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]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度实现了自2014年以来的最佳季度业绩，主要得益于商品价格上涨、强劲的运营表现、持续的成本改善和严格的资本纪律 [5] - 本季度IFRS净营业收入为52亿美元，净收入为19亿美元，调整后税前利润为55亿美元，较去年同期的20亿美元大幅增长 [15] - 集团本季度的税率为513%，挪威上游业务的税率为726%，主要由于强劲的业绩和税收政策的影响 [16] - 公司本季度运营现金流为66亿美元，净现金流为52亿美元，净债务比率下降71个百分点至246% [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 - E&P挪威业务实现了自2014年以来的最佳季度业绩，尽管布伦特原油价格仅为60美元/桶，而2014年为100美元/桶，显示出显著的运营效率提升 [17] - E&P国际业务调整后税前利润为382亿美元，但由于安哥拉的非经常性税收影响，税后利润受到负面影响 [18] - 美国上游业务调整后利润为192亿美元，运营现金流约为6亿美元，Bakken资产的出售已于本季度完成 [19] - MMP业务调整后利润为6100万美元，受天然气远期销售衍生品损失和炼油利润率疲软的影响 [21][22] - 可再生能源业务本季度调整后利润为134亿美元，主要得益于资产出售的收益 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 挪威大陆架的生产效率强劲，基础运营成本下降了3%，Sverdrup和Troll是最大的贡献者 [17] - 巴西业务受到Peregrino油田停产的影响，导致本季度亏损 [18] - 美国上游业务继续降低成本，投资水平较去年同期显著降低 [20] - 欧洲和亚洲的天然气价格强劲，公司通过灵活的气田生产捕捉了更高的价格 [21][52] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进可再生能源项目，特别是在美国的Empire和Beacon Wind项目，并与BP合作向纽约州提供可再生能源 [11] - 公司通过资产出售和项目融资优化可再生能源组合，预计未来几年将继续推进这一战略 [24] - 公司计划在2021年和2022年保持90亿至100亿美元的有机资本支出，2021年勘探支出上限为9亿美元 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对全球经济改善表示乐观，但巴西等地区的疫情仍带来不确定性 [7] - 公司预计2021年和2022年的年有机资本支出为90亿至100亿美元，2021年勘探支出上限为9亿美元 [31] - 公司预计2020年至2026年的年均产量增长率为3%，2021年的产量增长率为2% [31] 其他重要信息 - 公司董事会决定将第一季度股息从012美元/股提高到015美元/股 [11] - 公司计划在2024年实现Troll B和Troll C平台的部分电气化，每年减少50万吨二氧化碳排放 [9] - 公司报告了05的严重事故频率和23的可记录事故频率，较去年同期有所改善 [14] 问答环节所有的提问和回答 问题: 股东回报和债务水平 - 公司董事会每季度评估股息水平，基于财务状况、资金需求、投资计划和市场条件，本季度将股息提高至015美元/股 [34][35] - 公司预计2021年维护活动将影响约5万桶油当量/日的产量，主要集中在下半年 [36][37] 问题: Hammerfest LNG的保险和重启计划 - 公司本季度从保险中获得1亿美元的收入，其中6000万美元来自自保公司，预计Hammerfest LNG将在2022年第一季度重启 [39][40] 问题: Johan Sverdrup油田的产量潜力 - 公司预计Johan Sverdrup油田的满负荷产能为72万桶/日，目前正在提升第一阶段产量至535万桶/日 [46] 问题: 巴西业务的疫情影响 - 巴西的疫情对Peregrino油田的维修和Peregrino二期项目的进展产生了负面影响，公司正在密切关注情况 [80][82] 问题: 可再生能源业务的会计处理 - 公司首次将可再生能源业务作为独立部门报告，采用权益法核算，未来可能会提供更多关于各个风电场的详细信息 [88][90] 问题: 成本控制和氢气项目进展 - 公司在挪威和国际业务中继续降低成本，挪威业务的运营成本下降了3% [94] - 公司在MMP部门设立了低碳解决方案部门，推进氢气项目，包括英国的Humber项目 [98]

