业绩总结 - 2020年第四季度净收入为-24.16亿美元，调整后净收入为7.56亿美元[9] - 2020年第四季度的税率为17.3%，主要由于低税保护区域的减记[9] - 2020年第四季度的净现金流为14亿美元，全年均为正[19] 资本支出与现金流 - 2020年自由现金流在资本分配前约为60亿美元，假设油价为50美元/桶[7] - 2020年有机资本支出为78亿美元，低于最初指导[7] - 2021年和2022年的年度资本支出预计在90亿至100亿美元之间，较之前的指引低约15%[7] 产量与价格 - 2020年产量增长2.4%，受益于更高的天然气价格[7] - 2020年第四季度的液体产品价格同比下降28%，欧洲天然气价格下降5%[9] - 油/凝析油价格每增加10美元/桶，净收入影响为1.4亿美元[33] - 天然气价格每增加1美元/mmBTU，净收入影响为0.8亿美元[33] 储量与资源 - 2020年证明储量为19亿桶油当量（boe），较2019年减少0.8亿boe[37] - 2020年证明储量的替代比率（RRR）为5%[38] - 2020年证明储量的年产量比（R/P）为7.4年[38] - 液体在总资源中的占比为21%[38] - 总可回收资源的年产量比（R/P）超过24年[38] - OECD国家在总资源中的占比为72%[38] 负债与货币影响 - 2020年第四季度的净负债比率稳定在31.7%[19] - 货币影响（USD/NOK增加0.50），净收入影响为0.1亿美元[33] 未来展望 - 2021-2022年，约50%的增长来自挪威，约60%来自运营资产[35]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度实现液体价格每桶38.3美元，同比下降27% [12] - 欧洲和北美的平均天然气价格分别为每百万英热单位2.72美元和1.53美元，分别下降48%和23% [12] - 第三季度IFRS结果为负30亿美元，调整后收益为7.8亿美元，低于去年同期的26亿美元 [12] - 单位生产成本同比下降超过20% [13] - 第三季度净现金流为2.16亿美元 [22] - 净债务比率从29.3%上升至31.6%，主要由于减值损失和股票回购计划 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - E&P挪威部门调整后税前收益为7.73亿美元，单位运营成本显著下降 [15] - E&P国际部门调整后税前收益为负1.04亿美元，主要受巴西Peregrino油田停产影响 [16] - E&P美国部门调整后税前收益为负1.93亿美元，受价格疲软影响 [17] - MMP部门调整后税前收益为2.62亿美元，受欧洲天然气销售和交易推动 [18] - 新能源解决方案部门在第三季度贡献了6000万美元的净收入 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在挪威提交了Breidablikk油田的开发计划，预计将受益于税收制度的临时变化 [7] - 在加拿大东海岸的Cappahayden和Cambriol勘探区发现了碳氢化合物 [8] - 欧洲天然气价格在第三季度有所回升，公司增加了挪威大陆架的天然气产量 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与BP在美国建立了战略海上风电合作伙伴关系，并出售了东海岸风电项目的50%股权 [5] - 公司继续推进低碳项目，包括英国的H2H Saltend项目和挪威的Northern Lights项目 [6] - 公司预计到2025年石油价格将逐步上升至每桶65美元，并在2030年后逐渐下降 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司在应对疫情和价格波动方面表现出色，成本显著下降，财务灵活性保持强劲 [4] - 公司预计2020年产量增长在1.5%至2%之间，并维持2020年和2021年的资本支出指导分别为85亿美元和100亿美元 [24] - 管理层对未来的现金流和股息政策保持信心，认为公司有能力应对市场不确定性 [10][32] 其他重要信息 - 公司在第三季度实现了7个商业发现，全年累计13个发现，成功率为50% [21] - 公司预计在2021年初将获得约10亿美元的净资本收益，主要来自风电项目的股权出售 [6] - 公司在第三季度支付了约10亿挪威克朗的税收，反映了挪威大陆架税收制度的临时变化 [22] 问答环节所有提问和回答 问题: 欧洲天然气业务的表现和未来展望 - 如果第四季度天然气价格保持高位，公司有能力通过生产和配额来创造更多价值 [27][28] 问题: 股息增加的信心来源 - 公司对未来的现金流和财务灵活性有信心，主要得益于成本削减和价格回升 [30][32] 问题: 运营风险和新能源业务的贡献 - 公司在巴西的Peregrino油田停产时间延长，主要受疫情影响 [36][37] - 新能源业务在第三季度贡献了6000万美元的净收入，主要来自Dogger Bank项目的损失逆转 [39][40] 问题: 股息政策和现金流展望 - 公司认为股息增加是基于对长期收益的可见性和信心，而不仅仅是季度业绩 [43][45] 问题: 税收支付和临时税收制度的影响 - 公司预计在2020年下半年支付约20亿挪威克朗的税收，反映了价格回升和税收制度的临时变化 [47][49] 问题: 股东回报和资本分配 - 公司暂停了股票回购计划，但承诺最终完成50亿美元的回购计划 [52][53] 问题: 北美投资和可再生能源投资的严谨性 - 公司对可再生能源投资持谨慎态度，确保项目能够创造价值 [57][63] 问题: 新能源业务的资本投入和未来展望 - 公司目前在新能源业务的资本投入约为12亿至15亿美元 [68][71] 问题: Dogger Bank项目的融资情况 - 公司正在与合作伙伴BP和SSE进行项目融资 [72][74] 问题: 石油价格预测和项目审批的严谨性 - 公司对石油价格的长期预测基于供需分析，项目审批标准严格 [76][82] 问题: 资本分配和项目投资的优先级 - 公司在资本分配和项目投资之间保持平衡，确保长期价值创造 [85][90] 问题: 可再生能源业务的雄心 - 公司计划到2035年实现12至16吉瓦的可再生能源装机容量，基于现有项目 [92][94] 问题: 资本支出指导 - 公司维持2020年和2021年的资本支出指导分别为85亿美元和100亿美元 [96][97]

