{
"documentInfo": {
"documentType": "https://xbrl.org/2021/xbrl-json",
"features": {
"xbrl:canonicalValues": true
},
"namespaces": {
"Eqnr": "http://www.equinor.com/2022-12-31",
"ifrs-full": "http://xbrl.ifrs.org/taxonomy/2021-03-24/ifrs-full",
"iso4217": "http://www.xbrl.org/2003/iso4217",
"scheme": "http://standards.iso.org/iso/17442",
"xbrl": "https://xbrl.org/2021",
"xbrli": "http://www.xbrl.org/2003/instance"
},
"taxonomy": [
"http://www.equinor.com/2022-12-31/OW6OFBNCKXC4US5C7523-2022-12-31.xsd"
]
},
"facts": {
"ID_240": {
"value": "149004000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RevenueFromSaleOfOilAndGasProducts",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_241": {
"value": "88744000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RevenueFromSaleOfOilAndGasProducts",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_242": {
"value": "45753000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RevenueFromSaleOfOilAndGasProducts",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_282": {
"value": "620000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfProfitLossOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_283": {
"value": "259000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfProfitLossOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_284": {
"value": "53000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfProfitLossOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_243": {
"value": "1182000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_244": {
"value": "1921000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_245": {
"value": "12000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_297": {
"value": "150806000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TurnoverAndOtherIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_298": {
"value": "90924000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TurnoverAndOtherIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_299": {
"value": "45818000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TurnoverAndOtherIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_246": {
"value": "53806000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CostOfSales",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_247": {
"value": "35160000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CostOfSales",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_248": {
"value": "20986000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CostOfSales",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_249": {
"value": "9608000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:OperatingExpensesRelatedToProductionProcessingAndTransportation",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_250": {
"value": "8598000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:OperatingExpensesRelatedToProductionProcessingAndTransportation",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_251": {
"value": "8831000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:OperatingExpensesRelatedToProductionProcessingAndTransportation",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_252": {
"value": "986000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:SellingGeneralAndAdministrativeExpense",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_253": {
"value": "780000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:SellingGeneralAndAdministrativeExpense",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_254": {
"value": "706000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:SellingGeneralAndAdministrativeExpense",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_255": {
"value": "6391000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_256": {
"value": "11719000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_257": {
"value": "15235000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_258": {
"value": "1205000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ExpenseArisingFromExplorationForAndEvaluationOfMineralResources",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_259": {
"value": "1004000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ExpenseArisingFromExplorationForAndEvaluationOfMineralResources",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_260": {
"value": "3483000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ExpenseArisingFromExplorationForAndEvaluationOfMineralResources",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_261": {
"value": "71995000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OperatingExpense",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_262": {
"value": "57261000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OperatingExpense",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_263": {
"value": "49241000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OperatingExpense",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_294": {
"value": "78811000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossFromOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_295": {
"value": "33663000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossFromOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_296": {
"value": "-3423000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossFromOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_264": {
"value": "1379000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:InterestExpensesAndOtherFinancialExpenses",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_265": {
"value": "1223000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:InterestExpensesAndOtherFinancialExpenses",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_266": {
"value": "1392000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:InterestExpensesAndOtherFinancialExpenses",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_267": {
"value": "1172000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherFinanceIncomeCost",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_268": {
"value": "-857000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherFinanceIncomeCost",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_269": {
"value": "556000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherFinanceIncomeCost",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_270": {
"value": "-207000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:FinanceIncomeCost",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_271": {
"value": "-2080000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:FinanceIncomeCost",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_272": {
"value": "-836000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:FinanceIncomeCost",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_285": {
"value": "78604000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossBeforeTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_286": {
"value": "31583000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossBeforeTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_287": {
"value": "-4259000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossBeforeTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_300": {
"value": "49861000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxExpenseContinuingOperations",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_301": {
"value": "23007000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxExpenseContinuingOperations",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_302": {
"value": "1237000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxExpenseContinuingOperations",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_273": {
"value": "28744000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_274": {
"value": "8576000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_275": {
"value": "-5496000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_276": {
"value": "28746000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_277": {
"value": "8563000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_278": {
"value": "-5510000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_279": {
"value": "-3000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_280": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_281": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_288": {
"value": "9.06",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BasicEarningsLossPerShare",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD/xbrli:shares"
}
},
"ID_289": {
"value": "2.64",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BasicEarningsLossPerShare",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD/xbrli:shares"
}
},
"ID_290": {
"value": "-1.69",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BasicEarningsLossPerShare",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD/xbrli:shares"
}
},
"ID_291": {
"value": "9.03",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DilutedEarningsLossPerShare",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD/xbrli:shares"
}
},
"ID_292": {
"value": "2.63",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DilutedEarningsLossPerShare",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD/xbrli:shares"
}
},
"ID_293": {
"value": "-1.69",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DilutedEarningsLossPerShare",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD/xbrli:shares"
}
},
"ID_303": {
"value": "28744000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_304": {
"value": "8576000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_305": {
"value": "-5496000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_333": {
"value": "461000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_334": {
"value": "147000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_335": {
"value": "-106000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_306": {
"value": "105000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToComponentsOfOtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_307": {
"value": "35000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToComponentsOfOtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_308": {
"value": "-19000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToComponentsOfOtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_309": {
"value": "356000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_310": {
"value": "111000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_311": {
"value": "-87000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_312": {
"value": "-3609000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_313": {
"value": "-1052000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_314": {
"value": "1064000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_315": {
"value": "424000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethodThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_316": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethodThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_317": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethodThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_318": {
"value": "-3186000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_319": {
"value": "-1052000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_320": {
"value": "1064000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_321": {
"value": "-2829000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_322": {
"value": "-940000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_323": {
"value": "977000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_324": {
"value": "25914000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_325": {
"value": "7636000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_326": {
"value": "-4519000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_327": {
"value": "25917000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncomeAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_328": {
"value": "7622000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncomeAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_329": {
"value": "-4533000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncomeAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_330": {
"value": "-3000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncomeAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_331": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncomeAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_332": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncomeAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_224": {
"value": "56498000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PropertyPlantAndEquipment",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_225": {
"value": "62075000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PropertyPlantAndEquipment",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_162": {
"value": "5158000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IntangibleAssetsAndGoodwill",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_163": {
"value": "6452000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IntangibleAssetsAndGoodwill",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_226": {
"value": "2758000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InvestmentAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_227": {
"value": "2686000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InvestmentAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_164": {
"value": "8732000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NetDeferredTaxAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_165": {
"value": "6259000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NetDeferredTaxAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_166": {
"value": "1219000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentRecognisedAssetsDefinedBenefitPlan",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_167": {
"value": "1449000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentRecognisedAssetsDefinedBenefitPlan",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_228": {
"value": "691000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentDerivativeFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_229": {
"value": "1265000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentDerivativeFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_168": {
"value": "2733000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_169": {
"value": "3346000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_170": {
"value": "2063000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PrepaymentsAndAccruedIncomeOtherThanContractAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_171": {
"value": "1087000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PrepaymentsAndAccruedIncomeOtherThanContractAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_172": {
"value": "79851000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_173": {
"value": "84618000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_174": {
"value": "5205000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Inventories",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_175": {
"value": "3395000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Inventories",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_176": {
"value": "22452000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:TradeAndOtherCurrentReceivables",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_177": {
"value": "17927000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:TradeAndOtherCurrentReceivables",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_178": {
"value": "4039000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentDerivativeFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_179": {
"value": "5131000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentDerivativeFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_180": {
"value": "29876000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_181": {
"value": "21246000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_182": {
"value": "15579000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_183": {
"value": "14126000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_220": {
"value": "77152000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentAssetsOtherThanAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleOrAsHeldForDistributionToOwners",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_221": {
"value": "61826000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentAssetsOtherThanAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleOrAsHeldForDistributionToOwners",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_184": {
"value": "1018000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleOrAsHeldForDistributionToOwners",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_185": {
"value": "676000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleOrAsHeldForDistributionToOwners",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_186": {
"value": "158021000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Assets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_187": {
"value": "147120000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Assets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_188": {
"value": "53988000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_189": {
"value": "39010000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_190": {
"value": "1000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_191": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_192": {
"value": "53989000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_193": {
"value": "39024000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_218": {
"value": "24141000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LongtermBorrowings",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_219": {
"value": "27404000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LongtermBorrowings",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_194": {
"value": "2409000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentLeaseLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_195": {
"value": "2449000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentLeaseLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_196": {
"value": "11996000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NetDeferredTaxLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_197": {
"value": "14037000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NetDeferredTaxLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_198": {
"value": "3671000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentRecognisedLiabilitiesDefinedBenefitPlan",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_199": {
"value": "4403000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentRecognisedLiabilitiesDefinedBenefitPlan",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_200": {
"value": "15633000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherLongtermProvisions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_201": {
"value": "19899000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherLongtermProvisions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_234": {
"value": "2376000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentDerivativeFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_235": {
"value": "767000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentDerivativeFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_232": {
"value": "60226000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_233": {
"value": "68959000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_222": {
"value": "13352000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TradeOtherPayablesAndProvisions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_223": {
"value": "14310000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TradeOtherPayablesAndProvisions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_202": {
"value": "17655000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentTaxLiabilitiesCurrent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_203": {
"value": "13119000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentTaxLiabilitiesCurrent",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_204": {
"value": "4359000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentPortionOfLongtermBorrowings",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_205": {
"value": "5273000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentPortionOfLongtermBorrowings",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_206": {
"value": "1258000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentLeaseLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_207": {
"value": "1113000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentLeaseLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_208": {
"value": "2808000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentDividendPayables",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_209": {
"value": "582000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentDividendPayables",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_210": {
"value": "4106000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentDerivativeFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_211": {
"value": "4609000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentDerivativeFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_230": {
"value": "43539000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentLiabilitiesOtherThanLiabilitiesIncludedInDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_231": {
"value": "39005000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentLiabilitiesOtherThanLiabilitiesIncludedInDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_216": {
"value": "268000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LiabilitiesIncludedInDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_217": {
"value": "132000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LiabilitiesIncludedInDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_212": {
"value": "104032000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Liabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_213": {
"value": "108096000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Liabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_214": {
"value": "158021000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAndLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_215": {
"value": "147120000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAndLiabilities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_236": {
"value": "17334000",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentTradeReceivables",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_237": {
"value": "15237000",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentTradeReceivables",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_238": {
