财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度税后运营现金流为100亿美元 [9] - 公司第二季度调整后收益为76亿美元，税后为50亿美元 [21] - 净营业收入为177亿美元，税后净收入为68亿美元 [21] - 公司第二季度每股现金股息为0.20美元，并宣布将特别现金股息从0.20美元增加到0.50美元 [15] - 公司股票回购计划从50亿美元增加到最高60亿美元 [16] - 公司资本分配总额从100亿美元增加到130亿美元 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 挪威上游业务第二季度调整后收益为140亿美元，税后超过30亿美元 [23] - 国际上游业务（不包括美国）调整后收益超过11亿美元，税后为7亿美元 [24] - 美国上游业务调整后收益接近9亿美元，简化现金流超过11亿美元 [24] - 中游和营销业务调整后收益超过13亿美元 [25] - 可再生能源业务调整后亏损为4200万美元，运营资产调整后收益为3200万美元 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司第二季度天然气产量比去年同期增加了18% [9] - 公司第二季度液体平均发票价格为每桶107美元，比上一季度上涨约10美元 [20] - 欧洲天然气价格在第二季度有所回落，但进入第三季度后再次上涨 [20] - 公司第二季度电力产量比去年同期增加了15%，达到325吉瓦时 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续投资于能源安全和能源转型，同时保持成本和资本纪律 [8] - 公司通过收购Triton Power和East Point Energy等公司，推进新能源价值链的发展 [12][13] - 公司获得了Smeaheia项目的二氧化碳储存许可证，年储存能力为2000万吨 [14] - 公司将继续推进海上风电项目，尽管全球供应链瓶颈影响了项目进度 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为能源市场将继续紧张和波动，尤其是在欧洲 [37] - 公司预计亚洲，特别是中国从疫情中恢复将推动能源需求增长 [6] - 公司认为当前的高能源价格和通胀压力将对全球经济产生不确定性 [6] - 公司将继续通过优化生产和供应链来应对成本压力 [21] 其他重要信息 - 公司第二季度安全指标显示，12个月平均严重事故频率为0.5，总可记录伤害频率为2.5 [16] - 公司预计2022年全年投资约为100亿美元，主要集中在后半年 [30] - 公司第二季度支付了73亿挪威克朗（约7.8亿美元）的税款 [27] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司如何考虑股东回报的财务框架？ - 公司强调最好的投资是将资金用于高回报的业务项目，同时保持强劲的资产负债表 目标是15%至30%的净债务比率 公司将继续平衡现金股息和股票回购 [34][35] 问题: 公司如何看待欧盟提出的15%需求削减计划？ - 公司认为欧洲天然气市场将继续紧张 需求削减计划的影响尚不明确 公司将继续增加天然气供应以支持市场 [36][37] 问题: 公司如何看待与Cheniere的15年天然气合同？ - 公司表示将继续寻找符合其战略的长期合同 欧洲天然气供应是优先考虑的方向 [40] 问题: 公司如何应对成本通胀压力？ - 公司通过提前锁定合同和优化供应链来缓解成本压力 特别是在已批准的项目中 成本压力较小 [41][42] 问题: 公司如何看待LNG市场的未来发展？ - 公司将继续关注欧洲市场的需求 同时也会在美国市场寻找机会 [45] 问题: 公司如何考虑净债务比率的调整？ - 公司将继续坚持15%至30%的净债务比率目标 尽管当前净债务为负 但公司认为这一指标在长期内仍然适用 [54] 问题: 公司如何维持高水平的天然气产量？ - 公司将继续通过优化生产和推迟维护来维持高水平的天然气产量 同时评估长期可持续性 [58][59] 问题: 公司如何看待Peregrino项目的经济和环境表现？ - Peregrino项目符合公司的能源转型计划 公司将继续平衡能源供应和减排目标 [64][65] 问题: 公司如何考虑额外的股东回报？ - 公司将继续根据现金流和投资需求来平衡股东回报 特别是在当前高现金流的背景下 [68][69] 问题: 公司如何评估挪威天然气生产的未来？ - 公司预计2022年产量增长2% 并将在下半年推出多个新项目 [74][75] 问题: 公司如何看待税收分期付款的影响？ - 公司解释了税收分期付款的机制 并指出当前的低税收分期付款与新的税收制度有关 [76] 问题: 公司如何考虑增加天然气相关项目的投资？ - 公司将继续评估符合其战略和回报标准的天然气项目 同时考虑成本通胀的影响 [83][84] 问题: 公司是否会加速支付税款？ - 公司将根据市场价格决定是否加速支付税款 [85]