业绩总结 - Equinor在2020年第三季度实现正自由现金流，现金流为2.16亿美元[12] - 2020年第三季度净收入为-21.24亿美元，调整后税后收益为2.71亿美元[4] - 2020年第三季度单位生产成本下降超过20%[4] - 2020年第三季度生产增长9%，调整后考虑了投资组合变化和减产[9] - 2020年第三季度现金分红为每股0.11美元[1] 市场表现 - 2020年第三季度液体产品价格同比下降27%[4] - 欧洲天然气价格下降48%[4] - 北美天然气价格下降23%[4] 财务状况 - 2020年第三季度净减值为29.3亿美元，主要由于价格假设降低[4] - 2020年第三季度资本支出为59亿美元，预计2020年有机资本支出约为85亿美元[16] - 2020年第三季度净债务比率为31.6%，较第二季度的29.3%有所上升[12] 政策影响 - 2020年第三季度挪威税制的临时变化对公司产生了积极影响[1]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度实现液体价格为每桶22.9美元，同比下降61%，低于季度平均布伦特原油价格29.2美元，主要由于轻质油和品质差异 [14] - 欧洲天然气平均发票价格为每百万英热单位2.24美元，同比下降59%，美国天然气平均实现价格为每百万英热单位1.47美元，同比下降37% [14] - 第二季度IFRS净营业收入为负4.72亿美元，去年同期为35亿美元，调整后盈利为3.54亿美元，去年同期为32亿美元 [14] - 净债务比率从第一季度的25.8%上升至29.3% [7][22] 各条业务线数据和关键指标变化 - E&P挪威业务调整后盈利为负8500万美元，主要由于油价和天然气价格低迷，但运营成本每桶下降8% [16] - E&P国际业务调整后盈利为负3.79亿美元，主要由于价格低迷、产量下降和每桶折旧增加，但成本有所下降 [17] - E&P美国业务调整后盈利为负3.41亿美元，运营成本每桶下降12%，调整后运营和管理成本下降22% [17] - 市场营销、中游和加工（MMP）业务调整后盈利创纪录，接近12亿美元，主要由于原油和液体产品的强劲交易表现 [18] - 可再生能源业务净收入为3800万美元，主要来自运营中的可再生能源工厂 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司第二季度权益产量为201.1万桶/天，与去年同期持平，挪威大陆架液体产量增长33%，主要由于Johan Sverdrup油田的低运营成本 [19][20] - 国际业务受到OPEC+行动的影响，挪威大陆架产量受到政府减产措施的影响 [19] - 可再生能源业务产量为305吉瓦时，与去年持平，主要由于Dudgeon的维护和Arkona部分股权的出售 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进石油、天然气和可再生能源项目的开发，尽管部分项目因COVID-19而延迟 [7] - 公司致力于成为一家广泛的能源公司，通过能源转型和低碳未来创造长期价值 [12] - 公司在第二季度实现了多个气候目标里程碑，包括Hywind Tampen浮式海上风电项目的PDO批准、Sleipner部分电气化的投资决策以及Northern Lights二氧化碳运输和储存项目的投资决策 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2020年勘探活动支出约为11亿美元，略高于第一季度，部分由于新发现油井的钻探 [24] - 公司预计2019年至2026年的平均年产量增长约为3%，尽管2020年的产量增长难以预测 [24] - 公司预计2020年有机投资约为85亿美元，2021年约为100亿美元 [24] 其他重要信息 - 公司在第二季度实现了3个商业发现，全年共实现6个商业发现，为未来价值创造提供了良好基础 [21] - 公司保持了强劲的信用评级，并为其子公司Equinor New Energy和Danske Commodities获得了BBB+评级 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: Northern Lights项目的经济可行性 - Northern Lights项目的目标是到2030年实现每吨二氧化碳30至55欧元的运输和储存成本，公司主要负责运输和储存部分 [29] 问题: 供应商和客户可能援引不可抗力条款的风险 - 公司认为供应商市场的不确定性仍然很大，但第二季度末的情况比第一季度有所改善 [31][32] 问题: 现金税和可再生能源业务的细分 - 公司预计8月将收到约15亿挪威克朗的现金退税，可再生能源业务的3800万美元收入仅来自运营中的可再生能源资产 [36][37] 问题: 股息政策和与银行的关系 - 公司计划在恢复股息时以每股0.27美元为参考点，目前股息为每股0.09美元 [41][63] - 公司与银行的讨论中，ESG话题的重要性上升，公司因其战略和现有资产组合获得了积极反馈 [40] 问题: 挪威税收变化对资本支出的影响 - 挪威税收变化将影响项目的排名和阶段，特别是2020年至2022年期间的新项目 [46] - 公司预计2020年资本支出为85亿美元，2021年为100亿美元，挪威税收变化将影响现金税 [47][50] 问题: 英国蓝氢项目的监管框架 - 公司认为蓝氢比绿氢更具成本优势，蓝氢项目是公司未来发展的一个重要方向 [53] 问题: 资本支出优先级和2020年资本支出指导 - 公司预计2020年下半年资本支出将高于上半年，主要由于COVID-19导致的延迟项目逐步恢复 [59][62] - 公司优先考虑保护资产负债表，确保在未来的市场复苏中处于有利地位 [60] 问题: 进入陆上风电市场的计划 - 公司正在考虑进入陆上风电市场，但尚未确定具体时间和地点 [65][66] 问题: 长期价格假设对资本分配的影响 - 公司使用长期价格假设进行会计和业务决策，影响其在石油、天然气和可再生能源项目之间的优先级 [70] 问题: 交易业务的框架和风险 - 公司的交易业务主要基于资产支持的交易，利用仓储和运输能力优化市场波动中的收益 [74][75] 问题: 美国E&P业务的战略定位 - 美国是公司的重要市场，公司将继续寻找机会，但不急于进行资产买卖 [78] 问题: 生产指导和挪威天然气销量 - 公司预计2019年至2026年的平均年产量增长约为3%，尽管部分项目有所延迟 [81] - 挪威天然气销量将根据市场价格灵活调整，公司优先考虑价值而非产量 [81]

业绩总结 - 2020年第二季度，净收入为负251百万美元，调整后收益为354百万美元[3] - 2020年第二季度，MMP部门实现创纪录的1161百万美元收益[21] - 由于临时税收变化，调整后的税率为负82.3%[3] 成本与支出 - 实现价格下降约60%，上游成本较2019年第二季度下降近20%[3] - 2020年有望实现约7亿美元的成本削减[3] - 2020年有机资本支出预计为约85亿美元[11] 现金流与债务 - 现金流受到低商品价格的影响，2020年迄今的经营活动现金流为6859百万美元[8] - 净债务比率上升至29.3%，主要受低商品价格和2019年收益相关的税款影响[1] - 现金分红为每股9美分[1] 合同与市场扩张 - 挪威供应商自第二季度开始获得超过100亿挪威克朗的合同和框架协议[1] 投资者关系 - 投资者关系负责人为Helge Hove Haldorsen，联系方式为+1 281 224 0140[25] - 投资者关系官为leva Ozola，联系方式为+1 713 485 2682[25] - 电话会议日期为2020年7月24日[26]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度平均实现液体价格为每桶44.2美元，同比下降21% [10] - 平均发票天然气价格在欧洲和美国均下降41% [10] - 净自由现金流为3.62亿美元，税后调整后收益为6亿美元，同比下降60% [10][13] - 净债务比率为25.8%，较上季度增加2个百分点 [18] - 本季度净减值24.5亿美元，其中9亿美元与挪威勘探与生产相关，14亿美元与国际勘探与生产相关，其中11亿美元与北美资产相关 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 勘探与生产挪威部门调整后税前收益为19亿美元，同比下降40.6% [14] - 勘探与生产国际部门调整后税前收益为1500万美元，税后收益为1亿美元 [15] - MMP部门调整后税前收益为2.29亿美元，同比下降36.2% [16] - 可再生能源业务在本季度实现正收益，归属于其他部门 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 挪威政府宣布在6月削减挪威大陆架产量25万桶/天，下半年削减13.4万桶/天 [8] - 公司在巴西、墨西哥湾、阿塞拜疆和挪威报告了新发现，增加了未批准项目的储备 [17] - 可再生能源部门本季度生产了559吉瓦时，创下新纪录 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采取了多项措施加强财务状况，包括暂停股票回购计划、减少30亿美元的支出、发行50亿美元债券以及削减67%的季度股息 [7] - 公司致力于低碳未来战略，继续投资高质量的可再生能源项目 [8] - 公司预计2019年至2026年的平均年产量增长率为3% [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司面临新冠疫情和能源市场急剧下跌的双重打击，导致前所未有的供应过剩 [5] - 公司预计全球经济前景存在前所未有的不确定性，难以对2020年产量进行预测 [19] - 公司将继续关注成本控制和持续改进，以应对价格下跌和市场不确定性 [13] 其他重要信息 - 公司本季度支付了约9亿美元的税款和9亿美元的资本分配 [18] - 公司本季度的有机投资为23亿美元 [18] - 公司本季度的单位生产成本同比下降6% [11] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于净债务比率和股息增长的路径 - 公司净债务比率为25.8%，未来路径取决于市场发展和公司采取的进一步措施 [24] - 股息增长将根据市场条件、商品价格和公司财务实力进行评估 [25][26] 问题: 关于2021年资本支出的增加 - 2021年资本支出预计从85亿美元增加到100亿美元，主要由于公司强大的项目组合和灵活性 [30] - 公司将继续投资于高质量的项目，包括石油、天然气和可再生能源 [30] 问题: 关于天然气生产的削减 - 由于欧洲天然气价格低于2美元/百万英热单位，公司将部分天然气生产推迟到2021年及以后 [31] 问题: 关于长期价格假设对资产负债表的影响 - 公司使用未来三年的价格进行减值测试，长期价格假设为2030年80美元/桶 [37] - 如果价格曲线下降30%，可能导致150亿美元的税前减值 [40] 问题: 关于生产组合的风险 - 