet på og rundt terminalen ble fullført i 2021, og gjenoppbyggingen av terminalen skal etter planen starte i 2022.

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 teknologisenteret på Mongstad (TCM), verdens største anlegg for testing og forbedring av CO2-fangst. Equinor ønsker å benytte sin kompetanse og erfaring i andre CCSprosjekter, både for å redusere karbonutslipp fra flere kilder og for å undersøke nye muligheter, bl.a. for økt oljeutvinning 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. Regjeringen kunngjorde beslutningen om å bidra til finansiering av Northern Lights i desember 2020. Infrastrukturen i Northern Lightsprosjektet 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 2020. De tre selskapene dannet joint venture-selskapet Northern Lights JV DA i

mars 2021, og det nye selskapet har overtatt som operatør av lagringslisensen. Langskip ble enstemmig godkjent av Stortinget (St.prop. 33/2020) 21. januar 2021, og PUD for Northern Lights ble formelt godkjent 26. februar 2021. Det ble boret ferdig en bekreftelsesbrønn i 2020, og anleggsarbeidene i Øygarden begynte i januar 2021. Det skal bores en ny brønn i løpet av sommeren 2022. 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 sikte på 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 Humberområdet, og transportere hydrogen for bruk hos flere industri- og kraftkunder.

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. Mongstad industripark ble valgt som sted 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 2.9 Konsernforhold, for mer informasjon.

Equinor er teknisk driftsansvarlig (TSP) for prosessanleggene for gass 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 transportsystemet for olje og gass: Grane oljerørledning (Equinor 23,5 %), Kvitebjørn oljerørledning (Equinor 39,6 %), Troll oljerørledning 1 og 2 (Equinor 30,6 %), Edvard Grieg oljerørledning (Equinor 16,6 %), Utsirahøyden gassrørledning (Equinor 24,9 %), Valemon rørledning for rikgass (Equinor 66,8 %), Haltenpipe rørledning (Equinor 19,1 %), Norpipe gassrørledning (Equinor 5 %), Vestprosess rørledning og prosessanlegg (Equinor 34 %) 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 prosessanlegget for gass på Nyhamna.

Johan Sverdrup-rørledningene (eies av partnerne i Johan Sverdrup-lisensen) eksporterer olje og gass fra Johan Sverdrup-feltet. Råoljen sendes fra Johan Sverdrup til Mongstadterminalen 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 Statpiperørledningen.

2.7 Fornybar (REN)

Dudgeon havvindpark utenfor østkysten av Storbritannia.

Oversikt

I første kvartal 2021 endret Equinor selskapets rapportering, ved at REN ble et eget rapporteringssegment. Tidligere ble virksomheten i REN rapportert som en del av segmentet "Annen virksomhet." Endringen skyldes at fornybarvirksomheten får stadig større strategisk betydning for Equinor, og at informasjonen anses som nyttig for de som leser regnskapene.

Equinor har som mål å være et ledende selskap i det grønne skiftet og bygge en betydelig posisjon innenfor fornybar energi, med vekt på havvind og integrerte løsninger for landbasert fornybar energi.

Vi utvikler oss til en stor global aktør innen havvind. Vi leverer fornybar elektrisitet til europeiske husholdninger fra havvindparker i Storbritannia og Tyskland, og bygger opp store klynger i Nordsjøen, på østkysten av USA og i Østersjøen. Parallelt med dette posisjonerer vi oss for å få tilgang til nye markeder over hele verden. Kjernen i Equinors fornybarstrategi er å skape verdier gjennom skalering av etablerte klynger og utvikling av vekstmuligheter i prioriterte markeder.

Equinor ser et potensial for flytende havvind i Norge, Europa, USA og Asia, og jobber aktivt med utvikling av denne teknologien for å opprettholde selskapets ledende posisjon. Flytende havvind er fortsatt i en tidlig utviklingsfase sammenlignet med andre fornybare energikilder, men gjennom bedre teknologi, økt skala og industrialisering, vil dette bli neste bølge med skalerbar fornybar energi. Flytende havvindparker kan utnytte kraftigere vind, er mer fleksible med tanke på beliggenhet, og kan bygges i områder der det er få alternativer grunnet begrenset tilgang på områder nær eller på land, som for eksempel utenfor store havnebyer.

Equinor øker også gradvis aktiviteten innenfor landbasert fornybar energi i utvalgte kraftmarkeder med økende etterspørsel etter solkraft, vindkraft og lagringsløsninger som en integrert del av energisystemet.

Viktige hendelser i 2021 og tidlig i 2022:

• 1. januar sluttførte Equinor transaksjonen med bp om salg av en 50 % eierandel (Equinor fortsetter som operatør) i havvindparkene Empire Wind og Beacon Wind mot et foreløpig samlet vederlag på 1,2 milliarder USD (etter justeringer i interimsperioden). Dette ga en gevinst på 1.,1 milliarder USD for eierandelen som ble solgt.
• 1. februar sluttførte Equinor transaksjonen med Eni om salg av en 10 % eierandel i havvindparkene Dogger Bank A og B i Storbritannia for et samlet vederlag på 206,4 millioner britiske pund (285 millioner USD), noe som ga en gevinst på 202,8 millioner britiske pund (280 millioner USD).
• 1. mai fullførte Equinor en transaksjon med kjøp av 100 % av aksjene i Wento, et polsk utviklingsselskap for landbasert fornybar energi, fra private equity-selskapet Enterprise Investors for et kontantvederlag på 98 millioner euro (117 millioner USD), etter justeringer for netto kontanter.
• 1. mai kunngjorde Equinor at det er undertegnet en samarbeidsavtale med Vårgrønn om felles søknad for havvindareal i Utsira Nord-området i Norge.
• I mai fullførte Equinor kjøpet av et område i havnebyen Łeba i Polen, der det skal etableres en drifts- og vedlikeholdsbase for de polske havvindprosjektene i Østersjøen. Equinor blir dermed den første utvikleren av havvindparker som sammen med partneren Polenergia kunngjør hvilken havneby som er valgt til å være base for vedlikehold for havvindparkene i Polen.
• I juli ble det startet produksjon ved solenergianlegget Guañizuil IIA (Equinor 50 %, Scatec er operatør) i San Juan-provinsen i den nordvestlige delen av Argentina.
• I juli dannet Equinor, RES og Green Giraffe partnerskapet Océole, som skal utvikle flytende havvind i Frankrike.
• 1. november kunngjorde Equinor at det er inngått en avtale med Eni om salg av en eierandel på 10 % i havvindprosjektet Dogger Bank C i Storbritannia. Transaksjonen ble gjennomført 10. februar 2022. Eierne av havvindutbyggingen, Equinor og SSE Renewables, kunngjorde videre i desember at det er ferdigstilt prosjektfinansiering for Dogger Bank C.
• 1. november kunngjorde Equinor at det er inngått en intensjonsavtale med Korea East-West Power (EWP) om å samarbeide om havvindprosjekter med en samlet kapasitet på 3 gigawatt i Sør-Korea. Prosjektene Donghae og Firefly fikk tildelt lisens (electric business licence, EBL) fra sørkoreanske myndigheter i 2021.
• 1. desember kunngjorde Equinor at det er undertegnet en avtale med Noriker Power Limited, et ledende batterilagringsselskap i Storbritannia som utvikler storskala lagrings- og stabilitetstjenester. Avtalen gjelder oppkjøp av en eierandel på 45 % i Noriker.
• 1. januar 2022 kunngjorde Equinor og bp at kjøps- og salgsavtalene (PSA) med New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) for Empire Wind 2 og Beacon Wind 1 er sluttført.

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. Vindparkens årlige produksjon er på om lag 1,1 terawatt-timer.

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 terrawatt-timer per år fra 67 turbiner. Investeringen er finansiert gjennom prosjektfinansiering. Ved utgangen av 2021 var Equinors andel av gjelden i prosjektfinansieringen 0,5 milliarder USD.

Hywind Scotland (Equinor 75 %, operatør) er en flytende havvindpilot basert på Hywind, et konsept som er utviklet og eies av Equinor. Den flytende havvindparken ligger i Buchan Deepområdet, omkring 25 km utenfor Peterhead på østkysten av Skottland. Equinor fullførte prosjektet i 2017, og har installert fem turbiner på 6 megawatt hver. Produksjonen er på om lag 0,14 terrawatt-timer per år.

Havvindparken Arkona (Equinor 25%, RWE er operatør) ligger i den tyske delen 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 megawatt, og har vært i full drift fra begynnelsen av 2019. Havvindparkens årlige produksjon er på om lag 1,6 terrawatt-timer.

Prosjekter under utbygging

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

Havvindprosjektet Dogger Bank (Equinor 40 %, SSE er operatør i utbyggingsfasen, mens Equinor overtar som operatør når vindparkene settes i drift) består av tre havvindparker som bygges 130 km utenfor kysten av Yorkshire i Storbritannia, Dogger Bank A, B and C, hver med en kapasitet på 1.200 megawatt. Dette er verdens største havvindutbygging med en samlet planlagt kapasitet på 3.600 megawatt. 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. Hvert av prosjektene vil kreve en samlet investering på rundt 3 milliarder GBP, inkludert investeringer til kraftoverføringssystemet til havs. En moderne drifts- og vedlikeholdsbase (O&M) er under bygging i havnebyen Port of Tyne.

Endelig investeringsbeslutning for Dogger Bank A og B ble tatt i 2020, mens tilsvarende beslutning for det tredje prosjektet, Dogger Bank C, ble tatt i november 2021. Investeringene blir delvis finansiert gjennom prosjektfinansiering for alle de tre prosjektene. Ved utgangen av 2021 var Equinors andel av gjelden i prosjektfinansieringen for de tre prosjektene 1,2 milliarder USD. Oppstart av kraftproduksjonen ventes i 2023 for Dogger Bank A, 2024 for Dogger Bank B og 2025 for Dogger Bank C. Equinor og SSE har nå inngått en avtale om å selge 10 % hver i Dogger Bank C til Eni. Transaksjonen ble gjennomført 10. februar 2022, og Equinor har nå en eierandel på 40 % i alle de tre prosjektene.

Utbyggingsprosjekter i tidlig fase

Havvind

Equinor utvikler havvindprosjektene Empire Wind (Equinor 50%, operatør) og Beacon Wind (Equinor 50%, operatør) utenfor østkysten av USA sammen med bp. Avtalen om salg av en 50 % eierandel i havvindprosjektene til bp ble gjennomført 29. januar 2021. Equinor beholder rollen som operatør.

Empire Wind strekker seg om lag 24-48 km sørøst for Long Island. Havvindparken dekker et område på 324 km2 , som er mellom 20 og 40 meter dypt. Empire Winds lisensområde kan ha kapasitet til å produsere opptil 2.000 megawatt elektrisitet, som er nok til å forsyne mer enn 1 million husholdninger med kraft. Beacon Wind 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 megawatt.

1. januar 2022 kunngjorde Equinor og bp at kjøps- og salgsavtalene (PSA) med New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) for Empire Wind 2 og Beacon Wind 1 er sluttført. Equinor og bp vil levere en produksjonskapasitet på

1.260 megawatt fornybar vindkraft fra Empire Wind 2, og ytterligere 1.230 megawatt kraft fra Beacon Wind 1. Dette kommer i tillegg til den eksisterende avtalen om å forsyne New York med 816 megawatt fornybar kraft fra Empire Wind 1. Den samlede kraftleveransen til delstaten blir dermed 3,3 gigawatt. Empire Wind 1 skal etter planen komme i drift på midten av 2020-tallet.

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. Total kapasitet på de to prosjektene sammenlagt vil være 719 megawatt, og Equinor ønsker å utvikle de to prosjektene parallelt. Begge utvidelsesprosjektene har sikret tilknytning til kraftnettet, og startet en felles godkjenningsprosess. 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 megawatt, og vil forsyne mer enn to millioner husholdninger med strøm. De ligger mellom 27 og 40 km fra land, der havet er 20-40 meter dypt. Den endelige investeringsbeslutningen avhenger av nødvendige tillatelser. Bałtyk I ligger om lag 80 km fra land på grensen til Polens eksklusive økonomiske sone, og vil ha en kapasitet på opptil 1.560 megawatt. Prosjektet har tillatelser og avtale om tilknytning til nettet med operatøren av overføringssystemet I løpet av 2021 fikk Equinor og Polenergias prosjekter Bałtyk II og Bałtyk III tildelt differansekontrakter i forbindelse med første fase av havutbygging i Polen.

Landbasert fornybar energi

Anlegg i produksjon

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

Solkraftanlegget Guanizul 2A (Equinor 50 %, Scatec er operatør) ligger i San Juan-regionen i Argentina. Anlegget startet driften i juli 2021, og har en installert kapasitet på 117 megawatt.

Ved utgangen av 2021 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. Denne finansielle investeringen er inkludert under rapporteringssegmentet Annen virksomhet.

Utbygginger i en tidlig fase og prosjektutvikling

I 2021 kjøpte Equinor det polske fornybarselskapet Wento, som vil gi et godt utgangspunkt for vekst innenfor landbasert fornybar energi i landet. Wento utvikler og selger fornybarprosjekter. To solcelleanlegg er for øyeblikket under bygging i Polen (120 megawatt), og det ventes at kommersiell drift vil starte i 2022/2023.

I Equinor kjøpte Equinor også en 45 % eierandel i Noriker Power Limited i 2021, et ledende selskap innen batterilagring i Storbritannia som utvikler storskala lagrings- og stabilitetstjenester.

Guanizul 2A solkraftverk i San Juan, Argentina.

2.8 Annen virksomhet (Andre)

Oversikt

I rapporteringssegmentet Annen virksomhet (Andre) inngår Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP), forretningsområdet Teknologi, digital og innovasjon (TDI) og konsernstaber og støttefunksjoner. I tillegg er IFRS 16 Leieavtaler lagt fram som en del av rapporteringssegmentet Andre.

REN (NES) er eget rapporteringssegment fra første kvartal 2021.

Equinor gjorde endringer i selskapets konsernstruktur med virkning fra 1. juni 2021. NES har endret navn til Fornybar (REN), og fortsetter som eget forretningsområde, som vil framskynde en lønnsom fornybarvekst. Forskning og teknologi inngår i det nye forretningsområdet Teknologi, digital og innovasjon (TDI), mens Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) utgjør et annet forretningsområde. Global strategi og forretningsutvikling (GSB) er ikke lenger et eget forretningsområde, og oppgavene dekkes av andre enheter i konsernet

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).

Med virkning fra 1. juni 2021 omfatter konsernfunksjonen for økonomi og finans enheter for strategi, fusjoner og oppkjøp samt forretningsutvikling. Sikkerhet, sikring og bærekraft er etablert som et nytt funksjonsområde.

Teknologi, digital og innovasjon (TDI)

For å styrke utviklingen av teknologi, digitale løsninger og innovasjon, har Equinor samlet disse aktivitetene i et nytt forretningsområde, Teknologi, digital og innovasjon (TDI) siden juni 2021. Teknologiutvikling er en del av det nye TDI.

TDI fører sammen forskning, teknologiutvikling, spesialrådgivning, digitalisering, IT, forbedringer, innovasjon, venture-selskaper og framtidig virksomhet i ett teknologisk kraftsenter. TDI har

ansvaret for en sikker og effektiv utvikling og drift av sine eiendeler, og for å levere ekspertise, prosjekter og produkter i hele selskapet.

Digital tvilling i bruk i den daglige driften av Johan Sverdrup.

Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP)

Forretningsområdet Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) har ansvaret for feltutvikling, brønnleveranser og anskaffelser i Equinor.

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.

2.9 Konsernforhold

Gjeldende lover og forskrifter

Equinor driver virksomhet i rundt 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 2.13 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
• avtaler om produksjonsdeling (PSA)

Equinor er også underlagt en lang rekke lover og forskrifter knyttet til helse, miljø og sikkerhet (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

Avtaler om produksjonsdeling 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 parametre i budet.

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 avtalen om produksjonsdeling. 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 og på norsk sokkel, er lov om petroleumsvirksomhet av 29. november 1996 (petroleumsloven) og lov om skattlegging av undersjøiske petroleumsforekomster mv. av 13. juni 1975 (petroleumsskatteloven).

Norge er ikke medlem av Den europeiske union (EU), men er med i Det europeiske frihandelsforbund (EFTA). EU og medlemslandene 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 Nærings- og fiskeridepartementet. Departementet beslutter vanligvis 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 2.13 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 den norske staten er majoritetseier i Equinor, gis ikke Equinor særbehandling ved tildeling av lisenser eller under andre regulatoriske regler som håndheves av den norske staten.

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 den norske staten pålegge operatører på norsk sokkel å redusere produksjonen av petroleum. Et eksempel på dette fant sted i 2020, da den norske staten i mai ga pålegg om å redusere oljeproduksjonen ut året, grunnet covid-19-pandemien, som førte til lavere etterspørsel etter olje og gass. 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 (Gassled) 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 eierandeler i lisenser og petroleumsinstallasjoner på norsk sokkel. Dermed har staten eierandeler 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 staten 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 statens 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 staten og Equinor.

Den norske staten 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, og c) West Virginia Department of Environmental Protection. 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 avtalen om produksjonsdeling 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 det brasilianske National Agency of Petroleum, 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 avtalen om produksjonsdeling og selge produksjonen som tilfaller staten som profittolje. PPSA utnevner 50 % av medlemmene til driftsutvalget, inkludert styrelederen, og har i tillegg 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 inkluderingsdepartementet/Samferdselsdepartementet /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 uavhengig av skyld. Som rettighetshaver på norsk sokkel er Equinor derfor underlagt et strengt erstatningsansvar etter petroleumsloven ved forurensing

forårsaket av søl eller utslipp av petroleum fra innretninger i 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 EUs system for kvotehandel. Den avtalte styrkingen av EUs kvotehandelssystem kan føre til en betydelig reduksjon i samlede utslipp fra relevante energi- og industrianlegg, som omfatter Equinors installasjoner på norsk sokkel. Prisen på utslippskvoter har økt betydelig, og ventes å øke ytterligere 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. Det er lagt inn søknad om flere lagringssteder.

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 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. Bidenadministrasjonen 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 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 bli trukket tilbake, midlertidig eller permanent, 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 det brasilianske miljøverndepartementets 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 operatøren 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 kommet forslag i den brasilianske kongressen om å etablere et karbonmarked. På nåværende tidspunkt er det uklart om og eventuelt når dette forslaget kan bli nedfelt i lov.

Forskriften CONAMA No. 382/06 regulerer grenser for utslipp av forurensende gasser til luft (f.eks. NOx) fra alle faste kilder som har et samlet kraftforbruk over 100 megawatt.

Fakling av gass må godkjennes av ANP i henhold til ANP Resolution No. 806/2020, som også angir tilfeller der det ikke er nødvendig med godkjenning fra ANP.

Den brasilianske regjeringen undertegnet Parisavtalen i 2015. Under COP26 oppdaterte Brasil sin ambisjon om å redusere klimagassutslippene sine med 37 % innen 2025 og 50 % innen 2030, sammenlignet med nivået i 2005. På grunn av ønsket om økonomisk vekst og en forventning om økende energietterspørsel, vil utslippsreduksjonene knyttes til bedre kontroll over bruk av skog og land (Forest and Land Use). I den forbindelse er Brasil fortsatt tilsluttet skogavtalen (Forest Deal), der de forplikter seg til å iverksette tiltak for å redusere ulovlig avskoging fram til 2030. Landet er også tilsluttet Global Methane Pledge, et initiativ med mål om å redusere globale metanutslipp.

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, delstaten New York og Polen. I disse jurisdiksjonene 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.

Norsk sokkel.

Beskatning av Equinor Norge

Equinors 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 10 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 10 Skatter til konsernregnskapet.

Den 3. september 2021 sendte Finansdepartementet ut et høringsnotat med forslag om et kontantstrømbasert system for petroleumsskatt for særskatten på 56 %. Den kombinerte skattesatsen på 78 % opprettholdes, og de midlertidige reglene for 2020 videreføres for framtidige investeringer der vilkårene er oppfylt. Investeringer som ikke dekkes av de midlertidige 2020-reglene vil bli 100 % fradragsberettigede i særskattegrunnlaget, men uten rett til friinntekt. Selskapsskatten på 22 % er fradragsberettiget i særskattegrunnlaget, og særskattesatsen økes til 71,8 % for å opprettholde marginal skattesats på 78 %. Den skattemessige behandlingen av framtidige investeringskostnader i det ordinære skattegrunnlaget (22 %) vil fortsatt være avskrivning over seks år. De nye reglene foreslås iverksatt fra 1. januar 2022. Høringsfristen for forslaget var 3. desember 2021, og den nye

regjeringen, som har uttrykt støtte til hovedinnholdet i forslaget, vil nå utforme et lovforslag til Stortinget.

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 grunneiere. Den føderale selskapsskatten i USA er på 21 %. Den sittende administrasjonen har kommet med forslag til flere større lovendringer i USAs skattelovgivning, blant annet et pålegg om 15 % minimumsskatt på bokført resultat for selskaper med et resultat over 1 milliard USD, med virkning fra skatteår som begynner etter 31. desember 2022.

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. Det er et kommet et lovforslag med mål om å etablere eksportavgift på råolje, som ventes lagt fram for avstemming i 2022.

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 2021.

Vesentlige datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap

Navn	i %	Land	Navn	i %	Land
Danske Commodities A/S	100	Danmark	Equinor Natural Gas LLC	100	USA
Equinor Angola Block 15 AS	100	Norge	Equinor New Energy AS	100	Norge
Equinor Angola Block 17 AS	100	Norge	Equinor Nigeria Energy Company Ltd.	100	Nigeria
Equinor Angola Block 31 AS	100	Norge	Equinor Refining Norway AS	100	Norge
Equinor Apsheron AS	100	Norge	Equinor Russia AS1	100	Norge
Equinor Argentina AS	100	Norge	Equinor Russia Holding AS1	100	Norge
Equinor Brasil Energia Ltda.	100	Brasil	Equinor UK Ltd. (Group)	100	Storbritannia
Equinor BTC (Group)	100	Norge	Equinor US Holding Inc. (Group)	100	USA
Equinor Canada Ltd. (Group)	100	Canada	Equinor Ventures AS	100	Norge
Equinor Danmark (Group)	100	Danmark	Equinor Wind US LLC	100	USA
Equinor Dezassete AS	100	Norge	Statholding AS (Group)	100	Norge
Equinor Energy AS	100	Norge	Statoil Kharyaga AS1	100	Norge
Equinor Energy do Brasil Ltda.	100	Brasil	Equinor Wind Power AS	100	Norge
Equinor Energy International AS	100	Norge	AngaraOil LLC1, 2 AWE-Arkona-Windpark Entwicklungs	49	Russland
Equinor Energy Ireland Ltd.	100	Irland	GmbH2	25	Tyskland
Equinor Holding Netherlands BV	100	Nederland	Bandurria Sur Investment SA2	50	Argentina
Equinor In Amenas AS	100	Norge	Hywind (Scotland) Ltd.2	75	Storbritannia
Equinor In Salah AS	100	Norge	SCIRA Offshore Energy Ltd.2	40	Storbritannia
Equinor Insurance AS	100	Norge	SevKomNeftegas LLC2	33	Russland
Equinor International Netherlands BV	100	Nederland

1) I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

2) Egenkapitalkonsoliderte enheter.

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 2.10 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 11 Varige driftsmidler til konsernregnskapet.

Transaksjoner med nærstående parter

Se note 25 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 eiendom, tredjepartsansvar, yrkesskade og arbeidsgiveransvar, generelt ansvar, akutt forurensing og annet. Se også seksjon 2.13 Risikoanalyse under Risikofaktorer.

2.10 Resultater fra drift

Sikre olje- og gassreserver

Sikre olje- og gassreserver var estimert til 5.356 millioner fat oljeekvivalenter (foe) ved utgangen av 2021, sammenlignet med 5.260 millioner foe ved utgangen av 2020.

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 andre faktorer som ledelsen ikke kan påvirke.

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 avtaler om produksjonsdeling (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 85 % 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 6 % knyttet til avtaler om produksjonsdeling i land utenfor OECD, som for eksempel Angola, Algerie, Aserbajdsjan, Brasil, Libya, Nigeria og Russland9. Andre reserver utenfor OECD er knyttet til konsesjoner i Argentina, Brasil og Russland1 , som til sammen utgjør 9 % av Equinors samlede sikre reserver.

⁹ Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland ventes å redusere de netto sikre reservene i Eurasia unntatt Norge med 88 millioner foe. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

Endringer i sikre reserver i 2021

Samlet volum av sikre reserver gikk opp med 96 millioner fat oljeekvivalenter i 2021.

Endring i sikre reserver

	31. desember
(millioner foe)	2021	2020	2019
Revisjoner av tidligere estimat og økt utvinning	596	(171)	327
Utvidelser og funn	306	131	253
Kjøp av reserver	-	6	72
Salg av reserver	(96)	-	(125)
Sum økning i sikre reserver	806	(34)	527
Produksjon	(710)	(710)	(698)
Netto endring i sikre reserver	96	(744)	(171)

Revisjoner og økt utvinning (IOR)

Revisjoner av tidligere bokførte reserver, inkludert effekten av økt utvinning, førte til en økning i sikre reserver på netto 596 millioner fat oljeekvivalenter (foe) i 2021. Dette er nettoresultatet av 746 millioner foe i positive revisjoner og økt utvinning, og 150 millioner foe i negative revisjoner. Mange produserende felt hadde positive revisjoner som følge av økt produksjonseffektivitet, nye boremål og tiltak for økt utvinning, i tillegg til lavere usikkerhet på grunn av utvidet bore- og

produksjonserfaring. De positive revisjonene inkluderte også en direkte effekt av høyere råvarepriser, som økte de sikre reservene med om lag 275 millioner foe på grunn av lengre økonomisk levetid på flere felt. De negative revisjonene var knyttet til lavere bokførte volumer fra flere felt med produksjonsdelingsavtaler, og til uforutsette hendelser og driftsproblemer, som førte til redusert produksjonspotensial på noen felt.

Utvidelser og funn

Nye funn og utvidelser av områder hvor det tidligere er bokført sikre reserver, tilførte totalt 306 millioner foe i nye sikre reserver. Bacalhau-feltet i Brasil står for det største bidraget i denne kategorien, og er for første gang inkludert under sikre reserver. 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 Argentina, og på produserende felt på norsk sokkel og i Storbritannia.

Kjøp og salg av reserver

Det ble ikke kjøpt sikre reserver i 2021.

Salget av 96 millioner foe i reserver er knyttet til avhendelsen av eierandelene i Bakken-feltet i USA og Terra Nova-feltet utenfor kysten av Canada.

Produksjon

Bokført produksjon i 2021 var på 710 millioner foe, som er uendret sammenlignet med 2020.

Aasta Hansteen sparplattform, Norskehavet.

Utvikling av reserver

I 2021 ble 881 millioner foe utviklet fra sikre, ikke-utbygde reserver til sikre, utbygde reserver. Produksjonsstarten i prosjektet Troll fase 3 og på Martin Linge-feltet tilførte mer enn 600 millioner foe i sikre, utbygde reserver. Fortsatt boring i Appalachian-bassenget i USA og på feltene Oseberg, Johan Sverdrup og Snorre i Norge økte de sikre, utbygde reservene med 180 millioner foe i løpet av 2021. De resterende 100 millioner foe av de modnede reservene er knyttet til en lang rekke aktiviteter på felt over hele verden. De positive revisjonene av både sikre, utbygde reserver på 471 millioner foe og sikre, ikke-utbygde reserver på 125 millioner foe er knyttet til økte råvarepriser, forlenget økonomisk levetid på noen felt, og høyere aktivitetsnivå.

Ikke-utbygde funn og utvidelser på 269 millioner foe er i hovedsak knyttet til de landbaserte feltene i Appalachianbassenget og i Argentina, i tillegg til Bacalhau-feltet i Brasil og Johan Castberg-feltet i Norge.

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 var knyttet til en lang rekke aktiviteter på felt over hele verden. Den negative revisjonen av sikre, ikkeutbygde reserver på 131 millioner foe var 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 Russland10, 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 løpet av de siste fem årene har Equinor utviklet 2.406 millioner foe fra sikre, ikke-utbygde reserver til sikre, utbygde reserver.

¹⁰ Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland ventes å redusere de netto sikre reservene i Eurasia unntatt Norge med 88 millioner foe. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

Utvikling av sikre reserver

		2021			2020			2019
(millioner foe)	Sum sikre reserver	Utbygde	Ikke utbygde	Sum sikre reserver	Utbygde	Ikke utbygde	Sum sikre reserver	Utbygde	Ikke utbygde
1. januar	5.260	3.222	2.038	6.004	3.679	2.325	6.175	3.733	2.442
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	596	471	125	(171)	(40)	(131)	327	178	149
Utvidelser og funn	306	37	269	131	37	94	253	65	188
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	6	6	0	72	15	57
Salg av petroleumsreserver	(96)	(83)	(13)	-	-	-	(125)	(40)	(85)
Produksjon	(710)	(710)	-	(710)	(710)	-	(698)	(698)	-
Flyttet fra ikke-utbygde til utbygde reserver	-	881	(881)	-	250	(250)	-	426	(426)
31. desember	5.356	3.818	1.538	5.260	3.222	2.038	6.004	3.679	2.325

Sikre utbygde og ikke-utbygde reserver

	Olje og kondensat	NGL	Naturgass	Sum olje og gass
Per 31. desember 2021	(mill. fat oe)	(mill. fat oe)	(mrd. cf)	(mill. fat oe)
Utbygde
Norge	702	160	11.145	2.847
Eurasia uten Norge	68	0	94	85
Afrika	104	12	145	141
USA	161	37	1.845	527
Amerika uten USA	215	-	14	217
Sum utbygde sikre reserver	1.249	209	13.244	3.818
Ikke utbygde
Norge	594	42	1.667	934
Eurasia uten Norge	109	-	59	119
Afrika	13	2	17	18
USA	56	8	387	133
Amerika uten USA	334	-	5	335
Sum ikke-utbygde sikre reserver	1.105	52	2.136	1.538
Sum sikre reserver	2.355	261	15.381	5.356

Produksjonsskipet til Johan Castberg gjøres klar til seilasen fra Singapore til Stord, 8 Februar 2022.

Per 31. desember 2021 utgjorde sikre, ikke-utbygde reserver 1.538 millioner fat oljeekvivalenter, hvorav 61 % er knyttet til felt i Norge. Johan Sverdrup og Snøhvit, som alle har kontinuerlige utviklingsaktiviteter, samt noen felt som ikke har startet produksjon ennå, som for eksempel Johan Castberg, er de feltene som har størst andel av sikre, ikke-utbygde reserver i Norge. Utenfor Norge er det Bacalhau og Peregrino i Brasil, North Komsomolskoye i Russland11, Appalachian-bassenget og Vito i USA, Mariner i Storbritannia og ACG i Aserbajdsjan 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. Produksjonen startet i 2021. Johan Castbergfeltet skulle i henhold til opprinnelig plan starte produksjonen i 2022, fire år etter at feltutbyggingen ble godkjent. Produksjonsstarten er nå utsatt til 2024.

Når det gjelder landbaserte felt, er alle sikre, ikke-utbygde reserver begrenset til brønner som skal bores innen fem år.

I 2021 utgjorde påløpte utbyggingskostnader knyttet til sikre reserver 7,0 milliarder USD, hvorav 6,0 milliarder USD var knyttet til sikre, ikke-utbygde 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 2021, 2020 and 2019.

Reserveerstatningsraten for 2021 var 113 %, mens tilsvarende treårssnitt var 61 %.

Reserveerstatningsraten var 115 % i 2021, ikke medregnet egenkapitalkonsoliderte enheter.

Den organiske reserveerstatningsraten, ikke medregnet kjøp og salg, var 127 % i 2021, sammenlignet med minus 6 % i 2020. Tre års gjennomsnittlig organisk reserveerstatningsrate var 68 % ved utgangen av 2021.

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 2.13 Risiko.

¹¹ Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland ventes å redusere de sikre, ikke-utbygde reservene i Eurasia unntatt Norge med 54 millioner foe. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

Reserveerstatningsrate

		31. desember
	2021	2020	2019
Årlig	113 %	(5 %)	75 %
Treårsnitt	61 %	95 %	147 %

Sikre reserver per område

Sikre reserver i Norge

I alt 3.781 millioner fat oljeekvivalenter er bokført som sikre reserver i 58 felt og feltutbyggingsprosjekter på norsk sokkel, noe som utgjør 71 % av Equinors samlede sikre reserver. Av disse er 53 felt og feltområder i produksjon i dag, hvorav Equinor er operatør for 4112.

Produksjonserfaring, ytterligere boring og økt utvinning på mange av Equinors produserende felt i Norge bidro med positive revisjoner av sikre reserver tilsvarende 465 millioner foe i 2021. Negative revisjoner utgjorde 42 millioner foe, og var knyttet til driftsproblemer. Høyere råvarepriser økte de sikre reservene i Norge med 144 millioner foe (2,2 %).

Tilførsel av nye segmenter på flere felt bidro med til sammen 19 millioner foe i kategorien utvidelser og funn i 2021.

Av de samlede sikre reservene på norsk sokkel er 2.847 millioner fat oljeekvivalenter (75 %) sikre utbygde reserver. Av de samlede sikre reservene i dette området er 60 % gassreserver knyttet til store gassfelt, som for eksempel Troll, Oseberg, Snøhvit, Ormen Lange, Aasta Hansteen, Martin Linge, Tyrihans og Visund. De resterende 40 % er væskereserver.

Sikre reserver i Eurasia uten Norge

Equinor har sikre reserver som utgjør 204 millioner fat oljeekvivalenter knyttet til sju felt i Russland13, Aserbajdsjan, Storbritannia og Irland. Netto negative revisjoner, hovedsakelig knyttet til driftsproblemer på felt i Storbritannia og Russland1 , reduserte de sikre reservene i dette området med 23 millioner foe. Eurasia uten Norge utgjør 4 % av Equinors samlede sikre reserver. Alle feltene i dette området er nå i produksjon. Av de sikre reservene i Eurasia er 85 millioner foe (42 %) sikre utbygde reserver.

Av de samlede sikre reservene i dette området er 87 % væske og 13 % gass.

Sikre reserver i Afrika

Equinor bokførte sikre reserver på 159 millioner fat oljeekvivalenter i produserende felt i de vest- og nordafrikanske landene Angola, Algerie, Nigeria og Libya. Afrika står for 3 % av Equinors samlede sikre reserver. Angola og Algerie er de største bidragsyterne til de sikre reservene i dette området. De fleste feltene i Afrika er modne, og i nedgang. Netto positive revisjoner økte de sikre reservene med 13 millioner foe, hovedsakelig på grunn av positiv reservoarytelse.

For informasjon vedrørende prosessen med redeterminering av Agbamifeltet og tvisten mellom Nigerian National Petroleum Corporation og partnere i Oil Mining Lease (OML) 128 om visse vilkår i avtalen om produksjonsdeling, se note 24. Andre

¹² Felt som har sikre reserver ved utgangen av 2021. 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.

¹³ Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland ventes å redusere de netto sikre reservene i Eurasia unntatt Norge med 88 millioner foe. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til konsernregnskapet. Effekten av prosessen med redeterminering på sikre reserver er anslått å være uvesentlig, og er ikke medregnet i våre estimater.

Av de samlede sikre reservene i Afrika er 141 millioner fat oljeekvivalenter, eller 89 %, utbygde reserver. Av de samlede sikre reservene i dette området er 82 % væske og 18 % gass.

Sikre reserver USA

I USA har Equinor sikre reserver som tilsvarer 660 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 sikre reservene i USA var gjenstand for en netto positiv revisjon på 78 millioner foe i 2021, hovedsakelig på grunn av de økte råvareprisene og høyere aktivitetsnivå.

Nye brønner har utvidet områdene med sikre reserver i de landbaserte feltene i USA, og tilført til sammen 61 millioner foe i kategorien utvidelser og funn.

Salget av våre eierinteresser i Bakken-feltet i USA i 2021 førte til en reduksjon i sikre reserver på 89 millioner foe.

Av de samlede sikre reservene i USA ved utgangen av 2021 er 527 millioner fat oljeekvivalenter, eller 80 %, utbygde reserver, fordelt på 40 % væske og 60 % gass.

De sikre reservene i USA utgjør nå 12 % av Equinors totale sikre reserver.

Sikre reserver i Amerika uten USA

I Amerika uten USA har Equinor sikre reserver som tilsvarer 552 millioner fat oljeekvivalenter i totalt sju felt. Tre av feltene ligger utenfor kysten av Canada, tre utenfor kysten av Brasil, og ett felt på land i Argentina. Seks av disse feltene er i produksjon.

Eierinteressene i Terra Nova-feltet i Canada ble solgt i løpet av 2021, og førte til en reduksjon på 6 millioner foe.

Revisjoner av sikre reserver i dette området er positive, og har økt de sikre reservene med et nettovolum på 63 millioner foe. Dette er knyttet til fortsatt boring og økte råvarepriser, som har ført til lengre økonomisk levetid på feltene.

Godkjenning av Bacalhau-feltet utenfor kysten av Brasil, og aktiviteter i nye områder i Bandurria Sur i Argentina tilførte til sammen 224 millioner foe i kategorien utvidelser og funn.

Av de samlede sikre reservene i Amerika uten USA er 217 millioner fat oljeekvivalenter, eller 39 %, sikre, 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 regnskap og finansiell etterlevelse i konsernfunksjonen for økonomi og finans, og er uavhengig av forretningsområdene for utforsking 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 ansvarlige områdeledere, før den aggregeres til påkrevd rapporteringsnivå av CRM.

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 36 års erfaring fra olje- og gassindustrien, 35 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 2021, 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 2021	(mill. foe)	(mill. foe)	(mrd. cf)	(mill. foe)
Estimert av Equinor	2.355	261	15.381	5.356
Estimert av DeGolyer and MacNaughton	2.451	283	15.449	5.487

Operasjonell statistikk

Samlede utbygde og ikke-utbygde olje- og gassområder der Equinor hadde andeler per 31. desember 2021 er oppgitt i tabellen under.

Utbygde og ikke-utbygde olje- og gassareal

		Eurasia uten					Amerika
Per 31. desember 2021 (i tusen acres)		Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum
Utbygd areal	- brutto1)	953	187	834	357	311	2.643
	- netto2)	373	77	265	88	67	871
Ikke-utbygd areal	- brutto1)	15.072	21.289	7.027	1.517	33.724	78.630
	- netto2)	6.765	9.831	2.123	637	14.321	33.676

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, Skarv-enheten, Snøhvit, Ormen Lange og Johan Sverdrup. I Afrika representerer gassutbyggingsprosjektene In Amenas og In Salah i Algerie de største konsentrasjonene av netto utbygde arealer. I Amerika er det feltene i Appalachian-bassenget i USA som har den største konsentrasjonen av netto utbygde arealer.

De største netto ikke-utbygde arealene ligger i Russland 14 i Eurasia, som står for 25 % av Equinors samlede netto ikkeutbygde arealer, fulgt av Norge og Argentina.

De største netto ikke-utbygde arealene i Amerika ligger i Argentina, Canada og Colombia.

Equinor hadde ikke lenger arealer i Australia, Nicaragua, Sør-Afrika og Uruguay per 31. desember 2021.

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.

¹⁴ I februar 2022 kunngjorde Equinor intensjonen om å gå ut av sine felleskontrollerte ordninger i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

Produktive olje- og gassbrønner

Antall brutto og netto produktive olje- og gassbrønner som Equinor hadde andeler i per 31. desember 2021 er vist i tabellen nedenfor.

Antall brutto oljebrønner har gått ned i forhold til året før, hovedsakelig på grunn av salget av eierinteressene i Bakken-

Antall produserende olje- og gassbrønner

feltet i USA. Antall brutto og netto gassbrønner har økt i forhold til året før, hovedsakelig på grunn av fortsatt boring i de landbaserte feltene i Appalachian-bassenget i USA.

Samlet brutto antall produktive brønner ved utgangen av 2021 består av 415 oljebrønner og 12 gassbrønner med flere kompletteringer eller brønner med mer enn én gren.

			Eurasia uten			Amerika
Per 31.desember 2021		Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum
Oljebrønner	- brutto1)	963	296	432	75	198	1.964
	- netto2)	321,2	69,9	66,3	23,9	56,3	537,7
Gassbrønner	- brutto1)	215	6	113	2.266	-	2.600
	- netto2)	93,5	2,2	43,4	442,0	-	581,1

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.

		Eurasia uten		Amerika uten
Antall netto produktive og tørre olje- og gassbrønner boret1)	Norge	Norge	Afrika	USA	USA	Sum
År 2021
Netto produktive og tørre letebrønner boret	7,4	0,5	-	-	0,6	8,5
- Netto tørre letebrønner	4,0	0,5	-	-	0,6	5,0
- Netto produktive letebrønner	3,5	-	-	-	-	3,5
Netto produktive og tørre utbyggingsbrønner boret	38,8	26,6	2,0	19,7	8,5	95,6
- Netto tørre utbyggingsbrønner	8,3	8,6	0,4	-	0,4	17,8
- Netto produktive utbyggingsbrønner	30,5	18,0	1,5	19,7	8,1	77,8
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

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, eller som er boret men ennå ikke satt i drift, av Equinor per 31. desember 2021.

Antall brønner under boring

		Eurasia uten		Amerika
Per 31. desember 2021		Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum
Utbyggingsbrønner	- brutto1)	37	18	16	23	12	106
	- netto2)	16,7	6,2	3,7	6,7	3,9	37,2
Letebrønner	- brutto1)	4	-	-	1	6	11
	- netto2)	1,7	-	-	0,5	3,0	5,2

1) Bruttoverdi gjenspeiler antall brønner der Equinor har eierskap.

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

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 2022, 2023, 2024 og 2025 uttrykt som summen av forventet uttak, utgjør henholdsvis 45,7, 32,5, 21,3 og 16,4 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 2021, 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 seksjon 2.3 Leting og produksjon Norge (E&P Norway), 2.4 Leting og produksjon internasjonalt (E&P International) og 2.5 Leting og produksjon USA (E&P USA).

Informasjon om olje- og gassreserver og visse andre tilleggsopplysninger om olje og gass er oppgitt per geografisk område, etter krav fra SEC. Disse områdene er definert etter land og kontinent, og består av Norge, Eurasia uten Norge, Afrika, USA og Amerika uten USA.

For mer informasjon om rapportering av 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 5.7 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)
2021	200	15	32	37	19	303	-	5	2	7	310
2020	193	15	39	48	25	320	-	1	1	2	322
2019	151	9	47	54	36	296	3	1	-	4	300
NGL (mill. foe)
2021	38	0	3	9	-	49	-	-	-	-	49
2020	40	0	3	11	-	54	-	-	-	-	54
2019	41	-	3	12	-	57	-	-	-	-	57
Naturgass (mrd. cf)
2021	1.500	20	41	396	8	1.966	-	3	1	5	1.971
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
		Kombinert olje, kondensat, NGL og gass (mill. foe)
2021	505	18	42	117	20	703	-	6	2	8	710
2020	486	20	49	126	26	708	-	2	1	3	710
2019	450	15	60	131	38	693	3	1	-	5	698

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

Troll entitlement production	2021	2020	2019
Troll-feltet1)
Olje og kondensat (mill. foe)	8	9	12
NGL (mill. foe)	2	2	2
Naturgass (mrd. cf)	403	378	341
Kombinert olje, kondensat, NGL og gass (mill. foe)	82	79	74

1) Troll er inkludert i kategorien Norge.

Operasjonelle data

Følgende tabell viser operasjonelle data for 2021, 2020 and 2019.

		31. desember
Operasjonelle data	2021	2020		2019 21-20 endring 20-19 endring
Priser
Gjennomsnittlig Brent blend oljepris (USD/bbl)	70,7	41,7	64,3	70%	(35%)
E&P Norway gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	67,6	37,4	57,4	81%	(35%)
E&P International gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	67,6	38,1	59,1	77%	(36%)
E&P USA gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	58,3	31,3	48,4	86%	(35%)
Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	66,3	36,5	56,0	82%	(35%)
Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat)	570	343	493	66%	(30%)
E&P Internasjonal gjennomsnittlig internpris gass (USD/mmbtu)	14,43	2,26	4,46	>100%	(49%)
E&P USA gjennomsnittlig internpris gass (USD/mmbtu)	2,89	1,32	2,17	>100%	(39%)
Gjennomsnittlig fakturert gasspris - Europa (USD/mmbtu)	14,60	3,58	5,79	>100%	(38%)
Gjennomsnittlig fakturert gasspris - USA (USD/mmbtu)	3,22	1,72	2,43	87%	(29%)
Referanseraffineringsmargin (USD per fat)	4,0	1,5	4,1	>100%	(64%)
Produksjon (tusen foe/dag)
E&P Norway bokført produksjon av væsker	643	630	535	2%	18%
E&P International bokført produksjon av væsker	207	236	267	(12%)	(12%)
E&P USA bokført produksjon av væsker	128	163	181	(22%)	(10%)
Bokført produksjon av væsker	978	1.029	983	(5%)	5%
E&P Norway bokført gassproduksjon	721	685	700	5%	(2%)
E&P International bokført gassproduksjon	40	42	50	(6%)	(17%)
E&P USA bokført gassproduksjon	193	181	178	6%	2%
Bokført gassproduksjon	954	908	928	5%	(2%)
Sum bokført produksjon	1.931	1.938	1.911	(0%)	1%
Egenproduksjon (tusen foe/dag)
E&P Norway egenproduksjon av væsker	643	630	535	2%	18%
E&P International egenproduksjon av væsker	291	303	354	(4%)	(14%)
E&P USA egenproduksjon av væsker	142	187	210	(24%)	(11%)
Egenproduksjon av væsker	1.076	1.120	1.099	(4%)	2%
E&P Norway egenproduksjon av gass	721	685	700	5%	(2%)
E&P International egenproduksjon av gass	51	49	62	5%	(21%)
E&P USA egenproduksjon av gass	231	216	213	7%	1%
Egenproduksjon av gass	1.003	950	975	6%	(3%)
Sum egenproduksjon av væsker og gass	2.079	2.070	2.074	0%	(0%)
Løfting (tusen foe/dag)
Løfting av væsker	980	1.050	994	(7%)	6%
Løfting av gass	989	941	962	5%	(2%)
Sum løfting av væsker og gass	1.969	1.991	1.955	(1%)	2%
Produksjonsenhetskostnad (USD per foe)
Produksjonsenhetskostnad bokførte volumer	5,8	5,1	5,8	14%	(12%)
Produksjonsenhetskostnad egenproduserte volumer	5,4	4,8	5,3	13%	(11%)
REN egenproduksjon av kraft
Egenproduksjon av kraft (GWh)	1.562	1.662	1.754	(6%)	(5%)

Salgspriser

Tabellen nedenfor presenterer realiserte salgspriser.

Eurasia uten
Realiserte salgspriser	Norge	Norge	Afrika	Amerika
For regnskapsåret 2021
Gjennomsnittlig salgspris olje og kondensat i USD per fat	70,0	67,0	71,0	65,7
Gjennomsnittlig salgspris flytende naturgass i USD per fat	52,5	51,8	48,9	29,5
Gjennomsnittlig salgspris gass i USD per mmBtu	14,6	15,4	6,9	3,2
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

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 2.9 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	2021	2020	2019
Equinor1)
Olje (mill. fat)2)	358	384	363
Gass (bcm)	57,4	54,8	55,8
Kombinert olje og gass (mfoe)	719	729	714
Tredjepartsvolumer3)
Olje (mill. fat)2)	286	318	325
Gass (bcm)	7,0	8,1	7,3
Kombinert olje og gass (mfoe)	330	369	371
SDØE eiendeler eid av den norske stat4)
Olje (mill. fat)2)	143	132	122
Gass (bcm)	41,7	38,4	38,0
Kombinert olje og gass (mfoe)	406	374	360
Totalt
Olje (mill. fat)2)	787	835	809
Gass (bcm)	106,2	101,3	101,0
Kombinert olje og gass (mfoe)	1.455	1.472	1.445

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 terminal for regassifisering i USA.

4) Linjen i tabellen med SDØE eiendeler eid av den norske stat, inkluderer salg av både egenproduksjon og tredjepartsgass.

2.11 Gjennomgang av resultatene

En drøfting av de økonomiske resultatene for konsernet som gjelder 2019 finnes i Equinors Annual Report on Form 20-F for året avsluttet 31. desember 2020, som ble sendt inn til SEC 19. mars 2021.

Resultatanalyse konsern

I 2021 ble konsernets økonomiske resultater sterkt påvirket av en betydelig økning i prisene på gass og væsker. De gjennomsnittlige fakturerte prisene på gass i Europa og Nord-Amerika gikk opp med henholdsvis over 100 % og 87 %. Netto nedskrivninger og leteutgifter var lavere i 2021. Equinor hadde en bokført produksjon på 1.931 millioner foe per dag, som er en mindre nedgang sammenlignet med 2020. Årsresultatet ble 8,6 milliarder USD, som er en økning fra tapet på 5,5 milliarder USD i 2020.

Samlet egenproduksjon av væsker og gass var henholdsvis 2,079 og 2,070 millioner foe per dag i 2021 og 2020. Den lille økningen i samlet egenproduksjon skyldtes hovedsakelig at nye felt ble satt i drift på norsk sokkel, i tillegg til høyere gassuttak, som ble delvis utliknet av salget av de ukonvensjonelle landbaserte ressursene i USA i andre kvartal 2021, forventet

naturlig nedgang, og fortsatt nedstenging av LNG-anlegget i Hammerfest.

Samlet bokført produksjon av væsker og gass var 1,931 millioner foe per dag i 2021, sammenlignet med 1,938 millioner foe i 2020. Produksjonen ble påvirket av faktorene som er nevnt over, i tillegg til lavere bokførte verdier fra produksjonsdelingsavtaler (PSA), og lavere volumer med amerikansk produksjonsavgift. Den kombinerte effekten av PSA og amerikansk produksjonsavgift var henholdsvis 148 tusen foe og 133 tusen foe per dag i 2021 og 2020.

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.

Konsernets sammendratte resultatregnskap (i millioner USD)		For regnskapsåret 2021 2020
			Endring
Salgsinntekter	88.744	45.753	94%
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	259	53	>100%
Andre inntekter	1.921	12	>100%
Sum inntekter	90.924	45.818	98%
Varekostnad	(35.160)	(20.986)	68%
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(9.378)	(9.537)	(2%)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(11.719)	(15.235)	(23%)
Letekostnader	(1.004)	(3.483)	(71%)
Driftsresultat	33.663	(3.423)	N/A
Netto finansposter	(2.080)	(836)	>(100%)
Resultat før skattekostnad	31.583	(4.259)	N/A
Skattekostnad	(23.007)	(1.237)	>100%
Årets resultat	8.576	(5.496)	N/A

Sum inntekter utgjorde 90.924 millioner USD i 2021, sammenlignet med 45.818 millioner USD i 2020.

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 2.10 i denne rapporten.

Salgsinntektene var 88.744 millioner USD i 2021, en oppgang på 94 % 2020. Oppgangen skyldtes hovedsakelig vesentlig høyere gjennomsnittspriser på alle produkter. Høyere bokført produksjon av gass bidro også til økningen, men ble utlignet av lavere bokført produksjon av væsker og en nedgang i salg av tredjepartsgass.

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer

utgjorde 259 millioner USD i 2021, en økning fra 53 millioner USD i 2020, hovedsakelig som følge av økt resultat fra Angara Oil. For nærmere informasjon se note 13 Egenkapitalkonsoliderte investeringer til konsernregnskapet.

Andre inntekter utgjorde 1.921 millioner USD i 2021, sammenlignet med 12 millioner USD i 2020. Andre inntekter ble i 2021 positivt påvirket av en gevinst knyttet til salget av eierandeler i Beacon Wind og Empire Wind og Doggerbank, forsikringsoppgjør for Snøhvit og en gevinst knyttet til salg av aksjer i et av Equinors raffinerier. 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.

Som følge av faktorene som er forklart ovenfor, gikk sum inntekter opp med 98 % i 2021.

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 2.9 Konsernforhold. Varekostnaden utgjorde 35.160 millioner USD i

2021, sammenlignet med 20.986 millioner USD i 2020. Økningen på 68 % i 2021 skyldtes hovedsakelig vesentlig høyere gjennomsnittspriser på gass og væsker, som ble delvis motvirket av redusert salg av tredjepartsgass.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader utgjorde 9.378 millioner USD i 2021, sammenlignet med 9.537 millioner USD i 2020. Nedgangen på 2 % fra 2020 til 2021 skyldes i hovedsak lavere transportkostnader for væsker, som følge av lavere volumer og lavere fraktrater. Nedgangen ble delvis motvirket av valutakursutviklingen mellom norske kroner og USD, en økning i drifts- og vedlikeholdsaktiviteter og høyere produksjonsavgift i segmentet Leting og Produksjon Internasjonalt.

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger

utgjorde 11.719 millioner USD, sammenlignet med 15.235 millioner USD i 2020. Nedgangen på 23 % skyldtes i hovedsak lavere netto nedskrivninger, for det meste knyttet til økte prisforutsetninger, i tillegg til effekten på avskrivning som følge av positive reserverevisjoner. Valutakursutviklingen mellom norske kroner og USD, høyere investeringer og oppstart av driften på nye felt, særlig på norsk sokkel, motvirket nedgangen.

Medregnet i summen for 2021 var netto nedskrivninger på 1.287 millioner USD, som hovedsakelig er knyttet til negative reserverevisjoner for et oljeproduserende felt i Europa og økte kostnadsestimater knyttet til CO2-utslipp ved Mongstadraffineriet. Dette ble delvis motvirket av en positiv revisjon av reserveestimater på felt på norsk sokkel og prisforutsetninger.

Medregnet i summen for 2020 var netto nedskrivninger på 5.720 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.

For nærmere informasjon, se note 4 Segmentinformasjon, og note 11 Varige driftsmidler til konsernregnskapet.

Letekostnader

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020	Endring
Leteutgifter	1.027	1.371	(25%)
Utgiftsført, tidligere balanseførte leteutgifter	19	1.169	(98%)
Balanseført andel av årets leteutgifter	(194)	(394)	(51%)
Netto nedskrivninger / (reverseringer)	152	1.337	(89%)
Totale letekostnader	1.004	3.483	(71%)

I 2021 var letekostnadene på 1.004 millioner USD, en nedgang på 71 % sammenlignet med 3.483 millioner USD i 2020.

Nedgangen på 71 % i letekostnadene i 2021 skyldes hovedsakelig lavere nedskrivning av leteprospekter og signaturbonuser, nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania i 2020, lavere borekostnader, sammenlignet med 2020, og at tidligere utgiftsførte brønner ble balanseført som følge av videreutvikling av relaterte prosjekter i 2021. Nedgangen ble delvis motvirket av at det ble balanseført en lavere andel letekostnader i 2021, og høyere kostnader knyttet til feltutvikling og seismisk aktivitet, sammenlignet med 2020.

Det var utforskningsaktivitet i 31 brønner i 2021 sammenlignet med 46 brønner i 2020. Det ble ferdigstilt 21 brønner i 2021, hvorav 8 var kommersielle funn, mens det i 2020 ble ferdigstilt 34 brønner med 16 kommersielle funn.

Driftsresultatet var 33.663 millioner USD i 2021, sammenlignet med et tap på 3.423 millioner USD i 2020. I likhet med utviklingen i inntekter og kostnader som er beskrevet over, var økningen i 2021 hovedsakelig drevet av høyere priser på væsker og gass, og lavere netto nedskrivninger.

Netto finansposter utgjorde et tap på 2.080 millioner USD i 2021, sammenlignet med et tap på 836 millioner USD i 2020. Den negative utviklingen på 1.244 millioner USD skyldtes hovedsakelig en negativ utvikling i virkelig verdi på finansielle anleggsmidler på 708 millioner USD i 2021, sammenlignet med en positiv utvikling i virkelig verdi på USD 448 millioner i 2020. Den negative utviklingen i virkelig verdi i 2021 skyldtes hovedsakelig et skifte oppover både i kort- og langsiktige renter.

Skattekostnaden var 23.007 millioner USD i 2021, noe som tilsvarer en effektiv positiv skattesats på 72,8 %, sammenlignet med 1.237 millioner USD i 2020, som tilsvarer en effektiv negativ skattesats på 29,0 %. Den effektive skattesatsen i 2021 var i hovedsak påvirket av at en høy andel av driftsinntektene kom fra norsk sokkel, som har høyere effektiv skattesats enn gjennomsnittet, og bokførte tap i land med lavere effektiv skattesats enn gjennomsnittet, noe som delvis ble motvirket av inntekt fra land med ikke innregnet utsatt skattefordel. Den effektive skattesatsen ble også påvirket av valutaeffekter i enheter som beskattes i annen valuta enn den funksjonelle valutaen. For nærmere informasjon se note 10 Skatter til konsernregnskapet.

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.

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 2021 var resultat etter skatt 8.576 millioner USD, sammenlignet med et tap på 5.496 millioner USD i 2020.

Den betydelige økningen i 2021 skyldtes hovedsakelig økningen i driftsresultatet, som delvis ble motvirket av den den negative endringen i netto finansposter og høyere skattekostnad, som forklart ovenfor.

Styret i Equinor foreslår for generalforsamlingen at det utdeles et kontantutbytte på 0,20 USD per aksje for fjerde kvartal 2021, og at det utbetales et ekstraordinært kvartalsvis kontantutbytte på 0,20 USD per aksje for fjerde kvartal 2021 og de tre første kvartalene i 2022.

Det årlige ordinære utbyttet for 2021 utgjorde totalt 2.939 millioner USD. Basert på det foreslåtte utbyttet, vil 5.223 millioner USD bli overført til annen egenkapital i morselskapet.

I 2020 utgjorde årlig ordinært utbytte et samlet beløp på 1.331 millioner USD.

For nærmere informasjon se note 18 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 egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 71.213 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2021, sammenlignet med 78.919 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020.

Resultater fra segmentene

E&P Norway resultatanalyse

Driftsresultatet i 2021 var 30.471 millioner USD, sammenlignet med 3.097 millioner USD i 2020. Økningen på 27.375 millioner USD fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig høyere internpris på gass og høyere væskepris.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 35.304 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2021, sammenlignet med 37.735 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020.

Gjennomsnittlig daglig produksjon av væsker og gass var 1,364 millioner foe per dag i 2021 og 1,315 millioner foe per dag i 2020. Økningen var hovedsakelig grunnet opptrappingen på Johan Sverdrup og Martin Linge, et høyere fleksibelt gassuttak fra Oseberg og Troll, og nye brønner på Snorre og Skarv, delvis motvirket av nedstengning på Snøhvit og 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)	2021	2020	Endring
Salgsinntekter	38.696	11.890	>100%
Andre inntekter	546	5	>100%
Sum inntekter	39.241	11.895	>100%
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(3.729)	(2.829)	32%
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(4.678)	(5.546)	(16%)
Letekostnader	(363)	(423)	(14%)
Driftsresultat	30.471	3.097	>100%

Samlede salgsinntekter og andre inntekter var 39.241 millioner USD i 2021 og 11.895 millioner USD i 2020. Økningen på 230 % i salgsinntekter i 2021 skyldtes hovedsakelig høyere internpris på gass og høyere væskepris.

Andre inntekter ble påvirket av forsikringsoppgjør knyttet til hendelsen i 2020 på Melkøya på 392 millioner USD i 2021. I 2020 ble andre inntekter påvirket av gevinst på salg av leterettighet på 3 millioner USD.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader utgjorde 3.729 millioner USD i 2021, sammenlignet med 2.829 millioner USD i 2020. Økningen skyldtes hovedsakelig valutakursutviklingen mellom NOK og USD, økning i fjerningskostnader knyttet til Gassled og opptrapping av nye felt. Høyere miljøavgifter, økt vedlikehold og høyere elektrisitetspriser bidrog også til økningen.

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger utgjorde 4.678 millioner USD i 2021, sammenlignet med 5.546 millioner USD i 2020. Reduksjonen skyldtes hovedsakelig reversering av tidligere nedskrivninger. Reduksjonen ble delvis motvirket av valutakursutviklingen mellom NOK og USD, opptrapping av nye felt, investeringer og høyere feltspesifikk produksjon, nedgang i sikre reserver på flere felt og økt avskrivning av avsetning til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser (ARO).

Letekostnadene var på 363 millioner USD i 2021, sammenlignet med 423 millioner USD i 2020. Reduksjonen fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig balanseføring av tidligere kostnadsførte brønner som følge av videreutvikling av prosjekter. Reduksjonen ble delvis motvirket av høyere kostnader til feltutvikling og seismikk. I 2021 var det utforskningsaktivitet i 21 brønner, hvorav 18 brønner ble ferdigstilt, mens det i 2020 var aktivitet i 23 brønner, hvorav 20 ble ferdigstilt.

E&P International resultatanalyse

Driftsresultatet i 2021 var 326 millioner USD, sammenlignet med et tap på 3.565 millioner USD i 2020. Økningen fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig høyere priser på væsker og gass, og nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania i 2020. Lavere avskrivning, høyere resultat fra tilknyttede selskaper og lavere nedskrivninger i 2021, bidro til økningen.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 16.775 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2021, sammenlignet med 18.961 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon av væsker og gass

var 342 tusen foe per dag i 2021, sammenlignet med 352 tusen foe per dag i 2020. Nedgangen på 3 % fra 2020 til 2021 var drevet av naturlig nedgang, hovedsakelig på modne felt i Angola, og produksjonsstans på Peregrino i Brasil grunnet reparasjoner, som ble delvis motvirket av høyere feltspesifikk produksjon i Russland15.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon av væsker og

gass var 246 tusen foe per dag i 2021, sammenlignet med 278 tusen foe per dag i 2020. Nedgangen på 11 % fra 2020 til 2021 skyldtes lavere egenproduksjon, som beskrevet over, og høyere effekt fra avtaler om produksjonsdeling, hovedsakelig drevet av høyere priser. Nettoeffekten av avtalene om produksjonsdeling var 96 tusen foe per dag i 2021, og 74 tusen foe per dag i 2020.

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 5.7. Begrep og forkortelser for mer informasjon om egenproduksjon og bokført produksjon.

¹⁵ I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

E&P International - sammendratt resultatregnskap

For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021		2020 21-20 endring
Salgsinntekter	5.338	3.636	47%
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	214	(146)	N/A
Andre inntekter	5	(2)	N/A
Sum inntekter	5.558	3.489	59%
Varekostnad	(58)	(72)	(19%)
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(1.466)	(1.439)	2%
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(3.257)	(3.471)	(6%)
Letekostnader	(451)	(2.071)	(78%)
Driftsresultat	326	(3.565)	N/A

E&P International oppnådde sum inntekter på 5.558 millioner USD i 2021, sammenlignet med 3.489 millioner USD i 2020.

Salgsinntekter økte i 2021, hovedsakelig grunnet høyere realiserte priser på væsker og gass, som delvis ble motvirket av lavere bokført produksjon.

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer var 214 millioner USD i 2021, sammenlignet med et tap på 146 millioner USD i 2020. Økningen fra 2020 til 2021 var i hovedsak relatert til tilknyttede selskaper i Russland og Argentina. I 2020 inkluderte resultatet utgiftsføring av brønnforpliktelser utenfor kysten av Russland i forbindelse med aksjekjøp i selskapet KrasGeoNac LLC (omdøpt til AngaraOil LLC i 2021) 16.

Andre inntekter utgjorde 5 millioner USD i 2021, sammenlignet med et tap på 2 millioner USD i 2020. I 2021 var andre inntekter hovedsakelig knyttet til gevinst på salg av en eiendel i Canada. I 2020 var andre inntekter hovedsakelig relatert til et oppgjør forbundet med salg av en eiendel i Storbritannia.

Som følge av faktorene som er forklart ovenfor, gikk sum inntekter opp med 59 % i 2021.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader utgjorde 1.466 millioner USD i 2021, sammenlignet med 1.439 millioner USD i 2020. Økningen på 2 % fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig høyere produksjonsavgifter, drevet av høyere priser.

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger

utgjorde 3.257 millioner USD i 2021, sammenlignet med 3.471 millioner USD i 2020. Nedgangen på 6 % fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig lavere avskrivninger som følge av økte reserveanslag, lavere bokført produksjon fra modne felt og redusert anslag på nedstengings- og fjerningsforpliktelser, som delvis ble motvirket av økte investeringer og feltspesifikk produksjon.

Netto nedskrivninger økte fra 1.426 millioner USD i 2020 til 1.587 millioner USD i 2021, og det var nedskrivning av konvensjonelle eiendeler i Europa og Asia, forårsaket av reduserte

reserveanslag, som bidro mest til dette i 2021. I 2020 var nedskrivning av konvensjonelle eiendeler i Europa og Asia den viktigste bidragsyteren, hovedsakelig forårsaket av reduserte kortsiktige prisforutsetninger og reduserte reserveanslag.

Letekostnadene var 451 millioner USD i 2021, sammenlignet med 2.071 millioner USD i 2020. Nedgangen fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig nedskrivning av tidligere balanseførte brønnkostnader på 982 millioner USD knyttet til LNG-prosjektet i Tanzania i 2020, lavere nedskrivninger av leteprospekter og signaturbonuser, som utgjorde 101 millioner USD i 2021, sammenlignet med 508 millioner USD i 2020, og lavere borekostnader og andre kostnader. Nedgangen ble delvis motvirket av at det ble balanseført en lavere andel av letekostnadene i 2021.

I 2021 var det utforskningsaktivitet i ni brønner, hvorav tre brønner ble ferdigstilt. I 2020 var det aktivitet i 18 brønner, hvorav elleve brønner ble ferdigstilt.

E&P USA resultatanalyse

Driftsresultatet i 2021 var 1.150 millioner USD, sammenlignet med et tap på 3.512 millioner USD i 2020. Økningen fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig høyere priser på væsker og gass, i tillegg til lavere netto nedskrivninger i 2021.

Netto nedskrivninger i 2021 utgjorde 112 millioner USD, og var knyttet til leterettigheter til havs i USA, endringer i prisforutsetninger for råvarer, redusert reservoarytelse, og redusert virkelig verdi på en eiendel holdt for salg i første kvartal 2021. 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.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 11.406 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2021, sammenlignet med 12.586 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020.

Gjennomsnittlig daglig egenproduksjon av væsker og gass

var 373 tusen foe per dag i 2021, sammenlignet med 403 tusen foe per dag i 2020. Nedgangen på 7 % fra 2020 til 2021

¹⁶ I februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

skyldtes hovedsakelig avhendelsen av Bakken-feltet i andre kvartal 2021, som delvis ble motvirket av høyere produksjon fra det ukonvensjonelle feltet i Appalachian-regionen.

Gjennomsnittlig daglig bokført produksjon av væsker og

gass var 321 tusen foe per dag i 2021, sammenlignet med 345 tusen foe per dag i 2020. Bokført produksjon gikk ned med 7 % fra 2020 til 2021, grunnet lavere egenproduksjon, som

E&P USA - sammendratt resultatregnskap

beskrevet over. Dette ble motvirket av lavere produksjonsavgifter i USA som følge av salget av Bakken-feltet. Effekten av produksjonsavgifter i USA var på 52 tusen foe per dag i 2021, og 58 tusen foe per dag i 2020.

Se seksjon 5.7. Begrep og forkortelser for nærmere informasjon om egenproduksjon og bokført produksjon.

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021		2020 21-20 endring
Salgsinntekter	4.149	2.615	59%
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	0	0	0%
Sum inntekter	4.149	2.615	59%
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	-1.076	-1.313	(18%)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	-1.733	-3.824	(55%)
Letekostnader	-190	-990	(81%)
Driftsresultat	1.150	-3.512	N/A

E&P USA oppnådde sum inntekter på 4.149 millioner USD i 2021, sammenlignet med 2.615 millioner USD i 2020.

Salgsinntektene var 4.149 millioner USD i 2021, sammenlignet med 2.615 millioner USD i 2020. Økningen på 59 % fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig høyere realiserte priser på væsker og gass, motvirket av effektene av Bakken-salget i andre kvartal 2021. Equinor fullførte Bakken -transaksjonen 26. april 2021.

Resultatandel egenkapitalkonsoliderte investeringer var 0 millioner USD i 2021 og i 2020.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader var 1.076 millioner USD i 2021, sammenlignet med 1.313 millioner USD i 2020. Nedgangen på 18 % fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig avhendelsen av Bakken-feltet i andre kvartal, og redusert bemanning.

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger var 1.733 millioner USD i 2021, sammenlignet med 3.824 millioner USD i 2020. Nedgangen på 55 % fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig lavere ordinære avskrivningskostnader på grunn av en eiendel klassifisert som holdt for salg ved utgangen av 2020, og lavere netto nedskrivninger.

Letekostnadene var 190 millioner USD i 2021, sammenlignet med 990 millioner USD i 2020. Nedgangen fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig lavere netto nedskrivninger av leteprospekter og signaturbonuser i 2021 på 44 millioner USD, sammenlignet med 822 millioner USD i 2020, og lavere borekostnader sammenlignet med 2020. Nedgangen ble delvis motvirket av høyere feltutviklingskostnader som følge av høyere aktivitet sammenlignet med 2020.