业绩总结 - 2021年第一季度净收入为26.62亿美元，较2020年第一季度的净亏损7.05亿美元显著改善[8] - 2021年第一季度的总减值为4亿美元[8] - 调整后税率为51.3%[8] 财务状况 - 2021年第一季度净债务比率下降7.1个百分点至24.6%[1] - 现金流强劲，经营活动现金流为66.17亿美元，资本支出为20亿美元[18] 市场表现 - 由于价格回升，液体价格上涨28%，欧洲天然气价格上涨64%，北美天然气价格上涨46%[8] - 由于离岸风资产的农场出售，获得了13.8亿美元的显著收益[1] 生产与增长 - 2021年第一季度的可再生能源生产为558 GWh，较2020年第一季度的450 GWh有所增加[14] - 预计2020-2021年生产增长约为2%[21] - 预计2021-2022年年度有机资本支出为90-100亿美元[21]

公司业务规模与服务范围 - 公司为1.7亿人提供能源服务[6] - 截至2020年12月31日，公司在超30个国家运营，全球员工21245人[50] - 公司是欧洲市场第二大天然气供应商[49] - 公司拥有众多子公司，对各子公司持股比例多为100%[166] - 公司总部位于挪威斯塔万格，办公面积约13.5万平方米，另一处位于挪威奥斯陆郊区的办公楼面积为6.55万平方米，两处均为租赁[166] 财务状况与计划 - 2020年3月推出30亿美元行动计划以增强财务韧性并暂停股票回购计划[11] - 2020年4月和5月分别在债务资本市场执行了50亿美元和15亿美元的交易[11] - 集团净收入为 -55亿美元，受液体和天然气价格市场动荡影响，平均液体价格下跌35%，欧洲和北美平均天然气发票价格分别下跌38%和29%[17] - 2020年公司净营业收入为负34.2亿美元，2019年为正93.0亿美元，主要因油气价格低迷[27] - 2020年4月公司将股息削减67%，拟向年度股东大会提议第四季度每股派息0.12美元，第三季度为0.11美元[27] - 2020年挪威业务净营业收入为35.51亿美元，2019年为102.09亿美元[19] - 2020年公司日均权益产量为2070千桶油当量，有机资本支出为109亿美元，税后平均运营股本回报率为1.8%[30] - 2020年第四季度董事会提议每股现金股息为0.12美元，较第三季度的0.11美元有所增加[30] - 2020年公司净营业收入为负34.2亿美元，相比2019年的正93亿美元下降，主要因油气价格下跌[30] - 2020年公司调整后税前收益为39.4亿美元，税后为9.2亿美元[30] - 公司计划在2021 - 2022年平均每年进行90 - 100亿美元的有机投资[30] - 受Covid - 19影响，公司制定30亿美元行动计划，实现超37亿美元的成本节约[30] - 2020年公司总营收和其他收入为458.18亿美元，净运营亏损3.423亿美元，非流动金融债务323.38亿美元[64][68] - 2020年挪威地区总营收和其他收入366.55亿美元，美国地区64.64亿美元，较2019年有不同程度下降[66] 油气产量与项目进展 - 预计到2021年年中，Johan Sverdrup油田的日产量将增至53.5万桶[17] - 2020年公司在美国以外地区的权益产量占总权益产量的14%[17] - 截至2020年底，公司在美国业务的累计净亏损增至250亿美元[17] - 2020年公司参与的海上风能和太阳能资产总容量为1.3吉瓦，权益发电量为1.7太瓦时[17] - 2020年储量替代率为 -5%，三年平均为95%[17] - 2020年公司向挪威缴纳税款26.23亿美元[17] - 2020年挪威大陆架（NCS）产量占公司权益产量约60%，为130万桶油当量/天；国际业务产量占约40%，为80万桶油当量/天[41] - 2020年Johan Sverdrup油田日产量增至约50万桶，预计到2021年年中进一步增至53.5万桶；Breidablikk油田预计产量约2亿桶[41] - 2021年勘探活动水平约为9亿美元（不包括签约奖金、应计费用和油田开发成本）[45] - 2020 - 2026年预计新项目带来约3%的复合年增长率[45] - 2021年计划维护活动预计使股权产量减少约5万桶油当量/日[45] - 2021年预计产量比2020年水平高约2%[45] - 2020年美国业务产量约占公司油气总权益产量的19%[55] - 2020年权益油气产量为2070千桶油当量/天，探明油气储量为52.6亿桶油当量，储量替代率（年度）为 - 0.05[68] - 勘探与生产挪威板块2020年在挪威大陆架的生产基本未受新冠防控措施和人员罢工影响[72] - 1月9日，公司和许可证合作伙伴宣布将通过升级平台和开发新储量，将生产延长至2040年[72] - 