公司本季度产量同比增长3%，调整后同比增长6% [43] - 挪威政府可能对边际资产实施生产削减，但具体细节尚未确定 [45] 问题: 关于挪威大陆架生产削减的影响 - 挪威政府宣布的25万桶/天的削减主要针对液体生产，不包括天然气 [53] - 公司难以对2020年产量进行预测，需等待更多细节 [53] 问题: 关于价格差异的影响 - 本季度Dated Brent与ICE Brent的价差扩大至6-8美元，反映了市场需求疲软和供应过剩 [56] 问题: 关于可再生能源资本支出的分配 - 2020年和2021年可再生能源资本支出预计为5-10亿美元，2022-2023年为20-30亿美元 [61] 问题: 关于传统化石燃料与可再生能源项目的风险/回报 - 公司将继续平衡石油、天然气和可再生能源项目的投资，优先考虑经济效益 [75] 问题: 关于美国税收损失池的利用 - 公司在美国有约40亿美元的未确认递延税资产，预计在未来10年内逐步利用 [77] 问题: 关于挪威政府税收提案的影响 - 当前提案对项目盈亏平衡的改善有限，行业希望政府进一步改善盈利能力和流动性 [80] 问题: 关于当前人员减少对生产的影响 - 公司已减少海上人员配置，但仍能保持安全关键维护和生产 [83] - 本季度运营表现良好，产量创历史新高，成本下降 [84] 问题: 关于Baccalieu油田的投资决策 - Baccalieu是公司未批准项目之一，具体时间表将根据市场前景进行调整 [87] - 在当前环境下，公司可能要求项目重新评估以改善经济效益 [88]

财务表现 - 公司2019年净营业收入为93亿美元，较2018年的201亿美元有所下降[27] - 2019年调整后收益为135亿美元，税后收益为49.3亿美元[35] - 2019年净营业收入为93亿美元，较2018年的201亿美元下降，主要由于液体和天然气价格下降[35] - 2019年公司总收入为64,357百万美元，较2018年的79,593百万美元下降19.1%[89][95] - 挪威勘探与生产部门2019年净营业收入为9,631百万美元，较2018年的14,406百万美元下降33.1%[89] - 国际勘探与生产部门2019年净营业收入为-800百万美元，较2018年的3,802百万美元大幅下降[89] - 2019年公司净收入为1,851百万美元，较2018年的7,538百万美元下降75.4%[95] 资本分配与投资 - 公司2019年资本分配增加了42%，包括2019年推出的股票回购计划[27] - 公司2019年启动了50亿美元的股票回购计划[21] - 2019年有机资本支出为100亿美元[36] - 预计2020年和2021年平均有机投资为100-110亿美元，2022年和2023年为120亿美元[37] - 2020-2021年有机资本支出预计年均100-110亿美元，2022-2023年预计年均120亿美元[64] - 2020年勘探活动水平预计为14亿美元，不包括签字奖金和油田开发成本[64] - Equinor计划在2020年至2023年间每年投资5亿至30亿美元，主要用于海上风电项目[195] 股息与股票回购 - 公司提议2019年第四季度每股股息为0.27美元，较上一季度增长4%[27] 产量与储量 - 公司2019年每日油气权益产量为2,070千桶油当量[11] - 2019年总股本产量为207.4万桶油当量/天，平均盈亏平衡油价低于每桶35美元[36] - 公司2019年权益油气产量为2,074 mboe/天，较2018年的2,111 mboe/天下降1.8%[95] - 公司2019年已探明油气储量为6,004 mmboe，较2018年的6,175 mmboe下降2.8%[95] - Equinor在2019年的平均每日权益产量为1,235 mboe/day，较2018年的1,288 mboe/day有所下降，主要由于自然衰减、部分油田所有权减少以及灵活天然气产量下降[108] - Equinor运营的油田在2019年的平均每日权益产量为1,079 mboe/day，其中Troll Phase 1 (Gas)产量最高，达到165 mboe/day[112] - 合作伙伴运营的油田在2019年的平均每日权益产量为147 mboe/day，其中Ormen Lange产量最高，达到58 mboe/day[113] - Equinor在2019年的国际权益产量占其总权益产量的35%，其中美洲地区贡献了279 mboe/day的石油和NGL产量，以及29 mmcm/day的天然气产量[141][142] - 2019年，Equinor在美洲地区的平均每日权益产量为526 mboe/day，其中Appalachian (APB)油田贡献了200 mboe/day[143] - Equinor在巴西的Peregrino油田拥有60%的权益，2019年平均每日权益产量为37 mboe/day[143] - 2019年，Equinor在非洲的Block 17油田贡献了235 mboe/day的权益产量，占其国际液体权益产量的24%[143][152] 可再生能源 - 公司2019年可再生能源权益产量为1,000千兆瓦时[12] - 2026年可再生能源产能预计达到4-6吉瓦，约为当前产能的10倍[28] - 2019年可再生能源业务新增2.8吉瓦电力产能[37] - Equinor计划到2026年将可再生能源装机容量增加10倍，达到4至6吉瓦，并预计2022-2023年每年投资20至30亿美元用于可再生能源项目[61] - 2026年可再生能源权益发电能力预计在4至6吉瓦之间（包括Scatec Solar ASA的15.2%股份）[64] - 公司正在积极投资新能源，如海上风电和太阳能，以扩大能源生产并应对气候变化[71] - Equinor在2019年参与了总容量为1.3吉瓦的海上风电和太阳能资产，其中Equinor权益容量为0.5吉瓦[191] - Equinor的Sheringham