I 2021 var det utforskingsaktivitet i en brønn, og ingen brønner ble ferdigstilt, sammenlignet med aktivitet i fem brønner og tre ferdigstilte brønner i 2020.

MMP resultatanalyse

Driftsresultatet i 2021 var 1.141 millioner USD, sammenlignet med 359 millioner USD i 2020, noe som tilsvarer en økning på 218 % Økningen skyldtes en betydelig positiv effekt knyttet til gassderivater, høyere resultat fra handel med væsker, lavere nedskrivninger og bedre prosessmarginer, som delvis ble utlignet av fortsatt driftsstans på LNG-anlegget i Hammerfest grunnet nedstengningen.

Driftsresultatet ble negativt påvirket av nedskrivninger på 718 millioner USD knyttet til raffinerier. Lagereffekter på 231 millioner USD og andre inntekter på 167 millioner USD knyttet til salg av et raffineri bidro delvis til å motvirke nedgangen. I 2020 ble driftsresultatet negativt påvirket av nedskrivninger på 1.060 millioner USD, som for det meste var knyttet til raffinerier, og høyere avsetninger på 245 millioner USD. Effekter av prissikringskontrakter for lager på 224 millioner USD og lagereffekter på 127 millioner USD påvirket også driftsresultatet negativt.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 3.133 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2021, sammenlignet med 4.460 millioner USD for året avsluttet 31. desember 2020.

De samlede gassalgsvolumene var på 61,0 milliarder kubikkmeter i 2021, en økning på 1,8 bcm sammenlignet med de samlede gassalgsvolumene i 2020. Økningen i egenproduksjon på norsk sokkel ble motvirket av en nedgang i tredjepartsvolumer. Grafen under viser ikke volumer som er solgt på vegne av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE).

I 2021 var den gjennomsnittlige fakturerte prisen på salg av gass i Europa 14,60 USD per mmBtu, som er en økning på 308 % fra 3,58 USD per mmBtu i 2020. I 2020 gikk den gjennomsnittlige fakturerte prisen ved salg av gass i Europa ned med 38 % sammenlignet med 2019 (5,79 USD per mmBtu).

I 2021 var den gjennomsnittlige fakturerte prisen ved salg av gass i Nord-Amerika 3,22 USD per mmBtu, en økning på 87 % fra 1,72 USD per mmBtu i 2020. I 2020 gikk den gjennomsnittlige fakturerte prisen ved salg av gass i Nord-Amerika ned med 29 % i forhold til i 2019 (2,43 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 14,43 USD per mmBtu i 2021, som er en økning på 537 % sammenlignet med 2,26 USD per mmBtu i 2020. Prisen for overføring av gass fra norsk sokkel var 49 % lavere i 2020 enn i 2019 (4,46 USD per mmBtu).

Gjennomsnittlig salg av råolje, kondensat og våtgass utgjorde 2,1 mill. fat per dag i 2021, hvorav om lag 0,90 mill. fat var salg av våre egenproduserte volumer, 0,78 mill. fat var salg av tredjepartsvolumer og 0,39 mill. fat var salg av volumer kjøpt fra SDØE. Våre gjennomsnittlige salgsvolumer utgjorde 2,2 mill. fat per dag i 2020 og 2,1 mill. fat per dag i 2019. Gjennomsnittlige solgte tredjepartsvolumer utgjorde 0,87 og 0,89 mill. fat per dag i 2020 og 2019.

MMPs raffineringsmarginer var høyere for Mongstad og Kalundborg i 2021 sammenlignet med 2020. Equinors referansemargin var 4,0 USD per fat i 2021, sammenlignet med 1,5 USD per fat i 2020, en økning på mer enn 100 %. Dette skyldes oppgangen i markedet i andre halvår av 2021, etter at covid-19 førte til svært lav produktetterspørsel i 2020.

For regnskapsåret (i millioner USD) 2021 2020 Endring Salgsinntekter 87.179 44.906 94% Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden 22 31 (30%) Andre inntekter 168 9 >100% Sum salgsinntekter og andre inntekter 87.368 44.945 94% Varekostnad (80.873) (38.072) >100% Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader (4.276) (5.060) (16%) Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger (1.079) (1.453) (26%) Driftsresultat 1.141 359 >100%

Salgsinntekter og andre inntekter utgjorde 87.368 millioner USD i 2021, sammenlignet med 44.945 millioner USD i 2020.

Økningen i salgsinntekter fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig en betydelig positiv effekt fra råvarederivater, høyere resultater fra væsker og bedre prosesseringsmarginer,

MMP - sammendratt resultatregnskap

som delvis ble utlignet av driftsstansen på LNG-anlegget i Hammerfest.

Andre inntekter økte i 2021 som følge av salg av en eiendel.

Som følge av faktorene som er beskrevet over, gikk salgsinntekter og andre inntekter opp med 94 % fra 2020 til 2021.

Varekostnader utgjorde 80.873 millioner USD i 2021, sammenlignet med 38.072 millioner USD i 2020. Økningen fra 2020 til 2021 skyldtes i hovedsak høyere priser både på gass og væsker, som ble delvis motvirket av lavere væskevolumer.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader var 4.276 millioner USD i 2021, sammenlignet med 5.060 millioner USD i 2020. Nedgangen fra 2020 til 2021 skyldtes hovedsakelig vesentlig lavere transportkostnader grunnet et svakt fraktmarked, i tillegg til lavere volumer. Høyere kostnader til drift av anlegg motvirket nedgangen delvis.

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger utgjorde 1.079 millioner USD i 2021, sammenlignet med 1.453 millioner USD i 2020. Nedgangen skyldtes hovedsakelig lavere nedskrivninger i 2021 enn i 2020.

REN - sammendratt resultatregnskap

REN Resultatanalyse

Driftsresultatet var 1.245 millioner USD i 2021, sammenlignet med et tap på 35 millioner USD i 2020. Økningen skyldtes hovedsakelig gevinster på avhendelser som ble gjennomført i første kvartal 2021 på rundt 1,4 milliarder USD. Høyere resultat fra egenkapitalkonsoliderte investeringer i anlegg som er i produksjon bidro til økningen. Lavere driftsresultat fra egenkapitalkonsoliderte investeringer i anlegg som fortsatt er under utvikling (der prosjektkostnader blir utgiftsført), i tillegg til økte forretningsutviklingskostnader drevet av høyere aktivitetsnivå i USA, Storbritannia og Asia, motvirket økningen delvis.

Balanseinformasjon: Summen av egenkapitalkonsoliderte investeringer og segmentets øvrige anleggsmidler var 1.262 millioner USD per 31. desember 2021, sammenlignet med 1.020 millioner USD per 31. desember 2020.

Kraftproduksjonen (Equinors andel) var 1.562 gigawatt-timer for hele året i 2021, sammenlignet med 1.662 gigawatt-timer for hele året i 2020. Nedgangen skyldtes hovedsakelig mindre vind. Nedgangen ble delvis utlignet av oppstart av produksjon ved solkraftanlegget Guanizuil IIA i Argentina i 2021.

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020	Endring
Salgsinntekter	8	18	(54%)
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	16	163	(90%)
Andre inntekter	1.386	0	N/A
Sum inntekter	1.411	181	>100%
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	(163)	(215)	24%
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(3)	(1)	>(100%)
Letekostnader	0	0	N/A
	0	0	N/A
Driftsresultat	1.245	(35)	N/A

Samlede salgsinntekter og andre inntekter var 1.411 millioner USD i 2021, og 181 millioner USD i 2020.

Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer var

16 millioner USD i 2021, og 163 millioner USD i 2020. Redusert resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer skyldtes hovedsakelig kostnader knyttet til videreutvikling av vindparkene Empire Wind og Beacon Wind på østkysten av USA. Disse vindparkene har endret konsolideringsmetode fra forholdsmessig konsolidering (bruttometoden) til egenkapitalkonsolidering i 2021, etter nedsalget av en 50 % eierandel i første kvartal 2021. Høyere resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer i anlegg i produksjon motvirket nedgangen delvis.

Andre inntekter ble påvirket av en gevinst på salg i første kvartal i 2021 på rundt 1,4 milliarder USD.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre

driftskostnader var 163 millioner USD i 2021, sammenlignet med 215 millioner USD i 2020. Nedgangen skyldtes hovedsakelig

endringen i konsolideringsmetode for vindparkene Empire Wind og Beacon Wind, som delvis ble motvirket av økte kostnader til forretningsutvikling drevet av høyere aktivitetsnivå i USA, Storbritannia og Asia.

Andre

Rapporteringssegmentet Andre omfatter aktiviteter innen Prosjekter, boring og anskaffelser, Teknologi, digitalisering og innovasjon, konsernstaber og støttefunksjoner og leieavtaler i henhold til IFRS 16. Alle leiekontrakter presenteres som en del av segmentet Andre.

I 2021 noterte rapporteringssegmentet Andre et netto driftstap på 210 millioner USD, sammenlignet med et tap på 63 millioner USD i 2020. Det økte tapet sammenlignet med 2020 skyldtes hovedsakelig forsikringskostnader knyttet til brannen på LNGanlegget på Melkøya i slutten av september 2020.

2.12 Likviditet og kapitalressurser

En drøfting av enkelte poster som gjelder 2019 finnes i Equinors Annual Report on Form 20-F for året avsluttet 31. desember 2020, som ble sendt inn til SEC 19. mars 2021.

Gjennomgang av kontantstrøm

Equinors kontantstrømgenerering økte med 6,483 millioner USD i 2021, sammenlignet med 2020.

Konsolidert kontantstrømoppstilling

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020
Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter	28.816	10.386
Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter	(16.211)	(12.092)
Kontantstrøm fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter	(4.836)	2.991
Netto økning/(reduksjon) i betalingsmidler	7.768	1.285

Kontantstrøm tilført 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.

I 2021 økte kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter med 18.430 millioner USD, sammenlignet med 2020. Økningen skyldtes hovedsakelig høyere priser på væsker og gass, som delvis ble motvirket av økte skattebetalinger, endringer i arbeidskapital og høyere derivatbetalinger.

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter økte med 4.119 millioner USD, sammenlignet med 2020. Økningen skyldtes hovedsakelig økte finansielle investeringer, som delvis ble motvirket av høyere inntekter fra salg av eiendeler.

Kontantstrøm benyttet til finansieringsaktiviteter økte med 7.827 millioner USD, sammenlignet med 2020. Økningen var hovedsakelig knyttet til obligasjoner som ble utstedt i første halvår av 2020, økt tilbakebetaling av kortsiktig gjeld og økt betaling av garantivederlag, som delvis ble motvirket av en økning i kortsiktig gjeld, lavere utbetalinger knyttet til programmet for tilbakekjøp av aksjer og lavere utbetaling av utbytte.

Finansielle eiendeler og gjeld

Selskapets netto gjeldsgrad før justeringer ved utgangen av året gikk ned fra 36,5 % i 2020 til 2,2 % i 2021. Se seksjon 5.2 for non-GAAP-måltall for netto gjeldsgrad. Netto rentebærende gjeld gikk ned fra 19,5 milliarder USD til 0,9 milliarder USD. I løpet av 2021 gikk Equinors totale egenkapital opp fra 33,9 milliarder USD til 39,0 milliarder USD, hovedsakelig på grunn av høyere priser på væsker og gass i 2021. Equinor har hatt fire kvartalsvise utbytteutbetalinger i 2021. For fjerde kvartal 2021 vil styret foreslå for generalforsamlingen (GF) at det fastsettes et utbytte på 0,20 USD per aksje, og at det utbetales et ekstraordinært kvartalsvis kontantutbytte på 0,20 USD per aksje for fjerde kvartal 2021 og de tre første kvartalene i 2022. Se note 18 Egenkapital og utbytte til konsernregnskapet for mer informasjon.

Med nåværende likviditetsreserver, blant annet en fast rullerende kredittfasilitet på 6,0 milliarder USD og tilgang til globale kapitalmarkeder, mener Equinor at selskapet vil ha tilstrekkelig kapital tilgjengelig for å dekke sine likviditetsbehov og krav til arbeidskapital.

Finansieringsbehov oppstår som et resultat av Equinors ordinære forretningsvirksomhet. Equinor søker vanligvis å etablere finansiering på konsernnivå (morselskap), men prosjektfinansiering kan bli benyttet ved etablering av samarbeidsselskap sammen med andre selskaper. 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.

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

Strategisk rapport

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 2021 var ca. 20 % av Equinors likvide midler plassert i eiendeler i USD, 22 % i NOK, 25 % i EUR, 9 % i DKK og 22 % i SEK, før valutabytteavtaler og terminkontrakter. Omtrent 27 % av Equinors likvide midler var plassert i termininnskudd, 58 % i statsobligasjoner og lånesertifikater og 8% i pengemarkedsfond. Per 31. desember 2021 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 hovedsakelig 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.

Equinor utstedte ingen nye obligasjoner i 2021. I mai 2020 utstedte Equinor nye obligasjoner for 1,5 milliarder USD på obligasjonsmarkedet i USA, der beløpet er likt fordelt mellom fem og ti års løpetid, i tillegg til 1,0 milliarder EUR i nye obligasjoner på det europeiske markedet med tolv års løpetid og 750 millioner EUR med seks års løpetid. I april 2020 utstedte Equinor nye obligasjoner for 1,25 milliarder USD med fem års løpetid, 500 millioner USD med sju års løpetid, 1,5 milliarder USD med ti års løpetid, 500 millioner USD med 20 års løpetid og 1,25 milliarder USD med 30 års løpetid. Alle obligasjonene er ubetinget garantert av Equinor Energy AS. Se konsernregnskapets note 19 Finansiell gjeld for mer informasjon.

Finansielle indikatorer

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020
Brutto rentebærende gjeld 1)	36.239	38.115
Netto rentebærende gjeld før justeringer	867	19.493
Netto gjeld på sysselsatt kapital 2)	2,2%	36,5%
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert, inkludert leasing forpliktelser 3)	7,7%	37,3%
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert 3)	(0,8%)	31,7%
Betalingsmidler	14.126	6.757
Kortsiktige finansielle investeringer	21.246	11.865

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 36,2 milliarder USD og 38,1 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2021 og 2020. Nettoreduksjonen på 1,9 milliarder USD fra 2020 til 2021 skyldtes en økning i kortsiktig gjeld på 0,7 milliarder USD, en nedgang i kortsiktige leieforpliktelser på 0,1 milliarder USD, en nedgang i langsiktige leieforpliktelser på 0,8 milliarder USD og en nedgang i langsiktig finansiell gjeld på 1,7 milliarder USD. Den vektede gjennomsnittlige årlige rentesatsen på finansiell gjeld var 3,33 % og 3,38 % per 31. desember i henholdsvis 2021 og 2020. Equinors vektede gjennomsnittlige løpetid på den finansielle gjelden var ti år per 31. desember 2021, og ti år per 31. desember 2020.

Netto rentebærende gjeld

Netto rentebærende gjeld før justeringer utgjorde 0,9 milliarder USD og 19,5 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2021 og 2020. Reduksjonen på 18,6 milliarder USD fra 2020 til 2021 var hovedsakelig knyttet til en økning i kontanter og kontantekvivalenter på 7,3 milliarder USD, en økning i kortsiktige finansielle investeringer på 9,3 milliarder USD, og en nedgang i brutto rentebærende gjeld på 1,9 milliarder USD.

Netto gjeldsgrad

Netto gjeldsgrad før justeringer var 2,2 % og 36,5 % i henholdsvis 2021 og 2020.

Justert netto gjeldsgrad (se fotnote tre ovenfor) var -0,8 % og 31,7 % i henholdsvis 2021 og 2020.

Nedgangen på 34,3 prosentpoeng i netto gjeldsgrad før justeringer fra 2020 til 2021 skyldtes en nedgang i netto rentebærende gjeld med 18,6 milliarder USD kombinert med en nedgang i sysselsatt kapital på 13,5 milliarder USD.

Nedgangen på 32,5 prosentpoeng i justert netto gjeldsgrad fra 2020 til 2021 skyldtes en nedgang i justert netto rentebærende gjeld på 16,0 milliarder USD kombinert med en nedgang i justert sysselsatt kapital på 10,9 milliarder USD.

Kontanter, kontantekvivalenter og kortsiktige investeringer

Kontanter og kontantekvivalenter var 14,1 milliarder USD og 6,8 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2021 og 2020. Se note 17 Kontanter og kontantekvivalenter i konsernregnskapet for informasjon vedrørende bundne midler. Kortsiktige finansielle investeringer, som er en del av Equinors likviditetsstyring, utgjorde 21,2 milliarder USD og 11,9 milliarder USD per 31. desember i henholdsvis 2021 og 2020.

Investeringer

Investeringskostnadene i 2021, som defineres som tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og investeringer i egenkapitalkonsoliderte selskaper i note 4 Segmentinformasjon i konsernregnskapet, utgjorde 8,5 milliarder USD, hvorav 8,1 milliarder USD var organiske investeringer17.

I 2020 var investeringskostnadene 9,8 milliarder USD, hvorav organiske investeringer7 utgjorde 7,8 milliarder USD. Se note 4 Segmentinformasjon i konsernregnskapet.

I 2019 var investeringskostnadene 14,8 milliarder USD, hvorav organiske investeringer7 utgjorde 10,0 milliarder USD. Se note 4 Segmentinformasjon i konsernregnskapet.

I Norge vil en betydelig del av investeringene i 2022 brukes på prosjekter som er under utbygging, som Johan Castberg og Johan Sverdrup fase 2, i tillegg til ulike utvidelser, modifikasjoner og forbedringer på felt i drift.

Internasjonalt anslås det at en betydelig andel av våre investeringer i 2022 vil brukes på Bacalhau fase 1 og Peregrino i Brasil, som er under utbygging eller planlegging, i tillegg til offshore og ikke-operert landbasert virksomhet i USA.

Innenfor fornybar energi ventes det at investeringene i 2022 hovedsakelig vil brukes 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 under, har Equinor forpliktet seg til visse investeringer i framtiden. Jo lenger fram i tid, jo høyere fleksibilitet vil vi ha når det gjelder å endre investeringene. Denne fleksibiliteten er delvis avhengig av hvilke investeringer våre partnere i joint venture-selskapene forplikter seg til. En stor andel av investeringene i 2022 er forpliktede investeringer.

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 som selskapet ikke kan påvirke.

¹⁷ Se seksjon 5.2 om non-GAAP måltall

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)	910	6.684	6.140	23.485	37.218
Udiskonterte leieavtaler3)	1.183	1.262	656	800	3.900
Minimum andre langsiktige forpliktelser (nominell)4)	2.663	3.597	2.333	4.547	13.140
Totale kontraktsfestede forpliktelser	4.755	11.543	9.129	28.831	54.258

1) ''Mindre enn 1 år'' representerer 2022; ''1-3 år'' representerer 2023 og 2024; ''3-5 år'' representerer 2025 og 2026, mens ''Mer enn 5 år'' inkluderer forpliktelser for senere perioder.

2) Se note 19 Finansiell gjeld i Konsernregnskapet. Hovedforskjellene mellom tabellen og noten skyldes renter.

3) Se note 6 Finansiell risikostyring i konsernregnskapet.

4) Se note 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler i Konsernregnskapet.

Equinor hadde kontraktsmessige forpliktelser på 8,286 milliarder USD per 31. desember 2021. Disse forpliktelsene gjenspeiler Equinors andel, og består i hovedsak av bygging og kjøp av varige driftsmidler.

Equinors estimerte ytelsesbaserte pensjonsforpliktelser var på 9,358 milliarder USD, og virkelig verdi på pensjonsmidlene utgjorde 6,404 milliarder USD per 31. desember 2021. Selskapets betalinger til disse ytelsesordningene er hovedsakelig knyttet til ansatte i Norge. For mer informasjon, se konsernregnskapets note 20 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 2.12 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 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

2.13 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. Grunnleggende markedskrefter som verken Equinor eller andre tilsvarende markedsaktører kan påvirke har hatt og vil fortsatt ha en effekt på olje- og gassprisene.

Faktorer som påvirker prisene på olje og naturgass er blant annet:

• økonomisk og politisk utvikling i ressursproduserende regioner og viktige etterspørselsregioner
• tiltak fra myndigheter og internasjonale organisasjoner, herunder endringer i energi- og klimapolitikken;
• globale økonomiske forhold;
• utvikling i tilbud og etterspørsel globalt og regionalt;
• evnen Organisasjonen av oljeeksporterende land (Opec) og/eller andre produsentland har til å påvirke globale produksjonsnivåer og priser;
• sosiale eller helsemessige situasjoner i land eller regioner, 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;
• endringer i forsyning fra nye olje- og gasskilder; og
• værforhold og klimaendringer.

I 2021 har det vært store prissvingninger. Disse ble i hovedsak utløst av sterk økonomisk vekst med påfølgende flaskehalser i forsyningskjeden, i etterkant av tiltakene for å begrense covid 19-pandemien. Se også avsnittet om covid-19 nedenfor. Utvikling knyttet til Russlands invasjon av Ukraina kan ha negativ effekt på globale og regionale økonomiske forhold, og føre til ustabile priser på olje, naturgass og energi generelt.

Klimaendringer generelt, energiomstillingen, reguleringer og bestemmelser fra myndighetene og verdenssamfunnets ambisjon om å nå klimamålene i Parisavtalen kan enten sammen eller hver for seg påvirke prisene på olje og naturgass. Equinors langsiktige planer må ta hensyn til et stort utfallsrom for hvordan de globale energimarkedene kan utvikle seg på lang sikt. Å anslå det globale energibehovet for flere tiår framover er en svært krevende oppgave, siden det innebærer en vurdering av framtidig utvikling i tilbud og etterspørsel, teknologisk endring, beskatning (inklusive avgifter på utslipp), produksjonsbegrensninger og andre faktorer.

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 11 Varige driftsmidler til konsernregnskapet for en drøfting av prisforutsetninger og sensitiviteter som påvirker nedskrivningsanalysen.

Sikre reserver og anslag over forventede reserver. 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 rådende skatteregler og andre offentlige forskrifter, kontrakter og priser på olje, gass og annet er 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 konsesjonsavtaler.

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, teknologisk utvikling og innvirkning på omdømme.

Risiko knyttet til endringer i politikk, lover og forskrifter: Equinor forventer og forbereder seg på lovendringer og politiske tiltak rettet mot reduksjon av klimagassutslippene. En strengere klimalovgivning og -politikk vil kunne påvirke Equinors økonomiske utsikter, inklusive verdien av selskapets eiendeler, enten direkte gjennom endringer i beskatning eller andre kostnader knyttet til drift, prosjekter og tilgang på områder, eller indirekte gjennom endringer i forbrukeradferd eller teknologisk utvikling.

Equinor venter at kostnadene ved klimagassutslipp vil øke fra dagens nivå og få større geografisk utbredelse enn i dag. Equinor anvender en standard minstepris på karbon i investeringsanalyser, som starter på 58 USD per tonn CO2 i 2022 og øker mot 100 USD per tonn fram mot 2030. I land der faktisk eller anslått karbonpris er høyere enn vår standardpris til enhver tid, anvender Equinor 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 klimareguleringer og karbonprising i spesifikke land medfører økt framtidig usikkerhet. Endringer i klimapolitikk kan også redusere tilgangen til mulige geografiske områder for leting og framtidig utvinning. Omfattende endringer i regelverk kan ikke utelukkes, 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 2.14, 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: En økt bekymring for klimaendringer vil kunne skape høyere forventninger til produsenter av fossilt brensel, og en mer negativ oppfatning av olje -og gassindustrien. Dette kan føre til økte kostnader knyttet til rettstvister og et svekket omdømme, som kan påvirke vår eksistensberettigelse og evnen til å rekruttere og beholde dyktige medarbeidere.

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 vei mot netto null og klimaambisjoner er etablert som respons på utfordringer knyttet til klimaendringer og de energiomstillingen. Det finnes ingen sikkerhet for at Equinor når sine klimaambisjoner. Om Equinor når klimaambisjonene på mellomlang og lang sikt, 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.

Overgang til et bredere energiselskap og fremskyndet

fornybarvekst. For at Equinor skal kunne bygge opp en betydelig fornybarvirksomhet, som også omfatter 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 kraft-, hydrogen- og karbonmarkedet, og også interne faktorer, påvirke evnen vår til å realisere de ambisjonene våre innen fornybar energi.

Risiko knyttet til endringer i politikk, lover og forskrifter: Politiske beslutningstakere i mange moderne kraftmarkeder gir både direkte og indirekte støtte til fornybar energi for å hjelpe fornybarnæringen så den kan vokse og utvikle seg. Rammeverket for lavkarbonløsninger er fortsatt relativt umodent, samtidig som slike løsninger krever betydelige investeringer. Mulige lovendringer og nye politiske tiltak knyttet til støtteordninger utgjør både trusler og muligheter for Equinor. Stabile og forutsigbare rammebetingelser på dette området er svært viktig.

Markeds- og teknologisk risiko: Utvikling av teknologi, til for eksempel vindturbiner, hydrogenproduksjon og karbonfangst, er en sentral drivkraft for å sikre lønnsomhet i Equinors investeringer. Viktige risikofaktorer er Equinors

markedsforståelse, framtidig markedsutvikling 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 være til hinder for omstillingen til et bredere energiselskap. Anbudsrunder der prisene ikke tar høyde for høyere kostnader, kan gi økt inflasjonsrisiko. Dette gjelder også aktiva der kostnader og/eller inntekter er låst før endelig investeringsbeslutning.

Selv om fornybar energi og lavkarbonløsninger generelt oppfattes som viktige virkemidler for å bekjempe klimaendringer, kan disse næringene også medføre inngrep i lokalsamfunn og lokale habitater. Derfor ventes det også at vekst på disse områdene vil bli nøye saumfart av andre bransjer og samfunnet som helhet. Økende kritikk og motbør fra miljøorganisasjoner og tilsvarende aktører kan føre til negativ oppfatning av fornybarog lavkarbonnæringen, som igjen kan føre til redusert tilgang til attraktive forretningsmuligheter.

Organisasjonsrisiko: Equinors ambisjon om vekst innenfor fornybar energi og lavkarbonløsninger fremhever behovet for 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 utviklings- og driftsaktiviteter er knyttet til selskapets evne til å utforme, bygge, drive og vedlikeholde anlegg og installasjoner for utvinning av hydrokarboner, produksjon av fornybar energi og gjennomføring av klimarelaterte prosjekter, som karbonfangst og -lagring.

Kommersiell risiko er knyttet til selskapets evne til å sikre tilgang til nye forretningsmuligheter i et usikkert, globalt og konkurransepreget miljø, rekruttere og beholde 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.

Se avsnittet om covid-19-pandemien under for mer informasjon om hvordan pandemien påvirker Equinors virksomhet. Se avsnittet om internasjonale politiske, sosiale og økonomiske forhold under for mer informasjon om hvordan politiske, sosiale og økonomiske faktorer kan påvirke Equinors virksomhet og Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsaktiviteter i Russland.

Reservenedgang. Om man ikke lykkes i å finne, kjøpe opp og utvikle nye reserver, vil det medføre at reservene og produksjonen faller vesentlig fra dagens nivå.

Equinors framtidige produksjon avhenger av om selskapet lykkes med å finne eller kjøpe opp og utvikle nye reserver som tilfører verdi. Om dette ikke lykkes, vil det føre til en nedgang i fremtidige samlede sikre reserver og produksjon.

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 de 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 er i stand til å inngå partnersamarbeid med nasjonale oljeselskaper, vil selskapets evne til å finne eller kjøpe opp og 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 det minste 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, er forbundet med risiko. 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, struktur- og organisasjonsendringer 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.

Spesielt kan alle former for transport av hydrokarboner, herunder på vei, sjø eller i rørledning, føre til ukontrollerte utslipp av hydrokarboner og andre farlige stoffer, og utgjør en betydelig risiko for mennesker og miljø.

Ettersom aktiviteter har en iboende usikkerhet, er det ikke mulig å garantere at styringssystemet eller andre policyer og prosedyrer vil kunne avdekke 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.

For en gjennomgang av Equinors helse- og sikkerhetsresultater, inkludert visse hendelser i 2021, vises det til seksjon 2.14 Sikkerhet, sikring og bærekraft.

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, statlige cyberoperasjoner, uautorisert tilgang eller angrep fra hackere, datavirus, brudd grunnet uautorisert bruk, feil eller misligheter utført av medarbeidere eller andre som har fått tilgang til nettverk og systemer som Equinor er avhengig av kan føre til tap av produksjon, informasjon, menneskeliv og andre tap. Spesielt tiltar omfanget av nettangrep, og har stadig større raffinement og alvorlighetsgrad. Økende digitalisering og avhengighet av informasjons- og driftsteknologi (OT eller industrielle og automatiserings- og kontrollsystemer, IACS) gjør at styring av risiko forbundet med nettangrep er høyt prioritert i mange næringer, inklusive energinæringen. Dersom disse truslene ikke blir håndtert, kan dette føre til betydelige forstyrrelser i Equinors virksomhet. Selskapet kan bli gjenstand for regulatoriske tiltak, rettslig ansvar, tap av omdømme og inntektstap.

Dersom Equinor ikke lykkes i å opprettholde og videreutvikle sikkerhetsbarrierer mot nettangrep, som skal beskytte selskapets IT-infrastruktur mot inntrengning av uvedkommende, vil dette 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 menneskeliv grunnet slike angrep. Equinor kan også bli nødt til å bruke betydelige økonomiske eller andre ressurser på å rette opp skader som følge av sikkerhetsbrudd, eller reparere eller skifte ut nettverk og informasjonssystemer.

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. På samme måte kan Equinors respons i slike situasjoner føre til krav fra partnere og andre relevante interessenter, rettslige prosesser og kostnader knyttet til rettslige prosesser.

Equinor har eierandeler 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 i et dypvannsområde. Per 31. desember 2021 hadde Equinor anleggsmidler til en verdi av 1,2 milliarder USD i Russland. Den 28. februar 2022 kunngjorde Equinor at selskapet vil stanse nye investeringer i den russiske virksomheten, og starte prosessen med å tre ut av eksisterende joint ventures i Russland. Det ventes at denne beslutningen vil påvirke den bokførte verdien på Equinors russiske aktiva og føre til nedskrivninger. Det er umulig å forutsi tidspunktet og vilkårene for denne uttredenen fra Equinors eierandeler i Russland, eller hvilke priser slike eierandeler eventuelt kan selges for. Alt dette kan påvirkes av faktorer som handelsrestriksjoner og sanksjoner eller andre tiltak som iverksettes av statlige myndigheter eller andre relevante aktører. Prisene kan bli vesentlig lavere enn bokført verdi på de solgte eiendelene, og det er risiko for at Equinor ikke vil kunne hente ut noen verdier fra disse eiendelene.

Equinor har også investeringer i Argentina, der reviderte valutakurs- og prisreguleringer kan ha negativ effekt på Equinors virksomhet.

Covid-19-pandemien. Equinors virksomhet og medarbeidere har vært og er fortsatt påvirket av den globale covid-19 pandemien. En fortsettelse eller gjenoppblussing av pandemien, eller utbrudd av andre epidemier eller pandemier, vil kunne utløse eller forverre de andre risikofaktorene som er omtalt i denne rapporten, og ha vesentlig innvirkning på Equinors virksomhet og økonomiske stilling.

I 2021 har covid-19-pandemien vist tegn til å være mindre alvorlig. Det er imidlertid fortsatt usikkerhet knyttet til pandemiens varighet og omfang. Equinors virksomhet og medarbeidere, inkludert prosjekter under utvikling, har vært og er fortsatt påvirket av den globale covid-19-pandemien. Karanteneregler, reiserestriksjoner, knapphet på arbeidskraft, forstyrrelser i forsyningskjeden og smitteverntiltak, som krav til sosial avstand og redusert utnyttelse av sengeplasser offshore, har ført til lavere aktivitetsnivå enkelte steder, som igjen fører til forsinkelser, kostnadsøkninger og avbrudd for videre arbeid. Dette har ført til utsatt oppstart på prosjekter (Njord future, Johan Castberg og Peregrino fase 2). I tillegg er det enkelte leverandører og kunder som har vært, og fortsatt er, påvirket av spredningen av pandemien og tiltakene for å begrense den, og som følge av dette kan vurdere å benytte seg av kontraktsklausuler som for eksempel de som omhandler force majeure. Det er ingen sikkerhet for at den pågående covid-19 pandemien, nye varianter og tiltak for å begrense smittespredningen ikke vil påvirke vår virksomhet og økonomiske stilling betydelig.

Endringer i markedsrisiko og økonomiske forhold som følge av covid-19-pandemien vil fortsette å påvirke Equinors antagelser om framtiden og relaterte kilder til usikkerhet i estimatene. Slike markedsforhold som verden aldri før har sett, kan føre til at

estimater og antagelser som brukes av ledelsen i dag blir utfordret i ettertid.

En fortsettelse eller gjenoppblussing av pandemien, eller utbrudd av andre epidemier eller pandemier, vil kunne utløse eller forverre de andre risikofaktorene som er omtalt i denne rapporten. Slike hendelser kan ha negativ innvirkning på 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. Effekten av smittevernstiltak kan også påvirke gjennomføringen av prosjekter.

Fysiske virkninger av klimaendringer. Endringer i fysiske klimaparametre vil kunne påvirke utforming av anlegg og virksomhet i Equinor.

Eksempler på fysiske parametre som vil kunne påvirke utforming av anlegg og virksomhet i Equinor, er for eksempel akutte effekter som stadig hyppigere og mer alvorlige ekstremværhendelser, og kroniske effekter som stigende havnivå, endringer i havstrømmer og redusert tilgang på vann. Det er også usikkerhet knyttet til omfanget og tidsaspektet når det gjelder fysiske virkninger av klimaendring, noe som øker usikkerheten når det gjelder en mulig virkning på Equinor. For Equinor kan effekten bli økte kostnader eller hendelser som påvirker virksomheten vår.

Uventede endringer i meteorologiske parametre, som for eksempel gjennomsnittlig vindstyrke, kan også påvirke produksjonen av fornybar energi, og føre til resultater over eller under forventning.

Hydraulisk oppsprekking. Equinor er eksponert for risiko på grunn av bruken av hydraulisk oppsprekking.

Equinors virksomhet i USA benytter hydraulisk oppsprekking, som er underlagt en rekke føderale, delstatlige og lokale lover, inklusive lovgivningen beskrevet under overskriften «Juridisk og regulatorisk risiko og risiko for manglende oppfyllelse av lovverk». I et tilfelle der væsker til hydraulisk oppsprekking passerer gjennom undergrunnen, eller et tilfelle med utslipp eller feilhåndtering av væsker til hydraulisk oppsprekking under denne aktiviteten, vil Equinor kunne holdes sivilrettslig og/eller strafferettslig ansvarlig, og selskapet vil kunne påføres betydelige kostnader, herunder for miljømessig gjenoppretting. Videre har ulike delstatlige og lokale myndigheter allerede innført eller vurderer økt regulatorisk kontroll med hydraulisk oppsprekking ved å stille flere krav til tillatelser, samt gjennom driftsmessige begrensninger, rapporteringskrav og midlertidige eller permanente forbud. Endringer i gjeldende reguleringsregimer 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 oppsprekkingstjenester.

Systemer for krisehåndtering. Equinors systemer for krisehåndtering 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 sikringshendelse 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 eller går i andre retninger enn Equinor når det gjelder 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 attraktive muligheter gjennom konsesjonsrunder, anbud og oppkjøp, i tillegg til fortsatt utforskning og utvikling av eksisterende felt er avgjørende for å sikre langsiktig lønnsomhet i virksomheten. Manglende evne til å håndtere 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 fornybar- og lavkarbonvirksomheten. 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 resultater. 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 utbyggingsprosjekter og produksjonsvirksomhet innebærer usikkerhet og driftsrisiko som kan hindre selskapet i å oppnå fortjeneste og medføre betydelige tap.

Olje- og gass-, fornybar-, lavkarbon- og klimarelaterte prosjekter kan bli innskrenket, forsinket eller kansellert av mange årsaker. Uventede hendelser som knapphet på utstyr 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.

Equinors portefølje av utbyggingsprosjekter består av et stort antall megaprosjekter (som Njord future, Johan Castberg og Bacalhau fase 1) og «førstegangsprosjekter» (dvs. som involverer ny prosjekttype/nytt konsept, nytt område, ny gjennomføringsmodell, nytt marked og/eller ny hovedkontraktør for Equinor), som utgjør en økende porteføljekompleksitet og en mulig gjennomføringsrisiko.

I landbasert virksomhet i USA kan lave regionale priser gjøre visse områder ulønnsomme, og produksjonen kan bli redusert inntil 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.

Tilsvarende kan knapphet på elektrisk kraft og begrensninger i kapasitet i kraftnettet, kombinert med økende kraftpriser, være til hinder for arbeid for å redusere karbonutslippene fra anlegg.

Strategiske mål. Det kan hende Equinor ikke når sin strategiske målsetting om å utnytte gode kommersielle muligheter.

Equinor vil fortsette å utnytte gode kommersielle muligheter for å skape verdier. Dette kan innebære oppkjøp av nye virksomheter og/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 fornybarportefølje,
• oppnå selskapets ambisjoner om å redusere netto karbonintensitet;
• 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 egenkapital, vanne ut Equinors inntjening per aksje.

Transportinfrastruktur. Lønnsomheten i Equinors olje-, gassog kraftproduksjon i avsidesliggende områder kan påvirkes av begrensninger i transportinfrastruktur.

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 skip, 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 overføringslinjer og fordelingslinjer. Equinor må sikre tilgang til et kraftsystem med tilstrekkelig kapasitet til å overføre den elektriske kraften til kundene. Det kan hende Equinor ikke lykkes i sine bestrebelser på å sikre transport, overføring og markeder for hele sin potensielle produksjon.

Omdømme. Equinors omdømme er en viktig ressurs. Svekkelse av omdømmet kan ha negativ innvirkning på Equinors navn, eksistensberettigelse 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-hendelser og sikrings- /nettangrep, kan dette påvirke omdømmet vårt. Dette kan igjen ha negativ innvirkning på Equinors eksistensberettigelse, evnen til å sikre nye forretningsmuligheter, inntjening og kontantstrøm.

Statens utøvelse av eierskap. Dersom vi ikke lykkes med å oppfylle Stortingets eller Nærings- og fiskeridepartementets (NFD) forventninger, eller samfunnsmessige eller politiske forventninger generelt, kan dette påvirke måten staten utøver sitt eierskap til selskapet.

1. juli 2021 ble ansvaret for å utøve statens eierskap i Equinor overført fra Olje- og energidepartementet (OED) til NFD. NFDs utøvelse av eierskap kan også bli gjenstand for granskning i Stortinget.

I februar 2021 ble Equinor invitert til en stortingshøring i Kontroll- og konstitusjonskomiteen i forbindelse med rapporten fra Riksrevisjonen om OEDs oppfølging av eierskapet i Equinor, med særlig vekt på selskapets utenlandsinvesteringer. Etter høringen ga komiteen sin tilslutning til Riksrevisjonens rapport, inkludert konklusjoner og anbefalinger. Anbefalingene stiller forventninger til departementet om å følge opp Equinors finansielle rapportering, risiko, lønnsomhet og avkastning i Equinors internasjonale portefølje.

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, klimadebatten som påvirker oppfatningen av næringen og økt konkurranse om dyktige medarbeidere, 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 i 2021, som fortsatt pågår, kan utgjøre en risiko for evnen til å opprettholde trygg og sikker drift.

Endringene i Equinors konsernstruktur ble vedtatt og gjennomført for å styrke gjennomføringen av Equinors strategi for sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutslipp. Prosessen for etablering av den nye strukturen 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. Brannen på LNG-anlegget i Hammerfest i september 2020, som førte til et økonomisk tap for konsernet knyttet til fysiske skader, produksjonsutsettelse og gasshandel, illustrerer at det kan hende at forsikring ikke alltid beskytter konsernet fullt ut mot betydelige økonomiske konsekvenser etter et forsikret tap.

Equinor forsikrer også noe risiko gjennom konsernets eget, heleide forsikringsselskap, slik at forsikringsutbetalinger utenfor konsernet noen ganger kan være begrenset.

Uforsikrede 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, avslag på eller utilgjengelige 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 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. 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 når det gjelder å rapportere data nøyaktig og i overenstemmelse med gjeldende standarder kunne resultere i regulatoriske tiltak, juridisk ansvar og skade vårt omdømme. Enhver avdekking av vesentlig svakhet i internkontrollen av finansiell rapportering vil dessuten kunne få investorer til å miste tillit til rapportert finansiell informasjon og potensielt påvirke aksjekursen.

Lover mot korrupsjon og bestikkelser og Equinors etiske regelverk og menneskerettspolicy. Manglende etterlevelse av lover mot bestikkelse og korrupsjon og andre gjeldende lover, eller manglende oppfyllelse av Equinors etiske krav, inkludert vår menneskerettspolicy, kan potensielt eksponere Equinor for juridisk ansvar, føre til tap av virksomhet og tap av tillit blant investorene, skade selskapets omdømme og legitimitet og redusere aksjonærverdi. Det kan også få negativ innvirkning på menneskerettighetene til ulike rettighetshavere.

Equinor er et globalt selskap med virksomhet og/eller leverandører og andre forretningspartnere i mange deler av verden, også i områder hvor korrupsjon og bestikkelser utgjør en høy risiko, og hvor menneskerettssituasjonen 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 menneskerettspolicy skade vårt omdømme og vår tillit i samfunnet. På samme måte kan manglende oppdagelse eller håndtering av potensielt negative effekter på menneskerettigheter i henhold til vår menneskerettspolicy, for eksempel i forsyningskjeden vår, skade vårt omdømme og svekke vår tillit i samfunnet.

Gjennom 2021 har organisasjonen monitorert mulig økt eller endret risiko forbundet med Equinors standarder for etikk og etterlevelse grunnet covid-19 situasjonen. En fortsettelse eller gjenoppblussing av pandemien kan fortsette å påvirke og/eller muligens øke våre risikoer knyttet til etikk og etterlevelse 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 2021, som i foregående år, var det flere endringer i sanksjoner og internasjonale handelsrestriksjoner. Equinor søker å overholde disse der de gjelder. Equinors brede portefølje med prosjekter over hele verden, vil kunne 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, uforutsigbare og iverksettes ofte på svært kort varsel. Equinors forretningsportefølje er i endring og hele tiden gjenstand for vurdering. I lys av bruken av handelsrestriksjoner, blant annet av USA, Storbritannia og EU, er det mulig at Equinor vil beslutte å delta i ny virksomhet i markeder eller sektorer hvor sanksjoner og handelsrestriksjoner er særlig relevante.

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, men det er det ingen garanti for at ingen Equinor-enhet, leder, styremedlem, 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: For en drøfting av Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsaktiviteter i Russland, se «Internasjonale, politiske, sosiale og økonomiske forhold» over. I tillegg følger Equinor nøye med og vil fortsette å overholde Norges, EUs, Storbritannias, USAs og alle andre relevante handelsrestriksjoner og sanksjoner rettet mot russiske sektorer, enheter og personer, inklusive Rosneft.

Equinor har en eierandel på 51 % i en gasslisens utenfor kysten av Venezuela. Fra 2017 er det vedtatt forskjellige internasjonale sanksjoner og handelskontroller rettet mot enkeltpersoner i Venezuela, i tillegg til myndighetene i landet. 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 sin virksomhet 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 Anaranblokken og en letekontrakt for Khorramabadblokken, 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 november 2018, etter nedleggelsen av Equinors kontor 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 2021.

Felleskontrollerte ordninger og kontraktører. Mange av Equinors aktiviteter gjennomføres i felleskontrollerte ordninger og sammen med kontraktører og underleverandører som kan begrense Equinors innflytelse og kontroll over slike aktiviteter. Dette gjør Equinor eksponert for finansiell risiko, drifts-, sikkerhets- og sikringsrisiko og risiko for manglende etterlevelse, i tillegg til omdømmerisiko og risiko knyttet til etikk, integritet og bærekraft, dersom operatører, samarbeidspartnere eller kontraktører unnlater å oppfylle 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 ordningen. Equinor er også eksponert for håndhevelse av krav fra myndigheter eller fordringshavere ved eventuelle hendelser i aktivitet 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.

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.

Equinor har startet overgangen fra LIBOR (London Inter-bank Offered Rate) til alternative referanserenter, og forventer å fullføre denne prosessen innen 2023.

Når det gjelder rentederivatkontrakter, forventer Equinor å følge ISDA Fallback Protocol som angir prosessen for overgangen fra LIBOR til de offisielle rentene for derivater som skal erstatte LIBOR (Official ISDA Fallback Rates for derivatives), eller andre offisielle justerte referanserenter (som SONIA eller SOFR). Forventningen er at overgangen fra LIBOR til alternative referanserenter for obligasjoner med flytende renter vil følge prinsippene som er angitt av ICMA (International Capital Market Association), og at låneavtaler og -fasiliteter generelt vil følge LMA (Loan Market Association). Equinor mener denne overgangen medfører liten finansiell risiko for selskapet.

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. 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 og risikoen for at motparten ikke oppfyller sine forpliktelser.

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 2021 og 2020.

Årlige gjennomsnitt	2021	2020
Gjennomsnittlig Brent blend oljepris (USD per fat)	70,7	41,7
Gjennomsnittlig fakturert gasspris - Europa (USD/mmBtu)	14,6	3,6
Referanseraffineringsmargin (USD per fat)	4,0	1,5
USD/NOK gjennomsnittlig daglig valutakurs	8,6	8,8

Illustrasjonen viser anslått årlig effekt på resultatet for 2022 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 anslagsvise 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 11 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 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 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring til konsernregnskapet.

Rapportering vedrørende markedsrisiko

Equinor bruker finansielle instrumenter til å styre risiko forbundet med råvarepriser, rente og valuta. Betydelige aktiva- og gjeldsbeløp rapporteres som finansielle instrumenter.

Se note 26 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 2021 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

Equinor bruker et rammeverk for styring av forretningsrisiko (Enterprise Risk Management, ERM) der risikostyring er en integrert del av Equinors forretningsvirksomhet. Dette innebærer styring av risiko i alle aktiviteter i selskapet for å skape verdier og unngå ulykker, alltid med mål om å ivareta Equinors interesser på best mulig måte.

For å finne optimale løsninger og sikre et informert beslutningsgrunnlag, legger ERM vekt på:

• verdieffekt for Equinor, inkludert oppside- og nedsiderisiko, og
• styring av risiko i samsvar med Equinors krav, med stor vekt på å unngå hendelser knyttet til HMS, menneskerettigheter og forretningsintegritet (som ulykker, misligheter 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. Risiko som styres på konsernnivå omfatter de viktigste risikofaktorene for selskapet, i tillegg til risiko knyttet til priser på olje og naturgass, rente- og valutarisiko, risikodimensjonen i strategiarbeidet, prioriteringsprosesser og diskusjoner om kapitalstruktur.

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 transaksjoner som utføres for å styre risiko, og unngå suboptimalisering. Enkelte risikofaktorer knyttet til driftsaktiviteter kan delvis forsikres, og er forsikret gjennom Equinors eget forsikringsselskap som opererer på det norske og internasjonale forsikringsmarkedet. Equinor vurderer også jevnlig muligheter for prissikring av olje og gass for å styrke finansiell robusthet og øke fleksibiliteten.

Equinors prosess for risikostyring er basert på ISO 31000 Risk management. 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. Risiko er integrert i selskapets målstyringssystem (IT-verktøy), hvor Equinors formål, visjon og strategi omsettes til strategiske mål, risikofaktorer, tiltak og KPIer. Verktøyet brukes til å fange opp alle risikofaktorer og følge opp risikojusterende tiltak og tilhørende kontrollaktiviteter. Generelt sett må risikojusterende tiltak gjennomgå en kost-nytte-evaluering (unntatt visse typer sikkerhetsrelatert risiko som kan være underlagt særlige forskrifter), og kontrollaktivitetene er risikobasert innenfor rammene av trelinjemodellen (three-lines-of-control).

Et oppgradert Njord Bravo under slep fra Haugesund til Kristiansund, 5. desember 2021.

2.14 Sikkerhet, sikring og bærekraft

Sikkerhet, sikring og bærekraft

Vi innser at virksomheten vår kan påvirke samfunnet og miljøet. Det er iboende risiko relatert til helse, sikkerhet og sikring i de aktivitetene vi og våre leverandører gjennomfører i de områdene vi opererer i.

Vi ser også at virksomheten vår kan gi vesentlige positive bidrag. Det aller viktigste er at vi forsyner samfunnet med energi det er stort behov for. Vi bidrar også til samfunnsøkonomisk utvikling gjennom arbeidsplassene til 21.000 medarbeidere og 8.000 leverandører, og vi er en betydelig skatteyter i de landene vi har virksomhet i. Equinors formål er å gjøre naturressurser om til energi for mennesker og framgang for samfunnet. Strategien – sikker drift, høy verdiskaping, lave karbonutslipp – setter retningen for de strategiske satsingsområdene – optimalisering av olje- og gassporteføljen, økt vekst innen fornybar energi og utvikling av nye

markedsmuligheter innen lavkarbonløsninger. De fire prioriteringsområdene for bærekraft – veien til netto null, beskytte miljøet, ivareta mennesker og samfunn, og selskapsstyring og åpenhet – er nært forbundet med de strategiske satsingsområdene. Vi støtter opp om en rettferdig omstilling, der arbeidstakere og samfunnet på lang sikt kan ha sosiale og økonomiske goder og overholdelse av menneskerettighetene.

Vi strekker oss for å overholde høye industristandarder og har som målsetting å bedre resultatene på alle områder der vi har en positiv eller negativ påvirkning. Innen prioriteringsområdene for bærekraft har vi valgt ti temaer med vesentlig påvirkning, med tilhørende måltall og ambisjoner for å måle framdriften. Vesentlighetsvurderingen ble gjort med henblikk på globale bærekraftsammenhenger, og vi vurderte påvirkningen på tvers av egne aktiviteter og forretningsforbindelser, inklusive faktisk og mulig, positiv og negativ påvirkning på mennesker, planeten og samfunnet.

Prioritert bære- kraftsområde	Vesentlig tema		Indikator		2021	2020	Ambisjoner
Mot null utslipp	Klimagassutslipp fra operasjoner (scope 1 og 2)	=	CO2-Intensitet oppstrøms (kg CO2 per fat oljeekvivalenter) Absolutte klimagassutslipp scope 1 og 2 (millioner tonn CO2)		7.0 121	8.0 135	<8 Innen 2025, «6 innen 2030 Netto 50% reduksjon I utslipp Innen 2030
	Investere i fornybar energi og lavkarbonløsninger	=	Bruttolnvesteringer* (%) I fornybar energi og lavkarbonløsninger Installert fornybarkapasitet, inkludert kapasitet fra finansielle inwesteringer (elerandelbasert, GW) Lagring av CO2 (millioner tonn)		11 0.7 0.3	র্ব 0.6 1.1	>30 % Innen 2025, >50 % Innen 2030 12-16 GW Innen 2030 5-10 millioner tonn per år innen 2030
	Klimagassutslipp fra produkter og for syningskjede (scope 3)	=	Netto karbonintensitet, inkludert scope 3, men unntatt forsyningskjeden (gCO2e/MJ)		67	68	20 % reduksjon Innen 2030 40 % reduksjon innen 2035 100 % reduksjon innen 2050
Verne miljøet	Biologisk mangfold og natur		Antall anlegg i og ved siden av vernede områder	O	10	12	Fra 2023: Nye prosjekter i vernede områder eller i områder med stort biologisk mangfold skal utarbeide plan som viser netto positiv pavirkning
	Utslipp unntatt klimagasser, utslipp av væsker og avfall		Antall alworlige uforutsette utslipp		0	3	0 alvorlige uforutsette utslipp
	Helse, sikkerhet og sikring	=	Frekvens for alvorige hendelser (SIF) Personskadefrekvens (TRIF)		0.4 24	0.5 23	SIF: 0,4 Innen 2021 TRIF: 2,0 Innen 2021
Omtanke for	Arbeidsstyrke for framtiden		Mangfoldsindeks Inkluderingsindeks		30 77	37 78	55 Innen 2025 80 Innen 2025
mennesker og samfunn	Respektere menneskerettighetene		Vesentlige investeringsavtaler og -kontrakter med menneskerettsklausuler eller -undersøkelser (antall)	O	0	33	Prøve ut et sett menneskerettsindikatorer 2022
	Samfunnsøkonomisk påvirkning	=	Skattebidrag (milliarder USD) Andellokale anskaffelser (%)	O	90 01	3.1 89	Utvikle et sett samfunnsøkonomiske Indikatorer 2022
Eierstyring og selskapsledelse, apenhet	Integritet og antikorrupsjon	=	Antall bekreftede korrupsjonssaker Ansatte som bekrefter gjennomgang av etiske retningslinjer (%)		0 84	87	0 saker hvert år: Rapportert fra 2021 95 % Innen 2021
Stor povirkning	Større Starst = pavirkning	pavirkning	Målet nådd i 2021, eller i rute til å nå langsiktig mål				Målet Ikke Planer nådd i 2021 utarbeidet

* Se seksjon 5.2 for non-GAAP måltall.

Klimaendringer og det grønne skiftet

Klimaendringene og arbeidet for å nå målene i Parisavtalen er grunnleggende utfordringer for samfunnet. Som beskrevet I Glasgowpakten COP26, vil det nå kreves raske, omfattende og varige reduksjoner i globale klimagassutslipp dersom vi skal nå de mest ambisiøse målene i Parisavtalen. Det innebærer blant annet å redusere globale karbonutslipp med 45 % innen 2030, sammenlignet med nivået i 2010, og til netto null omtrent midtveis i dette århundret. Den gjennomsnittlige globale temperaturstigningen er allerede 1,1o C over førindustrielt nivå, ifølge FNs klimapanel.

Klimaendringene er en felles utfordring, og Equinor vil bidra ved å framskynde satsingen på det grønne skiftet i samarbeid med myndigheter, investorer, kunder og samfunnet for øvrig. Næringen vår kommer til å spille en viktig rolle. Ambisjoner om avkarbonisering på selskapsnivå er viktige, men veien til netto null går gjennom en «gjennomgripende omlegging av hvordan energi produseres, transporteres og brukes over hele verden», ifølge Det internasjonale energibyrået (IEA).

Equinor har som ambisjon å være et ledende selskap i det grønne skiftet, og bli et selskap med netto-null utslipp i 2050, inklusive utslippene helt fra produksjon og fram til endelig forbruk av energi. I løpet av det siste året har vi økt ambisjonene på kort og mellomlang sikt. De viser tydelig at vi vil produsere energi med stadig lavere utslipp over tid. Vi tilfører langsiktige aksjonærverdier og konkurransekraft, og samtidig skal vi redusere utslippene fra olje- og gassvirksomheten, trappe opp investeringene i fornybar energi, og vil ta en ledende rolle i utbyggingen av nye verdikjeder innen lavkarbonløsninger. Vi skal jobbe sammen med leverandører og kunder, myndigheter og samfunnet for øvrig for å utvikle teknologi, forretningsmodeller, policyer og rammeverk som bidrar til en omlegging av energisystemene i tråd med målene i Parisavtalen.

I 2021/22 har vi kunngjort nye eller sterkere ambisjoner på kort og mellomlang sikt, der vi blant annet vil:

• Redusere våre netto egenopererte klimagassutslipp med 50 % innen 2030, sammenlignet med 2015, med sikte på 90 % absolutt reduksjon.
• Øke de årlige bruttoinvesteringene18 i fornybar energi og lavkarbonløsninger til mer enn 30 % innen 2025 og til mer enn 50 % innen 2030
• Framskynde ambisjonen om en installert fornybarkapasitet på 12-16 gigawatt med fem år, fra 2035 til 2030
• Redusere oppstrøms karbonintensitet fra egen virksomhet til ~6 kg CO2 per fat oljeekvivalenter (foe) innen 2030
• Bygge ut kapasitet til å lagre 5 -10 millioner tonn CO2 i året i 2030 (egen kapasitet) og 15-30 millioner tonn CO2 i året i 2035
• Opparbeide en 10 % markedsandel i det europeiske hydrogenmarkedet innen 2035
• Anvende 40 % av årlige forskning- og utviklingsmidler på fornybar energi og lavkarbonløsninger innen 2025
• Redusere netto karbonintensitet med 20 % innen 2030 og 40 % innen 2035

Industriledende karboneffektivitet

Målsettingen vår er å fortsette å være et ledende selskap på karboneffektivitet ved å jobbe for å slippe ut så lite CO₂ som mulig fra hvert fat oljeekvivalenter vi produserer. Ambisjonen er å redusere CO2-intensiteten oppstrøms i den globale egenopererte olje- og gassproduksjonen til under 8 kg CO2/fat oljeekvivalenter (foe) innen 2025 og til 6 kg CO2/foe innen 2030.

CO2-intensiteten oppstrøms bedret seg fra 8,0 til 7,0 kg CO2/foe. Salget av eierandelene i Bakkenfeltet i USA, den midlertidige nedstengingen av Peregrinofeltet i Brasil og økt produksjon fra Johan Sverdrup, Troll og Oseberg i Norge, var de viktigste årsakene til redusert oppstrøms CO2-intensitet. De samlede klimagassutslippene i kategori (scope) 1 og 2 var 12,1 millioner tonn i 2021 – en nedgang på 1,4 millioner tonn i forhold til året før. Reduksjonen kan tilskrives avhendelsen av eierandelene i Bakkenfeltet og den midlertidige nedstengingen av Hammerfest LNG-anlegg i Norge og Peregrinofeltet i Brasil.

Vi vurderer karbonintensitet når vi utvikler porteføljen, og iverksetter tiltak for å redusere utslipp. Elektrifisering er en viktig faktor for at vi skal nå ambisjonene om utslippsreduksjoner, og innebærer å erstatte fossil energiforsyning med kraft fra det norske nettet eller fra flytende vindturbiner. I 2021 har vi gått videre med flere elektrifiseringsprosjekter:

• Den reviderte planen for delvis elektrifisering av feltsenteret på Sleipner ble godkjent av myndighetene. Det ventes at utslippene vil reduseres med mer enn 150.000 tonn CO₂ i året etter planlagt oppstart i fjerde kvartal 2022.
• Elektrifiseringen av Troll Vest ble vedtatt og godkjent av myndighetene. Prosjektet innebærer en delvis elektrifisering av Troll B og full elektrifisering av Troll C. Prosjektet ventes å være ferdig utbygd i 2026, og ventes å redusere CO2-utslippene med nesten 500.000 tonn i året, noe som tilsvarer mer enn 3 % av samlede utslipp fra all

I Equinors plan for energiomstilling beskriver vi rollen vår i det grønne skiftet. Planen ventes å bli lansert i mars 2022, og vil legges fram til rådgivende avstemming på generalforsamlingen i 2022. Vi skal oppdatere planen hvert tredje år med framlegging til rådgivende avstemming på generalforsamlingen, og rapportere om framdriften hvert år.

¹⁸ Se seksjon 5.2 for non-GAAP måltall.

olje- og gassproduksjon i Norge. Utslippene av NOx vil reduseres med om lag 1.700 tonn i året.

• En plan for ytterligere investeringer i Oseberg for å øke gassproduksjonen og redusere utslippene ble levert til myndighetene i 2021. Samlet planlagt utslippsreduksjon på Oseberg feltsenter and Oseberg Sør er mer enn 300.000 tonn CO2 per år.

Fakling

Equinor jobber systematisk for å redusere all fakling i alle egenopererte olje- og gassaktiviteter, og for å eliminere rutinemessig fakling, i tråd med Verdensbankens initiativ «Zero routine flaring by 2030». Vi har ikke rutinemessig fakling i egenoperert virksomhet i Norge, Brasil eller til havs i USA, og investeringsbeslutningene for alle nye egenopererte oljefelt inneholder en løsning for assosiert gass fra feltet uten rutinemessig fakling. Vi jobber aktivt med å bidra til redusert fakling på våre partneropererte felt. På Marinerfeltet i Storbritannia fakler vi assosiert gass i perioder når volumet er større enn det som trengs av brenngass til kraftformål i en tidlig produksjonsfase.

I 2021 var faklingsintensiteten vår 0,09 % av produserte hydrokarboner, noe som er vesentlig lavere enn industrisnittet på 0,8 %.

Metan

Reduksjon i metanutslipp er et prioritert område for Equinor og for olje- og gassindustrien. Vi fortsetter å utvikle og innføre teknologi og prosedyrer for å identifisere, tallfeste, unngå og redusere metanutslipp. Vi gjør dette for å støtte arbeid i industrien 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 på området. En uavhengig studie som ble publisert i 2021 bekrefter at metanutslippene fra Equinors egenopererte felt på norsk sokkel tilsvarer eller er lavere enn de som rapporteres av Equinor.

I 2021 ble Equinors metanintensitet i virksomheten oppstrøms og midtstrøms redusert til om lag 0,02 %, som er en nedgang fra 0,03 % i tidligere år, og om lag en tiendedel av gjennomsnittet i industrien. Equinor fortsetter innsatsen for å nå målet om en metanintensitet nær null innen 2030.

Investering i fornybar energi og lavkarbonløsninger

Vi utvikler oss til en av verdens ledende aktører innenfor havvind, med fornybar kraftproduksjon fra havvindparker i Storbritannia og Tyskland og bygging av betydelige klynger i Nordsjøen, på østkysten av USA og i Østersjøen. Samtidig jobber vi aktivt med å komme inn på nye globale markeder. Equinor trapper gradvis opp aktiviteten innen landbasert fornybar energi, med vekt på utvalgte kraftmarkeder med økende etterspørsel etter solkraft, vindkraft og lagringsløsninger som en integrert del av energisystemet. Equinors egenproduksjon av fornybar energi var 1,6 terrawatt-timer i 2021, som er en nedgang fra 1,7 terrawatt-timer i 2020. Prosjektporteføljen for fornybar energi og lavkarbonløsninger, sammen med investeringsambisjoner, installert fornybar kapasitet og ambisjon for lagring av CO2, viser at vi er i rute for å nå ambisjonene for dette tiåret. Se seksjon 2.7 Fornybar for nærmere detaljer.

Karbonfangst- og lagring (CCS) og hydrogen er viktige virkemidler for å nå målene i Parisavtalen. Disse teknologiene kan fjerne CO₂ fra sektorer som det ikke er så lett å

avkarbonisere, som tungindustri, maritim transport, oppvarming og fleksibel kraftproduksjon. Basert på erfaring fra verdikjeden for olje og gass, er Equinor godt posisjonert for å utvikle lavkarbonløsninger og etablere klimanøytrale verdikjeder.

Northern Lights-prosjektet, som representerer starten på kommersiell karbonfangst og -lagring i Europa, er i rute når det gjelder å vise at dette er en god løsning for avkarbonisering av viktige industrisektorer. En viktig begivenhet i 2021 var at fire av våre potensielle kunder fikk tildelt finansiering fra EUs innovasjonsfond. Dette markerer et viktig steg videre, ettersom det samlede lagringsbehovet for disse fire kundene er over 3 millioner tonn CO2 i året.

Equinor undersøker muligheten for karbonfangst og -lagring i Storbritannia sammen med fem andre energiselskaper gjennom Northern Endurance Partnership. Sammen med bp utvikler vi prosjektet Net Zero Teesside, som skal utvikle en infrastruktur for transport og lagring av CO2 til havs, og vi leder prosjektet Zero carbon Humber som har til hensikt å avkarbonisere lokale industriklynger.

Som del av dette samarbeider Equinor og SSE Thermal om planer for å utvikle nyskapende hydrogen- og karbonfangstprosjekter i Humber-regionen i Storbritannia. Sammen med ENGIE har vi lansert Hydrogen to Belgiumprosjektet, som skal utvikle produksjon av lavkarbonhydrogen fra naturgass i Belgia. Se seksjon 2.6 Markedsføring, midtstrøm og prosessering for nærmere detaljer.

Klimagassutslipp i kategori 3

Som energiselskap er utslippene våre i kategori 3 (scope 3) hovedsakelig knyttet til kundenes bruk av energiprodukter. For å bidra til å redusere disse utslippene jobber vi med utvikling av lavkarbonløsninger som karbonfangst og -lagring og hydrogen i stor skala. Over tid vil dette bidra til å avkarbonisere bruken av energiproduktene våre. Dette er, sammen med diversifisering av porteføljen, den viktigste strategiske satsingen for å redusere utslippene i kategori 3 og karbonintensiteten i energien vi produserer.

I 2021 var Equinors kategori 3-utslipp 249 millioner tonn CO2e, sammenlignet med 250 millioner tonn CO2e i 2020. Selskapets netto karbonintensitet var 67 g CO2e per MJ energi produsert, en nedgang fra 68 g CO2e per MJ I 2020. Netto karbonintensitet omfatter utslipp i kategori 1 og 2 fra våre opererte installasjoner på 100 % basis, og utslipp i kategori 3 fra Equinors egenproduksjon. Etter hvert som vi kutter egne utslipp og øker kapasiteten i fornybar energi og lavkarbonløsninger, venter vi at selskapets netto karbonintensitet vil reduseres raskere utover i dette tiåret.

Anskaffelser av produkter og tjenester representerer en annen kilde til utslipp i kategori 3 (scope 3) for Equinor. Selv om de indirekte utslippene fra forsyningskjeden vår er betydelig lavere enn utslippene fra bruk av olje- og gassproduktene våre, er de fortsatt viktige og representerer en mulighet til å redusere klimagassutslippene. I fornybarvirksomheten er det forsyningskjeden som utgjør den største utslippskilden i et livsløpsperspektiv. Maritim virksomhet, tungtransport og produksjon av stål og sement anses som de viktigste kildene til utslipp i kategori 3 i forsyningskjeden. Med bedre forståelse for og kontroll over selskapets utslipp i kategori 1 og 2, planlegger vi å bruke denne kunnskapen og erfaringen til å vurdere

utslippene i forsyningskjeden og følge opp de områdene som har størst betydning.

Equinor har en ambisjon om å halvere våre maritime utslipp i Norge innen 2030 og halvere våre globale maritime utslipp innen 2050. Vi jobber for å redusere eget forbruk av fossilt maritimt brensel og for å stimulere til en systemisk endring gjennom utvikling av maritime lavutslippsløsninger. Equinor har omfattende maritim aktivitet over hele verden, inkludert om lag 175 skip på kontrakt til enhver tid. Som leverandør av drivstoff til maritim sektor, er det Equinors ambisjon å øke produksjon og bruk av lavkarbon- og utslippsfritt drivstoff. Equinor har vært en pioner i bruk av flytende naturgass (LNG) som drivstoff, og i 2021 tok vi i bruk LPG (flytende petroleumsgass) som drivstoff i stor skala. Det er innført et nytt hybrid batterisystem på 19 forsyningsfartøy på kontrakt med Equinor på norsk sokkel, i tillegg til at vi innfører neste generasjons fartøy med kombinert drivstoffsystem (dual fuel) som en del av flåten. I samarbeid med maritim industri har vi også startet utvikling av verdens første forsyningsfartøy som drives på utslippsfri ammoniakk.

Tiltak for å kompensere for karbonutslipp og naturbaserte løsninger

Vi ser at løsninger for negative utslipp kan være et viktig svar på klimautfordringene på lengre sikt. Tiltak for å kompensere for og fjerne karbon vil imidlertid bety lite for å oppnå utslippsreduksjoner fra operasjonene våre. Vi har så langt kun kjøpt kompensering for karbonutslipp knyttet til forretningsreisene våre. Vi vil kun bruke klimakvoter som er kontrollert og holder en høy standard, og vil legge fram informasjon om hvilken type kompenseringstiltak som er benyttet. For å sikre kvaliteten på de kompenseringstiltakene vi vil bruke, har vi etablert et sett kriterier og prinsipper i konsernet basert på Oxford Principles for Net Zero Aligned Carbon Offsetting.

Stresstesting av vår tilnærming til klimarisiko

Equinors virksomhet må være tilpasningsdyktig i en verden preget av stor usikkerhet og omfattende forstyrrelser, og klimarisiko er et viktig element i en forsvarlig risikostyring. Vi jobber for å håndtere slik risiko slik at vi har den økonomiske styrken som skal til for å nå våre ambisjoner. Selskapet har utarbeidet en strategi med tanke på utfordringene, mulighetene og tidsaspektet forbundet med det grønne skiftet, samtidig som vi ser at det er mange risikofaktorer utenfor vår kontroll.

I Equinor er klimarelatert risiko blant annet forbundet med effekten i markedet som følge av endret etterspørsel etter olje, gass og fornybar energi, potensielt strengere klimapolitikk, lover og regler, 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 over klimarelatert risiko i seksjon 2.13 Risikoanalyse. Vi vil fortsette å rapportere om oppside- og nedsiderisiko knyttet til klima i tråd med anbefalingene fra arbeidsgruppen Task Force on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD)

I portefølje- og beslutningsanalyser bruker vi grunnleggende forutsetninger, som blant annet omfatter en karbonkostnad for alle eiendeler og prosjekter. I land der det ikke finnes slike kostnader bruker vi en generisk kostnad som er økt betydelig i 2021. Vi bruker en standard minimumskostnad på 58 US-dollar per tonn (realpris 2021), som øker til 100 US-dollar per tonn i 2030 og ligger flatt etter det. I land med høyere

karbonkostnader bruker vi kostnadsforventninger som gjelder for det aktuelle landet. Denne karbonkostnaden tas med i investeringsbeslutninger og inngår i nullpunktsanalyser ved vurdering av lønnsomhet.