"value": "6128000",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RestrictedCashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_239": {
"value": "2069000",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RestrictedCashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_420": {
"value": "1185000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_421": {
"value": "7732000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_422": {
"value": "37481000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_423": {
"value": "-5258000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_424": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesFromInvestmentsInEquityInstrumentsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_425": {
"value": "41139000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_426": {
"value": "20000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_427": {
"value": "41159000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_336": {
"value": "-5510000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_337": {
"value": "-5510000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_338": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_339": {
"value": "-5496000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_348": {
"value": "-87000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_349": {
"value": "1064000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_350": {
"value": "977000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_351": {
"value": "977000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_361": {
"value": "-4519000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_364": {
"value": "1833000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_365": {
"value": "1833000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_366": {
"value": "1833000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_383": {
"value": "-21000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_373": {
"value": "-869000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_374": {
"value": "-890000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_375": {
"value": "-890000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_384": {
"value": "-11000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_385": {
"value": "-11000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_386": {
"value": "-15000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_387": {
"value": "-25000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_396": {
"value": "1164000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_397": {
"value": "6852000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_398": {
"value": "30050000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_399": {
"value": "-4194000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_400": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesFromInvestmentsInEquityInstrumentsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_401": {
"value": "33873000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_402": {
"value": "19000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_403": {
"value": "33892000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_340": {
"value": "8563000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_341": {
"value": "8563000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_342": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_343": {
"value": "8576000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_352": {
"value": "111000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_353": {
"value": "-1052000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_354": {
"value": "-940000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_355": {
"value": "-940000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_362": {
"value": "7636000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_367": {
"value": "2041000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_368": {
"value": "2041000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_369": {
"value": "2041000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_376": {
"value": "-429000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_377": {
"value": "-429000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_378": {
"value": "-429000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_388": {
"value": "-15000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_389": {
"value": "-15000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_390": {
"value": "-18000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_391": {
"value": "-33000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_404": {
"value": "1164000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_405": {
"value": "6408000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_406": {
"value": "36683000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_407": {
"value": "-5245000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_408": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesFromInvestmentsInEquityInstrumentsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_409": {
"value": "39010000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_410": {
"value": "14000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_411": {
"value": "39024000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_344": {
"value": "28746000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_345": {
"value": "28746000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_346": {
"value": "-3000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_347": {
"value": "28744000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_356": {
"value": "356000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_357": {
"value": "-3609000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_358": {
"value": "424000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesFromInvestmentsInEquityInstrumentsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_359": {
"value": "-2829000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_360": {
"value": "-2829000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_363": {
"value": "25914000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_370": {
"value": "7549000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_371": {
"value": "7549000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_372": {
"value": "7549000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_379": {
"value": "-22000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_380": {
"value": "-3358000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_381": {
"value": "-3380000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_382": {
"value": "-3380000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTreasuryShareTransactions",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_392": {
"value": "-10000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_393": {
"value": "-10000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_394": {
"value": "-10000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_395": {
"value": "-20000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_412": {
"value": "1142000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_413": {
"value": "3041000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_414": {
"value": "58236000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:RetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_415": {
"value": "-8855000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_416": {
"value": "424000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesFromInvestmentsInEquityInstrumentsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_417": {
"value": "53988000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_418": {
"value": "1000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_419": {
"value": "53989000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_428": {
"value": "78604000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossBeforeTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_429": {
"value": "31583000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossBeforeTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_430": {
"value": "-4259000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossBeforeTax",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_509": {
"value": "6391000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_510": {
"value": "11719000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_511": {
"value": "15235000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_440": {
"value": "342000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLossExplorationAndEvaluationAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_441": {
"value": "171000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLossExplorationAndEvaluationAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_442": {
"value": "2506000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLossExplorationAndEvaluationAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_431": {
"value": "-2088000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForUnrealisedForeignExchangeLossesGains",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_432": {
"value": "-47000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForUnrealisedForeignExchangeLossesGains",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_433": {
"value": "646000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForUnrealisedForeignExchangeLossesGains",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_434": {
"value": "-823000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForLossesGainsOnDisposalOfNoncurrentAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_435": {
"value": "-1519000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForLossesGainsOnDisposalOfNoncurrentAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_436": {
"value": "18000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForLossesGainsOnDisposalOfNoncurrentAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_437": {
"value": "468000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherAdjustmentsToReconcileProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_438": {
"value": "106000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherAdjustmentsToReconcileProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_439": {
"value": "918000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherAdjustmentsToReconcileProfitLoss",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_443": {
"value": "-1062000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForGainsLossesOnChangeInFairValueOfDerivatives",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_444": {
"value": "-539000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForGainsLossesOnChangeInFairValueOfDerivatives",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_445": {
"value": "451000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForGainsLossesOnChangeInFairValueOfDerivatives",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_446": {
"value": "399000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestReceivedClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_447": {
"value": "96000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestReceivedClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_448": {
"value": "162000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestReceivedClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_449": {
"value": "747000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestPaidClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_450": {
"value": "698000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestPaidClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_451": {
"value": "730000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestPaidClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_452": {
"value": "83608000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashFlowsFromUsedInOperationsBeforeTaxesAndChangesInWorkingCapital",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_453": {
"value": "41950000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashFlowsFromUsedInOperationsBeforeTaxesAndChangesInWorkingCapital",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_454": {
"value": "14045000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashFlowsFromUsedInOperationsBeforeTaxesAndChangesInWorkingCapital",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_455": {
"value": "43856000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxesPaidRefundClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_456": {
"value": "8588000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxesPaidRefundClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_457": {
"value": "3134000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxesPaidRefundClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_458": {
"value": "-4616000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInWorkingCapital",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_459": {
"value": "-4546000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInWorkingCapital",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_460": {
"value": "-524000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInWorkingCapital",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_461": {
"value": "35136000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_462": {
"value": "28816000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_463": {
"value": "10386000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInOperatingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_464": {
"value": "8611000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PurchaseOfPropertyPlantAndEquipmentClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_465": {
"value": "8151000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PurchaseOfPropertyPlantAndEquipmentClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_466": {
"value": "8476000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PurchaseOfPropertyPlantAndEquipmentClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_467": {
"value": "-10089000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_468": {
"value": "-9951000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_469": {
"value": "-3703000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInFinancialAssets",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_470": {
"value": "1894000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:PurchaseOrSaleOfDerivativeFinancialAssetsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_471": {
"value": "-1000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:PurchaseOrSaleOfDerivativeFinancialAssetsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_472": {
"value": "-620000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:PurchaseOrSaleOfDerivativeFinancialAssetsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_473": {
"value": "-23000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_474": {
"value": "28000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_475": {
"value": "202000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_476": {
"value": "966000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromLosingControlOfSubsidiariesOrOtherBusinessesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_477": {
"value": "1864000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromLosingControlOfSubsidiariesOrOtherBusinessesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_478": {
"value": "505000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromLosingControlOfSubsidiariesOrOtherBusinessesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_479": {
"value": "-15863000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_480": {
"value": "-16211000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_481": {
"value": "-12092000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInInvestingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_482": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProceedsFromBorrowingsClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_483": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProceedsFromBorrowingsClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_484": {
"value": "8347000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProceedsFromBorrowingsClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_485": {
"value": "250000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RepaymentsOfBorrowingsClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_486": {
"value": "2675000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RepaymentsOfBorrowingsClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_487": {
"value": "2055000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RepaymentsOfBorrowingsClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_506": {
"value": "1366000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsOfLeaseLiabilitiesClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_507": {
"value": "1238000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsOfLeaseLiabilitiesClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_508": {
"value": "1277000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsOfLeaseLiabilitiesClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_488": {
"value": "5380000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaidClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_489": {
"value": "1797000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaidClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_490": {
"value": "2330000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaidClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_491": {
"value": "3315000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsToAcquireOrRedeemEntitysShares",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_492": {
"value": "321000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsToAcquireOrRedeemEntitysShares",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_493": {
"value": "1059000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsToAcquireOrRedeemEntitysShares",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_494": {
"value": "-5102000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_495": {
"value": "1195000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_496": {
"value": "1365000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_497": {
"value": "-15414000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_498": {
"value": "-4836000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_499": {
"value": "2991000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInFinancingActivities",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_500": {
"value": "3860000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInCashAndCashEquivalentsBeforeEffectOfExchangeRateChanges",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_501": {
"value": "7768000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInCashAndCashEquivalentsBeforeEffectOfExchangeRateChanges",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_502": {
"value": "1285000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInCashAndCashEquivalentsBeforeEffectOfExchangeRateChanges",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_503": {
"value": "-2268000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EffectOfExchangeRateChangesOnCashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_504": {
"value": "-538000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EffectOfExchangeRateChangesOnCashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_505": {
"value": "294000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EffectOfExchangeRateChangesOnCashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_515": {
"value": "13987000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashAndCashEquivalentsAtTheBeginningOfThePeriodNetOfOverdraft",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_516": {
"value": "6757000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashAndCashEquivalentsAtTheBeginningOfThePeriodNetOfOverdraft",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_517": {
"value": "5177000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashAndCashEquivalentsAtTheBeginningOfThePeriodNetOfOverdraft",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2019-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_512": {
"value": "15579000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashAndCashEquivalentsAtTheEndOfThePeriodNetOfOverdraft",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_513": {
"value": "13987000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashAndCashEquivalentsAtTheEndOfThePeriodNetOfOverdraft",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_514": {
"value": "6757000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:CashAndCashEquivalentsAtTheEndOfThePeriodNetOfOverdraft",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_518": {
"value": "672000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForGainsLossesOnFairValueAdjustmentInvestmentProperty",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_519": {
"value": "-822000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AdjustmentsForGainsLossesOnFairValueAdjustmentInvestmentProperty",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_520": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BankOverdraftsClassifiedAsCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_521": {
"value": "140000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BankOverdraftsClassifiedAsCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_522": {
"value": "0",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BankOverdraftsClassifiedAsCashEquivalents",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_523": {
"value": "382000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestCostsCapitalised",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_524": {
"value": "334000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestCostsCapitalised",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_525": {
"value": "308000000",
"decimals": -6,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestCostsCapitalised",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_526": {
"value": "1129000",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TotalInterestPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_527": {
"value": "1032000",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TotalInterestPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_528": {
"value": "1038000",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "Eqnr:TotalInterestPaid",
"entity": "scheme:OW6OFBNCKXC4US5C7523",
"period": "2020-01-01T00:00:00/2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:USD"
}
},
"ID_143": {
"value": "1 Organisasjon
Equinor konsern (Equinor) best\u00e5r av
Equinor ASA
\u00a0
og dets d\u00f8tre. Equinor ASA er registrert og hjemmeh\u00f8rende i
Norge
.