Shoal海上风电场装机容量为317兆瓦，年发电量约为1.1太瓦时[193] - Dudgeon海上风电场年产量约为1.7 TWh，拥有67台涡轮机[194] - Hywind Scotland风电场年产量约为0.14 TWh，安装了5台6 MW涡轮机[194] - Arkona海上风电场年产量约为1.6 TWh，总容量为385 MW[194] - Dogger Bank风电场项目总容量为3600 MW，将成为全球最大的海上风电场[194] - Apodi太阳能发电厂年产量预计为0.34 TWh，装机容量为162 MW[196] - Guanizul 2A太阳能项目装机容量为117 MW，预计2020年上半年投入运营[197] - Equinor持有Scatec Solar ASA 15.2%的股份，后者拥有1.9 GW的太阳能资产[199] 安全与环境 - 公司2019年总可记录伤害频率（TRIF）为1.2每百万工作小时[13] - 公司2019年严重事故频率（SIF）为0.2每百万工作小时[14] - 公司2019年上游油气组合的CO2强度为9.5千克CO2每桶油当量[16] - Equinor的目标是到2050年将能源生产的净碳强度降低至少50%，并在2030年实现全球运营的碳中和[58] - Equinor计划到2030年将其在挪威运营的海上设施和陆上工厂的绝对温室气体排放量减少40%，预计需要投资约200亿挪威克朗[58] - Equinor通过无人机技术显著减少了陆上运营的甲烷排放[58] - Equinor在碳捕集与封存（CCS）领域拥有丰富经验，并计划在其他CCS项目中应用其技术[200] 国际业务 - 公司2019年员工遍布30多个国家[18] - 公司运营覆盖30多个国家，截至2019年12月31日，全球员工人数为21,412人[71] - 公司是欧洲市场第二大天然气供应商，并在巴西拥有最大的国际运营商地位[70] - Equinor的国际油气产量为83.9万桶油当量/天，占其总产量的40%，并计划在未来4年内实现70亿美元的税后有机现金流贡献[60] - Equinor在2019年收购了Scatec Solar的650万股，使其总持股比例达到15.2%，并参与了南美洲的两个太阳能项目[62] - Equinor在2019年完成了对Eagle Ford油田63%权益的剥离，交易于12月6日完成[145] - Equinor在2019年8月完成了对Caesar Tonga油田22.45%非运营权益的收购，有效日期为2019年1月1日[150] - Equinor在2019年12月完成了对Peregrino油田第三口井平台的安装工作，预计2020年底完成，延长油田寿命[150] - Equinor在2019年12月完成了对Block 17油田生产共享协议的延长至2045年，Sonangol将从2020年起获得5%的权益[152] - Equinor在2019年1月27日完成了对Block 15油田生产共享协议的延长至2032年，Sonangol将获得10%的权益[154] - Equinor在2019年12月完成了对Block 31油田生产共享协议的延长至2031年[154] - Equinor在尼日利亚Agbami深水油田持有20.2%的权益，并在OML 128区块持有53.85%的权益[155] - Equinor在阿尔及利亚In Salah和In Amenas气田的开发中与Sonatrach和BP合作，In Amenas气田的许可证已延长至2022年之后的五年[157] - Equinor在阿塞拜疆Azeri-Chirag-Gunashli油田持有7.27%的权益，并在该油田的Azeri Central East平台开发中持有8.71%的权益，预计2023年投产[159] - Equinor在英国北海的Mariner油田持有65.11%的权益，该油田于2019年8月开始生产[160] - Equinor在2019年国际勘探中完成了16口勘探井，并取得了7个商业发现和2个非商业发现[161] - Equinor在巴西Peregrino油田的第二阶段开发中持有60%的权益，预计2020年底开始生产[164][166] - Equinor在俄罗斯North Komsomolskoye油田持有33.33%的权益，并于2019年底决定进行全油田开发的第一阶段[167] - Equinor在巴西Bacalhau油田持有40%的权益，并正在评估两阶段开发计划以充分挖掘其价值潜力[169] - Equinor在坦桑尼亚Block 2区块持有65%的权益，并正在与坦桑尼亚政府讨论开发大型天然气发现的框架[171] - Equinor在英国Rosebank油田持有40%的权益，并于2019年5月获得为期三年的许可证延期[172] - Equinor的液化天然气（LNG）货物几乎全部从美国市场转向欧洲市场，原因是欧洲市场价格高于美国[180] 研发与创新 - 2019年公司研发重点包括优化现有资源生产、低碳解决方案、深水区域开发等[93] - Equinor在2019年通过数字化举措实现了4亿美元的税前现金流影响，并提前一个月启动了Johan Sverdrup项目[56] 油田开发与生产 - Johan Sverdrup油田于2019年10月首次产油，Equinor持有42.63%的权益，该油田通过283公里的管道将原油出口至Mongstad[115] - Troll油田是NCS上最大的天然气田，Equinor持有30.58%的权益，新压缩机的投入使用增加了天然气处理能力[117] - Gullfaks油田自1986年开始生产，Equinor持有51%的权益，该油田通过三个平台开发，并控制多个卫星油田[117] - Utgard油田跨越挪威和英国大陆架边界，Equinor在NCS部分的权益为38.44%[114] - Equinor在2019年7月出售了Lundin Petroleum AB的16%股份，换取了Johan Sverdrup油田2.6%的直接权益和现金对价[114] - Aasta