Siden 2016 har vi testet motstandskraften i porteføljen vår mot energiscenariene som er beskrevet i rapporten World Energy Outlook (WEO) fra Det internasjonale energibyrået (IEA). WEOscenariene endrer seg fra år til år, og WEO-rapporten for 2021 beskriver fire scenarier: «Net Zero Emissions by 2050 Scenario (NZE)», «Stated Policies Scenario (STEPS)», «Announced Pledges Scenario (APS)», og «Sustainable Development Scenario (SDS)». Vi tester porteføljen vår ved å bruke prisforutsetningene i hvert av disse scenariene, og sammenligner effekten på nåverdi (NPV) ved bruk av våre egne interne planforutsetninger. Letevirksomhet er ikke inkludert på grunn av usikkerheten knyttet til mulige funn og utbyggingsløsninger. Nåverdieffekten varierer fra -9 % i SDS til henholdsvis -30 % og -34 % for STEPS og NZE. Ytterligere detaljer om sensitivitetstesten av porteføljen er å finne i bærekraftsrapporten vår, 2021 Sustainability Report, som også har med en referanseindeks til TFCDs rammeverk for klimarelatert finansiell rapportering.

Som det framgår av seksjon 2.13 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 kunne føre til vurderinger av nedskrivning av konsernets olje- og naturgassaktiva. Se også note 3 Konsekvenser av initiativ for å begrense klimaendringene 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 11 Varige driftsmidler til konsernregnskapet for en drøfting av prisforutsetninger og sensitiviteter som påvirker nedskrivningsanalysen.

Miljø

Over hele verden er det økende forventninger til at tiltak må skje raskt for å møte den doble trusselen knyttet til klimaendring og tap av natur. Equinor er en stor operatør av olje- og gassinstallasjoner, og en stadig større leverandør av kraft fra havvind. Forsvarlig styring av virksomheten og potensielle effekter på marint miljø er svært viktig. Potensielt vesentlige effekter av vår virksomhet er knyttet til planlagte og utilsiktede utslipp til sjø og luft og bruk av områder.

Vi retter oss mot å systematisk styre våre miljøaspekter som en integrert del av selskapets rammeverk for styring, risiko og resultater. Føre-var-prinsippet og tiltakshierarkiet står sentralt når det gjelder å unngå, redusere eller motvirke negative direkte effekter og styrke positive resultater. Vi jobber for en kontinuerlig forbedring av miljøstyringssystemet og -resultatene. Vi utarbeider miljørisiko- og konsekvensutredninger, og involverer våre interessegrupper i planleggingsfasen før vi starter på bygge- eller driftsaktiviteter. Arbeidet omfatter også grunnlagsundersøkelser, overvåkningsprogrammer og samarbeidsprosjekter innenfor forskning for å bygge kunnskap og utvikle verktøy.

Equinor støtter den globale ambisjonen om å reversere tap av natur innen 2030, og er klar for å bidra til dette. I 2021 la vi fram en ny tilnærming til hvordan vi vil jobbe for å ivareta biologisk

mangfold, med vekt på fem fokusområder. Disse inkluderer etablering av frivillige ekskluderingssoner, utvikling av en tilnærming til å oppnå en netto positiv effekt, forbedring av kunnskap om og tilgang på data om biologisk mangfold, investering i naturbaserte løsninger og at vi skal være en forkjemper for en ambisiøs politikk for biologisk mangfold.

I 2021 hadde vi ingen virksomhet i områder som står på UNESCOs verdensarvliste, eller på steder definert under kategori 1a («naturreservat») eller kategori 1b («villmarksområde») i henhold til Den internasjonale naturvernunionen (IUCN). I 19 tilfeller hadde vi virksomhet i eller i nærheten av (< 1km) områder som defineres som beskyttede på tvers av IUCNs kategorier.

Antall utilsiktede utslipp av olje og andre væsker gikk ned med 14 % fra 2020 til 2021, til 218 hendelser. Ingen av disse var alvorlige utilsiktede utslipp. Uttaket av ferskvann lå stabilt på 8 millioner m3 .

I 2021 var utslippene av SOx på 900 tonn, som er en nedgang fra 1.300 tonn i 2020. Denne nedgangen skyldes hovedsakelig den midlertidige nedstengingen av Peregrinofeltet i 2021. Utslippene av SOx ble også redusert som følge av høyere regularitet ved raffineriene Mongstad og Kalundborg, og redusert bruk av diesel som følge av at vi ikke har hatt boring og frakturering på de landbaserte feltene i USA. Utslippene av NOx gikk ned til 34.000 tonn i 2021, fra 36.000 tonn i 2020, hovedsakelig på grunn av lavere aktivitet på boring og brønn i 2021, og salget av eierinteressene i Bakkenfeltet. Mengden olje sluppet ut med vann til sjø gikk ned til 1.100 tonn i 2021, sammenlignet med 1.300 tonn i 2020. Hovedårsaken til denne endringen var utskiftningen av rusthemmere på Statfjordplattformene, noe som har ført til bedre forhold for rensing av prosessvann.

Vi har sett en betydelig nedgang i de fleste avfallskategorier i 2021, sammenlignet med 2020. Dette skyldes i hovedsak endringer i aktivitetsnivå og typer aktivitet, særlig lavere aktivitet på boring og brønn, og en reduksjon i mengden prosessvann transportert fra Troll til Mongstad. En økning på 14 % i mengden ikke-farlig avfall til 33.000 tonn i 2021 skyldes hovedsakelig store mengder sandblåsingsavfall i forbindelse med vedlikehold av tanker på Mongstad, avfall fra branntreningsfeltet på Kollsnes og avfall knyttet til aktivitetene som er gjort etter brannen ved LNG-anlegget i Hammerfest i 2020.

Helse, sikkerhet og sikring

Sikkerhet

I en verden som har vært preget av kampen mot pandemien, har trygg drift og forsyning av energi med lavest mulig ulykkesrisiko fortsatt som en prioritet i Equinor. Visjonen vår er null skader, og denne visjonen støttes av en av selskapets tre strategiske grunnpilarer, "alltid sikker". Våre medarbeideres sikkerhet og integriteten i virksomheten har høyeste prioritet. Vi tror at alle ulykker knyttet til mennesker, miljø og eierandeler kan forhindres.

På bakgrunn av to alvorlige prosesshendelser ved landbaserte anlegg i fjor, har vi utarbeidet et nytt rammeverk for forebygging av storulykker. Dette rammeverket er bygget på tre pilarer: "Ledelse, kultur og organisatoriske rammebetingelser",

"sikker praksis og design" og "sikkerhetsbarrierer". Den globale innføringen av rammeverket var en prioritert oppgave i 2021, og fortsetter å være det framover.

Vårt "Jeg er sikkerhet veikart mot 2025" angir våre ambisjoner for sikkerhetsresultatene. Det beskriver prioriterte aktiviteter i fire kategorier på tvers av selskapet: Synlig sikkerhet, lederskap og adferd, læring og oppfølging og sikkerhetsindikatorer. Vi arbeider systematisk for å styrke sikkerhetsresultatene, og jobber kontinuerlig for å utvikle en proaktiv sikkerhetskultur der sikker drift blir innarbeidet i alt vi gjør. Det ble iverksatt to viktige tiltak for å oppnå dette i 2021. Det ene var en styrking av sikkerhet basert på menneskelige og organisatoriske faktorer ("human and organisational performance, HOP)," og det andre var innføring av digitale "observasjonskort" for å skape mer engasjement og bedre sikkerhetsadferd i hele organisasjonen. HOP blir nå tatt inn som en del av lederopplæringen for å gi bedre forståelse for hvordan mennesker, teknologi, organisasjoner og prosesser virker sammen som system, og hvordan disse forholdene kan ha innvirkning på menneskelige feil.

I 2021 hadde vi ingen storulykker, men en lekkasje av H2S og LPG (flytende petroleumsgass) på Mongstad ble registrert som en hendelse med storulykkespotensial. Equinor opplevde en tragisk dødsulykke på ett av våre innleide tankskip da en matros ble funnet omkommet i havnebassenget etter at skipet hadde forlatt havnen nær Houston. Den amerikanske kystvakten, lokalt politi og uavhengige etterforskere gransket hendelsen, og konkluderte med at personen ved et uhell hadde falt over bord. Granskingen avdekket ingen tegn til kriminell handling.

Den samlede frekvensen for alvorlige hendelser (SIF), som også omfatter nestenulykker, var 0,4 hendelser per million arbeidstimer i 2021. Dette er i samsvar med målet vårt og en forbedring i forhold til året før. Etter avslutning av alle granskinger, har vi justert antall hendelser med storulykkespotensial i 2020 fra 0 til 2.

Helse og arbeidsmiljø

Arbeidet med helse og arbeidsmiljø har vært påvirket av covid-19-pandemien på flere områder i løpet av 2021. Smitterisikoen førte til vektlegging av smittevernstiltak, som økt hygiene og

sosial avstand. Vi har jobbet proaktivt for å håndtere de psykiske helseeffektene av å jobbe hjemmefra. Der vi har fått tillatelse til å gjøre det, har kontorene åpnet, med etablerte smittevernstiltak slik at de som måtte eller ønsket å komme tilbake, trygt kunne gjøre det. Medisinske ressurser med kompetanse på ergonomi og psykososial risiko er gjort tilgjengelig for å støtte ledere og team med å håndtere risiko knyttet til hjemmearbeid. Det samlede sykefraværet økte fra 4,2 % i 2020 til 4,6 % i 2021.

Skader på personell, målt ved samlet frekvens for personskader per million arbeidstimer (TRIF), har utviklet seg i negativ retning, fra 2,3 i 2020 til 2,4 i 2021. Dette er høyere enn tilsvarende tall for våre konkurrenter og i sammenlignende bransjemålinger.

Sikring

Trusselbildet på sikringsområdet har også utviklet seg I løpet av 2021, og det gjelder også sikringsrisikoen. Trusselaktører har forsøkt å utnytte praksisen med hjemmekontor, og cyberkriminaliteten har økt. Vi jobber for en kontinuerlig sikring av Equinors medarbeidere, eiendeler og virksomhet gjennom en helhetlig styring av sikringsrisiko, som omfatter fysisk risiko, cyberrisiko og risiko knyttet til sikring av personell. Se seksjon 2.13 Risiko for mer informasjon om sikringsrisiko.

Beredskap og virksomhetskontinuitet

For å sikre at vi er godt forberedt, arbeider vi for å ha etablert en forsvarlig beredskap for å begrense konsekvensene av eventuelle hendelser. Oljevernberedskapen er i samsvar med beste praksis internasjonalt, og gjør bruk av kompetanse og ressurser som er tilgjengelige gjennom medlemskap i lokale og internasjonale organisasjoner for oljevernberedskap.

Menneskerettigheter

Det å forstå og styre risiko for negativ innvirkning på menneskerettighetene i tilknytning til virksomheten står fortsatt i sentrum for de forpliktelsene vi har på dette området. Dette er i samsvar med FNs veiledende prinsipper for næringsliv og menneskerettigheter (UNGP), de ti prinsippene i FNs Global Compact og de frivillige prinsippene om sikring og menneskerettigheter (Voluntary Principles on Security and Human Rights). Vi erkjenner at selskapets aktiviteter kan forårsake, bidra eller knyttes til negative effekter på menneskerettigheter eller andre samfunnsforhold, særlig i jurisdiksjoner med utilstrekkelig regulering og lovgivning på området. Vi ønsker derfor å bidra til å fremme en god praksis og dele kunnskap med samarbeidspartnere. I 2021 førte covid-19 pandemien til økt risikonivå i noen av de områdene vi har virksomhet i. Samtidig ser vi at myndigheter og samfunnet generelt viser økende interesse for menneskerettsarbeid.

Equinors menneskerettspolicy gjelder for alle våre aktiviteter. Når vi blir oppmerksomme på risiko knyttet til menneskerettigheter og negative effekter, jobber vi for å forebygge, motvirke eller bøte på dette alt etter hva som er relevant i den aktuelle situasjonen. Vi arbeider for å bygge opp og bruke vår innflytelse overfor leverandører og samarbeidspartnere, blant annet ved involvering av ledere på høyt nivå, muligheter til kapasitetsbygging og tilgang på kompetanse fra tredjeparter.

Vi kartlegger potensiell risiko og påvirkning på menneskerettighetene som en del av konsekvensutredningene knyttet til nye eiendeler vi er operatør for. I tillegg utfører vi undersøkelser og aktsomhetsvurderinger av menneskerettigheter for enkelte eiendeler, basert på risiko. Vi setter krav til alle leverandører når det gjelder arbeid med menneskerettigheter. Vi har også inkludert vilkår knyttet til menneskerettighetene i viktige avtaler og kontrakter, og følger opp arbeidet til utvalgte leverandører gjennom verifiseringer og funn gjort under oppfølginger.

Vi har utviklet et rammeverk som er bygget på fire grunnpilarer: ledelse og styring, risikostyring, modenhetsnivå hos samarbeidspartnere og leverandører og håndtering av de mest fremtredende risikofaktorene. Et sett med indikatorer for intern overvåking skal tas i bruk som et første skritt i henhold til dette rammeverket.

Etter at vi har begynt med aktsomhetsvurderinger i forsyningskjeden, har vi registrert en markant økning i engasjementet hos prioriterte leverandører i første ledd. Ved hjelp av risikokartlegging og vurdering av røde flagg i verdi- og forsyningskjeden for sju leverandører, jobber vi nå sammen for å håndtere risikofaktorer og effekter.

I 2021 har vi vurdert arbeidsforholdene i konkrete byggeprosjekter i Malaysia, Kina og Singapore. Det er også identifisert indikatorer på tvangsarbeid (i henhold til Den internasjonale arbeidsorganisasjonens (ILO) definisjon) i sju kontrakter og prosjekter som vi har tilknytning til, typisk i forbindelse med betaling av rekrutteringsavgifter, tilbakeholdelse av identitetspapirer, begrenset bevegelsesfrihet, høy overtidsbruk og dårlige boforhold. Det er bekreftet at det er gitt kompensasjon for urimelige betalinger, som for eksempel rekrutteringsavgifter, til 6.203 arbeidere i våre verdi- og forsyningskjeder. I 2021 utførte Equinor 30 verifikasjoner av menneskerettsforhold hos leverandører i 10 land.

I en tidlig fase av arbeidet med utvikling av vår solkraftportefølje i 2021, ble vi gjort oppmerksomme på flere varsler og bekymringer knyttet til mulige tilfeller av tvangsarbeid i forsyningskjeden for solkraft. Vi har gått aktivt sammen med konkurrenter, samarbeidspartnere, leverandører og bransjeorganisasjoner, som Solar Energy Industry Association (SEIA), for å sikre økt innsyn i forsyningskjeden vår. I tillegg er risikovurderinger av leverandører utført av uavhengige eksperter.

Samfunnsøkonomiske effekter

Det har alltid vært viktig for Equinor å gi et positivt bidrag til de landene og lokalsamfunnene vi har virksomhet i, og det vil fortsatt være viktig gjennom det grønne skiftet. Gjennom vår kjernevirksomhet og forsyningskjede, og også gjennom et bredere samfunnsengasjement, skaper vi økonomiske verdier og muligheter for samfunnet gjennom å:

• Skaffe pålitelig energi på en bærekraftig måte
• Skape betydelige inntekter til land gjennom de skattene vi betaler
• Skape arbeidsplasser, utvikle medarbeidere og jobbe for mangfold og inkludering, både blant egne medarbeidere og eksternt
• Skape økonomiske muligheter på tvers av verdikjeden, gjennom innkjøp av varer og tjenester
• Drive innovasjon, forskning og utvikling av ny teknologi for et bedre samfunn

I 2021 publiserte vi for første gang en rapport om skatteytelser (Tax Contribution Report). Rapporten gir en oversikt over skattebetaling fra Equinor ASA og datterselskaper i 2020. Equinor er en betydelig skatteyter, og våre skattebetalinger gir myndigheter mulighet til å øke velferden og skape bedre samfunn. Rapporten redegjør for Equinors retningslinjer for skatt og selskapets skattestrategi, -etterlevelse og -styring. Den gir også informasjon om inntektsskatten Equinor har betalt i land og på steder der selskapet skaper verdier på tvers av alle våre virksomheter. Rapporten er tilgjengelig i sin helhet på våre nettsider.

Vi skaper viktige samfunnsøkonomiske effekter gjennom samarbeid med leverandører. I 2021 var våre samlede leverandørkostnader mer enn 16 milliarder USD. Et eksempel er de fire nye kontraktene som ble inngått med Aibel i år. De er verdt rundt 600 millioner USD, vil skape en sysselsetting på om lag 3.500 årsverk, og sikre arbeidsplasser i flere år framover, både i Haugesund, Harstad, Asker og Stavanger.

Velfungerende lokale forsyningskjeder er viktig både for regional økonomisk utvikling og for Equinor, ettersom vi investerer i langsiktig infrastruktur som vil være i drift i flere tiår. Et eksempel som kan illustrere dette er "Bridge"-prosjektet som Equinor har lansert i Brasil, som skal bygge kapasitet og skape muligheter for lokale nyetableringer og små og mellomstore bedrifter. Vi har også videreført støtte til utdanningsprogrammer, for eksempel avtalen vi undertegnet med Department for Chemical and Mining Engineering ved University of Dar Es Salaam i Tanzania i 2021.

Les mer om samfunnsøkonomiske effekter når det gjelder utvikling av våre medarbeidere, hvordan vi involverer dem i utviklingen av selskapet og jobber for mangfold og inkludering i seksjon 2.15 Våre medarbeidere.

Integritet og åpenhet

En etisk bedriftskultur er selve hjørnesteinen i et bærekraftig selskap. Som globalt selskap er Equinor tilstede i deler av verden hvor det er stor risiko for korrupsjon. Med en strategi om å øke investeringene i nye energimarkeder, har vi fortsatt arbeidet med etikk og etterlevelse også i 2021. Vår forpliktelse til å drive en etisk, samfunnsansvarlig og åpen virksomhet har vært uendret gjennom covid-19-pandemien.

Våre etiske retningslinjer beskriver våre 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 disse retningslinjene. Vi forventer at leverandørene opptrer i samsvar med våre etiske retningslinjer, og involverer dem for å hjelpe dem med å forstå våre etiske krav og måten vi driver virksomhet på.

De etiske retningslinjene gir et eksplisitt forbud mot å delta i noen form for bestikkelser og korrupsjon. Equinors program for antikorrupsjon 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 attestasjonsaktiviteter.

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.

Vi har tro på at vi ved å informere om betalinger til myndigheter bidrar til ansvarlighet og bygger tillit i de samfunnene vi har virksomhet i. Vi har rapportert om betalinger til myndigheter per land, per prosjekt og per juridisk enhet siden 2014. Denne rapporteringen står sentralt i konsernets åpenhet rundt skatteforhold. Equinors rapport om skatteytelser (Tax Contribution Report) gir mer informasjon om vår tilnærming til skatt, inkludert bruk av kontroversielle skattejurisdiksjoner, incentiver og internprising, og forklarer hvorfor og hvor vi betaler den skatten vi betaler.

Vi har i en årrekke vært tilsluttet FNs Global Compact, World Economic Forums "Partnering Against Corruption Initiative" og Transparency International (TI). Som mangeårig støttespiller for Extractive Industries Transparency Initiative (EITI), har Equinor også gjennom hele 2021 deltatt aktivt i EITIs interessentgruppeprosess med en klar målsetting om styrket åpenhet om inntekter og god styring i sektoren.

Andre relevante rapporter

Mer informasjon om Equinors retningslinjer, styringstilnærming og resultater innenfor sikkerhet, sikring og bærekraft finnes i Equinors «2021 Sustainability Report» (kun engelsk utgave).

2.15 Våre medarbeidere

Hywind Scotland flytende havvindpark - Stine Myhre Selås.

Like muligheter

Vårt fokus på mangfold og inkludering

Vi er drevet av verdiene våre – åpen, samarbeid, modig og omtenksom. Det er grunnleggende for oss å omfavne mangfold og fremme inkludering. Som beskrevet i de etiske retningslinjene våre, tolererer vi ikke noen form for diskriminering eller trakassering av kolleger eller andre som påvirkes av virksomheten vår, og vi behandler alle rettferdig og med respekt og verdighet. Vi legger vekt på mangfold og inkludering, fordi vi mener at ved å dra nytte av den mangfoldige arbeidsstyrken vår og skape et trygt og inkluderende arbeidsmiljø, kan vi realisere strategien, og ta en ledende rolle i det grønne skiftet.

Vi mener at mangfold handler om det som gjør oss til det vi er, hva som former tankene og perspektivene våre. Som selskap har vi arbeidet for bedre kjønnsbalanse gjennom mange år, deriblant representasjon i ledergrupper, utviklingsmuligheter, og støtte til jenter og kvinner i STEM-utdannelsen gjennom sponsor-programmene våre og rekruttering av unge talenter. Siden 2019 har vi lagt vekt på økt bevissthet om mangfold utover kjønn, og vi har satt oss en ambisjon om at alle team i Equinor skal være mangfoldige og inkluderende innen 2025. Denne ambisjonen er satt for hele konsernet på verdensbasis.

Vi bygger ambisjonen vår på forskning som sier at mangfoldige og inkluderende team er mer nyskapende og oppnår bedre resultater. Det er grunnen til at vi mener det er viktig å føre sammen personer med ulik bakgrunn, erfaring og kompetanse, for å dele ideer og utfordre gruppetenking. Disse teamene kan bare lykkes når alle opplever trygghet, inkludering og støtte på arbeidsplassen. Som et verktøy for å nå vår ambisjon om

mangfold og inkludering, bruker vi måleparametre som ser på mangfold i kjønn, alder, nasjonalitet og erfaring. Vi mener at mangfold går utover disse dimensjonene, og arbeider for økt bevissthet om, forståelse av og støtte til mangfold på et bredere nivå. Vi vil arbeide mer systematisk med å fjerne eventuelle barrierer, og styrke inkludering av kolleger som tilhører minoritetsgrupper, inkludert funksjonsnedsettelse, etnisitet, LHBTQ+, religion og omsorgsansvar. Vi måler inkludering i den årlige medarbeiderundersøkelsen, samtidig som vi beskytter våre ansattes anonymitet når det gjelder disse sensitive temaene.

Veikartet for mangfold og inkludering eies av konsernfunksjonen for mennesker og organisasjon (PO). Leveransene gjennomføres imidlertid gjennom et bredere PO-samarbeid på tvers av funksjoner med helse- og arbeidsmiljøenheten og sikkerhetsfunksjonen. Konsernledelsen gir den strategiske retningen for mangfold og inkludering, og styret sørger for at vi oppfyller forpliktelsen vår om å involvere oss i likestillingsarbeid. Det gis oppdateringer om framgang i dette arbeidet via formelle kanaler og møter.

Vi involverer fagforeningsrepresentanter og verneombud i prosessene våre, både gjennom utvalgte prosjekter og de formelle strukturene for sentrale fagforeningsmøter. I 2021 reviderte vi den lokale tariffavtalen om likestilling, likeverd og mangfold for Equinor ASA. Likestillingsavtalen mellom selskapet og fagforeningen Industri Energi gjelder alle ansatte i Equinor ASA, og sier at vi som arbeidsgiver skal arbeide for at alle ansatte skal behandles likt med hensyn til rekruttering, lønn og arbeidsforhold, opplæring, karrierestiger og faglig utvikling.

Bygger mangfoldige og inkluderende team

Vi bygger mangfoldige og inkluderende team basert på prosesser og strukturer som bidrar til like muligheter. I 2021 justerte vi driftsmodellen vår for å utvide bruken av kompetansesentre ytterligere. Det har gitt oss økt fleksibilitet i organisasjonen, og vil bidra i arbeidet med å bygge mangfoldige team og skape samarbeid. Det interne stillingsmarkedet vårt tilbyr innsyn i tilgjengelige muligheter.

Rekruttering spiller en svært viktig rolle i strategien vår for mangfold og inkludering, siden det gir muligheten til å øke mangfoldet i arbeidsstyrken vår. Vi har en global ambisjon om en 50-50-fordeling mellom kjønn og nasjonalitet (norske og ikke-norske) i programmene våre for unge talenter. I Brasil følger vi lokale juridiske krav til ansettelse av personer med funksjonsnedsettelse, og vi har sett at det er behov for å gå gjennom rekrutteringsprosessen vår, for å avgjøre tilgjengelighet for kandidater. I første omgang skal vi gå gjennom den digitale rekrutteringsprosessen vår i Brasil og Norge, og vil komme tilbake med vurderinger om bredere, globale tiltak.

I 2021 fortsatte vi arbeidet med å tiltrekke oss talenter, ved å utvide hvor og hvordan vi skal finne talenter og gjennomgå støtteordningene våre. Vi mener at dette vil øke mangfoldet blant potensielle kandidater, både globalt og i Norge. Vi har gått gjennom noen av de tidligere tiltakene våre, for å se hvor vellykkede de har vært med tanke på å tiltrekke mangfoldige kandidater med tanke på kjønn og nasjonalitet. Tiltakene

omfattet reviderte stillingsbeskrivelser og beskrevne forventninger samt støtte til rekrutteringsledere, for å begrense påvirkning av ubevisste fordommer i rekrutteringsprosessen. Vi skal undersøke flere forbedringsmuligheter i 2022.

Vi mener at å bygge opp en framtidsrettet arbeidsstyrke, fremme en sterk kultur for prestasjonsutvikling, og gi medarbeiderne våre ansvar og myndighet til å yte sitt beste, er viktig i arbeidet med å styrke mangfold og inkludering. Vi understreker betydningen av at alle skal ta ansvar for sin egen vekst og utvikling i selskapet, noe som understreker satsingen vår på like muligheter for alle. Vi mener at tilbakemeldingskulturen vår gir et trygt, støttende og inkluderende miljø. I 2021 så vi en liten nedgang i antall medarbeidere som spurte om tilbakemelding og medarbeidere som ga tilbakemelding, og vi skal arbeide med å finne tiltak som kan styrke tilbakemeldingskulturen vår ytterligere.

Kjønn

Equinor har i flere år arbeidet systematisk med å øke antall kvinner i lederstillinger. I 2021 utnevnte konsernsjefen vår en kjønnsbalansert konsernledelse. Blant ledere som rapporterer til konsernledelsen er andelen kvinner også på 49 %. Mangfold og inkludering er en viktig del av våre personalprosesser, deriblant vurdering av talenter, etterfølgere og ledere, lederutviklingskurs og innplassering av de øverste lederne. Dette har bidratt til en kjønnsbalanse blant Equinors toppledere. Vi har hovedsakelig fokusert på kjønn, men fortsetter å arbeide for et bredere mangfold.

Fast ansatte og prosentdel kvinner i Equinorkonsernet

per 31. desember 2021

	Antall ansatte				Kvinner
Geografisk område	2021	2020	2019	2021	2020	2019
Norge	18.237	18.238	18.128	31%	31%	31%
Resten av Europa	1.427	1.381	1.359	24%	23%	23%
Afrika	63	73	73	37%	37%	36%
Asia	80	68	70	41%	44%	49%
Nord-Amerika	667	882	1.199	33%	33%	31%
Sør-Amerika	652	603	583	31%	31%	30%
Totalt	21.126	21.245	21.412	31%	31%	30%
Ikke-OECD	869	821	823	33%	33%	32%

I tråd med reviderte retningslinjer for rapportering av lønn fordelt på kjønn, har Equinor offentliggjort lønnsforholdet mellom menn og kvinner, både i kompensasjon og i grunnlønn, i Norge, Brasil, Storbritannia og USA. Det rapporterte lønnsgapet mellom kvinner og menn i samlet kompensasjon er større enn i grunnlønn. Vår analyse viser at hovedårsaken til denne forskjellen er at det er høyere andel av menn i fagarbeiderstillinger offshore og i andre driftsstillinger. Disse rollene blir vanligvis kompensert med en rekke tilleggselementer utover grunnlønn, som for eksempel offshore-godtgjørelser eller skiftgodtgjørelser samt overtidsbetaling. Lønnsforskjellene mellom kvinner og menn i disse stillingene sammenlignet med landbaserte stillinger utenfor drift fører til et større lønnsgap i samlet kompensasjon enn i grunnlønn.

En tabell som viser en detaljert oversikt over lønnsforhold på Equinors største lokasjoner, inndelt etter selskapets jobbstruktur, finnes på Equinor data hub. I tråd med våre prinsipper om likelønn, fortsetter Equinor å utvikle en bedre forståelse av underliggende årsaker til eventuelle lønnsforskjeller mellom kvinner og menn i alle våre kompensasjonselementer. Vi skal arbeide for å finne muligheter der vi kan proaktivt se på forskjeller, samtidig som vi er bevisst på strukturelle forskjeller som kan være utenfor vår påvirkningsevne.

I samsvar med vår forpliktelse til å skape en likeverdig og inkluderende arbeidsplass, deltar Equinor i flere likestillingsindekser, som arbeider for økt innsyn i rapporteringen. Dette omfatter 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. Vi forplikter oss til innsyn i vårt arbeid med å støtte likestilling, siden vi mener at økt innsyn i dette arbeidet vil bidra til økt kjønnsbalanse, både i vår industri og i næringslivet generelt.

Skape en trygg og inkluderende arbeidsplass for alle

Vi ønsker å være en god arbeidsplass for alle. For å nå dette må alle føle at de hører til, og at de er trygge nok til å være seg selv på jobb og si sin mening. Vi har satt tydelige forventninger til at ledere skal arbeide for en inkluderende kultur, og fokusere på mangfold når de bygger team. I 2021 økte konsernsjefen forventningene til ledere, for at de skal samsvare med de viktigste elementene i det grønne skiftet. Det ble lagt vekt på inkludering, og våre lederes evne til å bygge tillit og skape et miljø, der alle kan være fullt og helt seg selv på jobb, si sin mening og bli respektert. Disse forventningene er innarbeidet i alle våre lederutviklingsprogrammer og -verktøy.

I 2021 økte vi bevisstheten om mental helse, og kommuniserte støtteordninger og godtgjørelser som var tilgjengelige. Gjennom vår årlige medarbeiderundersøkelse og andre tilbakemeldingsmekanismer, har vi sett behovet for økt støtte. Våre planer om å støtte mental helse og trivsel omfatter midler til velferdsaktiviteter i alle land der vi har virksomhet, og støtte til mental helse fra eksterne fagfolk gjennom webinarer og podkaster for ansatte og ledere. I tillegg vil alle ansatte få et engangsbeløp på 1000 USD, som de kan bruke på aktiviteter de velger selv for å øke deres trivsel.

Vi har funnet ut at bruk av Teams til å samarbeide på tvers av organisasjonen har økt inkluderingen av kolleger med syns- og hørselsnedsettelser. I 2021 identifiserte vi risiko og barrierer knyttet til kontorteknologi og byggtilgjengelighet i Norge. Som svar på dette har vi begynt å oppgradere teknologisystemene i våre kontorlokaler, og økt kontortilgjengeligheten med støyreduserende tiltak i våre kantiner. Vi vil fortsatt ha fokus på økt tilgjengelighet i 2022, og vi planlegger å gjøre flere analyser for å bestemme tiltak og prioriteringer.

Antall ansatte, frivillig deltidsansatte og midlertidig ansatte 2021

Ansattes ressursgrupper (employee resource groups, ERGs) spiller en viktig rolle i å øke forståelsen av og kunnskaper om mangfold, og skape inkludering og engasjement. Krav til hjemmekontor på alle våre kontorsteder og anlegg har påvirket deres tiltak og engasjement. I 2021 ble disse gruppene tilbudt mer støtte ved å fremme og støtte ulike tiltak og etablere flere grupper, deriblant Black in Equinor i Brasil, Inkluzive Storbritannia, og Mental Helse i Norge. Etter å ha analysert resultatene har vi funnet ut at disse tiltakene ikke har vært tilstrekkelige, og flere tiltak i 2022 er rettet mot sponsor og HRstøtte for å styrke aktiviteten og engasjementet. Våre ansattes ressursgrupper styres gjennom grupper i Norge, Brasil, USA og Storbritannia, men de er inkluderende og åpne for ansatte fra alle våre lokasjoner.

Fleksibilitet

I tråd med lokale covid-19-restriksjoner og -retningslinjer, innførte vi en strategi for fleksibelt arbeid, for å gi ansatte muligheten til å kombinere arbeid fra kontoret med virtuelt arbeid utenfor kontoret. I nært samarbeid med fagforeningsrepresentanter utarbeidet vi konserndekkende prinsipper for avtaler om fleksibelt arbeid, som skal veilede vårt arbeid i framtiden, slik at team kan utføre sine oppgaver trygt og sikkert utenfor Equinors kontorer eller anlegg. Vi mener at fleksibilitet vil hjelpe ansatte med omsorgsansvar og andre personlige forpliktelser som krever fleksibilitet til å oppnå balanse mellom arbeid og privatliv, og vi arbeider videre for å avgjøre hvordan disse prinsippene kan anvendes best mulig.

I Equinor ASA arbeider de fleste ansatte fulltid, og vi har ikke ansatte som ufrivillig arbeider deltid. De 2,4 % av ansatte som arbeider deltid gjør det på frivillig grunnlag. Denne gruppen representerer stort sett kvinner. Vi skal fortsette å følge med på antall deltidsansatte og på kjønnsbalansen, for å finne ut om det kreves flere analyser for å forstå om Equinor kan gi bedre støtte til ansatte som i dag arbeider deltid, men ønsker å arbeide fulltid.

	Kvinner	Menn
per 31. desember 2021
Antall ansatte	5.690	12.527
Frivillig deltidsansatte (i prosent)	5,5 %	1,0 %
aktive 2021
Midlertidig ansatte
Sommerstudenter	57	89
Lærlinger	148	385
Andre midlertidig ansatte	10	24

Equinor tilbyr 16 ukers lønnet permisjon til alle ansatte som skal bli foreldre. I Equinor ASA rapporterer vi gjennomsnittlig antall uker ansatte tok permisjon i forhold til norsk lovbestemt foreldrepermisjon. Etter norsk lov har mødre rett til permisjon i 18 uker og fedre i 15 uker med 100 % lønn. I tillegg kan 16 uker deles mellom mor og far med 100 % lønn. Foreldrepar av

samme kjønn har samme rettigheter. I gjennomsnitt tok menn mindre permisjon enn de 15 ukene de har rett på. Dette kan gjenspeile at permisjonen kan forlenges utover de første 12 månedene, og vi har sett på muligheten til å gjøre ytterligere analyser for å forstå informasjonen.

Norsk lovpålagt foreldrepermisjon og global foreldrepermisjon 2021

	Antall ansatte	Gjennomsnittlig antall uker	Median antall uker
Kvinner	293	29	32
Menn	546	12	15

Tallene ovenfor inneholder både lovpålagt lønnet permisjon og ulønnet permisjon forespurt av den ansatte

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 40.800 i 2021. Informasjonen om selskapets personalpolitikk gjelder Equinor ASA og datterselskapene.

Samlet bemanning etter region, ansettelsesforhold og nyansatte i Equinor-konsernet i 2021

per 31. desember 2021

			Total	Konsulenter	Deltidsansatte
Geografisk område	Fast ansatte	Konsulenter	arbeidskraft1)	(%)	(%)	Nyansatte
Norge	18.237	1.261	19.498	6%	2,4%	580
Resten av Europa	1.427	65	1.492	4%	1,5%	167
Afrika	63	4	67	6%	0,0%	3
Asia	80	19	99	19%	0,0%	19
Nord-Amerika	667	62	729	9%	0,0%	38
Sør-Amerika	652	39	691	6%	0,2%	79
Totalt	21.126	1.450	22.576	6%	2,2%	886
Ikke-OECD	869	62	931	7%	0,1%	102

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 40.800 i 2021.

Samarbeidsforhold

I Equinor involverer vi hele tiden våre medarbeidere i utviklingen av selskapet. Dette omfatter internt samarbeid på tvers av funksjoner og opprettholde kontakten med fagforeningsrepresentanter og verneombud i henhold til lokal lovgivning, regler og praksis. I 2021 var dette avgjørende i arbeidet med den nye driftsmodellen og konsernets strategi og prinsipper for fleksibelt arbeid. Samarbeid og dialog med fagforeninger og ansattrepresentanter har også vært en forutsetning for alle endringer vi gjør som gjelder vårt fysiske arbeidssted. Vi respekterer ansattes rettigheter til å organisere seg, og deres mulighet til å ytre sine meninger, og vi har de samme tydelige forventningene til våre leverandører og partnere. Informasjon om fagforeningstilhørighet finnes i våre bærekraftresultater på Equinor.com.

Måling av framgang

Vårt arbeid med mangfold og inkludering har et bredt omfang. For å måle framgang i forhold til ambisjonen vår for mangfold og inkludering, om at alle team skal være mangfoldige og inkluderende innen 2025, kreves det både formelle og uformelle metoder for datainnsamling. Vi har identifisert forbedringsmuligheter i hvordan vi rapporterer i forhold til måleparametre globalt, som er framhevet i våre prioriterte tiltak for 2022.

I 2021 fortsatte vi å måle framgang i vår ambisjon for mangfold og inkludering med vår konserndekkende prestasjonsindikator (KPI) for mangfold og inkludering. KPIen ble innført i 2019, og er basert på to indekser. Mangfoldsindeksen følger hvert forretningsområdes framgang innen mangfold i team med hensyn til kjønn, alder, nasjonalitet og erfaring.

Inkluderingsindeksen måles i vår globale

medarbeiderundersøkelse, og måler ansattes oppfatning av inkludering i deres team. Mangfoldsindeksen har vist en sakte men jevn økning gjennom årene, og 2021-tallet var 39 (2018 referanse er 33, med en ambisjon om 55 i 2025). Vår inkluderingsindeks har økt gjennom årene, men i 2021 falt tallet ett poeng til 77 (2018-referanse var 76, ambisjonen var 80). KPIen for mangfold og inkludering har vært et verdifullt verktøy siden det ble innført, men vår reviderte driftsmodell krever at vi må revurdere våre måleparametere for mangfold og inkludering i framtiden. Vi har også identifisert behovet for å forbedre måten vi måler og rapporterer tiltak og initiativ på som går videre enn måleparametre for mangfold – inkludert engasjement om mangfold og inkludering, aktiviteter av ansattes ressursgrupper og engasjement om interne kommunikasjonskanaler. I 2022 vil vi formalisere disse måleparametrene ytterligere.

Planer og prioriteringer for 2022 og videre

Vi gjennomgår kontinuerlig omfang, prioriteringer og rapporteringskrav knyttet til mangfold og inkludering i vårt arbeid for å oppnå vår ambisjon. En av våre prioriteringer for 2022 er å få en bedre oversikt over alle våre initiativ og måleparametere for å fastslå vår framgang per land. Dette innebærer å få en bedre forståelse av rapporteringskrav i henhold til lokale lovpålagte rammeverk på våre største lokasjoner i Norge, Storbritannia, USA og Brasil.

Vi skal også fullføre en risikovurdering for å undersøke risiko for diskriminering og barrierer mot mangfold for å prioritere tiltak for 2022 og videre. Dette prosjektet skal ledes av HR i samarbeid med juridiske representanter og fagforeningsrepresentanter. Vi har prioritert noen få konkrete

aktiviteter for 2022 som skal være en del av risikovurderingen. Det omfatter følgende leveranser som er på både globalt og norsk nivå:

• 1) Gjennomgå og revidere dagens måleparametre for mangfold og inkludering for å få en bedre rapportering av vår framgang og juridiske krav.
• 2) Analysere dagens status for å sikre likestilling i de viktigste personalprosessene, deriblant rekruttering, og identifisere ytterligere tiltak for å øke tilgjengelighet for våre kolleger.
• 3) Styrke og bygge en mer inkluderende kultur ved økt bevissthet om mangfold utover kjønn – med spesielt fokus på funksjonsnedsettelse, mental helse og etnisitet.

Hammerfest LNG-anlegg, Melkøya.

Eierstyring og selskapsledelse

s120	3.1	Implementering og rapportering
s122	3.2	Virksomhet
s122	3.3	Egenkapital og utbytte
s123	3.4	Likebehandling av aksjeeiere og
		transaksjoner med nærstående
s124	3.5	Fri omsettelighet
s124	3.6	Generalforsamling
s125	3.7	Valgkomiteen
s126	3.8	Bedriftsforsamlingen, styret og
		konsernledelsen
s139	3.9	Styrets arbeid
s141	3.10	Risikostyring og internkontroll
s144	3.11	Godtgjørelse til styret og
		bedriftsforsamlingen
s147	3.12	Godtgjørelse til konsernledelsen
s173	3.13	Informasjon og kommunikasjon
s173	3.14	Overtakelse
s173	3.15	Ekstern revisor

Equinor, Årsrapport 2021 117

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, ett i seksjon 3.6 Generalforsamling og det andre i seksjon

Nominasjon, valg og rapportering i Equinor ASA

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 prosessen for regnskapsrapportering: 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 fra 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. Konsernet har virksomhet i rundt 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 former norsk sokkel, og spisser sin internasjonale portefølje for å sikre verdiskaping i tiårene framover, samtidig som vi utvikler fornybarvirksomhet med høy verdi og sikrer tidlige muligheter i lavkarbonmarkedet.

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 lavkarbonressurser, og har internasjonale aktiviteter innen vindkraft samt en ledende posisjon innenfor innføring av teknologi for CO2-fangst og -lagring (CCS) i Europa.

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.

Verdiene våre er veiledende for adferden til alle ansatte i Equinor. Våre konsernverdier er: åpen, samarbeid, modig og omtenksom. Både verdiene og de etiske retningslinjene våre behandles som en integrert del av vår virksomhet. De etiske retningslinjene våre for adferd er nærmere beskrevet i seksjon 3.10 Risikostyring og internkontroll.

Vi fokuserer også på å håndtere påvirkningen av virksomheten vår på mennesker, samfunn og miljø i tråd med konsernets retningslinjer for helse, sikkerhet, sikring, klima og 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 2.14 Sikkerhet, sikring og bærekraft samt i Equinors bærekraftsrapport.

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 2021 var selskapets egenkapital på 39.010 millioner USD (ekskl. 14 millioner USD i aksjeposter uten bestemmende innflytelse/minoritetsinteresser), det vil si 26,5 % av selskapets samlede eiendeler. Netto gjeldsgrad var 0,8 %19. Betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer utgjorde 36.372 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

¹⁹ 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.

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, 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 foreslår for generalforsamlingen at det utbetales et utbytte på 0,20 USD per aksje for fjerde kvartal 2021, og at det også utbetales et ekstraordinært utnytte på 0,20 USD per aksje for fjerde kvartal 2021.

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 11. mai 2021 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 2022. Det vises til avsnitt 5.1 Aksjonærinformasjon for en beskrivelse av utførte tilbakekjøp i 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.

På generalforsamlingen 11. mai 2021 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 inntil det er vedtatt en ny fullmakt på neste generalforsamling, men ikke lenger enn til 30. juni 2022.

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 2021 hadde staten en eierandel på 67 % (eksklusive Folketrygdfondets eierandel på 3,7 %). Statens eierandel i Equinor ble tidligere forvaltet av Olje- og energidepartementet (OED), men 1. juli 2021 ble eierskapet overført til Nærings- og fiskeridepartementet (NFD). 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 nærstående parter kan forvaltes av NFD 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 NFD. 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 Eiers Instruks 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 2022.

Generalforsamlingen vil gjennomføres som et kombinert fysisk og digitalt møte (med forbehold om mulige covid-19 restriksjoner). Praktiske detaljer rundt dette vil fremgå av innkalling til generalforsamling og på selskapets nettside. Generalforsamlingen holdes på norsk, med simultanoversettelse til engelsk. På Equinors digitale generalforsamling 11. mai 2021 var 80,18 % av aksjekapitalen representert, enten ved personlig deltakelse, fullmakt eller forhåndsstemmer.

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.

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 et vedtak av generalforsamlingen 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.

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 2021, og er valgt for perioden fram til generalforsamlingen i 2022:

• Tone Lunde Bakker (leder), administrerende direktør for Eksportfinansiering 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 21 ordinære møter i 2021.

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 2021 hadde bedriftsforsamlingen følgende medlemmer og observatører:

					Familiære relasjoner til konsernledelsen, styret eller bedrifts	Aksjer for medlemmer per 31.	Aksjer for medlemmer	Første	Utløpsdato for
Navn	Yrke	Bosted	Fødsels år	Stilling	forsamlingens medlemmer	desember 2022	per 8.mars 2022	gang valgt	gjeldende periode
Tone Lunde Bakker	Administrerende direktør i Eksportfinansiering 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	Administrerende direktør, 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	0	0	2020	2022
Trond Straume	Administrerende direktør i Volue ASA	Sandnes	1977	Aksjonærvalgt	Nei	100	100	2020	2022
Peter B. Sabel	Tillitsvalgt, Tekna/Nito, Prosjektleder Geofysikk	Hafrsfjord	1968	Ansattvalgt	Nei	0	0	2019	2023
Oddvar Karlsen	Tillitsvalgt, Industri Energi, Foreningsleder	Brattholmen	1957	Ansattvalgt	Nei	1.177	342	2019	2023
Berit Søgnen Sandven	Tillitsvalgt, Tekna/Nito, overingeniør fiskalmåling	Kalandseidet	1962	Ansattvalgt	Nei	3.826	4.039	2019	2023
Terje Enes	Tillitsvalgt, SAFE. Fagansvarlig, mekanisk vedlikehold	Stavanger	1958	Ansattvalgt	Nei	850	417	2017	2023
Lars Olav Grøvik	Tillitsvalgt, Tekna, Rådgiver Petech	Bergen	1961	Ansattvalgt	Nei	8.354	8.672	2017	2023
Frode Mikkelsen	Tillitsvalgt, Industri Energi Hauglandshel	la	1957	Ansattvalgt	Nei	569	416	2019	2023
Per Helge Ødegård	Tillitsvalgt, Lederne, fagansvarlig, driftsprosess	Porsgrunn	1963	Ansattvalgt, observatør	Nei	568	417	1994	2023
Ingvild Berg Martiniussen	Tillitsvalgt, Tekna/Nito, / Ledende forsker Produksjonsteknologi	Porsgrunn	1975	Ansattvalgt, observatør	Nei	2.480	2.605	2021	2023
Anne Kristi Horneland	Tillitsvalgt, Industri Energi	Hafrsfjord	1956	Ansattvalgt, observatør	Nei	7.801	8.075	2006	2023
Total						27.078	26.436

Aksjonærvalgte medlemmer av bedriftsforsamlingen ble valgt i mai 2020 for en periode på to år. Brynjar Kristian Forbergskog valgte imidlertid å tre ut som medlem i juni 2021. Varamedlem Trond Straume ble dermed medlem av bedriftsforsamlingen med virkning fra 9. juni 2021. Det ble holdt valg av ansattvalgte medlemmer av bedriftsforsamlingen tidlig i 2021. Med virkning fra 12. mai 2021 ble Peter B. Sabel (tidligere observatør) valgt til nytt medlem, og erstattet Sun Maria Lehmann. Oddvar Karlsen, Berit Søgnen Sandven, Lars Olav Grøvik, Frode Mikkelsen og Terje Enes ble gjenvalgt som medlemmer av bedriftsforsamlingen. Ingvild Berg Martiniussen ble valgt til ny observatør, og erstattet Peter B. Sabel. Per Helge Ødegård og Anne Kristi Horneland ble gjenvalgt som observatører. En liste over alle medlemmer og varamedlemmer er tilgjengelig på www.equinor.com/bedriftsforsamling.

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 2021. Styrelederen og konsernsjefen deltok på alle fire møter. Andre medlemmer av ledelsen var også representert på møtene.

Prosedyren for arbeidet i bedriftsforsamlingen, og 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.

Equinor ASA har anskaffet en styreansvarsforsikring som gjelder for medlemmene av styret og konsernsjefen. Forsikringen dekker også ansatte som pådrar seg et selvstendig ledelsesansvar, og inkluderer kontrollerte datterselskaper. Forsikringspolisen er utstedt av en anerkjent forsikringsgiver med god kredittvurdering.

Styret avholdt åtte ordinære styremøter og tre ekstraordinære styremøter i 2021. Møtedeltakelse var 100 %.

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 2021:

Jon Erik Reinhardsen Født: 1956 Verv: Aksjonærvalgt styreleder og leder av styrets kompensasjons- og lederutviklingsutvalg.

Jeroen van der Veer Født: 1947 Verv: Aksjonærvalgt nestleder av styret, leder av styrets revisjonsutvalg og medlem av styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk. Periode: Styreleder i Equinor ASA siden 1. september 2017. Er på valg i 2022. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styremedlem i Oceaneering International Inc., Telenor ASA og Awilhelmsem AS, og styreleder i Fire Security AS.

Antall aksjer i Equinor ASA: 4.584 (per 31.12.2021)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Reinhardsen er deltids seniorrådgiver hos BearingPoint Capital. 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 hadde i denne perioden base i New York. Fra 1983 til 2005 arbeidet Reinhardsen i en rekke ulike stillinger i Aker Kværner-konsernet, herunder som 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 2021 deltok Reinhardsen på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter, seks møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og fire møter 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 2022.

Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styreleder i Royal Boskalis Westminster NV Antall aksjer i Equinor ASA: 6.000 (per 31.12.2021)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Etter at van der Veer gikk av med pensjon i 2009 fortsatte han i det internasjonale olje- og gasselskapet Royal Dutch Shell Plc (Shell) som medlem av styret frem til 2013. Han var konsernsjef i Shell i perioden 2004 - 2009. Han begynte å arbeide i Shell i 1971, og har erfaring innenfor alle deler av selskapets virksomhet, og har betydelig kompetanse innen eierstyring og selskapsledelse (corporate governance).

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 2021 deltok van der Veer på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter, seks ordinære og to ekstraordinære møter i revisjonsutvalget og fem møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. van der Veer er nederlandsk statsborger og bosatt i Nederland.

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 2022. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Leder i rådet for Oslosenteret.

Antall aksjer i Equinor ASA: Ingen (per 31.12.2021)

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 2021 deltok Godal på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter, seks møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og fem 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 2022. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styreleder i Norwegian Hull Club (NHC) og Handelsbanken Norge, styremedlem i SATS ASA, Rockwool International A/S, BW Offshore ASA, Klaveness Combination Carriers ASA og Wilh. Wilhelmsen Holding ASA.

Antall aksjer i Equinor ASA: 220 (per 31.12.2021)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Herlofsen har roller som uavhengig rådgiver med ulike styreverv. Hun har tidligere vært CFO i Wallenius Wilhelmsen ASA, et internasjonalt rederi. Før hun startet i Wallenius Wilhelmsen, var hun CFO i rederiet Torvald Klaveness fra 2012. Hun har betydelig finansiell og strategisk erfaring fra flere selskaper og ulike styreverv. Herlofsen begynte sin karriere i et av Nordens største meglerhus, Enskilda Securities, hvor hun arbeidet med corporate finance 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 innen oppkjøp, fusjoner og strategi, 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 2021 deltok Herlofsen på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter og seks ordinære og to 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 2022. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Uavhengig styremedlem i Balfour Beatty plc.

Antall aksjer i Equinor ASA: 1.100 (per 31.12.2021)

Lån i Equinor: Ingen

.

Erfaringsbakgrunn: Drinkwater var ansatt i bp i perioden 1978-2012, og hadde en rekke ulike lederstillinger i selskapet. I perioden 2009-2012 var hun konsernsjef i bp Canada. Hun 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 2021 deltok Drinkwater på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter, seks ordinære og to ekstraordinære møter i revisjonsutvalget og fem 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 2022. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Medlem av styret i Capita plc. Antall aksjer i Equinor ASA: Ingen (per 31.12.2021) 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 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 2021 deltok Lewis på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter, seks møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og fem møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. 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.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2019. Er på valg i 2022. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styreleder i Energi Norge AS og styremedlem i Fortum Oslo Varme AS, Cegal Sysco AS, Eidsiva Energi AS og flere datterselskaper i Hafslund Eco AS. Antall aksjer i Equinor ASA: 620 aksjer (per 31.12.2021)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Ruyter har vært konsernsjef i Hafslund Eco 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 2021 deltok Ruyter på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter, seks ordinære og to 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 2022. Uavhengig: Ja

Andre styreverv: Styremedlem i Borregaard ASA. Antall aksjer i Equinor ASA: 4.700 (per 31.12.2021) Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Andersen har vært konsernsjef i Tomra Systems ASA siden 16. august 2021. Før dette var hun konserndirektør for Europa i Yara International ASA. Andersen var medlem av konsernledelsen i Yara fra 2016, og har også vært konserndirektør for Produksjon og konserndirektør for Supply Chain. Tidligere har hun hatt mange andre ledende roller i Yara og Norsk Hydro/Yara. Hun begynte i Norsk Hydro i 1997. Andersen har bred internasjonal industrierfaring og betydelig styreerfaring.

Utdannelse: Sivilingeniør fra NTNU og MBA fra Handelshøyskolen BI.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2021 deltok Andersen på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter og fem møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget. Andersen er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Per Martin Labråten Født: 1961 Verv: Ansattvalgt styremedlem og medlem av kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 8. juni 2017. Er på valg i 2023. Uavhengig: Nei

Andre styreverv: Styremedlem i fagforbundet Industri Energi (IE) og innehar en rekke verv som følge av dette.

Antall aksjer i Equinor ASA: 2.642 (per 31.12.2021)

Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Labråten er tillitsvalgt på heltid som leder av Industri Energis Equinoravdeling. Tidligere har han arbeidet som prosesstekniker på Oseberg-feltet i Nordsjøen. Utdannelse: Labråten er utdannet fagarbeider i prosess/kjemi.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre styremedlemmer, medlemmer av konsernledelsen eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: I 2021 deltok Labråten på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter, tre møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget og fem møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. Labråten er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Hilde Møllerstad Født: 1966 Verv: Ansattvalgt styrets revisjonsutvalg.

styremedlem og medlem av

Uavhengig: Nei Andre styreverv: Leder av etisk råd i Tekna. Antall aksjer i Equinor ASA: 5.234 (per 31.12.2021) Lån i Equinor: Ingen

Erfaringsbakgrunn: Møllerstad har vært ansatt i Equinor siden 1991 og arbeider innen petroleum teknologi i Leting og produksjon Internasjonalt. Møllerstad har sittet i bedriftsforsamlingen i Equinor fra 2013 til 2019, hun var medlem av styret 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.

Periode: Medlem av styret i Equinor ASA siden 1. juli 2019. Er på valg i 2023.

Annet: I 2021 deltok Møllerstad på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter og seks ordinære og to ekstraordinære møter i revisjonsutvalget. Møllerstad er norsk statsborger og bosatt i Norge.

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 2013. Er på valg i 2023. Uavhengig: Nei

Andre styreverv: Ingen.

Aksjer i Equinor: 125 (per 31.12.2021)

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 2021 deltok Lægreid på åtte ordinære styremøter, tre ekstraordinære styremøter og fem møter i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk. Lægreid er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Det var ingen endringer i styrets sammensetning i 2021. Bedriftsforsamlingen gjenvalgte alle medlemmene i juni 2021.

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 konsernfunksjon.

Endringer i konsernstrukturen og konsernledelsen

Equinor er i utvikling som et bredt energiselskap. Derfor er det gjort endringer i konsernstrukturen og konsernledelsen for å bidra til økt verdiskaping fra vår olje- og gassportefølje, lønnsom vekst innen fornybar energi og utvikling av lavkarbonløsninger.

Med virkning fra 1. juni 2021 er forretningsområdene som følger:

• Utforskning og produksjon Norge (UPN)
• Leting og produksjon internasjonalt (EPI)
• Fornybar (REN)
• Teknologi, digital og innovasjon (TDI)
• Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP)
• Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP)

Konsernfunksjonene er som følger:

• Chief financial officer (CFO)
• Sikkerhet, sikring og bærekraft (SSU)
• Juridisk og etterlevelse (LEG)
• Mennesker og organisasjon (PO)
• Kommunikasjon (COM)

Følgende endringer i konsernledelsen ble annonsert 1. mars 2022:

• Aksel Stenerud er utnevnt til konserndirektør for funksjonsområdet Mennesker og organisasjon med virkning fra 1. mars 2022.
• Jannik Lindbæk er utnevnt til konserndirektør for kommunikasjon, og er formelt medlem av konsernledelsen fra 1. mars 2022.
• Geir Tungesvik er utnevnt til konserndirektør for forretningsområdet Prosjekter, boring og anskaffelser med virkning fra 1. mai 2022.

For mer informasjon om endringene i konsernledelsen annonsert 1. mars 2022, se våre nettsider: Endringer i Equinors konsernledelse.

Medlemmer av Equinors konsernledelse per 31. desember 2021:

Anders Opedal Født: 1968 Stilling: Konsernsjef siden 2. november 2020.

Eksterne verv: Ingen

Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 41.458 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.

Ulrica Fearn Født: 1973 Stilling: Konserndirektør for økonomi og finans siden 16. juni 2021.

Jannicke Nilsson Født: 1965 Stilling: Konserndirektør for Sikkerhet, sikring og bærekraft (SSU) siden 1. juni 2021

Kjetil Hove Født: 1965 Stilling: Konserndirektør for Utforskning og produksjon Norge (EPN) siden 1. januar 2021

Eksterne verv: Ingen

Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: Ingen Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Fearn begynte i Equinor i juni 2021. Hun kommer fra stillingen som Director of Group Finance hos BT Plc, en stilling som hun hadde siden 2017. Før dette har Fearn hatt flere lederstillingen i Diago Plc fra 1998 til 2017.

Utdannelse: Mastergrad i økonomi og administrasjon fra Universitetet i Halmstad.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Fearn er svensk statsborger og bosatt i Norge.

Eksterne verv: Styremedlem i Odfjell SE og Jotun A/S. Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 56.272 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Nilsson begynte i Equinor i 1999, og kommer fra stillingen som konserndirektør for sikker og effektiv drift (COO), som hun hadde fra 1. desember 2016. Som COO etablerte hun Digital Centre of Excellence i 2017 for å fremme Equinors digitale omstilling, og dermed forbedre resultatene i alle segmenter og støtte opp under selskapets strategi for «sikker drift, høy verdiskaping og lave karbonutstlipp». I august 2013 ble hun utnevnt til leder for STEP-programmet (Equinor technical efficiency programme). Hun har hatt en rekke sentrale lederstillinger i oppstrømsvirksomheten i Norge, blant annet som direktør for enheten Technical Excellence i Teknologi, prosjekter og boring (TPD), direktør for Drift Nordsjøen, direktør for Modifikasjoner og prosjektportefølje Bergen, i tillegg til å være plattformsjef på Oseberg Sør.

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.

Eksterne verv: Styremedlem i Norsk Olje og Gass (NOG) Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 17.017 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Hove begynte i Equinor i 2007. Siden han ble ansatt har han hatt flere sentrale lederstillinger i Equinor. Han kommer fra stillingen som direktør for felt i senfase (FLX), en stilling han har hatt siden januar 2020. Før dette var Hove direktør for driftsteknologi i Utvikling og produksjon Norge. Fra 2000 til 2012 jobbet han internasjonalt, blant annet som landsjef for Equinor i Brasil i 3,5 år. Han startet sin karriere i 1991 innenfor petroleumsteknologi i Norsk Hydro, og har hatt ulike stillinger knyttet til leting, feltutbygging og drift i Norge.

Utdannelse: Sivilingeniør i petroleumsteknologi fra Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet (NTNU).

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Hove er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Al Cook Født: 1975 Stilling: Konserndirektør, Leting og produksjon internasjonalt (EPI) siden 1. januar 2021.

Arne Sigve Nylund Født: 1960 Stilling: Konserndirektør for Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) siden 1. januar 2021

Irene Rummelhoff Født: 1967 Stilling: Konserndirektør for Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP) siden 17. august 2018.

Eksterne verv: Styremedlem i The Power of Nutrition Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 3.738 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Cook begynte i Equinor i 2016. Han kommer fra stillingen som konserndirektør for Global strategi og forretningsutvikling (GSB) som han har hatt siden mai 2018. Han startet som direktør for 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 Cook 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 i feltoperasjoner i Nordsjøen fra 2002 til 2005, blant annet som plattformsjef på Cleeton-plattformen. Cook begynte i BP i 1996, opprinnelig innenfor kommersielle roller og roller innenfor prosjekt og leting.

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 medlemmer av bedriftsforsamlingen.

Annet: Cook er britisk statsborger og bosatt i Storbritannia.

Eksterne verv: Ingen. Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 15.820 Lån fra Equinor: Ingen

Erfaring: Nylund begynte i Equinor i 1987. Han kommer fra stillingen som konserndirektør for Utvikling og Produksjon Norge (UPN), som han har hatt siden 2014. Han har hatt flere sentrale lederstillinger i Equinor. Før han kom til Equinor var Nylund 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.

Eksterne verv: Nestleder i styret i Norsk Hydro ASA. Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 25.036 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 Fornybar (REN) siden 17. august 2018.

Carri Lockhart Født: 1971 Stilling: Konserndirektør, Teknologi, digital og innovasjon (TDI) siden 1. juni 2021

Eksterne verv: Styremedlem i Næringslivets Hovedorganisasjon (NHO) Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 17.840 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 perioden 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 2021: 8.450 Lån i Equinor ASA: Ingen

Erfaring: Lockhart begynte i Equinor i 2016. Hun kommer fra stillingen som direktør for portefølje og partneroperert i Utvikling og produksjon internasjonalt, som hun har hatt siden august 2018. Før dette var hun direktør for Equinors offshorevirksomhet i USA. Hun startet sin karriere som reservoaringeniør i Marathon Oil i Anchorage i Alaska. Hun har hatt en rekke ulike lederstillinger i oppstrømsorganisasjonen, med erfaring fra virksomhet både offshore og på land, konvensjonelle og ukonvensjonelle ressurser, feltovervåking, bygging og drift av anlegg, internasjonal landadministrasjon, strategisk planlegging og forretningsutvikling.

Utdannelse: Bachelorgrad i petroleumsteknologi fra Montana College of Mineral Science and Technology i USA.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Lockhart er amerikansk statsborger og bosatt i USA.

Siv Helen Rygh Torstensen Født: 1970 Stilling: Konserndirektør og juridisk direktør, Juridisk og etterlevelse (LEG) siden 1. juni 2021.

Ana Fonseca Nordang Født: 1977 Stilling: Konserndirektør for Mennesker og organisasjon (PO) siden 1. juni 2021.

Eksterne verv: Medlem av Etikkrådet, Statens pensjonsfond utland Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 13.318 Lån i Equinor ASA: Ingen

Erfaring: Rygh Torstensen begynte i Equinor i 1998 og kommer fra stillingen som juridisk direktør, som hun hadde siden 1. august 2019. Før dette var hun leder for konsernsjefens kontor fra juli 2016. Fra 2011 til 2016 var hun direktør i konsernjuridisk avdeling. Mellom 1998 og 2011 har Rygh Torstensen hatt ulike stillinger i juridisk avdeling, blant annet som Corporate Compliance Officer og fungerende juridisk direktør. Før Equinor jobbet hun i Advokatfirmaet Cappelen og Krefting DA og hos kommuneadvokaten i Stavanger.

Utdannelse: Jurist fra Universitetet i Bergen, og har advokatbevilling.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Rygh Torstensen er norsk statsborger og bosatt i Norge.

Eksterne verv: Ingen Antall aksjer i Equinor ASA per 31. desember 2021: 8.370 Lån i Equinor ASA: Ingen

Erfaring: Fonseca Nordang begynte i Equinor i 2009 og har hatt ulike lederstillinger i selskapet. Hun kommer fra stillingen som direktør for Mennesker og ledelse (PL), som hun hadde siden 1. september 2019. Fra juli 2017 var hun direktør for Lederutvikling samt Mangfold og inkludering i PL. Fra 2015 til 2017 var hun direktør for Mennesker og organisasjon i Equinors virksomhet i USA. Fra 2009 hadde hun rollen som principle consultant for enheten organisational change and capabilities. Hun arbeidet tidligere hos Roxar (Emerson), der hun var ansvarlig for markedsføring av programvaredivisjonen. Før hun kom til Roxar arbeidet hun for CEB (Gartner), der hun begynte i 2001 i Washington, D.C. Hun ledet lanseringen av en vellykket ny rådgivningstjeneste for mellomstore organisasjoner. Deretter arbeidet hun som leder av Middle Market Europe, før hun gikk over til Roxar i 2008.

Utdannelse: MBA fra George Washington University School of Business i USA, og en bachelorgrad i politikk og internasjonale forhold fra University of Kent i Storbritannia.

Familierelasjoner: Ingen familierelasjoner til andre medlemmer av konsernledelsen, medlemmer av styret eller av bedriftsforsamlingen.

Annet: Fonseca Nordang er portugisisk 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 2021 diskuterte styret klimaendringer og energiomstillingen på de fleste av sine ordinære styremøter, enten som en integrert del av diskusjonene om strategi og investeringer, eller som egne saker.

I februar 2021, i oppfølging av ambisjonen om å bli et klimanøytralt selskap som ble lansert 2. november 2020, deltok styret i den andre workshopen med fokus på klimarisiko i forlengelsen av workshopen som ble gjennomført i 2020. I mars, som del av Equinors strategi for økt vekst innenfor fornybar energi, deltok styret i det andre av to dypdykk om havvind, i

forlengelsen av workshopen de hadde i desember 2020. I juni tok styret et dypdykk i Equinors lavkarbonløsninger med vekt på prosjektporteføljene, lønnsomhet og hva som kreves for å oppnå selskapets ambisjoner. I begynnelsen av hvert styremøte har konsernsjefen eget møte med styret for å diskutere viktige saker i selskapet. På slutten av alle styremøter er det en lukket del av møtet der kun styremedlemmer deltar i diskusjonene og evaluerer møtet. Konsernsjefen, konserndirektøren for økonomi og finans (CFO), konserndirektør for sikkerhet, sikring og bærekraft, 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 2021 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 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 2021 ble styrets besøk avlyst som følge av covid-19-situasjonen, og neste styrebesøk planlegges i 2022. I 2021 besøkte styrets leder South Brooklyn Marine Terminal i forbindelse med havvindvirksomheten i USA.

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 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 vil justeres i 2022 for å reflektere den oppdaterte anbefalingen i kapittel 9 i Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse, når det gjelder hvordan styret og ledelsen skal håndtere avtaler med tilknyttede parter, herunder om det skal innhentes en uavhengig verdivurdering. 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 i forbindelse med risikostyring, internkontroll og finansiell rapportering, og andre oppgaver som utvalget blir tildelt.

Revisjonsutvalget skal særlig bistå styret i utøvelsen av dets tilsynsansvar, knyttet til:

• Den finansielle rapporteringsprosessen og integriteten i regnskapene.
• Selskapets internkontroll, internrevisjon og risikostyringssystemer og -praksis.
• Valg av ekstern revisor, vurdering av ekstern revisors kvalifikasjoner og uavhengighet og tilsyn med ekstern revisors arbeid.
• Forretningsintegritet, inkludert håndtering av klager og varsler.
• Øvrige ansvarsoppgaver er beskrevet i lov om allmennaksjeselskaper § 6-43, Regulation 10A-3 i den amerikanske loven Securities and Exchange Act og gjeldende krav til børsnoterte selskaper.

Revisjonsutvalget vurderer effektiviteten i systemet for etterlevelse av lover og regler for forretningsintegritet og etterlevelse av Equinors etiske retningslinjer som er relevante for utvalgets ansvarsoppgaver.

I henhold til norsk lov velges ekstern revisor av aksjonærene på generalforsamlingen på grunnlag av et forslag fra bedriftsforsamlingen. Revisjonsutvalget er ansvarlig for å gi en anbefaling vedrørende valg, gjenvalg eller oppsigelse av selskapets eksterne revisor, og bistår styret og

bedriftsforsamlingen i deres rolle vedrørende valg av ekstern revisor for Equinor ASA på generalforsamlingen.

Revisjonsutvalget møtes så ofte som de anser nødvendig, normalt fem til syv ganger i året, og har jevnlige møter med intern og ekstern revisor uten at selskapets ledelse er til stede, blant annet i forbindelse med årsregnskap og årsrapport.

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 2021 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 besluttet at utvalget har de kvalifikasjoner som kreves i henhold til allmennaksjeloven. I tillegg har styret konkludert med at Jeroen van der Veer, Rebekka Glasser Herlofsen, Anne Drinkwater og

Finn Bjørn Ruyter er uavhengige i henhold til kravene i allmennaksjeloven og Rule 10A-3 i Securities Exchange Act.

Equinors konserndirektør for økonomi og finans, juridisk direktør, regnskapsdirektør og direktør for konsernrevisjon deltar på revisjonsutvalgets møter, i tillegg til representanter for ekstern revisor.

Revisjonsutvalget hadde seks ordinære møter og to ekstraordinære møter i 2021, i tillegg til to dypdykk i problemstillinger som er av relevans for utvalget og møtedeltakelsen var på 100 prosent.

For en 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.

Utvalget bistår styret i arbeidet med filosofi, prinsipper og strategi knyttet til godtgjørelse for ledende ansatte i Equinor, i tillegg til mål knyttet til klima og energiomstillingen i selskapets kompensasjonskonsepter.