1月14日，公司在挪威大陆架获得23个许可证（14个为运营商）[72] - 10月18日， Johan Sverdrup油田石油产量提高到47万桶/天，年底达到50万桶/天，比原计划多6万桶/天[74] - 11月13日，挪威海域Ærfugl油田开发一期实现首次产气[74] - 12月12日，北海Snorre扩建项目开始产油，有助于将该油田寿命延长至2040年[74] - 2020年公司运营油田日均产量为1173千桶油当量，合作伙伴运营油田为143千桶油当量，总产量为1315千桶油当量，2019年分别为1079、147和1235千桶油当量[79] - 2020年公司运营油田中，Johan Sverdrup日均产量191千桶油当量，Troll Phase 1 (Gas)为184千桶油当量，Oseberg为90千桶油当量[82] - 2020年合作伙伴运营油田中，Ormen Lange日均产量58千桶油当量，Skarv为31千桶油当量，Ivar Aasen为24千桶油当量[83] - 2020年公司运营油田石油和NGL日均产量570千桶，天然气为96百万立方米；合作伙伴运营油田石油和NGL为60千桶，天然气为13百万立方米[79] - 2019年公司运营油田石油和NGL日均产量461千桶，天然气为98百万立方米；合作伙伴运营油田石油和NGL为65千桶，天然气为13百万立方米[79] - 2020年公司及其合作伙伴完成20口勘探井，有9个商业发现[87] - 2020年公司在挪威大陆架（NCS）的勘探中，北海、挪威海和巴伦支海的勘探井总数分别为13口、5口和2口，合作伙伴运营的分别为1口、4口和0口[88] - 因梅尔科亚工厂火灾，第四季度产量减少50000桶油当量/天，修复后的工厂预计2021年10月恢复生产[85] - 阿斯克拉德一期首气预计2022年初产出，此前因火灾重新安排时间[85][89] - 布雷达布利克油田首油计划于2024年上半年产出[89] - 海温坦彭海上风电场预计2022年底投产，满足约35%的海上平台年电力需求[89] - 约翰卡斯伯格油田首油预计2023年第四季度产出，受疫情防控措施影响进度[89] - 约翰斯韦德鲁普二期首油预计2022年第四季度产出，虽受疫情影响进度稍慢但仍按计划推进[89] - 2020年勘探与生产国际（E&P International）业务在近20个国家开展，在12个国家有产量，占公司油气总权益产量的17%，低于2019年的20%[93] - 韦斯特弗里克里克油田计划2022年春季停产，2021年初开始封堵油井，B平台2022年秋季拖至岸上拆解，A平台计划2025/2026年拆除[90] - 2020年安哥拉15号区块生产分成协议延至2032年，国家石油公司Sonangol获10%权益；17号区块延至2045年，Sonangol自2020年起获5%权益，2036年起再获5%权益[94,100] - 2020年公司与壳牌阿根廷公司联合收购阿根廷内乌肯省Bandurria Sur陆上区块49%权益（各24.5%），后又增持11%权益（各5.5%）[94] - 2020年公司出售英国近海Verbier发现70%股权，2021年1月出售英国大陆架Bressay油田开发项目40.81%权益并转让运营权[94] - 2020年公司在英国大陆架第32轮海上许可招标中获三个许可证[94] - 2020年公司通过风险服务合同获得安哥拉1/14区块，12月收购东西伯利亚KrasGeoNaC LLC 49%股权[94] - 2020年公司国际权益产量中，挪威和美国以外地区占比14%[95] - 2020年公司国际平均每日权益产量：美洲（不含美国）72千桶油当量/天，非洲136千桶油当量/天，欧亚大陆63千桶油当量/天，总计278千桶油当量/天[96] - 2020年公司各领域平均每日权益产量：美洲（不含美国）72千桶油当量/天，非洲192千桶油当量/天，欧亚大陆81千桶油当量/天，总计352千桶油当量/天[98] - 巴西Peregrino油田2020年4月因海底设备维护停产，预计2021年上半年恢复生产[99] - 2020年安哥拉深水17、15和31号区块贡献公司挪威以外权益液体产量的39%[100] - 公司在阿塞拜疆ACG油田的BTC管道中持股8.71%，Azeri Central East平台预计2023年投产[101] - 2020年公司决定退出土耳其、南非和澳大利亚，专注高价值潜力地区勘探[102] - 2020年公司在国际上完成11口探井，有5个商业和3个非商业发现[102] - 阿根廷Bandurria - Sur区块目前日产量约10千桶油当量，处于开发后期试点阶段[104] - 巴西Peregrino phase 2因疫情生产启动时间推迟至2022年第一季度[104] - 2020年美国业务占公司油气总权益产量的19%，2019年为20%[112] - 