Equinor ASA
s
aksjer er notert p\u00e5
Oslo
Norge
) og New York Stock Exchange (USA). Selskapet har forretningsadresse
Forusbeen 50, 4035
Stavanger, Norge
.
Equinor-konsernets virksomhet er \u00e5 utvikle, produsere og markedsf\u00f8re ulike former for energi, avledede produkter og tjenester, samt
annen virksomhet. Virksomheten kan ogs\u00e5 drives gjennom deltakelse i eller i samarbeid med andre selskaper
. Equinor Energy AS er
heleid av Equinor ASA og eier alle Equinor\u2019s olje- og gass aktiviteter p\u00e5 norsk sokkel.
\u00a0
Equinor Energy AS er samskyldner eller
garantist for enkelte av
Equinor ASA
s gjeldsforpliktelser
.
Equinors Konsernregnskap for 2022 ble godkjent for utstedelse av styret i henhold til vedtak av 14. mars
\u00a0
2023, og er betinget av
godkjenning p\u00e5 selskapets generalforsamling den 10. mai 2023.
Equinors Konsernregnskap for 2022 ble godkjent for utstedelse av styret i henhold til vedtak av 14. mars
\u00a0
2023, og er betinget av
godkjenning p\u00e5 selskapets generalforsamling den 10. mai 2023.
2 Regnskapsprinsipper
Overensstemmelseserkl\u00e6ring
Det konsoliderte regnskapet for Equinor ASA og dets datterselskaper (Equinor) er avlagt i samsvar med
\u00a0
Internasjonale
Regnskapsstandarder (IFRS-er) som fastsatt av Den europeiske unionen (EU), og med IFRS-er
\u00a0
utgitt av International Accounting
Standards Board (IASB), fortolkninger utgitt av IASB og tilleggskrav som f\u00f8lger av Norsk Regnskapslov, gjeldende per 31. desember
2022.
Grunnlag for utarbeidelse av \u00e5rsregnskapet
I Konsernregnskapet er historisk kost-prinsippet lagt til grunn, med enkelte unntak der
\u00a0
virkelig verdim\u00e5ling er benyttet. Disse
unntakene er s\u00e6rskilt nevnt i avsnittene med regnskapsprinsipper der dette er aktuelt. Regnskapsprinsippene
\u00a0
som beskrives i dette
Konsernregnskapet er anvendt konsistent for alle perioder som presenteres, bortsett fra i tilfeller som nevnt
\u00a0
i relevante noter, basert
p\u00e5 implementeringen av nye regnskapsstandarder og frivillige prinsippendringer i 2022.
Enkelte sammenligningstall er omarbeidet eller reklassifisert for \u00e5 stemme overens med presentasjonen i innev\u00e6rende
\u00a0
\u00e5r. Alle bel\u00f8p i
Konsernregnskapet er presentert i millioner Amerikanske dollar (USD), unntatt der noe annet er
\u00a0
spesifisert. P\u00e5 grunn av avrunding,
kan summer og delsummer i enkelte av tabellene i notene avvike fra totalene i Konsernresultatregnskapet
\u00a0
og Konsernbalansen.
Driftsrelaterte kostnader i Konsernresultatregnskapet er presentert som en kombinasjon av funksjon
\u00a0
og art i samsvar med
bransjepraksis. Varekostnad, samt avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger er presentert p\u00e5 egne linjer basert p\u00e5 art,
mens driftskostnader, salgs- og administrasjonskostnader og letekostnader er presentert basert p\u00e5 funksjon. Betydelige kostnader
som l\u00f8nn, pensjoner, osv. er presentert basert p\u00e5 art i notene til Konsernregnskapet.
Konsolidering
Konsernregnskapet omfatter regnskapet til morselskapet Equinor ASA og datterselskaper samt
\u00a0
Equinors eierinteresser i
felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak. Konserninterne transaksjoner og konsernmellomv\u00e6rende,
\u00a0
inkludert urealiserte
interne gevinster og tap, er eliminert.
Konsernregnskapet inkluderer alle foretak kontrollert av Equinor. Foretak vurderes \u00e5 v\u00e6re kontrollert av Equinor n\u00e5r Equinor har makt
over foretaket, er eksponert for eller har rettigheter til variabel avkastning fra sitt engasjement
\u00a0
i foretaket, og har mulighet til \u00e5 p\u00e5virke
denne avkastningen gjennom sin makt over foretaket. Datterselskapene inkluderes i Konsernregnskapet
\u00a0
fra det tidspunktet kontroll
oppn\u00e5s frem til det tidspunktet kontroll opph\u00f8rer.
Ikke-kontrollerende eierinteresser presenteres p\u00e5 egen linje innenfor egenkapitalen i Konsernbalansen.
Omregning av utenlandsk valuta
Ved utarbeidelse av regnskapene til de enkelte selskapene i Equinor blir transaksjoner i andre valutaer enn selskapets funksjonelle
valuta omregnet til funksjonell valuta ved \u00e5 benytte kursen p\u00e5 transaksjonsdagen. Eiendeler
\u00a0
og gjeld som er pengeposter omregnes til
funksjonell valuta ved \u00e5 benytte valutakurser p\u00e5 balansedagen. Omregningsdifferanser som oppst\u00e5r, inng\u00e5r i
Konsernresultatregnskapet som gevinst eller tap p\u00e5 utenlandsk valuta under Netto finansposter. Differanser som oppst\u00e5r ved
omregning av estimatbaserte avsetninger reflekteres imidlertid generelt som del av endringen i
\u00a0
det underliggende estimatet, og kan
s\u00e5ledes inng\u00e5 i Konsernresultatregnskapets driftskostnader eller skattekostnader, avhengig av den enkelte avsetningens art. Poster
som ikke er pengeposter, og som m\u00e5les basert p\u00e5 historisk kost i utenlandsk valuta, omregnes ved \u00e5 bruke kursen p\u00e5
transaksjonstidspunktet.
Ved utarbeidelse av Konsernregnskapet omregnes eiendeler og gjeld i selskapene med annen funksjonell valuta enn konsernets
presentasjonsvaluta til konsernets presentasjonsvaluta, USD, til kursen p\u00e5 balansedagen. Disse selskapenes
\u00a0
inntekter og kostnader
omregnes basert p\u00e5 kursen p\u00e5 transaksjonstidspunktet. Differanser ved omregning fra funksjonell valuta til USD f\u00f8res
\u00a0
separat i
Totalresultatet. Ved
\u00a0
salg av en virksomhet blir det akkumulerte omregningsbel\u00f8pet som tidligere er innregnet i Totalresultatet
reklassifisert til Konsernresultatregnskapet og inkludert som en del av salgsgevinst eller \u2013tap.
L\u00e5n fra Equinor ASA til datterselskap og investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden med
\u00a0
annen funksjonell valuta enn
morselskapets, og der oppgj\u00f8r verken er planlagt eller sannsynlig i overskuelig framtid, anses
\u00a0
som del av morselskapets
nettoinvestering i datterselskapet. Omregningsdifferanser som oppst\u00e5r p\u00e5 slike l\u00e5n innregnes mot Andre inntekter
\u00a0
og kostnader i
Konsolidert oppstilling over totalresultat.
Kontantstr\u00f8moppstillingen
I kontantstr\u00f8moppstillingen er kontantstr\u00f8mmer fra operasjonelle aktiviteter presentert ved bruk av den indirekte
\u00a0
metode. Dette
inneb\u00e6rer at resultat f\u00f8r skattekostnad justeres for endringer i varelager, driftsrelaterte fordringer og gjeld, effekten av resultatposter
uten kontanteffekt som avskrivninger, nedskrivninger, avsetninger, urealiserte gevinster og tap og ikke-utdelte resultater fra tilknyttede
selskaper, samt resultatposter der kontanteffekten er klassifisert som investeringsaktivitet eller finansieringsaktivitet. \u00d8kning/reduksjon
i finansielle investeringer, \u00f8kning/reduksjon i derivater finansielle instrumenter og \u00f8kning/reduksjon i andre renteb\u00e6rende poster, er
alle presentert netto som en del av investeringsaktiviteter, enten som f\u00f8lge av at transaksjonene er finansielle med h\u00f8y
oml\u00f8pshastighet, involverer store bel\u00f8p og har kort l\u00f8petid, eller som f\u00f8lge av vesentlighet.
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Hovedkilder til estimeringsusikkerhet
Utarbeidelse av Konsernregnskapet krever at ledelsen benytter regnskapsskj\u00f8nn og estimater som
\u00a0
bygger p\u00e5 forutsetninger som
p\u00e5virker rapporterte bel\u00f8p for eiendeler og gjeld, inntekter og kostnader.