Utvalget består av opptil seks styremedlemmer. Ved utgangen av 2021 besto utvalget av Jon Erik Reinhardsen (leder), Bjørn Tore Godal, Jonathan Lewis, Finn Bjørn Ruyter, Tove Andersen og Per Martin Labråten (ansattvalgt styremedlem). Ingen av utvalgets medlemmer sitter i selskapets ledelse, og alle de aksjonærvalgte medlemmene anses som uavhengige (i henhold til Equinors rammeverk).

Konserndirektør for mennesker og organisasjon deltar på møter i kompensasjons- og lederutviklingsutvalget.

Utvalget hadde seks møter i 2021, og møtedeltakelsen var på 96,97 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 med vurdering av selskapets praksis og resultater med hensyn til sikkerhet, sikring, etikk, bærekraft og klima. Dette inkluderer

kvartalsvis gjennomgang av de av selskapets risikofaktorer som dekkes av utvalget, i tillegg til praksis og resultater, blant annet risiko og resultater knyttet til klima, og en årlig gjennomgang av bærekraftrapporten og prosedyrene for rapportering om slike saker.

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, etikk bærekraft og klima, som er i konstant utvikling.

Ved utgangen av 2021 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).

Konserndirektør for sikkerhet, sikring og bærekraft, direktør for sikkerhet, juridisk direktør, direktør for bærekraft, direktør for konsernrevisjon og direktør for etikk og etterlevelse deltar på møtene i utvalget for sikkerhet, bærekraft og etikk.

Utvalget hadde fem ordinære møter i 2021 og møtedeltakelsen var på 100 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 fører tilsyn med selskapets internkontroll og generelle risikostyring og -kontroll, og gjennom revisjonsutvalget har styret også tilsyn med og drøfter effektiviteten i selskapets policyer og praksis på dette området. Styret og styrets revisjonsutvalg drøfter løpende selskapets rammeverk for risikostyring (ERM) og trelinjemodellen (three lines of control), og læringspunkter fra risikojusterende tiltak og kontrollaktiviteter. Styret, styrets revisjonsutvalg og styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk fører sammen tilsyn med og vurderer risiko, blant annet knyttet til juridiske, regulatoriske og økonomiske forhold, til sikkerhet, sikring, bærekraft og klima, og de kontrolltiltakene som er etablert for å styre slik risiko. To ganger i året får styret forelagt og drøfter en vurdering av de viktigste risikofaktorene selskapet står overfor, vesentlige nye risikofaktorer og risikorelaterte forhold, og drøfter selskapets risikoprofil.

Equinor driver risikostyring for å sikre at driften og andre forretningsaktiviteter gjennomføres på en sikker måte, i samsvar med eksterne og interne standarder og krav, slik at uønskede hendelser unngås, og vi oppnå maksimal verdiskaping.

Selskapets rammeverk for risikostyring skal sørge for at risikovurderinger gjøres til en integrert del av arbeidet for å realisere Equinors formål og visjon, og også står sentralt i det daglige arbeidet.

Gjennom trelinjemodellen blir selskapsdekkende ansvar for risikostyring og ansvarsforhold med hensyn til risikoanalyse-, overvåking, -rådgivning og -kontroll definert på tvers av alle relevante risikokategorier. Kategoriene omfatter blant annet risiko knyttet til forretningsintegritet (svindel, sanksjoner, konkurranse, hvitvasking), sikkerhet, sikring og bærekraft, økonomisk/juridisk/regulatorisk risiko, og risiko knyttet til medarbeidere og politiske/offentlige spørsmål. Det er etablert prosedyrer og systemer for å vurdere hvilke økonomiske konsekvenser ulike typer risiko kan ha for selskapets kontantstrøm, og også hvilke ikke-økonomiske konsekvenser de kan ha for medarbeidere, miljø, fysiske driftsmidler, og i siste instans, selskapets omdømme. Der det er nødvendig blir operasjonell risiko forsikret av selskapets eget forsikringsselskap, som opererer i både norske og internasjonale forsikringsmarkeder.

Det er oppgitt mer informasjon om risiko og risikofaktorer knyttet til selskapets økonomiske og operasjonelle resultater i seksjon 2.13 (risikoanalyse) på Form 20-F.

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) per 31. desember 2021. Basert på denne vurderingen har konsernsjefen og konserndirektøren for økonomi og finans konkludert med at disse kontrollene og prosedyrene med rimelig sikkerhet kan sies å være 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, vil ingen evaluering av kontrollene kunne gi absolutt sikkerhet for at alle kontrollavvik og mulige tilfeller av misligheter i selskapet har blitt avdekket.

Ledelsens rapport om internkontrollen over finansiell rapportering

Ledelsen i Equinor har ansvaret for å etablere og opprettholde tilstrekkelig internkontroll over 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).

Ledelsen i Equinor har vurdert effektiviteten av internkontrollen over den finansielle rapporteringen 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 over finansiell rapportering per 31. desember 2021 var effektiv.

Equinors internkontroll over finansiell rapportering 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, vil internkontroll over finansiell rapportering ikke kunne forhindre eller avdekke alle tilfeller av feilinformasjon. Videre vil enhver vurdering av effektiviteten i internkontrollen for framtidige perioder være forbundet med en risiko for at kontrollene kan bli utilstrekkelige på grunn av endrede omstendigheter og at graden av etterlevelse med policyer og prosedyrer kan forringes.

Attestasjonsrapport fra det uavhengige revisjonsfirmaet

Effektiviteten i internkontrollen over den finansielle rapporteringen per 31. desember 2021 er revidert av Ernst & Young AS, et uavhengig revisjonsfirma som også reviderer konsernregnskapet i denne årsrapporten. Deres rapport om internkontrollen over finansiell rapportering er inkludert i seksjon 4.1 Konsernregnskap i denne rapporten.

Oppretting av vesentlige svakheter fra foregående år

Per 31. desember 2021 har ledelsen fullført arbeidet med å rette opp de vesentlige svakhetene som var avdekket per 31. desember 2020. Følgende tiltak er gjennomført: Styring av IT-brukertilganger:

• Kontroller knyttet til gjennomganger av IT-brukertilganger er vurdert, og det er tydeliggjort hva som skal kontrolleres for å sikre effektiv håndtering.
• Hyppigheten av de nåværende gjennomgangene og sikkerhetskontrollene er økt for å styrke kontrollrammeverket.
• Koordinerings- og overvåkingsaktivitetene forbundet med kontroller av IT-tilgangsstyring er blitt utvidet, inklusive en ytterligere forsterking av dokumenteringen.
• Kompetansen er styrket ved hjelp av målrettet opplæring og veiledning av relevant personell som utfører kontrollaktivitetene.

Kontroll av salg og kjøp av væsker og gass, inklusive endringer i lagerbeholdning, og krafthandel i MMP-segmentet:

• Utformingen av kontroller er forbedret for å rette opp svakheter, og det er innført flere automatiserte kontroller.

• Det er gjennomført omfattende opplæring for å forsterke dokumenteringen, bedre prosedyrene for avvikshåndtering og trappe opp overvåkingsaktivitetene.
• Det er gitt målrettet opplæring og veiledning til relevant personell som utfører kontrollaktiviteter, med spesiell vekt på krav til kontrollgjennomganger og for å sikre at data og rapporter som er brukt i disse kontrollene er fullstendige og korrekte.

Ledelsen mener at de ovennevnte tiltakene effektivt har rettet opp de vesentlige svakhetene.

Endringer i internkontrollen over finansiell rapportering

Utover det som er beskrevet ovenfor, var det ingen betydelige endringer i internkontrollen over den finansielle rapporteringen i løpet av året 2021 som i vesentlig grad har påvirket, eller som det er rimelig å anta at vil påvirke i vesentlig grad, vår internkontroll over 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 Samfunn og miljø.

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

Alle Equinor-ansatte må hvert år bekrefte elektronisk at de forstår og vil følge de etiske retningslinjene, og også bestå en test for å bevise dette (sertifisering). Formålet med

sertifiseringen er å minne hver enkelt om plikten til å følge Equinors verdier og etiske krav, og om hvordan man kan varsle om bekymringer.

I 2021 ble de etiske retningslinjene inkludert i Equinors styringssystem for kompetansekrav (CAMS), som gir ledelsen mulighet til å følge med på daglig status for gjennomføring, og bidrar til en mer målrettet oppfølging basert på data når det gjelder bekreftelse av de etiske retningslinjene.

Det gjennomføres også konkret opplæring i enkelte temaer knyttet til etterlevelse, blant annet antikorrupsjon, antitrustlover, antihvitvasking og sanksjoner. I 2021 ble det gjennomført mange virtuelle kurs. E-læringsprogrammet for antikorrupsjon og antihvitvasking ble oppdatert i 2021.

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 konsernfunksjonen for mennesker og organisasjon 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-compliancein-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	Ansattvalgte styremedlemmer kan delta i ordninger
	tilsvarende differensiering mellom lederen	med variabel lønn og pensjons- og ytelsesordninger i
	og øvrige medlemmer i hvert utvalg.	henhold til deres lokasjon og grad, i likhet med andre
		ansatte.
	De ansattvalgte medlemmene av styret
	mottar samme godtgjørelse som de	Ingen aksjonærvalgte styremedlemmer har
	aksjonærvalgte medlemmene. Styret	pensjonsordning eller avtale om etterlønn fra
	mottar sin godtgjørelse i form av	selskapet.
	pengeutbetalinger.
		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 833.146 USD (7.159.534 NOK) i 2021.

Detaljert informasjon om individuell godtgjørelse til medlemmer av styret i 2021, og antall aksjer hver enkelt eier, er oppgitt i tabellen under.

			Totale ytelser			Antall aksjer
Medlemmer av styret (tall i tusen USD unntatt antall aksjer)	2017	2018	2019	2020	2021	2021
Jon Erik Reinhardsen (styreleder)	37	117	110	108	119	4.584
Jeroen van der Veer (nestleder)	88	95	101	96	98	6.000
Bjørn Tore Godal	67	70	67	64	70	-
Rebekka Glasser Herlofsen	63	66	62	59	66	220
Anne Drinkwater	-	48	100	88	82	1.100
Jonathan Lewis	-	44	93	76	70	-
Finn Bjørn Ruyter	-	-	37	69	77	620
Tove Andersen	-	-	-	27	59	4.700
Per Martin Labråten1)	33	59	56	54	66	2.642
Stig Lægreid1)	57	59	56	54	59	125
Hilde Møllerstad 1)	-	-	32	59	66	5.234
Valgte ansattrepresentanter som varamedlemmer i styret
Hans Einar Haldorsen	-	-	-	-	-	890
Bjørn Palerud	-	-	-	-	-	4.680
Anita Skaga Myking	-	-	-	-	-	4.199
Totale ytelser	345	558	714	754	832	34.994

1) Valgte ansattrepresentater i styret

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 136.952 USD (1.176.880 NOK) i 2021.

	Totale ytelser
Valgte ansattrepresentanter i bedriftsforsamling (tall i tusen USD)	2020	2021
Berit Søgnen Sandven	6	6
Frode Mikkelsen	6	6
Lars Olav Grøvik	6	6
Oddvar Karlsen	6	6
Peter Bernhard Sabel	6	6
Terje S. Enes	6	6
Valgte ansattrepresentanter som varamedlemmer i bedriftsforsamling som mottok representantytelser
Terje Herland	-	1
Dag-Rune Dale	-	1
Totale ytelser	33	36

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

3.12 Godtgjørelse til konsernledelsen

I 2021 var samlet godtgjørelse til konsernledelsen 11.936.197 USD. 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 2021, tabellen som oppsummerer prestasjonsvurderingen, de viktigste mål og KPIer for hvert perspektiv; tabeller som oppsummerer godtgjørelse til hvert medlem av konsernledelsen for året som rapporteres og det foregående år; tabeller som oppsummerer aksjene tildelt til hvert medlem av konsernledelsen; tabeller vedrørende hvert medlem av konsernledelsens prestasjoner; komparativ tabell over belønning og selskapets prestasjoner de siste fem regnskapsårene; og beskrivelsen om aksjeandel, inkludert sammendragstabellen.

Belønningspolitikk

Følgende retningslinjer for fastsettelse av godtgjørelse for Equinors konsernledelse som styret foreslo, ble godkjent på den ordinære generalforsamlingen i 202120, 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 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.

²⁰ For å følge de oppdaterte «Statens retningslinjer for belønning av toppledere i selskaper med statlig eierskap (fastsatt av Næringsog fiskeridepartementet 30. april 2021), er maksimumsgrensen for årlig variabel lønn redusert, og bindingstiden for konserndirektørers aksjer i de ansattes aksjespareprogram økt, ref. tabellen «Hovedelementer – Equinors lederlønnskonsept». Disse endringene er ikke blitt kompensert.

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 fremtidens energi. 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, gjennomsnittlig energikostnad over levetiden (LCOE), produksjonseffektivitet (PE), produksjonsbasert tilgjengelighet (PBA), relativ totalavkastning til aksjonærene (TSR), relativ avkastning på gjennomsnittlig 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. 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 ansatt i Equinor ASA før 1. september 2017, og som tiltrådte konsernledelsen etter 13. februar 2015, mottar et fastlønnstillegg i stedet for pensjonsopptjening over 12G21, beskrevet under avsnittet om pensjon og forsikringsordninger.	Det er ikke knyttet prestasjonskriterier til fastlønnstillegget. Fastlønnstillegget er ikke pensjonsberettiget og inngår ikke grunnlag for variabel lønn.
Årlig variabel lønn (AVP)	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 fra prestasjonsåret 2022 berettiget til en årlig variabel lønn på 0–45 % av grunnlønnen. Målbonus 22 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.	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.
		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 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 (SSP)	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.	Med virkning fra 2022 vil bonusaksjer fra aksjespareprogrammet tildeles konsernsjefen og konserndirektørene etter en bindingstid på tre kalenderår etter spareåret.
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

²¹ G er grunnbeløpet i folketrygden i Norge. 1G per 31. desember 2021 tilsvarer 106.399 kroner.

²² 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 omkring 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 likt vektede faktorer: relativ totalavkastning til aksjonærene (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 45 % av grunnlønn, 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 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. Belønning- og arbeidsvilkår for konsernledelsen er basert på de samme hovedprinsippene som gjelder for belønning av senior ledere i selskapet generelt.

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 2021

Styret foreslår følgende belønningsrapport for Equinors konsernledelse, der det skal holdes en rådgivende votering på generalforsamlingen i 2022, i henhold til § 6-16 b i allmennaksjeloven, forskrift 2020-12-11-2730) og § 7-31 b i den norske regnskapsloven.

Prestasjonsvurdering i 2021

I 2021 var hovedmålene og KPIene for forretningsleveranse for hvert perspektiv slik som beskrevet nedenfor. Hvert perspektiv ble i tillegg støttet av omfattende planer og tiltak.

Strategiske mål		Resultatvurdering for 2021
Sikkerhet, sikring og bærekraft	Strategiske mål og tiltak omfatter sikkerhet, sikring og bærekraft.	Utviklingen av frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) var positiv, og endte rekordlavt og på målet på 0,4. Den positive utviklingen de siste årene i både den samlede personskadefrekvensen (TRIF) og antall olje- og gasslekkasjer har imidlertid snudd, og endte I 2022 høyere enn I 2020. Antall olje- og gasslekkasjer var 12 i 2021, sammenlignet med 11 i 2020. Antall røde hendelser var imidlertid lavere enn i 2020. CO2-intensitet for oppstrømporteføljen endte på 7,0 kg/foe (fat oljeekvivalenter) i 2021. Det lave resultatet sammenlignet med 8 kg/foe i 2020 var påvirket av høy gassproduksjon og høy produksjonsandel og -regularitet fra felt med lav CO2-intensitet. Hele organisasjonen har høyt fokus på kontinuerlig forbedring av sikkerhets-, sikrings- og bærekraftresultatene.
Mennesker og organisasjon	Strategiske mål og tiltak omfatter en verdibasert og høyt presterende organisasjon.	I 2021 brukte ansatte mer tid på læring enn året før. Resultatene av konsernets medarbeiderundersøkelse (global people survey, GPS) som omhandler medarbeiderutvikling viste imidlertid en nedgang til 68, noe som viser lavere tilfredshet med utviklingsmuligheter enn i 2020, da indeksen var på 71. Inkluderingsindeksen var 77 i 2021, noe lavere enn det rekordhøye resultatet på 78 i 2020. Utviklingen i mangfoldsindeksen er positiv, med en økning fra 37 i 2020 til 42 i 2021.
Drift	Strategiske mål og tiltak omfatter pålitelig og kostnadseffektiv drift samt endring av olje- og gassindustrien.	Produksjonseffektiviteten (PE) i 2021 hadde en positiv utvikling, sammenlignet med 2020, og endte på 92,3 %. Sju Equinor opererte eiendeler hadde en PE på over 94 %. Peregrino og Snøhvit er ikke inkludert i beregningene, siden disse eiendelene var ute av drift hele året. PBA-indikatoren (produksjonsbasert tilgjengelighet) i en tolvmånedersperiode endte på 96,5 % i 2021, som er på samme nivå som i 2020. Resultatet er noe under målet på 97 % for 2021.
Marked	Strategiske mål og tiltak omfatter en fleksibel og robust energi-portefølje.	Prognosene for organiske investeringer for 2021 var på om lag 8 milliarder USD, og resultatet ved utgangen av året viser 7,9 milliarder USD. I 2021 fortsatte fokuset på kapitaldisiplin og forbedringer. Dette har gitt en sterk portefølje, som viser at den er robust mot lavere priser. Reserveerstatningsraten (RRR) for 2021 er 1,1, som hovedsakelig skyldes en stor positiv revidering som følge av høyere priser og at Bacalhau ble inkludert. Forbedringen i gjennomsnittlige energikostnaden over levetiden (LCoE) endte på 4 % i forhold til året før, noe som er 2 %-poeng bedre enn målet. Verdien av indikatoren for fornybarporteføljen har også vist en positiv utvikling, hovedsakelig som følge av salg av prosjekter i USA (Empire og Beacon Wind) og Dogger Bank A/B. Verdiskapingen fra leting endte på 1,1, noe som er over målet på 0,2. Det gode resultatet skyldes lovende funn på norsk sokkel samt positive revideringer i internasjonale eiendeler.
Finans	Strategiske mål og tiltak omfatter kapasitet til positiv kontantstrøm, lønnsomhet og konkurransekraft.	Equinor ble rangert som nummer to blant sammenlignbare selskaper på indikatoren relativ totalavkastning til aksjonærene (TSR) for 2021. Dette er et første kvartol resultat og bedre enn målet om å være bedre rangert enn gjennomsnittet blant de sammenlignbare selskapene. På indikatoren relativ avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE) ble Equinor også rangert på andre plass blant sammenlignbare selskaper, og over målet om å være bedre rangert enn gjennomsnittet av sammenlignbare selskaper. Nivået på indikatoren for faste driftskostnader og salgs og administrasjonskostnader for 2021 endte tilnærmet uendret, noe som ikke gir måloppnåelse om en reduksjon på 5 %. Det vil være viktig å opprettholde et sterkt fokus på kostnadsutviklingen i 2022. Potensialet for påvirkning av forbedringer fram mot 2025 har utviklet seg positivt i løpet av 2021, noe som i stor grad skyldes verdiskapingen fra eksport av gass som ble produsert på Gina Krog i stedet for injeksjon. Realiserte forbedringer i 2021 er på om lag 1,8 milliarder USD.

Styrets vurdering av konsernsjefens prestasjoner

Forretningsleveranse-dimensjonen ("Hva") for konsernsjefens variable lønn (for 2021) var basert på vurdering i forhold til følgende KPIer: Frekvens for alvorlige hendelser (SIF), CO2-intensitet, forbedring av LCOE, relativ totalavkastning for aksjonærene (TSR), relativ ROACE (avkastning på sysselsatt kapital) og faste driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader.

I sin vurdering av konsernsjefens prestasjoner for 2021, har styret understreket at leveransene i viktige områder har vært over, på og under de målsettinger som ble satt. Året har vært påvirket av pandemien, men markedene har vist god evne til å hente seg inn igjen, med høy volatilitet. Evnen til å utnytte varierende priser i markedene har vært et fokusert område i styrets evaluering av konsernsjefen. Innenfor sikkerhetsområdet er frekvensen over alvorlige hendelser (SIF) forbedret sammenlignet med 2020, og målet på 0,4 ble nådd. Dette er det laveste nivået i selskapets historie. Den samlede personskadefrekvensen (TRIF) og antallet olje- og gass lekkasjer hadde en negativ utvikling i 2021. Dette understreker viktigheten av fortsatt høyt fokus på forbedring av sikkerhetsresultatene

CO2-intensiteten for oppstrømsporteføljen forbedret seg i forhold til 2020, og endte bedre enn målet som var satt for 2021. Investeringsnivået endte i tråd med den oppdaterte informasjonen til markedet. De faste driftskostnadene endte på samme nivå som i 2020, og nådde dermed ikke forbedringsmålet. Noen viktige prosjekter ble satt i drift i 2021, men det har vært forsinkelser for deler av prosjektutviklingsporteføljen. Selskapet har levert olje- og gass produksjon på et nivå som har vært høyere enn forventet. Et vesentlig bidrag til produksjonsveksten har vært høy produksjonsregularitet. Gjennom året har selskapet gjennomført viktige skritt i energitransisjonene mot den oppdaterte strategien som ble kommunisert på kapitalmarkedsdagen i juni. Det har vært en positiv utvikling i reserveerstatningsraten for olje og gass, verdien av fornybarporteføljen samt indikatoren for normalisert energikostnad (LCOE) som endte bedre enn målsettingen for året.

Den omfattende organisasjonsendringen samt de strategiske justeringene som er gjort for bedre å tilpasse selskapets målsetninger i energitransisjonen har vært synlige gjennom året. Den generelle tilfredsheten blant ansatte viste en negativ trend, Det indikerer viktigheten av økt fokus mot å tilpasse organisasjonen til endringsagendaen samt å identifisere forbedringsområder.

Equinor ble rangert på 2. plass blant våre sammenlignbare selskaper med hensyn til relativ totalavkastning til aksjonærene (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 2. plass blant sammenlignbare selskaper, bedre enn målet om å være bedre enn gjennomsnittet blant sammenlignbare selskaper.

Ref. også tabell 4 for detaljer.

KPI-er for konsernsjefen for 2022

Forretningsleveransedimensjonen («Hva») for konsernsjefens variable lønn (for året 2022) og grunnlønnsjustering i 2023 baseres på vurdering i forhold til følgende KPI-er:

• Frekvens for alvorlige hendelser: 0,4 eller bedre
• CO2-intensitet for oppstrømporteføljen: 8 eller bedre • Relativ totalavkastning til aksjonærene: bedre enn
• gjennomsnittet blant våre sammenlignbare selskaper
• Relativ ROACE (avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital): i første kvartil blant våre sammenlignbare selskaper
• Brutto andel investeringer i fornybar energi og lavkarbonløsninger: >15 %

Gjennomføring av belønningspolitikken og -prinsippene i 2021

Innledning

• Belønningspolitikken og -prinsippene som ble gjennomført i 2021, var i henhold til belønningspolitikken som ble godkjent av generalforsamlingen 11. mai 2021.
• Tildeling av langtidsinsentiver (LTI) i 2021 var redusert med 50 % av maksimalt nivå, fordi LTI er underlagt terskelverdier fra året før. 2021 er første året terskelverdien anvendes i den internasjonale LTI-planen.
• Basert på en vurdering av selskapets generelle resultater i 2021, og etter anvendelse av terskelkriteriene som er beskrevet i belønningspolitikken, ble årlig variabel lønn ikke redusert.
• Den generelle lønnsøkningen for medlemmer av konsernledelsen i 2021 var i tråd med den generelle rammen for lønnsøkning i Equinor ASA.
• Fastlønnstillegget på 18 % av grunnlønn i stedet for pensjonsbidrag over 12 G er fra 1. januar 2021 ikke lenger inkludert i grunnlaget for beregning av årlig variabel lønn og langtidsinsentiv.
• Det verdibaserte rammeverket for prestasjonsstyring og hovedelementene i belønningspolitikken gjaldt både for Equinor ASA og våre datterselskaper. Det var noen ganger nødvendig med justeringer og avvik i våre datterselskaper på grunn av behovet for tilpasninger til markedspraksis for enkelte medarbeidere eller basert på lokale forhold.

Endringer i Equinors konsernstruktur og konsernledelse i 2021

Endringer i konsernstrukturen og konsernledelsen, som ble kunngjort av konsernsjefen i desember 2020, trådte i kraft 1. juni 2021.

• Arne Sigve Nylund, som var konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring (TPD) fra 1. januar til 31. mai, ble konserndirektør for Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP) fra og med 1. juni.
• Jannicke Nilsson , som var konserndirektør for Sikker og effektiv drift (COO) fram til 31. mai, ble konserndirektør for Sikkerhet, sikring og bærekraft (SSU) fra og med 1. juni.
• Pål Eitrheim, som var konserndirektør for Nye energiløsninger (NES) fram til 31. mai, ble konserndirektør for Fornybar (REN) fra og med 1. juni.
• Al Cook, som hadde en kombinert rolle i overgangsperioden fra 1. januar til 31. mai som konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt

(DPI), Global strategi og forretningsutvikling (GSB) og Utvikling og produksjon Brasil (DPB), ble konserndirektør for Leting og produksjon internasjonalt (EPI) fra og med 1. juni.

• Tore M. Løseth fortsatte i rollen som fungerende konserndirektør for Leting (EXP) fram til 31. mai.
• Svein Skeie fortsatte i rollen som fungerende konserndirektør for Økonomi og finans (CFO) fram til 15. juni.

Nye medlemmer av konsernledelsen er som følger:

• Kjetil Hove, som var konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge (UPN) fra 1. januar til 31. mai, ble konserndirektør for Utforskning og produksjon Norge (UPN) fra og med 1. juni.
• Carri Lockhart ble konserndirektør for Teknologi, digital og innovasjon (TDI) fra og med 1. juni.
• Ana P.F. Nordang ble konserndirektør for Mennesker og organisasjon (PO) fra og med 1. juni.
• Siv Helen Rygh Torstensen ble konserndirektør for Juridisk og etterlevelse (LEG) fra og med 1. juni.
• Ulrica Fearn ble konserndirektør for Økonomi og finans (CFO) fra og med 16. juni.

Irene Rummelhoff fortsatte i stillingen som konserndirektør for Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP).

Vilkår for medlemmer av konsernledelsen

Konsernsjef Anders Opedals grunnlønn ble fastsatt til 9.100.000 kroner da han tiltrådte 2. november 2020, og ble hevet til 9.418.500 kroner med virkning fra 1. september 2021. Han deltar i de variable lønnsordningene innenfor rammene som tidligere er etablert for stillingen som konsernsjef. Hans målnivå for årlig variabel bonus er 25 % (maks 50 %) av grunnlønn, og for selskapets langtidsinsentivordning for 2021 30 % av grunnlønn. Langtidsinsentivordningen er redusert til 15 % for 2021 etter anvendelse av terskelverdien på 50 %. 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. Tillegget er ikke en del av hans pensjonsgivende inntekt, og er ikke inkludert i grunnlaget for beregning av hans årlige variable lønn eller langtidsinsentiv.

Den 16. juni 2021 ble Ulrica Fearn konserndirektør for økonomi og finans (CFO) i selskapet. Fearn ble rekruttert fra UK og mottar godtgjørelser tilsvarende som for utstasjonert fra UK til Norge for sitt første år i selskapet.

Alasdair Cook er fra 1. juni 2021 konserndirektøren for forretningsområdet Leting og produksjon internasjonalt (EPI). Han er ansatt i Equinor UK Ltd. Følgende vilkår er besluttet for Cook som formålstjenlig på grunn av lokale markedsforhold:

• 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.

Carri Lockhart er fra 1. juni 2021 konserndirektør for det nye forretningsområdet Teknologi, digital og innovasjon. Hun er ansatt i Equinor US Operations LLC, USA. Følgende vilkår er

besluttet for Lockhart som formålstjenlig på grunn av lokale markedsforhold:

• 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 supplerende pensjonsordning (SERP) i USA videreføres. Denne ble opprettet hos hennes forrige arbeidsgiver, og videreført da hun begynte i Equinor US Operations LLC i 2016. Siste bidrag fra selskapet blir gitt i 2024.

Disse individuelle avvikene innebærer ikke noen endring i selskapets generelle belønningskonsept for konserndirektører, som er forklart under Belønningspolitikk og tabellen i «Hovedelementer – Equinors lederlønnskonsept».

Pensjonsordninger

Medlemmer av konsernledelsen i Equinor ASA dekkes av selskapets generelle tjenestepensjonsordning, som er en innskuddspensjonsordning. Ytelsespensjonsordning er lukket for nye medlemmer, men enkelte ansatte har beholdt denne ordningen. I 2021 omfattet dette ett medlem av konsernledelsen, Arne Sigve Nylund. For nye medlemmer av konsernledelsen som er ansatt av Equinor ASA og er utnevnt etter 13. februar 2015, anvendes det et tak på pensjonsgivende inntekt på 12 G. I stedet for pensjonsopptjening over 12 G, gis det et fastlønnstillegg for medlemmer av konsernledelsen som er ansatt i selskapet før 1 september 2017. Dette tillegget er ikke en del av verken pensjonsgivende inntekt eller grunnlaget for variabel lønn. Medlemmer av konsernledelsen som er utnevnt før 13. februar 2015 opprettholder sin pensjonsopptjening over 12 G, basert på forpliktelser i henhold til tidligere inngåtte avtaler.

Carri Lockhart dekkes av tjenestepensjonsordningen i USA, og en supplerende pensjonsordning (Supplemental Executive Retirement Plan, SERP).

Alasdair Cook mottar et kontantvederlag i stedet for tjenestepensjon.

Selskapets prestasjoner og kobling til variabel

belønning

Terskel for årlig variabel lønn knyttet til prestasjonsåret 2021.

Prestasjonsresultater i henhold til veiledende parametere konkluderer med at prestasjonene er i «grønn sone):

• 1) Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter etter skatt og før arbeidskapitalposter var på over 33 milliarder USD, og over terskelen på 12 milliarder USD.
• 2) Justert netto gjeldsgrad endte på -0,8 %, og er under terskelen på <30 %.
• 3) Selskapets generelle operasjonelle og finansielle resultater. I 2021 leverte Equinor rekordhøy kontantstrøm, det beste resultatet etter skatt siden 2008, og sterke driftsresultater. Det ligger mer informasjon i «Prestasjonsvurdering for 2021».

Resultatmodifikator for variabel lønn knyttet til prestasjonsåret 2021

Selskapets resultatmodifikator er avhengig av resultatet for to faktorer, avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE) og totalavkastning til aksjonærene (TSR). Resultatene av disse to parameterne måles mot en gruppe på 11 sammenlignbare selskaper. Equinor's resultater i 2021 var: relativ ROACE nr. 2 og relativ TSR nr. 2 i gruppen av sammenlignbare selskaper. Dette gir et resultat i 1. kvartil for ROACE og 1. kvartil for TSR, noe som gir en modifikator på 150 % for 2021.

Godtgjørelse til konsernledelsen

Tabell 1 og 2 – Godtgjørelse til konsernledelsen for regnskapsåret

2021

		Fast godtgjørelse				Variabel godtgjørelse
	Tillegg		1-års Flere-års variabler variabler
Medlemmer av konsernledelsen (tall i tusen USD)1), 2)	Grunn lønn	Fastlønns -tillegg3)	Andre tillegg4)	Natural ytelser5)	AVP6)	LTI7)	SSP8)	Ekstra ordinære ytelser	Pensjons kostnad9)	Totale godtgjørel ser	Andel faste og variable godtgjørelser
Anders Opedal	1.071	193	84	22	493	159	4	0	30	2.055	68% / 32%
Irene Rummelhoff	469	85	55	10	201	58	14	0	31	924	70% / 30%
Arne Sigve Nylund	496	0	45	33	212	61	0	0	152	1.000	73% / 27%
Jannicke Nilsson	388	70	69	42	160	48	14	0	39	830	73% / 27%
Pål Eitrheim	400	72	33	19	200	46	0	0	25	796	69% / 31%
Alasdair Cook12), 13)	765	0	163	60	564	347	13	0	0	1.912	52% / 48%
Kjetil Hove	478	86	60	35	258	43	13	0	32	1.004	69% / 31%
Carri Lockhart11), 13)	307	112	216	70	227	199	8	0	46	1.184	63% / 37%
Ulrica Fearn11)	367	0	299	106	163	48	0	0	11	993	79% / 21%
Siv Helen Rygh Torstensen11)	197	35	22	1	81	20	5	0	17	378	72% / 28%
Ana Fonseca Nordang11)	204	37	26	5	84	18	4	0	14	393	73% / 27%
Svein Skeie11)	144	21	16	1	45	12	5	0	14	257	76% / 24%
Tore Løseth11)	116	17	17	10	27	10	4	0	10	210	81% / 19%

2020

	Fast godtgjørelse				Variabel godtgjørelse
		Tillegg			1-års Flere-års variabler variabler
Medlemmer av konsernledelsen (tall i tusen USD)1), 2)	Grunn lønn	Fastlønns -tillegg3)	Andre tillegg4)	Natural ytelser5)	AVP6)	LTI7)	SSP8)	Ekstra ordinære ytelser	Pensjons kostnad	Totale godtgjørel ser10)	Andel faste og variable godtgjørelser
Anders Opedal	507	91	47	15	0	123	5	0	26	814	84% / 16%
Irene Rummelhoff	405	73	30	10	0	119	16	0	28	681	80% / 20%
Arne Sigve Nylund	451	0	11	29	0	113	0	0	133	736	85% / 15%
Jannicke Nilsson	334	60	47	49	0	99	0	0	35	623	84% / 16%
Pål Eitrheim	320	58	25	5	0	94	0	0	22	524	82% / 18%
Tore Løseth	148	22	11	17	19	25	6	0	15	263	81% / 19%
Svein Skeie	48	7	7	0	6	8	2	0	6	85	81% / 19%
Alasdair Cook	572	0	126	1	0	318	20	0	0	1.037	67% / 33%

1) Alle beløp i tabellen er presentert i USD basert på gjennomsnittlige valutakurser. Gjennomsnittlige kurser 2021: NOK/USD = 0,1164, GBP/USD = 1,3756, (2020: NOK/USD = 0,1068, GBP/USD = 1,2843). Alle beløp i tabellen er presentert basert på opptjente ytelser. For medlemmer av konsernledelsen som kun har innehatt stillingen deler av 2021 er all kompensasjon og alle goder fordelt proporsjonalt.

2) Alle medlemmer av konsernledelsen mottar sine godtgjørelser i NOK, med unntak av Alasdair Cook som mottar godtgjørelser i GBP og Carri Lockhart som mottar godtgjørelser i USD.

3) Fastlønnstillegg i stedet for pensjonsopptjening utover 12G (grunnbeløpet i Folketrygden). Det faste lønnstillegget inngår ikke lenger i grunnlag for beregning av LTI og AVP for prestasjonsåret 2021. For Carri Lockhart utgjør beløpet selskapets innskudd i SERP planen.

• 4) Andre tillegg inkluderer bilgodtgjørelse, feriepenger og andre kontantytelser. For Ulrica Fearn inkluderer dette avtalte godtgjørelser referert til i "Vilkår for medlemmer av konsernledelsen".
• 5) Naturalytelser inkluderer ytelser som firmabil, pendlerbolig og helseprogram.
• 6) AVP er inklusiv feriepenger for medlemmer av konsernledelsen (KL) bosatt i Norge.
• 7) For ansatte i Equinor ASA: langtidsinsentivordningen (LTI-ordningen) innebærer en forpliktelse til å investere nettobeløpet i Equinor-aksjer, inkludert en bindingsperiode. LTI-elementet er relatert til tildelingsåret for medlemmer av konsernledelsen ansatt i Equinor ASA. Alasdair Cook og Carri Lockhart deltar i Equinors internasjonale langtidsinsentivordning som beskrevet i kapitlet Belønningspolitikk for internasjonale ledere.
• 8) Verdi av bonusaksjer mottatt som deltaker i aksjespareprogrammet (SSP).
• 9) Estimert pensjonskostnad er beregnet basert på aktuarmessige forutsetninger og pensjonsgivende inntekt (hovedsakelig grunnlønn) per 31. desember 2020 og er innregnet som pensjonskostnad for 2021. Arne Sigve Nylund har en ytelsesbasert ordning, mens de resterende medlemmene i konsernledelsen har en innskuddsbasert ordning. Carri Lockhart har pensjonsordning gjennom Equinor US.
• 10) Inkluderer beløp for medlemmer av konsernledelsen i 2020 som også er medlemmer i 2021.
• 11) Tore Løseth var fungerende konserndirektør for EXP inntil 31. mai. Svein Skeie var fungerende konserndirektør for CFO inntil 15. juni. Følgende utnevnelser trådte i kraft 1. juni: Carri Lockhart som konserndirektør for TDI, Ana P. F. Nordang som konserndirektør for PO, Siv Helen Rygh Torstensen som konserndirektør for LEG. Ulrica Fearn ble utnevnt som konserndirektør for CFO fra 16. juni.
• 12) Alasdair Cooks andre tillegg inkluderer 60 tusen USD i stedet for pensjonsinnskudd for 2021.
• 13) Vilkår for Alasdair Cook og Carri Lockhart inkluderer godtgjørelser i tråd med Equinors vilkår for internasjonale oppdrag.

Det er ikke gitt lån fra selskapet til medlemmer av konsernledelsen.

Tabell 3 – Aksjer som medlemmer av konsernledelsen er tildelt eller har til gode for det rapporterte regnskapsåret

Langtidsinsentivordning (LTI): LTI-ordningen tildeles etter invitasjon årlig. Brutto LTI-tildeling beregnes i henhold til en fast prosentsats av grunnlønn. Terskelprinsippene anvendes ved årlig tildeling, der tildelingen er basert på selskapets prestasjoner året før. For ansatte i Equinor ASA kjøpes Equinor-aksjer for netto LTI-tildeling etter skatt. Må beholdes gjennom en bindingstid på tre år.

Aksjespareprogram: Sparing inntil 5 % av grunnlønn. En bonusaksje per kjøpt aksje etter bindingstid på to kalenderår. For sparing i 2022 og senere er bindingstiden tre kalenderår.

Prestasjonsperioden i kolonne 2 representer:

• LTI-ordningen: treårsperioden for binding av tildelte aksjer.
• Aksjespareprogrammet: det året bonusaksjer tildeles.

							Informasjon vedrørende rapporteringsåret
Navn, stilling			Vilkår for aksjespareprogrammer			Inngående balanse Gjennom året		Utgående balanse 11
	1 Program	2 Presta sjons periode	3 Tildelings dato	4 Dato for frigjørelse av aksjer	5 Bindings perioden utløper	6 Aksjer tildelt pr årsstart	7 Aksjer tildelt	8 Frigjorte aksjer	9 Aksjer underlagt prestasjon skrav	10 Aksjer tildelt og bundet pr årsslutt	Aksjer underlagt en bindings periode
						2.095		2.095
			26/10/2018	22/05/2021	22/05/2021	304		USD 43.085 304
Anders Opedal	LTI	Ref 3 og 5	22/03/2019 08/05/2019	22/05/2021 07/05/2022	22/05/2021 07/05/2022	2.997		USD 6.252		2.997	2.997
CEO			29/05/2020	28/05/2023	28/05/2023	3.830				3.830	3.830
			17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		3.614 USD 77.818			3.614	3.614
	Aksjespare	2021					186
	program		15/01/2021				USD 3.583
	Sum					9.226	3.800	2.399		10.441	10.441
							USD 81.401	USD 49.337
						2.238		2.238
Arne Sigve		Ref 3 og	23/05/2018	22/05/2021	22/05/2021			USD 46.026
Nylund* EVP TPD/PDP	LTI	5	08/05/2019 29/05/2020	07/05/2022 28/05/2023	07/05/2022 28/05/2023	2.365 4.036				2.365 4.036	2.365 4.036
							1.339			1.339	1.339
			17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		USD 28.832
	Sum					8.639	1.339	2.238		7.740	7.740
							USD 28.832	USD 46.026
* Ingen bonusaksjer i 2021
						408		408
			23/05/2018	22/05/2021	22/05/2021			USD 8.391
Pål Eitrheim*	LTI	Ref 3 og	22/03/2019	22/05/2021	22/05/2021	428		428 USD 8.802
EVP NES/REN		5	08/05/2019	07/05/2022	07/05/2022	2.503				2.503	2.503
			29/05/2020	28/05/2023	28/05/2023	3.385				3.385	3.385
			17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		1.153 USD 24.827			1.153	1.153
						6.724	1.153	836		7.041	7.041
	Sum						USD 24.827	USD 17.193

* Ingen bonusaksjer i 2021

	Informasjon vedrørende rapporteringsåret
Navn, stilling	Vilkår for aksjespareprogrammer				Inngående balanse Gjennom året				Utgående balanse
	1 Program	2 Presta sjons periode	3 Tildelings dato	4 Dato for frigjørelse av aksjer	5 Bindings perioden utløper	6 Aksjer tildelt pr årsstart	7 Aksjer tildelt	8 Frigjorte aksjer	9 Aksjer underlagt prestasjon skrav	10 Aksjer tildelt og bundet pr årsslutt	11 Aksjer underlagt en bindings periode
Irene Rummelhoff EVP MMP	LTI	Ref 3 og 5	23/05/2018 22/03/2019 08/05/2019	22/05/2021 22/05/2021 07/05/2022	22/05/2021 22/05/2021 07/05/2022	1.688 304 2.858		1.688 USD 34.715 304 USD 6.252		2.858	2.858
			29/05/2020 17/06/2021	28/05/2023 16/06/2024	28/05/2023 16/06/2024	3.802	1.267 USD 27.282			3.802 1.267	3.802 1.267
	Aksjespare program	2021	15/01/2021				728 USD 14.024
	Sum					8.652	1.995 USD 41.306	1.992 USD 40.967		7.927	7.927
Jannicke Nilsson EVP COO/SSU			23/05/2018	22/05/2021	22/05/2021	1.729		1.729 USD 35.558 311
	LTI	Ref 3 og 5	22/03/2019 08/05/2019 29/05/2020	22/05/2021 07/05/2022 28/05/2023	22/05/2021 07/05/2022 28/05/2023	2.365 3.205	1.091	USD 6.396		2.365 3.205 1.091	2.365 3.205 1.091
	Aksjespare program	2021	17/06/2021 15/01/2021	16/06/2024	16/06/2024		USD 23.492 732 USD 14.101
	Sum					7.299	1.823 USD 37.593	2.040 USD 41.954		6.661	6.661
Kjetil Hove	LTI	Ref 3 og 5	17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		997 USD 21.468			997	997
EVP DPN/EPN	Aksjespare program	2021	15/01/2021				668 USD 12.868
	Sum						1.665 USD 34.336			997	997
Ana Fonseca Nordang	LTI	Ref 3 og 5	17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		502 USD 10.809			502	502
EVP PO	Aksjespare program	2021	15/01/2021				212 USD 4.084 714			502	502
	Sum						USD 14.893
Siv Helen Rygh Torstensen	LTI	Ref 3 og 5	17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		545 USD 11.735			545	545
EVP LEG	Aksjespare program Sum	2021	15/01/2021				252 USD 4.854 797			545	545
							USD 16.590

						Informasjon vedrørende rapporteringsåret
Navn, stilling	Vilkår for aksjespareprogrammer					Inngående balanse	Gjennom året		Utgående balanse
	1 Program	2 Presta sjons periode	3 Tildelings dato	4 Dato for frigjørelse av aksjer	5 Bindings perioden utløper	6 Aksjer tildelt pr årsstart	7 Aksjer tildelt	8 Frigjorte aksjer	9 Aksjer underlagt prestasjon skrav	10 Aksjer tildelt og bundet pr årsslutt	11 Aksjer underlagt en bindings periode
Alasdair Cook EVP EPI	Aksjespare program	2021					681 USD 13.376
	Sum						681 USD 13.376
Carri Lockhart Aksjespare EVP TDI	program	2021					338 USD 7.893
	Sum						338 USD 7.893
	LTI	Ref 3 og	29/05/2020	28/05/2023	28/05/2023	270				270	270
Svein Skeie		5	17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		287 USD 6.158			286	286
Fungerende EVP CFO	Aksjespare program	2021	15/01/2021				235 USD 4.527
	Sum					270	522 USD 10.685			556	556
		Ref 3 og	29/05/2020	28/05/2023	28/05/2023	878				878	878
Tore M. Løseth	LTI	5	17/06/2021	16/06/2024	16/06/2024		237 USD 5.103			237	237
Fungerende EVP EXP	Aksjespare program	2021	15/01/2021				188 USD 3.622
	Sum					878	425 USD 8.725			1.115	1115

Tabell 4 – Konsernledelsens prestasjoner i det rapporterte regnskapsåret

Det henvises til Equinors belønningspolitikk ovenfor, beskrivelsen av årlig variabel lønn, selskapets resultatmodifikator, terskel og rammeverk for prestasjonsvurdering.

Prestasjoner danner grunnlaget for beslutningen om prosent for beregning av årlig variabel lønn for medlemmer av konsernledelsen. I Equinor måles prestasjoner i to dimensjoner, der dimensjonene "Hva" og "Hvordan" vektlegges likt. Målene for årlig variabel lønn for medlemmer av konsernledelsen som er ansatt i Equinor ASA er 25 % av grunnlønn, og maksimum årlig variabel lønn for 2021 var 50 % av grunnlønn. For medlemmer av konsernledelsen som er ansatt utenfor det norske markedet, gjelder andre mål og maksimumsgrenser for årlig variabel lønn.

I tillegg til prestasjoner, kan selskapets resultatmodifikator og terskelverdi påvirke den endelige tildelingen av årlig variabel lønn. Selskapets resultatmodifikator for 2021 endte på en multiplikator på 150%. Terskelverdiene vil ikke påvirke årlig variabel lønn for prestasjonsåret 2021.

"Hva" – Når det gjelder dimensjonen "hva", vil prestasjonsindikatorene (KPIene) for konsernsjefen, som ble fastsatt av styret for 2021, også gjelde vurderingen av konserndirektørenes prestasjoner. Disse KPIer er oppført i tabellen nedenfor, og henvises til som generelle KPIer i denne Tabell 4.

KPI	Mål	Måloppnåelse
Frekvens for alvorlige hendelser	0,4 eller bedre	0,4
CO2-intensitet for oppstrømsporteføljen	8,1 kg CO2 per foe eller bedre	7,0 kg CO2 per foe
Forbedring i normalisert energikostnad (LCOE) konseptvalg og kommersiell løsning (DG2)	2% forbedring gjennom året sammenlignet med godkjent plan	Levert 4% forbedring
Relativ total avkastning for aksjonærene (TSR)	Bedre enn gjennomsnittet for selskaper vi sammenligner oss med	Første kvartil
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)	Bedre enn gjennomsnittet for selskaper vi sammenligner oss med	Første kvartil
Faste driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader	5% reduksjon sammenlignet med opprinnelig prognose	~ 0

De felles KPIene og de individuelle prestasjonskriteriene som er satt for den respektive konserndirektør, danner grunnlaget for vurdering av dimensjonen "hva". Konsernsjefen og konserndirektører som har ansvar for konsernfunksjoner måles kun etter felles KPIer.

"Hvordan" – Når det gjelder dimensjonen "hvordan", ble atferdsmålene som er satt for konsernsjefen for 2021, etter avtale med styret, også gjort gjeldende for vurderingen av konserndirektørenes prestasjoner. I tillegg hadde konsernsjefen og konserndirektørene individuelle adferdsmål, som gjenspeiler deres personlige utvikling og respektive ansvarsområder. Individuelle adferdsmål er ikke åpne for innsyn.

I samsvar med Equinors rammeverk for prestasjoner og belønningspolitikk, har prestasjoner i forhold til adferdsmål utgjort en like stor del av prestasjonene til forretningsområdet i den generelle prestasjonsvurderingen.

Anders Opedal, CEO

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Utvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	1000 USD
			variabel lønn
Grunnlønn	-	-	-	1 096
Prestasjonsvurdering	30.00%	-	66.66	329
Resultatmodifikator 150 %	15.00%	-	33.33	164
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	45.00%	-	100.00	493

Kjetil Hove, EVP EPN

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Frekvens for alvorlige hendelser

Utviklingen I den samlede personskadefrekvensen

Reduksjon i absolutte utslipp av klimagasser

Produksjonseffektivitet, oppstart av og bidrag fra nye felt i produksjon

Modning og utvikling av tidligfase volum

EPN kontantstrøm

Kostnadsutvikling

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

Individuelle adferdsmål

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	538
Prestasjonsvurdering	32.00%	-	66.66	172
Resultatmodifikator 150 %	16.00%	-	33.33	86
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	48.00%	-	100.00	258

Ulrica Fearn, CFO

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

	Andel av årlig
AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
-	-	-	698
30.00%	-	66.66	108
15.00%	-	33.33	54
45.00%	-	100.00	163

Alasdair Cook, EVP EPI

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Frekvens for alvorlige hendelser

Optimalisering av porteføljen gjennom året

Kostnadsutvikling

Levere positive resultater i alle kvartal

Generere positive kontantstrøm ved 50 USD pr fat olje pris

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen Individuelle adferdsmål

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-		783
Prestasjonsvurdering	48.00%	-	66.66	376
Resultatmodifikator 150 %	24.00%	-	33.33	188
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	72.00%	-	100.00	564

Irene Rummelhoff, EVP MMP

Prestasjonskriterier 2021
Felles KPIer for 2021
Frekvens for alvorlige hendelser
Antall olje og gass lekkasjer
Tilgjengelighet til prosessanleggene
Progresjon knyttet til utvikling og modning i porteføljen av lavkarbonløsninger
Driftsresultat
Verdiskapning i gass verdikjeden
Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse
Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	479
Prestasjonsvurdering	28.00%	-	66.66	134
Resultatmodifikator 150 %	14.00%	-	33.33	67
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	42.00%	-	100.00	201

Pål Eitrheim, EVP REN

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Antall personskader

Benchmark-resultater for operasjoner og vedlikehold

Produksjonsbasert tilgjengelighet

Verdiskapning knyttet desinvesteringer

Forbedring i normalisert energikostnad

Progresjon i utviklingen av 12-16 GW kapasitet innen 2030

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

Individuelle adferdsmål

	Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	431
Prestasjonsvurdering	31.00%	-	66.66	134
Resultatmodifikator 150 %	15.50%	-	33.33	67
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	46.50%	-	100.00	200

Arne Sigve Nylund, EVP PDP

Prestasjonskriterier 2021 Felles KPIer for 2021 Frekvens for alvorlige hendelser Brønnkontroll hendelser CO2 intensiteten i prosjektporteføljen Hovedmilepæler i prosjektporteføljen

Tildelte kontrakter

Effekt av forbedringer

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	506
Prestasjonsvurdering	28.00%	-	66.66	142
Resultatmodifikator 150 %	14.00%	-	33.33	71
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	42.00%	-	100.00	212

Carri Lockhart, EVP TDI

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Frekvens for alvorlige hendelser

Forbedringsprogrammet

Implementering av ny teknologi og teknologi med stor forretningsmessig betydning for LCOE og offshore vind

Lavkarbon forsknings- og utviklingsaktivitet

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen Individuelle adferdsmål

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	541
Prestasjonsvurdering	50.00%	-	66.66	151
Resultatmodifikator 150 %	25.00%	-	33.33	76
Tildelt årlig variabel lønn, i
1000 USD	75.00%	-	100.00	227

Siv Helen Rygh Torstensen, EVP LEG

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	342
Prestasjonsvurdering	27.00%	-	66.66	54
Resultatmodifikator 150 %	13.50%	-	33.33	27
Tildelt årlig variabel lønn, i
1000 USD	40.50%	-	100.00	81

Jannicke Nilsson, EVP SSU

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

Individuelle adferdsmål

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	395
Prestasjonsvurdering	27.00%	-	66.66	107
Resultatmodifikator 150 %	13.50%	-	33.33	53
Tildelt årlig variabel lønn, i
1000 USD	40.50%	-	100.00	160

Ana Fonseca Nordang, EVP PO

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
-	-	-	355
27.00%	-	66.66	56
13.50%	-	33.33	28
40.50%	-	100.00	84
			Andel av årlig

Svein Skeie, acting EVP CFO 1 Jan – 15 June

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

Individuelle adferdsmål

	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	Andel av årlig variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	290
Prestasjonsvurdering	22.50%	-	66.66	30
Resultatmodifikator 150 %	11.25%	-	33.33	15
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	33.75%	-	100.00	45

Tore M. Løseth, acting EVP EXP 1 Jan – 31 May

Prestasjonskriterier 2021

Felles KPIer for 2021

Demonstrere ansvarlighet, synlighet, og engasjement for sikkerhet og etterlevelse

Bygge tillit til Equinor

Videreutvikle organisasjonen for å levere på selskapets formål og til å bli et ledende selskap i energiomstillingen

		Andel av årlig
	AVP % resultat	Reduksjon for terskel	variabel lønn	1000 USD
Grunnlønn	-	-	-	247
Prestasjonsvurdering	17.50%	-	66.66	18
Resultatmodifikator 150 %	8.75%	-	33.33	9
Tildelt årlig variabel lønn, i 1000 USD	26.25%	-	100.00	27

Tabell 5 – Tabell som viser belønning og selskapets prestasjoner de siste fem rapporterte regnskapsårene

Alle beløp i USD

Godtgjørelse	2017		2018		2019		2020		2021
Anders Opedal, CEO
Total godtgjørelse og % endring siden forrige år1)	-	-	1.171.410	-	881.029	-24,79%	814.098	-7,60%	2.055.023	152,43%4)
Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre justeringer	-	-	-	-	4,00%	-	0,00%	133,30%4)	3,50%	-
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	-	-	-	-	28,00%	23,24%	0,00%	0,00%	30,00%	45,00%
LTI % før og etter terskel	-	-	-	-	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	30,00%	15,00%
Irene Rummelhoff, EVP MMP
Total godtgjørelse og % endring siden forrige år1), 2)	720.703	45,74%	924.926	28,34%4)	826.342	-10,66%	681.363	-17,54%	923.578	35,55%4)
Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre justeringer	16,70%	-	-	25,10%4)	3,80%	-	-	-	3,00%	5,40%
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	29,00%	39,00%	29,00%	43,50%	26,00%	21,58%	-	-	28,00%	42,00%
LTI % før og etter terskel	25,00%	12,50%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	12,50%
Arne Sigve Nylund, EVP PDP
Total godtgjørelse og % endring siden forrige år1)	839.429	45,31%	1.001.197	19,27%	889.200	-11,19%	736.354	-17,19%	999.976	35,80%4)
Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre justeringer	10,60%	-	11,00%	-	4,20%	-	-	-	3,00%	-
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	33,00%	44,00%	31,00%	46,50%	26,00%	21,58%	-	-	28,00%	42,00%
LTI % før og etter terskel	25,00%	12,50%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	12,50%
Jannicke Nilsson, EVP SSU
Total godtgjørelse og % endring siden forrige år1), 2)	772.345	50,75%	890.465	15,29%	757.055	-14,98%	623.702	-17,61%	829.810	33,05%4)
Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre justeringer	4,60%	-	3,10%	-	3,60%	-	-	-	3,00%	5,40%
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	28,00%	37,00%	26,00%	39,00%	23,00%	19,09%	-	-	27,00%	40,50%
LTI % før og etter terskel	25,00%	12,50%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	12,50%
Pål Eitrheim, EVP REN
Total godtgjørelse og % endring
siden forrige år1) Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre	-	-	807.881	-	669.000	-17,19%	524.113	-21,66%	796.048	51,88%4)
justeringer	-	-	-	-	3,40%	-	-	-	4,00%	17,20%4)
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	-	-	-	-	26,00%	21,58%	-	-	31,00%	46,50%
LTI % før og etter terskel	-	-	-	-	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	25,00%	12,50%

Alle beløp i USD

Godtgjørelse	2017		2018		2019		2020		2021
Alasdair Cook, EVP EPI
Total godtgjørelse og % endring siden forrige år1)	-	-	1.331.015	-	1.364.022	2,48%	1.037.272	-23,95%	1.912.255	84,35%4)
Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre justeringer	-	-	-	-	5,95%	-	-	-	3,50%	23,60%4)
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	-	-	-	-	43,00%	35,69%	-	-	48,00%	72,00%
LTI % før og etter terskel3)	-	-	-	-	70,00%	93,33%	70,00%	85,40%	70,00%	85,40%
Svein Skeie, Acting EVP CFO
Total godtgjørelse og % endring siden forrige år1)	-	-	-	-	-	-	508.434	-	564.179	10,96%
Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre justeringer	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	-	-	-	-	-	-	17,50%	18,86%	22,50%	33,75%
LTI % før og etter terskel	-	-	-	-	-	-	-	-	20,00%	10,00%
Tore Løseth, Acting EVP EXP
Total godtgjørelse og % endring siden forrige år1)	-	-	-	-	-	-	450.613	-	508.545	12,86%
Grunnlønn % økning ved årlig lønnsregulering og andre justeringer	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
AVP % før og etter terskel og resultatfaktor	-	-	-	-	-	-	17,50%	19,34%	17,50%	26,25%
LTI % før og etter terskel	-	-	-	-	-	-	-	-	20,00%	10,00%
Kjetil Hove, EVP EPN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Carri Lockhart, EVP TDI	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ulrica Fearn, EVP and CFO	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Siv Helen Rygh Torstensen, EVP LEG	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ana Fonseca Nordang, EVP PO	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

1) Totale godtgjørelser består av skattepliktige ytelser, ikke skattepliktige naturalytelser og estimert pensjonskostnad for årene 2016-2020.

2) Inkluderer retroaktive korreksjoner for AVP og LTI for 2016 og 2017.

3) Utbetaling av LTI foretas 3 år etter tildeling. "Etter"-prosent relaterer seg til grunnlønn på tildelingstidspunktet.

4) Endringene er påvirket av overgang til ny stilling. Differansen i totale godtgjørelser mellom 2021 og 2020 er også påvirket av fraskrivelse av AVP for 2020.

Selskapets prestasjoner - effekt på	2017		2018		2019		2020		2021
AVP og LTI	AVP	LTI	AVP	LTI	AVP	LTI	AVP	LTI	AVP	LTI
Terskel	-	50 % reduct.	-	-	-	-	50 % reduct.	-	-	50 % reduct.
Resultatfaktor	133%	-	150%	-	83%	-	133%	-	150%	-
Alle beløp i USD
Gjennomsnittlig godtgjørelse ved heltidsansettelse	2017			2018	2019		2020		2021
Equinor ASA4)
Gjennomsnittlig grunnlønn og % endring ift forrige år, basert på beløp i USD5)	90.619	4,00%	94.903	4,70%	90.260	-4,90%	86.229	-4,50%	95.893	11,20%
Endring i gjennomsnittlig grunnlønn ift forrige år, basert på beløp i NOK	-	2,30%	-	3,00%	-	3,00%	-	1,60%	-	2,00%
Gjennomsnittlig total godtgjørelse og % endring ift forrige år, basert på beløp i USD5), 6), 7), 8)	124.908	8,60%	133.656	7,00%	123.626	-7,50%	115.137	-6,90%	135.597	17,80%
Endring i gjennomsnittlig total godtgjørelse ift forrige år, basert på beløp i NOK6), 7), 8)	-	6,80%	-	5,30%	-	0,20%	-	-0,90%	-	8,10%
Generell ramme for lønnsøkning	-	2,60%	-	2,90%	-	3,50%	-	0,80%	-	3,50%
Generell bonus %	-	7,50%	-	8,50%	-	4,50%	-	3,50%	-	10,50%
AVP % spenn - fra manager til SVP - før og etter resultatmodifikator og terskel	11.25% - 17.5%	14.96% - 23.28%	11.25% - 17.5%	16.88% - 26.25%	11.25% - 17.5%	9.34% - 14.53%	11.25% - 17.5%	7.48% - 11.64%	11.25% - 17.5%	16.88% - 26.25%

5) Sokkelansatte på 2/4-rotasjon er rapportert som heltidsansatte.

6) Årlig lønnsøkning er påvirket av vekslingskurs NOK/USD.

7) Feriepenger og bonusutbetalinger er inkludert for opptjeningsåret.

8) Økning i årlig total godtgjørelse er påvirket av AVP, LTI, og bonusaksjer fra SSP.

9) Overtidsgodtgjørelsen og pensjon er ikke inkludert.

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 8. mars
Aksjeandeler i Equinor (inkludert aksjeandeler eid av nære bekjente)	2021	2022
Medlemmer i konsernledelsen
Anders Opedal	41.458	41.670
Ulrica Fearn	0	0
Arne Sigve Nylund	15.820	16.914
Irene Rummelhoff	25.036	26.076
Jannicke Nilsson	56.272	57.462
Pål Eitrheim	17.840	17.840
Alasdair Cook	3.738	3.738
Kjetil Hove	17.017	17.817
Carri Lockhart	8.450	9.255
Siv Helen Rygh Torstensen	13.318	14.084
Ana Fonseca Nordang	8.370	-
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	4.700	4.700
Rebekka Glasser Herlofsen	220	220
Anne Drinkwater	1.100	1.100
Jonathan Lewis	0	0
Finn Bjørn Ruyter	620	620
Per Martin Labråten	2.642	2.801
Hilde Møllerstad	5.234	5.921
Stig Lægreid	125	125

Hvert medlem av bedriftsforsamlingen eide mindre enn 1 % hver av de utestående Equinor-aksjene per 31. desember 2021 og per 8. mars 2022. Til sammen eide medlemmer av bedriftsforsamlingen 27.078 aksjer per 31. desember 2021, og til sammen 26.436 aksjer per 8. mars 2022. 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

Uavhengig revisors attestasjonsuttalelse om lønnsrapport

Til generalforsamlingen i Equinor ASA

Konklusjon

Vi har utført et attestasjonsoppdrag for å oppnå betryggende sikkerhet for at Equinor ASA's rapport om lønn og annen godtgjørelse til ledende personer (lønnsrapporten) for regnskapsåret som ble avsluttet 31. desember 2021, er utarbeidet i samsvar med allmennaksjeloven § 6-16 b og tilhørende forskrift.

Etter vår mening er lønnsrapporten i det alt vesentlige utarbeidet i samsvar med allmennaksjeloven § 6-16 b og tilhørende forskrift.

Styrets ansvar

Styret er ansvarlig for utarbeidelsen av lønnsrapporten og for at den inneholder de opplysninger som kreves etter allmennaksjeloven § 6-16 b og tilhørende forskrift. Styret har også ansvar for slik intern kontroll som det finner nødvendig for å utarbeide en lønnsrapport som ikke inneholder vesentlig feilinformasjon, verken som følge av misligheter eller feil.

Vår uavhengighet og kvalitetskontroll

Vi er uavhengige av selskapet i samsvar med kravene i relevante lover og forskrifter i Norge og International Code of Ethics for Professional Accountants (inkludert internasjonale uavhengighetsstandarder) utstedt av International Ethics Standards Board for Accountants (IESBA-reglene), og vi har overholdt våre øvrige etiske forpliktelser i samsvar med disse kravene. Vi anvender internasjonal standard for kvalitetskontroll (ISQC 1) 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.

Revisors oppgaver og plikter

Vår oppgave er å gi uttrykk for en mening om lønnsrapporten inneholder de opplysninger som kreves etter allmennaksjeloven § 6-16 b og tilhørende forskrift, og at opplysningene i lederlønnsrapporten ikke inneholder vesentlig feilinformasjon. Vi har utført vårt arbeid i samsvar med internasjonal attestasjonsstandard (ISAE) 3000 – «Attestasjonsoppdrag som ikke er revisjon eller forenklet revisorkontroll av historisk finansiell informasjon».

Vi har gjort oss kjent med retningslinjene om fastsettelse av lønn og godtgjørelse til ledende personer som er godkjent av generalforsamlingen. Våre handlinger omfattet opparbeidelse av en forståelse av den interne kontrollen som er relevant for utarbeidelse av lederlønnsrapporten for å utforme kontrollhandlinger som er hensiktsmessige etter omstendighetene, men ikke for å gi uttrykk for en mening om effektiviteten av selskapets interne kontroll. Videre utførte vi kontroller av fullstendigheten og nøyaktigheten av opplysningene i lederlønnsrapporten, herunder om den inneholder de opplysningene som kreves etter lov og tilhørende forskrift. Vi mener at innhentet bevis er tilstrekkelig og hensiktsmessig som grunnlag for vår konklusjon.

Stavanger, 8. mars 2022 ERNST & YOUNG AS

Tor Inge Skjellevik statsautorisert revisor

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 Konsernregnskap.

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 og kravene i revisorloven, 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 2019 – 2021

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 redegjøres det 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, 2020 og 2021, og KPMG fram til 15. mai 2019.

Godtgjørelse til revisor

	For regnskapsåret
(i millioner USD, ekskl. mva)	2021	2020	2019
Revisjonshonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	14,4	10,7	4,7
Revisjonshonorar KPMG (revisor 2018)		0,0	2,8
Revisjonsrelaterte tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	1,1	1,0	0,5
Revisjonsrelaterte tjenester KPMG (revisor 2018)		0,0	1,2
Skattehonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	0,0	0,0	0,2
Skattehonorar KPMG (revisor 2018)		0,0	0,0
Andre tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	0,0	0,0	0,9
Andre tjenester KPMG (revisor 2018)		0,0	0,0
Sum godtgjørelse	15,5	11,7	10,3

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 Equinors lisenser for årene 2021, 2020, og 2019 henholdsvis 0,5 millioner USD, 0,5 millioner USD og 0,5 millioner USD.

Avvik fra Anbefalingen: Ingen

Regnskap og noter

s177	4.1	Konsernregnskap Equinor
	4.2	Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten
s253		for olje og gass
s266	4.3	Selskapsregnskap for Equinor ASA

Equinor, Årsrapport 2021 175

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 selskapsregnskapet og konsernregnskapet. Selskapsregnskapet består av balanse per 31. desember 2021, resultatregnskap, oppstilling over totalresultat, oppstilling over endringer i egenkapital og kontantstrømoppstilling for regnskapsåret avsluttet per denne datoen og noter til årsregnskapet, herunder et sammendrag av viktige regnskapsprinsipper. Konsernregnskapet består av balanse per 31. desember 2021, resultatregnskap, oppstilling over totalresultat, oppstilling over endringer i egenkapital og kontantstrømoppstilling for regnskapsåret avsluttet per denne datoen og noter til årsregnskapet, herunder et sammendrag av viktige regnskapsprinsipper.

Etter vår mening

• oppfyller årsregnskapet gjeldende lovkrav,
• gir selskapsregnskapet et rettvisende bilde av selskapets finansielle stilling per 31. desember 2021 og av dets resultater og kontantstrømmer for regnskapsåret avsluttet per denne datoen i samsvar med forenklet anvendelse av internasjonale regnskapsstandarder etter regnskapsloven § 3-9,
• gir konsernregnskapet et rettvisende bilde av konsernets finansielle stilling per 31. desember 2021 og av dets resultater og kontantstrømmer for regnskapsåret avsluttet per denne datoen i samsvar International Financial Reporting Standards som fastsatt av EU.

Vår konklusjon er konsistent med vår tilleggsrapport til revisjonsutvalget.

Grunnlag for konklusjon

Vi har gjennomført revisjonen i samsvar med International Standards on Auditing (ISA-ene). Våre oppgaver og plikter i henhold til disse standardene er beskrevet nedenfor under Revisors oppgaver og plikter ved revisjonen av årsregnskapet. Vi er uavhengige av selskapet og konsernet i samsvar med kravene i relevante lover og forskrifter i Norge og International Code of Ethics for Professional Accountants (inkludert internasjonale uavhengighetsstandarder) utstedt av International Ethics Standards Board for Accountants (IESBA-reglene), og vi har overholdt våre øvrige etiske forpliktelser i samsvar med disse kravene. Innhentet revisjonsbevis er etter vår vurdering tilstrekkelig og hensiktsmessig som grunnlag for vår konklusjon.

Vi er ikke kjent med at vi har levert tjenester som er i strid med forbudet i revisjonsforordningen (EU) No 537/2014 artikkel 5 nr. 1. Vi har vært Equinor ASAs revisor sammenhengende i 3 år fra valget på generalforsamlingen den 15. mai 2019 for regnskapsåret 2019.

Sentrale forhold ved revisjonen

Sentrale forhold ved revisjonen er de forhold vi mener var av størst betydning ved revisjonen av årsregnskapet for 2021. 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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Gjenvinnbart beløp av produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler inkludert anlegg under utbygging

Grunnlag for det sentrale forholdet Pr. 31. desember 2021 har konsernet regnskapsført produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler, inkludert anlegg under utbygging, på henholdsvis 45 595 millioner USD og 12 270 millioner USD som varige driftsmidler. Vi viser til note 2 og 11 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 har vesentlig innvirkning på de forventede fremtidige kontantstrømmene og dermed også gjenvinnbart beløp for eiendelen.