公司报告发布与签署 - 公司于2022年6月30日发布了一份新闻稿，内容已作为附件99.1并入本报告[4][5] - 公司首席财务官Ulrica Fearn于2022年6月30日签署了本报告[7] 公司注册信息 - 公司注册地址为FORUSBEEN 50, N-4035, STAVANGER[2] 报告提交与合规性 - 公司提交了Form 6-K报告，符合1934年证券交易法的规定[7]

资本分配与股东回报 - 2021年Equinor的资本分配包括股息支付和股票回购[19] - 2021年总股东回报率为62%，使公司进入同行中的第一四分位[29] - 2021年现金股息从第一季度的每股0.15美元增加到第三季度的每股0.18美元，第四季度提议每股0.20美元的现金股息和相同金额的特别季度股息[29] 项目开发与投资 - Equinor在2021年获得了17个新的挪威大陆架生产许可证，并开始建设CO2运输和储存的陆上设施[21] - Equinor在2021年决定开发Askeladd West项目，增加了资源基础并延长了Hammerfest LNG的高原生产期[21] - Equinor在2021年提交了进一步投资Oseberg的计划，以增加天然气产量并减少CO2排放[21] - Equinor在2021年增加了Statfjord油田的股份，并批准了Troll C的电气化和Troll B的部分电气化计划，每年减少近50万吨CO2排放[21] - Equinor在2021年提交了Dogger Bank C的最终投资决定，这是英国东海岸世界上最大的风电场开发的第三阶段[21] - Equinor在2021年推出了Hydrogen to Belgium项目，旨在开发比利时低碳天然气的生产[21] - Equinor在2021年在挪威大陆架上进行了8次商业发现，其中几次靠近现有基础设施[21] - Equinor在2021年批准了多个重要项目，包括Åsgard B低压项目和Breidablikk油田开发计划，投资额约为14亿挪威克朗[69] - Equinor在2021年对巴西海岸的Bacalhau油田第一阶段做出了最终投资决定，并在安哥拉的17号区块启动了两个卫星项目[72] - Equinor预计到2026年将显著增加可再生能源项目的装机容量，到2030年将增加到12至16吉瓦[74] - Equinor正在开发Dogger Bank海上风电场，总装机容量为3.6吉瓦，预计将满足英国5%的电力需求[75] - Equinor正在评估美国东北部蓝氢和碳捕集与封存（CCS）的潜力，以围绕其陆上天然气资产建立低碳价值链[73] - Equinor在2021年推出了挪威能源中心计划，旨在通过投资新的可再生能源和低碳产业，推动挪威向可持续能源转型[69] - Equinor与bp完成美国Empire Wind和Beacon Wind资产的50%股权交易，标志着双方在海上风电领域的战略合作迈出第一步[76] - Equinor与韩国East-West Power签署谅解备忘录，合作开发3吉瓦的韩国海上风电项目[77] - Equinor与Vårgrønn合作，计划在挪威北海Utsira North开发浮式海上风电项目[77] - Equinor、RWE Renewables和Hydro REIN签署合作协议，计划在挪威北海Southern North Sea 2区域开发大规模固定式海上风电场[78] - Equinor正在建设Hywind Tampen，这将是全球首个连接油气设施的浮式风电场，预计浮式风电技术将在2030年实现商业化[79] - Equinor收购波兰可再生能源开发商Wento的100%股权，进一步扩大其在波兰的可再生能源业务[81] - Equinor预计2022-2023年有机资本支出年均约为100亿美元，2024-2025年增至年均120亿美元[83] - Equinor计划通过部分电气化挪威Kårstø天然气处理厂，减少0.5百万吨二氧化碳排放[81] - Equinor的Northern Lights碳捕集与封存项目预计于2024年投入运营，标志着欧洲商业CCS的重要里程碑[81] - Equinor在2021年完成了18口勘探井，并发现了8个商业性油气田[182] - Askeladd项目是Snøhvit气田的扩展项目，预计2022年下半年首次产气[184] - Breidablikk油田计划于2024年上半年首次产油，通过海底解决方案与Grane平台相连[186] - Hywind Tampen项目是88兆瓦的浮式海上风电试点项目，预计2022年第四季度投产，为Snorre和Gullfaks平台提供约35%的年电力需求[187] - Johan Castberg项目预计2024年第四季度首次产油，受COVID-19影响进度有所延迟[188] - Johan Sverdrup二期项目预计2022年第四季度首次产油，尽管COVID-19导致挪威船厂进度有所放缓[189] 能源转型与低碳解决方案 - Equinor计划通过部分电气化Sleipner油田中心，每年减少超过15万吨的CO2排放[21] - Equinor在2021年提交了进一步投资Oseberg的计划，以增加天然气产量并减少CO2排放[21] - Equinor在2021年增加了Statfjord油田的股份，并批准了Troll C的电气化和Troll B的部分电气化计划，每年减少近50万吨CO2排放[21] - Equinor在2021年推出了Hydrogen to Belgium项目，旨在开发比利时低碳天然气的生产[21] - 2021年可再生能源和低碳解决方案的投资占总投资的比例从4%增加到11%，预计到2025年将超过30%，2030年将超过50%[35] - Equinor计划通过优化油气组合、发展可再生能源和低碳解决方案来实现能源转型[61] - Equinor的目标是在欧洲碳捕集与封存（CCS）市场中占据超过25%的市场份额[61] - Equinor计划到2030年将集团范围内的排放量减少50%，并到2035年将能源提供的净碳强度减少40%[65] - Equinor正在评估美国东北部蓝氢和碳捕集与封存（CCS）的潜力，以围绕其陆上天然气资产建立低碳价值链[73] - Equinor的Northern Lights碳捕集与封存项目预计于2024年投入运营，标志着欧洲商业CCS的重要里程碑[81] 财务表现与市场状况 - 2021年净收入约为86亿美元，相比2020年的净亏损55亿美元有显著改善[29] - 2021年调整后的净负债比率从2020年的32%降至负值[29] - 2021年净营业收入为340亿美元，平均资本回报率从上一年的2%增加到23%[35] - 2021年石油和天然气产量同比增长约3%[35] - 2021年全球经济增长预期为4.2%，但风险偏向下行[44] - 2021年布伦特原油年均价格从2020年的41.7美元/桶上涨至70.7美元/桶[45] - 2021年全球原油市场出现1.1百万桶/日的赤字，全年赤字达400百万桶[45] - 2021年欧洲天然气价格平均为15.8美元/mmBtu，是2020年3.2美元/mmBtu的五倍[55] - 2021年美国亨利港天然气现货价格平均为3.9美元/mmBtu，较2020年的2.0美元/mmBtu几乎翻倍[56] - 2021年全球LNG价格波动剧烈，最低为5.56美元/mmBtu，最高为56.33美元/mmBtu，平均为18.6美元/mmBtu[57] - 2021年欧洲电力价格平均为112.5欧元/MWh，是2020年的三倍多[58] - 2021年欧盟碳排放交易体系（ETS）价格达到历史高点，12月8日达到90欧元/吨[58] - 2021年Equinor集团总收入为90,924百万美元，较2020年的45,818百万美元增长98.5%[135] - 2021年挪威地区总收入为72,127百万美元，占总收入的79.3%，其中原油收入为30,731百万美元，天然气收入为25,419百万美元[138] - 2021年E&P Norway部门净营业收入为30,471百万美元，较2020年的3,097百万美元大幅增长884%[135] - 2021年E&P USA部门净营业收入为1,150百万美元，较2020年的-3,512百万美元扭亏为盈[135] - 2021年Renewables部门总收入为1,411百万美元，较2020年的181百万美元增长679%[135] - 2021年Equinor集团净债务与资本使用比率为2.2%，较2020年的36.5%大幅改善[141] - 2021年Equinor集团ROACE（资本使用回报率）为22.7%，较2020年的1.8%显著提升[141] - 2021年Equinor集团每股收益为2.64美元，较2020年的-1.69美元实现扭亏为盈[141] - 2021年Equinor集团平均布伦特原油价格为70.7美元/桶，较2020年的41.7美元/桶上涨69.5%[141] - 2021年Equinor集团探明油气储量为5,356百万桶油当量，较2020年的5,260百万桶油当量增长1.8%[141] 产量与资源基础 - Equinor在2021年第四季度向欧洲的天然气供应量比2020年增加了16.5%[21] - Equinor在2021年通过探索和增加油气回收，增加了高利润的产量，并在现有基础设施附近进行了八次商业发现[69] - Equinor在2021年的平均每日权益产量为643,000桶油当量，其中自营油田产量为585,000桶油当量，合作伙伴运营的油田产量为58,000桶油当量[156] - Equinor在2021年的天然气产量为115百万立方米/天，其中自营油田产量为101百万立方米/天，合作伙伴运营的油田产量为13百万立方米/天[156] - Equinor在Johan Sverdrup油田的权益为42.63%，2021年平均日产量为231千桶油当量/天[160] - Troll油田（Equinor权益30.58%）是挪威大陆架上最大的天然气田，2021年平均日产量为198千桶油当量/天[160][163] - Gullfaks油田（Equinor权益51.00%）自1986年投产以来，已开发多个卫星油田，2021年平均日产量为88千桶油当量/天[160][165] - Oseberg油田（Equinor权益49.30%）是挪威首个无人平台，2021年平均日产量为126千桶油当量/天[160][166] - Aasta