Hansteen油田于2018年投产，Equinor持有51%的权益，2019年平均每日产量为58 mboe/day[112] - Oseberg Vestflanken 2于2018年10月投产，是挪威首个无人平台，由Oseberg油田中心远程控制[118] - Åsgard于2015年启动了全球首个海底天然气压缩装置，Trestakk于2019年7月投产[118] - Visund North于2018年9月投产，通过新的海底模板增加了两个新井[118] - Snefrid North气田于2019年9月投产，位于海底1309米深处，是挪威大陆架上最深的开发项目[119][120] - Equinor在2019年完成了26口勘探井，发现了11个商业和3个非商业性油气田[126] - Askeladd项目预计在2020年底首次产气，包括两个海底模板和42公里的回接管道[128] - Hywind Tampen项目预计在2022年底投产，将提供88兆瓦的浮动海上风电，满足Snorre和Gullfaks平台约35%的电力需求[128] - Johan Castberg项目预计在2022年底首次产油，包括30口井和10个海底模板[128] - Johan Sverdrup第二阶段预计在2022年底首次产油，将占该油田总产量的四分之一[129] - Mariner油田于2019年8月投产，预计将生产超过30年，支持700多个长期工作岗位[140] 炼油与终端 - Equinor的Mongstad炼油厂2019年原油和凝析油蒸馏能力为22.6万桶/天，热电联产厂（CHP）发电能力为280兆瓦，计划在2020年进行改造[182] - Mongstad炼油厂2019年实际吞吐量为1050万吨，较2018年的1150万吨有所下降，主要由于计划外停机增加[183] - Equinor在Kalundborg炼油厂的原油和凝析油蒸馏能力为10.8万桶/天，2019年实际吞吐量为500万吨[182][183] - Equinor在Tjeldbergodden甲醇厂的天然气处理能力为100万吨/年，2019年实际吞吐量为90万吨[183] - Equinor的Mongstad原油终端存储能力为940万桶，Sture原油终端为Oseberg运输系统的一部分[186] - Equinor在南巴哈马岛的South Riding Point终端存储能力为675万桶，2019年因飓风受损，修复工作将持续至2020年[186] 市场与经济环境 - 2019年全球经济增长率为2.6%，为金融危机以来最低[42] - 2019年西欧（英国、法国、德国、比利时、荷兰、西班牙和意大利）平均电价为43.9欧元/兆瓦时，较2018年下降20%[49] - 2019年欧盟排放交易体系（EU ETS）的二氧化碳平均价格为24.9欧元/吨，7月达到峰值29.8欧元/吨[49]

财务表现 - 2018年公司自由现金流达到31亿美元[14] - 2018年公司季度股息为每股0.26美元，同比增长13%[14] - 2018年公司净债务比率有所下降[14] - 公司2018年调整后税前收益为180亿美元，税后收益为67亿美元，净营业收入为201亿美元，净收入为75亿美元[18] - 公司2018年债务比率从29%降至22.2%，有机自由现金流为63亿美元，自由净现金流为31亿美元[18] - 公司2018年总收入为795.93亿美元，净营业收入为201.37亿美元[67] - 挪威勘探与生产部门2018年总收入为224.75亿美元，净营业收入为144.06亿美元[67] - 国际勘探与生产部门2018年总收入为123.99亿美元，净营业收入为38.02亿美元[67] - 市场营销、中游与加工部门2018年总收入为757.94亿美元，净营业收入为19.06亿美元[67] - 2018年总收入和其它收入为79,593百万美元，同比增长30.0%[72] - 2018年净收入为7,538百万美元，同比增长63.9%[72] - 2018年净债务与资本使用比率调整为22.2%，同比下降6.8个百分点[72] 产量与储备 - 2018年公司储备替代率达到创纪录水平，储备与生产比率接近9年[14] - 公司2018年石油和天然气产量达到历史新高，日均产量为211.1万桶油当量，储备替代率为213%，有机储备替代率为189%[18] - 公司预计2019年至2025年间年均产量增长率为3%，到2025年新项目的盈亏平衡价格约为每桶30美元[18] - 2018年权益油气产量为2,111 mboe/天，同比增长1.5%[72] - 2018年探明油气储量为6,175 mmboe，同比增长15.1%[72] - Equinor 2018年挪威大陆架（NCS）权益产量为1,288 mboe/天，占公司总产量的60%，并计划通过新项目开发和生产优化实现2025年历史高位的产量增长[41] - Equinor 2018年国际油气权益产量为823 mboe/天，占总产量的40%，创下历史新高，并在巴西、加拿大、英国和墨西哥湾等地获得新的勘探许可证[41] - 2018年Equinor运营油田的平均每日权益产量为470,000桶油当量/天，同比下降6.9%[84] - 2018年Equinor运营油田的总产量为1,090,000桶油当量/天，同比下降4.0%[86] - Troll油田（Equinor持股30.58%）是NCS上最大的天然气田，2018年平均每日权益产量为207,000桶油当量/天[86] - Gullfaks油田（Equinor持股51%）2018年平均每日权益产量为99,000桶油当量/天[86] - Ormen Lange油田（Equinor持股25.35%）2018年平均每日权益产量为72,000桶油当量/天[89] - 2018年Equinor在NCS上的总权益产量（包括合作伙伴运营油田）为1,288,000桶油当量/天，同比下降3.4%[84] - Equinor的国际产量占其总权益产量的39%，其中2018年的权益产量为34%[111] - 