Revisjon av ledelsens estimering av gjenvinnbare beløp for produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler er kompleks og innebærer betydelig grad av 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, inkludert forhold relatert til klimaendringer og det grønne skiftet. Den økonomiske påvirkningen av slike klimarelaterte forhold er i hovedsak relatert til ledelsens estimering av langsiktige råvarepriser som et resultat av et forventet lavere karbonutslipp scenario samt forventede karbonkostnader. I tillegg er behandlingen av skatt i estimeringen av gjenvinnbart beløp utfordrende ettersom konsernet er underlagt forskjellige skatteregimer som er iboende komplekse, spesielt i Norge.

Vi anser fastsettingen av gjenvinnbart beløp av produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler inkludert anlegg under utbygging, til 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.

Våre revisjonshandlinger

Vi har opparbeidet en forståelse, vurdert utformingen og testet utførelsen av kontrollene som konsernet har implementert over prosessen for vurdering av gjenvinnbart beløp av produksjonsanlegg og olje- og gasseiendeler inkludert anlegg under utbygging. Dette omfattet 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 vurdering av metodene og modellene benyttet i beregningen av gjenvinnbart beløp. Vi evaluerte også relevante skatteeffekter basert på lokal lovgivning i relevante skatteregimer, spesielt i Norge, og vi testet matematisk nøyaktighet i modellene gjennom å gjøre en uavhengig etterregning av bruksverdien til eiendelene. Vi involverte verdsettelsesspesialister i utføringen av disse handlingene.

I tillegg sammenlignet vi fremtidige investeringer med godkjente driftsbudsjetter fra operatør eller ledelsesprognoser og forventede reserver med interne produksjonsanslag og eksterne vurderinger av forventede reserver i tråd med konsernets interne retningslinjer. For eiendeler som tidligere var nedskrevet, vurderte vi faktiske resultater mot prognosene som var anvendt i historiske nedskrivningsanalyser. Vi involverte reservespesialister i utføringen av disse handlingene.

For å teste prisforutsetningene evaluerte vi ledelsens metodikk for å fastsette fremtidige kortsiktige og langsiktige råvarepriser blant annet ved å sammenligne disse forutsetningene med eksterne informasjonskilder. Vi involverte verdsettelsesspesialister i vurderingen av rimeligheten av konsernets forutsetninger om valutakurser og diskonteringsrente ved å evaluere konsernets metoder og vesentlige forutsetninger benyttet til å beregne valutakursene og diskonteringsrenten og ved sammenligning av disse mot eksterne data. Vi vurderte også ledelsens metoder for å hensynta initiativ for å begrense klimaendringer i estimering av fremtidige kortsiktige og langsiktige råvarepriser ved å vurdere ledelsens sensitivitetsanalyser som nevnt under.

For å teste forutsetningene for fremtidige karbonkostnader, med involvering av våre eksperter innenfor klimaendringer og bærekraft, evaluerte vi ledelsens metodikk for å fastsette fremtidige CO2 avgifter inkludert vurdering av påvirkningen av klimarelaterte forhold, ved å vurdere ledelsens sensitivitetsanalyse som omtalt under, og ved sammenligning av ledelsens forutsetninger mot gjeldende lovgivning i relevante jurisdiksjoner og disse jurisdiksjoners annonserte planer for å eskalere CO2 avgiftene.

Vi vurderte selskapets sensitivitetsanalyse over fremtidige forutsetninger for kortsiktige og langsiktige råvarepriser og karbonkostnader hensyntatt blant annet null utslipp scenarioet som estimert av det Internasjonale energibyrået (IEA).

Vi har også evaluert selskapets noteopplysninger relatert til konsekvenser av initiativ for å begrense klimaendringer inklusiv regnskapsmessige effekter fra konsernets egen strategi samt klimarelaterte konsekvenser og effekter fra det grønne skiftet på estimatusikkerhet som er videre omtalt i note 2, 3 og 11.

Estimerte nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

Grunnlag for det sentrale forholdet

Pr. 31. desember 2021 har konsernet regnskapsført avsetning for nedstengnings- og fjerningsforpliktelser på USD 17 417 millioner presentert under Avsetninger og andre forpliktelser. Vi viser til note 2 og 21 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 innebærer betydelig grad av 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 forventede fremtidige kostnader med. Vesentlige forutsetninger brukt i estimatet er diskonteringsrenter, langsiktige valutakurser og forventede fremtidige kostnader, som inkluderer underliggende forutsetninger som normer, rater og fjerningstid, som kan variere betydelig avhengig av forventet kompleksitet i fjerningen. Disse vesentlige forutsetningene er fremtidsrettede og kan bli påvirket av fremtidige økonomiske og markedsmessige forhold.

Vi anser estimerte nedstengnings- 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.

Våre revisjonshandlinger

Vi har opparbeidet en forståelse, vurdert utformingen og testet utførelsen av kontrollene som konsernet har implementert over prosessen for å estimere nåverdien av de fremtidige nedstengnings- og fjerningskostnadene i henhold til lokale forhold og regler. Dette omfattet 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 sammenligne vesentlige tilganger i varige driftsmidler med ledelsens vurdering av nye nedstengnings- og fjerningsforpliktelser regnskapsført i perioden.

For å vurdere forventede fremtidige kostnader sammenlignet vi blant annet dagsrater for rigger, operasjoner til sjøs og tungløft fartøy mot ekstern markedsinformasjon eller eksisterende kontrakter. For estimert fjerningstid sammenlignet vi forutsetningene mot historisk informasjon på stikkprøvebasis. Vi sammenlignet diskonteringsrentene mot eksterne markedsdata. Med involvering av våre verdsettelseseksperter vurderte vi metoden og modellene brukt av ledelsen i estimeringen av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser, vurderte den langsiktige valutakursen benyttet i modellene og gjennomførte sensitivitetsanalyser for vesentlige forutsetninger. I tillegg etterregnet vi formlene i modellene.

Øvrig informasjon

Øvrig informasjon omfatter informasjon i årsrapporten bortsett fra årsregnskapet og den tilhørende revisjonsberetningen. Styret og daglig leder (ledelsen) er ansvarlig for den øvrige informasjonen. Vår konklusjon 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 om årsberetningen, redegjørelsen om foretaksstyring, redegjørelsen om samfunnsansvar og rapportering om betaling til myndigheter m.v. inneholder de opplysninger som skal gis i henhold til gjeldende lovkrav og 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 eller ikke inneholder de opplysninger som skal gis i henhold til gjeldende lovkrav, er vi pålagt å rapportere det.

Vi har ingenting å rapportere i så henseende, og vi mener at årsberetningen, redegjørelsen om foretaksstyring, redegjørelsen om samfunnsansvar og rapportering om betaling til myndigheter m.v. er konsistente med årsregnskapet og inneholder de opplysninger som skal gis i henhold til gjeldende lovkrav.

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 forenklet anvendelse av internasjonale regnskapsstandarder etter regnskapsloven § 3-9 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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Ved utarbeidelsen av årsregnskapet må ledelsen ta standpunkt til selskapets og konsernets 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, konsernet eller 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 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 ISA-ene, utøver vi profesjonelt skjønn og utviser profesjonell skepsis gjennom hele revisjonen. I tillegg:

• identifiserer og vurderer 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 og konsernets interne kontroll.
• evaluerer 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 og konsernets evne til fortsatt drift. Dersom vi konkluderer med at det eksisterer vesentlig usikkerhet, kreves det at vi i revisjonsberetningen henleder oppmerksomheten på tilleggsopplysningene i årsregnskapet, eller, dersom slike tilleggsopplysninger ikke er tilstrekkelige, at vi modifiserer vår konklusjon om årsregnskapet og årsberetningen. Våre konklusjoner er basert på revisjonsbevis innhentet frem til datoen for revisjonsberetningen. Etterfølgende hendelser eller forhold kan imidlertid medføre at selskapet og konsernet ikke kan fortsette driften.
• evaluerer 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.
• 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, samt å 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 og tidspunktet for revisjonsarbeidet og eventuelle vesentlige funn i revisjonen, herunder vesentlige svakheter i den interne kontrollen som vi avdekker gjennom revisjonen.

Vi avgir en uttalelse til revisjonsutvalget 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 årsregnskapet 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 revisjonsberetningen 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

Uttalelse om etterlevelse av forskrift om elektronisk rapporteringsformat (ESEF)

Konklusjon

Som en del av revisjonen av årsregnskapet for Equinor ASA har vi utført et attestasjonsoppdrag for å oppnå betryggende sikkerhet for at årsregnskapet som inngår i årsrapporten med filnavn eqnr20211231esma.zip i det alt vesentlige er utarbeidet i overensstemmelse med kravene i delegert kommisjonsforordning (EU) 2019/815 om et felles elektronisk rapporteringsformat (ESEF-regelverket) etter forskrift gitt med hjemmel i verdipapirhandelloven § 5-5, som inneholder krav til utarbeidelse av årsrapporten i XHTML-format og iXBRLmarkering av konsernregnskapet.

Etter vår mening er årsregnskapet som inngår i årsrapporten i det alt vesentlige utarbeidet i overensstemmelse med kravene i ESEFregelverket.

Ledelsens ansvar

Ledelsen er ansvarlig for å utarbeide årsrapporten og iXBRL-markering av konsernregnskapet i overenstemmelse med det felles elektroniske rapporteringsformatet som kreves i ESEF-regelverket. Ansvaret omfatter en hensiktsmessig prosess, og slik intern kontroll ledelsen finner nødvendig for utarbeidelsen av en årsrapport og iXBRL-markering av konsernregnskapet som er i samsvar med kravene i ESEF-regelverket.

Revisors oppgaver og plikter

Vår oppgave er, på grunnlag av innhentet revisjonsbevis, å gi uttrykk for en mening om årsregnskapet som inngår i årsrapporten i det alt vesentlige er utarbeidet i overensstemmelse med kravene i ESEF-regelverket. Vi utførte vårt arbeid i samsvar med internasjonal attestasjonsstandard (ISAE) 3000 – «Attestasjonsoppdrag som ikke er revisjon eller forenklet revisorkontroll av historisk finansiell informasjon». Standarden krever at vi planlegger og utfører handlinger for å oppnå betryggende sikkerhet for at årsregnskapet som inngår i årsrapporten er utarbeidet i overensstemmelse med kravene i ESEF-regelverket.

Som et ledd i vårt arbeid utførte vi handlinger for å opparbeide forståelse for selskapets prosesser for å utarbeide årsrapporten i XHTML-format. Vi utførte kontroller av fullstendigheten og nøyaktigheten av iXBRL-markeringen, og vurderte ledelsens anvendelse av skjønn. Vårt arbeid omfattet kontroll av samsvar mellom markeringene av data i iXBRL og det reviderte årsregnskapet i menneskelig lesbart format. Vi mener at innhentet bevis er tilstrekkelig og hensiktsmessig som grunnlag for vår konklusjon.

Stavanger, 8. mars 2022 ERNST & YOUNG AS

Tor Inge Skjellevik statsautorisert revisor

Regnskap og noter

Konsernregnskap

KONSERNRESULTATREGNSKAP

			For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2021	2020	2019
Salgsinntekter	4	88.744	45.753	62.911
Resultatandel investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	13	259	53	164
Andre inntekter	5	1.921	12	1.283
Sum inntekter	4	90.924	45.818	64.357
Varekostnad		(35.160)	(20.986)	(29.532)
Driftskostnader		(8.598)	(8.831)	(9.660)
Salgs- og administrasjonskostnader		(780)	(706)	(809)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	11, 12	(11.719)	(15.235)	(13.204)
Letekostnader	12	(1.004)	(3.483)	(1.854)
Sum driftskostnader		(57.261)	(49.241)	(55.058)
Driftsresultat	4	33.663	(3.423)	9.299
Renter og andre finanskostnader		(1.223)	(1.392)	(1.450)
Andre finansposter		(857)	556	1.443
Netto finansposter	9	(2.080)	(836)	(7)
Resultat før skattekostnad		31.583	(4.259)	9.292
Skattekostnad	10	(23.007)	(1.237)	(7.441)
Årets resultat		8.576	(5.496)	1.851
Tilordnet aksjonærer i morselskapet		8.563	(5.510)	1.843
Tilordnet ikke-kontrollerende eierinteresser			14	8
		14
Ordinært resultat per aksje (i USD)		2,64	(1,69)	0,55
Utvannet resultat per aksje (i USD)		2,63	(1,69)	0,55
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære aksjer utestående (i millioner)		3.245	3.269	3.326
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære aksjer utestående, utvannet (i millioner)		3.254	3.277	3.334

KONSOLIDERT OPPSTILLING OVER TOTALRESULTAT

(i millioner USD)	Note	2021	2020	2019
Årets resultat		8.576	(5.496)	1.851
Aktuarmessige gevinster/(tap) på ytelsesbaserte pensjonsordninger		147	(106)	427
Skatt på andre inntekter og kostnader		(35)	19	(98)
Inntekter og kostnader som ikke vil bli reklassifisert til Konsernresultatregnskapet	20	111	(87)	330
Omregningsdifferanser		(1.052)	1.064	(51)
Andel innregnede inntekter og kostnader fra egenkapitalkonsoliderte investeringer		0	0	44
Inntekter og kostnader som kan bli reklassifisert til Konsernresultatregnskapet		(1.052)	1.064	(7)
Andre inntekter og kostnader		(940)	977	323
Totalresultat		7.636	(4.519)	2.174
Tilordnet aksjonærer i morselskapet		7.622	(4.533)	2.166
Tilordnet ikke-kontrollerende eierinteresser		14	14	8

Regnskap og noter

Konsernregnskap

KONSERNBALANSE

	31. desember	1. januar
(i millioner USD) Note	2021	2020	2020
EIENDELER
Varige driftsmidler1) 11, 23	62.075	68.508	71.751
Immaterielle eiendeler 12	6.452	8.149	10.738
Egenkapitalkonsoliderte investeringer 13	2.686	2.262	1.442
Utsatt skattefordel 10	6.259	4.974	3.881
Pensjonsmidler 20	1.449	1.310	1.093
Finansielle derivater 26	1.265	2.476	1.365
Finansielle investeringer 14	3.346	4.083	3.600
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer 14	1.087	861	1.214
Sum anleggsmidler	84.618	92.623	95.083
Varelager 15	3.395	3.084	3.363
Kundefordringer og andre fordringer 16		8.232	8.233
	17.927
Finansielle derivater 26	5.131	886	578
Finansielle investeringer 14	21.246	11.865	7.426
Betalingsmidler 17	14.126	6.757	5.177
Sum omløpsmidler	61.826	30.824	24.778
Eiendeler klassifisert som holdt for salg 5	676	1.362	0
Sum eiendeler	147.120	124.809	119.861
EGENKAPITAL OG GJELD
Aksjonærers egenkapital	39.010	33.873	41.139
Ikke-kontrollerende eierinteresser	14	19	20
Sum egenkapital 18	39.024	33.892	41.159
Finansiell gjeld 19	27.404	29.118	21.754
Leieavtaler 23	2.449	3.220	3.191
Utsatt skatt 10	14.037	11.224	9.410
Pensjonsforpliktelser 20	4.403	4.292	3.867
Avsetninger og annen gjeld1) 21	19.899	22.568	19.750
Finansielle derivater 26	767	676	1.173
Sum langsiktig gjeld	68.959	71.097	59.144
Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger 22	14.310	10.510	10.450
Betalbar skatt	13.119	1.148	3.699
Finansiell gjeld 19	5.273	4.591	2.939
Leieavtaler 23	1.113	1.186	1.148
Skyldig utbytte 18	582	357	859
Finansielle derivater 26	4.609	1.710	462
Sum kortsiktig gjeld	39.005	19.502	19.557
Forpliktelser knyttet til eiendeler holdt for salg 5	132	318	0
Sum gjeld	108.096	90.917	78.702
Sum egenkapital og gjeld	147.120	124.809	119.861

1) Omarbeidet 1. januar 2020 og 31. desember 2020 tall på grunn av en prinsippendring som påvirker nedstengings- og fjerningsforpliktelser, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper og note 21 Avsetninger og andre forpliktelser.

KONSOLIDERT OPPSTILLING OVER ENDRINGER I EGENKAPITAL

	Aksjekapit	Annen innskutt	Opptjent	Omregnings	Innregnede inntekter og kostnader fra egenkapital konsoliderte	Aksjonærers	Ikke kontrollerende	Sum
(i millioner USD)	al	egenkapital	egenkapital	differanser	investeringer	egenkapital	eierinteresser	egenkapital
1. januar 2019	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
Årets resultat			8.563			8.563	14	8.576
Andre inntekter og kostnader			111	(1.052)	0	(940)		(940)
Totalresultat								7.636
Utbytte			(2.041)			(2.041)		(2.041)
Tilbakekjøp av aksjer	0	(429)				(429)		(429)
Andre egenkapitaltransaksjoner		(15)	0			(15)	(18)	(33)
31. desember 2021	1.164	6.408	36.683	(5.245)	0	39.010	14	39.024

Se note 18 Egenkapital og utbytte for ytterligere informasjon.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

KONSOLIDERT KONTANTSTRØMOPPSTILLING

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2021	2020	2019
Resultat før skattekostnad		31.583	(4.259)	9.292
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	11,12	11.719	15.235	13.204
Kostnadsføring av tidligere års balanseførte undersøkelsesutgifter	12	171	2.506	777
(Gevinst)/tap på valutatransaksjoner (Gevinst)/tap fra salg av eiendeler og virksomheter	5	(47) (1.519)	646 18	(224) (1.187)
(Økning)/reduksjon i andre poster knyttet til operasjonelle aktiviteter1)			918	1.016
		106
(Økning)/reduksjon i netto kortsiktige finansielle derivater	26	539	(451)	(595)
Mottatte renter		96	162	215
Betalte renter		(698)	(730)	(723)
Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter før betalte skatter og arbeidskapital		41.950	14.045	21.776
Betalte skatter		(8.588)	(3.134)	(8.286)
(Økning)/reduksjon i arbeidskapital		(4.546)	(524)	259
Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter		28.816	10.386	13.749
Kjøp av virksomheter2)	5	(111)	0	(2.274)
Investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler		(8.040)	(8.476)	(10.204)
(Økning)/reduksjon i finansielle investeringer3)		(9.951)	(3.703)	(1.012)
(Økning)/reduksjon i derivater finansielle instrumenter		(1)	(620)	298
(Økning)/reduksjon i andre rentebærende poster		28	202	(10)
Salg av eiendeler og virksomheter	5	1.864	505	2.608
Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter		(16.211)	(12.092)	(10.594)
Ny finansiell gjeld	19	0	8.347	984
Nedbetaling finansiell gjeld4) Nedbetaling gjeld vedrørende leieavtaler4)	19 23	(2.675) (1.238)	(2.055) (1.277)	(1.314) (1.104)
Betalt utbytte	18	(1.797)	(2.330)	(3.342)
Tilbakekjøp av aksjer	18	(321)	(1.059)	(442)
Netto kortsiktige lån og andre finansielle aktiviteter		1.195	1.365	(277)
Kontantstrøm fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter	19	(4.836)	2.991	(5.496)
Netto økning/(reduksjon) i betalingsmidler		7.768	1.285	(2.341)
Effekt av valutakursendringer på betalingsmidler		(538)	294	(38)
Betalingsmidler ved årets begynnelse (netto etter kassakredittrekk)	17	6.757	5.177	7.556
Betalingsmidler ved årets utgang (netto etter kassakredittrekk)5)	17	13.987	6.757	5.177

1) Regnskapsåret 2021 inkluderer redeterminerings oppgjør knyttet til Agbami feltet. For mer informasjon, se note 24 Andre forpliktelser,

betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

2) Netto etter fradrag av anskaffede betalingsmidler.

3) Inkluderer salg av aksjer i Lundin i 2020.

4) Nedbetaling gjeld vedrørende leieavtaler er skilt ut fra linjen nedbetaling finansiell gjeld og årene 2019 og 2020 er blitt reklassifisert.

5) Betalingsmidler inkluderer kassakredittrekk på 140 millioner USD per 31. desember 2021 og 0 millioner USD per 31. desember 2020 og 2019.

Betalte renter i Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter er eksklusive aktiverte renter på 334 millioner USD per 31. desember 2021, 308 millioner USD per 31. desember 2020 og 480 millioner USD per 31. desember 2019. Aktiverte renter er inkludert i linjen Investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler i Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter. Totalt betalte renter utgjør 1.032 millioner USD for 2021, 1.038 millioner USD for 2020, og 1.203 millioner USD for 2019.

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 2021 ble godkjent av styret i henhold til vedtak av 8. mars 2022.

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 2021.

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 2021. 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

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 én), 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.

Fase én-endringene tredde i kraft 1. januar 2020 og fase to-endringene gjelder for årsregnskaper som begynner 1. januar 2021 eller senere. Equinor har tatt i bruk endringene på ikrafttredelsesdatoene.

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. I samarbeid med våre motparter, er Equinor i gang med å erstatte tidligere kontrakter med referanser til IBOR med nye kontrakter som har referanser til RFR. IBOR-reformen har primært innebåret administrativt merarbeid og Equinor forventer ingen vesentlige regnskapsmessige effekter av reformen. Equinors risikostyringsstrategi har ikke endret seg vesentlig som følge av IBOR-reformen.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Andre standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som har tredd i kraft 1. januar 2021

Andre endringer i standarder eller fortolkninger av standarder tredd i kraft med virkning fra 1. januar 2021 og implementert av Equinor, har ikke hatt vesentlig innvirkning på Equinors Konsernregnskap ved implementering.

Frivillig endring av regnskapsprinsipp knyttet til diskonteringsrente ved beregning av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

Med virkning fra 1. oktober 2021 har Equinor endret grunnlaget for fastsettelse av diskonteringsrenten som benyttes ved beregning av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser, slik at denne ikke lenger inkluderer et påslag for kredittpremie som reflekterer Equinors egen kredittrisiko. Denne frivillige prinsippendringen er gjort som følge av at det å holde kredittelementet utenfor fastsettelsen av diskonteringsrenten, anses å bedre reflektere forpliktelsens særlige risiko. Endringen påvirker størrelsen på nedstengnings- og fjerningsforpliktelser og tilhørende deler av varige driftsmidler vesentlig, og tidligere perioders balanseførte verdier har blitt omarbeidet. Se ytterligere detaljer i note 21 Avsetninger og andre forpliktelser. Prinsippendringen vil påvirke fremtidige avskrivninger og mulige fremtidige nedskrivninger og reverseringer av nedskrivninger. Virkningen på relevante regnskapslinjer i resultatoppstillingen og på egenkapitalen på tidspunktet for den frivillige prinsippendringen er ikke vesentlig. Tidligere perioders resultatoppstillinger og oppstillinger over endring i egenkapitalen er ikke omarbeidet.

Andre standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som er publisert, men ikke tredd i kraft Endring av IAS 1 og «Materiality practice statement 2»

IASB har publisert en endring til IAS 1 Presentasjon av finansregnskap og «IFRS Practice statement 2» som omhandler bruk av skjønn knyttet til vesentlighet. Disse endringene er ment å hjelpe foretak til å utarbeide mer verdifull noteinformasjon om regnskapsprinsipper. Mens dagens standard krever at foretak opplyser om 'viktige regnskapsprinsipper' endres ordlyden i den nye bestemmelsen til at foretak skal opplyse om 'vesentlig informasjon om regnskapsprinsipper', samt ved å gi ytterligere veiledning rundt hva som skal ansees å utgjøre 'vesentlig informasjon om regnskapsprinsipper'. Selv om det trolig vil komme enkelte tillegg til deler av noteinformasjonen for å kunne presentere en enda mer Equinor-spesifikk prinsippnote, forventes det at når Equinor tar i bruk endringene vil noten om regnskapsprinsipper bli noe redusert i omfang. Dette skyldes at det i utgangspunktet kun skal inkluderes de regnskapsprinsippene som er vurdert nødvendige for å forstå annen vesentlig informasjon i Equinors Konsernregnskap.

Endringene trer i kraft for regnskapsår påbegynt 1. januar 2023 eller senere, men tidligere implementering er tillatt. Equinor forventer å implementere endringene på ikrafttredelsesdatoen.

Øvrige standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som er utgitt, men ikke tredd i kraft, forventes ikke å være vesentlige for Equinors Konsernregnskap, eller forventes ikke å være relevante for Equinor på implementeringstidspunktet.

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.

De forhold som er mest vesentlige for å forstå hovedkildene til estimeringsusikkerhet som inngår ved utarbeidelsen av dette Konsernregnskapet er beskrevet under hvert kapittel nedenfor der det er relevant.

Estimatusikkerhet knyttet til initiativ for å begrense klimaendringene og av det grønne skiftet

Effektene av initiativene for å begrense klimaendringene og den potensielle effekten av det grønne skiftet er relevante komponenter i noen av de økonomiske forutsetningene i våre estimater av fremtidige kontantstrømmer. Resultatene av disse tiltakene i fremtiden, og i hvor stor grad disse påvirker Equinors virksomhet, er kilder til usikkerhet. Å estimere det globale energibehovet og råvarepriser frem mot 2050 er en utfordrende oppgave, som krever vurdering av fremtidig utvikling i tilbud og etterspørsel, teknologiske endringer, skattlegging, avgifter på utslipp, produksjonsbegrensninger og andre viktige faktorer. 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). Se note 3 Konsekvenser av initiativ for å begrense klimaendringer for ytterligere detaljer.

Kontantstrømoppstillingen

I kontantstrømoppstillingen er kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter presentert ved bruk av den indirekte metode. Dette innebærer at resultat før skattekostnad justeres for endringer i varelager, driftsrelaterte fordringer og gjeld, effekten av ikke-kontante resultatposter som avskrivninger, nedskrivninger, avsetninger, urealiserte gevinst og tap og ikke-utdelte resultater fra tilknyttede selskaper, samt resultatposter der kontanteffekten er klassifisert som investeringsaktivitet eller finansieringsaktivitet. Økning/reduksjon i finansielle investeringer, økning/reduksjon i derivater finansielle instrumenter og økning/reduksjon i andre rentebærende poster er alle presentert netto som del av investeringsaktiviteter, enten som følge av at transaksjonene er finansielle med høy omløpshastighet, involverer store beløp og har kort løpetid, eller som følge av vesentlighet.

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 makt over foretaket, er eksponert for eller har rettigheter til variabel avkastning fra sitt engasjement i foretaket, og har mulighet til å påvirke denne avkastningen gjennom sin makt over foretaket.

Konserninterne transaksjoner og konsernmellomværende, inkludert urealiserte interne gevinster og tap, er eliminert.

Ikke-kontrollerende eierinteresser presenteres på egen linje innenfor egenkapitalen i Konsernbalansen.

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.

Bruk av skjønn knyttet til delvis nedsalg i datterselskaper

Regnskapsprinsippet for delvis nedsalg i datterselskaper krever bruk av skjønn i hvert enkelt tilfelle.. Prinsippet har hatt stor betydning på regnskapsføringen av salget av Equinors partner-opererte eierinteresser i Empire Wind og Beacon Wind, som ble gjennomført i 2021 og er ytterligere beskrevet i note 5 Oppkjøp og nedsalg. Equinor har vurdert kravene i og omfanget av IFRS 10 Konsernregnskap og IAS 28 Investeringer i tilknyttede foretak og felleskontrollerte virksomheter, sammenholdt med substansen i transaksjonene. I vurderingen av kravene i standardene, har Equinor også sett hen til flere relevante og lignende problemstillinger som er vurdert, men utsatt og dermed ikke fullført av IASB, som følge av at de skal vurderes sammen med andre relevante forhold på et senere tidspunkt. Equinor har også vurdert de økonomiske og juridiske realitetene i transaksjonene så vel som Equinors ansvar og involvering etter at transaksjonen er fullført. Ettersom eiendelene ble overført til separate legale enheter rett i forkant av at 50 % av aksjene i disse enhetene ble solgt til tredjepart, og dette nedsalget medførte at Equinor mistet kontrollen over disse eiendelsbesittende enhetene og samtidig etablerte en felleskontrollert virksomhet, har Equinor konkludert med kun å innregne gevinst på den solgte andelen.

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

Regnskap og noter

Konsernregnskap

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.

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 segmentet Fornybar (REN).

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 4 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.

Bruk av skjønn knyttet til 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. Tilsvarende vurderinger gjennomføres ved oppkjøp av interesser i felleskontrollerte driftsordninger for å avgjøre om aktiviteten i den felleskontrollerte driftsordningen utgjør en virksomhet og om prinsippene som gjelder for virksomhetssammenslutninger derfor skal anvendes. Konsentrasjonstesten i IFRS 3 gir en viss 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.

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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

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.

Bruk av skjønn knyttet til transaksjoner med Den norske stat

Hvorvidt slike transaksjoner skal regnskapsføres brutto eller netto forutsetter bruk av vesentlig regnskapsmessig skjønn. 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.

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.

Avgifter, utslippstillatelser og annen innkreving av myndighetene

CO2 fri-kvoter mottatt som ledd i EUs kvotemarked (EU ETS – Emissions Trading System) innregnes jevnt gjennom regnskapsåret. Kjøpte tilleggskvoter er regnskapsført til kostpris som del av Driftskostnader etter hvert som de påløper som følge av utslipp. Avsetninger for nødvendige CO2 tilleggskvoter som skal dekke gjennomførte utslipp måles til markedsverdi og innregnes som kortsiktige forpliktelser som en del av Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger. Eide kvoter som overstiger gjennomførte utslipp balanseføres til kostpris som en del av Andre kortsiktige fordringer så lenge slike kjøpte kvoter er anskaffet for å dekke egne utslipp og kan benyttes til å dekke utslipp i kommende år.

Forpliktelser som skyldes inneværende års utslipp og verdien av de tilhørende kvotene som er kjøpt, betalt og resultatført, men som foreløpig ikke er levert i oppgjøret til relevante myndigheter, presenteres netto i Konsernbalansen.

Estimatusikkerhet knyttet til avgifter og myndighetsinnkreving

Equinors globale virksomhet 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 og den offentlige fiskalbalansen, 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 til 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. Equinors juridiske avdeling, i samarbeid med lokale juridiske representanter, estimerer utfallet av slike tvister basert på førstehånds kunnskap. Estimatene kan avvike fra de faktiske resultatene. Vi viser til note 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler for en presentasjon av betingede forpliktelser som følge av slike rettslige prosesser.

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, og ettersom skattedisputter i all hovedsak har binært utfallsrom, inngår sannsynlige framtidige utbetalinger (knyttet til potensielle skattekrav, inkludert straffeskatt) 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. Dette prinsippet er i samsvar med en endring til IAS 12 som reduserer omfanget av regelen om unntak fra førstegangsinnregning som har virkning fra 1. januar 2023.

Estimatusikkerhet knyttet til 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.

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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

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.

Bruk av skjønn, samt estimatusikkerhet knyttet til 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.

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.

Monetære og ikke-monetære tilskudd fra offentlige myndigheter som er knyttet til eiendeler og som anses som rimelig sikkert at vil bli mottatt, innregnes i Konsernbalansen som en reduksjon av balanseført verdi av eiendelen og blir i etterfølgende perioder innregnet i Konsernresultatregnskapet over levetiden til den avskrivbare eiendelen som reduserte avskrivninger.

Estimatusikkerhet knyttet til 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.

Estimatusikkerhet knyttet til 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.

Estimatusikkerhet knyttet til 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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

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.

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 leieavtale-fordring. 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.

Bruk av skjønn knyttet til leieavtaler og skillet mellom operatører og felleskontrollerte virksomheter som leietakere 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.

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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Nedskrivning av varige driftsmidler, bruksrettseiendeler og immaterielle eiendeler inkludert 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 eller 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 11 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).

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 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.

Estimatusikkerhet knyttet til nedskrivning og reversering av nedskrivning

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. 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. Ved estimering av gjenvinnbart beløp brukes den forventede kontantstrømmetoden for å gjenspeile usikkerhet i timing og beløp, inkludert forhold relatert til klima som påvirker disse forutsetningene. For eksempel er klimarelaterte forhold (se også note 3 Konsekvenser av initiativ for å begrense klimaendringer) forventet å ha 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 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.

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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

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. For bedre å reflektere forpliktelsens særlige risiko, og som beskrevet i et tidligere kapittel som omhandler endringer i regnskapsprinsipper, har Equinor valgt å ikke lenger inkludere en justering 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 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.

Estimatusikkerhet knyttet til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

Det krever skjønnsutøvelse og innebærer en iboende risiko for vesentlige justeringer å fastsette passende estimater for slike forpliktelser. Estimatene baseres på historisk kunnskap kombinert med kunnskap om pågående teknologisk utvikling. 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.

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

Regnskap og noter

Konsernregnskap

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.

Estimatusikkerhet knyttet til Covid-19-pandemien

Covid-19-pandemien hadde stor betydning i 2020 og dempet økonomisk vekst og hadde dramatiske konsekvenser for energietterspørselen, særlig for drivstoff og resulterte i en kollaps i råvareprisene i første halvdel av 2020. Råvareprisene tok seg opp igjen i andre halvdel av 2020 og har siden første kvartal i 2021 oversteget prisnivået sett før pandemien. I Equinors estimering av globalt tilbud, etterspørsel og råvarepriser har ledelsen tatt hensyn til forventet global utrulling av vaksiner i 2021 og 2022. Virusmutasjoner forårsaker fremdeles nye bølger med nedstengninger og andre restriksjoner, men Omikronvarianten ser ut til å være mindre farlig og gir myndighetene mulighet til å lette på restriksjonene etter hvert som tidligere varianter blir utkonkurrert. Selv om vi forventer å se enden på pandemien i nær fremtid, er det alltids en iboende usikkerhet og risiko for nye oppblomstringer av virus så lenge viruset får mulighet til å mutere. Fremtidsutsiktene er fremdeles noe usikre og domineres av nedsiderisiko knyttet til oppblomstring av virussmitte, og vi forventer at global vaksinering samt omfanget av monetære og skattemessige stimuli fortsatt vil påvirke økonomien på kort sikt. På denne bakgrunn er det på det nåværende tidspunkt ikke mulig fullt ut å konstatere den totale driftsmessige og økonomiske innvirkningen på Equinor som følge av pandemien.

Bortsett fra den finansielle virkningen har pandemien bare hatt mindre konsekvenser for Equinor 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 til en viss grad fremdeles uforutsigbar og kan medføre ytterligere konsekvenser for framdrift og kostnader i våre prosjekter.

3 Konsekvenser av initiativ for å begrense klimaendringer

Equinors ambisjoner og strategi

Klimaendringer og å nå målene fastsatt i Parisavtalen representerer grunnleggende utfordringer for samfunnet. Som skissert i COP26 Glasgow Climate Pact, krever de mest ambisiøse målene i Parisavtalen nå raske, omfattende og vedvarende reduksjoner i globale klimagassutslipp. Dette inkluderer å redusere globale utslipp av karbondioksid med 45 % innen 2030 i forhold til 2010-nivåer, og å nå et klimanøytralt nivå innen midten av århundret. Equinors ambisjon er å være et ledende selskap i det grønne skiftet og bli et klimanøytralt selskap innen 2050, inkludert utslipp fra produksjon til endelig energiforbruk. Equinors strategi er å skape verdier som et ledende selskap i det grønne skiftet ved å fokusere på lønnsom vekst innen fornybar energi og nye markedsmuligheter innen lavkarbonløsninger samtidig som Equinor optimerer olje- og gassporteføljen.

Vurdering av risikoer som følge av klimaendringer og det grønne skiftet

Klimaendringer og en overgang til en lavkarbonøkonomi vil påvirke Equinors virksomhet og innebærer et bredt spekter av ulike risikofaktorer. Equinors klimarelaterte ambisjoner og veien mot netto null er etablert som respons på utfordringer knyttet til klimaendringer og det grønne skiftet.

• Risiko knyttet til marked og teknologi. En overgang til en lavkarbonøkonomi bidrar til usikkerhet knyttet til fremtidig etterspørsel etter og priser på olje og gass. Økt etterspørsel etter og forbedret konkurranseevne på kostnader for fornybar energi, og innovasjon og teknologiske endringer som støtter videre utvikling og bruk av fornybar energi og lavkarbonteknologier, representerer både trusler og muligheter for Equinor.
• Fysisk risiko. Endringer i fysiske klimaparametere vil kunne påvirke Equinor gjennom økte kostnader og hendelser som påvirker Equinors operasjonelle virksomhet. Eksempler på fysiske parametere som vil kunne påvirke Equinor's anlegg og drift inkluderer akutte effekter som stadig hyppigere og mer alvorlige ekstremværhendelser, og kroniske effekter som stigende havnivå, endringer i havstrømmer og redusert tilgang på vann. Uventede endringer i meteorologiske parametere, for eksempel gjennomsnittlig vindstyrke, kan også påvirke fornybar kraftproduksjon, og føre til resultater over eller under forventningene.
• Regulatorisk risiko. Equinor forventer, og forbereder seg på, lovendringer og politiske tiltak som tar sikte på å redusere klimagassutslippene, som endringer i karbonkostnader og -avgifter, utslippsstandarder eller energisubsidier. En strengere

klimalovgivning og -politikk vil kunne påvirke Equinor's økonomiske fremtidsutsikter, inkludert verdien av selskapets eiendeler, tilgang på områder, eller indirekte gjennom endringer i forbrukeratferd eller teknologisk utvikling.

• Risiko knyttet til omdømme og rettssaker. Økt bekymring for klimaendringer vil kunne føre til økte forventninger til produsenter av fossilt brensel, samt en mer negativ oppfatning av olje- og gassindustrien. Dette kan føre til økte kostnader knyttet til rettstvister og et svekket omdømme, som kan påvirke Equinors legitimitet og evnen til å rekruttere og beholde dyktige medarbeidere.
• Risiko for redusert tilgang til finansiering. Sterk konkurranse om aktiva kan føre til lavere avkastning innen fornybar- og lavkarbonindustrien og forsinke omleggingen til et bredere energiselskap. Anbudsrunder der prisene ikke tar høyde for høyere kostnader kan gi økt inflasjonsrisiko. Dette gjelder også aktiva der kostnadene og inntektene er låst før endelig investeringsbeslutning. Det er også en risiko for økte kapitalkostnader for produsenter av fossil energi. Enkelte långivere har nylig indikert at de vil tilpasse eller begrense sine utlånsaktiviteter basert på miljøparametere.

Virkning på estimatusikkerhet

Effektene av initiativene for å begrense klimaendringer og den potensielle effekten av det grønne skiftet er relevante for noen av de økonomiske forutsetningene i våre estimater av fremtidig kontantstrøm. Konsekvensene av utviklingen i slike initiativ, og i hvilken grad Equinors drift vil bli påvirket av dem, er kilder til usikkerhet. Å estimere global energietterspørsel og råvarepriser frem mot 2050 er en utfordrende oppgave, som innebærer å vurdere fremtidig utvikling i tilbud og etterspørsel, teknologiendring, beskatning, avgifter på utslipp, produksjonsgrenser og andre viktige faktorer. Forutsetningene kan endres, noe som kan resultere i andre utfall enn de nåværende anslåtte scenariene. Dette kan resultere i betydelige endringer i regnskapsestimater, som økonomisk utnyttbar levetid (påvirker avskrivningsperiode og tidspunkt for utrangering av eiendeler) og bruksverdiberegninger (påvirker vurderinger av verdifall).

Equinors forutsetninger om råvarepriser brukt i beregningen av bruksverdi for nedskrivningstesting, er satt i samsvar med regnskapskrav og basert på ledelsens beste estimat av utviklingen av relevante omstendigheter og den sannsynlige fremtidige utviklingen i slike omstendigheter. Dette prissettet er foreløpig ikke likt et prissett som kreves for å nå målene i Parisavtalen som beskrevet i WEO-scenarioet for bærekrafts-utvikling, eller netto-null-utslippsscenarioet. En fremtidig endring i banen for hvordan verden handler med hensyn til å implementere handlinger i samsvar med målene i Paris-avtalen kan, avhengig av de detaljerte karakteristikkene til en slik bane, ha en negativ innvirkning på verdsettelsen av Equinors varige driftsmidler. En beregning av en mulig effekt av å bruke prisene (inkludert CO2-priser) i et 1.5o C-kompatibelt netto nullutslipp innen 2050-scenario som estimert av Det internasjonale energibyrået (IEA) kan for Equinor resultere i et verdifall på rundt 7 milliarder USD før skatt. Denne illustrative nedskrivningssensitiviteten er basert på en forenklet modell og begrensninger som er beskrevet i note 11 Varige driftsmidler.

CO2-relaterte kostnader

Equinor forventer at kostnadene for klimagassutslipp vil øke fra dagens nivå og få større geografisk utbredelse enn i dag. En global avgift på CO2-utslipp vil ha negativ innvirkning på verdsettelsen av Equinors olje og gass eiendeler, men denne risikoen reduseres av Equinors interne karbonpris brukt på alle potensielle nye prosjekter og investeringer, for tiden satt til 58 USD/tonn og økende mot 100 USD/tonn innen år 2030, for deretter å ligge flatt. Som sådan er klimahensyn en del av investeringsbeslutningene i samsvar med Equinor's strategi og forpliktelser knyttet til det grønne skiftet.

Klimahensyn inngår i nedskrivningsberegningene direkte ved å estimere CO2-avgiftene i kontantstrømmene. Indirekte er også forventet effekt av klimaendringer inkludert i de estimerte råvareprisene der tilbud og etterspørsel vurderes. CO2-prisene har også effekt på estimerte produksjonsprofiler og økonomisk avslutning på prosjektene.

Nedskrivningsberegninger er basert på beste estimatforutsetninger. For å reflektere at karbon vil ha en kostnad for alle våre eiendeler, anses det nåværende beste estimatet å være EU ETS for land utenfor EU der karbon ikke allerede er underlagt beskatning eller hvor Equinor ikke har etablert spesifikke estimater. EU ETS-prisen har økt betydelig fra 56 EUR/tonn i fjor og forventes å forbli høy, rundt 80 EUR/tonn i de nærmeste årene. Deretter forventes prisen å ligge på 65 EUR/tonn (27,5 EUR/tonn) i 2030 og deretter øke til 100 EUR/tonn (41 EUR/tonn) i 2050 (fjorårets forutsetninger i parentes). Norges klimaplan for 2021-2030 (St. Meld. 13 (2020-2021)) som legger til grunn en gradvis økt CO2-skatt (summen av EU ETS + norsk CO2-avgift) i Norge til 2000 NOK/tonn i 2030 er benyttet til nedskrivningsberegninger for norske oppstrømseiendeler.

Totalt kostnadsført CO2-kostnad knyttet til utslipp og kjøp av CO2-kvoter for selskapene Equinor ASA og Equinor Energy AS knyttet til aktiviteter på norsk kontinentalsokkel (Equinors andel av lisensene) og landbaserte anlegg in Norge som er eid av Equinor beløper seg til 428 millioner USD i 2021, og 268 millioner USD i 2020.

Oppstrøms olje og gass (strandede eiendeler)

Overgangen til fornybar energi, teknologisk utvikling og reduksjon i global etterspørsel etter karbonbasert energi, kan ha en negativ innvirkning på fremtidig lønnsomhet av investeringer i oppstrøms olje- og gassaktiva, spesielt eiendeler med lang estimert brukstid, prosjekter i en tidlig utviklingsfase og ikke-utviklede eiendeler kontrollert av Equinor. Equinor søker å redusere denne risikoen ved å fokusere på å forbedre den eksisterende oppstrømsporteføljen, maksimere effektiviteten til infrastrukturen på norsk sokkel og ved å optimalisere den internasjonale høykvalitetsporteføljen. Equinor vil også fortsette å selektivt lete etter nye muligheter med fokus på modne områder som kan gjøre bruk av eksisterende infrastruktur for å minimere utslipp og maksimere verdi. Under overgangen vil Equinor allokere mindre av kapitalbudsjettet til olje og gass de neste årene og til slutt redusere produksjonsvolumet over tid. Equinors

Regnskap og noter

Konsernregnskap

planer om å bli et netto-null-selskap innen 2050 har ved årsslutt 2021 ikke resultert i identifisering av ytterligere eiendeler med verdifall eller tidligere produksjonsstans.

Eventuell fremtidig leting kan bli begrenset av reguleringer, markedsmessige og strategiske hensyn. Forutsatt at de økonomiske forutsetningene ville forringes i en slik grad at uutviklede eiendeler kontrollert av Equinor ikke skulle materialiseres, omfatter de utsatte eiendelene hovedsakelig de immaterielle eiendelene Anskaffelseskost, leterettigheter olje og gass og Balanseførte leteutgifter, med en samlet balanseført verdi på 4.6 milliarder USD. Se note 12 Immaterielle eiendeler for mer informasjon om Equinor's immaterielle eiendeler.

Tidspunkt for nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

Hvis lønnsomheten til Equinors olje- og gassproduserende eiendeler endres vesentlig som følge av statlige initiativer for å begrense klimaendringer, kan dette påvirke tidspunktet for våre nedstengnings- og fjerningsforpliktelser. En kortere produksjonsperiode, som fremskynder tiden for når eiendeler må fjernes etter avsluttet produksjon, vil øke den bokførte verdien av forpliktelsen. Effekten av å utføre fjerning fem år tidligere enn planlagt, anslås å øke forpliktelsen med 0,2 milliarder USD. Se note 21 Avsetninger og andre forpliktelser for mer informasjon om Equinors nedstengnings- og fjerningsforpliktelser.

4 Segmentinformasjon

Fra 1. juni 2021 styres Equinors virksomhet gjennom følgende driftssegment (forretningsområder): Utforsking og produksjon Norge (UPN), Leting og produksjon internasjonalt (EPI), Leting og produksjon USA (EPUSA), Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP), Fornybar (REN), Prosjekter, boring og anskaffelser (PDP), Teknologi, digital og innovasjon (TDI), og konsernstab og funksjoner.

Hovedendringen i den organisatoriske selskapsstrukturen sammenlignet med tidligere perioder, er at driftssegmentet Development & Production Brazil er inkludert i driftssegmentet Leting og produksjon internasjonalt. I tillegg er driftssegmentet Leting delt og slått sammen med Utforsking og produksjon Norge, Leting og produksjon internasjonalt og Leting og produksjon USA. Global strategi og forretningsutvikling er delt og slått sammen med henholdsvis funksjonene for Finansdirektør og Sikkerhet, og bærekraft. Driftssegmentet Teknologi, prosjekter og Drilling er delt og lagt inn i Teknologi, Digital og Innovasjon og Prosjekter, boring og anskaffelser. Den nye organisasjonsstrukturen har ikke ført til endringer i rapporteringssegmentene.

Forretningsområdene Leting og produksjon er ansvarlige for letevirksomhet og den kommersielle utviklingen av olje- og gassporteføljen innenfor sine respektive geografiske områder: UPN på norsk sokkel, EPUSA i USA og EPI for alle områder utenom UPN og EPUSA.

Forretningsområdet PDP er ansvarlig for utvikling av felt og brønner samt anskaffelser i Equinor.

Forretningsområdet TDI samler forskning, teknologisk utvikling, spesialiserte rådgivningstjenester, digitalisering-, IT, forbedring, innovasjon, ventures og fremtidig virksomhet til et teknologisk kraftsenter.

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. Forretningsområdet er også ansvarlig for 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 REN.

Forretningsområdet REN er ansvarlig for vindparker og andre fornybare energiløsninger.

Rapporteringssegmentene Leting og produksjon Norge (E&P Norway), Leting og produksjon internasjonalt (E&P International), Leting og produksjon USA (E&P USA), Markedsføring, midtstrøm og prosessering (MMP), Fornybar (REN) består av forretningsområdene UPN, EPI, EPUSA, MMP og REN. Driftssegmentene PDP, TDI og konsernstaber og funksjoner er aggregert i rapporteringssegmentet "Annet" på grunn av uvesentligheten til disse driftssegmentene. Mesteparten av kostnadene innenfor driftssegmentene PDP og TDI er allokert til rapporteringssegmentene E&P Norway, E&P International, E&P USA, MMP og REN.

Endringene har ikke vesentlig effekt på sammenlignbare tall.

Fra og med første kvartal 2021 endret Equinor sin rapportering ettersom REN ble et eget rapporteringssegment. Tidligere ble aktivitetene i REN rapportert i segmentet «Annet». Den nye rapporteringsstrukturen er brukt retrospektivt med sammenlignbare tall omklassifisert. Endringen har sin bakgrunn i den økte strategiske betydningen av fornybarvirksomheten for Equinor og at informasjonen anses som nyttig for leserne av regnskapet.

Salg mellom segmenter og relatert urealisert fortjeneste, hovedsakelig fra salg av råolje og produkter, er eliminert i Elimineringskolonnen nedenfor. Inntekter mellom segmenter er basert på estimerte markedspriser.

Segmentdata for årene som ble avsluttet 31. desember 2021, 2020 og 2019 er presentert nedenfor. Målegrunnlaget for segmentresultat er netto driftsinntekt/(tap). I tabellene nedenfor er utsatt skattefordel, pensjonsmidler og finansielle eiendeler 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 2021	E&P	E&P
(i millioner USD)	Norway	International	E&P USA	MMP	REN	Andre	Elimineringer	Sum
Eksternt salg, annet salg og andre inntekter	269	1.113	377	87.025	1.394	485	0	90.665
Salg mellom segmenter	38.972	4.230	3.771	321	0	5	(47.300)	0
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	214	0	22	16	7	0	259
Sum inntekter	39.241	5.558	4.149	87.368	1.411	497	(47.300)	90.924
Varekostnad	0	(58)	0	(80.873)	0	(1)	45.773	(35.160)
Andre kostnader og salgs- og administrasjonskostnader	(3.729)	(1.466)	(1.076)	(4.276)	(163)	264	1.066	(9.378)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(4.678)	(3.257)	(1.733)	(1.079)	(3)	(970)	0	(11.719)
Letekostnader	(363)	(451)	(190)	0	0	0	0	(1.004)
Sum driftskostnader	(8.770)	(5.232)	(2.999)	(86.227)	(166)	(707)	46.839	(57.261)
Resultat før finansposter og skattekostnad	30.471	326	1.150	1.141	1.245	(210)	(461)	33.663
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer	5.101	1.828	690	221	455	212	0	8.506
Balanseinformasjon
Egenkapitalkonsoliderte investeringer	3	1.417	0	113	1.108	45	0	2.686
Segmentets øvrige anleggsmidler	35.301	15.358	11.406	3.019	154	3.288	0	68.527
Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene								13.406
Totale anleggsmidler								84.618

Regnskap og noter

Konsernregnskap

For regnskapsåret 2020	E&P	E&P
(i millioner USD)	Norway	International	E&P USA	MMP	REN1)	Andre1)	Elimineringer	Sum
Eksternt salg, annet salg og andre inntekter	91	451	368	44.605	18	232	0	45.765
Salg mellom segmenter	11.804	3.183	2.247	309	0	4	(17.547)	0
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	(146)	0	31	163	5	0	53
Sum inntekter	11.895	3.489	2.615	44.945	181	241	(17.547)	45.818
Varekostnad	0	(72)	0	(38.072)	0	1	17.157	(20.986)
Andre kostnader og salgs- og administrasjonskostnader	(2.829)	(1.439)	(1.313)	(5.060)	(215)	634	685	(9.537)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(5.546)	(3.471)	(3.824)	(1.453)	(1)	(939)	0	(15.235)
Letekostnader	(423)	(2.071)	(990)	0	0	1	0	(3.483)
Sum driftskostnader	(8.798)	(7.054)	(6.127)	(44.586)	(216)	(304)	17.842	(49.241)
Resultat før finansposter og skattekostnad	3.097	(3.565)	(3.512)	359	(35)	(63)	296	(3.423)
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer	4.851	2.609	1.068	190	31	1.013	0	9.762
Balanseinformasjon
Egenkapitalkonsoliderte investeringer	3	1.125	0	92	1.017	25	0	2.262
Segmentets øvrige anleggsmidler2)	37.733	17.835	12.586	4.368	3	4.132	0	76.657
Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene								13.704
Totale anleggsmidler								92.623

1) Omklassifisert.

2) Omarbeidet. For mer informasjon se note 21 Avsetninger og andre forpliktelser

For regnskapsåret 2019	E&P	E&P
(i millioner USD)	Norway	International	E&P USA	MMP	REN1)	Andre1)	Elimineringer	Sum
Eksternt salg, annet salg og andre inntekter	1.048	1.685	441	60.491	258	269	0	64.194
Salg mellom segmenter	17.769	4.376	3.792	439	0	4	(26.379)	0
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	15	24	6	25	95	(1)	0	164
Sum inntekter	18.832	6.085	4.239	60.955	353	271	(26.379)	64.357
Varekostnad	(1)	(34)	0	(54.454)	0	(1)	24.958	(29.532)
Andre kostnader og salgs- og administrasjonskostnader	(3.284)	(1.684)	(1.668)	(4.897)	(192)	465	793	(10.469)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(5.439)	(2.228)	(4.133)	(600)	(1)	(803)	0	(13.204)
Letekostnader	(478)	(668)	(709)	0	0	0	0	(1.854)
Sum driftskostnader	(9.201)	(4.614)	(6.510)	(59.951)	(193)	(339)	25.750	(55.058)
Resultat før finansposter og skattekostnad	9.631	1.471	(2.271)	1.004	160	(68)	(629)	9.299
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer	7.316	2.851	3.004	788	175	648	0	14.782
Balanseinformasjon
Egenkapitalkonsoliderte investeringer	3	321	0	90	1.003	25	0	1.442
Segmentets øvrige anleggsmidler2) Anleggsmidler som ikke er allokert til	34.938	21.161	16.929	5.248	187	4.026	0	82.489
segmentene								11.152
Totale anleggsmidler								95.083

1) Omklassifisert.

2) Omarbeidet. For mer informasjon se note 21 Avsetninger og andre forpliktelser.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Anleggsmidler per land

	31. desember
(i millioner USD)	2021	20202)
Norge	40.564	44.311
USA	12.323	13.383
Brasil	8.751	8.359
Storbritannia	2.096	4.491
Aserbajdsjan	1.654	1.708
Canada	1.403	1.584
Russland	1.235	973
Angola	948	883
Algerie	708	808
Danmark	536	953
Andre	996	1.465
Sum anleggsmidler1)	71.213	78.919

1) Eksklusiv utsatt skattefordel, pensjonsmidler og langsiktige finansielle eiendeler.

2) Omarbeidet. For mer informasjon se note 21 Avsetninger og andre forpliktelser.

Se note 5 Oppkjøp og nedsalg for informasjon vedrørende transaksjoner som har påvirket segmentene.

Se note 11 Varige driftsmidler for informasjon om nedskrivninger og reversering av nedskrivinger som har påvirket segmentene.

Se note 12 Immaterielle eiendeler for informasjon om nedskrivninger og reversering av nedskrivinger som har påvirket segmentene.

Se note 24 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 om lag 30 land. Ved geografisk inndeling av Eksternt salg, annet salg og andre inntekter for 2021, basert på landet hvor det juridiske selskapet som står for salget er hjemmehørende, henføres 81 % til norske selskaper og 13 % til selskaper i USA. For 2020 var tilsvarende fordeling 80 % til norske selskaper og 14 % til selskaper i USA og for 2019 henholdsvis 75 % og 18 %.

Inntekter fra kundekontrakter og andre driftsinntekter

(i millioner USD)	2021	2020	2019
Råolje	38.307	24.509	33.505
Naturgass	28.050	7.213	11.281
- Europeisk gass	24.900	5.839	9.366
- Nordamerikansk gass	1.783	1.010	1.359
- Annet inkludert LNG	1.368	363	556
Raffinerte produkter	11.473	6.534	10.652
Flytende naturgass	8.490	5.069	5.807
Transport	921	1.083	967
Annet salg	1.006	681	445
Sum inntekter fra kundekontrakter	88.247	45.088	62.657
Skatt betalt i form av produserte mengder	345	93	344
Råvarederivater oppgjort med fysisk leveranse	(1.075)	209	(1.086)
Gevinst/(tap) på råvarederivater	951	108	732
Andre inntekter	276	256	265
Sum andre driftsinntekter	497	665	254
Salgsinntekter	88.744	45.753	62.911

5 Oppkjøp og nedsalg

2021

Nedsalg

10 % eierinteresse i Dogger Bank C

Den 10. februar 2022 gjennomførte Equinor et nedsalg av 10 % eierinteresse i Dogger Bank C prosjektet i Storbritannia til ENI. Vederlaget etter justeringer utgjorde 68 millioner GBP (92 millioner USD). ENI gjennomførte også et oppkjøp av 10 % eierinteresse i Dogger Bank C fra prosjektpartneren SSE Renewables på samme vilkår. Ny eierstruktur etter nedsalget er SSE Renewables (40 %), Equinor (40 %) og ENI (20 %). Eiendelen var klassifisert som holdt for salg 31 desember 2021. Regnskapsført verdi av eierinteressene som er holdt for salg er uvesentlige og er rapportert i segmentet REN. Gevinsten vil bli rapportert i segmentet REN i første kvartal 2022.

Equinor Refining Denmark A/S

Den 31. desember 2021 gjennomførte Equinor Danmark A/S nedsalget til Klesch-gruppen av 100 % av aksjene i Equinor Refining Denmark A/S (ERD). Ved gjennomføring av transaksjonen betalte Klesch 48 millioner USD av det totalt estimerte vederlaget. ERD består av Kalundborg-raffineriet og tilhørende terminaler og infrastruktur. Det er bokført en nedskrivning av eiendelen i 2021 og for øvrig er tapet av nedsalget uvesentlig. Før nedsalget ble gjennomført mottok Equinor 335 millioner USD i ekstraordinært utbytte og tilbakebetaling av tidligere innbetalt kapital fra ERD. En gevinst på 167 millioner USD har blitt resirkulert fra Andre inntekter og kostnader til Annen inntekt i Konsernresultatregnskapet og er reflektert i segmentet MMP.

Terra Nova

Den 8. september 2021 gjennomførte Equinor et nedsalg av 100 % av eierinteressene, inkludert overføring av fremtidig fjerningsforpliktelse, i Terra Nova-feltet utenfor Canada til Cenovus og Murphy. Nedsalget er regnskapsført i segmentet E&P internasjonalt. Betalt vederlag, regnskapsført verdi og effekten på Konsernresultatregnskapet er uvesentlig.

Bakken landbasert skiferoljefelt

Den 26. april 2021 gjennomførte Equinor nedsalget av eierinteressene i Bakken-feltet i Nord-Dakota og Montana i USA til Grayson Mill Energy (støttet av EnCap Investment) for et estimert totalt vederlag på 819 millioner USD, inkludert oppgjør for interimperioden hvor oppgjør er mottatt i første halvår av 2021. Justeringer for etteroppgjør pågår og vil være endelig tidlig 2022. Eiendelen var nedskrevet i første kvartal 2021. I løpet av neste tre kvartalene i 2021 ble det regnskapsført uvesentlige tap under regnskapsposten Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet i segmentet E&P USA.

10 % eierinteresse i Dogger Bank A og B

Den 26. februar 2021 gjennomførte Equinor nedsalget av 10 % eierinteresse Dogger Bank A og B i Storbritannia for et totalt vederlag på 206,4 millioner GBP (285 millioner USD) noe som medførte en gevinst på 202,8 million GBP (280 millioner USD). Ny eierstruktur etter nedsalget er SSE Renewables (40 %), Equinor (40 %) og ENI (20 %). Equinor vil fortsette med egenkapitalkonsolidering for gjenværende eierandel som en felleskontrollert virksomhet. Gevinsten er presentert som Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet i segmentet REN.

Avhendelse av ikke-operert andel i Empire Wind og Beacon Wind-eiendelene i USA

Den 29. januar 2021 gjennomførte Equinor nedsalget til BP av 50 % av de ikke-opererte eierinteressene i Empire Wind og Beacon Wind eiendelene for et foreløpig totalt vederlag etter justeringer på 1,2 milliarder USD noe som medførte en gevinst på 1,1 milliarder USD for de solgte eierandelene. 500 millioner USD var forskuddsbetalt ved utgangen av 2020. Gjennom denne transaksjonen har de to selskapene etablert et strategisk samarbeid for havvind i USA. Etter transaksjonen fortsetter Equinor som operatør med en eierinteresse på 50 %. Equinor konsoliderte eiendelene frem til gjennomføringen av nedsalget og etterpå er investeringen klassifisert som felleskontrollert virksomhet og regnskapsført etter egenkapitalmetoden. Gevinsten er presentert under regnskapslinjen Annen inntekt i Konsernresultatregnskapet i segmentet REN. For mer informasjon om regnskapsføringen av gevinsten se seksjonen: Bruk av skjønn knyttet til delvis nedsalg i datterselskaper

Oppkjøp

Wento

Den 5. mai 2021 gjennomførte Equinor et kjøp av 100 % av aksjene i Wento, et polsk utviklingsselskap av fornybar på land, fra investeringsselskapet (private equity) Enterprise Investors for et kontantvederlag på 98 millioner EUR (117 millioner USD) etter justeringer. I tillegg kjøpte Equinor en fordring på 3 millioner EUR fra Enterprise Investors mot det oppkjøpte selskap. Eiendeler og gjeld knyttet til den oppkjøpte virksomheten har blitt regnskapsført etter oppkjøpsmetoden. I andre kvartal 2021 medførte oppkjøpet en økning i Equinors immaterielle eiendeler på 46 millioner USD, goodwill på 59 millioner USD, utsatte skatteforpliktelser på 9 millioner USD andre netto eiendeler på 21 millioner USD. Goodwill reflekterer forventede synergier, kompetanse og tilgang til det polske fornybare markedet som ble oppnådd gjennom oppkjøpet. Transaksjonen har blitt regnskapsført i segmentet REN.

Holdt for salg

Equinor Energy Ireland Limited

I fjerde kvartal 2021, inngikk Equinor en avtale med Vermillion Energy Inc (Vermillion) om nedsalg av Equinors ikke-opererte eierandel i gassfeltet Corrib i Irland. Nedsalget gjelder 100 % av aksjene i Equinor Energy Ireland Limiited (EEIL). EEIL eier 36,5 % av Corrib-feltet

sammen med operator Vermillion (20 %) og Nephin Energy (43,5 %). Equinor og Vermillion er enige om et vederlag på 434 millioner USD før justeringer på gjennomføringstidspunktet og et betinget vederlag basert på produksjonsnivå og gasspriser. Gjennomføring av nedsalget er forventet i 2022.

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.

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.

6 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 26 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. Innføringen av en framtidig betydelig kraftpriseksponering vil sannsynligvis forsterke porteføljens råvareprisrisiko. For å styre kortsiktig råvareprisrisiko blir det inngått råvarebaserte derivatkontrakter som inkluderer futures, opsjoner, ikke-børsnoterte (over-the-counter - OTC) terminkontrakter, og ulike typer

Regnskap og noter

Konsernregnskap

bytteavtaler knyttet til råolje, petroleumsprodukter, naturgass, kraft og utslipp. 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. kraft og utslipp har normalt løpetid på under tre år, og er hovedsakelig OTC fysiske terminkontrakter og opsjoner, NASDAQ OMX Oslo terminkontrakter, samt European Energy Exchange (EEX), 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 19 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.

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 6,0 milliarder USD, støttet av Equinors 19 viktigste kjernebanker, med forfall i 2024. Kredittfasiliteten er ubrukt per 31. desember 2021 og gir sikker tilgang til finansiering, understøttet av beste mulige kortsiktige kredittvurdering.

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.

For mer informasjon om Equinors langsiktige gjeld, se note 19 Finansiell gjeld.

			31. desember
	2021			2020
(i millioner USD)	Finansielle forpliktelser	Leieavtaler	Finansielle derivater	Finansielle forpliktelser	Leieavtaler	Finansielle derivater
År 1	18.841	1.183	175	13.388	1.220	1.262
År 2 og 3	6.684	1.262	211	5.528	1.598	75
År 4 og 5	6.140	656	318	6.489	772	264
År 6 til 10	10.636	642	588	12.401	752	269
Etter 10 år	12.849	158	187	14.614	162	425
Totalt spesifisert	55.150	3.901	1.479	52.421	4.504	2.294

Tabellen nedenfor viser forfallsprofilen til Equinors finansielle forpliktelser basert på udiskonterte kontraktsmessige kontantstrømmer.

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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Tabellen nedenfor viser Equinors balanseførte verdi av finansielle eiendeler og finansielle derivater inndelt etter Equinors vurdering av motpartens kredittrisiko. 1 % 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 2021
Investment grade med klassifisering A eller høyere	452	3.637	1.103	2.902
Annen investment grade	18	8.930	0	1.524
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert	238	4.624	162	705
Sum finansielle eiendeler	708	17.191	1.265	5.131
31. desember 2020
Investment grade med klassifisering A eller høyere	211	1.954	1.850	465
Annen investmentgrade	24	2.288	478	287
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert	262	3.176	148	134
Sum finansielle eiendeler	497	7.418	2.476	886

For mer informasjon vedrørende Kundefordringer og andre fordringer, se note 16 Kundefordringer og andre fordringer.

Per 31. desember 2021 var 2,271 milliarder USD innkrevd som sikkerhetsstillelse for å redusere deler av Equinors kreditteksponering. Per 31. desember 2020 var 1,704 milliarder 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 bytteavtalene er over en avtalt grense.

I henhold til vilkår i ulike nettooppgjørsordninger for finansielle derivater var det per 31. desember 2021 utlignet 24,536 milliarder USD, mens 0,500 milliarder USD presentert som finansielle forpliktelser ikke oppfyller kriteriene for motregning. Per 31. desember 2020 var 3,738 milliarder USD utlignet, mens 0,387 milliarder 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 var det per 31. desember 2021 utlignet 4,445 milliarder USD mens det per 31. desember 2020 var utlignet 1,684 milliarder USD.

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 stabile utsikter (inkludert ett punkt løft) fra S&P, og Aa2 med stabile 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)	2021	2020
Netto justert rentebærende gjeld, inkludert gjeld tilknyttet leieavtaler (ND1)	3.236	20.121
Netto justert rentebærende gjeld (ND2)	(326)	15.716
Sysselsatt kapital, inkludert gjeld tilknyttet leieavtaler (CE1)	42.259	54.012
Sysselsatt kapital (CE2)	38.697	49.608
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert, inkludert gjeld tilknyttet leieavtaler (ND1/CE1)	7,7%	37,3%
Netto gjeld på sysselsatt kapital justert (ND2/CE2)	(0,8%)	31,7%

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 2,369 milliarder USD og 0,627 milliarder USD i 2021 og 2020). Sysselsatt kapital (CE1) er definert som selskapets totale egenkapital (inkludert minoritetsinteresser) og ND1. ND2 er definert som ND1 justert for leieforpliktelser (henholdsvis 3,562 milliarder USD og 4,405 milliarder USD i 2021 og 2020). Sysselsatt kapital (CE2) er definert som selskapets totale egenkapital (inkludert minoritetsinteresser) og ND2.

7 Godtgjørelse

	For regnskapsåret
(i millioner USD, unntatt gjennomsnittlig antall ansatte)	2021	2020	2019
Lønnskostnader1)	2.962	2.625	2.766
Pensjonskostnader2)	488	432	446
Arbeidsgiveravgift	414	368	413
Andre lønnskostnader og sosiale kostnader	288	283	330
Sum lønnsrelaterte kostnader	4.152	3.707	3.955
Gjennomsnittlig antall ansatte3)	21.400	21.700	21.400

1) Lønnskostnader inneholder bonuser, sluttpakker og kostnader i forbindelse med utstasjonering i tillegg til grunnlønn.

2) Se note 20 Pensjon

3) Deltidsansatte utgjør 3 % for 2021, 2 % for 2020 og 4 % for 2019.

Lønnsrelaterte kostnader er akkumulert i kostnadspooler og delvis viderebelastet partnerne i Equinor-opererte lisenser basert på påløpte timer.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Kompensasjon til styret og konsernledelsen

		For regnskapsåret
(i tusen USD)1)	2021	2020	2019
Kortsiktige ytelser	12.229	9.012	10.958
Pensjonsytelser	420	589	661
Andre langsiktige ytelser	17	14	18
Aksjebasert avlønning	83	125	147
Sum ytelser	12.749	9.740	11.782

1) Alle beløp i tabellen er presentert basert på opptjening i perioden.

Per 31. desember 2021, 2020 og 2019 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 2021-, 2020- og 2019-programmene, inkludert tilskudd fra Equinor og arbeidsgiveravgift, utgjør henholdsvis 79 millioner USD, 74 millioner USD og 73 millioner USD. Beregnet kostnad for Equinor for 2022-programmet (avtaler inngått i 2021) utgjør 85 millioner USD. Gjenstående beløp per 31. desember 2021, som skal kostnadsføres over programmenes resterende opptjeningsperiode, utgjør 174 millioner USD.

Se note 18 Egenkapital og utbytte for mer informasjon om aksjebasert avlønning.

8 Andre kostnader

Godtgjørelse til revisor

	For regnskapsåret
(i millioner USD, ekskl. mva)	2021	2020	2019
Revisjonshonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	14,4	10,7	4,7
Revisjonshonorar KPMG (revisor 2018)		-	2,8
Revisjonsrelaterte tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	1,1	1,0	0,5
Revisjonsrelaterte tjenester KPMG (revisor 2018)		-	1,2
Skattehonorar Ernst & Young (revisor fra 2019)	-	-	0,2
Skattehonorar KPMG (revisor 2018)		-	-
Andre tjenester Ernst & Young (revisor fra 2019)	-	-	0,9
Andre tjenester KPMG (revisor 2018)		-	-
Sum godtgjørelse til revisor	15,5	11,7	10,3

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 0,5 millioner USD i henholdsvis 2021, 2020 og 2019.