Hansteen油田（Equinor权益51.00%）是挪威大陆架上最深的油田开发，2021年平均日产量为76千桶油当量/天[160][171] - Visund油田（Equinor权益53.20%）于2018年投产了Visund North提高采收率项目，2021年平均日产量为68千桶油当量/天[160][170] - Åsgard油田（Equinor权益34.57%）是世界上首个海底天然气压缩系统，2021年平均日产量为49千桶油当量/天[160][168] - Martin Linge油田（Equinor权益70.00%）于2021年6月投产，2021年平均日产量为23千桶油当量/天[160][169] - Snøhvit油田（Equinor权益36.79%）是巴伦支海首个油田开发项目，预计2022年下半年投产Askeladd阶段1[172] - Ormen Lange油田（Equinor权益25.35%）是挪威海的一个深水气田，2021年平均日产量为51千桶油当量/天[161][173] - Ærfugl气田和Snadd Outer气田通过海底开发与Skarv浮式生产储油船相连，位于挪威海，距离Sandnessjøen约200公里[175] - Ivar Aasen油田位于北海，通过固定钢架与Edvard Grieg平台相连，进行进一步处理和出口[176] - Goliat油田是巴伦支海首个开发的油田，通过海底井与圆形浮式生产储油船相连，原油通过穿梭油轮运输[177] - Ekofisk区域包括Ekofisk、Tor、Eldfisk和Embla油田，Marulk气田通过海底开发与Norne浮式生产储油船相连[178] - Johan Sverdrup油田的石油产量在2021年上半年增加到每天535,000桶，比2019年10月投产时的预期高出100,000桶[149] - Equinor及其合作伙伴在2021年进行了8次商业发现，并在2020年预定义区域轮次中获得了17个许可证（10个为运营商）[150] - Equinor计划投资约8.5亿挪威克朗用于Sleipner油田中心的部分电气化，预计2022年底连接到Utsira高功率中心[150] - Equinor及其合作伙伴决定进一步开发Åsgard油田，投资约14亿挪威克朗用于Åsgard B低压项目，预计2023年开始低压生产[150] - Equinor及其合作伙伴决定开发Askeladd West，预计投资32亿挪威克朗，计划2025年第四季度首次产气[152] - Equinor及其合作伙伴计划投资约186亿挪威克朗开发Breidablikk油田，预计2024年上半年开始生产[152] - Equinor及其合作伙伴计划投资约79亿挪威克朗用于Troll West电气化项目，预计Troll B部分电气化在2024年完成，Troll C在2026年完全电气化[152] 业务调整与退出 - Equinor在2021年退出了澳大利亚、爱尔兰、哈萨克斯坦、墨西哥、尼加拉瓜和南非等国家的油气业务，并出售了多个资产[71] - Equinor在2021年宣布退出多个资产和国家，以提高业务的稳健性和盈利能力[29] 技术创新与战略 - Equinor正在制定新的技术战略，以保持在能源转型的前沿，并通过内部研发、与学术机构合作、投资初创公司等方式推动技术创新[98][99] - Equinor的竞争地位受到内部因素（如成本、运营效率、技术开发）和外部因素（如环境法规、政府政策）的影响[102] - Equinor正在优化其石油和天然气组合，并探索海上风电、太阳能、氢能和碳捕集与封存（CCUS）等新业务机会[104] - Equinor的技术、数字与创新业务（TDI）负责推动技术创新和数字化转型，以支持公司在能源行业的前沿地位[123] 组织结构与业务领域 - Equinor在2021年6月1日调整了公司结构，成立了七个业务领域和五个公司中心单位，以支持其战略目标的实现[110] - Equinor的美国业务（EPUSA）在2021年贡献了公司总权益产量的18%[117] - Equinor的可再生能源业务（REN）旨在通过结合其石油和天然气领域的专业知识，推动风能、太阳能和其他可再生能源的发展[120] 市场地位与运营范围 - Equinor是欧洲市场第二大天然气供应商，并在全球约30个国家运营，截至2021年12月31日，全球员工人数为21,126人[93] - Equinor目前有30-35个项目处于早期阶段，正在逐步成熟并等待批准[95] - Equinor在多个项目中持有不同比例的权益，例如Vigdis boosting station项目持有41.50%的权益，Zinia phase 2项目持有22.15%的权益[96]