2018年美洲地区平均每日权益产量为245 mboe/day，同比增长31.7%[112] - 2018年非洲地区平均每日权益产量为168 mboe/day，同比下降14.7%[112] - 2018年欧亚地区平均每日权益产量为21 mboe/day，同比下降19.2%[112] - 2018年总平均每日权益产量为434 mboe/day，同比增长4.6%[112] - 2018年Appalachian油田平均每日权益产量为174 mboe/day[113] - 2018年Peregrino油田平均每日权益产量为37 mboe/day，Equinor持股60%[113] - 2018年Tahiti油田平均每日权益产量为28 mboe/day，Equinor持股25%[113] - 2018年Roncador油田平均每日权益产量为28 mboe/day，Equinor持股25%[113] - 2018年St. Malo油田平均每日权益产量为23 mboe/day，Equinor持股21.5%[113] - 2018年Caesar Tonga油田平均每日权益产量为16 mboe/day，Equinor持股23.55%[113] - 安哥拉深水区块17、15和31在2018年贡献了Equinor在挪威以外30%的权益液体产量[123] - Equinor在尼日利亚Agbami深水油田拥有20.2%的权益，该油田位于尼日尔三角洲中部海岸110公里处[123] - Equinor在阿塞拜疆ACG油田的权益从8.56%调整为7.27%，该油田的许可证已延长至2049年底[124] 新能源与可再生能源 - 公司计划在北海、波罗的海和美国东海岸进一步开发海上风电项目[15] - 公司在巴西和阿根廷进入太阳能项目，并收购了Scatec Solar ASA 10%的股份[15] - 公司收购了欧洲最大的短期电力交易商之一Danske Commodities[15] - 公司2018年可再生能源项目容量达到1.3吉瓦，进一步多元化其投资组合[19] - 公司2018年可再生能源发电量为1.25太瓦时[27] - Equinor计划到2030年将15-20%的投资用于新能源解决方案，包括海上风电、太阳能、氢能和碳捕集与封存（CCS）[41] - Equinor在2018年收购了Danske Commodities，以增强其在可再生能源领域的价值捕获能力[42] - 公司正在积极投资新能源，如海上风电和太阳能，以扩大能源生产并应对气候变化[46] - Equinor在2018年参与了总容量为1.3吉瓦的海上风电和太阳能资产，其中0.75吉瓦由Equinor运营，2018年可再生能源发电量为1.25太瓦时[157] - Equinor的Sheringham Shoal海上风电场拥有88台涡轮机，装机容量为317兆瓦，年发电量约为1.1太瓦时[158] - Equinor的Dudgeon海上风电场自2017年11月开始运营，拥有67台涡轮机，年发电量约为1.7太瓦时[158] - Equinor的Hywind Scotland风电场是浮动风电试点项目，拥有5台6兆瓦涡轮机，年发电量约为0.14太瓦时[159] - Equinor的Arkona海上风电场拥有60台涡轮机，装机容量为385兆瓦，预计2019年初全面投入运营[159] - Equinor与SSE共同运营的Dogger Bank风电场项目总容量为4,800兆瓦，可能是全球最大的海上风电场开发项目[159] - 公司预计风电场将满足Snorre A、Gullfaks A、B和C五个平台超过三分之一的电力需求，在风大的月份这一比例将显著提高[160] - 公司在波兰的Bałtyk I、II和III三个海上风电开发项目中持有50%的权益，这些项目总潜在容量超过2,500 MW[160] - 公司在美国纽约的风能租赁区中标，租赁面积为321平方公里，潜在开发容量高达2,000 MW，中标价格为4,250万美元[161] - 公司在美国马萨诸塞州的风能租赁区中标，租赁面积为521平方公里，潜在开发容量为2,000 MW，中标价格为1.35亿美元[161] - 公司在巴西的Apodi太阳能发电厂持有43.75%的权益，装机容量为162 MW，预计每年提供0.34 TWh的太阳能电力[162] - 公司在阿根廷的Guanizul 2A太阳能项目中持有50%的权益，预计2019年底投入运营，装机容量为117 MW[162] - 公司通过Northern Lights项目开发碳捕集与封存（CCS）基础设施，初始存储能力为每年150万吨CO2[165] - 公司通过Equinor Energy Ventures基金投资低碳和新能源解决方案，已承诺近1亿美元，持有8项直接投资[166] 勘探与开发 - 2019年公司预计在勘探上投入约17亿美元[14] - Equinor 2019年有机资本支出预计为110亿美元，勘探活动支出预计为17亿美元[43] - Equinor预计2019年产量与2018年持平，全年维护活动将减少约40 mboe/天的权益产量[43] - Equinor在2018年完成了18口勘探井，并发现了9个商业和3个非商业性油田[97] - Equinor在2018年的总勘探井数为18口，其中北海5口，挪威海8口，巴伦支海5口[98] - Johan Sverdrup油田的第一阶段开发预计在2019年底投产，第二阶段预计在2022年底投产[100] - Johan Castberg油田的开发计划已获批准，预计在2022年底投产[100] - Martin