De viktigste omr\u00e5dene der Equinor har benyttet skj\u00f8nn ved anvendelsen av regnskapsprinsipper og
\u00a0
som forventes \u00e5 ha st\u00f8rst virkning
p\u00e5 bel\u00f8pene som er innregnet i Konsernregnskapet er beskrevet i f\u00f8lgende noter:
6 \u2013 Oppkj\u00f8p og nedsalg
7 \u2013 Inntekter
25 - Leieavtaler
Estimater benyttet ved utarbeidelse av Konsernregnskapet er utarbeidet basert p\u00e5 tilpassede modeller, mens de relaterte
forutsetningene er basert p\u00e5 historisk erfaring, eksterne informasjonskilder og ulike andre faktorer som
\u00a0
antas \u00e5 v\u00e6re rimelige ut fra de
gitte omstendigheter. Disse estimatene og forutsetningene danner grunnlaget for \u00e5 foreta vurderinger av balansef\u00f8rte verdier p\u00e5
eiendeler og gjeldsposter n\u00e5r disse ikke er lett tilgjengelige basert p\u00e5 andre kilder. Faktiske resultater kan avvike fra disse estimatene.
Estimatene og de underliggende forutsetningene evalueres l\u00f8pende med hensyn til dagens og forventede
\u00a0
framtidige markedsforhold.
Equinor er eksponert for endringer i en rekke underliggende \u00f8konomiske faktorer som p\u00e5virker totalresultatet,
\u00a0
slik som r\u00e5varepriser,
utenlandske valutakurser, markedets risikopremie og rentesatser samt finansielle instrumenter hvor virkelig verdi utledes fra endringer
i disse faktorene. Effektene av initiativene for \u00e5 begrense klimaendringene og den mulige effekten av det gr\u00f8nne skiftet
\u00a0
er relevant for
flere av de \u00f8konomiske forutsetningene benyttet i v\u00e5re estimater. I tillegg p\u00e5virkes Equinors resultater av produksjonsniv\u00e5et, som p\u00e5
kort sikt p\u00e5virkes av for eksempel vedlikeholdsarbeid. P\u00e5 lang sikt p\u00e5virkes resultatene av suksessraten for
\u00a0
leteaktivitet, feltutbygging
og driftsaktiviteter.
De mest sentrale forholdene knyttet til \u00e5 forst\u00e5 hovedkildene til estimeringsusikkerhet er beskrevet
\u00a0
i f\u00f8lgende noter:
3 - Konsekvenser av initiativ for \u00e5 begrense klimaendringene
11 \u2013 Skatter
12 \u2013 Varige driftsmidler
13 \u2013 Immaterielle eiendeler
14 \u2013 Nedskrivninger
23 \u2013 Avsetninger og andre forpliktelser
26 - Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Endring i regnskapsprinsipper i rapporteringsperioden
Endring av IAS 1 og IFRS Practice statement 2: Ordlyden i bestemmelsen endres fra \u00e5
\u00a0
kreve opplysninger om viktige
regnskapsprinsipper til at foretak skal opplyse om vesentlig informasjon om regnskapsprinsipper
IASB har publisert en endring til IAS 1 Presentasjon av finansregnskap og IFRS Practice statement
\u00a0
2. Disse endringene er ment \u00e5
hjelpe foretak til \u00e5 utarbeide mer verdifull noteinformasjon om regnskapsprinsipper og inneholder
\u00a0
b\u00e5de rettledning og praktiske
eksempler. Endringene trer i kraft for regnskaps\u00e5r p\u00e5begynt 1. januar 2023 eller senere. Tidligere implementering er tillatt og Equinor
har tatt i bruk endringene med virkning for dette Konsernregnskapet.
Informasjon om bruk av regnskapsprinsipper skal anses som vesentlig dersom opplysningene med rimelighet
\u00a0
kan forventes \u00e5 p\u00e5virke
brukernes beslutninger og s\u00e5ledes er n\u00f8dvendig for \u00e5 forst\u00e5 annen informasjon som er gitt om vesentlige
\u00a0
transaksjoner, hendelser
eller forhold i Konsernregnskapet. IASB har erkjent at generell informasjon eller informasjon som
\u00a0
er ren avskrift eller bare
oppsummerer kravene i IFRS regnskapsstandardene er mindre relevant enn selskapsspesifikk informasjon
\u00a0
om bruk av
regnskapsprinsipper. Selv om slik informasjon kan v\u00e6re vesentlig i enkelte tilfeller, har Equinor fokusert p\u00e5 \u00e5 opplyse om Equinor-
spesifikke prinsippvalg, og opplyser bare om de regnskapsprinsippene som er ansett n\u00f8dvendig for \u00e5
\u00a0
forst\u00e5 annen vesentlig
informasjon i Equinors Konsernregnskap.
Andre standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som har tr\u00e5dt i kraft 1. januar 2022
Andre endringer i standarder eller fortolkninger av standarder tr\u00e5dt i kraft med virkning fra 1. januar
\u00a0
2022 og implementert av Equinor,
har ikke hatt vesentlig innvirkning p\u00e5 Equinors Konsernregnskap ved implementering.
\u00d8vrige standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som er utgitt, men ikke tr\u00e5dt i kraft, forventes ikke \u00e5 v\u00e6re
vesentlige for Equinors Konsernregnskap, eller forventes ikke \u00e5 v\u00e6re relevante for Equinor p\u00e5 implementeringstidspunktet.
Overensstemmelseserkl\u00e6ring
Det konsoliderte regnskapet for Equinor ASA og dets datterselskaper (Equinor) er avlagt i samsvar med
\u00a0
Internasjonale
Regnskapsstandarder (IFRS-er) som fastsatt av Den europeiske unionen (EU), og med IFRS-er
\u00a0
utgitt av International Accounting
Standards Board (IASB), fortolkninger utgitt av IASB og tilleggskrav som f\u00f8lger av Norsk Regnskapslov, gjeldende per 31. desember
2022.
Grunnlag for utarbeidelse av \u00e5rsregnskapet
I Konsernregnskapet er historisk kost-prinsippet lagt til grunn, med enkelte unntak der
\u00a0
virkelig verdim\u00e5ling er benyttet. Disse
unntakene er s\u00e6rskilt nevnt i avsnittene med regnskapsprinsipper der dette er aktuelt. Regnskapsprinsippene
\u00a0
som beskrives i dette
Konsernregnskapet er anvendt konsistent for alle perioder som presenteres, bortsett fra i tilfeller som nevnt
\u00a0
i relevante noter, basert
p\u00e5 implementeringen av nye regnskapsstandarder og frivillige prinsippendringer i 2022.
Enkelte sammenligningstall er omarbeidet eller reklassifisert for \u00e5 stemme overens med presentasjonen i innev\u00e6rende
\u00a0
\u00e5r. Alle bel\u00f8p i
Konsernregnskapet er presentert i millioner Amerikanske dollar (USD), unntatt der noe annet er
\u00a0
spesifisert. P\u00e5 grunn av avrunding,
kan summer og delsummer i enkelte av tabellene i notene avvike fra totalene i Konsernresultatregnskapet
\u00a0
og Konsernbalansen.
Driftsrelaterte kostnader i Konsernresultatregnskapet er presentert som en kombinasjon av funksjon
\u00a0
og art i samsvar med
bransjepraksis. Varekostnad, samt avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger er presentert p\u00e5 egne linjer basert p\u00e5 art,
mens driftskostnader, salgs- og administrasjonskostnader og letekostnader er presentert basert p\u00e5 funksjon. Betydelige kostnader
som l\u00f8nn, pensjoner, osv. er presentert basert p\u00e5 art i notene til Konsernregnskapet.
Konsolidering
Konsernregnskapet omfatter regnskapet til morselskapet Equinor ASA og datterselskaper samt
\u00a0
Equinors eierinteresser i
felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak. Konserninterne transaksjoner og konsernmellomv\u00e6rende,
\u00a0
inkludert urealiserte
interne gevinster og tap, er eliminert.
Konsernregnskapet inkluderer alle foretak kontrollert av Equinor. Foretak vurderes \u00e5 v\u00e6re kontrollert av Equinor n\u00e5r Equinor har makt
over foretaket, er eksponert for eller har rettigheter til variabel avkastning fra sitt engasjement
\u00a0
i foretaket, og har mulighet til \u00e5 p\u00e5virke
denne avkastningen gjennom sin makt over foretaket. Datterselskapene inkluderes i Konsernregnskapet
\u00a0
fra det tidspunktet kontroll
oppn\u00e5s frem til det tidspunktet kontroll opph\u00f8rer.
Ikke-kontrollerende eierinteresser presenteres p\u00e5 egen linje innenfor egenkapitalen i Konsernbalansen.
Enkelte sammenligningstall er omarbeidet eller reklassifisert for \u00e5 stemme overens med presentasjonen i innev\u00e6rende
\u00a0
\u00e5r. Alle bel\u00f8p i
Konsernregnskapet er presentert i millioner Amerikanske dollar (USD), unntatt der noe annet er
\u00a0
spesifisert. P\u00e5 grunn av avrunding,
kan summer og delsummer i enkelte av tabellene i notene avvike fra totalene i Konsernresultatregnskapet
\u00a0
og Konsernbalansen.
Konsernregnskapet omfatter regnskapet til morselskapet Equinor ASA og datterselskaper samt
\u00a0
Equinors eierinteresser i
felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak. Konserninterne transaksjoner og konsernmellomv\u00e6rende,
\u00a0
inkludert urealiserte
interne gevinster og tap, er eliminert.
Konsernregnskapet inkluderer alle foretak kontrollert av Equinor. Foretak vurderes \u00e5 v\u00e6re kontrollert av Equinor n\u00e5r Equinor har makt
over foretaket, er eksponert for eller har rettigheter til variabel avkastning fra sitt engasjement
\u00a0
i foretaket, og har mulighet til \u00e5 p\u00e5virke
denne avkastningen gjennom sin makt over foretaket. Datterselskapene inkluderes i Konsernregnskapet
\u00a0
fra det tidspunktet kontroll
oppn\u00e5s frem til det tidspunktet kontroll opph\u00f8rer.
Ikke-kontrollerende eierinteresser presenteres p\u00e5 egen linje innenfor egenkapitalen i Konsernbalansen.