截至2020年底，公司在美国活动累计净亏损增至250亿美元[113] - 2021年2月公司同意出售Bakken资产，涵盖24.2万净英亩土地及相关中游资产[113] - 2020年美国业务的权益产量占公司总权益产量的18%[114] - 2020年美国业务日均权益产量中液体为163千桶，天然气为29百万立方英尺[115] - 2020年美国地区总勘探与生产（E&P）日产量为403千桶油当量/天，其中阿巴拉契亚（APB）为222千桶油当量/天，巴肯为71千桶油当量/天等[116] - 2020年公司在美国墨西哥湾与雪佛龙交叉分配32份勘探租约获12份新租约并减少20份租约权益，与壳牌交叉分配54份勘探租约获20份新租约并减少34份租约权益，还获4份租约[121] - 2020年公司及其合作伙伴在美国墨西哥湾完成3口勘探井，有2个商业发现和1个非商业发现[121] - 维托开发项目（公司持股36.89%）预计2022年下半年开始生产[123] - 圣马洛注水项目（公司持股21.8%）2019年获批，目前三口生产井已钻两口且第一口注入井已开钻[124] 气候目标与可再生能源发展 - 2020年1月公司推出新气候目标，到2050年将挪威运营的海上油田和陆上工厂的绝对温室气体排放量降至接近零[27] - 2020年2月公司宣布目标，到2030年实现全球运营碳中和[27] - 2020年11月公司宣布目标，到2050年成为净零排放公司[27] - 2020年公司在海上风电领域开展交易，与英国石油公司达成战略伙伴关系[27] - 公司计划到2026年将可再生能源装机容量提高到4 - 6GW，是目前的10倍，电力生产年均增长率超30%；到2035年进一步提高到12 - 16GW[41] - 公司目标到2030年将NCS绝对温室气体排放量减少40%，2040年减少70%，2050年接近零[41] - 公司目标到2050年实现能源生产从初始生产到最终消费的净零碳排放，到2030年实现全球运营碳中和[40] - 公司目标到2030年将国际运营组合的碳强度降至每桶油当量小于8千克二氧化碳[41] - Dogger Bank项目装机容量3.6GW，将满足英国5%的电力需求；Empire 2和Beacon项目将增加2.4GW装机容量[42] - 公司目标是到2030年使浮动风能商业化[43] - 公司目标是2030年实现全球运营碳中和，2050年实现净零排放[47] - 2020年公司参与的海上风电和太阳能资产总容量为1.3吉瓦，权益发电容量为0.5吉瓦，权益可再生能源发电量为1.7太瓦时[139] - 2021年1月29日公司完成出售帝国风电和灯塔风电项目50%非运营权益，交易总价11亿美元[140] - 2021年2月26日公司完成出售英国多格滩风电A和B资产10%股权，交易总价约2.025亿英镑[140] - 英国谢林汉姆浅滩海上风电场装机容量317兆瓦，年发电量约1.1太瓦时；达金海上风电场年发电量约1.7太瓦时；苏格兰海上升压站风电场年发电量约0.14太瓦时；阿尔科纳海上风电场年发电量约1.6太瓦时[141] - 多格滩风电A和B每个项目总资本支出约30亿英镑，公司现持有两个项目40%股权；多格滩风电C预计2021年底做出最终投资决策[141] - 公司与bp组建美国海上风电战略伙伴关系，交易金额12亿美元，将为纽约州提供3.3吉瓦可再生海上风电[143] - 英国达金和谢林汉姆浅滩风电场扩建项目最大总容量719兆瓦，预计2021年底提交同意申请[143] - 波兰波罗的海II和III项目总容量达1440兆瓦，波罗的海I项目容量达1560兆瓦[143] - 巴西阿波迪太阳能发电厂装机容量162兆瓦；阿根廷瓜尼祖尔2A太阳能项目预计2021年上半年运营，装机容量117兆瓦[144] 市场价格情况 - 2020年Dated Brent原油价格最高达69.9美元/桶，最低13.2美元/桶，全年均价41.7美元/桶[35] - 2020年欧洲国家平衡点（NBP）天然气价格年初为3.6美元/百万英热单位，较2019年12月下降12%[36] - 2020年