Linge油田的开发预计在2020年投产[101] - Snorre扩展项目预计在2021年投产，将延长油田寿命至2040年以后[101] - Njord未来项目预计在2020年底投产，将延长Njord和Hyme油田的开采至2040年[101] - Ærfugl油田的开发计划已获批准，预计在2020年底投产[101] - Troll第三阶段开发预计在2021年投产，将延长油田寿命至2050年以后[101] - Equinor在2018年增加了挪威以外的勘探活动，并在美国墨西哥湾、坦桑尼亚和巴西钻探了海上井[125] - Equinor在2018年完成了6口国际勘探井，其中1口为非商业发现[127] - Equinor在巴西Peregrino油田的第二阶段开发预计将在2020年底开始生产[131] - Equinor在英国Mariner油田的开发预计将在2019年开始生产[132] - Equinor在2018年完成了对Cobalt International Energy在North Platte发现中40%权益的收购[133] - Equinor在巴西Carcará油田的40%权益正在考虑分阶段开发[134] - Equinor在坦桑尼亚Block 2的勘探许可证在2018年到期，但正在与坦桑尼亚当局沟通以延长许可证[136] 环境与安全 - 公司2018年严重事故频率为0.5（每百万工作小时），较2017年的0.6有所下降[21] - 公司2018年上游二氧化碳排放强度为每桶9千克，甲烷排放强度为0.03%[27] - Equinor在2018年实现了历史最低的严重事故频率，并继续推进其数字化路线图，包括建设基于云的数据平台[40] - Equinor在挪威的石油和天然气业务需遵守广泛的健康、安全和环境法规[199] - Equinor的石油和天然气业务必须符合合理的安全标准，考虑工人安全、环境和设备经济价值[200] - 挪威石油法要求石油业务保持高水平安全，并随技术发展不断提升[200] - Equinor需制定应急计划以应对石油业务中的紧急情况[200] - 在紧急情况下，挪威劳动部、渔业和海岸事务部或海岸管理局可决定其他方提供必要资源[200] 市场与价格 - 2018年欧洲天然气价格波动显著，NBP价格从年初的7.8 USD/MMBtu降至3月的15 USD/MMBtu，随后回落至7 USD/MMBtu，全年平均价格为8.0 USD/MMBtu，较2017年的5.8 USD/MMBtu增长38%[36] - 2018年北美Henry Hub天然气价格保持稳定，全年平均价格为3.15 USD/MMBtu，较2017年增长6%，冬季价格曾达到7 USD/MMBtu[36] - 2018年亚洲LNG价格波动较大，12月价格从年初的10.6 USD/MMBtu降至9 USD/MMBtu以下，全年平均价格为9.7 USD/MMBtu[36] - 公司2018年天然气内部转移平均价格为5.65美元/mmbtu，较2017年的4.33美元/mmbtu有所上升[61] - 公司2018年平均布伦特原油价格为每桶71美元，有机资本支出为99亿美元，低于最初指导的110亿美元[18] 公司战略与运营 - 公司继续致力于在低油价环境下保持现金流为正，目标为每桶50美元以下[14] - 公司计划通过运营卓越、世界级回收、领先项目交付、优质市场准入和数字领导力来开发长期价值[15] - 公司2018年研发投入主要集中在低成本、低碳解决方案和标准化技术的再利用[70] - 2018年Equinor在挪威大陆架获得了31个许可证，其中17个为运营商[77] - 2018年Equinor出售了Ekofisk地区的两个天然气和凝析油发现权益，总交易金额为470百万美元[78] - 2018年Equinor在挪威海的Njord地区通过互换交易增加了权益份额[78] - Shetland/Lista二期开发运营计划于2019年1月15日提交给石油和能源部，预计通过注水和新的水平井将Gullfaks油田的产量增加1700万桶[79] - Equinor在2018年成熟区域预定义区域招标中获得29个许可证，其中13个为运营商[79] - 2019年1月7日，Equinor在卑尔根Sandsli开设了两个新的陆上数字支持中心，预计将提高价值创造、改善安全性并减少排放[79] - 2018年，Equinor及其合作伙伴在挪威大陆架（NCS）上发现了9个商业性油气田[79] - Equinor在挪威海和北海的多个项目中持有显著权益，包括Johan Sverdrup项目（40.03%）和Troll项目（30.58%）[172] - 公司在全球范围内运营超过30个国家的业务，并遵守多种法律和监管框架，包括企业所得税和生产共享协议（PSA）[173] 政府与监管 - 挪威政府通过挪威石油和能源部（MPE）管理Equinor的石油活动，并负责资源管理和许可证发放[178] - 挪威国家在Equinor的股东大会上拥有投票权，特别是在公司发行新股时，可能需获得挪威议会的批准[180] - 挪威国家通过Petoro AS管理其在挪威大陆架（NCS）上的直接财务利益（SDFI），并在某些情况下拥有否决权[184] - Equinor在挪威大陆架上的生产许可证通常初始勘探期为6年，最长可达10年，之后可延长至30年[180] - 挪威国家通过Gassled管道网络将天然气运输至英国和欧洲大陆客户，运输费用基于预订容量而非实际运输量[182][183] - 在美国，Equinor的石油活动受到联邦、州和地方政府的多重监管，各州对油气开发有不同的法规[184][188] - 巴西的石油许可证主要通过特许权制度或生产共享制度发放，特许权通常为期30年，勘探期为2至8年[190][192] - 在巴西的预盐区域，Petrobras拥有优先成为唯一运营商的权力，并至少持有30%的参与权益[193] - 巴西的生产共享合同通常为期35年，勘探期可延长，但总合同期限不变[195] - 在巴西进行油气勘探和开发的公司必须获得巴西联邦环境保护局（IBAMA）的环境许可证[197] - 巴西法人实体的收入和资本收益需缴纳企业所得税和净利社会贡献税[198] - 非居民在巴西出售或处置资产所得收益需缴纳预扣所得税[198] - 社会安全融资贡献和社会整合计划贡献是对月总收入征收的联邦税[199]