Omregning av utenlandsk valuta
Ved utarbeidelse av regnskapene til de enkelte selskapene i Equinor blir transaksjoner i andre valutaer enn selskapets funksjonelle
valuta omregnet til funksjonell valuta ved \u00e5 benytte kursen p\u00e5 transaksjonsdagen. Eiendeler
\u00a0
og gjeld som er pengeposter omregnes til
funksjonell valuta ved \u00e5 benytte valutakurser p\u00e5 balansedagen. Omregningsdifferanser som oppst\u00e5r, inng\u00e5r i
Konsernresultatregnskapet som gevinst eller tap p\u00e5 utenlandsk valuta under Netto finansposter. Differanser som oppst\u00e5r ved
omregning av estimatbaserte avsetninger reflekteres imidlertid generelt som del av endringen i
\u00a0
det underliggende estimatet, og kan
s\u00e5ledes inng\u00e5 i Konsernresultatregnskapets driftskostnader eller skattekostnader, avhengig av den enkelte avsetningens art. Poster
som ikke er pengeposter, og som m\u00e5les basert p\u00e5 historisk kost i utenlandsk valuta, omregnes ved \u00e5 bruke kursen p\u00e5
transaksjonstidspunktet.
Ved utarbeidelse av Konsernregnskapet omregnes eiendeler og gjeld i selskapene med annen funksjonell valuta enn konsernets
presentasjonsvaluta til konsernets presentasjonsvaluta, USD, til kursen p\u00e5 balansedagen. Disse selskapenes
\u00a0
inntekter og kostnader
omregnes basert p\u00e5 kursen p\u00e5 transaksjonstidspunktet. Differanser ved omregning fra funksjonell valuta til USD f\u00f8res
\u00a0
separat i
Totalresultatet. Ved
\u00a0
salg av en virksomhet blir det akkumulerte omregningsbel\u00f8pet som tidligere er innregnet i Totalresultatet
reklassifisert til Konsernresultatregnskapet og inkludert som en del av salgsgevinst eller \u2013tap.
L\u00e5n fra Equinor ASA til datterselskap og investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden med
\u00a0
annen funksjonell valuta enn
morselskapets, og der oppgj\u00f8r verken er planlagt eller sannsynlig i overskuelig framtid, anses
\u00a0
som del av morselskapets
nettoinvestering i datterselskapet. Omregningsdifferanser som oppst\u00e5r p\u00e5 slike l\u00e5n innregnes mot Andre inntekter
\u00a0
og kostnader i
Konsolidert oppstilling over totalresultat.
Kontantstr\u00f8moppstillingen
I kontantstr\u00f8moppstillingen er kontantstr\u00f8mmer fra operasjonelle aktiviteter presentert ved bruk av den indirekte
\u00a0
metode. Dette
inneb\u00e6rer at resultat f\u00f8r skattekostnad justeres for endringer i varelager, driftsrelaterte fordringer og gjeld, effekten av resultatposter
uten kontanteffekt som avskrivninger, nedskrivninger, avsetninger, urealiserte gevinster og tap og ikke-utdelte resultater fra tilknyttede
selskaper, samt resultatposter der kontanteffekten er klassifisert som investeringsaktivitet eller finansieringsaktivitet. \u00d8kning/reduksjon
i finansielle investeringer, \u00f8kning/reduksjon i derivater finansielle instrumenter og \u00f8kning/reduksjon i andre renteb\u00e6rende poster, er
alle presentert netto som en del av investeringsaktiviteter, enten som f\u00f8lge av at transaksjonene er finansielle med h\u00f8y
oml\u00f8pshastighet, involverer store bel\u00f8p og har kort l\u00f8petid, eller som f\u00f8lge av vesentlighet.
Hovedkilder til estimeringsusikkerhet
Utarbeidelse av Konsernregnskapet krever at ledelsen benytter regnskapsskj\u00f8nn og estimater som
\u00a0
bygger p\u00e5 forutsetninger som
p\u00e5virker rapporterte bel\u00f8p for eiendeler og gjeld, inntekter og kostnader.
De viktigste omr\u00e5dene der Equinor har benyttet skj\u00f8nn ved anvendelsen av regnskapsprinsipper og
\u00a0
som forventes \u00e5 ha st\u00f8rst virkning
p\u00e5 bel\u00f8pene som er innregnet i Konsernregnskapet er beskrevet i f\u00f8lgende noter:
6 \u2013 Oppkj\u00f8p og nedsalg
7 \u2013 Inntekter
25 - Leieavtaler
Estimater benyttet ved utarbeidelse av Konsernregnskapet er utarbeidet basert p\u00e5 tilpassede modeller, mens de relaterte
forutsetningene er basert p\u00e5 historisk erfaring, eksterne informasjonskilder og ulike andre faktorer som
\u00a0
antas \u00e5 v\u00e6re rimelige ut fra de
gitte omstendigheter. Disse estimatene og forutsetningene danner grunnlaget for \u00e5 foreta vurderinger av balansef\u00f8rte verdier p\u00e5
eiendeler og gjeldsposter n\u00e5r disse ikke er lett tilgjengelige basert p\u00e5 andre kilder. Faktiske resultater kan avvike fra disse estimatene.
Estimatene og de underliggende forutsetningene evalueres l\u00f8pende med hensyn til dagens og forventede
\u00a0
framtidige markedsforhold.
Equinor er eksponert for endringer i en rekke underliggende \u00f8konomiske faktorer som p\u00e5virker totalresultatet,
\u00a0
slik som r\u00e5varepriser,
utenlandske valutakurser, markedets risikopremie og rentesatser samt finansielle instrumenter hvor virkelig verdi utledes fra endringer
i disse faktorene. Effektene av initiativene for \u00e5 begrense klimaendringene og den mulige effekten av det gr\u00f8nne skiftet
\u00a0
er relevant for
flere av de \u00f8konomiske forutsetningene benyttet i v\u00e5re estimater. I tillegg p\u00e5virkes Equinors resultater av produksjonsniv\u00e5et, som p\u00e5
kort sikt p\u00e5virkes av for eksempel vedlikeholdsarbeid. P\u00e5 lang sikt p\u00e5virkes resultatene av suksessraten for
\u00a0
leteaktivitet, feltutbygging
og driftsaktiviteter.
De mest sentrale forholdene knyttet til \u00e5 forst\u00e5 hovedkildene til estimeringsusikkerhet er beskrevet
\u00a0
i f\u00f8lgende noter:
3 - Konsekvenser av initiativ for \u00e5 begrense klimaendringene
11 \u2013 Skatter
12 \u2013 Varige driftsmidler
13 \u2013 Immaterielle eiendeler
14 \u2013 Nedskrivninger
23 \u2013 Avsetninger og andre forpliktelser
26 - Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til regnskapsf\u00f8ring av oppkj\u00f8p
Vurderingen av om et oppkj\u00f8p inng\u00e5r under definisjonen av an virksomhetssammenslutning krever skj\u00f8nnsanvendelse fra sak
\u00a0
til sak.
Oppkj\u00f8p evalueres for \u00e5 avgj\u00f8re om transaksjonen representerer en virksomhetssammenslutning
\u00a0
eller kj\u00f8p av en eiendel, og
konklusjonen kan p\u00e5virke Konsernregnskapet vesentlig b\u00e5de i transaksjonsperioden og i p\u00e5f\u00f8lgende perioder. Tilsvarende
vurderinger gjennomf\u00f8res ved oppkj\u00f8p av interesser i felleskontrollerte driftsordninger. P\u00e5 bakgrunn av foreliggende fakta har kj\u00f8p av
lete- og evalueringslisenser hvor utbygging ikke er besluttet hovedsakelig blitt konkludert \u00e5 gjelde kj\u00f8p
\u00a0
av eiendeler, mens kj\u00f8p av
produserende eiendeler hovedsakelig har blitt konkludert \u00e5 representere virksomhet.
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til delvis nedsalg i datterselskaper
Regnskapsprinsippet for delvis nedsalg i datterselskaper er basert p\u00e5 grundige vurderinger
\u00a0
av kravene i og virkeomr\u00e5det til IFRS 10
Konsernregnskap og IAS 28 Investeringer i tilknyttede foretak og felleskontrollert virksomhet. Konklusjon
\u00a0
krever bruk av skj\u00f8nn i hvert
enkelt tilfelle, hvor substansen i transaksjonene m\u00e5 vurderes. Ved vurderingen av kravene i standardene, har Equinor ogs\u00e5 sett hen til
flere relevante og lignende problemstillinger som er vurdert, men utsatt og dermed ikke fullf\u00f8rt
\u00a0
av IASB, da disse skal vurderes
sammen med andre relevante forhold p\u00e5 et senere tidspunkt. N\u00e5r eiendeler overf\u00f8res til separate
\u00a0
juridiske enheter rett i forkant av at
deler av aksjene i disse enhetene selges til tredjepart, nedsalget f\u00f8rer til at Equinor mister kontrollen over
\u00a0
disse eiendelsbesittende
enhetene, og en felleskontrollert virksomhet samtidig etableres, har Equinor konkludert med kun \u00e5 innregne
\u00a0
gevinst p\u00e5 den solgte
andelen.
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til transaksjoner med Den norske stat
Hvorvidt slike transaksjoner skal regnskapsf\u00f8res brutto eller netto forutsetter bruk av vesentlig regnskapsmessig
\u00a0
skj\u00f8nn. Equinor har i
vurderingen av brutto eller netto presentasjon vurdert om kontroll over de statsgenererte volumene
\u00a0
overf\u00f8res til Equinor f\u00f8r videresalg
til tredjeparter. Equinor styrer bruken av volumene, og selv om visse fordeler fra salgene i ettertid tilflyter SD\u00d8E, kj\u00f8per Equinor
volumene fra SD\u00d8E og oppn\u00e5r det alt vesentlige av gjenv\u00e6rende fordeler. P\u00e5 dette grunnlaget er det konkludert med at Equinor
opptrer som prinsipal i disse salgene.
Equinor selger ogs\u00e5 SD\u00d8Es produksjon av naturgass i eget navn, men for SD\u00d8Es regning
\u00a0
og risiko. Dette gassalget og relaterte
utgifter som refunderes fra SD\u00d8E regnskapsf\u00f8res netto i Equinors regnskap. I denne vurderingen
\u00a0
har Equinor konkludert med at
eierskap til gassen ikke blir overf\u00f8rt fra SD\u00d8E til Equinor. Selv om Equinor er gitt rett til \u00e5 styre bruken av volumene, tilflyter
\u00a0
alle
fordeler fra salget av disse volumene SD\u00d8E, og Equinor anses derfor ikke \u00e5 v\u00e6re
\u00a0
prinsipal i salgene av SD\u00d8Es naturgassvolumer.