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 291 millioner USD, 254 millioner USD og 300 millioner USD i henholdsvis 2021, 2020 og 2019. Utgiftene er delvis finansiert av partnerne på Equinor-opererte lisenser. Equinors andel av utgiftene har blitt kostnadsført i linjen Sum driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.

9 Finansposter

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020	2019
Valutagevinst/(tap) finansielle derivater	870	(1.288)	132
Annen valutagevinst/(tap)	(823)	642	92
Netto gevinst/(tap) utenlandsk valuta	47	(646)	224
Mottatt utbytte	39	44	75
Renteinntekter verdipapirer og betalingsmidler	38	108	125
Renteinntekter langsiktige finansielle eiendeler	26	34	21
Renteinntekter kortsiktige finansielle eiendeler og andre finansinntekter	48	113	281
Renteinntekter og andre finansielle poster	151	298	502
Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer	(348)	456	243
Gevinst/(tap) andre finansielle derivater	(708)	448	473
Rentekostnader langsiktige obligasjoner, banklån og netto renter på tilknyttede derivater	(896)	(951)	(987)
Rentekostnader finansielle leieavtaler	(93)	(104)	(126)
Balanseførte lånekostnader	334	308	480
Rentekostnader fjerningsforpliktelse	(453)	(412)	(456)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre finanskostnader	(114)	(232)	(360)
Renter og andre finanskostnader	(1.223)	(1.392)	(1.450)
Netto finansposter	(2.080)	(836)	(7)

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 26 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 0,990 milliarder USD, 1,031 milliarder USD og 0,861 milliarder USD for henholdsvis 2021, 2020 og 2019. Linjen inneholder også netto renter på tilknyttede derivater inkludert i kategorien virkelig verdi over resultatet, med netto renteinntekt på 0,094 milliarder USD i 2021 og netto renteinntekt på 0,079 milliarder USD og netto rentekostnad på 0,129 milliarder USD for henholdsvis 2020 og 2019.

Linjen Gevinst/(tap) andre finansielle derivater inkluderer hovedsakelig virkelig verdi-endringer på derivater knyttet til renterisiko. Et tap på 724 millioner USD, en gevinst på 432 millioner USD og 457 millioner USD fra kategorien virkelig verdi over resultatet er inkludert for henholdsvis 2021, 2020 og 2019.

Valutagevinst/(tap) finansielle derivater inkluderer endringer i virkelig verdi på valutaderivater knyttet til likviditets- og valutarisiko. Linjen Annen valutagevinst/(tap) inkluderer et netto tap på utenlandsk valuta på 702 millioner USD, en gevinst på 796 millioner USD og et tap på 74 millioner USD fra kategorien virkelig verdi over resultatet for henholdsvis 2021, 2020 og 2019.

10 Skatter

Spesifikasjon av skattekostnad

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020	2019
Årets betalbare skatt	(21.271)	(1.115)	(7.892)
Korreksjon av tidligere års skatter	(28)	313	69
Betalbar skatt	(21.299)	(802)	(7.822)
Årets endring i midlertidige forskjeller	(1.778)	(648)	410
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel	126	130	0
Endring i skattelovgivning	4	(12)	(6)
Korreksjon av tidligere års skatter	(60)	94	(23)
Utsatt skatt	(1.708)	(435)	381
Skattekostnad	(23.007)	(1.237)	(7.441)

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 midlertidige endringer i Norges petroleumsskattesystem. 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 innen utgangen av 2022 og godkjent før 1. januar 2024. Endringene trådte i kraft fra 1. januar 2020 og gir selskapene mulighet for direkte utgiftsføring av investeringen mot særskattegrunnlaget (56 % sats) i stedet for skattemessige avskrivninger over seks år. I tillegg vil friinntekten, som har økt fra 20,8 % til 24 %, fradragsføres over ett år i stedet for fire år. Skattemessige avskrivninger i den ordinære selskapsskatten (22 %) fortsetter med seks års avskrivningsprofil.

Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020	2019
Resultat før skattekostnad	31.583	(4.259)	9.292
Beregnet skatt etter nominell sats1)	(7.053)	1.445	(2.284)
Beregnet norsk særskatt2)	(17.619)	(2.126)	(5.499)
Skatteeffekt av friinntektsfradrag3)	914	1.006	632
Skatteeffekt av permanent forskjell knyttet til nedsalg	90	(9)	380
Skatteeffekt av permanent forskjell som skyldes forskjellig funksjonell valuta og skattevaluta	150	(198)	8
Skatteeffekt av øvrige permanente forskjeller	228	450	395
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel	126	130	0
Endring av ikke innregnet utsatt skattefordel	619	(1.685)	(974)
Endring i skattelovgivning	4	(12)	(6)
Korreksjon av tidligere års skatter	(88)	408	47
Annet inkludert kurseffekter	(378)	(647)	(139)
Skattekostnad	(23.007)	(1.237)	(7.441)
Effektiv skattesats	72,8%	(29,0 %)	80,1%

1) Vektet gjennomsnitt av nominelle skattesatser var 22,3 % i 2021, 33,9 % i 2020 og 24,6 % i 2019. Satsene er påvirket av inntektsfordelingen mellom skatteregimer med lavere nominell skattesats og skatteregimer med høyere nominell skattesats.

2) Satsen for norsk særskatt etter petroleumsskatteloven er 56 %.

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 og 2021 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 var 5,3 % per år for 2018 og 7,5 % per år for investeringer under overgangsreglene fra 2013. Ikke benyttet friinntekt har ubegrenset framføringsadgang. Per 31. desember 2021 utgjør ikke regnskapsført friinntekt 272 millioner USD. Tilsvarende tall for 2020 var 836 millioner USD.

Spesifikasjon av utsatt skattefordel og utsatt skatt

(i millioner USD)	Fremførbare skatte messige underskudd	Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler1)	Fjernings forpliktelser1)	Leie forpliktelser	Pensjoner	Derivater	Annet	Sum
Utsatt skatt 31. desember 2021
Utsatt skattefordel	5.162	719	11.256	1.506	804	21	2.015	21.484
Utsatt skatt	0	(27.136)	0	0	(21)	(1.453)	(530)	(29.140)
Netto fordel/(forpliktelse) 31. desember 2021	5.162	(26.417)	11.256	1.506	783	(1.432)	1.485	(7.655)
Utsatt skatt 31. desember 2020
Utsatt skattefordel	4.676	826	12.967	1.869	787	30	1.811	22.966
Utsatt skatt	0	(28.290)	0	(4)	(11)	(236)	(676)	(29.217)
Netto fordel/(forpliktelse) 31. desember 2020	4.676	(27.464)	12.967	1.865	777	(206)	1.135	(6.250)

1) Omarbeidet 2020 tall som følge av prinsippendring knyttet til beregning av nedstengnings- og fjerningsforpliktelse, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper. Netto utsatt skatteforpliktelse relatert til Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler har økt med 1,762 milliarder USD og netto utsatt skattefordel relatert til Fjerningsforpliktelser har økt med 1,762 milliarder USD.

Årets endring i netto utsatt skatt var:

(i millioner USD)	2021	2020	2019
Netto utsatt skatt 1. januar	6.250	5.530	5.367
Innregnet i Konsernresultatregnskapet	1.708	435	(381)
Innregnet mot Totalresultatet	35	(19)	98
Omregningsdifferanser og annet	(337)	304	446
Netto utsatt skatt 31. desember	7.655	6.250	5.530

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 og reklassifisering til Eiendeler klassifisert som holdt for salg, presenteres disse slik i balansen:

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Utsatt skattefordel	6.259	4.974
Utsatt skatt	14.037	11.224
Utsatt skattefordel rapportert i Eiendeler klassifisert som holdt for salg	122	0

Utsatt skattefordel er innregnet basert på forventning om tilstrekkelig skattemessig overskudd gjennom reversering av skatteøkende midlertidige forskjeller eller framtidig skattbar inntekt. Per 31. desember 2021 og 31. desember 2020 var utsatt skattefordel på henholdsvis 6,381 milliarder USD og 4,974 milliarder USD hovedsakelig regnskapsført i Storbritannia, Norge, Angola, Canada og Brasil. Herav er henholdsvis 4,636 milliarder USD og 2,328 milliarder 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 hovedsakelig olje- og gassproduksjon. Tilstrekkelig skattbar inntekt er sannsynliggjort gjennom forretningsplaner og/eller en historie med skattepliktig inntekt.

Ikke innregnet utsatt skattefordel

	31. desember
	2021			2020
(i millioner USD)	Grunnlag	Skatt	Grunnlag	Skatt
Skattereduserende midlertidige forskjeller	2.900	1.203	2.866	1.204
Ikke benyttet kreditfradrag	0	264	0	212
Fremførbare skattemessige underskudd	20.552	5.047	23.434	5.677
Sum	23.452	6.514	26.300	7.093

Rundt 22 % 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 2032. Ikke innregnet utsatt skattefordel knyttet til ikke benyttet kreditfradrag utløper fra 2030, 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 2021 utgjorde ikke innregnet utsatte skattefordeler i USA og Angola henholdsvis 4,206 milliarder USD og 0,749 milliarder USD av totalt ikke innregnet utsatte skattefordeler på 6,514 milliarder USD. Tilsvarende tall for 2020 var 4,649 milliarder USD i USA og 0,740 milliarder USD i Angola av en total på 7,093 milliarder USD. Gjenværende ikke innregnet utsatte skattefordeler har sin opprinnelse i flere ulike skattejurisdiksjoner.

11 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 2020, rapportert	2.806	180.355	9.238	929	13.053	6.370	212.751
Endring i regnskapsprinsipp5)	-	2.726	-	-	110	-	2.836
Anskaffelseskost 31. desember 2020, omarbeidet	2.806	183.082	9.238	929	13.163	6.370	215.587
Tilgang ved virksomhetssammenslutning	0	2	0	0	1	0	4
Tilganger og overføringer	39	7.311	95	27	(396)	148	7.225
Avgang til anskaffelseskost	(1.496)	(1.975)	(70)	(353)	(25)	(501)	(4.420)
Eiendeler reklassifisert til holdt for salg	0	(1.010)	(563)	0	0	(91)	(1.664)
Omregningsdifferanser	(13)	(4.052)	(220)	(6)	(130)	(77)	(4.497)
Anskaffelseskost 31. desember 2021	1.335	183.358	8.481	596	12.614	5.850	212.234
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2020	(2.596)	(132.427)	(8.005)	(524)	(1.275)	(2.251)	(147.079)
Avskrivning	(68)	(9.136)	(232)	(42)	0	(930)	(10.408)
Nedskrivning	(42)	(2.092)	(401)	(21)	(390)	(17)	(2.962)
Reversering av nedskrivning	0	1.675	0	0	0	2	1.677
Overføringer	61	(1.319)	0	(61)	1.319	(11)	(11)
Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets avgang Akkumulerte av- og nedskrivninger, eiendeler	1.448	1.785	59	326	21	480	4.118
klassifisert som holdt for salg	0	825	461	0	0	82	1.367
Omregningsdifferanser	9	2.926	192	2	(18)	27	3.138
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2021	(1.188)	(137.763)	(7.926)	(320)	(344)	(2.619)	(150.159)
Bokført verdi 31. desember 2021	147	45.595	555	276	12.270	3.231	62.075
Estimert levetid (år)	3 - 20	PEM1)	15 - 20	10 - 332)		1 - 203)

(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, rapportert	2.818	179.063	8.920	909	10.371	5.339	207.422
Endring i regnskapsprinsipp5)	-	1.762	-	-	37	-	1.799
Anskaffelseskost 31. desember 2019, omarbeidet	2.818	180.825	8.920	909	10.408	5.339	209.221
Tilganger og overføringer	68	7.782	110	27	2.478	968	11.433
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	3.812	214	7	441	75	4.563
Anskaffelseskost 31. desember 2020	2.806	183.082	9.238	929	13.163	6.370	215.587
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,	27	231	7	0	1	11	278
eiendeler 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	50.654	1.232	405	11.888	4.119	68.508
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. Bygninger inkluderer forbedringer leide bygg.

3) Lineær avskrivning over kontraktsperioden.

4) Se note 23 Leieavtaler.

5) Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper og note 21 Avsetninger og andre forpliktelser. I 2020 tabellen er også tilganger og omregningsdifferanser endret som følge av prinsippendringen.

Bokført verdi av eiendeler overført til Varige driftsmidler fra Immaterielle eiendeler utgjorde 1.730 millioner USD og 89 millioner USD i henholdsvis 2021 og 2020.

Se note 5 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)	2021	2020	2019	2021	2020	2019	2021	2020	2019
Produksjonsanlegg og anlegg under utbygging1)	1.285	5.671	3.230	(2)	680	608	1.283	6.351	3.838
Goodwill1)				1	42	164	1	42	164
Andre immaterielle eiendeler1) Anskaffelseskost relatert til leterettigheter olje og				0	8	41	0	8	41
gass2)				154	657	49	154	657	49
Netto nedskrivning/(reversering)	1.285	5.671	3.230	154	1.386	863	1.439	7.057	4.093

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 1.285 millioner USD i 2021 sammenlignet med netto nedskrivninger på 6.401 millioner USD i 2020, 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 12 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 og er utledet fra Equinors vektede gjennomsnittlige kapitalkostnad. For prosjekter, hovedsakelig innenfor REN segmentet, vil en lavere diskonteringsrente bli vurdert for perioder med fast inntekt med lav risiko. En avledet diskonteringsrente før skatt ligger i intervallet 18-32 % for E&P Norge, 5-9 % for E&P International, 6-7 % for E&P USA og 7 % 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 2021		31. desember 2020
(i millioner USD)	Verdsettelses metode	Bokført beløp etter nedskrivninger	Netto nedskrivning/ (reversering)	Bokført beløp etter nedskrivninger	Netto nedskrivning/ (reversering)
Leting og produksjon Norge	VIU	5.379	(1.102)	7.042	1.219
Leting og produksjon USA - onshore	VIU	1.979	8	4.676	(19)
	FVLCOD	0	40	1.122	2.331
Leting og produksjon USA - offshore Mexicogulfen	VIU	798	18	2.808	305
Nord-Amerika - offshore andre områder	VIU	0	0	53	146
	FVLCOD	0	(22)	0	0
Europa og Asia	VIU	1.566	1.609	3.687	1.280
Markedsføring, midtstrøm & prosessering	VIU	632	486	1.297	824
	FVLCOD	236	230	668	228
Bruksrettseiendel/Annet	VIU	16	(2)	265	36
	FVLCOD	4	17	0	0
Sum		10.610	1.282	21.619	6.351

Leting og produksjon Norge

I 2021 utgjorde reversering av nedskrivninger 1.102 millioner USD på grunn av økte fremtidige prisestimater og oppjustering av reserver. 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 nedskrivningene.

Leting og produksjon USA – onshore

I 2021 utgjorde netto nedskrivninger 48 millioner USD inkludert reverseringer på 2 millioner USD klassifisert som letekostnader. Nedskrivninger på 108 millioner USD hvorav 20 millioner USD er klassifisert som letekostnader, var forårsaket av negative reservejusteringer og salg av en eiendel. Reversering på 60 millioner USD, hvorav 22 millioner USD klassifisert som letekostnader, var grunnet oppjustering av reserver.

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 fremtidige 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.

Leting og produksjon USA – offshore Mexicogulfen

I 2021 utgjorde nedskrivningene 18 millioner USD på grunn av nedjustering av reserver. I 2020 ble det kostnadsført nedskrivninger på 305 millioner USD på grunn av reduserte prisforutsetninger.

Leting og produksjon internasjonalt - Nord-Amerika offshore andre områder I 2021 medførte salg av en eiendel en reversering av tidligere nedskrivning på 22 millioner USD. I 2020 ble det kostnadsført nedskrivninger på 146 millioner USD grunnet operasjonelle forhold.

Leting og produksjon internasjonalt - Europa og Asia

I 2021 utgjorde netto nedskrivninger 1.609 millioner USD. Nedskrivningene på 1.786 millioner USD var i hovedsak knyttet til nedjustering av reserver. Reverseringsbeløpet på 177 millioner USD var på grunn av høyere priser. I 2020 ble det kostnadsført nedskrivninger på 1.280 millioner USD på grunn av reduserte prisforutsetninger og negativer reservejusteringer.

Markedsføring, midtstrøm & prosessering (MMP)

I 2021 utgjorde nedskrivninger på 716 millioner USD i hovedsak knyttet til høyere CO2 avgifter og kvotepriser for et raffineri og endring av vurderingsprinsipp til markedsverdi i forbindelse med omklassifisering til holdt for salg.

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.

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 omstilling til andre energiløsninger, befolknings- og økonomisk vekst, geopolitisk risiko, teknologi- og kostnadsutvikling og andre faktorer. Ledelsens forutsetninger tar også hensyn til framskrivninger hos eksterne kilder.

Equinor har utført en grundig og bred analyse av forventet utvikling av drivere innen ulike råvaremarkeder og valutakurser. Vesentlig usikkerhet er fortsatt til stede rundt fremtidig utvikling i råvarepriser grunnet omstilling til lav-karbon 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 2021. Nedenfor er det redegjort for hvilke priser som ligger til grunn for nedskrivningsberegninger.

Alle råvareprisene er oppgitt i realpriser (2021) og sammenlignbare tall som gjaldt fra fjerde kvartal 2020 frem til tredje kvartal 2021 er vist i parentes.

For 2025 er oljeprisforutsetningen 65 USD / fat (67 USD / fat) med en gradvis økning mot en topp i 2030. Etter 2030 forventes en gradvis reduksjon mot et estimat på 64 USD / fat i 2040 (66 USD / fat) og videre til under 60 USD / fat i 2050. Prisforutsetningene fra 2025 er uendret sammenlignet med årsregnskapet for 2020 bortsett fra et realåret er endret fra 2020 til 2021.

For naturgass i UK (NBP) forventes noe volatilitet hvor trenden vil være en prisnedgang mot 6,4 USD / mmbtu i 2030 (6,7 USD / mmbtu). Fra 2030 forventes en flatere priskurve med en gradvis økning til 7,7 USD / mmbtu i 2040 (8,0 USD / mmbtu). Etter 2040 anses prisene å synke idet overgang til andre energiløsninger forventes å påvirke etterspørselen. For 2050 er prisene forventet å bli på nivå før 2035, 7,0 USD / mmbtu (7,7 USD / mmbtu).

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Henry Hub priser forventes å redusere til 3,2 USD / mmbtu i 2030 (3,3 USD / mmbtu) og 3,3 USD / mmbtu i 2040 (3,8 USD / mmbtu), et nivå som forventes å fortsette gjennom 2040 årene.

Prisen på elektrisitet forventes å stige betydelig i fremtiden. På grunn av økte gass - og CO2 priser er forventningene per fjerde kvartal 2021 at elektrisitetsprisen i Tyskland vil være 157 EUR / MWh i 2022 (61 EUR / MWh). Forventningene per tredje kvartal for 2022 var 77 EUR / MWh. I 2030 er prisforventningen 58 EUR / MWh (43 EUR / MWh) og videre nokså flat mot 2050.

Klima er hensyntatt i nedskrivningsberegningene direkte ved å estimere CO2 avgifter i kontantstrømmene. Indirekte, vil effekten av klimaendringer være inkludert i estimerte råvarepriser der tilbud og etterspørsel er vurdert. Prisene har også effekt på estimerte produksjonsprofiler og økonomisk sluttdato for prosjektene. Videre så er klimahensyn del av investeringsbeslutningene som følger av Equinors strategi og forpliktelser i overgangen til andre energiløsninger.

EU ETS prisen har økt betydelig fra 56 EUR / tonn i vurderingene i tredje kvartal og er per fjerde kvartal 2021 forventet å forbli høy, rundt 80 EUR / tonn i de nærmeste årene. Deretter er prisen forventet å ligge på 65 EUR / tonn (27,5 EUR / tonn) i 2030 og øke til 100 EUR / tonn (41 EUR / tonn) i 2050. Norges Klimaplan for 2021-2030 (Klimaforlik) (Meld.St. 13 (2020-2021) som legger til grunn en gradvis økt CO2 skatt (sum av EU ETS + Norsk CO2 skatt) i Norge på 2.000 NOK / tonn i 2030 er benyttet for nedskrivningsberegninger for norske oppstrømseiendeler.

Nedskrivningsvurderinger er basert på det som anses å være beste estimat. For å reflektere at karbon vil ha en kostnad for alle våre eiendeler, er EU ETS benyttet for land utenfor EU hvis karbon ikke allerede er beskattet eller hvis Equinor ikke har etablert spesifikke estimater.

Langsiktige valutakurser mot NOK forventes ikke å endre seg. NOK / USD valutakurs fra 2024 og videre er beholdt på 8,5 NOK / EUR på 10,0 og USD / GBP på 1,35.

Den reelle vektede gjennomsnittlige kapitalkostnaden (WACC) etter skatt er 5 %. Denne raten gjelder i utgangspunktet for oppstrømaktiviteter. For andre forretningsområder vil diskonteringsrenten bli bestemt basert på en risikovurdering. Typisk, vil raten reduseres for eiendeler / prosjekter der inntekten er sikret gjennom faste priser eller statlige tilskudd.

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. 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, vil nedskrivningsbeløpet kunne ligge i området rundt 9 milliarder USD før skatt. Se note 3 Klima om en mulig effekt ved å bruke prisene i et 1,5o C – forenlig, null utslipp i 2050 scenario (Net Zero Emission by 2050 scenario) estimert av det Internasjonale energibyrået (IEA)

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 null utslipps 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.

12 Immaterielle eiendeler

		Anskaffelseskost		Andre
(i millioner USD)	Balanseførte leteutgifter	leterettigheter olje og gass	Goodwill	immaterielle eiendeler	Sum
Anskaffelseskost 31. desember 2020	2.261	3.932	1.481	831	8.505
Tilgang ved virksomhetssammenslutning	0	0	61	55	116
Tilganger	191	36	0	35	262
Avgang til anskaffelseskost	(22)	1	(3)	(29)	(53)
Overføringer	(432)	(1.137)	0	(161)	(1.730)
Kostnadsføring av tidligere balanseførte leteutgifter	(19)	(152)	0	0	(171)
Nedskrivning av goodwill	0	0	(1)	0	(1)
Omregningsdifferanser	(21)	(10)	(70)	(10)	(111)
Anskaffelseskost 31. desember 2021	1.958	2.670	1.467	722	6.816
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2020				(356)	(356)
Amortisering og nedskrivning				(24)	(24)
Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets avgang				13	13
Omregningsdifferanser				3	3
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2021				(364)	(364)
Bokført verdi 31. desember 2021	1.958	2.670	1.467	358	6.452

		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	401	67	0	24	492
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	2.261	3.932	1.481	831	8.505
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	2.261	3.932	1.481	475	8.149

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Immaterielle eiendeler har enten begrenset eller udefinert levetid. Immaterielle eiendeler med begrenset levetid avskrives lineært over estimert levetid som er 3 – 20 år.

Inkludert i goodwill-beløpet på 1.467 millioner USD er teknisk goodwill relatert til virksomheter anskaffet i 2019, 615 millioner USD i segmentet Leting og produksjon Norge og 435 millioner USD i segmentet Markedsføring, midtstrøm og prosessering.

I 2021 ble Anskaffelseskost leterettigheter olje og gass påvirket av netto verdifall på 152 millioner USD. Nedskrivninger av anskaffelseskost knyttet til leteaktiviteter på USD 154 millioner var hovedsakelig relatert til tørre brønner og ukommersielle funn i Sør-Amerika og Mexicogolfen. Netto reversering på 2 millioner USD er knyttet til Leting og produksjon USA – på land.

I 2020 ble anskaffelseskost leterettigheter olje og gass påvirket av nedskrivninger av signaturbonuser og oppkjøpskostnader med 680 millioner USD som gjaldt ukonvensjonelle landbaserte eiendeler i Leting og produksjon USA. Nedskrivning av anskaffelseskost vedrørende leteaktiviteter på 657 millioner USD gjaldt hovedsakelig tørre brønner og ikke-drivbare funn i Utvikling og produksjon internasjonalt.

Se note 11 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. 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 11 Varige driftsmidler for ytterligere informasjon om grunnlag for nedskrivningsvurderinger.

Tabellen under viser aldersfordeling av balanseførte letekostnader.

(i millioner USD)	2021	2020
Mindre enn 1 år	234	604
1-5 år	692	623
Mer enn 5 år	1.033	1.033
Sum	1.958	2.261

Tabellen under viser spesifikasjon av årets letekostnader.

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020	2019
Leteutgifter	1.027	1.371	1.584
Kostnadsførte leteutgifter balanseført tidligere år	171	2.506	777
Balanseførte leteutgifter	(194)	(394)	(507)
Letekostnader	1.004	3.483	1.854

13 Egenkapitalkonsoliderte investeringer

(i millioner USD)	2021	2020
Netto investeringer 1. januar	2.270	1.487
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper	259	53
Oppkjøp og endring innbetalt kapital	475	995
Utbetalinger fra selskapene	(230)	(141)
Andre inntekter og kostnader	(58)	21
Nedsalg, nedskriving og reduksjon av innbetalt kapital	(31)	(147)
Netto investeringer 31. desember	2.686	2.270
Inkludert i egenkapitalkonsoliderte investeringer	2.686	2.262
Andre langsiktige fordringer i egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	8

Stemmeberettiget andel korresponderer med eierandelen for de tilknyttede selskapene.

Egenkapitalkonsoliderte investeringer består av flere investeringer, ingen over 0,75 milliarder USD. Ingen av investeringene er vesentlige på individuell basis.

14 Finansielle eiendeler og finansielle fordringer

Langsiktige finansielle investeringer

31. desember
2021	2020
1.822	1.866
778	1.648
746	569
3.346	4.083

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.

Børsnoterte aksjer inkluderer aksjer i Scatec ASA på 360 millioner USD og 831 millioner USD per 31. desember i henholdsvis 2021 og 2020.

Langsiktige forskuddsbetalinger og finansielle fordringer

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Rentebærende finansielle fordringer	707	465
Andre rentebærende fordringer	276	246
Forskuddsbetalinger og andre ikke-rentebærende fordringer	104	150
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	1.087	861

Rentebærende fordringer knytter seg hovedsakelig til lån til ansatte samt prosjektfinansiering av tilknyttede selskaper.

Andre rentebærende fordringer gjelder hovedsakelig skattefordringer.

Kortsiktige finansielle investeringer

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Tidsinnskudd	7.060	4.841
Rentebærende verdipapirer	14.186	7.010
Børsnoterte aksjer	0	13
Finansielle investeringer	21.246	11.865

Per 31. desember 2021 inkluderer kortsiktige finansielle investeringer 300 millioner USD knyttet til investeringsporteføljer i konsernets forsikringsselskap som i hovedsak er regnskapsført til virkelig verdi over resultat. Regnskapsført beløp per 31. desember 2020 var på 202 millioner USD.

For informasjon om finansielle instrumenter per kategori, se note 26 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

15 Varelager

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Råolje	2.014	2.022
Petroleumsprodukter	315	443
Naturgass	642	229
Annet	424	390
Sum	3.395	3.084

Linjen Annet består i hovedsak av bore- og brønnutstyr.

Nedskrivning av varelager fra anskaffelseskost til virkelig verdi medførte en kostnad på 77 millioner USD i 2021 og 58 millioner USD i 2020.

16 Kundefordringer og andre fordringer

	31. desember
2021	2020
	5.729
3.011	1.275
491	340
423	74
	7.418
736	814
	8.232
	13.266 17.191 17.927

Kundefordringer fra kundekontrakter er presentert netto, fratrukket en uvesentlig avsetning for forventet tap.

For mer informasjon vedrørende kredittkvaliteten på Equinors motparter, se note 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring. For informasjon om valutasensitivitet, se note 26 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

17 Betalingsmidler

		31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Bankinnskudd	2.673	1.648
Tidsinnskudd	1.906	1.132
Pengemarkedsfond	2.714	492
Rentebærende verdipapirer	4.740	2.485
Bundne midler, inklusiv margininnskudd	2.093	999
Betalingsmidler	14.126	6.757

Bundne midler per 31. desember 2021 inkluderer innskudd på 2,069 milliarder USD, relatert til pålagt sikkerhet knyttet til handelsaktiviteter på børser der konsernet deltar. Tilsvarende marginnskudd per 31. desember 2020 var på 0,425 milliarder USD. Betingelser og vilkår relatert til marginnskudd er fastsatt av den enkelte børs.

18 Egenkapital og utbytte

Per 31. desember 2021 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 2020 utgjorde 8.144.219.267,50 NOK (1.163.987.792 USD) bestående av 3.257.687.707 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 2021 er det foretatt oppgjør av utbytte for tredje og fjerde kvartal 2020 og for første og andre kvartal 2021. Vedtatt, men ikke oppgjort utbytte, er presentert som skyldig utbytte i Konsernbalansen. Konsolidert oppstilling over endringer i egenkapital viser vedtatt utbytte i perioden (opptjent egenkapital). Vedtatt utbytte i 2021 relaterer seg til fjerde kvartal 2020 og de tre første kvartalene i 2021.

Den 8. februar 2022 foreslo styret et utbytte for fjerde kvartal 2021 på 0,20 USD per aksje, samt et ekstraordinært utbytte på 0,20 USD per aksje (betinget av generalforsamlingens godkjennelse). Equinor-aksjen vil handles ex utbytte den 12. mai 2022 på OSE og for eiere av American Depositary Receipts (ADRs) på NYSE. Record date (eierregisterdato) vil være 13. mai 2022 på OSE og NYSE. Forventet utbetalingsdato er den 27. mai 2022.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

		31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Vedtatt utbytte	2.041	1.833
USD per aksje eller ADS	0,6300	0,5600
Betalt utbytte	1.797	2.330
USD per aksje eller ADS	0,5600	0,7100
NOK per aksje	4,8078	6,7583

Program for tilbakekjøp av aksjer

I juli 2021 lanserte Equinor første transje av et program for tilbakekjøp av aksjer i 2021 på om lag 300 millioner USD, totalt inntil 600 millioner USD. I oktober 2021 kunngjorde Equinor en økning av andre transje på programmet for tilbakekjøp av aksjer, fra opprinnelig 300 millioner USD til 1.000 millioner USD. For den første transjen inngikk Equinor en ugjenkallelig ikke-diskresjonær avtale med en tredjepart for kjøp av aksjer for inntil 99 millioner USD i det åpne markedet. For andre transje ble en lignende ugjenkallelig ikkediskresjonær avtale inngått med en tredjepart for kjøp av aksjer for inntil 330 millioner USD i det åpne markedet. Etter en avtale med Olje- og energidepartementet vil aksjer for første transje for om lag 201 millioner USD, og aksjer for andre transje for om lag 670 millioner USD, innløses fra den norske stat på neste årlige generalforsamling i mai 2022. Dette for å opprettholde den norske stats prosentvise eierandel i Equinor.

Den første ordren i det åpne markedet ble konkludert i september 2021. Den andre ordren i det åpne markedet ble konkludert i januar 2022. Per 31. desember 2021, har aksjer for 99 millioner USD fra første transje i det åpne markedet blitt ervervet og gjort opp, mens aksjer for 232 millioner USD av totalt 330 millioner USD har blitt ervervet for andre transje i det åpne markedet, hvorav 222 millioner USD er gjort opp.

Grunnet den ugjenkallelige avtalen med en tredjepart har både første og andre ordre i det åpne markedet blitt bokført som egne aksjer som en reduksjon av egenkapital, totalt 429 millioner USD. Den resterende ordren på den andre transjen påløper og klassifiseres i lag med kjøpte aksjer som ikke er gjort opp som annen kortsiktig gjeld. Innløsning av statens andel blir bokført etter vedtak på den ordinære generalforsamlingen i mai 2022.

Den 8. februar 2022 annonserte styret et årlig tilbakekjøpsprogram for 2022 på inntil 5 milliarder USD, inkludert aksjer som skal innløses fra den norske stat, under forutsetning av godkjenning fra generalforsamlingen. Det årlige tilbakekjøpsprogrammet forventes utført når Brent Blend er over eller i området mellom 50-60 USD/bbl, Equinors netto gjeld over sysselsatt kapital justert er innenfor den kommuniserte ambisjonen på 15-30 % samt at dette støttes av råvareprisene. Formålet med tilbakekjøpsprogrammet er å redusere utstedt aksjekapital for selskapet. Alle aksjer som kjøpes som en del av tilbakekjøpsprogrammet vil bli slettet.

Den 8.februar besluttet styret å iverksette første transje av tilbakekjøpsprogrammet for 2022 på totalt 1 milliard USD, inkludert aksjer som skal innløses fra den norske stat. Første transje vil ferdigstilles senest 25. mars 2022.

Antall aksjer	2021	2020
Aksjer i tilbakekjøpsprogrammet 1. januar	0	23.578.410
Tilbakekjøp aksjer	13.460.292	3.142.849
Kansellering	0	(26.721.259)
Aksjer i tilbakekjøpsprogrammet 31. desember	13.460.292	0

Ansattes aksjespareprogram

Antall aksjer	2021	2020
Aksjespareprogrammet 1. januar	11.442.491	10.074.712
Ervervet	3.412.994	4.604.106
Tildelt ansatte	(2.744.381)	(3.236.327)
Aksjespareprogrammet 31. desember	12.111.104	11.442.491

Det ble det ervervet og allokert aksjer til egne ansatte gjennom deltakelse i aksjespareprogrammet for 75 millioner USD i 2021 og 68 millioner USD i 2020. For ytterliggere informasjon, se note 7 Godtgjørelse.

19 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)
	2021	2020	2021	2020	2021	2020
Usikrede obligasjonslån
Amerikanske dollar (USD)	3,88	3,82	17.451	18.710	19.655	21.883
Euro (EUR)	1,42	2,03	7.925	10.057	8.529	11.115
Britiske pund (GBP)	6,08	6,08	1.852	1.877	2.674	2.949
Norske kroner (NOK)	4,18	4,18	340	352	380	412
Sum usikrede obligasjonslån			27.568	30.994	31.237	36.359
Usikrede lån
Japanske yen (JPY)	4,30	4,30	87	97	106	119
Sum			87	97	106	119
Sum			27.655	31.091	31.343	36.479
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen ett år			250	1.974	268	2.062
Langsiktig finansiell gjeld			27.404	29.118	31.075	34.417

1) Vektet gjennomsnittlig rentesats er beregnet for lån per valuta per 31. desember, og reflekterer ikke rentebytteavtaler.

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 26 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Usikrede obligasjonslån på 17,451 milliarder USD er utstedt i USD og usikrede obligasjonslån utstedt i andre valutaer på 9,271 milliarder USD er konvertert til USD. Ett lån på 0,846 milliarder USD er utstedt i EUR og ikke konvertert. Tabellen reflekterer ikke den økonomiske effekten av valutabytteavtaler for forskjellige valutaer til USD. Se note 26 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.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

I 2020 og 2021 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

Ingen nye obligasjonslån ble utstedt i 2021.

Av konsernets totale utestående usikrede obligasjonslån inneholder 39 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 27,233 milliarder USD til vekslingskurs per 31. desember 2021.

Mer informasjon om rullerende kredittfasilitet, forfallsprofil for udiskontert kontantstrøm og styring av renterisiko er gitt i note 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld

		31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
År 2 og 3	5.015	3.705
År 4 og 5	4.731	4.927
Etter 5 år	17.659	20.485
Sum tilbakebetaling av langsiktig finansiell gjeld	27.404	29.118
Vektet gjennomsnittlig tilbakebetalingstid (år - inklusiv kortsiktig andel)	10	10
Vektet gjennomsnittlig rentesats (% - inklusiv kortsiktig andel)	3,33	3,38

Kortsiktig finansiell gjeld

		31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Innkalt margin	2.271	1.704
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 år	250	1.974
Annet inklusiv US Commercial paper program og kassekreditt	2.752	913
Kortsiktig finansiell gjeld	5.273	4.591
Vektet gjennomsnittlig rentesats	0,51	2,40

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 2,600 milliarder USD per 31. desember 2021 og 0,903 milliarder USD per 31. desember 2020.

Avstemming av kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter mot finansielle poster i balanseoppstillingen

(i millioner USD)	Langsiktig finansiell gjeld	Kortsiktig finansiell gjeld	Finansielle fordringer Innkalt margin1)	Annen innskutt egenkapital / Egne aksjer	Ikke kontrollerende eierinteresser	Skyldig	utbytte Leieavtaler2)	Sum
1. januar 2021	29.118	4.591	(967)	(1.588)	19	357	4.406
Ny finansiell gjeld
Nedbetaling finansiell gjeld	(2.675)							(2.675)
Nedbetaling på leieforpliktelser							(1.238)	(1.238)
Betalt utbytte						(1.797)		(1.797)
Tilbakekjøp av aksjer				(321)				(321)
Netto kortsiktige lån og andre finansielle aktiviteter	(335)	2.273	(651)	(75)	(18)			1.195
Kontantstrøm fra
finansieringsaktiviteter	(3.010)	2.273	(651)	(396)	(18)	(1.797)	(1.238)	(4.836)
Overføring til kortsiktig andel	1.724	(1.724)
Effekt av valutakursendringer	(422)	(8)	41		(1)		(61)
Vedtatt utbytte						2.041
Nye leieavtaler							476
Andre endringer	(6)	141		(43)	14	(19)	(21)
Netto andre endringer	1.296	(1.591)	41	(43)	13	2.022	394
31. desember 2021	27.404	5.273	(1.577)	(2.027)	14	582	3.562

Regnskap og noter

Konsernregnskap

(i millioner USD)	Langsiktig finansiell gjeld	Kortsiktig finansiell gjeld	Finansielle fordringer Innkalt margin1)	Annen innskutt egenkapital / Egne aksjer	Ikke kontrollerende eierinteresser	Skyldig	utbytte Leieavtaler2)	Sum
1. januar 2020	21.754	2.939	(634)	(708)	20	859	4.339
Ny finansiell gjeld Nedbetaling finansiell gjeld	8.347 (2.055)							8.347 (2.055)
Nedbetaling på leieforpliktelser Betalt utbytte						(2.330)	(1.277)	(1.277) (2.330)
Tilbakekjøp av aksjer Netto kortsiktige lån og andre finansielle aktiviteter	72	1.706	(329)	(1.059) (69)	(16)			(1.059) 1.365
Kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter	6.364	1.706	(329)	(1.128)	(16)	(2.330)	(1.277)	2.991
Overføring til kortsiktig andel	30	(30)
Effekt av valutakursendringer Vedtatt utbytte	977	(27)				15 1.833
Nye leieavtaler Andre endringer	(8)	3	(4)	248	15	(20)	1.349 (5)
Netto andre endringer	999	(54)	(4)	248	15	1.828	1.344
31. desember 2020	29.118	4.591	(967)	(1.588)	19	357	4.406

1) Finansielle fordringer knyttet til innkalt margin er inkludert i Kundefordringer og andre fordringer i balanseoppstillingen. Se note 16 Kundefordringer og andre fordringer for ytterligere informasjon.

2) Se note 23 Leieavtaler for ytterligere informasjon.

20 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 2021 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 15,2 år ved utgangen av 2021. 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)	2021	2020	2019
Nåverdi av årets opptjening	209	184	206
Kostnad ved tidligere perioders pensjonsopptjening	3	-	-
Tap/(gevinst) ved avkortning, oppgjør eller planendring	-	-	3
Innskuddsplaner over drift	60	55	56
Ytelsesplaner	272	238	265
Innskuddsplaner	213	192	182
Sum netto pensjonskostnader	488	432	446

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 238 millioner USD i 2021, og 203 millioner USD i 2020. Renteinntekter er innregnet med 106 millioner USD i 2021, og 117 millioner USD i 2020.

Endringer i brutto pensjonsforpliktelse og pensjonsmidler i løpet av året

(i millioner USD)	2021	2020
Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar	9.216	8.363
Nåverdi av årets opptjening	208	184
Rentekostnad på pensjonsforpliktelsen	238	203
Aktuarmessige (gevinster)/tap - økonomiske forutsetninger	294	443
Aktuarmessige (gevinster)/tap - erfaring	(66)	(61)
Tap/(gevinst) ved avkortning, oppgjør eller planendring	3	-
Utbetalte ytelser fra ordningene	(295)	(250)
Fripoliser	-	(7)
Omregningsdifferanse	(300)	286
Endring i forpliktelse på innskuddsplaner over drift	60	55
Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember	9.358	9.216
Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar	6.234	5.589
Renteinntekt på pensjonsmidler	106	117
Avkastning på pensjonsmidler (unntatt renteinntekter)	291	385
Innbetalt av selskapet	114	96
Utbetalt ytelser fra ordningene	(137)	(113)
Fripoliser og personforsikring	-	(7)
Omregningsdifferanse	(204)	167
Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember	6.404	6.234
Netto pensjonsforpliktelser 31. desember	(2.954)	(2.981)
Spesifikasjon:
Eiendel innregnet som langsiktige pensjonsmidler (fondert ordning)	1.449	1.310
Forpliktelse innregnet som langsiktige pensjonsforpliktelser (ufondert ordning)	(4.403)	(4.292)
Den ytelsesbaserte pensjonsforpliktelsen kan fordeles som følger	9.359	9.216
Fonderte pensjonsplaner	4.959	4.927
Ufonderte pensjonsplaner	4.400	4.288
Faktisk avkastning på pensjonsmidler	397	501

Equinor regnskapsførte et aktuarmessig tap som skyldtes endringer i økonomiske forutsetninger i 2021, i all hovedsak på grunn av en større økning i lønns- og pensjonsregulering sammenliknet med de øvrige forutsetningene. Et aktuarmessig tap ble innregnet i 2020.

Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i totalresultatet

(i millioner USD)	2021	2020	2019
Årets netto aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet i totalresultatet gjennom året	63	3	401
Omregningsdifferanser	84	(109)	27
Skatteeffekt på aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet i totalresultatet	(35)	19	(98)
Innregnet i konsolidert totalresultat etter skatt	112	(87)	330
Akkumulerte aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet i totalresultatet etter skatt	(787)	(899)	(812)

Aktuarmessige forutsetninger

	Økonomiske forutsetninger for	resultatelementer i %	Økonomiske forutsetninger ved årets utgang for balanseelementer i %
Avrundet til nærmeste kvartil	2021	2020	2021	2020
Diskonteringsrente	1,75	2,25	2,00	1,75
Forventet lønnsvekst	2,00	2,25	2,50	2,00
Forventet vekst i løpende pensjoner	1,25	1,50	1,75	1,25
Forventet regulering av folketrygdens grunnbeløp	2,00	2,25	2,25	2,00
Vektet gjennomsnittlig durasjon for pensjonsforpliktelsen			15,2	15,6

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 2021 var på henholdsvis 0,3 % og 3,9 % i kategoriene ansatte fra 50 til 59 år og 60 til 67 år, og 0,3 % og 3,6 % i 2020. 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 2021.

	Diskonteringsrente		Forventet vekst i Forventet lønnsvekst 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 2021	(645)	731	157	(150)	601	(545)	367	(330)
Nåverdi av årets opptjening for 2022	(20)	24	10	(9)	16	(14)	8	(7)

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.

Regnskap og noter

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 2021. Porteføljevektingen i løpet av ett år er avhengig av risikokapasitet.

		Pensjonsmidler på ulike investeringsklasser
(i %)	2021	2020	porteføljevekt
Egenkapitalinstrumenter	34,1	34,1	29-38
Obligasjoner	50,2	50,2	46-59
Sertifikater	9,1	9,4	0-14
Eiendom	6,6	6,4	5-10
Andre eiendeler inklusiv derivater	0,0	(0,1)
Sum	100,0	100,0

I 2021 hadde 61 % av egenkapitalinstrumentene og 3 % av obligasjonene noterte priser i et aktivt marked. 37 % av egenkapitalinstrumentene, 97 % 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 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.

For definisjon på de ulike nivåene, se note 26 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Premieinnbetaling til Equinor Pensjon forventes å utgjøre mellom 100 millioner USD og 110 millioner USD i 2022.

21 Avsetninger og andre forpliktelser

(i millioner USD)	Nedstengnings- og fjernings forpliktelser	Avsetninger for krav og tvister	Andre avsetninger og forpliktelser	Sum
Langsiktig andel 31. desember 2020 før omarbeidelse	17.200	96	2.436	19.731
Effekt av prinsippendring	2.837	-	-	2.837
Langsiktig andel 31. desember 2020 etter omarbeidelse	20.037	96	2.436	22.568
Kortsiktig andel 31. desember 2020 rapportert som Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	92	958	1.600	2.649
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2020	20.128	1.053	4.035	25.216
Nye eller økte avsetninger og andre forpliktelser
Endring i estimater	602	30	352	984
	(1.097)	(58)	(141)	(1.296)
Beløp belastet mot avsetninger og andre forpliktelser	(125)	(870)	(524)	(1.519)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor	(1.610)	-	(13)	(1.623)
Avgang ved salg	(359)	-	-	(359)
Rentekostnad på forpliktelser	423	-	29	452
Reklassifisering og overføring	(74)	-	298	224
Omregningsdifferanser	(471)	-	(5)	(476)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021	17.417	155	4.031	21.603
Langsiktig andel 31. desember 2021	17.279	81	2.539	19.899
Kortsiktig andel 31. desember 2021 rapportert som Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	138	73	1.493	1.704

Equinor avsatte 166 millioner USD i 2020 for en tapskontrakt på grunn av betydelig redusert forventet bruk av en transportavtale. I tredje kvartal 2021 ble denne kontrakten oppgjort. Den delen av det avsatte beløpet som oversteg det utbetalte beløpet ble reversert. Reverseringen er inkludert i driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.

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). Disse betalingene anses for å være nedbetalinger på forpliktelsen og inkludert i linjen beløp ført mot avsetninger og annen gjeld.

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 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

For ytterligere informasjon vedrørende anvendte metoder og påkrevde estimater, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper.

Omarbeidelse av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser som følge av endret diskonteringsrente

Diskonteringsrenten som benyttes ved beregning av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser inkluderer ikke lenger et påslag for kredittpremie som reflekterer Equinors egen kredittrisiko. Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for en beskrivelse av denne endringen. Effekten som denne prinsippendringen har på tidligere års regnskaper, er vist i tabellen under. For 2021 er effekten på balanselinjene Varige driftsmidler og Avsetninger og andre forpliktelser ca. 1,751 milliarder USD.

Effekt på linjer i konsernbalansen (millioner USD)	01.01.2020 før omarbeidelse	Effekt av prinsippendring	01.01.2020 etter omarbeidelse	31.12.2020 før omarbeidelse	Effekt av prinsippendring	31.12.2020 etter omarbeidelse
Varige driftsmidler	69.953	1.798	71.751	65.672	2.836	68.508
Sum anleggsmidler	93.285	1.798	95.083	89.786	2.836	92.623
Sum eiendeler	118.063	1.798	119.861	121.972	2.836	124.809
Avsetninger og andre forpliktelser	17.951	1.798	19.749	19.731	2.837	22.568
Sum langsiktig gjeld	57.346	1.798	59.144	68.260	2.837	71.097
Sum gjeld	76.904	1.798	78.702	88.081	2.837	90.917

Forventet oppgjørstidspunkt

(i millioner USD)	Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser	Andre avsetninger og forpliktelser, inkludert for krav og tvister	Sum
2022 - 2026	1.180	3.014	4.194
2027 - 2031	1.597	299	1.896
2032 - 2036	4.315	248	4.563
2037 - 2041	6.152	55	6.207
Deretter	4.173	569	4.742
Avsetninger 31. desember 2021	17.417	4.186	21.603

22 Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Leverandørgjeld	6.249	2.748
Andre forpliktelser og påløpte kostnader	2.181	2.352
Forpliktelser felleskontrollerte eiendeler	1.876	2.090
Gjeld til egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre nærstående parter	2.045	546
Sum finansiell leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	12.351	7.736
Kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell kortsiktig gjeld	1.960	2.774
Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	14.310	10.510

Inkludert i kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell kortsiktig gjeld er enkelte avsetninger som er ytterligere omtalt i note 21 Avsetninger og andre forpliktelser og i note 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler. For informasjon om valutasensitivitet se note 26 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko. For ytterligere informasjon vedrørende leverandørgjeld til egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskaper og andre nærstående parter, se note 25 Nærstående parter.

23 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)		2021		2020
Leieforpliktelser 1. januar		4.406		4.339
Nye leieavtaler, herunder endringer og kanselleringer		476		1.349
Brutto leiebetalinger	(1.350)		(1.415)
Renter	91		102
Nedbetalinger på leieforpliktelser	(1.259)	(1.259)	(1.313)	(1.313)
Omregningsdifferanser		(61)		31
Leieforpliktelser 31. desember		3.562		4.406
Kortsiktig leieforpliktelse		1.113		1.186
Langsiktig leieforpliktelse		2.449		3.220

Leiekostnader som ikke er inkludert i leieforpliktelsene

(i millioner USD)	2021	2020
Kostnader knyttet til kortsiktige leieavtaler	160	342

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 272 millioner USD i 2021 og 252 millioner USD i 2020 knyttet til leiekostnader som er refundert fra lisenspartnere i tilfeller hvor Equinor har bokført leiekontraktene brutto. I tillegg mottok Equinor betalinger på 4 millioner USD i 2021 og 29 millioner USD i 2020 knyttet til finansiell framleie. Samlede fordringer fra finansiell framleie var 104 millioner USD per 31. desember 2021 og 38 millioner USD per 31. desember 2020, inkludert i linjene Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer og Kundefordringer og andre fordringer i Konsernbalansen.

Forpliktelser knyttet til leiekontrakter som ikke var påbegynt per 31. desember 2021 er inkludert i øvrige forpliktelser i note 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

Forfallsstruktur basert på udiskonterte kontraktsmessige leieforpliktelser er presentert i note 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig leieforpliktelse

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
År 2 og 3	1.164	1.513
År 4 og 5	586	748
Etter 5 år	699	959
Sum tilbakebetaling av langsiktig leieforpliktelse	2.449	3.220

Informasjon knyttet til bruksrettseiendeler

(i millioner USD)	Rigger	Skip	Tomter og bygninger	Lagerbygg	Annet	Sum
Bruksrettseiendeler 1. januar 2021	1.004	1.606	1.215	133	161	4.119
Tilganger, endringer, kanselleringer og avganger	14	300	28	8	78	427
Avskrivninger og nedskrivninger1)	(316)	(617)	(176)	(72)	(82)	(1.265)
Omregningsdifferanser	(26)	(8)	(12)	0	(5)	(50)
Bruksrettseiendeler 31. desember 2021	675	1.280	1.055	68	152	3.231

(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, endringer, kanselleringer og avganger	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

1) Avskrivningskostnader på 320 millioner USD i 2021 og 359 millioner USD i 2020 er allokert til aktiviteter som er balanseført (se også note 11 Varige driftsmidler).

Bruksrettseiendeler inngår i linjen Varige driftsmidler i Konsernbalansen. Se også note 11 Varige driftsmidler.

24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler

Kontraktsmessige forpliktelser

Equinor hadde kontraktsmessige forpliktelser på 7.038 millioner USD per 31. desember 2021. 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 2021 var Equinor forpliktet til å delta i 36 brønner, med en gjennomsnittlig eierandel på cirka 46 %. Equinors andel av estimerte kostnader knyttet til å bore disse brønnene utgjør 409 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 2060.

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 2.022 millioner USD relatert til ikke-leie-komponenter i leieavtaler reflektert i regnskapet i henhold til IFRS 16, samt leieavtaler som ennå ikke er påbegynt. Sistnevnte inkluderer én ny rigg til bruk på den norske kontinentalsokkelen samt et økt antall skip som skal støtte den økende virksomheten innen LPG (Liquified Petroleum Gas) og LNG (Liquified Natural Gas). Se note 23 Leieavtaler for flere detaljer om påbegynte leieavtaler.

Nominelle andre langsiktige minimumsforpliktelser per 31. desember 2021:

(i millioner USD)
2022	2.663
2023	2.077
2024	1.520
2025	1.307
2026	1.026
Deretter	4.547
Sum andre langsiktige forpliktelser	13.140

Garantier

Equinor har garantert for sin proporsjonale andel av et egenkapitalkonsolidert selskaps langsiktige bankgjeld, kontraktsmessige betalingsforpliktelser og noen tredjepartsforpliktelser på totalt 439 millioner USD per 31. desember 2021. Bokført verdi av garantiene 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 dernest fortsatt arbeidet mot et endelig oppgjør og om enighet om justering av eierandelsprosent. I juni 2021 betalte Equinor 822 millioner USD til to av partnerne på Agbami-feltet. Betalingen dekket utestående beløp mellom de tre partene per 31. mars 2021. Som en følge av dette oppgjøret ble det samtidig bokført en justering av den tidligere avsetningen på 57 millioner USD på regnskapslinjen Andre inntekter i segmentet E&P International. Den gjenværende avsetningen knyttet til dette forholdet, bokført på regnskapslinjen Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger, er uvesentlig på balansedagen ved årsslutt.

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. I løpet av andre kvartal i 2021 mottok Equinor nye oppdaterte eierkrav basert på den siste statlige oppmålingen. Denne har resultert i en avklaring mellom de sentrale partene. Det står fremdeles igjen visse forhold knyttet til prosedyre, men Equinors maksimale eksponering i saken ble vesentlig redusert og er på nåværende tidspunkt uvesentlig. De beløp som inngår i Equinors Konsernbalanse per 31. desember 2021 og i Konsernresultatregnskapet i løpet av 2021 knyttet til denne saken er uvesentlige.

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 ble anket. I juli 2021 falt en ny dom, og basert utelukkende på prosedyre-relaterte forhold, ble de tidligere positive utfallene overstyrt. Equinor har fremmet et krav om visse avklaringer til dommen, og dette medførte en midlertidig utsettelse av den negative dommen. Equinor venter nå på tilbakemelding fra retten og vil når denne foreligger vurdere videre rettslige skritt. Equinors maksimale eksponering er estimert til ca. 135 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 Konsernregnskapet.

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 februar 2022 ble det avsagt dom i saken som gjelder annullering av salget på førsteinstansnivå, og Equinor vant på alle punkter. Equinor forventer imidlertid at saken vil bli anket og vurderer for tiden neste skritt. Ved utløpet av 2021 inngår eierandelen i Equinors Konsernbalanse som immaterielle eiendeler i segmentet Leting og produksjon internasjonalt.

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). Den brasilianske bransjeforeningen anla sak ved Brasils føderale høyesterettbasert på at loven er grunnlovsstridig. I mars 2021 uttalte Brasils føderale høyesterett at Rio de Janeiros lov er grunnlovsstridig og avgjørelsen ble endelig i mai 2021. Som en følge av høyesteretts avgjørelse, vurderer Equinor sannsynligheten for utbetalinger knyttet til rettsprosessene som for tiden pågår for Roncador- og Peregrino-feltene til å være svært usannsynlig. Ved årsslutt 2021 er eksponeringen estimert til ca. 460 millioner USD. I Ettersom Equinor ikke har foretatt noen avsetninger i denne saken, har avgjørelsen i Brasils høyesterett ikke hatt konsekvenser for Konsernregnskapet til Equinor i 2021.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Ny lov i Brasil som har skapt usikkerhet rundt visse skatteinsentiver

I 2021 ble det i staten Rio de Janeiro innført en ny lov som innebærer at skattebetalere som hadde fordel av ICMS skatteinsentiver (Repetro) må innbetale 10 % av alle skattebesparelser som følger av denne insentivordningen til et statlig fond. Loven minner om en tilsvarende lov som hadde virkning i perioden 2017 til 2020, men med visse endringer. Equinor er av den oppfatningen at skatteinsentiver som hittil har vært relevant for feltene Roncador og Peregrino ikke omfattes av denne nye loven, og heller ikke den forrige loven. Myndighetene i Rio de Janeiro kan tolke disse lovene annerledes og stille krav om at innbetalinger til fondet, i tillegg til bøter og renter. For å motvirke en slik utvikling har det derfor blitt tatt initiativ til flere rettslige skritt, både av Equinors konkurrenter og samarbeidspartnere og også fra den Brasilianske bransjeorganisasjonen Brazilian Petroleum and Gas Institute (IBP). Foreløpig er Equinor part i to av disse sakene. Ved årsslutt i 2021 er Equinors maksimale eksponering i disse sakene estimert til 112 millioner USD, og vi forventer at store deler av dette beløpet sannsynligvis må innbetales til myndighetene i løpet av 2022 for å unngå å miste ICMS skatteinsentivene mens rettsprosessen pågår. Equinor mener at disse lovene er grunnlovsstridige, særlig knyttet til Repetro insentiver, og at dette vil bli utfallet i fremtidige rettsprosesser. Equinor har således ikke foretatt noen avsetninger i Konsernregnskapet.

KKD oljesands-partnerskap

Kanadiske skattemyndigheter har utstedt endringsmelding knyttet til ligningen for 2014 for Equinors kanadiske datterselskap som var part i Equinors avhendelse av 40 % av KKD oljesand-prosjektet det året. Endringsmeldingen, som har blitt anket, justerer allokeringen av vederlaget knyttet til underliggende eiendeler i transaksjonen og partnerskapet. Maksimal eksponering er estimert til ca. 397 millioner USD. Ankeprosessen 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 182 millioner USD, og Equinor mottok et skattekrav for dette som ble betalt i 2021. Equinor har tatt saken til retten og hvis konsernets syn vinner frem, vil skatteinnbetalingen bli refundert. Equinor mener fortsatt at konsernets vurdering står sterkt, og ved årsslutt 2021 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 Equinors korrespondanse med norske skattemyndigheter i sakens anledning og Oljeskattekontorets avgjørelser knyttet til enkelte av inntektsårene, er maksimal eksponering for denne saken estimert til omkring 206 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 – 2020. I løpet av 2021 har det vært en viss utvikling i deler av sakskomplekset, enkelte deler av eksponeringen er gjort opp, mens det for andre deler er konkludert i Equinors favør, men med påfølgende anke. Saken skal opp i andre rettsinstans i juni 2022. Øvrige deler av sakskomplekset er gjenstående, og der det er relevant er eksponeringen for perioden 2020 – 2021 lagt til. Hensyntatt disse utviklingstrekkene, som ikke har påvirket Konsernregnskapet vesentlig, er den totale maksimale eksponering relatert til flytende gass fortsatt estimert til omkring 100 millioner USD. Equinor har avsatt for beste estimat i saken.

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 21 Avsetninger og andre forpliktelser. 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.

25 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 2021 hadde Den norske stat en eierandel i Equinor på 67,0 % (Folketrygdfondets andel i Equinor på 3,7 % 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. Nærings- og fiskeriministeren overtok det konstitusjonelle ansvaret for oppfølging av statens eierskap i Equinor med virkning fra 1. juli 2021. Ansvaret for statens eierandel i Equinor er overført fra departementet av olje og energi til Nærings- og handelsdepartementet 1. januar 2022.

Samlet kjøp av olje og våtgass fra staten beløp seg til 9,572 milliarder USD, 5,108 milliarder USD og 7,505 milliarder USD i henholdsvis 2021, 2020 og 2019. Kjøp av naturgass fra staten vedrørende Tjeldbergodden metanolfabrikk beløp seg til 0,088 milliarder USD, 0,018 milliarder USD og 0,036 milliarder USD i henholdsvis 2021, 2020 og 2019. 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 22 Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger, består av skyldig beløp til staten knyttet til disse kjøpene.

Linjeelementet Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer inkluderer 0,435 milliarder USD som presenterer en brutto fordring fra Den norske stat under Avsetningsinstruksen i relasjon til staten (SDØE) forventete deltagelse i gass aktivitetene til et utenlandsk datterselskap til Equinor. Ved årsslutt 2020 var dette beløpet på 0,169 milliarder USD.

I juli 2021 lanserte Equinor den første transjen av det nye tilbakekjøpsprogrammet av aksjer på rundt 300 millioner USD, for 2021, på totalt 600 USD millioner. For mer detaljer, se note 18 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 1,030 milliarder USD i 2021, 0,896 milliarder USD i 2020 og 1,076 milliarder USD i 2019. 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 har hatt transaksjoner med andre assosierte selskaper og fellesforetak i relasjon til sine vanlige forretningsoperasjoner, der beløpene ikke har blitt rapportert begrunn av materialitet.

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 284 millioner USD knyttet til disse kontraktene.

Transaksjoner som involverer ledende ansatte (medlemmer av styret og konsernledelsen) i løpet av året er presentert i note 7 Godtgjørelse.

26 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 19 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.

31. desember 2021					Sum
(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle eiendeler	balanseført verdi
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater			1.265		1.265
Langsiktige finansielle investeringer	14	253	3.093		3.346
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	14	707		380	1.087
Kundefordringer og andre fordringer	16	17.192		736	17.927
Kortsiktige finansielle derivater			5.131		5.131
Kortsiktige finansielle investeringer	14	20.946	300		21.246
Betalingsmidler	17	11.412	2.714		14.126
Sum finansielle eiendeler		50.510	12.503	1.116	64.128

31. desember 2020			Virkelig verdi	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	over resultatet	eiendeler	verdi
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater			2.476		2.476
Langsiktige finansielle investeringer	14	261	3.822		4.083
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer1)	14	465		396	861
Kundefordringer og andre fordringer	16	7.418		814	8.232
Kortsiktige finansielle derivater			886		886
Kortsiktige finansielle investeringer	14	11.649	216		11.865
Betalingsmidler	17	6.264	492		6.757
Sum finansielle eiendeler		26.057	7.892	1.210	35.159

1) Det er foretatt en reklassifisering mellom kategoriene Amortisert kost og Ikke finansielle eiendeler under Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer, grunnet feil klassifisering av 32 millioner USD i 2020.

Regnskap og noter

Konsernregnskap

31. desember 2021		Amortisert	Virkelig verdi over	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i millioner USD)	Note	kost	resultatet	forpliktelser	verdi
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld	19	27.404			27.404
Langsiktige finansielle derivater			767		767
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	22	12.350		1.960	14.310
Kortsiktig finansiell gjeld	19	5.273			5.273
Skyldig utbytte		582			582
Kortsiktige finansielle derivater			4.609		4.609
Sum finansielle forpliktelser		45.609	5.376	1.960	52.945

31. desember 2020		Amortisert	Virkelig verdi over	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i millioner USD)	Note	kost	resultatet	forpliktelser	verdi
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld	19	29.118			29.118
Langsiktige finansielle derivater			676		676
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	22	7.736		2.774	10.510
Kortsiktig finansiell gjeld	19	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

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 2021
Nivå 1	860	0	-	949		0	(69)	1.740
Nivå 2	1.840	884	300	4.108	2.714	(762)	(4.539)	4.545
Nivå 3	393	380		74		(4)		843
Sum virkelig verdi	3.093	1.265	300	5.131	2.714	(767)	(4.609)	7.127
31. desember 2020
Nivå 1	1.379	-	66	419		-	(432)	1.432
Nivå 2	2.135	2.146	150	443	492	(671)	(1.277)	3.418
Nivå 3	308	330		24		(5)		657
Sum virkelig verdi	3.822	2.476	216	886	492	(676)	(1.710)	5.505

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 relevante terminpris med inflasjon. Bruk av denne forutsetningen ville gitt en økning av virkelig verdi for disse kontraktene på omtrent 0.4 milliard USD ved utgangen av 2021, mens effekten var omtrent 0,1 milliard USD ved utgangen av 2020.

Avstemming av endringer i virkelig verdi i løpet av 2021 og 2020 for alle finansielle eiendeler klassifisert i det tredje nivået i hierarkiet er presentert tabellen nedenfor.

(i millioner USD)	Langsiktige finansielle investeringer	Langsiktige finansielle derivater - eiendeler	Kortsiktige finansielle derivater - eiendeler	Langsiktige finansielle derivater - gjeld	Sum
Inngående balanse 1. januar 2021	308	330	24	(5)	657
Total gevinst og tap i resultatregnskapet	(23)	58	72	1	108
Kjøp	119				119
Oppgjør	(7)		(20)		(27)
Overføring ut fra nivå 3	-				-
Omregningsdifferanser	(3)	(8)	(2)		(13)
Utgående balanse 31. desember 2021	394	380	74	(4)	844
Inngående balanse 1. januar 2020	277	219	33	(19)	510
Total gevinst og tap i resultatregnskapet	(29)	106	19	14	109
Kjøp	64				64
Oppgjør	(8)		(28)		(36)
Overføring til nivå 1	1				1
Omregningsdifferanser	4	5	-		9
Utgående balanse 31. desember 2020	308	330	24	(5)	657

Eiendelene og forpliktelsene på nivå 3 har i løpet av 2021 hatt en netto økning i virkelig verdi på 187 millioner USD hvorav langsiktige finansielle investeringer bidrar med 86 millioner USD. De 108 millioner USD som er innregnet i Konsernregnskapet i 2021 er hovedsakelig påvirket av endringer i virkelig verdi på visse «earn-out» avtaler, mens 20 millioner inkludert i åpningsbalansen for 2021 har blitt realisert siden de underliggende volumene har blitt levert i løpet av 2021.

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 2021 og 2020 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
	2021			2020
(i millioner USD)	- 30 %	+ 30 %	- 30 %	+ 30 %
Råolje og raffinerte produkter netto gevinst/(tap)	735	(735)	1.025	(1.025)
Naturgass, elektrisitet og CO2 netto gevinst/(tap)	227	(141)	184	(94)

Regnskap og noter

Konsernregnskap

Valutarisiko

Ved utgangen av 2021 har den påfølgende valutarisikosensitiviteten blitt beregnet ved å forutsette et rimelig mulighetsområde for endringer på 10 % for de valutakursene som påvirker konsernets finansielle posisjon. Ved utgangen av 2020 var en endring på 8 % 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 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring for ytterligere informasjon knyttet til valutarisiko og hvordan konsernet styrer risikoene.

Sensitivitet for valutarisiko	31. desember
	2021 2020
(i millioner USD)	- 10%	+ 10%	- 8%	+ 8%
USD netto gevinst/(tap)	(1.789)	1.789	(319)	319
NOK netto gevinst/(tap)	2.144	(2.144)	322	(322)

Renterisiko

For sensitiviteten knyttet til renterisiko er det forutsatt en endring på 0,8 prosentpoeng som et rimelig mulighetsområde for endringer ved utgangen av 2021. Ved utgangen av 2020 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 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring for ytterligere informasjon knyttet til renterisiko og hvordan konsernet styrer risikoene.

Sensitivitet for renterisiko		31. desember
	2021		2020
(i millioner USD)	- 0,8 prosentpoeng	+ 0,8 prosentpoeng	- 0,6 prosentpoeng	+ 0,6 prosentpoeng
Positiv/(negativ) innvirkning på netto finansposter	448	(448)	516	(516)

Aksjeprisrisiko

Den påfølgende sensitiviteten for aksjeprisrisiko er kalkulert på bakgrunn av en forutsatt rimelig mulig endring på 35 % i aksjepriser basert på balanseførte verdier per 31. desember 2021. Også per 31. desember 2020 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 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring for ytterligere informasjon vedrørende aksjeprisrisiko og hvordan konsernet styrer risikoen.

Sensitivitet for aksjeprisrisiko	31. desember
	2021		2020
(i millioner USD)	- 35 %	+ 35 %	- 35 %	+ 35 %
Gevinst/(tap)	(534)	534	(684)	684

27 Hendelser etter balansedagens utløp

Equinor har enkelte investeringer i Russland. 28. februar 2022 annonserte Equinor sin beslutning om ikke lenger å foreta nye investeringer i Russland, samt starte prosessen med salg av Equinors felleskontrollerte ordninger i Russland som følge av Russlands invasjon av Ukraina. Ved utgangen av 2021, hadde Equinor anleggsmidler bokført til 1,2 milliarder USD i Russland innen segmentet Leting og produksjon internasjonalt (E&P International). Equinor har rapportert om 88 millioner fat oljeekvivalenter i sikre olje- og gassreserver i forbindelse med investeringene i Russland per 31. desember 2021 og lisensierte produksjonsrettigheter i 2021 på 21,6 tusen foe per dag. Equinor forventer at prosessen med nedsalg i de felleskontrollerte ordningene i Russland vil resultere i nedskrivninger.

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 - Estimatusikkerhet knyttet til olje- og gassreserver og Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver.

Den nylig kunngjorte avtalen om å avhende våre eierinteresser i Corrib-feltet i Irland har virkning fra 1. januar 2022. Dette medfører en beregnet reduksjon i sikre reserver på 13 millioner foe ved utgangen av 2022.

Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland ventes å redusere netto sikre reserver i Eurasia unntatt Norge med 88 millioner foe. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet. Ingen andre hendelser har inntruffet etter 31. desember 2021 som ville resultere i en betydelig endring i de estimerte sikre reservene eller andre tall rapportert per denne dato.

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 24 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler til konsernregnskapet. Effekt av redetermineringsprosessen for sikre reserver er anslått å være uvesentlig og er ikke inkludert.