报告提交与获取 - Equinor ASA于2022年3月18日提交了2021年度的20-F表格年度报告，包含截至2021年12月31日的经审计财务报表[4] - 2021年度报告和20-F表格可从Equinor官网下载，股东可免费索取纸质版年度报告[5][6] 联系人信息 - Equinor的投资者关系联系人：Peter Hutton，高级副总裁，电话：+44 7881 918 792[7] - Equinor的媒体联系人：Ola Morten Aanestad，新闻发言人，电话：+47 480 80 212[8] 法规与签署 - 该报告根据欧盟市场滥用法规、挪威证券交易法第3-1条和第5-12条披露[9] - 报告由首席财务官Ulrica Fearn签署[11]

业绩总结 - 2021年净自由现金流为250亿美元，资本分配后回报率为23%[16] - 2021年第四季度调整后税后净收入为139亿美元[44] - 2021年第四季度液体和天然气的综合价格超过100美元/桶[44] - 2021年自由现金流超过200亿美元，单位生产成本为每桶5美元[77] - 2021年可采储量替代率（RRR）为113%[100] 未来展望 - 预计2022-2026年自由现金流为250亿美元，基于每桶65美元的油价假设[25] - 预计2022至2026年将产生约250亿美元的自由现金流[74] - 预计2022至2030年，公司的资本回报率（RoACE）预计超过14%[35] - 预计2022年布伦特原油价格为80美元/桶，欧洲天然气价格为30美元/千立方米[105] - 预计到2030年，公司的净碳强度将减少20%[109] 用户数据与市场扩张 - 2021年在挪威大陆架的天然气生产增长超过5%[21] - 2021年实现了8个商业发现，新增资源和储量约为300百万桶油当量（mboe）[77] - 计划到2030年实现12-16GW的可再生能源装机容量[24] - 预计到2026年，公司的可再生能源装机容量将增加至4-6 GW[109] - Equinor在巴西的Apodi太阳能项目装机容量为162 MW，运营阶段的股权比例为44%[114] 新产品与新技术研发 - 公司计划到2030年将净碳强度减少40%[26] - 离岸风电项目的名义股本回报率为6-10%[93] - Apodi项目的固定电价为每MWh 104美元，支持期为20年[116] - Empire Wind 1项目的合同价格为每MWh 86美元，支持期为25年[116] - Hywind Scotland的支持水平为每MWh 3.5 ROCs，支持期为20年[116] 资本分配与股东回报 - 2021年第四季度现金分红为每股20美分，计划在2022年继续增长[32] - 2022年预计的年度股票回购计划为50亿美元，整体资本分配总额为100亿美元[34] - 2022年将进行四个季度的特别现金分红，每股20美分，需经股东大会批准[72] - 2022年计划的年度股票回购总额从12亿美元增加至50亿美元，第一批回购额为10亿美元[73] - 2022年资本支出（Capex）预计为15亿美元，2024-2025年将保持在10亿美元的年均水平[78] 负面信息 - 公司的可采储量（SEC）为7.5年[100] - 公司的液体资源占总资源的约50%[100] - 预计2022年，油价每桶上涨10美元将导致净收入增加3.0亿美元[103] - 公司的上游二氧化碳强度目标为每桶油当量低于8公斤[109]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司税后调整后收益达到100亿美元，创下历史新高 [10] - 2021年自由现金流达到250亿美元，资本回报率为23%，远超6月给出的预期范围 [11] - 2021年上游业务的碳排放强度为每桶油当量7千克CO2，较行业平均水平低一半 [12] - 2021年可再生能源业务录得14亿美元的资本收益 [12] - 2021年第四季度向欧洲输送的天然气量同比增长16.5%，全年增长5% [16][37] - 2021年第四季度运营现金流达到113亿美元，覆盖了全年80亿美元的有机资本支出 [38] - 2021年全年净债务比率降至负值，较2020年底下降了30个百分点 [47] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油和天然气业务：2021年产量增长超过3%，高于预期的2% [10] 2022-2026年预计将产生超过400亿美元的自由现金流 [20] - 可再生能源业务：2021年发电量增长10%，达到526吉瓦时 [40] 预计到2025年，可再生能源和低碳解决方案的投资将占总投资的30%以上，到2030年将超过50% [24] - 低碳解决方案业务：公司在氢能价值链和碳捕集与封存（CCS）领域取得进展，预计到2035年将具备每年运输和封存1500万至3000万吨CO2的能力 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲市场：2021年第四季度向欧洲输送的天然气量同比增长16.5%，全年增长5% [16][37] 欧洲天然气库存低，预计2022年夏季需要注入800亿立方米天然气，这将支撑价格 [126] - 国际市场：公司在巴西和加拿大等地的勘探项目取得进展，预计未来几年将带来更多产量 [108][109] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于优化石油和天然气业务、推动可再生能源高价值增长以及开发低碳解决方案 [6] 目标是到2030年将集团范围内的净排放量减少50%，同时保持高价值创造和回报增长 [6] - 公司在可再生能源领域的竞争加剧，但仍保持4%至8%的实际项目回报预期 [21] 预计到2025年，可再生能源和低碳解决方案的投资将占总投资的30%以上，到2030年将超过50% [24] - 公司计划通过海上风电、氢能和碳捕集与封存（CCS）等项目推动能源转型 [22][23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为全球供应链中断和通胀压力是行业面临的挑战，公司将通过成本控制和资本纪律来应对 [17] 欧洲天然气市场的复杂性增加了能源转型的挑战，但公司将继续通过优化天然气产量来应对 [14][15] - 管理层对低碳解决方案市场的前景表示乐观，预计未来几年将有更多项目进入最终投资决策阶段 [89] 公司计划通过氢能和碳捕集与封存（CCS）等项目推动能源转型 [22][23] 其他重要信息 - 公司宣布了新的气候目标，计划到2030年将运营中的净排放量减少50%，其中90%将通过绝对减排实现 [26] 这一目标与《巴黎协定》的1.5度路径一致 [26] - 公司计划通过海上风电、氢能和碳捕集与封存（CCS）等项目推动能源转型 [22][23] 预计到2035年将具备每年运输和封存1500万至3000万吨CO2的能力 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 股东分配政策 - 公司计划通过现金股息和股票回购相结合的方式优化资本结构，2022年计划分配总额高达100亿美元，其中约一半为现金股息，另一半为股票回购 [33][60] - 公司表示将根据长期基础收益和商品价格前景灵活调整股东分配政策 [64][65] 问题: 低碳解决方案的进展 - 公司在氢能和碳捕集与封存（CCS）领域取得进展，预计未来几年将有更多项目进入最终投资决策阶段 [89] 公司计划到2035年具备每年运输和封存1500万至3000万吨CO2的能力 [23] - 公司预计到2030年，碳捕集与封存的成本将低于每吨100欧元，与欧洲碳排放交易体系（ETS）价格相当 [77] 问题: 可再生能源业务的竞争和成本压力 - 公司在可再生能源领域的竞争加剧，但仍保持4%至8%的实际项目回报预期 [21] 公司表示将通过严格的资本纪律和成本控制来应对通胀压力 [80][81] - 公司表示将继续通过有机增长和选择性并购来扩大可再生能源业务 [100][122] 问题: 天然气市场的展望 - 公司预计欧洲天然气市场将在2022年保持强劲，夏季需要注入800亿立方米天然气，这将支撑价格 [126] 公司计划通过优化天然气产量和灵活的贸易策略来应对市场波动 [94][127] 问题: 碳排放目标的调整 - 公司宣布了新的气候目标，计划到2030年将运营中的净排放量减少50%，其中90%将通过绝对减排实现 [26] 这一目标与《巴黎协定》的1.5度路径一致 [26]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度调整后收益为98亿美元，去年同期为78亿美元，同比增长显著 [10] - 第三季度运营现金流为108亿美元，税后为90亿美元，显示出强劲的现金流表现 [4] - 公司净债务比率为132%，较上一季度有所改善 [19] - 第三季度公司税率为716%，高于上一季度的66%，主要由于挪威大陆架的高收益 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 挪威上游业务贡献了自2012年以来的最高净运营收入，主要得益于高价格和高效生产 [13] - 中游和营销部门（MMP）调整后收益为22亿美元，主要受衍生品市场公允价值变动影响 [15] - 美国上游业务在飓风Ida影响下仍保持稳定生产，税后收益为285亿美元 [14] - 可再生能源业务在第三季度实现1500万美元的收益，尽管风能资源低于季节性平均水平 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲天然气市场紧张，库存低，价格持续上涨，公司通过增加天然气出口应对需求 [5] - 公司从Troll和Oseberg油田获得额外20亿立方米天然气生产许可，并决定在未来6个月内增加Gina Krog油田的天然气出口 [5] - 美国墨西哥湾的产量在飓风Ida后恢复正常，第三季度产量为304吉瓦时，略低于去年同期的319吉瓦时 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进2050年净零排放目标，并在英国Humber地区推进碳捕集与封存项目 [7] - 公司提出挪威能源枢纽计划，旨在通过跨行业合作实现海上风电工业化、碳捕集与封存商业化以及氢能规模化生产 [7] - 公司宣布增加股票回购计划，第二阶段的回购规模从3亿美元增至10亿美元 [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层预计欧洲天然气市场将继续紧张并面临波动，公司致力于成为欧洲稳定的天然气供应商 [5] - 公司预计2021年产量增长约为2%，资本支出预计为80亿美元，略低于此前预期 [20] - 管理层对供应链成本压力保持警惕，尽管目前尚未对业务产生直接影响 [23] 其他重要信息 - 公司宣布每股018美元的现金股息，并完成第一阶段3亿美元的股票回购 [8] - 公司在第三季度实现净减值逆转约5亿美元，主要由于挪威大陆架资产减值逆转 [12] - 公司预计第四季度将支付555亿挪威克朗的税款，全年预计支付超过1300亿挪威克朗的税款 [19] 问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气发票价格低于基准价格的原因 - 公司解释称，由于之前持有的战略头寸影响了前两个季度的价格表现，现已解除，预计未来几个月将回归基准价格 [23] 问题: Gina Krog油田天然气出口增加的背景 - 公司表示这是应对欧洲天然气市场紧张的临时措施，未来6个月内将增加出口，并考虑在其他油田采取类似行动 [25] 问题: 资本支出增加的背景 - 公司解释称，资本支出增加主要是由于项目延迟和成本优化，而非通胀或供应链压力 [25] 问题: 公司是否会保持净现金状态 - 公司表示长期净债务比率目标为15%至30%，将继续根据市场环境和现金流情况调整资本分配 [28] 问题: 挪威新税制提案的影响 - 公司表示新税制提案将导致报告税率上升至78%，但现金税和递延税将有所不同，具体影响需等待议会投票结果 [36] 问题: 股票回购对股息政策的影响 - 公司表示目前尚未考虑股票回购对股息政策的直接影响，将继续根据季度情况调整资本分配 [40] 问题: 美国海上风电开发的供应链压力 - 公司表示目前尚未看到明显的供应链压力，但全球范围内的供应短缺和交付不均可能带来风险 [40] 问题: 炼油业务减值的原因 - 公司解释称，减值主要是由于未来二氧化碳成本上升的预期，预计二氧化碳价格将从2022年的58美元/吨逐步上升至100美元/吨 [49] 问题: 英国Humber地区低碳项目的进展 - 公司表示该项目仍处于早期阶段，需要进一步开发市场和技术，具体投资时间和结构尚未确定 [73]

业绩总结 - 2021年第三季度净收入为14.09亿美元，较2020年同期的-21.24亿美元显著改善[8] - 2021年第三季度的总收入为123亿美元，同比增长了15%[30] - 该季度的净利润为25亿美元，较去年同期增长了20%[30] - 每股收益（EPS）为0.15美元，较去年同期上升了10%[30] - 运营现金流为30亿美元，同比增长了25%[30] - 2021年第三季度的现金流来自经营活动为239.62亿美元[17] 用户数据 - 2021年第三季度的石油和天然气产量为200百万桶油当量，较去年同期增长了5%[30] 未来展望 - 预计2022年生产增长约为2%[21] - 公司预计2022年的市场需求将增长3%，主要受全球经济复苏的推动[30] 新产品和新技术研发 - 公司在可再生能源领域的投资达到了10亿美元，占总投资的20%[30] 市场扩张和并购 - 公司计划在未来五年内将资本支出增加至500亿美元，以支持增长战略[30] 负面信息 - 2021年第三季度的调整后税率为71.6%[8] 其他新策略和有价值的信息 - 公司将第二轮股票回购计划从3亿美元增加至10亿美元[1] - 2021年第三季度现金股息为每股18美分[1] - 2021年第三季度的股息支付为每股0.10美元，较去年同期增长了5%[30] - 净债务比率进一步降低至13.2%[16] - Equinor的债务比率为30%，较上季度下降了2%[30] - 2021年第三季度的总记录伤害频率（TRIF）为4.4，较2020年有所改善[5] - 有机资本支出为59亿美元，年初至今为19亿美元[16]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后收益为46亿美元，去年同期为04亿美元，主要由于去年第二季度特殊情况[12] - IFRS净营业收入为53亿美元，净收入为19亿美元[12] - 本季度净减值转回约28亿美元，主要由于短期天然气价格上涨[13] - 集团税率为66%，高于第一季度的513%，主要由于挪威大陆架收入增加和MMP部门有效税率较高[13] - 运营现金流为65亿美元，税后年初至今超过130亿美元，净现金流为97亿美元[23] - 净债务比率从年初的317%降至164%，显著改善[24] 各条业务线数据和关键指标变化 - E&P挪威部门调整后收益为40亿美元，为2014年第二季度以来最佳表现[14] - E&P国际部门收益为399亿美元，较第一季度进一步改善，产量同比增长7%[14] - E&P美国部门单位成本下降7%，收益为23亿美元，投资后现金流约为5亿美元[15] - 