财务数据和关键指标变化 - 2020年净收入为负55亿美元，调整后税后收益略低于10亿美元 [13] - 2020年经营活动产生的现金流约为110亿美元，平均油价低于42美元/桶时仍实现正现金流 [13] - 2020年有机资本支出减少至78亿美元，低于最初的100亿至110亿美元指引 [12][36] - 2020年单位生产成本降低5%，提前实现2021年目标 [16] - 2021年和2022年预计资本支出为90亿至100亿美元，显著低于之前的指引 [17][40] - 2021年预计自由现金流为60亿美元，税后且资本分配前，油价为50美元/桶 [17][43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油和天然气业务：2020年产量增长2%，Johan Sverdrup油田表现超出预期，预计2021年产量增长2% [19][33] - 可再生能源业务：2020年可再生能源业务净营业收入为1.63亿美元，发电量为1662吉瓦时 [31] - 国际业务：国际业务在低油价期间表现不够稳健，公司正在采取措施优化资产组合 [22][48] - 美国业务：2020年停止陆上钻井和完井作业，导致产量下降 [50] 各个市场数据和关键指标变化 - 挪威大陆架：受益于临时税收调整，2021年和2022年计划批准的项目盈亏平衡点降低了约10美元/桶 [26][41] - 美国市场：公司与BP达成战略合作，获得纽约州Empire Wind II和Beacon Wind I项目的海上风电合同 [29] - 英国市场：Dogger Bank项目成为公司最大的可再生能源项目，也是北海最大的开发项目 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是到2050年成为净零排放能源公司，并在能源转型中成为领导者 [8][18] - 公司将继续优化石油和天然气业务，同时加速可再生能源业务的盈利增长 [18][75] - 公司计划通过技术优势和海上风电领域的领先地位，推动低排放技术的开发 [18][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年全球能源市场波动剧烈，布伦特原油价格从年初的近70美元/桶跌至4月的20美元/桶以下 [6] - 公司通过严格的资本纪律和成本削减措施，增强了财务韧性，并为未来的价值创造做好了准备 [7][16] - 公司预计2021年油价和天然气价格将继续波动，但已做好准备应对市场变化 [6][17] 其他重要信息 - 公司宣布出售Bakken资产，导致第四季度减值约3亿美元 [23][24] - 2020年公司二氧化碳排放强度从2019年的9.5千克/桶降至8千克/桶，低于全球行业平均水平的一半 [15] - 公司计划在2021年和2022年将勘探支出减少至约9亿美元 [33] 问答环节所有的提问和回答 问题: 自由现金流的敏感性分析 [65] - 公司提供了对欧洲天然气价格的敏感性分析，但未提供现金流的敏感性分析 [68][69] - 公司预计2021年自由现金流为60亿美元，基于50美元/桶的油价和4美元/百万英热单位的天然气价格 [66] 问题: 上游石油和天然气业务的优化 [72] - 公司计划通过优化资产组合，提高低油价期间的韧性，并专注于高价值项目 [74] - 公司将继续投资于低排放技术和可再生能源，以实现长期价值创造 [75] 问题: 可再生能源业务的增长目标 [79] - 公司计划到2026年实现4至6吉瓦的可再生能源装机容量，并继续通过合作伙伴关系和项目开发实现增长 [80] 问题: 2022年资本支出的削减 [79] - 公司通过优化项目组合和推迟部分项目的最终投资决策，显著降低了2022年的资本支出 [83] 问题: 现金流的敏感性分析 [86] - 公司未提供现金流的敏感性分析，但建议参考EBIT和净收入的敏感性分析 [90] 问题: 自由现金流的使用 [98] - 公司计划将自由现金流用于资本分配、债务偿还和未来的投资机会 [100] 问题: 安全改进措施 [98] - 公司将加强过程安全管理，并与外部公司合作，进一步改善安全绩效 [99] 问题: 股息政策 [103] - 公司计划逐步恢复股息至疫情前水平，但将根据现金流、资本支出计划和市场环境进行季度评估 [105][106] 问题: LNG业务的战略 [104] - 公司认为Tanzania LNG项目的减值是资产层面的决策，不会影响公司对天然气市场的整体看法 [107] 问题: 公司技能和能力的扩展 [109] - 公司将继续发展在可再生能源和低碳技术领域的能力，并吸引外部人才加入 [112] 问题: 石油价格假设的严格性 [115] - 公司在项目决策中使用规划假设，同时增加稳健性标准，以确保项目在低油价环境下的可行性 [116] 问题: 国际业务的优化 [119] - 公司将继续优化国际业务，特别是在低油价环境下表现不佳的资产 [120] 问题: 2021年产量指引 [122] - 公司预计2021年产量增长2%，主要受挪威大陆架产量增长的推动 [123] 问题: 海上风电业务的竞争 [126] - 公司认为其在海上风电领域具有竞争优势，特别是在浮式风电技术方面 [126] 问题: 2022年税收优惠的影响 [128] - 公司预计2022年税收优惠的影响将随着项目的逐步实施而增加 [128]

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]