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 2021 var 6 % av totale sikre reserver relatert til denne type avtaler (11 % av olje-, kondensat- og NGL-reserver, og 1 % var totale gassreserver). Tilsvarende andel av totale sikre reserver var 5 % også i 2020 og 2019. Equinors bokførte produksjon av olje og gass fra felt med denne type avtaler var 49 millioner foe i 2021, sammenlignet med 59 millioner foe i 2020 og 68 millioner foe i 2019. Equinor deltar i denne type avtaler i Algerie, Angola, Aserbajdsjan, Brasil, Libya, Nigeria og Russland1 .

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:

Regnskap og noter

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

		Volumvektede gjennomsnittspriser per 31. desember
	Brent blend	Olje	Kondensat NGL
	(USD/foe)	(USD/foe)	(USD/foe)	(USD/foe)	(USD/mmbtu)
2021	69,22	67,61	65,02	47,17	11,89
2020	41,26	40,60	33,99	23,72	3,18
2019	63,04	60,04	55,37	29,96	5,12

Økte råvarepriser påvirket mengden lønnsomme utvinnbare reserver og resulterte i økte sikre reserver. Positive revisjoner på grunn av pris er generelt et resultat av senere økonomisk cut-off. For felt med produksjonsdelingsavtaler blir dette til en viss grad motvirket av en relativt lavere eierandel til reservene. Disse endringene er inkludert i revisjonskategorien i tabellene nedenfor, og gir en netto økning 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 2021 er det kun Norge med 71 % 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 2021 vil være å bruke inndelingen Norge, USA og kontinentene Eurasia (uten Norge), Afrika og Amerika (uten USA).

Endringer i sikre reserver i 2021

Norge

Økningen på 465 millioner foe i revisjoner og økt utvinning i Norge er den kombinerte effekten av positive revisjoner som følge av økt sikkerhet for endelig utvinning på mange felt, og forlenget økonomisk levetid på flere felt på grunn av økte råvarepriser, samt beslutninger om å installere lavtrykk produksjonsanlegg som øker utvinningen på feltene Oseberg og Ormen Lange.

Eurasia uten Norge

Netto nedgang på 16 millioner foe i eiendeler i tilknyttede selskaper i kategorien revisjoner og forbedret utvinning er relatert til sikre reserver i Russland23, hvor negative revisjoner på 35 millioner foe på grunn av redusert produksjonspotensial i enkelte områder ble delvis oppveid av positive revisjoner basert på økte sikkerhet for forventet endelig utvinning på andre områder.

USA

Økningen på 78 millioner foe i revisjoner og forbedret utvinning er den kombinerte effekten av positive revisjoner etter økt sikkerhet i utvinningen, og forlenget økonomisk levetid på flere felt, hovedsakelig på grunn av økningen i råvareprisene. Salg av petroleum tilsvarende 89 millioner foe er et resultat av salget av våre eierandeler i Bakken-feltet som ble fullført i 2021.

Amerika uten USA

Økningen på 62 millioner foe i revisjoner og forbedret utvinning er hovedsakelig relatert til sikre reserver i Brasil og er den kombinerte effekten av positive revisjoner etter økt sikkerhet i utvinningen, og forlenget økonomisk levetid på grunn av økte råvarepriser. Økningen på 210 millioner foe i utvidelser og funn er et resultat av sanksjonering av Bacalhau-utbyggingen i Brasil, og tilleggene på 14 millioner foe i samme kategori representerer boring av nye brønner i områder uten tidligere sikre reserver i Bandurria Sur-prosjektet i Argentina.

²³ Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland ventes å redusere netto sikre reserver i Eurasia unntatt Norge med 88 millioner foe. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

Endringer i sikre reserver i 2020

Afrika

Nettoøkningen på 40 millioner foe i revisjoner og økt utvinning var 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 inkluderte en negativ revisjon på 110 millioner foe knyttet til den landbaserte virksomheten. Dette skyldtes hovedsakelig redusert aktivitetsnivå, i tillegg til kortere økonomisk levetid på feltene som følge av reduserte priser på olje og gass. De reduserte prisene hadde også negativ innvirkning på noen av feltene i Mexicogolfen. Økningen på 101 millioner foe i utvidelser og funn var et resultat av nye brønner som ble boret i områder uten tidligere sikre reserver i den landbaserte virksomheten.

Amerika uten USA

Nettoreduksjonen på 55 millioner foe i revisjoner og økt utvinning var hovedsakelig et resultat av kortere økonomisk levetid på felt i Brasil, forårsaket av reduserte priser på olje. Økningen i egenkapitalkonsoliderte reserver på 6 millioner foe var 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 hadde Equinor ikke lenger bokført egenkapitalkonsoliderte sikre reserver i Norge i 2019.

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 Russland24, der et nytt utbyggingsprosjekt ble godkjent.

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 2021 er også beskrevet etter geografisk område i seksjon 2.10 Resultater fra drift, Sikre olje- og gassreserver. Utvikling av sikre, ikke utbygde reserver er beskrevet i seksjon 2.10 Resultater fra drift, Utvikling av reserver.

Følgende tabeller viser estimerte sikre olje- og gassreserver per 31. desember fra 2018 til 2021 og tilhørende endringer:

²⁴ Equinors intensjon om å trekke seg ut av forretningsvirksomheten i Russland ventes å redusere netto sikre reserver i Eurasia unntatt Norge med 88 millioner foe. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i konsernregnskapet.

Regnskap og noter

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

		Konsoliderte selskaper						Egenkapitalkonsoliderte selskaper
Netto sikre olje- og kondensatreserver		Eurasia uten			Amerika			Eurasia uten	Amerika
(i millioner foe)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Delsum	Norge	Norge	uten USA	Delsum	Sum
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
Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	153	(15)	18	23	61	240	-	17	0	17	257
Utvidelser og funn	14	0	-	1	210	225	-	2	12	14	239
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	(57)	(6)	(63)	-	-	-	-	(63)
Produksjon	(200)	(15)	(32)	(37)	(19)	(303)	-	(5)	(2)	(7)	(310)
31. desember 2021	1.296	114	116	217	533	2.276	-	64	15	79	2.355
Utbygde sikre olje- og
kondensatreserver
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
31. desember 2021	702	47	104	161	205	1.218	-	22	10	31	1.249
Ikke-utbygde sikre olje- og kondensatreserver
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
31. desember 2021	594	67	13	56	328	1.058	-	42	5	47	1.105

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass

				Konsoliderte selskaper						Egenkapitalkonsolidert
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 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
Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	31	0	(1)	14	-	44	-	-	-	-	44
Utvidelser og funn	1	-	-	4	-	5	-	-	-	-	5
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	(17)	-	(17)	-	-	-	-	(17)
Produksjon	(38)	(0)	(3)	(9)	-	(49)	-	-	-	-	(49)
31. desember 2021	202	0	14	45	-	261	-	-	-	-	261
Utbygde sikre NGL-reserver
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
31. desember 2021	160	0	12	37	-	209	-	-	-	-	209
Ikke-utbygde sikre NGL reserver
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
31. desember 2021	42	-	2	8	-	52	-	-	-	-	52

Regnskap og noter

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

			Konsoliderte selskaper						Egenkapitalkonsolidert
		Eurasia						Eurasia
Netto sikre gassreserver (i milliarder cf)	Norge	uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Delsum	Norge	uten Norge	Amerika uten USA	Delsum	Sum
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
Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	1.576	46	(23)	231	7	1.837	-	(183)	1	(182)	1.656
Utvidelser og funn	23	-	-	313	-	337	-	-	11	11	348
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	(87)	-	(87)	-	-	-	-	(87)
Produksjon	(1.500)	(20)	(41)	(396)	(8)	(1.966)	-	(3)	(1)	(5)	(1.971)
31. desember 2021	12.813	75	163	2.233	6	15.289	-	78	14	92	15.381
Utbygde sikre gassreserver
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
31. desember 2021	11.145	75	145	1.845	5	13.217	-	19	9	28	13.244
Ikke-utbygde sikre gassreserver
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
31. desember 2021	1.667	-	17	387	0	2.072	-	59	5	64	2.136

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass

	Konsoliderte selskaper Egenkapitalkonsolidert
Netto sikre 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 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
Revisjoner av tidligere anslag
og forbedret utvinning	465	(6)	13	78	62	611	-	(16)	1	(15)	596
Utvidelser og funn	19	0	-	61	210	290	-	2	14	16	306
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	(89)	(6)	(96)	-	-	-	-	(96)
Produksjon	(505)	(18)	(42)	(117)	(20)	(703)	-	(6)	(2)	(8)	(710)
31. desember 2021	3.781	127	159	660	534	5.261	-	77	18	95	5.356
Utbygde sikre reserver
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
31. desember 2021	2.847	60	141	527	206	3.782	-	25	12	36	3.818
Ikke-utbygde sikre reserver
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
31. desember 2021	934	67	18	133	328	1.479	-	53	6	59	1.538

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.

Regnskap og noter

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

Balanseførte utgifter knyttet til produksjonsvirksomheten for olje og naturgass

Konsoliderte selskaper

			31. desember
(i millioner USD)	2021	2020	2019
Leteutgifter, leterettigheter og lignende	7.077	9.034	11.304
Utbyggingsutgifter, brønner, anlegg og annet utstyr	193.918	194.6551)	190.1011)
Sum balanseførte utgifter	200.994	203.690	201.405
Akkumulerte avskrivninger, nedskrivninger og amortiseringer	(139.890)	(136.524)	(129.383)
Netto balanseførte utgifter	61.104	67.165	72.022

1) Omarbeidet 2020 og 2019. For mer informasjon se note 21 avsetninger og andre forpliktelser

Effekten av omarbeidelsen er en økning på 2,615 millioner USD i 2020 og 1,676 millioner USD i 2019

Netto balanseførte utgifter fra egenkapitalkonsoliderte investeringer utgjorde 900 millioner USD per 31. desember 2021, 450 millioner USD per 31. desember 2020, og 385 millioner USD per 31. desember 2019. 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

(i millioner USD)	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Sum
For regnskapsåret 2021
Leteutgifter	522	61	5	139	299	1.026
Utbyggingsutgifter	4.732	322	256	605	977	6.892
Kjøp av utbyggingsrettigheter	3	5	0	0	0	8
Kjøp av leterettigheter	6	9	1	24	(3)	37
Sum	5.263	397	262	768	1.273	7.963
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

Utgifter påløpt ved leteaktiviteter og utbyggingsaktiviteter fra egenkapitalkonsoliderte investeringer utgjorde 233 millioner USD i 2020, 71 millioner USD i 2020 og 166 millioner USD i 2019.

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 Leting og produksjon Norge (E&P Norway) og Leting og produksjon internasjonalt (E&P International) slik disse er presentert i note 4 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 2021
Salg	97	476	638	207	16	1.434
Internt salg	38.578	960	2.021	3.712	1.249	46.520
Andre inntekter	711	(14)	0	221	14	932
Sum driftsinntekter	39.386	1.422	2.659	4.140	1.279	48.886
Letekostnader	(363)	(108)	23	(211)	(362)	(1.021)
Produksjonskostnader	(2.600)	(196)	(497)	(397)	(378)	(4.068)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	(4.900)	(2.462)	(444)	(1.734)	(416)	(9.956)
Andre kostnader	(1.052)	(140)	53	(674)	(292)	(2.105)
Sum driftskostnader	(8.915)	(2.906)	(865)	(3.016)	(1.448)	(17.150)
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass før skatt	30.471	(1.484)	1.794	1.124	(169)	31.736
Skattekostnad	(22.887)	835	(652)	(14)	(201)	(22.919)
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass	7.585	(649)	1.142	1.110	(370)	8.817
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	0	176	0	0	39	215

Regnskap og noter

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

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

Gjennomsnittlig produksjonskostnad i USD per fat basert på bokført	Eurasia uten			Amerika
produksjon (konsolidert)	Norge	Norge	Afrika	USA	uten USA	Sum
2021	5	11	12	3	19	6
2020	4	10	9	4	14	5
2019	5	11	9	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.

Regnskap og noter

Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksometen for olje og gass

(i millioner dollar)	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	USA	Amerika uten USA	Sum
31. desember 2021
Konsoliderte selskaper
Fremtidige netto innbetalinger	287.382	8.705	9.619	21.486	35.236	362.429
Fremtidige utbyggingskostnader	(10.999)	(1.947)	(685)	(1.112)	(4.186)	(18.928)
Fremtidige produksjonskostnader	(53.251)	(4.196)	(3.380)	(7.269)	(16.782)	(84.878)
Fremtidige skattebetalinger	(178.370)	(352)	(2.138)	(2.686)	(2.979)	(186.525)
Fremtidig netto kontantstrøm	44.763	2.209	3.416	10.420	11.289	72.097
10 % årlig diskontering av fremtidige kontantstrømmer	(18.051)	(652)	(707)	(3.406)	(5.842)	(28.658)
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	26.711	1.557	2.709	7.014	5.447	43.439
Egenkapitalkonsoliderte investeringer Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	-	224	-	-	126	350
Total nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm inkludert egenkapitalkonsoliderte investeringer	26.711	1.782	2.709	7.014	5.573	43.789

		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

Endringen i nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm fra sikre reserver

(i millioner dollar)	2021	2020	2019
Konsoliderte selskaper
Nåverdi av framtidig netto kontantstrøm per 1. januar	18.209	35.173	43.299
Netto endring i priser og i produksjonskostnader knyttet til fremtidig produksjon	126.974	(52.527)	(22.147)
Endringer i beregnede fremtidige utbyggingskostnader	(5.915)	(1.547)	(3.433)
Salg av olje og gass produsert i perioden, fratrukket produksjonskostnader	(43.998)	(15.180)	(24.117)
Netto endring på grunn av utvidelser, funn og forbedret utvinning	7.734	265	1.333
Netto endring på grunn av kjøp og salg av reserver	(2.280)	-	987
Netto endring på grunn av revisjon av beregnede mengder	17.080	3.263	8.176
Tidligere estimerte utbyggingskostnader påløpt i perioden	6.619	6.558	8.341
Diskonteringseffekt	4.078	9.087	11.066
Netto endringer i fremtidige skattebetalinger	(85.062)	33.117	11.668
Sum endringer i nåverdi i løpet av året	25.230	(16.965)	(8.126)
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm per 31. desember	43.439	18.209	35.173
Egenkapitalkonsoliderte investeringer
Nåverdi av framtidig netto kontantstrøm per 31. desember	350	(10)	475
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm per 31. desember inkludert egenkapitalkonsoliderte investeringer	43.789	18.199	35.648

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 2020. Sikre reserver per 31. desember 2020 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	2021	2020
Salgsinntekter	3	50.088	33.171
Resultatandel fra datterselskaper og investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden	10	9.806	(5.294)
Andre inntekter		1	0
Sum driftsinntekter		59.894	27.877
Varekostnad		(47.742)	(30.557)
Driftskostnader		(1.493)	(1.699)
Salgs- og administrasjonskostnader		(280)	(193)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	9	(589)	(558)
Letekostnader		(47)	(64)
Sum driftskostnader		(50.151)	(33.070)
Driftsresultat		9.744	(5.193)
Renter og andre finanskostnader		(1.088)	(1.214)
Andre finansposter		(771)	1.329
Netto finansposter	7	(1.860)	115
Resultat før skattekostnad		7.884	(5.078)
Skattekostnad	8	278	(43)
Årets resultat		8.162	(5.122)

OPPSTILLING OVER TOTALRESULTAT EQUINOR ASA

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2021	2020
Årets resultat		8.162	(5.122)
Aktuarmessige gevinster/(tap) på ytelsesbaserte pensjonsordninger		147	(106)
Skatt på andre inntekter og kostnader		(35)	19
Inntekter og kostnader som ikke vil bli reklassifisert til resultatregnskapet	17	111	(87)
Omregningsdifferanser		(645)	671
Inntekter og kostnader som kan bli reklassifisert til resultatregnskapet		(645)	671
Andre inntekter og kostnader		(534)	583
Totalresultat		7.629	(4.539)
Tilordnet aksjonærer i morselskapet		7.629	(4.539)

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

BALANSE EQUINOR ASA

		31. desember
(i millioner USD)	Note	2021	2020
EIENDELER
Varige driftsmidler	9, 20	1.834	2.117
Investeringer i datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	10	36.316	35.464
Utsatt skattefordel	8	1.117	915
Pensjonsmidler	17	1.359	1.249
Finansielle derivater	2	900	2.161
Finansielle investeringer		363	835
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer		839	597
Finansielle fordringer datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	18.755	24.808
Sum anleggsmidler		61.485	68.147
Varelager	12	2.676	1.976
Kundefordringer og andre fordringer	13	13.464	4.789
Fordringer datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	19.841	5.812
Finansielle derivater	2	1.719	340
Finansielle investeringer	11	20.946	11.622
Betalingsmidler	14	10.850	4.676
Sum omløpsmidler		69.495	29.216
Sum eiendeler		130.980	97.363

BALANSE EQUINOR ASA

		31. desember
(i millioner USD)	Note	2021	2020
EGENKAPITAL OG GJELD
Aksjekapital		1.164	1.164
Annen innskutt egenkapital		3.231	3.660
Fond for vurderingsforskjeller		29	0
Fond for urealiserte gevinster		906	1.921
Annen egenkapital		32.098	26.438
Sum egenkapital	15	37.428	33.183
Finansiell gjeld	16	27.404	29.118
Leieavtaler	20	1.209	1.493
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper		159	165
Pensjonsforpliktelser	17	4.378	4.265
Avsetninger og andre forpliktelser	18	674	497
Finansielle derivater	2	767	676
Sum langsiktig gjeld		34.591	36.214
Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	19	4.326	2.780
Betalbar skatt	8	1	175
Finansiell gjeld	16	3.743	4.501
Leieavtaler	20	487	488
Skyldig utbytte	15	1.870	747
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	47.360	18.074
Finansielle derivater	2	1.176	1.201
Sum kortsiktig gjeld		58.961	27.966
Sum gjeld		93.552	64.180
Sum egenkapital og gjeld		130.980	97.363

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

KONTANTSTRØMOPPSTILLING EQUINOR ASA

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	Note	2021	2020
Resultat før skattekostnad		7.884	(5.078)
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	9	589	558
(Gevinst)/tap på valutatransaksjoner		389	321
Resultat fra investeringer i datterselskap og andre egenkonsoliderte selskaper uten kontant effekter		(5.276)	6.841
(Økning)/reduksjon i andre poster knyttet til operasjonelle aktiviteter		794	296
(Økning)/reduksjon i netto finansielle derivater	2	2.023	(326)
Mottatte renter		759	675
Betalte renter		(1.054)	(1.102)
Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter før betalte skatter og arbeidskapital		6.108	2.184
Betalte skatter		(216)	(160)
(Økning)/reduksjon i arbeidskapital		(2.974)	(762)
Kontantstrøm fra/(benyttet til) operasjonelle aktiviteter		2.918	1.262
Investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler	9	(815)	(1.298)
(Økning)/reduksjon i finansielle investeringer		(10.148)	(3.635)
(Økning)/reduksjon i derivater finansielle instrumenter		(45)	(616)
(Økning)/reduksjon i andre rentebærende poster1)		(4.324)	1.729
Salg av eiendeler og virksomheter og tilbakebetaling av kapitalinnskudd		340	219
Kontantstrøm fra/(benyttet til) investeringsaktiviteter		(14.992)	(3.601)
Ny langsiktig rentebærende gjeld	16	0	8.347
Nedbetaling langsiktig gjeld2)	16	(2.675)	(2.055)
Nedbetaling leasing gjeld2)	20	(517)	(465)
Betalt utbytte	15	(1.797)	(2.330)
Tilbakekjøp av aksjer	15	(321)	(1.059)
Netto kortsiktige lån og andre finansielle aktiviteter		915	1.336
Økning/(reduksjon) i finansielle kundefordringer/leverandørgjeld til/fra datterselskap3)		23.063	(348)
Kontantstrøm fra/(benyttet til) finansieringsaktiviteter		18.667	3.425
Netto økning/(reduksjon) i betalingsmidler		6.594	1.086
Effekt av valutakursendringer på betalingsmidler		(560)	318
Betalingsmidler ved årets begynnelse	14	4.676	3.272
Betalingsmidler ved årets utgang4)	14	10.710	4.676

1) Inkluderer en økning på 4.336 millioner USD og reduksjon på 1.749 millioner USD i finansielle kundefordringer fra datterselskap i henholdsvis 2021 og 2020.

2) Nedbetaling leasing gjeld er skilt ut fra linjen nedbetaling av finansiell gjeld og 2020 er blitt reklassifisert.

3) Hovedsakelig innskudd i Equinor-konsernets interne bankordning.

4) Betalingsmidler inkluderer kassakredittrekk på 140 millioner USD per 31. desember 2021 og 0 USD per 31. desember 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: 8,53 (31. desember 2020), 8,82 (31. desember 2021) og 8,60 (årsgjennomsnitt, 2021).

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.

Selskapsregnskap Equinor ASA

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 6 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 19 Finansiell gjeld i konsernregnskapet for informasjon om virkelig verdi på langsiktige finansielle forpliktelser og note 26 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

		Amortisert	Virkelig verdi over	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i millioner USD)	Note	kost	resultatet	eiendeler	verdi
31. desember 2021
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater			900		900
Langsiktige finansielle investeringer			363		363
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer		645		194	839
Fordringer mot datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	18.631		124	18.755
Kundefordringer og andre fordringer	13	13.284		179	13.464
Fordringer mot datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	19.795		46	19.841
Kortsiktige finansielle derivater			1.719		1.719
Kortsiktige finansielle investeringer	11	20.946			20.946
Betalingsmidler	14	8.136	2.714		10.850
Sum finansielle eiendeler		81.437	5.697	543	87.677

		Amortisert	Virkelig verdi over	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i millioner USD)	Note	kost	resultatet	eiendeler	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

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

(i millioner USD)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle forpliktelser	Sum balanseført verdi
31. desember 2021
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld	16	27.404			27.404
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper		26		134	159
Langsiktige finansielle derivater			767		767
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	19	4.142		184	4.326
Kortsiktig finansiell gjeld	16	3.743			3.743
Skyldig utbytte		1.870			1.870
Gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	11	47.360			47.360
Kortsiktige finansielle derivater			1.176		1.176
Sum finansielle forpliktelser		84.545	1.943	317	86.804

		Amortisert	Virkelig verdi over	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i millioner USD)	Note	kost	resultatet	forpliktelser	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		57	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	197	57.261

Finansielle instrumenter fra tabellen over som er registrert i Balansen til en netto virkelig verdi på 3,754 milliarder USD i 2021 og 1,951 milliarder USD i 2020, 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 2021
Valutainstrumenter	408	(98)	310
Renteinstrumenter	884	(762)	122
Råolje og raffinerte produkter	60	(34)	26
Naturgass og elektrisitet	1.267	(1.048)	219
Sum virkelig verdi	2.620	(1.943)	677
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

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 2021 og 2020 på 30 % anses å gi uttrykk for rimelige sannsynlige endringer basert på løpetiden til derivatkontraktene.

	31. desember
	2021		2020
(i millioner USD)	- 30 % sensitivitet	+ 30 % sensitivitet	- 30 % sensitivitet	+ 30 % sensitivitet
Råolje og raffinerte produkter netto gevinst/(tap)	556	(556)	826	(826)
Naturgass og elektrisitet netto gevinst/(tap)	121	(121)	30	(30)

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

Valutarisiko

Sensitiviteten for valutarisiko vist nedenfor er beregnet ved å forutsette en rimelig mulig endring på 10 % for de viktigste valutakursene som påvirker selskapets finansielle posisjon, basert på balanseverdier per 31. desember 2021. Ved utgangen av 2020 var en endring på 8 % vurdert som en rimelig mulig endring for de viktigste valutakursene som påvirker selskapets finansielle posisjon. 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 og gjeldsposter fra/til datterselskaper. For mer detaljert informasjon om disse fordringene vises det til note 11 Finansielle eiendeler og gjeld.

Sensitivitet for valutarisiko		31. desember
	2021		2020
(i millioner USD)	- 10 % sensitivitet	+ 10 % sensitivitet	- 8 % sensitivitet	+ 8 % sensitivitet
NOK netto gevinst/(tap)	193	(193)	(631)	631
GBP netto gevinst/(tap)	394	(394)	(68)	68
EUR netto gevinst/(tap)	(177)	177	83	(83)
BRL netto gevinst/(tap)	(240)	240	-	-

Renterisiko

Ved sensitivitetsberegning av renterisiko vist nedenfor, er det forutsatt en rimelig mulig endring i rentenivå på 0,8 ved utgangen av 2021. Ved utgangen av 2020 var det forutsatt en rimelig mulig endring i rentenivå på 0,6 prosentpoeng. 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
	2021		2020
(i millioner USD)	- 0,8 prosentpoeng sensitivitet	+ 0,8 prosentpoeng sensitivitet	- 0,6 prosentpoeng sensitivitet	+ 0,6 prosentpoeng sensitivitet
Positiv/(negativ) innvirkning på netto finansposter	581	(581)	478	(478)

Aksjeprisrisiko

Ved sensitivitetsberegning for aksjeprisrisiko vist nedenfor er det forutsatt en rimelig mulig endring på 35 % i aksjepriser basert på balanseførte verdier per 31. desember 2021. Også ved utgangen av 2020, var 35 % vurdert som en rimelig mulig 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
	2021		2020
	- 35 %	+ 35 %	- 35 %	+ 35 %
(i millioner USD)	sensitivitet	sensitivitet	sensitivitet	sensitivitet
Gevinst/(tap)	(127)	127	(292)	292

3 Salgsinntekter

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020
Eksterne salgsinntekter	45.251	30.502
Inntekter fra konsernselskaper	4.837	2.669
Salgsinntekter	50.088	33.171

4 Godtgjørelse

Equinor ASA lønnskostnader

	For regnskapsåret
(beløp i millioner USD)	2021	2020
Lønnskostnader1)	2.493	2.101
Pensjonskostnader2)	446	387
Arbeidsgiveravgift	348	295
Andre lønnskostnader	229	223
Sum lønnskostnader	3.516	3.006
Gjennomsnittlig antall ansatte3)	18.400	18.600

1) Lønnskostnader inneholder bonuser og kostnader i forbindelse med utstasjonering i tillegg til grunnlønn.

2) Se note 17 Pensjoner.

3) Deltidsansatte utgjør 3 % for både 2021 og 2020.

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 styret, konsernledelsen (KL) og bedriftsforsamlingen

Godtgjørelse til styret for 2021 var 833.146 USD og totalt antall aksjer eid av styrets medlemmer ved utgangen av året var 25.225. Godtgjørelse til KL for 2021 var 11.936.197 USD og totalt antall aksjer eid av medlemmer av KL ved utgangen av året var 207.319. Godtgjørelse til bedriftsforsamlingen for 2021 var 136.952 USD og totalt antall aksjer eid av medlemmer av bedriftsforsamlingen ved utgangen av året var 27.078.

Per 31. desember 2021 og 2020 er det ikke gitt lån til medlemmer av styret eller konsernledelsen.

For mer informasjon vedrørende godtgjørelse, se kapittel 3 Eierstyring og selskapsledelse, seksjon 3.11 Godtgjørelse til styret og bedriftsforsamlingen og seksjon 3.12 Godtgjørelse til konsernledelsen.

Regnskap og noter

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 2021 og 2022, se avsnittet Belønningsrapport.

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.

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.

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 2021- og 2020-programmene, inkludert tilskudd og arbeidsgiveravgift, utgjør henholdsvis 70 millioner USD for 2021 og 67 millioner USD for 2020. Beregnet kostnad for 2022 programmet (avtaler inngått i 2021) utgjør 77 millioner USD. Gjenstående beløp per 31. desember 2021, som skal kostnadsføres over programmenes resterende opptjeningsperiode, utgjør 157 millioner USD.

6 Godtgjørelse til revisor

Godtgjørelse til revisor

(i millioner USD, ekskl. mva)	2021	2020
Revisjonshonorar Ernst & Young	6,9	5,8
Revisjonsrelaterte tjenester Ernst & Young	0,1	0,3
Sum godtgjørelse til revisor	7,1	6,1

Det er ikke påløpt honorar for skatterådgivning eller andre tjenester.

7 Finansposter

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020
Valutagevinst/(tap) finansielle derivater	861	(1.291)
Annen valutagevinst/(tap)	(1.250)	970
Netto gevinst/(tap) valuta	(389)	(321)
Renteinntekter fra selskap i samme konsern	759	683
Renteinntekter kortsiktige finansielle eiendeler og andre finansinntekter	38	134
Renteinntekter og andre finansielle inntekter	797	817
Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer	(471)	385
Gevinst/(tap) andre finansielle derivater	(708)	448
Rentekostnader til selskap i samme konsern	(76)	(113)
Rentekostnader langsiktig finansiell gjeld og leieavtaler	(943)	(1.009)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre finanskostnader	(69)	(93)
Renter og andre finanskostnader	(1.088)	(1.214)
Netto finansposter	(1.860)	115

Equinors største finansposter relaterer seg til eiendeler og gjeld kategorisert i kategoriene virkelig verdi over resultatet og amortisert kost. For mer informasjon om kategorisering av finansielle instrumenter, se note 2 Finansiell risikostyring og verdimåling av finansielle instrumenter.

Linjen Valutagevinst/(tap) finansielle derivater inkluderer endringer i virkelig verdi av valutaderivater knyttet til likviditets- og valutarisiko. Linjen Annen valutagevinst/(tap) inkluderer et netto valutatap på 702 millioner USD og en netto valutagevinst på 796 millioner USD fra virkelig verdi over resultat for henholdsvis 2021 og 2020.

Linjen Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer inkluderer et netto tap på 471 millioner USD og en netto gevinst på 385 millioner USD fra langsiktige finansielle investeringer målt til virkelig verdi over resultat for henholdsvis 2021 og 2020.

Linjen Gevinst/(tap) andre finansielle derivater inkluderer hovedsakelig endringer i virkelig verdi på derivater knyttet til renterisiko målt til virkelig verdi over resultat. For 2021 er det bokført et tap på 724 millioner USD og for 2020 er det bokført en gevinst på 432 millioner USD.

Linjen Rentekostnader langsiktig finansiell gjeld og leieavtaler omfatter i hovedsak to hovedposter; rentekostnader på 992 millioner USD og 1.034 millioner USD, fra finansielle forpliktelser målt til amortisert kost, for henholdsvis 2021 og 2020; og netto renteinntekter på 94 millioner USD og 79 millioner USD på relaterte derivater målt til virkelig verdi over resultat for henholdsvis 2021 og 2020.

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

8 Skatter

Årets skatt fremkommer som følger:

		For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020
Betalbar skatt	17	(83)
Endring utsatt skatt	261	40
Skattekostnad	278	(43)

Avstemming av årets skattekostnad

	For regnskapsåret
(i millioner USD)	2021	2020
Resultat før skattekostnad	7.884	(5.078)
Beregnet skatt etter nominell skattesats1)	(1.735)	1.117
Skatteeffekt knyttet til:
Permanente forskjeller som følge av NOK som grunnlag for beregnet skatt	22	(130)
Skatteeffekt av permanente forskjeller relatert til egenkapitalkonsoliderte selskaper	2.183	(1.180)
Andre permanente forskjeller	(161)	69
Inntektsskatt tidligere år	14	20
Annet	(46)	61
Skattekostnad	278	(43)
Effektiv skattesats	(3,5%)	(0,9%)

1) Norsk selskapsskattesats er 22 % for 2021 og 2020.

Spesifikasjon av utsatt skatt

		31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Utsatt skatt - eiendeler
Fremførbart skattemessig underskudd	152	0
Pensjoner	709	700
Fremførbare rentekostnader	104	47
Derivater	21	29
Leieforpliktelser	353	412
Annet	121	126
Sum utsatt skattefordel	1.460	1.314
Utsatt skatt - forpliktelser
Varige driftsmidler	344	398
Sum utsatt skattegjeld	344	398
Netto utsatt skattefordel1)	1.117	915

1) Per 31. desember 2021 har Equinor ASA bokført 1,1 milliarder 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)	2021	2020
Utsatt skattefordel 1. januar	915	863
Endring årets resultat	261	40
Aktuarmessig tap pensjon	(25)	12
Konsernbidrag	(34)	0
Utsatt skattefordel 31. desember	1.117	915

Selskapsregnskap Equinor ASA

9 Varige driftsmidler

(i millioner USD)	Maskiner, inventar og transportmidler	Bygninger og tomter	Annet	Bruksretts eiendel3)	Sum
Anskaffelseskost 31. desember 2020	725	285	160	3.116	4.287
Tilganger og overføringer Avgang til anskaffelseskost	24 (0)	4 (0)	(0) 0	278 (219)	305 (219)
Anskaffelseskost 31. desember 2021	748	289	160	3.175	4.372
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2020	(650)	(143)	(152)	(1.225)	(2.169)
Avskrivning Av- og nedskrivninger på årets avgang	(41) 0	(14) 0	(1) 0	(532) 219	(588) 219
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2021	(691)	(157)	(153)	(1.538)	(2.538)
Bokført verdi 31. desember 2021	58	132	7	1.637	1.834
Estimert levetid (år)	3 - 10	10 - 331)		1 - 192)

1) Tomter avskrives ikke. Bygninger inkluderer forbedringer av leide bygg.

2) Lineær avskrivning over kontraktsperioden.

3) Se note 20 Leieavtaler.

10 Investeringer i datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper

(i millioner USD)	2021	2020
Investeringer 1. januar	35.464	44.122
Resultatandel fra datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	9.806	(5.294)
Endring innbetalt egenkapital	417	1.237
Utbetalinger fra selskapene	(8.752)	(5.250)
Innregnede inntekter og kostnader fra egenkapitalkonsoliderte investeringer	28	0
Omregningsdifferanse	(645)	671
Salg	(2)	(6)
Annet	0	(16)
Investeringer 31. desember	36.316	35.464

I fjerde kvartal 2021, inngikk Equinor ASA en avtale med Vermillion Energy Inc (Vermillion) om nedsalg av EquinorASAs ikke opererte eierandel i Corrib gassfelt i Irland. Nedsalget gjelder 100 % av aksjene i Equinor Energy Ireland Limiited (EEIL). EEIL eier 36,5 % av corribfeltet sammen med operator Vermillion (20 %) og Nephin Energy (43,5 %). Equinor ASA og Vermillion er enige om et vederlag på 434 millioner USD før justeringer på gjennomføringstidspunktet og et betinget vederlag basert på produksjonsnivå og gasspriser. Gjennomføring av nedsalget er forventet i 2022.

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 2021 er på 36.316 millioner USD, der 36.255 millioner USD består av investeringer i datterselskaper og 60 millioner USD i andre egenkapitalkonsoliderte selskaper. I 2020 var de respektive beløp henholdsvis 35.404 millioner USD og 60 millioner USD.

Omregningsdifferansen gjelder omregningseffekter fra datterselskaper med annen funksjonell valuta enn USD.

Resultatandel fra datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper ble i 2021 påvirket av netto nedskrivninger på 1.369 millioner USD etter skatt hovedsakelig på grunn av negative endringer i reserveestimater og økte karbonkostnader, delvis motvirket av reverseringer grunnet positiv endring av gassprisestimater.

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.

Endring innbetalt egenkapital i 2021 utgjorde hovedsakelig kapitaltilskudd til Equinor Ventures AS på 216 millioner USD og Angara Oil LLC (Russland) på 166 millioner USD.

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. Se også note 23 Hendelser etter balansedagens utløp for mer informasjon om disse investeringene.

Utbetalinger fra selskapene i 2021 bestod av konsernbidrag fra Equinor Energy AS på 7.245 millioner USD og Equinor Insurance AS på 122 millioner USD relatert til 2021, endring i konsernbidrag fra konsernselskaper relatert til tidligere år på 327 millioner USD og utbytter relatert til 2020 fra datterselskaper på 1.007 millioner USD.

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.

Kostpris for investeringer i datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper er 36.287 millioner USD i 2021 og 36.538 millioner USD i 2020.

Aksjer og andeler i vesentlige datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap direkte eid av Equinor ASA per 31. desember 2021:

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)	2021	2020
Rentebærende fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	18.631	24.551
Ikke-rentebærende fordringer datterselskap	124	257
Finansielle fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	18.755	24.808

Rentebærende fordringer på datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper gjelder primært Equinor Energy AS og Equinor US Holdings Inc. Øvrige rentebærende fordringer på datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper knytter seg hovedsakelig til langsiktig finansiering av andre datterselskaper.

Rentebærende fordringer per 31. desember 2021 på 6.762 millioner USD forfaller til betaling etter fem år, 11.868 millioner USD forfaller til betaling innen fem år.

Kortsiktige fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper inkluderer positive internbankbeholdninger på 589 millioner USD per 31. desember 2021. Tilsvarende beløp per 31. desember 2020 var 1.084 millioner USD.

Kortsiktige finansielle investeringer

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Tidsinnskudd	7.009	4.777
Rentebærende verdipapirer	13.937	6.845
Finansielle investeringer	20.946	11.622

Rentebærende verdipapirer per debitorkategori

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Offentlig sektor	4.029	1.666
Banker	4.581	2.066
Kredittforetak	3.911	1.609
Privat sektor - annet	1.416	1.505
Sum rentebærende verdipapirer	13.937	6.845

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 2021 var rentebærende instrumenter fordelt på følgende valutaer: SEK (31 %), NOK (21 %), EUR (21 %), DKK (20 %), USD (5 %), GBP (1 %) og AUD (1 %). Tidsinnskudd var i EUR (36 %), NOK (26 %), USD (31 %) og SEK (7 %). I 2020 var rentebærende instrumenter plassert i følgende valutaer: SEK (40 %), NOK (24 %), EUR (16 %), DKK (12 %) and USD (8 %), mens tidsinnskudd var plassert i NOK (45 %), USD (36 %), and EUR (19 %).

Kortsiktig gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper

Kortsiktig gjeld til datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper inkluderer gjeld knyttet til konsernets internbank med 47,360 milliarder USD per 31. desember 2021 og 18,074 milliarder USD per 31. desember 2020.

12 Varelager

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Råolje	2.281	1.598
Petroleumsprodukter	379	371
Naturgass	0	7
Andre	16	1
Varelager	2.676	1.976

Nedskrivning av varelager fra anskaffelseskost til virkelig verdi medførte en kostnad på 22 millioner USD i 2021 og 25 millioner USD i 2020.

13 Kundefordringer og andre fordringer

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Kundefordringer	12.017	3.543
Andre fordringer	1.447	1.246
Kundefordringer og andre fordringer	13.464	4.789

14 Betalingsmidler

		31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Bankinnskudd	93	328
Tidsinnskudd	1.906	1.132
Pengemarkedsfond	2.714	492
Rentebærende verdipapirer	4.725	2.470
Margininnskudd	1.412	254
Betalingsmidler	10.850	4.676

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)	2021	2020
Egenkapital 1. januar	33.183	39.953
Årets resultat	8.162	(5.122)
Aktuarmessige gevinster/(tap) på ytelsesbasert pensjonsordning	111	(87)
Omregningsdifferanser	(645)	671
Årets ordinære utbytte	(2.939)	(1.331)
Tilbakekjøp av aksjer	(429)	(890)
Verdi av aksjespareprogrammet	(15)	(11)
Egenkapital 31. desember	37.428	33.183

Akkumulert omregningsdifferanse reduserte egenkapitalen per 31. desember 2021 med 1.065 millioner USD. Per 31. desember 2020 var tilsvarende reduksjon 419 millioner USD. Omregningsdifferansen gjelder omregningseffekter fra datterselskaper med annen funksjonell valuta enn USD.

Aksjekapital

			31. desember 2021
	Antall aksjer	Pålydende i kroner	Aksjekapital i kroner
Registrerte og utstedte aksjer	3.257.687.707	2,50	8.144.219.267,50
Tilbakekjøpsprogram aksjer	(13.460.292)	2,50	(33.650.730,00)
Ansattes aksjespareprogram	(12.111.104)	2,50	(30.277.760,00)
Sum utestående aksjer	3.232.116.311	2,50	8.080.290.777,50

Det eksisterer kun én aksjeklasse og alle aksjene har lik stemmerett.

Program for tilbakekjøp av aksjer

I juli 2021 lanserte Equinor første transje av et program for tilbakekjøp av aksjer i 2021 på om lag 300 millioner USD, totalt inntil 600 millioner USD. I oktober 2021 kunngjorde Equinor en økning av andre transje på programmet for tilbakekjøp av aksjer, fra opprinnelig 300 millioner USD til 1.000 millioner USD. For den første transjen inngikk Equinor en ugjenkallelig ikke-diskresjonær avtale med en tredjepart for kjøp av aksjer for inntil 99 millioner USD i det åpne markedet. For andre transje ble en lignende ugjenkallelig ikkediskresjonær avtale inngått med en tredjepart for kjøp av aksjer for inntil 330 millioner USD i det åpne markedet. Etter en avtale med Olje- og energidepartementet vil aksjer for første transje for om lag 201 millioner USD, og aksjer for andre transje for om lag 670 millioner USD, innløses fra den norske stat på neste årlige generalforsamling i mai 2022. Dette for å opprettholde den norske stats prosentvise eierandel i Equinor.

Den første ordren i det åpne markedet ble konkludert i september 2021. Den andre ordren i det åpne markedet ble konkludert i januar 2022. Per 31. desember 2021, har aksjer for 99 millioner USD fra første transje i det åpne markedet blitt ervervet og gjort opp, mens aksjer for 232 millioner USD av totalt 330 millioner USD har blitt ervervet for andre transje i det åpne markedet, hvorav 222 millioner USD er gjort opp.

Grunnet den ugjenkallelige avtalen med en tredjepart har både første og andre ordre i det åpne markedet blitt bokført som egne aksjer som en reduksjon av egenkapital, totalt 429 millioner USD. Den resterende ordren på den andre transjen påløper og klassifiseres i lag med kjøpte aksjer som ikke er gjort opp som annen kortsiktig gjeld. Innløsning av statens andel blir bokført etter vedtak på den ordinære generalforsamlingen i mai 2022.

Antall aksjer	2021	2020
Aksjer i tilbakekjøpsprogrammet 1. januar	0	23.578.410
Tilbakekjøp aksjer	13.460.292	3.142.849
Kansellering	0	(26.721.259)
Aksjer i tilbakekjøpsprogrammet 31. desember	13.460.292	0

Ansattes aksjespareprogram

Antall aksjer	2021	2020
Aksjespareprogrammet 1. januar	11.442.491	10.074.712
Ervervet	3.412.994	4.604.106
Tildelt ansatte	(2.744.381)	(3.236.327)
Aksjespareprogrammet 31. desember	12.111.104	11.442.491

Det ble ervervet og allokert aksjer til egne ansatte gjennom deltakelse i aksjespareprogrammet for 75 millioner USD i 2021 og 68 millioner USD i 2020. 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)	2021	2020
Usikrede obligasjonslån	27.568	30.994
Usikrede lån	87	97
Sum	27.655	31.091
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 år	250	1.974
Langsiktig finansiell gjeld	27.405	29.118
Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)	3,33	3,38

Equinor ASA benytter valutabytteavtaler for å styre valutarisikoen på sin langsiktige gjeld. For informasjon om styring av renterisiko i Equinor ASA og i Equinor-konsernet, se note 6 Finansiell risiko- og kapitalstyring i konsernregnskapet og note 2 Finansiell risikostyring og verdimåling av finansielle instrumenter i dette selskapsregnskap.

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

I 2020 og 2021 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

Ingen nye obligasjonslån har blitt utstedt i 2021.

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 39 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 27,223 milliarder USD til vekslingskurs per 31. desember 2021.

Kortsiktige finansieringsbehov blir vanligvis dekket via US Commercial Paper Programme (CP) på 5,0 milliarder USD som er dekket av en rullerende kredittfasilitet på 6,0 milliarder USD, støttet av Equinor ASAs 19 viktigste hovedbankforbindelser, med forfall i 2024. Kredittfasiliteten var ubrukt per 31. desember 2021 og gir sikker tilgang til finansiering, understøttet av beste mulige kortsiktige kredittvurderinger.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld

(i millioner USD)	Tilbakebetalinger
2023	2.617
2024	2.398
2025	2.461
2026	2.270
Deretter	17.659
Sum tilbakebetaling av langsiktig finansiell gjeld	27.404

Kortsiktig finansiell gjeld

	31. desember
(i millioner USD)	2021	2020
Innkalt margin og annen kortsiktig finansiell gjeld	3.493	2.527
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 år	250	1.974
Kortsiktig finansiell gjeld	3.743	4.501
Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)	0,68	2,44

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 2021 var 2,600 milliarder USD utstedt under programmet. Tilsvarende var det per 31. desember 2020 utstedt 0,903 milliarder 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 20 Pensjoner i konsernregnskapet for en beskrivelse av pensjonsordningene i Equinor ASA.

Netto pensjonskostnader

(i millioner USD)	2021	2020
Nåverdi av årets opptjening	207	181
Kostnad ved tidligere perioders pensjonsopptjening	3	0
Innskuddsplaner over drift	59	54
Ytelsesplaner	270	236
Innskuddsplaner	176	151
Sum netto pensjonskostnader	446	387

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 211 millioner USD i 2021 og 217 millioner USD i 2020. Renteinntekter er innregnet med 100 millioner USD i 2021, og 108 millioner USD i 2020.

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

(i millioner USD)	2021	2020
Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar	8.748	7.957
Nåverdi av årets opptjening	207	181
Rentekostnad på pensjonsforpliktelsen	232	196
Aktuarmessige (gevinster)/tap - økonomiske forutsetninger	321	377
Aktuarmessige (gevinster)/tap - erfaring	(68)	(63)
Tap/(gevinst) ved avkortning, oppgjør eller planendring	3	0
Utbetalte ytelser fra ordningene	(274)	(234)
Fripoliser	0	(7)
Endring i fordring på datterselskap vedrørende sluttvederlag	0	17
Omregningsdifferanse valuta	(291)	268
Endring i forpliktelse på innskuddsplaner over drift	59	54
Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember	8.938	8.748
Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar	5.731	5.152
Renteinntekt på pensjonsmidler	100	108
Avkastning på pensjonsmidler (unntatt renteinntekter)	287	331
Innbetalt av selskapet	112	94
Utbetalt ytelser fra ordningene	(115)	(96)
Fripoliser og personforsikringer	0	(7)
Omregningsdifferanse valuta	(196)	149
Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember	5.919	5.731
Netto pensjonsforpliktelser 31. desember	(3.019)	(3.017)
Spesifikasjon:
Eiendeler innregnet som langsiktige pensjonsmidler (fondert ordning)	1.359	1.249
Forpliktelse innregnet som langsiktige pensjonsforpliktelser (ufondert ordning)	(4.378)	(4.266)
Den ytelsesbaserte pensjonsforpliktelsen kan fordeles som følger	8.938	8.748
Fonderte pensjonsplaner	4.560	4.482
Ufonderte pensjonsplaner	4.378	4.265
Faktisk avkastning på pensjonsmidler	386	439
Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i totalresultatet

(i millioner USD) 2021 2020

71	(7)
75	(99)
(35)	19
111	(87)
(787)	(899)

Pensjonsforutsetninger og sensitivitetsanalyse

Pensjonsforutsetninger, sensitivitetsanalyse, porteføljevekting og informasjon om pensjonsmidler i Equinor Pensjon er presentert i note 20 Pensjoner i Equinors konsernregnskap. Antall ansatte, inkludert pensjonister som er medlemmer av hovedytelsesplanen i Equinor ASA utgjør 8.809 per 31.12.2021 og 8.977 per 31.12.2020. 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 100 millioner USD og 110 millioner USD i 2022.

18 Avsetninger og andre forpliktelser

(i millioner USD)
Langsiktig andel 31. desember 2020	497
Kortsiktig andel 31. desember 2020	57
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2020	554
Nye eller økte avsetninger og andre forpliktelser	0
Endring i estimater	(18)
Beløp belastet avsetninger og andre forpliktelser	(84)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor	0
Avgang ved salg	0
Rentekostnad på forpliktelser	0
Reklassifiseringer og overføringer	268
Omregningsdifferanser	(1)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021	720
Langsiktig andel 31. desember 2021	674
Kortsiktig andel 31. desember 2021	46

Equinor avsatte 166 millioner USD i 2020 for en tapskontrakt på grunn av betydelig redusert forventet bruk av en transportavtale. I tredje kvartal 2021 ble denne kontrakten oppgjort. Den delen av det avsatte beløpet som oversteg det utbetalte beløpet ble reversert. Reverseringen er inkludert i linjen Driftskostnader i Resultatregnskapet.

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)	2021	2020
Leverandørgjeld	2.665	1.039
Andre forpliktelser og påløpte kostnader	1.488	1.232
Gjeld til egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre nærstående parter	173	509
Leverandørgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger	4.326	2.780

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)		2021		2020
Leieforpliktelser 1. januar		1.982		1.740
Nye leiekontrakter, inkludert endringer og kanselleringer		278		714
Brutto leiebetalinger	(575)		(526)
Renter	38		42
Nedbetalinger på leieforpliktelser	(537)	(537)	(484)	(484)
Omregningsdifferanser		(27)		12
Leieforpliktelser 31. desember		1.696		1.982
Kortsiktig leieforpliktelse		487		488
Langsiktig leieforpliktelse		1.209		1.493

Leiekostnader som ikke er inkludert i leieforpliktelsene

(i millioner USD)	2021	2020
Kostnader knyttet til kortsiktige leieavtaler	11	53

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 149 millioner USD i 2021 og 140 millioner USD i 2020 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 2021 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)	2021	2020
År 2 og 3	510	601
År 4 og 5	318	384
Etter 5 år	381	509
Sum tilbakebetaling av langsiktig leieforpliktelse	1.209	1.493

Udiskonterte kontraktsmessige leiebetalinger for Equinors leieforpliktelser er 519 millioner USD i 2022, 920 millioner USD innen to til fem år og 406 millioner USD etter fem år.

Informasjon knyttet til bruksrettseiendeler

		Tomter og
(i millioner USD)	Skip	bygninger	Lager	Total
Bruksrettseiendeler 1. januar 2021	1.054	752	85	1.891
Tilganger, inkludert endringer	259	11	8	278
Avskrivninger	(405)	(81)	(45)	(532)
Bruksrettseiendeler 31. desember 2021	908	682	48	1.637

		Tomter og
(i millioner USD)	Skip	bygninger	Lager	Total
Bruksrettseiendeler 1. januar 2020	699	861	108	1.668
Tilganger, inkludert endringer	720	(27)	22	714
Avskrivninger	(364)	(82)	(45)	(491)
Bruksrettseiendeler 31. desember 2020	1.054	752	85	1.891

Bruksrettseiendeler inngår i linjen Varige driftsmidler i Balansen. Se også note 9 Varige driftsmidler.

21 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler

Kontraktsmessige forpliktelser

Equinor ASA har kontraktsmessige forpliktelser på 200 millioner USD per 31. desember 2021. 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 2060.

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 930 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.

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

Nominelle minimumsforpliktelser per 31. desember 2021:

(i millioner USD)
2022	1.027
2023	864
2024	827
2025	877
2026	682
Deretter	3.343

Sum andre langsiktige forpliktelser 7.620

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 314 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.

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 182 millioner USD, og Equinor har mottatt et skattekrav for dette som ble betalt i 2021. Equinor har tatt saken til retten, og hvis Equinors syn vinner frem vil skatteinnbetalingen bli refundert. Equinor mener fortsatt at selskapets vurdering står sterkt, og ved årsslutt 2021 er det derfor ikke utgiftsført noe beløp 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 25 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 4.837 millioner USD i 2021 og 2.669 millioner USD i 2020. 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 1.708 millioner USD i 2021 og 906 millioner USD i 2020, og Equinor Refining Danmark A/S, med 2.523 millioner USD i 2021 og 1.455 millioner USD i 2020.

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 24.473 millioner USD i 2021 og 16.528 millioner USD i 2020. De største leverandørene er Equinor Energy AS, med 15.973 millioner USD i 2021 og 8.430 millioner USD i 2020 og Equinor US Holdings Inc. med 4.551 millioner USD i 2021 og 4.993 millioner USD i 2020.

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 236 millioner USD i 2021 og 254 millioner USD i 2020.

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 henholdsvis 7.990 millioner USD og 5.642 millioner USD i 2021 og 2020. Den største delen av viderefaktureringen gjelder Equinor Energy AS med 6.608 millioner USD i 2021 og 4.716 millioner USD i 2020.

Andre transaksjoner

Det henvises til note 25 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 2021 er inkludert i note 4 Godtgjørelse.

Regnskap og noter

Selskapsregnskap Equinor ASA

1. mars 2022

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

Equinor, Årsrapport 2021 297

Tilleggsinformasjon

s299	5.1	Aksjonærinformasjon
s307	5.2	Non-GAAP måltall
s312	5.3	Rettssaker
s312	5.4	Rapport om betalinger til myndigheter
s332	5.5	EUs taxonomi for bærekraftig aktivitet

• s336 5.6 Erklæringer
• s339 5.7 Begrep og forkortelser
• s341 5.8 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.

Følgende tabell viser utbetalt kontantutbytte til alle aksjonærer siden 2017, per aksje og totalt.

	Ordinært utbytte per aksje							Ordinært
Regnskapsår	Valuta	1.kv	Valuta	2.kv	Valuta	3.kv	Valuta	4.kv	Valuta	utbytte per aksje
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
2021	USD	0,1500	USD	0,1800	USD	0,1800		USD 0,2000	USD	0,7100

Styret i Equinor foreslår for generalforsamlingen at det utdeles et kontantutbytte på 0,20 USD per aksje for fjerde kvartal 2021, og at det utbetales et ekstraordinært kvartalsvis kontantutbytte på 0,20 USD per aksje for fjerde kvartal 2021 og de tre første kvartalene i 2022. Equinor-aksjen vil handles ex utbytte 12. mai 2022 på OSE og, for eiere av American Depositary Receipts (ADRs), på NYSE. Record date (eierregisterdato) vil være 13. mai 2022 på OSE og NYSE. Utbetalingsdatoen er 27. mai 2022.

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 2013-2021 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 2022.

Styret i Equinor ASA vedtok 14. juni 2021 å introdusere et program for tilbakekjøp av aksjer på indikativt 600 millioner USD for 2021 og indikativt inntil 1,2 milliarder USD med start fra 2022, betinget av styrets godkjennelse før hver transje. Den første transjen ble vedtatt av styret i Equinor ASA 27. juli og startet med markedsoperasjoner på 99 millioner USD den 28. juli 2021 og ble avsluttet 28. september 2021. Den andre transjen ble vedtatt av styret i Equinor ASA 26. oktober 2021 og

startet med markedsoperasjoner på 330 millioner USD den 27. oktober 2021 og ble avsluttet 31. januar 2022. Det nye tilbakekjøpsprogrammet forventes å bli gjennomført når Brent Blend oljepris er innenfor, eller over, 50-60 USD/fat, Equinors netto gjeldsgrad25 holder seg innenfor det kommuniserte ambisjonsnivået på 15-30 %, og dette understøttes av råvarepriser.

²⁵ Se seksjon 5.2 Non-GAAP måltall.

Aksjer kjøpt av utsteder

Aksjer kjøpes i markedet for overføring til ansatte i forbindelse med aksjespareprogrammet innenfor de begrensninger som er fastsatt av styret.

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 norsk skattelovgivningen i 2021. Selskapet vil bidra i 2022, men som skattbar inntekt. 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 2022. 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 2022.

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
jan-21	646.514	165,5399	6.065.868	7.934.132
feb-21	696.049	154,8554	6.761.917	7.238.083
mar-21	617.558	175,2210	7.379.475	6.620.525
apr-21	643.918	167,3735	8.023.393	5.976.607
mai-21	603.872	178,0344	8.627.265	5.372.735
jun-21	573.858	186,0530	573.858	14.626.142
jul-21	613.050	174,7683	1.186.908	14.013.092
aug-21	575.122	186,4915	1.762.030	13.437.970
sep-21	515.135	209,0422	2.277.165	12.922.835
okt-21	472.560	228,9800	2.749.725	12.450.275
nov-21	482.020	225,2311	3.231.745	11.968.255
des-21	467.800	233,7323	3.699.545	11.500.455
jan-22	439.542	254,6852	4.139.087	11.060.913
feb-22	428.573	263,6656	4.567.660	10.632.340
Totalt	7.775.571 1)	200,2624 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	Etter behov

med forvalters overholdelse av relevante lover og reguleringer, inkludert men ikke 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 investeringer

Direkte og indirekte betalinger som gjøres av depotbanken

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 2021 refunderte J.P. Morgan 2.000.000 USD til selskapet. Andre rimelige kostnader forbundet med administrasjon av ADR-programmet dekkes av selskapet. For året 2021 utgjorde slike kostnader, som er forbundet med administrasjon av ADR-

programmet og betalt av selskapet, 201.166 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) for inntektsåret 2021. 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) for inntektsåret 2021.

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. Marginal formuesskattesats for inntekståret 2021 er 0,85 % av formuesverdi. Formuesverdien av børsnoterte aksjer (inkludert depotaksjer) er 55 % av aksjenes eller depotaksjenes kursverdi 1. januar 2022.

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 Nærings- og fiskeridepartementet.

Per 31. desember 2021 hadde staten en direkte eierandel på 67 % i Equinor, og en indirekte eierandel på 3,6 % 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 2021	Antall aksjer	Eierandel i %
1 Den Norske Stat	2.182.650.763	67,00%
2 Folketrygdfondet	120.551.782	3,70%
3 BlackRock Institutional Trust Company, N.A.	35.910.427	1,10%
4 Schroder Investment Management Ltd. (SIM)	35.312.273	1,08%
5 The Vanguard Group, Inc.	31.919.771	0,98%
6 T. Rowe Price Associates, Inc	22.690.956	0,70%
7 DNB Asset Management AS	20.054.515	0,62%
8 KLP Forsikring	19.428.192	0,60%
9 Dodge & Cox	19.239.700	0,59%
10 Storebrand Kapitalforvaltning AS	17.013.421	0,52%
11 Wellington Management Company, LLP	15.122.526	0,46%
12 Marathon Asset Management LLP	13.762.270	0,42%
13 SAFE Investment Company Limited	11.942.771	0,37%
14 BlackRock Investment Management (UK) Ltd.	11.839.222	0,36%
15 Lazard Asset Management, L.L.C.	11.711.934	0,36%
16 State Street Global Advisors (US)	11.635.616	0,36%
17 Templeton Investment Counsel, L.L.C.	10.107.080	0,31%
18 BlackRock Advisors (UK) Limited	9.507.244	0,29%
19 Alfred Berg Kapitalforvaltning AS	9.221.242	0,28%
20 Ruffer LLP	8.922.493	0,27%

Kilde: Data hentet fra tredjepart, autorisert av Equinor, desember 2021.

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 2021.

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
• f) Total aksjonæravkastning (TSR)
• g) Brutto investeringer

a) Netto gjeld over sysselsatt kapital

Equinor mener at netto gjeld gir et bedre bilde av Equinors finansielle styrke enn brutto rentebærende finansielle gjeld. Her følger tre ulike beregninger av netto gjeld: 1) netto gjeld over sysselsatt kapital, 2) netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer, inkludert leieforpliktelser, og 3) netto gjeld over sysselsatt kapital etter justeringer.

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)		2021	2020	2019
Aksjonærers egenkapital		39.010	33.873	41.139
Ikke-kontrollerende eierinteresser		14	19	20
Sum egenkapital	A	39.024	33.892	41.159
Kortsiktig finansiell gjeld		6.386	5.777	4.087
Langsiktig finansiell gjeld		29.854	32.338	24.945
Brutto rentebærende gjeld	B	36.239	38.115	29.032
Betalingsmidler		14.126	6.757	5.177
Kortsiktige finansielle investeringer		21.246	11.865	7.426
Betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer	C	35.372	18.621	12.604
Netto rentebærende gjeld før justeringer	B1 = B-C	867	19.493	16.429
Andre rentebærende elementer 1)		2.369	627	790
Netto rentebærende gjeld inkludert leasing forpliktelser [5]	B2	3.236	20.121	17.219
Leasing forpliktelser		3.562	4.405	4.339
Netto rentebærende gjeld justert	B3	(326)	15.716	12.880
Beregning av sysselsatt kapital:
Sysselsatt kapital før justeringer av netto rentebærende gjeld	A+B1	39.891	53.385	57.588
Sysselsatt kapital justert, inkludert leasing forpliktelser	A+B2	42.259	54.012	58.378
Sysselsatt kapital justert3)	A+B3	38.697	49.608	54.039
Beregnet netto gjeld over sysselsatt kapital:
Netto gjeld over sysselsatt kapital før justeringer	(B1)/(A+B1)	2,2%	36,5%	28,5%
Netto gjeld over sysselsatt kapital justert, inkludert leasing forpliktelser	(B2)/(A+B2)	7,7%	37,3%	29,5%
Netto gjeld over sysselsatt kapital justert3)	(B3)/(A+B3)	(0,8%)	31,7%	23,8%

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.

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 22,7 % i 2021, sammenlignet med 1,8 % i 2020 og 12,0 % i 2019. Endringen fra 2020 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)	2021	2020	2019
Justert driftsresultat etter skatt (A)	10.042	924	4.925
Justert gjennomsnittlig sysselsatt kapital (B)	44.153	51.823	54.637
Beregnet ROACE basert på justert driftsresultat etter skatt og gjennomsnittlig justert sysselsatt
kapital (A/B)	22,7%	1,8%	9,0 %

c) Organiske investeringer

Investeringene, som er definert som Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og egenkapitalkonsoliderte investeringer i note 4 Segmentinformasjon til konsernregnskapet, var på 8,5 milliarder USD i 2021.

Organiske investeringer er investeringer unntatt oppkjøp, leieavtaler og andre investeringer med betydelig forskjellig kontantstrømmønster.

I 2021 ble totalt 0,4 milliarder USD ekskludert fra organiske investeringer. Blant postene som ikke var medregnet i organiske investeringer i 2021 var kjøp av en andel på 100 % i det polske fornybarselskapet Wento og tilgang til bruksrettseiendeler knyttet til leiekontrakter, noe som førte til organiske investeringer på 8,1 milliarder USD.

I 2020 var investeringene på 9,8 milliarder USD, som vist i note 4 i Segmentinformasjon til konsernregnskapet. Totalt 2,0 milliarder USD ble 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.

d) Fri kontantstrøm

Fri kontantstrøm inkluderer følgende regnskapslinjer i kontantstrømoppstillingen: Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter før betalte skatter og arbeidskapital (42,0 milliarder USD), betalte skatter (negative 8,6 milliarder USD), investering i virksomheter (0,1 milliarder USD) investeringer i varige driftsmidler og andre balanseførte eiendeler (negative 8,0 milliarder USD), (økning)/reduksjon i andre rentebærende poster (0,0 milliarder USD), salg av eiendeler (1,9 milliarder USD), betalt utbytte (negative 1,8 milliarder USD) og tilbakekjøp av aksjer (negative 0,3 milliarder USD). Fri kontantstrøm i 2021 er på 25 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.
• 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)	2021	2020	2019
Driftsresulat	33.663	(3.423)	9.299
Sum inntekter	(1.836)	90	(1.022)
Endringer i virkelig verdi av derivater	(146)	2	(291)
Periodisering av prissikringskontrakter for lager	49	224	306
Nedskrivning av egenkapitalkonsoliderte selskap	4	3	23
Over-/underløft	(125)	(130)	166
Gevinst/tap ved salg av eiendeler	(1.561)	(9)	(1.227)
Avsetninger	(57)	-	-
Varekostnad	230	(168)	508
Lagereffekter	(231)	127	(121)
Elimineringer	461	(296)	628
Driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader	(11)	378	619
Over-/underløft	23	70	(32)
Andre justeringer	(43)	1	-
Endring av regnskapsprinsipp1)	-	-	123
Gevinst/tap ved salg av eiendeler	47	23	43
Avsetninger	(37)	285	485
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	1.288	5.715	3.429
Nedskrivninger	2.963	5.934	3.549
Reversering av nedskrivninger	(1.675)	(218)	(120)
Letekostnader	152	1.345	651
Nedskrivninger	175	1.397	651
Reversering av nedskrivninger	(22)	(63)	-
Endring i kostnadsavsetninger	-	11	-
Sum justeringer til driftsresultat	(177)	7.361	4.185
Justert driftsresultat	33.486	3.938	13.484
Skatt på justert driftsresultat	(23.445)	(3.014)	(8.559)
Justert driftsresultat etter skatt	10.042	924	4.925

1) Endring i regnskapsprinsipp for over/underløft.

f) Total aksjonæravkastning (TSR)

Total aksjonæravkastning (TSR) er summen av prisutviklingen på en aksje og dividender for samme periode, dividert på aksjeprisen ved begynnelsen av perioden.

g) Brutto investeringer

Andelen av brutto investeringer i fornybar (REN) og lavkarbonløsninger (LCS) beregnes som brutto investeringer i REN og LCS, definert som investeringer før prosjektfinansiering, dividert på totale organiske investeringer (inklusive brutto investeringer i REN og LCS).

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 10 Skatter og note 24 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 2021.

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 2021. 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 10 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.
• Morselskapets 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 har gått opp i 2021, som følge av høyere skattebetalinger grunnet høyere væske- og gasspriser samt utviklingen i valutakursen. Dette er nærmere beskrevet i seksjon 2.11 Gjennomgang av resultatene i kapittelet Strategisk rapport i årsrapporten.

Betalinger til myndigheter per land relatert til utvinningsvirksomhet					Myndighetenes		Total
(i millioner USD)	Skatter1)	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	andel (millioner USD)	Myndighetenes andel (mmboe)	(verdi) 2021
Algerie	157	-	-	-	195	5	352
Angola	214	-	-	1	1.183	17	1.398
Argentina	0	0	1	-	-	-	1
Aserbajdsjan	38	-	0	-	515	7	553
Brasil	2	71	53	-	-	-	126
Canada	(2)	80	4	-	-	-	82
Iran	0	-	-	-	-	-	0
Libya	82	-	-	-	92	1	175
Mexico	0	-	6	-	-	-	7
Nicaragua	-	-	-	-	-	-	-
Nigeria	163	69	17	-	217	3	466
Norge	8.200	-	58	-	-	-	8.258
Russland	13	17	-	-	99	1	129
Storbritannia	1	-	5	-	-	-	6
USA	86	153	8	20	-	-	267
Total 2021	8.955	391	152	21	2.301	35	11.819
Total 2020	3.109	207	126	5	1.063	27	4.511

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.