中游和营销部门收益为144亿美元，受Hammerfest LNG关闭和炼油利润率疲软影响[15] - 可再生能源部门运营资产收益为37亿美元，同比增长7亿美元[17] 各个市场数据和关键指标变化 - 挪威大陆架生产稳定，尽管进行了大量维护工作，但计划外损失较低[7] - 美国In Salah地区天然气产量增加[20] - 波兰Baltyk II和III海上风电项目获得差价合约，支持波兰能源转型[22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司加速转型战略，同时增加现金流和回报[8] - 项目组合中2030年前投产的项目平均盈亏平衡点低于35美元[9] - 公司专注于高价值增长，而非数量目标[22] - 公司计划从2022年起每年回购约12亿美元股票[10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经济复苏路径、大宗商品价格发展和通胀等因素导致市场波动[6] - 公司通过灵活生产天然气田以捕捉更高天然气价格带来的价值[7] - 公司对COVID-19影响保持警惕，目前正在开发20多个项目[9] - 公司预计在油价50-60美元/桶范围内，净债务比率15-30%之间，大宗商品价格支持的情况下，股票回购将持续[11] 其他重要信息 - 公司宣布第二季度现金股息为018美元，较上一季度增长20%，是去年同期的两倍[10] - 公司启动了3亿美元股票回购计划的第一部分，预计2021年总回购额约为6亿美元[10] - 公司报告过去12个月严重事故频率为05，可记录事故频率为25每百万工作小时[12] 问答环节所有的提问和回答 问题: 欧洲天然气销售的对冲比例 - 公司表示挪威大陆架天然气销售的对冲比例较小，且正在减少，预计对下半年有影响，但整体高天然气价格对公司有利[30] 问题: 维护追赶效应持续时间 - 公司表示大部分维护追赶工作已在第二季度完成，剩余部分主要在第三季度的国际业务中[31] 问题: 现金流和净债务的优先事项 - 公司表示在低净债务比率下，股票回购和现金股息将根据油价、净债务目标比率和大宗商品价格等因素综合评估[34] 问题: 资本支出预期 - 公司预计下半年资本支出将增加，主要集中在E&P国际和主要开发项目上，重申全年90-100亿美元的资本支出指导[35] 问题: 天然气远期销售的现金流影响 - 公司表示MMP交易复杂，难以单独评估某一头寸的影响，预计特定头寸将在下半年继续产生负面影响[39] 问题: 上行分配潜力的触发条件 - 公司表示董事会将综合考虑多个因素，包括油价、净债务比率和大宗商品价格，以评估分配水平[41] 问题: 欧洲天然气价格实现情况 - 公司表示调整后的价格主要由于价格上涨，但受到其他因素轻微抵消[46] 问题: E&PN运营和管理费用 - 公司表示汇率是主要驱动因素，其他部分成本保持稳定[44] 问题: 巴西执行问题和通货膨胀 - 公司表示在巴西采取了预防和保护措施，Peregrino预计在2022年上半年重新启动，Bacalhau项目按计划进行[69] 问题: 可再生能源业务的估值 - 公司表示可再生能源业务处于快速建设阶段，随着项目成熟，价值认可将增加，未来将考虑更多披露[62] 问题: 股票回购和股息增加的优先级 - 公司表示没有预期在此时增加资本分配，将根据油价、净债务目标比率和大宗商品价格等因素综合评估[76] 问题: 长期生产预期 - 公司表示2026年前投资组合展望为3%增长，2030年产量预计与2020年持平[78] 问题: 可再生能源和低碳解决方案的透明度 - 公司表示随着业务成熟，将考虑更多披露，目前由于业务不成熟，披露有限[83] 问题: 荷兰法院对壳牌的裁决对公司战略的影响 - 公司表示不推测类似裁决的可能性，但强调公司致力于成为能源转型的领导者[86] 问题: 美国天然气交易表现 - 公司表示美国天然气交易表现良好，主要由于基础设施和管道容量的优势[92] 问题: 资产负债表上的现金积累 - 公司表示现金积累反映了集团的整体流动性，将综合考虑流动性状况和净债务比率来评估资本分配[93]

业绩总结 - 2021年第二季度净收入为19.43亿美元，相较于2020年第二季度的净亏损2.51亿美元实现显著改善[7] - 2021年上半年现金流为131.61亿美元，税款支付为4.28亿美元[19] - 2021年第二季度的调整后税率为66%[7] 用户数据 - 2021年第二季度的油气权益产量为1123 mboe/d，较2020年第二季度的888 mboe/d有所增长[14] 产品与市场 - 液体产品的实现价格约为63.7美元/桶，同比增长约180%[7] - 欧洲天然气价格为7.54美元/mmbtu，同比增长约240%[7] - 北美天然气价格为2.25美元/mmbtu，同比增长约50%[7] 财务状况 - 净债务比率从2020年的24.6%降至16.4%[1] - 现金股息为每股18美分[1] 投资与回购 - 启动3亿美元的新股票回购计划的第一阶段[1] - 2021年第二季度的有机资本支出为40亿美元[19] - 预计2021-2022年有机资本支出为90-100亿美元[22]