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til leieavtaler
I olje- og gassbransjen, hvor aktiviteten ofte drives gjennom felleskontrollerte driftsordninger
\u00a0
eller tilsvarende samarbeidsformer,
krever anvendelsen av IFRS 16 en evaluering av om deltakerne i fellesskap eller operat\u00f8ren skal anses som
\u00a0
leietaker i den enkelte
avtale og f\u00f8lgelig hvorvidt disse kontraktene skal reflekteres brutto (100 %) i operat\u00f8rens regnskaper, eller i samsvar med hver enkelt
deltakers relative andel av leieavtalen.
I mange situasjoner hvor en operat\u00f8r alene signerer en leiekontrakt for en eiendel som skal benyttes
\u00a0
i en spesifikk felleskontrollert
virksomhet, gj\u00f8r operat\u00f8ren dette implisitt eller eksplisitt p\u00e5 vegne av den felleskontrollerte virksomheten. I enkelte jurisdiksjoner, og
for Equinor er det viktig ettersom dette inkluderer den norske kontinentalsokkelen, etablerer konsesjonene
\u00a0
gitt av myndighetene b\u00e5de
en plikt og rett for en operat\u00f8r til \u00e5 inng\u00e5 n\u00f8dvendige avtaler p\u00e5 vegne av en felleskontrollert driftsordning
\u00a0
(lisens).
I tr\u00e5d med vanlig praksis innen oppstr\u00f8msaktiviteter organisert som felleskontrollerte driftsordninger forvalter
\u00a0
operat\u00f8ren leieavtalen,
foretar betalinger til utleier og viderebelaster deretter hver partner deres respektive andel
\u00a0
av leiebetalinger. I hvert enkelt slikt tilfelle er
det n\u00f8dvendig \u00e5 avgj\u00f8re hvorvidt operat\u00f8r er eneleietaker i den eksterne leieavtalen, og i s\u00e5 fall
\u00a0
hvorvidt viderebelastningene til
lisenspartnerne vil kunne anses som framleie, eller hvorvidt det reelt sett er den felleskontrollerte driftsordningen
\u00a0
som er leietaker, der
hver av deltakerne regnskapsf\u00f8rer sin forholdsmessige andel av leieavtalen. I tilfeller der alle deltakere i
\u00a0
en lisens er vurdert \u00e5 dele
prim\u00e6ransvaret for leiebetalinger under en leiekontrakt, innregner Equinor leieforpliktelser og bruksrettseiendeler
\u00a0
netto, basert p\u00e5
Equinors eierinteresse i lisensen. N\u00e5r Equinor vurderes \u00e5 ha prim\u00e6ransvaret for de eksterne leiebetalingene,
\u00a0
regnskapsf\u00f8rer Equinor
leieforpliktelsene brutto (100 %). Dersom det vurderes \u00e5 eksistere en finansiell framleieavtale mellom Equinor
\u00a0
og en lisens, vil Equinor
fraregne en andel av bruksrettseiendelen tilsvarende ikke-operat\u00f8renes andel av leieavtalen, og i stedet innregne
\u00a0
en tilsvarende
finansiell leieavtale-fordring. Finansiell framleie vil typisk eksistere i tilfeller hvor Equinor inng\u00e5r
\u00a0
en kontrakt i eget navn, hvor selskapet
har prim\u00e6ransvaret for de eksterne leiebetalingene, den leide eiendelen kun skal benyttes p\u00e5 en
\u00a0
spesifikk lisens og hvor kostnader og
risiko knyttet til bruken av denne eiendelen b\u00e6res av den spesifikke lisensen. Konklusjonen p\u00e5
\u00a0
disse sp\u00f8rsm\u00e5lene vil v\u00e6re avhengig
av faktum og omstendigheter i hvert enkelt tilfelle, og kan variere mellom kontrakter og mellom
\u00a0
legale jurisdiksjoner.
IASB har publisert en endring til IAS 1 Presentasjon av finansregnskap og IFRS Practice statement
\u00a0
2. Disse endringene er ment \u00e5
hjelpe foretak til \u00e5 utarbeide mer verdifull noteinformasjon om regnskapsprinsipper og inneholder
\u00a0
b\u00e5de rettledning og praktiske
eksempler. Endringene trer i kraft for regnskaps\u00e5r p\u00e5begynt 1. januar 2023 eller senere. Tidligere implementering er tillatt og Equinor
har tatt i bruk endringene med virkning for dette Konsernregnskapet.
Informasjon om bruk av regnskapsprinsipper skal anses som vesentlig dersom opplysningene med rimelighet
\u00a0
kan forventes \u00e5 p\u00e5virke
brukernes beslutninger og s\u00e5ledes er n\u00f8dvendig for \u00e5 forst\u00e5 annen informasjon som er gitt om vesentlige
\u00a0
transaksjoner, hendelser
eller forhold i Konsernregnskapet. IASB har erkjent at generell informasjon eller informasjon som
\u00a0
er ren avskrift eller bare
oppsummerer kravene i IFRS regnskapsstandardene er mindre relevant enn selskapsspesifikk informasjon
\u00a0
om bruk av
regnskapsprinsipper. Selv om slik informasjon kan v\u00e6re vesentlig i enkelte tilfeller, har Equinor fokusert p\u00e5 \u00e5 opplyse om Equinor-
spesifikke prinsippvalg, og opplyser bare om de regnskapsprinsippene som er ansett n\u00f8dvendig for \u00e5
\u00a0
forst\u00e5 annen vesentlig
informasjon i Equinors Konsernregnskap.
Informasjon om bruk av regnskapsprinsipper skal anses som vesentlig dersom opplysningene med rimelighet
\u00a0
kan forventes \u00e5 p\u00e5virke
brukernes beslutninger og s\u00e5ledes er n\u00f8dvendig for \u00e5 forst\u00e5 annen informasjon som er gitt om vesentlige
\u00a0
transaksjoner, hendelser
eller forhold i Konsernregnskapet. IASB har erkjent at generell informasjon eller informasjon som
\u00a0
er ren avskrift eller bare
oppsummerer kravene i IFRS regnskapsstandardene er mindre relevant enn selskapsspesifikk informasjon
\u00a0
om bruk av
regnskapsprinsipper. Selv om slik informasjon kan v\u00e6re vesentlig i enkelte tilfeller, har Equinor fokusert p\u00e5 \u00e5 opplyse om Equinor-
spesifikke prinsippvalg, og opplyser bare om de regnskapsprinsippene som er ansett n\u00f8dvendig for \u00e5
\u00a0
forst\u00e5 annen vesentlig
informasjon i Equinors Konsernregnskap.
IASB har publisert en endring til IAS 1 Presentasjon av finansregnskap og IFRS Practice statement
\u00a0
2. Disse endringene er ment \u00e5
hjelpe foretak til \u00e5 utarbeide mer verdifull noteinformasjon om regnskapsprinsipper og inneholder
\u00a0
b\u00e5de rettledning og praktiske
eksempler. Endringene trer i kraft for regnskaps\u00e5r p\u00e5begynt 1. januar 2023 eller senere. Tidligere implementering er tillatt og Equinor
har tatt i bruk endringene med virkning for dette Konsernregnskapet.
Andre standarder, endringer i standarder og fortolkninger av standarder som har tr\u00e5dt i kraft 1. januar 2022
3 Konsekvenser av initiativ for \u00e5 begrense klimaendringer
Regnskapsprinsipper - Kostnader for CO
2
-kvoter
Kj\u00f8pte CO
2
\u00a0
kvoter i EUs kvotemarked (EU ETS \u2013 Emissions Trading System) er regnskapsf\u00f8rt til kostpris som del av Driftskostnader
etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per som f\u00f8lge av utslipp. Avsetninger for n\u00f8dvendige CO
2
-kvoter som skal dekke gjennomf\u00f8rte utslipp m\u00e5les til
markedsverdi og innregnes som kortsiktige forpliktelsaer som en del av Leverand\u00f8rgjeld, annen
\u00a0
kortsiktig gjeld og avsetninger. Eide
kvoter som overstiger gjennomf\u00f8rte utslipp balansef\u00f8res til kostpris som en del av Andre kortsiktige fordringer
\u00a0
s\u00e5 lenge slike kj\u00f8pte
kvoter er anskaffet for \u00e5 dekke egne utslipp og kan benyttes til \u00e5 dekke utslipp i kommende \u00e5r. Kvoter som er kj\u00f8pt og holdes med
form\u00e5l om gevinst ved videresalg (trading), er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Endringer i virkelig verdi
\u00a0
innregnes i
Konsernresultatregnskapet som Andre salgsinntekter.
Forpliktelser som skyldes innev\u00e6rende \u00e5rs utslipp og verdien av de tilh\u00f8rende kvotene som er kj\u00f8pt, betalt
\u00a0
og resultatf\u00f8rt, men som
forel\u00f8pig ikke er levert i oppgj\u00f8ret til relevante myndigheter, presenteres netto i Konsernbalansen.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Equinors ambisjoner og strategi
Equinors ambisjon er \u00e5 fortsette \u00e5 levere energi til samfunnet med fallende utslipp over tid,
\u00a0
\u00e5 v\u00e6re et ledende selskap i
energiomstillingen og bli et kliman\u00f8ytralt selskap innen 2050, inkludert utslipp fra produksjon til
\u00a0
endelig energiforbruk. Equinors
strategi er \u00e5 skape verdier som et ledende selskap i det gr\u00f8nne skiftet ved \u00e5 fokusere p\u00e5 l\u00f8nnsom vekst
\u00a0
innen fornybar energi og nye
markedsmuligheter innen lavkarbonl\u00f8sninger samtidig som Equinor optimaliserer olje- og gassportef\u00f8ljen.