Landopplysninger – betalinger per prosjekt og per mottakende myndighetsorgan

andel (millioner Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD) Skatter Royaltyer Avgifter Bonuser Infrastruktur USD) andel (mmboe)	2021
Algerie
Betalinger per prosjekt
Equinor In Salah AS 52,2 - - - - - -	52,2
Equinor In Amenas AS 104,3 - - - - - -	104,3
In Amenas - - - - - 35,9 0,6	35,9
In Salah - - - - - 159,3 4,1	159,3
Total 156,6 - - - - 195,1 4,7	351,7
Betalinger per myndighet
Sonatrach1) 156,6 - - - - 195,1 4,7	351,7
Total 156,6 - - - - 195,1 4,7	351,7
Angola
Betalinger per prosjekt
Equinor Dezassete AS 66,2 - - - - - -	66,2
Equinor Angola Block 15 A 39,2 - - - - - -	39,2
Equinor Angola Block 17 88,2 - - - - - -	88,2
Equinor Angola Block 29 A - - - 0,6 - - -	0,6
Equinor Angola Block 31 A 20,4 - - - - - -	20,4
Block 15 - - - - - 167,4 2,6	167,4
Block 17 - - - - - 1.003,6 14,1	1.003,6
Block 31 - - - - - 12,2 0,2	12,2
Total 213,9 - - 0,6 - 1.183,2 16,9	1.397,7
Betalinger per myndighet
BNA - Banco Nacional de Angola 213,9 - - - - - -	213,9
Agencia Nacional De Petroleo Gas E
Biocumbstivies - - - 0,6 - - -	0,6
Sonangol EP - - - - - 1.183,2 16,9	1.183,2
Total 213,9 - - 0,6 - 1.183,2 16,9	1.397,7
Argentina
Betalinger per prosjekt
Exploration Argentina 0,5 0,2 0,6 - - - -	1,3
Total 0,5 0,2 0,6 - - - -	1,3
Betalinger per myndighet
Provincia del Neuquen - Administración - 0,2 0,0 - - - -	0,2
Administracion Federal de Ingresos 0,5 - 0,6 - - - -	1,1
Total 0,5 0,2 0,6 - - - -	1,3
Aserbajdsjan
Betalinger per prosjekt
Equinor Apsheron AS 36,0 - - - - - -	36,0
Equinor BTC Caspian AS 2,2 - - - - - -	2,2
Exp - Azerbaijan - - 0,3 - - - -	0,3
ACG - - - - - 514,7 7,4	514,7
Total 38,2 - 0,3 - - 514,7 7,4	553,2
Betalinger per myndighet
Azerbaijan Main Tax Office 38,2 - - - - - -	38,2
The State Oil Fund of the Republic of Azerbaijan - - 0,3 - - - -	0,3
SOCAR - The State Oil Company of the
Azerbaijan Republic - - - - - 514,7 7,4	514,7
Total 38,2 - 0,3 - - 514,7 7,4	553,2

						Myndighetenes andel (millioner	Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD) Brasil	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	Infrastruktur	USD)	andel (mmboe)	2021
Betalinger per prosjekt
Roncador	-	71,4	49,7	-	-	-	-	121,1
Exploration Brazil	-	-	0,8	-	-	-	-	0,8
Bacalhau	-	-	0,2	-	-	-	-	0,2
Peregrino	-	-	2,0	-	-	-	-	2,0
Equinor Energy do Brasil Ltda Total	1,7 1,8	- 71,4	- 52,7	- -	- -	- -	- -	1,7 125,9
Betalinger per myndighet
Ministerio da Fazenda - IR	1,7	-	-	-	-	-	-	1,7
Ministerio da Fazenda - Royalties	-	71,4	-	-	-	-	-	71,4
Ministerio da Fazenda - PE	-	-	50,1	-	-	-	-	50,1
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis	-	-	2,6	-	-	-	-	2,6
Total	1,8	71,4	52,7	-	-	-	-	125,9
Canada
Betalinger per prosjekt
Equinor Canada Ltd.	(1,8)	-	-	-	-	-	-	(1,8)
Exploration Canada	-	-	3,7	-	-	-	-	3,7
Hibernia	-	76,6	0,0	-	-	-	-	76,6
Hebron	-	3,4	0,0	-	-	-	-	3,4
Total	(1,8)	80,0	3,7	-	-	-	-	81,9
Betalinger per myndighet
Government of Canada	-	43,5	-	-	-	-	-	43,5
Government of Newfoundland and Labrador	-	25,2	-	-	-	-	-	25,2
Canada Development investment Corp.	-	11,2	-	-	-	-	-	11,2
Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petr. Board	(0,0)	-	2,3	-	-	-	-	2,2
Government of Alberta	(1,3)	-	-	-	-	-	-	(1,3)
Receiver General Of Canada	(0,4)	-	1,4	-	-	-	-	1,0
Total	(1,8)	80,0	3,7	-	-	-	-	81,9
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) Iran2)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	Infrastruktur	USD)	andel (mmboe)	2021
Betalinger per prosjekt
Statoil SP Gas AS	0,1	-	-	-	-	-	-	0,1
Total	0,1	-	-	-	-	-	-	0,1
Betalinger per myndighet
Kemneren i Stavanger	0,1	-	-	-	-	-	-	0,1
Total	0,1	-	-	-	-	-	-	0,1
Libya
Betalinger per prosjekt
Equinor Murzuq AS	82,3	-	-	-	-	-	-	82,3
Murzuq	-	-	-	-	-	92,4	1,3	92,4
Total	82,3	-	-	-	-	92,4	1,3	174,7
Betalinger per myndighet
Tax Department Libya3)	82,1	-	-	-	-	92,4	1,3	174,5
Kemneren i Stavanger3)	0,2	-	-	-	-	-	-	0,2
Total	82,3	-	-	-	-	92,4	1,3	174,7
Mexico
Betalinger per prosjekt
Exploration Mexico	0,1	-	6,4	-	-	-	-	6,5
Total	0,1	-	6,4	-	-	-	-	6,5
Betalinger per myndighet
Servicio de Administracion Tributaria	-	-	3,6	-	-	-	-	3,6
Fondo Mexicano del Petrol	-	-	2,8	-	-	-	-	2,8
Equinor Upstream Mexico S.A. de C.V	0,1	-	-	-	-	-	-	0,1
Total	0,1	-	6,4	-	-	-	-	6,5

						Myndighetenes andel (millioner	Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	Infrastruktur	USD)	andel (mmboe)	2021
Nigeria
Betalinger per prosjekt
Equinor Nigeria Energy Company Limited	137,1	69,0	-	-	-	-	-	206,1
Equinor Nigeria AS	25,5	-	-	-	-	-	-	25,5
Exploration Nigeria	-	-	0,5	-	-	-	-	0,5
Agbami	-	-	16,2	-	-	216,9	3,3	233,1
Total	162,6	69,0	16,7	-	-	216,9	3,3	465,3
Betalinger per myndighet
Nigerian National Petroleum Corporation4)	137,1	69,0	-	-	-	216,9	3,3	423,0
The Federal Inland Revenue Service	25,5	-	0,3	-	-	-	-	25,8
Niger Delta Development Commission	-	-	6,1	-	-	-	-	6,1
Central Bank of Nigeria Education Tax	-	-	10,4	-	-	-	-	10,4
Total	162,6	69,0	16,7	-	-	216,9	3,3	465,3
Norge
Betalinger per prosjekt
Equinor Energy AS	8.199,7	-	-	-	-	-	-	8.199,7
Exploration Barents Sea	-	-	8,1	-	-	-	-	8,1
Exploration Norwegian Sea	-	-	13,6	-	-	-	-	13,6
Exploration North Sea	-	-	36,5	-	-	-	-	36,5
Total	8.199,7	-	58,1	-	-	-	-	8.257,8
Betalinger per myndighet
Oljedirektoratet	-	-	58,1	-	-	-	-	58,1
Skatteetaten	8.199,7	-	-	-	-	-	-	8.199,7
Total	8.199,7	-	58,1	-	-	-	-	8.257,8
Russland
Betalinger per prosjekt
Statoil Kharyaga AS	13,2	-	-	-	-	-	-	13,2
Kharyaga	-	16,7	-	-	-	99,1	1,4	115,7
Total	13,2	16,7	-	-	-	99,1	1,4	128,9
Zarubezhneft-Production Kharyaga LL	13,2	16,7	-	-	-	-	-	29,9
Treasury of the Russian Federation	-	-	-	-	-	99,1	1,4	99,1
Total	13,2	16,7	-	-	-	99,1	1,4	128,9

						Myndighetenes
						andel (millioner	Myndighetenes	Total (verdi)
(i millioner USD)	Skatter	Royaltyer	Avgifter	Bonuser	Infrastruktur	USD)	andel (mmboe)	2021
Storbritannia
Betalinger per prosjekt
Equinor Production UK Limited	1,3	-	-	-	-	-	-	1,3
UK Utgard	-	-	0,3	-	-	-	-	0,3
Exploration UK Offshore	-	-	3,7	-	-	-	-	3,7
Frigg	-	-	0,2	-	-	-	-	0,2
Barnacle	-	-	0,2	-	-	-	-	0,2
Mariner	-	-	0,5	-	-	-	-	0,5
Total	1,3	-	4,8	-	-	-	-	6,2
Betalinger per myndighet
Oil And Gas Authority	-	-	4,8	-	-	-	-	4,8
Equinor UK Limited	1,3	-	-	-	-	-	-	1,3
Total	1,3	-	4,8	-	-	-	-	6,2
USA
Betalinger per prosjekt
Equinor US Holdings Inc.	20,4	-	-	-	-	-	-	20,4
Ceasar Tonga	-	141,9	0,0	0,0	-	-	-	141,9
Appalachian basin5)	24,1	-	-	-	-	-	-	24,1
Bakken5)	41,4	11,2	0,0	-	-	-	-	52,6
Exploration - US	-	-	8,2	20,2	-	-	-	28,4
Total	86,0	153,1	8,2	20,2	-	-	-	267,5
Betalinger per myndighet
Montana Department of Revenue	1,1	-	-	-	-	-	-	1,1
North Dakota Office of State Tax	0,7	-	-	-	-	-	-	0,7
Office of Natural Resources Revenue	-	144,7	8,2	20,2	-	-	-	173,0
State of North Dakota	-	8,4	-	-	-	-	-	8,4
State of Ohio Department of Taxation	1,9	-	-	-	-	-	-	1,9
State of West Virginia	8,6	-	-	-	-	-	-	8,6
Illinois Department of Revenue	1,9	-	-	-	-	-	-	1,9
Pennsylvania Department of Revenue	16,7	-	-	-	-	-	-	16,7
Internal Revenue Service	14,4	-	-	-	-	-	-	14,4
State of North Dakota Office of State Tax
Commissioner	39,7	-	-	-	-	-	-	39,7
Other	1,1	-	0,0	-	-	-	-	1,1
Total	86,0	153,1	8,2	20,2	-	-	-	267,5

1) Algerie – Skattebetalinger in natura til Sonatrach på 3,1 millioner fat oljeekvivalenter var verdsatt til 156,6 millioner USD.

2) Opplysningsplikt i henhold til paragraf 13(r) Securities Exchange Act er gitt i seksjon 2.13 Risikofaktorer i årsrapporten.

3) Libya – Skattebetalinger in natura til skattemyndighetene i Libya på 1,2 millioner fat oljeekvivalenter var verdsatt til 82 millioner USD.

4) Nigeria – Skattebetalinger in natura til Nigerian National Petroleum Corporation på 1,8 millioner fat oljeekvivalenter var verdsatt til 137 millioner USD.

5) USA – Bakken ble solgt med effektiv dato 1. januar 2021, Appalachian-bassenget eies av Equinor USA Onshore Properties Inc.

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
				Egenproduksjons
(i millioner USD)	Investeringer	Inntekter	Kostnader2)	volum (mmboe)
Algerie	28	593	102	17
Angola	223	1.479	256	39
Argentina	52	39	35	2
Australia	-	-	14	-
Aserbajdsjan	124	304	73	12
Brasil	1.009	757	742	13
Canada	63	516	223	7
Irland	(8)	357	103	4
Libya	2	141	11	3
Mexico	0	0	7	-
Nederland	-	-	1	-
Nicaragua	-	0	6	-
Nigeria	7	447	91	9
Norge	5.267	39.065	4.161	498
Russland	(17)	488	87	9
Surinam	-	-	8	-
Tanzania	0	0	7	-
Storbritannia	178	614	130	9
De forente arabiske emirater	-	0	1	-
USA	690	4.149	1.266	136
Venezuela	-	0	8	-
Total1)	7.619	48.948	7.333	759

1) Totalbeløpene tilsvarer summen av lete- og produksjonssegmentene i note 4 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 2021. 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		Hoved	Antall	Netto konsern	Sum	Resultat før	Skatte	Betalt inntektssk	Opptjent egenkapital5)
(i millioner USD)	Virksomhetsland	aktivitet	ansatte1)	interne renter	inntekter	skatt	kostnad2)	att3)
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	0
Total				0	0	0	0	0	0
Belgia
Equinor Energy Belgium NV	Belgia	MMP	49	(0)	0	1	(0)	(0)	(2)
Equinor Service Center Belgium NV	Belgia	Finans	12	(0)	0	(0)	(0)	108	(313)
Total			61	(0)	0	0	(1)	107	(315)
Bosnia and Herzegovina
	Bosnia and
Danske Commodities BH d.o.o.	Herzegovina	MMP	1	-	0	0	(0)	(0)	0
Total			1	-	0	0	(0)	(0)	0
Brasil
Equinor Brasil Energia Ltda.	Brasil	EPI	626	(170)	6	(440)	33	0	(3.360)
Equinor Energy do Brasil Ltda	Brasil	EPI	47	-	760	40	(47)	(2)	(1.067)
Total			673	(170)	766	(400)	(13)	(2)	(4.427)
Canada
Equinor Canada Holdings Corp.	Canada	EPI	-	-	-	-	-	-	1
Equinor Canada Ltd.	Canada	EPI	69	(1)	525	190	(94)	3	(2.240)
Total			69	(1)	525	190	(94)	3	(2.239)
Britiske Jomfruøyer
Spinnaker (BVI) 242 LTD	USA	EPI	-	-	-	-	-	-	-
Spinnaker Exploration (BVI) 256 LTD	USA	EPI	-	-	-	-	-	-	-
Total			-	-	-	-	-	-	-
Kina
Beijing Equinor Business Consulting Service Co. Ltd	Kina	REN	10	-	0	0	(0)	(0)	2
Total			10	-	0	0	(0)	(0)	2

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland				Netto				Betalt	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	Hoved aktivitet	Antall ansatte1)	konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	inntektssk att3)	egenkapital5)
Croatia
Danske Commodities d.o.o.	Croatia	MMP	-	-	-	-	-	-	-
Total			-	-	-	-	-	-	-
Czech Republic
Danske Commodities A/S, organizacní složka (branch of Danske Commodities A/S)	Czech Republic	MMP	-	-	-	0	-	-	-
Total			-	-	-	0	-	-	-
Danmark
Equinor Danmark A/S6)	Danmark	MMP	-	(0)	167	167	(0)	3	115
Danske Commodities A/S	Danmark	MMP	328		1.340	(128)	23	(46)	(34)
Equinor Refining Denmark A/S	Danmark	MMP	339	(1)	3.460	(102)	(21)	4	(0)
Total			667	(1)	4.967	(63)	2	(39)	80
France
Equinor Renewables France SAS	Frankrike	REN	-	-	-	-	-	-	(0)
Total			-	-	-	-	-	-	(0)
Tyskland Danske Commodities Deutschland
GmbH	Germany	MMP	2	-	14	0	(0)	0	0
Equinor Deutschland GmbH	Tyskland	MMP	7	(0)	1	(2)	(6)	(5)	41
Equinor Property Deutschland GmbH	Tyskland	MMP	-	(0)	0	0	-	-	(0)
Equinor Storage Deutschland GmbH	Tyskland	MMP	5	(0)	51	28	(1)	-	28
Total			14	(1)	66	26	(7)	(5)	69
Irland
Equinor Ireland Limited	Irland	EPI	-	(0)	-	(0)	0	0	1
Equinor Energy Ireland Limited	Irland	EPI	-	(1)	357	301	96	-	424
Total			-	(1)	357	301	97	0	426
Italy
Danske Commodities Italia S.R.L.	Italy	MMP	-	-	-	-	-	-	(0)
Total			-	-	-	-	-	-	(0)
Japan
Equinor Japan G.K.	Japan	REN	-	-	0	(0)	0	-	(0)
Total			-	-	0	(0)	0	-	(0)
Kosovo
Danske Commodities Kosovo SH.P.K.	Kosovo	MMP	-	-	-	0	(0)	0	0
Total			-	-	-	0	(0)	0	0
Mexico
Equinor Upstream Mexico, S.A. de C.V.	Mexico	EPI	1	(0)	0	(5)	(0)	(0)	(134)
Total			1	(0)	0	(5)	(0)	(0)	(134)
Macedonia
Danske Commodities DOOEL Skopje	Macedonia	MMP	1	-	-	0	(0)	(0)	(0)
Total			1	-	-	0	(0)	(0)	(0)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland				Netto				Betalt	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	Hoved aktivitet	Antall ansatte1)	konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	inntektssk att3)	egenkapital5)
Nederland
Equinor Argentina B.V.	Argentina	EPI	3	0	1	(24)	(1)	(0)	(106)
Equinor Algeria B.V.	Algerie	EPI	-	(0)	(0)	(6)	(0)	(0)	(29)
Equinor Australia B.V.	Australia	EPI	-	(0)	-	(13)	(0)	(0)	(271)
Equinor International Netherlands
B.V.	Canada	EPI	-	0	-	383	0	0	287
Statoil Colombia B.V.	Colombia	EPI	-	0	-	(1)	0	0	(122)
Statoil Middle East Services Netherlands B.V.	Irak	EPI	-	0	-	(1)	14	14	(187)
Equinor Nicaragua B.V.	Nicaragua	EPI	-	(0)	0	(7)	0	0	(64)
Hollandse Kust Offshore Energy C.V.	Nederland	REN	-	-	-	(0)	0	-	(5)
Equinor Offshore Energy Netherlands
Alfa B.V. in liquidation	Nederland	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands Beheer B.V. in liquidation	Nederland	REN	-	-	-	(0)	(0)	-	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands Beta B.V. in liquidation	Nederland	REN	-	-	-	(0)	-	-	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands Delta B.V. in liquidation	Nederland	REN	-	-	-	(0)	(0)	-	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands Epsilon B.V. in liquidation	Nederland	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Equinor Offshore Energy Netherlands Gamma B.V. in liquidation	Nederland	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Carbon Clean Solutions Limited	Nederland	TDI	-	(0)	(0)	37	1	1	29
Equinor Holding Netherlands B.V.	Nederland	EPI	13	2	35	655	(14)	(14)	920
Equinor New Zealand B.V.	New Zealand	EPI	-	0	-	(0)	0	0	(76)
Equinor Epsilon Netherlands B.V.	Russland	EPI	-	(0)	0	(0)	0	-	(32)
Equinor South Africa B.V.	Sør-Afrika	EPI	-	0	-	(0)	0	0	(93)
Equinor Suriname B54 B.V.	Surinam	EPI	-	0	-	(0)	0	0	(35)
Equinor Suriname B59 B.V.	Surinam	EPI	-	(0)	-	(7)	0	(0)	(15)
Equinor Suriname B60 B.V.	Surinam	EPI	-	0	-	(0)	0	-	(12)
Equinor Abu Dhabi B.V.	FAE	EPI	-	(0)	0	(1)	0	0	(29)
Statoil Uruguay B.V.	Uruguay	EPI	-	0	-	(0)	0	0	(74)
Equinor New Energy B.V.	Nederland	REN	5	0	0	0	(0)	(0)	0
Equinor Azerbaijan Karabagh B.V.	Aserbajdsjan	EPI	-	0	(2)	(10)	-	-	(44)
Equinor Azerbaijan Ashrafi Dan Ulduzu Aypara B.V.	Aserbajdsjan	EPI	-	0	-	(17)	(0)	(0)	(52)
Equinor Global Projects B.V. in liquidation	Nederland	EPI	-	0	-	(0)	(0)	-	(0)
Equinor Sincor Netherlands B.V.	Venezuela	EPI	-	0	-	(2)	0	0	(349)
Total			21	2	33	986	(0)	1	(358)
Nigeria
Spinnaker Exploration 256 LTD (Nigeria)	Nigeria	EPI	-	-	-	-	-	-	(13)
Spinnaker Nigeria 242 LTD	Nigeria	EPI	-	-	-	-	-	-	(16)
Equinor Nigeria Deep Water Limited	Nigeria	EPI	-	0	-	0	(0)	-	(35)
Equinor Nigeria Energy Company Limited	Nigeria	EPI	10	(4)	447	325	(41)	(137)	315
Equinor Nigeria Outer Shelf Limited	Nigeria	EPI	-	0	-	0	0	-	(149)
Total			10	(4)	447	325	(41)	(137)	102

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland (i millioner USD) Virksomhetsland Hovedaktivitet Antall ansatte1) Netto konserninterne renter Sum inntekter Resultat før skatt Skattekostnad2) Betalt inntektssk att3) Opptjent egenkapital5) Norge Equinor Angola Block 1/14 AS Angola EPI - (0) - (6) 3 - (3) Equinor Angola AS Angola EPI - 0 1 0 (0) - 8 Equinor Angola Block 15 AS Angola EPI - 0 209 116 (48) (39) (35) Equinor Angola Block 15/06 Award AS Angola EPI - 0 - (0) 0 - (0) Equinor Angola Block 17 AS Angola EPI 12 0 656 444 (218) (88) 64 Equinor Angola Block 25 AS Angola EPI - 0 - 26 (0) - 26 Equinor Angola Block 29 AS Angola EXP - 0 - (1) 1 - (1) Equinor Angola Block 31 AS Angola EPI - (0) 122 54 (47) (20) 7 Equinor Angola Block 40 AS Angola EPI - 0 - 25 (0) - (6) Equinor Argentina AS Argentina EPI - 0 39 24 (3) (0) (2) Equinor Dezassete AS Angola EPI - 0 492 337 (165) (66) (127) Equinor Apsheron AS Aserbajdsjan EPI 12 0 303 135 (30) (36) 807 Equinor Azerbaijan AS Aserbajdsjan MMP - 0 - (1) 0 - (4) Equinor BTC Caspian AS Aserbajdsjan EPI - 0 3 1 (2) (2) 20 Equinor BTC Finance AS Aserbajdsjan EPI - 0 - 14 (0) - 321 Equinor Energy International AS Brasil EPI - 0 - 5 (0) - (717) Equinor China AS Kina REN - 0 - (0) (0) (0) (23) Equinor Algeria AS Algerie EPI 26 (0) - (4) 0 - (11) Equinor Hassi Mouina AS Algerie EPI - 0 - (0) (0) - (0) Equinor In Salah AS Algerie EPI - 0 295 147 (73) (52) 232 Equinor In Amenas AS Algerie EPI - 0 298 199 (129) (104) (38) Statoil Greenland AS Grønland EPI - 0 - 0 (0) - (3) Equinor Indonesia Aru AS Indonesia EPI - 0 - (0) (0) - (0) Equinor Indonesia North Ganal AS Indonesia EPI - 0 - (0) 0 - 1 Equinor Indonesia North Makassar Strait AS Indonesia EPI - - - - - - - Equinor Indonesia West Papua IV AS Indonesia EPI - 0 - (0) 0 - 3 Equinor Gas Marketing Europe AS Norge MMP - (0) - (0) 0 - (0) Equinor Global Projects AS Norge EPI - 0 - (0) 0 - (0) Equinor Russia Holding AS Russland EPI - (1) 299 274 1 - 140 Statoil Iran AS Iran EPI - 0 - (0) (0) - 3 Statoil SP Gas AS Iran EPI - 0 - (2) 0 (0) 8 Statoil Zagros Oil and Gas AS Iran EPI - 0 - (0) (0) (0) (8) Equinor North Caspian AS Kasakhstan EPI - 0 - (0) (0) - (1) Statoil Cyrenaica AS Libya EPI - 0 - (0) 0 - (4) Statoil Kufra AS Libya EPI - 0 - (0) 0 - 2 Equinor Libya AS Libya EPI 4 (0) - (1) 0 (0) (1) Equinor Energy Libya AS Libya EPI - 0 - (2) (0) - (72) Equinor Murzuq Area 146 AS Libya EPI - 0 - (0) 0 - (2) Equinor Murzuq AS Libya EPI - 0 141 115 (85) (82) 134 Equinor Services Mexico AS Mexico EPI - (0) 0 (2) 0 - (15) Equinor Oil & Gas Mozambique AS Mosambik EPI - (0) - (0) (0) (0) (1) Equinor Nigeria AS Nigeria EPI - 0 - 312 (50) (26) 293 Hywind AS Norge REN - 0 - (4) 1 - (9) Mongstad Terminal DA Norge MMP - 0 78 33 - - 11 Statholding AS Norge EPI - 1 - (27) (0) 2 (200) Equinor ASA Norge Morselsk. 18.177 682 49.974 2.394 205 (216) 24.140 Equinor Insurance AS Norge Forsikring 3 (1) 204 63 23 (1) 1.791 Equinor International Well Response Company AS Norge PDP - 0 - 1 (0) - (22) Equinor Asset Management AS Norge EPI 17 - 14 7 (2) (0) 11

Statoil Kazakstan AS Norge EPI - 0 - (0) 0 - 11

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland		Hoved	Antall	Netto konsern	Sum	Resultat før	Skatte	Betalt inntektssk	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	aktivitet	ansatte1)	interne renter	inntekter	skatt	kostnad2)	att3)	egenkapital5)
Equinor Metanol ANS	Norge	MMP	-	0	79	9	-	-	32
Equinor New Energy AS	Norge	REN	-	0	-	(0)	(1)	-	13
Equinor Energy AS	Norge	EPN	-	(265)	43.011	31.563	(23.619)	(8.079)	34.990
Equinor Refining Norway AS	Norge	MMP	-	(2)	365	(660)	145	-	(1.347)
Equinor Ventures AS	Norge	TDI	-	0	7	3	(0)	-	(105)
Svanholmen 8 AS	Norge	Admin.	-	0	-	4	(1)	-	(2)
Equinor Wind Power AS	Norge	REN	-	(1)	(17)	(70)	13	(0)	(141)
K/S Rafinor A/S	Norge	MMP	-	0	-	2	-	-	30
Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA	Norge	MMP	-	-	27	1	-	-	1
Rafinor AS	Norge	MMP	-	(0)	0	0	(0)	(0)	0
Equinor Low Carbon Solution AS	Norge	MMP	-	-	-	-	-	-	-
Equinor LNG Ship Holding AS	Norge	MMP	-	0	5	8	(1)	-	(1)
Equinor Energy Orinoco AS	Venezuela	EPI	-	0	-	(0)	(0)	-	(6)
Equinor Global New Ventures 2 AS	Russland	EPI	-	-	-	(6)	0	-	(86)
Statoil Kharyaga AS	Russland	EPI	-	0	147	46	(17)	(16)	32
Equinor Russia AS	Russland	EPI	72	0	42	11	1	-	(15)
Equinor Russia Energy AS	Russland	EPI	-	0	-	(0)	(0)	(0)	(1)
Equinor Tanzania AS	Tanzania	EPI	10	0	0	5	(1)	-	(1.017)
Equinor E&P Americas AS	USA	EPI	-	0	-	(3)	(0)	(0)	8
Equinor Norsk LNG AS	USA	MMP	-	0	-	2	(0)	-	3
Equinor Energy International Venezuela AS	Venezuela	EPI	7	0	0	(7)	1	-	(26)
Equinor India AS	India	EPI	-	0	-	0	0	(0)	37
Equinor Energy Venezuela AS	Venezuela	EPI	-	0	-	1	(2)	-	(602)
Equinor UK Limited - NUF	Storbritannia	EPI	-	0	29	29	-	-	29
Total			18.340	416	96.823	35.614	(24.099)	(8.827)	58.552
Polen
Cristallum 13 Sp.zo.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	(0)	-	(0)
Cristallum 35 Sp.z.o.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	(0)	-	(0)
Cristallum 46 Sp. z o.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Cristallum 47 Sp. z o.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Cristallum 48 Sp. z o.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Cristallum 49 Sp. z o.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
Cristallum 50 Sp. z o.o	Polen	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
D Solar Energy 2 Sp. z o.o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Equinor Polska Sp.zo.o.	Polen	REN	8	-	0	(0)	0	-	(3)
Energy Solar 18 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 19 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 21 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 24 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 25 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 26 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 27 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	(0)	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 28 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 29 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 30 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 31 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 32 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 33 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 34 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 35 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 36 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 37 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 38 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 39 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland		Hoved	Antall	Netto konsern	Sum	Resultat før	Skatte	Betalt inntektssk	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	aktivitet	ansatte1)	interne renter	inntekter	skatt	kostnad2)	att3)	egenkapital5)
Energy Solar 41 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 42 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 43 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 44 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 45 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 46 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 47 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 48 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 49 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	(0)	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 50 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	(0)	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 51 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 52 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 53 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 54 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 55 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 56 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 57 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 58 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 59 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 60 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	(0)	0	-	-	(0)
Energy Solar 61 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Energy Solar 62 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 63 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 64 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 65 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 66 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 67 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 68 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 69 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 70 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 71 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 72 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 73 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 74 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 75 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 76 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 77 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 78 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 79 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Energy Solar 80 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 1 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(1)
Grand Solar 2 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(1)
Grand Solar 3 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(1)
Grand Solar 4 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	0	-	-	(0)
Grand Solar 5 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(1)
Grand Solar 6 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 7 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(1)	-	-	(1)
Grand Solar 8 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 9 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 10 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 11 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 12 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 13 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 14 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 15 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 16 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland		Hoved	Antall	Netto konsern	Sum	Resultat før	Skatte	Betalt inntektssk	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	aktivitet	ansatte1)	interne renter	inntekter	skatt	kostnad2)	att3)	egenkapital5)
Grand Solar 17 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 18 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 19 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
Grand Solar 20 Sp. z o. o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(0)
G Solar Energy 2 Sp. z o.o.	Polen	REN	-	-	0	(0)	-	-	(2)
MEP North Sp.zo.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	0	-	(0)
MEP East Sp.zo.o.	Polen	REN	-	-	-	(0)	0	-	0
MEP East 44 Sp.zo.o. Total	Polen	REN	- 8	- -	- 1	(0) (4)	0 0	- (0)	(0) (32)
Romania
Danske Commodities A/S Aarhus Sucursala Bucuresti (branch of
Danske Commodities A/S)	Romania	MMP	-	-	-	(0)	-	-	(0)
Total			-	-	-	(0)	-	-	(0)
Serbia
Danske Commodities Serbia d.o.o. Beograd	Serbia	MMP	-	-	-	(0)	(0)	(0)	0
Total			-	-	-	(0)	(0)	(0)	0
Singapore
Equinor Asia Pacific Pte. Ltd.	Singapore	MMP	44	0	0	6	2	(0)	19
Total			44	0	0	6	2	(0)	19
Sør-Korea
Equinor South Korea Hoopong Ltd.	Sør-Korea	REN	-	-	-	(7)	(0)	(0)	(9)
Equinor South Korea Co., Ltd	Sør-Korea	REN	7	-	0	1	(0)	(0)	2
Firefly Floating Offshore Wind Co., Ltd	Sør-Korea	REN	-	-	-	(9)	0	(0)	(10)
Donghae Floating offshore Wind
Power Co., Ltd.	Sør-Korea	REN	-	-	-	(0)	0	(0)	(0)
Total			7	-	0	(15)	(0)	(0)	(17)
Spania
Equinor Nuevas Energias S.L.	Spania	REN	-	-	-	-	-	-	0
Total			-	-	-	-	-	-	0
Sverige
Danske Commodities Sweden AB	Sweden	MMP	-	-	-	-	-	-	-
Statoil Sverige Kharyaga AB	Russland	EPI	-	-	-	(0)	-	-	0
Equinor OTS AB	Sverige	MMP	-	(0)	0	1	(0)	(0)	7
Total			-	(0)	0	1	(0)	(0)	7
Turkey
Danske Commodities Turkey Enerji
Ticaret A.S	Turkey	MMP	1	-	0	(1)	0	1	(0)
Total			1	-	0	(1)	0	1	(0)
Storbritannia
Danske Commodities UK Limited	UK	MMP	4	-	14	13	(3)	(2)	14
Danske Commodities UK	UK	MMP	-	-	(0)	-	-	0	(1)
Equinor UK Limited	Storbritannia	EPI	375	(32)	598	(1.936)	1.055	2	(905)
Equinor Energy Trading Limited	Storbritannia	MMP	-	(1)	(0)	0	(0)	(0)	(94)
Equinor Production UK Limited	Storbritannia	EPI	222	(0)	1	(1)	(2)	(1)	(15)
Statoil UK Properties Limited	Storbritannia	EPI	-	-	-	-	-	-	(50)

Kontekstuell informasjon på konsernnivå basert på selskapets registreringsland				Netto				Betalt	Opptjent
(i millioner USD)	Virksomhetsland	Hoved aktivitet	Antall ansatte1)	konsern interne renter	Sum inntekter	Resultat før skatt	Skatte kostnad2)	inntektssk att3)	egenkapital5)
Scira Extension Limited	Storbritannia	REN	-	(0)	-	(9)	-	-	(18)
Equinor New Energy Limited	Storbritannia	REN	-	(0)	388	458	7	-	942
Total			601	(33)	1.002	(1.474)	1.057	(1)	(128)
Ukraine
Danske Commodities Ukraine LLC	Ukraine	MMP	-	-	-	(0)	-	-	(0)
Total			-	-	-	(0)	-	-	(0)
USA
Equinor South Riding Point LLC	Bahamas	MMP	30	(2)	0	18	-	-	(769)
North America Properties LLC	USA	EPI	-	0	-	0	-	-	(5)
Onshore Holdings LLC	USA	EPI	-	0	-	(0)	-	-	(149)
Spinnaker FR Spar Co, LLC	USA	EPI	-	0	-	(0)	-	-	(4)
Equinor E&P Americas Investment
LLC	USA	EPI	-	-	-	-	-	-	-
Equinor E&P Americas LP	USA	EPI	-	0	-	0	-	-	(53)
Equinor Energy Trading Inc.	USA	MMP	-	0	-	0	-	-	1
Equinor Exploration Company	USA	EPI	-	0	-	0	-	-	(50)
Equinor Gulf of Mexico Inc.	USA	EPI	-	0	-	0	-	-	(11)
Equinor Gulf of Mexico LLC	USA	EPI	-	1	2.288	609	(5)	-	(4.781)
Equinor Gulf of Mexico Response
Company LLC	USA	EPI	-	(0)	-	(15)	-	-	(91)
Equinor Gulf Properties Inc.	USA	EPI	-	0	-	(0)	-	-	(224)
Equinor US Operations LLC	USA	EPI	430	(0)	0	(2)	-	-	(948)
Equinor Marketing & Trading (US) Inc. USA		MMP	-	(1)	13.772	38	-	-	96
Equinor Natural Gas LLC	USA	MMP	-	0	2.247	155	(0)	(0)	95
Equinor Energy LP	USA	EPI	-	0	206	(42)	0	-	(7.945)
Equinor Energy Services Inc.	USA	EPI	-	0	-	(0)	-	-	(0)
Equinor Pipelines LLC	USA	MMP	-	0	234	120	-	-	316
Equinor Projects Inc.	USA	EPI	-	0	-	0	-	-	4
Equinor Shipping Inc.	USA	MMP	-	0	167	(21)	(0)	-	195
Equinor Texas Onshore Properties
LLC	USA	EPI	-	0	(2)	(4)	-	-	(3.753)
Equinor US Holdings Inc.	USA	EPI	137	(200)	-	(203)	(3)	(46)	(1.864)
Equinor USA E&P Inc.	USA	EPI	-	(4)	55	4	-	-	(1.399)
Equinor USA Onshore Properties Inc.	USA	EPI	-	(1)	1.383	465	(7)	-	(2.539)
Equinor USA Properties Inc.	USA	EPI	-	0	-	0	(5)	(14)	1.008
Equinor Louisiana Properties LLC	USA	EPI	-	(2)	0	(5)	-	-	(173)
Danske Commodities US LLC	USA	MMP	-	(0)	24	19	-	-	16
Equinor US Capital LLC	USA	EPI	-	0	-	(0)	-	-	(0)
Equinor Wind Services LLC	USA	REN	-	(0)	3	3	-	-	3
Equinor Global Projects LLC	USA	EPI	-	0	-	(0)	-	-	(0)
Equinor Wind US LLC	USA	REN	-	0	1.002	983	(9)	-	758
Spinnaker (BVI) 242 LTD	USA	EPI	-	-	-	-	-	-	-
Spinnaker Exploration (BVI) 256 LTD	USA	EPI	-	-	-	-	-	-	-
Spinnaker Exploration Holdings (BVI) 256 LTD	USA	EPI	-	-	-	-	-	-	-
Spinnaker Holdings (BVI) 242 LTD	USA	EPI	-	-	-	-	-	-	-
Total			597	(209)	21.379	2.123	(30)	(60)	(22.267)
Sum før elimineringer			21.126	(2)	126.366	37.611	(23.127)	(8.960)	29.340
Konsernelimineringer4)				2	(35.442)	(6.027)	120	(4)	2.098
Sum etter elimineringer			21.126	0	90.924	31.583	(23.007)	(8.964)	31.438 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	26	0	593	336	(202)	(157)	154
Angola	12	0	1.479	995	(474)	(214)	(68)
Argentina	3	0	39	0	(4)	(1)	(108)
Australia	-	(0)	(0)	(13)	(0)	(0)	(271)
Aserbajdsjan	12	0	304	122	(32)	(38)	1.047
Bahamas	30	(2)	0	18	-	-	(769)
Belgia	61	(0)	0	0	(1)	107	(315)
Bosnia-Hercegovina	1	-	0	0	(0)	(0)	0
Brasil	673	(170)	766	(395)	(13)	(2)	(5.144)
Canada	69	(1)	525	573	(94)	3	(1.953)
Kina	10	0	0	0	(0)	(0)	(20)
Colombia	-	0	-	(1)	0	0	(122)
Danmark	667 6)	(1)	4.967	(63)	2	(39)	81
Tyskland	14	(1)	66	26	(7)	(5)	69
Grønland	-	0	-	0	(0)	-	(3)
India	-	0	-	0	0	(0)	37
Indonesia	-	0	-	(0)	0	-	3
Iran	-	0	-	(2)	0	(0)	3
Irak	-	0	-	(1)	14	14	(187)
Irland	-	(1)	357	301	97	0	426
Kasakhstan	-	0	-	(0)	(0)	-	(1)
Libya	4	0	141	111	(85)	(82)	56
Makedonia	1	-	-	0	(0)	(0)	(0)
Mexico	1	(0)	0	(7)	(0)	(0)	(149)
Mosambik	-	(0)	-	(0)	(0)	(0)	(1)
Nederland	18	2	35	692	(14)	(14)	944
New Zealand	-	0	-	(0)	0	0	(76)
Nicaragua	-	(0)	0	(7)	0	0	(64)
Nigeria	10	(4)	447	637	(91)	(163)	395
Norge	18.197	416	93.748	33.328	(23.237)	(8.293)	59.200
Polen	8	-	1	(4)	0	(0)	(32)
Russland	72	(0)	488	326	(15)	(16)	38
Singapore	44	0	0	6	2	(0)	19
Sør-Afrika	-	0	-	(0)	0	0	(93)
Sør-Korea	7	-	0	(15)	(0)	(0)	(17)
Surinam	-	(0)	-	(8)	0	0	(62)
Sverige	-	(0)	0	1	(0)	(0)	7
Tanzania	10	0	0	5	(1)	-	(1.017)
Tyrkia	1	-	0	(1)	0	1	(0)
Storbritannia	601	(33)	1.031	(1.446)	1.057	(1)	(99)
Forente Arabiske Emirater	-	(0)	0	(1)	0	0	(29)
Uruguay	-	0	-	(0)	0	0	(74)
USA	567	(206)	21.379	2.104	(30)	(60)	(21.487)
Venezuela	7	0	0	(8)	(1)	0	(983)
Sum før elimineringer	21.126	(2)	126.366	37.611	(23.127)	(8.960)	29.340
Konsernelimineringer4)		2	(35.442)	(6.027)	120	(4)	2.098
Sum etter elimineringer	21.126	0	90.924	31.583	(23.007)	(8.964)	31.438 5)

1) Antall ansatte er rapportert basert på det landet selskapet opererer i.

2) Skattekostnad som definert i note 2 og note 10 i konsernregnskapet.

3) Betalt inntektsskatt inkluderer skatter in natura av en verdi på 376 million 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.

6) Kalundborg ble solgt med ikrafttredelsesdato 31. desember 2021.

Til styret i Equinor ASA

Uavhengig attestasjonsuttalelse – Rapport om betalinger til myndigheter

Oppdraget

Vi har blitt engasjert for å utføre et attestasjonsoppdrag med moderat sikkerhet for Equinor ASA, som definert i Internasjonale Standarder for Attestasjonsoppdrag, heretter referert til som oppdraget, for å rapportere på Equinor ASAs Rapport om betalinger til myndigheter («Rapporten») for året som ble avsluttet 31. desember 2021.

Rapporteringskriterier

Ved utarbeidelse av Rapporten, har Equinor ASA lagt til grunn Regnskapsloven §3-3d, Lov om Verdipapirhandel §5-5a, Forskrift om land-for-land rapportering og rapporteringsprinsippene som er beskrevet i rapporten («Kriteriene»).

Ledelsens ansvar

Styret og ledelsen er ansvarlig for å velge ut Kriteriene, og for å presentere betalingene til myndighetene, i det alt vesentligste, i samsvar med disse Kriteriene. Dette ansvaret inkluderer etablering og vedlikehold av internkontroll, opprettholdelse av tilstrekkelig dokumentasjon, og utarbeidelse av estimater som er relevante for Rapporten, slik at den ikke inneholder vesentlig feilinformasjon som følge av enten misligheter eller feil.

Revisors oppgaver og plikter

Vårt ansvar er å uttrykke en konklusjon på presentasjonen av Rapporten basert på dokumentasjonen vi har mottatt.

Vårt oppdrag ble gjennomført i samsvar med Attestasjonsoppdrag som ikke er revisjon eller forenklet revisorkontroll av historisk finansiell informasjon ('ISAE 3000'), og de vilkårene for dette engasjementet som avtalt med Equinor ASA 17. februar 2022. Disse standardene krever at vi planlegger og gjennomfører vårt oppdrag for å kunne avgi en konklusjon på hvorvidt vi har kjennskap til noen vesentlige modifikasjoner som er nødvendige i betalingene til myndighetene for at disse skal være i henhold til 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, og vi har den nødvendige kompetansen og erfaringen til å gjennomføre dette engasjementet.

Vi anvender International Standard on Quality Control 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 oppdrag for å avgi en attestasjonsuttalelse med moderat sikkerhet, varierer i art og tidspunkt, 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 kontrollhandlinger ble utformet for å oppnå moderat sikkerhet som vi kan basere vår konklusjon på og vil ikke gi bevisene som ville vært nødvendige for å uttrykke en betryggende sikkerhet.

Selv om vi vurderte målrettheten av ledelsens interne kontroller når vi bestemte arten og omfanget av våre kontrollhandlinger, var vårt autorisasjonsoppdrag ikke utformet for å gi noen sikkerhet for selskapets internkontroll. Våre kontrollhandlinger 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 kontrollhandlinger.

Våre handlinger omfattet blant annet:

• Forespørsler til ledelsen og relevant personale for å oppnå en forståelse og vurdere hensiktsmessigheten av de metodene og prosedyrene som ble brukt for å utarbeide Rapporten,
• Basert på vår forståelse, utføre 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 informasjon oppgitt i Rapporten mot underliggende regnskapstall og dokumentasjon på stikkprøvebasis,
• Vurdering av hvorvidt betalingene i Rapporten er hensiktsmessige sett opp mot Kriteriene, og
• Vurdering av hvorvidt retningslinjene (WR2655) som brukes for utarbeidelse av Rapporten, er hensiktsmessige.

Vi utførte også andre handlinger som vi anså som nødvendige gitt omstendighetene.

Konklusjon

Basert på de handlingene vi har utført og bevisene vi har innhentet, har vi ikke avdekket noen vesentlige endringer som må gjøres i Rapporten for året som ble avsluttet 31. desember 2021, for at denne skal være i henhold til Kriteriene.

Stavanger, 8. mars 2022 Ernst & Young AS

Tor Inge Skjellevik Statsautorisert revisor

5.5 EUs taksonomi for bærekraftig aktivitet

Med virkning fra 2021 har Equinor innført EUs

taksonomiforordning i henhold til EU-forordning 2020/852 og de delegerte EU-rettsaktene knyttet til artiklene 8 (som angir hvilken informasjon som skal rapporteres), 10 (begrensning av klimaendringer) og 11 (tilpasning til klimaendringer) som krever rapportering av bærekraftsresultatene for selskapets eiendeler og økonomiske virksomhet. Regelverket fastsetter kriterier som avgjør om en økonomisk aktivitet kvalifiserer som miljømessig bærekraftig, oppgir økonomiske måltall som skal rapporteres og angi graden av bærekraft. Regelverket er ennå ikke innlemmet i norsk lovgivning, og Equinors rapportering er dermed selvpålagt.

En økonomisk aktivitet er omfattet av taksonomien i henhold til klassifiseringsrammeverket dersom den er oppført på listen over økonomiske aktiviteter som er beskrevet i vedleggene til de delegerte EU-rettsaktene i regelverket, uavhengig av om den økonomiske aktiviteten oppfyller noen av eller alle de tekniske kriteriene for bærekraft som er nedfelt i de delegerte EUrettsaktene. For at en økonomisk aktivitet skal anses som bærekraftig, må den oppfylle de fastsatte tekniske kriteriene for bærekraft. Tekniske kriterier for bærekraft er utarbeidet for å vurdere om den økonomiske aktiviteten bidrar vesentlig til minst ett av miljømålene i klassifiseringsregelverket.

For at en økonomisk aktivitet skal anses som omfattet av taksonomien, må den falle inn under en av følgende tre kategorier:

• Økonomisk aktivitet som bidrar direkte til miljømålene
• Økonomisk aktivitet som fører til at en annen aktivitet kan bidra vesentlig til miljømålene
• Økonomisk aktivitet som støtter opp under omstillingen til en klimanøytral økonomi

Økonomisk aktivitet som er miljømessig bærekraftig

En økonomisk aktivitet må oppfylle de tekniske kriteriene for bærekraft tilknyttet miljømålene for å anses som bærekraftig, som vist i figuren under.

En økonomisk aktivitet anses som miljømessig bærekraftig i henhold til EUs klassifiseringsregelverk dersom den bidrar vesentlig til minst ett av disse miljømålene:

• Begrensning av klimaendringer*
• Klimatilpasning *
• Bevaring av vannressurser**
• Sirkulær økonomi **
• Forebygging av forurensing**
• Biologisk mangfold**

* Delegert EU-rettsakt publisert og inkludert i rapporteringen for 2021

** Tilhørende delegert EU-rettsakt blir offentliggjort av EU i 2022 og blir inkludert rapporteringen for 2022

En økonomisk aktivitet kan også anses som miljømessig bærekraftig dersom den bidrar til at annen økonomisk aktivitet kan bidra vesentlig til minst ett av miljømålene, og ikke fører til en innlåsingseffekt som undergraver miljømålene.

En økonomisk aktivitet som bidrar til omstillingen til en klimanøytral økonomi i tråd med Parisavtalen, er en bærekraftig aktivitet i henhold til regelverket, dersom den:

• har klimagassutslipp på nivå med beste praksis
• ikke er til hinder for utvikling av lavkarbonalternativer
• ikke fører til en innlåsing til karbonintensive eiendeler, tatt i betraktning eiendelenes økonomiske levetid

En økonomisk aktivitet som omfattes av taksonomien, kan ikke være til vesentlig til skade for noen av de andre miljømålene, og den må oppfylle minstekravene til sosiale og styringsmessige forhold som er fastsatt i taksonomiforordningen.

Ved utgangen av 2021 angir måltallene andelen av samlet omsetning, investeringer og driftskostnader som er omfattet av taksonomien, i samsvar med delegert EU-rettsakt knyttet til artikkel 8 i EU-forordning 2020/852 artikkel 10.1. Økonomisk aktivitet som er omfattet av taksonomien ved utgangen av 2021 gjelder for de to miljømålene begrensning av klimaendringer og klimatilpasning.

De tekniske kriteriene for bærekraft for de fire øvrige miljømålene vil gjøres kjent i løpet av 2022 og gjelde fra 1.1.2023. Fra 2023 vil bærekraften til enhver økonomisk aktivitet som er omfattet av taksonomien, vurderes med henblikk på alle de seks miljømålene, og i samsvar med de tekniske kriteriene for bærekraft som er fastsatt i klassifiseringsregelverket og inkluderes i rapporteringen for regnskapsåret 2022.

Måltall

Grunnlag for utarbeidelse

Måltallene for 2021 i tabellen under angir andelen som de aktivitetene som er omfattet av taksonomien, utgjør av omsetningen, investeringene og driftskostnadene som inngår i konsernregnskapet og balansen som er utarbeidet i samsvar med IFRS, og i samsvar med prinsippene som er beskrevet under. Dobbelttelling av omsetning og driftskostnader er unngått, ettersom aktivitetene som omfattes av taksonomien, er adskilte aktiviteter.

Måltall – i nevner

Omsetning

Samlet omsetning består av regnskapsposten salgsinntekter i konsernregnskapet. Postene resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre inntekter (f.eks.

gevinst ved salg av eiendeler) er ikke inkludert i definisjonen, og er ikke en del av måltallet for omsetning. For Equinor vil måltallet for omsetning være betydelig påvirket av endringer i råvarepriser.

Investeringer

Samlede investeringer består av tilgang av varige driftsmidler, som angitt i note 11 Varige driftsmidler og posten tilgang av immaterielle eiendeler som angitt i note 12 Immaterielle eiendeler i konsernregnskapet. Balanseførte letekostnader og oppkjøpskostnader for olje- og gassprospekter knyttet til leting anses som immaterielle eiendeler, og basert på fortolkning av taksonomiregelverket er disse tatt inn i måltallet, ettersom dette er en del av Equinors løpende aktiviteter (se vurdering under). Goodwill som er ervervet gjennom oppkjøp av virksomheter er ikke inkludert i måltallet for investeringer i henhold til bestemmelsene i taksonomiregelverket.

Driftskostnader

Samlede driftskostnader består i henhold til

taksonomiregelverket av direkte, ikke-balanseførte kostnader som er knyttet til forskning og utvikling, renovasjon av bygninger, kortsiktige leieavtaler, vedlikehold og reparasjoner og andre direkte utgifter knyttet til den daglige driften av varige driftsmidler som er nødvendig for å sikre at driftsmidlene fortsetter å fungere effektivt.

I driftskostnadene som inngår i måltallet, har Equinor tatt med driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader i konsernregnskapet. Taksonomiregelverkets definisjon av driftskostnader omfatter ikke driftskostnader forbundet med f.eks. varekostnad, avskrivninger, nedskrivninger og leteutgifter (se vurdering under).

Anvendelse av måltallene

Definisjonen av måltallet for investeringer omfatter immaterielle eiendeler i samsvar med IAS 38. Ervervet goodwill og balanseførte kostnader etter "successful efforts"-metoden i henhold til IFRS 6 ligger utenfor definisjonsområdet for IAS 38. Bakgrunnen for å utelate eiendeler som regnskapsføres i

henhold til IFRS 6 fra måltallet for investeringer er ikke klart angitt i taksonomiforordningen. Equinor anser leteaktiviteter som en del av de løpende kjerneaktivitetene, og har inkludert balanseførte letekostnader i måltallet for investeringer. Definisjonen av måltallet for driftskostnader omfatter kostnader knyttet til den daglige driften av varige driftsmidler. Letekostnader vurderes som ikke dekket av taksonomiregelverkets definisjon på driftskostnader. Letekostnader har ingen vesentlig effekt på de rapporterte måltallene for drifts- og investeringskostnader ved utgangen av 2021.

Måltallene beregnes basert på IFRS-tallene i konsernregnskapet. Salget av statens andel av oljeproduksjonen

på norsk sokkel (SDØE), som Equinor markedsfører og selger på statens vegne (se note 25 Nærstående parter til konsernregnskapet), og som rapporteres på bruttobasis og bokføres som salgsinntekter i resultatregnskapet, vil ha negativ effekt på det rapporterte måltallet for omsetning fra aktivitet som er omfattet av taksonomien. Samlet kjøp av olje og NGL fra staten utgjorde 10 milliarder USD i 2021.

Måltall - i teller

I telleren i måltallet inngår andelen av omsetningen, driftskostnadene og investeringsutgiftene som er knyttet til økonomiske aktiviteter som er omfattet av taksonomien.

I kartleggingen av økonomiske aktiviteter som er omfattet av taksonomien i Equinor-konsernet, har utgangspunktet vært rapporteringssegmentene og resultatenhetene som er inkludert i konsernregnskapet. For rapporteringsenheter med én økonomisk aktivitet er samlet omsetning, samlet tilgang investeringer og drifts- og salg- og administrasjonskostnader inkludert i utregningen av måltallene.

For rapporteringssegmenter med flere økonomiske aktiviteter som er omfattet av taksonomien, og der det er kartlagt både aktiviteter som er omfattet av taksonomien og aktiviteter som ikke er det, blir aktivitetene som omfattes av taksonomien kartlagt per resultatområde eller resultatenhet, eller på lavere nivåer avhengig av hvor kostnaden er bokført i Equinor. Samlede inntekter og kostnader knyttet til den økonomiske aktiviteten som er omfattet av taksonomien, tas inn i utregningen av måltallene.

Måltall med resultater for 2021

Andel av omsetning, driftskostnader og investeringer for økonomiske aktiviteter som omfattes av taksonomien i henhold til EUs taksonomiregelverk

i %	Omsetning	Investeringer	Driftskostnader
Økonomiske aktiviteter som omfattes av taksonomien i henhold til EUs taksonomiregelverk	0	2	2

Tilleggsinformasjon

Equinor har ambisjon om å bli et klimanøytralt selskap innen 2050. For å nå denne ambisjonen, utøver selskapet betydelig aktivitet som ikke kvalifiserer som aktivitet som er omfattet av taksonomien i henhold til EUs taksonomiregelverk, og som dermed ikke inngår i måltallene over. Som beskrevet under, tar måltallene ikke med aktivitet i egenkapitalkonsoliderte investeringer, noe som omfatter de fleste av Equinors rapporterte aktiviteter i Fornybarsegmentet. Aktivitet som reduserer utslipp og støtter opp under fortsatt olje- og

gassproduksjon, vil kunne føre til innlåsingseffektene som er beskrevet i taksonomiregelverket, og det er dermed mulig at aktiviteten ikke oppfyller de tekniske kriteriene for bærekraft.

Beskrivelse av økonomiske aktiviteter som er omfattet av taksonomien ved utgangen av 2021

Under følger en illustrasjon av de aktivitetene i Equinors verdikjede som omfattes av taksonomien, og de som ikke er det, basert på vurderingen gjort i 2021.

Equinors verdikjede og resultatet av vurderingen i 2021 av hvilke aktiviteter som omfattes av taksonomien

Aktivitet som omfattes av taksonomien Aktivitet ikke omfattes av taksonomien

Egenkapitalkonsoliderte selskaper tas ikke med i aktivitet som omfattes av taksonomien, i henhold til EUs taksonomiregelverk.

Under er oversikt over økonomiske aktiviteter i Equinor som omfattes av taksonomien, og som bidrar direkte til miljømålene begrensning av klimaendringer og klimatilpasning i EUs taksonomiregelverk.

Permanent geologisk lagring av CO2 i undergrunnen

Aktiviteten omfatter permanent lagring av fanget CO2 i egnede geologiske formasjoner i undergrunnen. Ved utgangen av 2021 var Equinor involvert i en rekke aktiviteter i en tidlig utviklingsfase.

De viktigste aktivitetene i 2021 var:

• Net zero Teesside: Equinor og partnerne arbeider for å avkarbonisere industriklyngen Teesside ved hjelp av karbonfangst. CO2-utslipp skal transporteres via rørledning til et permanent lager som utvikles av Northern Endurance Partnership.
• Northern endurance partnership: I samarbeid med fem andre energiselskaper utvikles infrastruktur for transport og lagring av CO2 utenfor kysten av Storbritannia. Intensjonen er å bistå prosjektene Net zero Teesside og Zero carbon Humber, med et overordnet mål om å avkarbonisere industriklyngene Teeside og Humberside.
• Barents blue polaris: Dette er et prosjekt for lavkarbonammoniakk som Equinor og samarbeidspartnerne Horisont energi og Vår energi utvikler i Finnmark. CO2 skal fanges og lagres i et saltvannsakvifer i Barentshavet. I desember 2021 sendte samarbeidsselskapene en søknad om lisens for lagringsformasjonen. Equinor er operatør for løsningen for transport og lagring av CO2.

Produksjon av vindkraft

Aktiviteten omfatter utbygging av anlegg som genererer elektrisk kraft fra vind. Equinor er involvert i vindkraftprosjekter i Norge, Europa, USA og Asia, og jobber for å framskynde utviklingen av denne teknologien. Flytende vind er fortsatt i en tidlig utviklingsfase. Aktiviteter som er omfattet av taksonomien består utelukkende av vindprosjekter som er egenkapitalkonsoliderte ved utgangen av 2021. Egenkapitalkonsoliderte investeringer, der det benyttes «en linjes konsolidering» i regnskapet, omfattes ikke av taksonomiregelverket.

De viktigste aktivitetene i 2021 var:

• Océole: Equinor, RES og Green giraffe slo seg sammen for å utvikle flytende havvind i Frankrike.
• Utsira Nord: Equinor gikk sammen med Vårgrønn for å forberede søknad om flytende vind i Norge
• Sørlig Nordsjø 2: Equinor gikk sammen med RWE og Hydro for å forberede søknad om havvind i Norge
• Firefly flytende havvindpark og Donghae 1: To av Equinors prosjekter i Sør-Korea fikk tildelt kraftlisenser
• Prosjekt for utvidelse av Sheringham Shoal: Prosjekt for en samlet kapasitet på inntil 317 megawatt, i et område nord for havvindparken Sheringham Shoal, som er i drift.

Produksjon av elektrisk kraft ved bruk av solcelleteknologi

Aktiviteten omfatter utbygging eller drift av anlegg som produserer elektrisk kraft ved hjelp av solcelleteknologi (PV). Ved utgangen av 2021 hadde Equinor ingen prosjekter i produksjon som omfattes av taksonomiregelverket. De viktigste aktivitetene i 2021 var:

• Wento: I 2021 kjøpte Equinor 100 % av aksjene i det polske fornybarselskapet Wento, som har en netto portefølje med 1,6 gigawatt solkraftprosjekter i ulike faser.

Framstilling av hydrogen

Aktiviteten omfatter framstilling av hydrogen og hydrogenbasert syntetisk drivstoff. Equinor anser prosjekter for blått hydrogen, der CO2 blir fanget og lagret, som et effektivt og bærekraftig virkemiddel for å avkarbonisere energisystemet i årene framover. Selskapet er involvert i flere prosjekter i en tidlig utviklingsfase ved utgangen av 2021, som gjelder framtidig produksjon av både blått og grønt hydrogen.

De viktigste aktivitetene i 2021 var:

• Hydrogen to Humber Saltend: Equinor utvikler et prosjekt for produksjon av lavkarbon-hydrogen slik at flere industrier i Humber-regionen i Storbritannia kan bytte drivstoff.
• Barents blue ammonia: Equinor og samarbeidspartnerne Horisont energi og Vår energi utvikler et prosjekt for lavkarbon-ammoniakk i Finnmark som består i å bygge et ammoniakkanlegg med opptil tre produksjonstog. Naturgass vil leveres fra anlegget på Melkøya. CO2 fangsten skal håndteres av Barents blue polaris.
• Aurora energy: Equinor og samarbeidspartnerne Air liquide (operatør) og BKK utvikler et prosjekt for produksjon av flytende hydrogen i Sørvest-Norge. Formålet er å etablere en full verdikjede for avkarbonisering av maritim sektor – med tilbud om grønt flytende hydrogen til kunder, spesielt innen maritim sektor.
• Tri-state clean energy hub: Equinor og U. S. Steel undersøker muligheten for utvikling av hydrogen og karbonfangst og -lagring i regionen som består av de tre statene Ohio, Pennsylvania og West Virginia i USA.
• Clean hydrogen to Europe: Equinor undersøker muligheten for å etablere produksjon av blått hydrogen i stor skala i Norge, både for å dekke innenlandske behov og for eksport til Europa. Ambisjonen er å bygge et anlegg som skal settes i drift innen 2030, og deretter utvide kapasiteten i løpet av 2030-tallet.
• H2morrow steel: Equinor, Open grid Europe og Thyssenkrupp steel Europe har jobbet med et konsept for produksjon og transport av blått hydrogen til de største tyske stålverkene i Duisburg, fra et anlegg for autotermisk reformerteknologi på den tyske eller nederlandske kysten mot Nordsjøen.

Hydrogen to Magnum Eemshaven: Equinor, Vattenfall og Gasunie har vurdert muligheten for å konvertere Vattenfalls gasskraftverk Magnum i Nederland til et hydrogendrevet kraftverk.

Aktiviteter som ikke er inkludert i måltallene ved utgangen av 2021

Elektrifisering av olje- og gassinstallasjoner til havs Equinor bygger ut den flytende havvindparken Hywind Tampen for å forsyne olje- og gassfeltene Snorre og Gullfaks med elektrisk kraft. Produksjon av vindkraft bidrar direkte til miljømålene, og er ikke en økonomisk aktivitet som bidrar til omstilling eller tilrettelegger for annen virksomhet som må vurderes for innlåsingseffekter, selv om den kan bidra til fortsatt drift av olje- og gassinstallasjoner. Den nåværende prosjektplanen er å levere elektrisk kraft til Snorre og Gullfaks. Utviklingskostnadene deles mellom lisenspartnerne, og i henhold til nåværende plan vil ikke prosjektet medføre inntekter, Basert på nåværende plan blir prosjektet ikke ansett som en økonomisk aktivitet slik det er definert i taksonomiregelverket og er ikke inkludert i aktiviteter som omfattes av taksonomien ved utgangen av 2021.

Samprosessering av biodrivstoff på Mongstad

Ved raffineriet på Mongstad blir det kjøpt råstoff til biodrivstoff som prosesseres sammen med andre fossile råstoffer. Noen av de endelige produktblandingene har et mindre innhold av biodrivstoff. Samprosessering av biodrivstoff reduserer mengden fossile råstoffer som prosesseres ved Mongstad, og erstatter dem med råstoff fra fornybare kilder. Equinor anser "Produksjon av biogass eller biodrivstoff for bruk i transport og av flytende biobrensel", som regnes som en aktivitet som er omfattet av taksonomien, å dekke produksjon av rent biodrivstoff, og har derfor ikke vurdert produksjonen av blandingsprodukter som en aktivitet som er omfattet av taksonomien ved utgangen av 2021.

Investeringer i egenkapitalkonsoliderte enheter

En vesentlig del av de av Equinors aktiviteter som er omfattet av taksonomien, er knyttet til generering av vindkraft og utøves gjennom egenkapitalkonsoliderte selskaper. Aktivitetene omfatter produserende havvindparker i Storbritannia og Tyskland, og oppbygging av betydelige områder i Nordsjøen, på østkysten av USA og i Østersjøen. Solkraftsvirksomheten i Argentina og Brasil og deler av aktivitetene for permanent geologisk lagring av CO2 i undergrunnen gjennom Northern Lights-prosjektet, inngår også i egenkapitalkonsoliderte enheter, og inngår dermed ikke i måltallene.

Økonomisk aktivitet som er omfattet av taksonomien i egenkapitalkonsoliderte selskaper, utgjør ikke en vesentlig andel av Equinors samlede virksomhet ved utgangen av 2021. Equinor har i 2021 ikke benyttet den frivillige muligheten i EUs taksonomiregelverk om rapportering av ytterligere måltall for egenkapitalkonsoliderte selskaper. Andelen på 11 % fornybarinvesteringer26 som angis i bærekraftsrapporten (side 21) inkluderer bruttoinvesteringer fra egenkapitalkonsoliderte investeringer.

²⁶ Se kapittel 5.2 om bruk av non-GAAP måltall

5.6 Erklæringer

Styrets og ledelsens erklæring

Styret, konsernsjefen og konserndirektør for økonomi og finans har i dag behandlet og godkjent årsrapporten for 2021, som inkluderer styrets årsberetning, årsregnskapet for konsernet og årsregnskapet for morselskapet Equinor ASA, per 31. desember 2021.

Etter vår beste overbevisning, bekrefter vi at:

• konsernregnskapet for Equinor for 2021 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 2021 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 2022

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/ ULRICA FEARN 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 2021.

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.

1. mars 2022

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 17. mars har bedriftsforsamlingen behandlet årsregnskapet og årsberetningen for 2021 for Equinor ASA og Equinor-konsernet, samt styrets forslag til disponering av årets resultat i Equinor ASA.

Bedriftsforsamlingen gir sin tilslutning til styrets forslag til årsregnskap, årsberetning og disponering av årets resultat.

Oslo, 17. mars 2022

/s/ Tone Lunde Bakker Bedriftsforsamlingens leder

Bedriftsforsamlingen

Tone Lunde Bakker	Nils Bastiansen	Greger Mannsverk	Finn Kinserdal	Terje Venold
Kjersti Kleven	Jarle Roth	Kari Skeidsvoll Moe	Kjerstin Fyllingen	Kjerstin R. Braathen
Mari Rege	Trond Straume	Peter B. Sabel	Oddvar Karlsen	Berit Søgnen Sandven
Frode Mikkelsen	Lars Olav Grøvik	Terje Enes	Per Helge Ødegård	Ingvild Berg Martiniussen
Anne Kristi Horneland

5.7 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)
• BNP Brutto nasjonalprodukt
• BTC Baku-Tbilisi-Ceyhan-rørledningen
• CCS CO2-fangst og -lagring
• CLOV Cravo, Lirio, Orquidea og Violeta
• CO2 Karbondioksid
• CO2e Karbondioksid ekvivalent
• DKK Danske kroner
• D&W Drilling and Well (Boring & Brønn)
• EFTA Det europeiske frihandelsforbund
• EMTN Europeisk medium term note
• EPI Leting og produksjon internasjonalt
• EPUSA Leting og produksjon USA
• EU Den europeiske union
• EU ETS EU Emissions Trading System (Det euopeiske
• systemet for handel med kvoter for utslipp av klimagasser) • EUR – Euro
• EØS Det europeiske økonomiske samarbeidsområde
• EXP Exploration (Leting)
• FAE De forente arabiske emirater
• FPSO Floating production, storage and offload vessel (flytende produksjons-, lagrings-, og lossefartøy)
• GAAP Generally accepted accounting principles (god regnkapssskikk)
• GBP Britisk pund
• 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 og prosessering
• NES New Energy Solutions (nye energiløsninger)
• NGL Natural gas liquids (kondenserbare hydrokarboner i våtgass)
• NKS Norsk kontinentalsokkel
• NIOC National Iranian Oil Company
• NOK Norske kroner
• NOx Nitrogenoksid
• 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)
• OSE Oslo børsen (Oslo stock exchange)
• OTC Over-the-counter (utenom børs)
• OTS Oil trading and supply department (Oljetrading- og leveringsavdelingen)
• PDO Plan for utbygging og drift
• PDP Prosjekter, boring og anskaffelser
• PIO Plan for installasjon og drift
• PSA Produksjonsdelingsavtale
• PSVM Plutão, Saturno, Vênus og Marte
• FoU Forskning og utvikling
• REN Fornybar
• 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
• TDI Teknologi, digital og innovasjon
• TRIF Personskadefrekvensen per million arbeidstimer
• TSP Leverandør av tekniske tjenester
• TSR Samlet aksjonæravkastning
• UCKS Britisk kontinentalsokkel
• UPN Utforsking og produksjon Norge
• 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
• mmmcf 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 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

Equinor, Årsrapport 2021 339

• 1 fat tilsvarer 42 US gallons

• 1 kvadratkilometer tilsvarer 247 105 acres
• 1 kubikkmeter naturgass tilsvarer 1 standard kubikkmeter naturgass
• 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, bp, Chevron, ConocoPhilips, Eni, ExxonMobil, Galp, Lundin, Repsol, Shell, TotalEnergies og Ørsted.
• 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)

5.8 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 forpliktelsen til å utvikle selskapet til å bli et bredt energiselskap; ambisjonen om å redusere netto utslipp av klimagasser i hele selskapet med 50 % innen 2030 og bli et klimanøytralt selskap innen 2050; vi tar sikte på avkarbonisering av olje- og gassvirksomheten, industrialisering av havvind og hydrogen og levere kommersielle løsninger for karbonfangst og -lagring; ambisjonen om å utvikle lavkarbonløsninger og verdikjeder og oppnå en lederposisjon i det europeiske markedet for karbonfangst og -lagring med en markedsandel på over 25 %; forventningene våre knyttet til netto karbonintensitet, karboneffektivitet, metanutslipp og reduksjoner i fakling, fornybarkapasitet og karbonnøytrale globale operasjoner, vår interne karbonpris for 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 og bruk av mekanismer for kompensering; produksjonskutt, inkludert innvirkning på nivå og tidspunkt for produksjonen vår; planer for utvikling av felt; 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, Canada, Mexicogolfen, på norsk sokkel, i Nordsjøen, Russland, Tanzania, Storbritannia og USA; vår intensjon om å trekke oss ut av prosjektene i Russland; med tanke på covid-19-pandemien og dens innvirkning, konsekvenser og risikofaktorer; responsen vår på covid-19-pandemien, deriblant tiltak for å beskytte medarbeidere, drift og verdiskaping, driftskostnader og forutsetninger; 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; prosesser relatert til menneskerettslover; konsernstruktur og organisasjonspolicy;

teknologisk innovasjon, innføring, posisjon og forventninger; forventninger knyttet til styrets sammensetning, lønn; vårt mål om sikker og effektiv drift; effektiviteten av våre interne retningslinjer og planer; evnen vår til å håndtere risikoeksponeringen vår; likviditetsnivået vårt og styring av likviditetsreserver; anslått eller framtidig gjeld, forpliktelser eller utgifter; forventet effekt av valuta- og 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 de faktiske resultatene våre 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 fremtidsrettede utsagnene gjenspeiler nåværende oppfatninger om fremtidige hendelser og er i sin natur forbundet med 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+; press på amerikanske skiferoljeselskaper fra deres aksjeeiere til å bruke økt kontantstrøm til å betale gjeld og utbytte i stedet for å øke boringen og produksjonen, og usikkerhet i etterspørsel som ble skapt av covid-19-pandemien; Russlands invasjon av Ukraina og vår påfølgende beslutning om å stoppe nye investeringer i Russland; 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, reiserestriksjoner, mangel på arbeidskraft, forstyrrelser i forsyningskjeden 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

Tilleggsinformasjon

Omslag, Helge Hansen Side 1, Øyvind Gravås Sider 4, 8, 10, 40, 46, 55, 56, Ole Jørgen Bratland Sider 3, 49, Manfred Jarich Side 5, Einar Alsaker Side 15, Arne Reidar Mortensen Side 21, Ørjan Richardsen Side 25, Lars Melkevik Side 32, Stig Silden Side 35, Jan Arne Wold Side 53, Kevin English Side 62, Harald Pettersen Side 67, Roar Lindefjeld Side 69, Ong Tee Wei Justin Side 104, Tomas Haugen Side 112, David Gustavsen Side 116, Trond Isaksen

2 Equinor, Årsrapport 2021

Equinor ASA

Postboks 8500 4035 Stavanger Norge Telefon: 51 99 00 00 www.equinor.com