\u00a0
I Equinors strategi inng\u00e5r
tre strategisk viktige og integrerte omr\u00e5der:
\u25cf
\u00a0
Olje og gass. Equinors hovedfokus er \u00e5 optimalisere v\u00e5re aktiviteter, kutte utslipp i produksjonen, samt identifisere nye
arbeidsmetoder som gj\u00f8r oss i stand til \u00e5 fortsette \u00e5 levere energi verden trenger med et lite fotavtrykk.
\u25cf
\u00a0
Fornybart. Det er en tydelig global ettersp\u00f8rsel etter mer fornybar energi, og Equinors investeringer
\u00a0
i havbasert vind og
solenergi vokser eksponentielt for \u00e5 m\u00f8te denne ettersp\u00f8rselen.
\u25cf
\u00a0
Lavkarbonl\u00f8sninger. Equinor vil fortsette \u00e5 investere i ny teknologi og verdikjeder for lavere utslipp, enten ved \u00e5 erstatte
bruken av karbon ved produksjon av ny energi, eller ved \u00e5 fange og lagre drivhusgassene f\u00f8r
\u00a0
de n\u00e5r atmosf\u00e6ren. Selv om
karbonfangst og lagring (Carbon Capture and Storage, CCS) har eksistert som teknologi i
\u00a0
flere ti\u00e5r, tar det tid \u00e5 utvikle nye
verdikjeder og CCS er fremdeles ikke en markedsbasert inntektsskapende tjeneste i full skala.
Risikoer som f\u00f8lge av klimaendringer og overgangen til en \u00f8konomi med lavere karbonbruk
Utvikling i politikk, lover og forskrifter, marked og teknologi, og ogs\u00e5 interessentenes holdninger n\u00e5r det gjelder klimaendringer som
tema, kan p\u00e5virke v\u00e5re forretningsplaner og \u00f8konomiske resultater. Skiftende vektlegging av energisikkerhet, energi til en
overkommelig pris og b\u00e6rekraft blant interessentene skaper ytterligere usikkerhet n\u00e5r det gjelder gjennomf\u00f8ring og resultater
forbundet med Equinors strategi. Equinors langsiktige planer m\u00e5 hensynta hvordan det globale energimarkedet kan utvikle seg p\u00e5
lang sikt. Flere mulige scenarioer for fremtidige endringer i ettersp\u00f8rselen etter v\u00e5re produkter (olje, gass og elektrisitet i
n\u00f8kkelmarkeder) analyseres, inkludert scenariene presentert av IEA i World Energy Outlook 2022, som illustrerer et vidt spekter av
mulighetsrom knyttet til ettersp\u00f8rsel etter forskjellige energikilder, herunder fossilt brennstoff, kjernekraft og fornybart. Sensitivitet for
r\u00e5varer er presentert i en tabell nedenfor, samt i note 14 Nedskrivninger.
Equinor vurderer klimarisiko fra to perspektiver: omstillingsrisiko, som gjelder den finansielle styrken i selskapets
\u00a0
forretningsmodell og
portef\u00f8lje i ulike avkarboniseringsscenarier; og fysisk klimarisiko, som gjelder s\u00e5rbarheten i v\u00e5re eiendeler
\u00a0
mot klimarelaterte farer i
ulike scenarier for global oppvarming. Equinors vei mot netto null og alle v\u00e5re ambisjoner
\u00a0
er etablert som respons p\u00e5 utfordringer og
risikoer knyttet til klimaendringer.
\u25cf
\u00a0
En strengere klimalovgivning og -politikk, i tillegg til negative utfall av rettsprosesser, vil kunne p\u00e5virke Equinors \u00f8konomiske
resultater og utsikter negativt, inkludert verdien av selskapets eiendeler. Dette kan skje direkte ved regulatoriske endringer
rettet mot energisystemer uten fossilt brensel, endringer i beskatning, \u00f8kte kostnader og tilgang til muligheter, eller indirekte
gjennom endringer i forbrukeradferd eller teknologisk utvikling.
\u25cf
\u00a0
Endringer i ettersp\u00f8rselen etter fornybar energi og lavkarbonteknologi, og innovasjon og teknologiske
\u00a0
endringer som f\u00f8rer til
en kostnadsmessig konkurransedyktig utvikling, utgj\u00f8r b\u00e5de trusler og muligheter for Equinor. Vi vurderer og h\u00e5ndterer
klimarelaterte risikoer knyttet til teknologi og implementering p\u00e5 tvers i v\u00e5r portef\u00f8lje og er i tillegg
\u00a0
godt kjent med risikoen
forbundet med andre konkurrerende eller nye teknologier. Eksempler p\u00e5 relevant teknologi innen v\u00e5r portef\u00f8lje er
karbonfangst og -lagring (CCS), bl\u00e5tt og gr\u00f8nt hydrogen, fornybar energi fra sol og vindkraft, fusjonsenergi,
\u00a0
l\u00f8sninger med
lav CO
2
-intensitet, forbedrede metan-utslipp og implementering av fornybar energi innen olje- og gassproduksjon.
\u25cf
\u00a0
Utviklingen i markedet og v\u00e5r evne til \u00e5 redusere kostnader og utnytte teknologiske forbedringer
\u00a0
er viktige, men
uforutsigbare risikofaktorer. Flere faktorer innen det gr\u00f8nne skiftet bidrar til usikkerhet i framtidige prisforutsetninger for
energi, og endringer i holdninger blant investorer og i samfunnet ellers kan p\u00e5virke v\u00e5r tilgang til
\u00a0
kapitalmarkedet og hvor
attraktive vi er for investorene, og potensielt begrense v\u00e5r tilgang p\u00e5 finansiering eller \u00f8ke finansieringskostnadene.
\u25cf
\u00a0
Sterk konkurranse om aktiva, endret politisk st\u00f8tte og ulike kommersielle/kontraktsmessige modeller kan f\u00f8re til lavere
avkastning i fornybar- og lavkarbonindustrien, og v\u00e6re til hinder for gjennomf\u00f8ring av Equinors
\u00a0
ambisjoner. Disse
investeringene kan v\u00e6re eksponert for rente- og inflasjonsrisiko.
\u25cf
\u00a0
Endringer i fysiske klimaparametere kan p\u00e5virke Equinor gjennom \u00f8kte kostnader eller hendelser
\u00a0
som ber\u00f8rer Equinors
aktiviteter. Eksempler p\u00e5 akutte fysiske parametere som kan p\u00e5virke Equinors anleggsdesign og aktiviteter omfatter
hyppigere frekvens og \u00f8kt alvorsgrad av ekstremv\u00e6r som sterk vind, st\u00f8rre b\u00f8lgeh\u00f8yder eller oversv\u00f8mmelser. Eksempler
p\u00e5 kroniske fysiske parametere omfatter redusert tilgang p\u00e5 ferskvann, et m\u00f8nster med generelt
\u00a0
h\u00f8yere vindstyrke, og
ettersom Equinors fleste anlegg er lokalisert til havs kan en kronisk n\u00f8kkelparameter v\u00e6re h\u00f8yere vannstand kombinert
\u00a0
med
st\u00f8rre b\u00f8lgeh\u00f8yder. Etter hvert som vi utvikler v\u00e5r portef\u00f8lje innen fornybar energi kan uventede endringer i meteorologiske
parametere, som gjennomsnittlig vindstyrke, endringer i vindretningsm\u00f8nstre eller skydekke som
\u00a0
p\u00e5virker produksjonen av
fornybar energi ogs\u00e5 v\u00e6re viktige forhold \u00e5 vurdere. Fysiske risikofaktorer h\u00e5ndteres av ingeni\u00f8rer gjennom
\u00a0
teknisk design,
daglig drift og vedlikehold, der endringer i de fysiske omgivelsene vurderes grundig. Det er imidlertid usikkerhet
\u00a0
knyttet til
omfang av konsekvenser og tidshorisont for fysiske hendelser knyttet til klimaendringer, som igjen f\u00f8rer til at den mulige
effekten for Equinor er usikker.
Konsekvenser for Equinors \u00e5rsregnskap
CO
2
-kostnader og EU ETS utslippskvoter
Equinors olje- og gass aktiviteter i Europa er omfattet av EUs regelverk for kvotehandel, Emission
\u00a0
Trading Scheme (EU ETS). Equinor
kj\u00f8per EU ETS kvoter for utslipp knyttet til v\u00e5r utvinning av olje og gass samt prosessering. For
\u00a0
tiden mottar vi en andel frikvoter i
samsvar med EU ETS regelverket, men andelen tildelte frikvoter forventes \u00e5 reduseres betydelig i fremtiden.
Totalt kostnadsf\u00f8rt CO
2
-avgift knyttet til utslipp og kj\u00f8p av CO
2
-kvoter for Equinor knyttet til aktiviteter som resulterer i utslipp av
drivhusgasser (Equinors andel av lisensene i tillegg til v\u00e5re landbaserte anlegg) bel\u00f8per seg til 510
\u00a0
millioner USD i 2022, 428 millioner
USD i 2021, og 268 millioner USD i 2020. En stor andel av disse kostnadene er knyttet til kj\u00f8p
\u00a0
av EU ETS kvoter. Tabellen
\u00a0
nedenfor
viser en analyse av antall kvoter relatert til lisenser der Equinor har operat\u00f8ransvar samt landbaserte
\u00a0
anlegg omfattet av EUs
regelverk for kvotehandel:
Antall EU ETS kvoter
2022
2021
Inng\u00e5ende balanse 1. januar
11,026,286
11,027,242
Tildelte frikvoter
3,697,089
3,560,286
Kvoter kj\u00f8pt p\u00e5 markedsplass
5,985,000
7,605,265
Kvoter solgt p\u00e5 markedsplass
0
(135,177)
Innl\u00f8ste kvoter (avregnet mot utslipp)
(9,925,999)
(11,031,330)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember
10,782,376
11,026,286
Investeringer innen fornybarvirksomheten
Det gr\u00f8nne skiftet skaper mange nye forretningsmuligheter, s\u00e6rlig knyttet til videreutvikling av Equinors fornybarvirksomhet og innen
karbonfangst og -lagring (CCS). Det gr\u00f8nne skiftet og det \u00f8kende behovet for elektrisitet fra fornybare
\u00a0
energikilder driver Equinors
fortsatte utvikling og oppbygging av fornybarvirksomhet videre. Vi fokuserer p\u00e5 sj\u00f8basert vindkraft og forf\u00f8lger ogs\u00e5 muligheter
\u00a0
innen
landbasert fornybart og integrerte kraftmarkedsl\u00f8sninger. Equinors n\u00e5v\u00e6rende portef\u00f8lje strekker seg over flere kontinenter og
teknologier \u2013 p\u00e5 land og til havs \u2013 og ved flere forskjellige eierskapsl\u00f8sninger:
\u25cf
\u00a0
I drift: Prim\u00e6rt vindkraft til havs i Storbritannia og Tyskland, samt solenergi i Brasil og Argentina
\u25cf
\u00a0
Under utvikling: De viktigste prosjektene er utviklingen av Doggerbank i Storbritannia (SSE
\u00a0
er operat\u00f8r) og Hywind Tampen i
Norge, i tillegg til byggingen av solcelleanlegg i Polen
\u25cf
\u00a0
Ytterligere kapasitetsprosjekter er sikret finansiering, hovedsakelig havvindprosjekter i USA og i
\u00a0
Polen
\u25cf
\u00a0
Flere kapasitetsprosjekter er prosjektert (forel\u00f8pig uten finansiering). Disse inkluderer vindprosjekter til havs i
\u00a0
USA og S\u00f8r-
Korea, solcelleanlegg og vindkraft til lands i Brasil og i Polen.
\u25cf
\u00a0
Equinor eier dessuten 13,1% i Scatec ASA, en ledende produsent av fornybar energi som leverer
\u00a0
ren energi til en
overkommelig pris globalt
Equinors investeringer innen fornybart og lavkarbonl\u00f8sninger er medtatt som Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og
egenkapitalkonsoliderte investeringer i REN-segmentet i note 5 Segmentinformasjon, og utgj\u00f8r
\u00a0
298 millioner USD i 2022 og 457
millioner USD i 2021. Equinors ambisjoner er \u00e5 bli en global stormakt innen vindkraft til
\u00a0
havs, markedsledende innen flytende
vindkraft, og drive bransjen fremover ved \u00e5 utnytte v\u00e5r omfattende erfaring til havs. I tillegg unders\u00f8ker Equinor
\u00a0
mulighetene for
fornybart til lands.
Investeringer innen karbonfangst og -lagring (CCS)
Gjennom v\u00e5re aktiviteter innen CCS bygger vi kompetanse og en konkurranseposisjon for fremtidige
\u00a0
forretningsmuligheter og en ny
inntektsstr\u00f8m knyttet til fjerning av CO
2
\u00a0
for kunder som driver forbrenningsanlegg for s\u00f8ppel eller sementproduksjon. Dette kan ogs\u00e5
v\u00e6re grunnlaget for l\u00f8sninger innen dekarbonisert hydrogen som en energib\u00e6rer, en fleksibel backup-l\u00f8sning for fornybar energi som
bare produserer periodevis. Equinor gj\u00f8r store fremskritt for \u00e5 industrialisere CCS og
\u00a0
vi er allerede involvert i Northern Lights i Norge,
som vil tilby en l\u00f8sning for transport og lagring av CO
2
\u00a0
(i partnerskap med Shell og TotalEnergies). Prosjektet representerer starten p\u00e5
kommersiell CCS i Europa og er i rute for \u00e5 demonstrere at CCS er en reell l\u00f8sning
\u00a0
for avkarbonisering innen viktige industrisektorer.
Equinor har i l\u00f8pet av i 2022 skutt inn 36 millioner USD i selskapet som kapitalforh\u00f8yelser
\u00a0
(21 millioner USD i 2021).
Forskning og utviklingsaktiviteter (F&U)
I tillegg til de vesentlige finansielle effektene nevnt ovenfor er Equinor involvert i en rekke aktiviteter innen forskning
\u00a0
og utvikling
(F&U). Flere av disse aktivitetene gjelder
\u00a0
forbedringer av v\u00e5r olje- og gassproduksjon, reduksjon av utslipp fra v\u00e5re aktiviteter, samt
utvikling av nye forretningsmuligheter innen fornybart og lavkarbonl\u00f8sninger. De finansielle effektene av Equinors F&U-aktiviteter kan
finnes i note 9 Revisjonshonorar og forsknings-
\u00a0
og utviklingskostnader (kostnadsf\u00f8rt F&U) og i note 12 Varige driftsmidler (aktivert
F&U).
Virkning p\u00e5 estimatusikkerhet
Effektene av initiativene for \u00e5 begrense klimaendringer og den potensielle effekten av det gr\u00f8nne skiftet er relevante for noen av
\u00a0
de
\u00f8konomiske forutsetningene i v\u00e5re estimater av fremtidige kontantstr\u00f8mmer. Konsekvensene av utviklingen i slike initiativ, og i hvilken
grad Equinors drift vil bli p\u00e5virket av dem, er kilder til usikkerhet. \u00c5 estimere global energiettersp\u00f8rsel
\u00a0
og r\u00e5varepriser frem mot 2050
er en utfordrende oppgave, som inneb\u00e6rer \u00e5 vurdere fremtidig utvikling i tilbud og ettersp\u00f8rsel,
\u00a0
teknologiendring, beskatning, avgifter
p\u00e5 utslipp, produksjonsbegrensninger og andre viktige faktorer. Forutsetningene kan endres over tid, noe som kan resultere i andre
utfall enn de n\u00e5v\u00e6rende ansl\u00e5tte scenariene. Dette kan resultere i betydelige endringer i regnskapsestimater, som \u00f8konomisk
utnyttbar levetid (p\u00e5virker avskrivningsperiode og tidspunkt for utrangering av eiendeler),
\u00a0
bruksverdiberegninger (p\u00e5virker vurderinger
av verdifall) , og verdsettelse av utsatt skattefordel.
R\u00e5varepriser
Equinors forutsetninger om r\u00e5varepriser brukt i beregningen av bruksverdi for nedskrivningstesting,
\u00a0
er satt i samsvar med krav fastsatt
i IFRS og er basert p\u00e5 ledelsens beste estimat p\u00e5 utviklingen av relevante omstendigheter og den
\u00a0
sannsynlige fremtidige utviklingen i
slike omstendigheter. Dette prissettet er forel\u00f8pig ikke likt et prissett som kreves for \u00e5 n\u00e5 m\u00e5lene i Netto Nullutslipp innen 2050-
scenarioet, og ikke et prissett i samsvar med Kunngjorte Myndighetsl\u00f8fter Scenarioet (Announced Pledges
\u00a0
Scenario) som definert av
Det internasjonale energibyr\u00e5et (IEA). En fremtidig endring i banen for hvordan verden handler med hensyn
\u00a0
til \u00e5 gjennomf\u00f8re
handlinger i samsvar med m\u00e5lene i Paris-avtalen kan, avhengig av de detaljerte karakteristikkene
\u00a0
til en slik bane, ha en negativ
innvirkning p\u00e5 verdsettelsen av Equinors varige driftsmidler. En beregning av en mulig effekt av \u00e5 bruke prisene (inkludert CO
2
-priser)
i et 1.5
o
C-kompatibelt Netto Nullutslipp innen 2050-scenario som estimert av IEA kan for Equinor
\u00a0
resultere i et verdifall p\u00e5 v\u00e5re
oppstr\u00f8mseiendeler og immaterielle eiendeler p\u00e5 rundt 4 milliarder USD f\u00f8r skatt, se tabell nedenfor.
P\u00e5 tilsvarende m\u00e5te har vi beregnet den mulige effekten av \u00e5 bruke prisene i samsvar med et scenario kalt Kunngjorte
Myndighetsl\u00f8fter (Announced Pledges Scenario), et scenario basert p\u00e5 alle klimarelaterte forpliktelser
\u00a0
innr\u00f8mmet av myndigheter
verden rundt. Om dette scenarioet f\u00f8lges, forventes verden \u00e5 n\u00e5 1.8
o
C temperatur\u00f8kning innen \u00e5r 2100, og dette kan for Equinor
resultere i et verdifall p\u00e5 under 0,5 milliarder USD f\u00f8r skatt ved bruk av den samme forenklede modellen,
\u00a0
se tabell nedenfor.
Disse illustrative beregningene av sensitivitet p\u00e5 nedskrivninger er basert p\u00e5 en forenklet modell
\u00a0
og begrensninger beskrevet i note 14
Nedskrivninger. Imidlertid, n\u00e5r vi har beregnet illustrerende sensitivitet p\u00e5 scenarioene, har vi line\u00e6rt interpolert mellom dagens priser
og prisene presentert i tabellen nedenfor, b\u00e5de for Netto Nullutslipp innen 2050-scenarioet og Kunngjorte Myndighetsl\u00f8fter
Scenarioet. Ved bruk av denne forenklede metoden fremkommer illustrerende og mulige nedskrivninger som er betydelig lavere enn
det bel\u00f8pet som er presentert i note 14 Nedskrivninger, der vi benytter et 30% umiddelbart fall i r\u00e5varepriser. Andre \u00e5rsaker er til en
viss grad en fallende produksjonskurve konsentrert i perioden f\u00f8r \u00e5r 2030 for v\u00e5re produserende
\u00a0
og godkjente utviklingsprosjekter
samt effekten av diskontering.
CO
2
-relaterte kostnader
EU ETS-prisen har \u00f8kt betydelig fra 25 EUR/tonn i 2020. Gjennomsnittsprisen p\u00e5 EU ETS
\u00a0
kvoter utgjorde 81 EUR/tonn i 2022 (54
EUR/tonn i 2021). Prisen forventes \u00e5 forbli h\u00f8y, rundt 80 EUR/tonn i de n\u00e6rmeste \u00e5rene. Deretter forventes prisen \u00e5 ligge p\u00e5 105
EUR/tonn i 2040 og deretter \u00f8ke til 130 EUR/tonn i 2050. Equinor forventer s\u00e5ledes at kostnader
\u00a0
for utslipp av drivhusgasser vil \u00f8ke
fra dagens niv\u00e5er og vil trolig ogs\u00e5 f\u00e5 et videre geografisk omfang enn i dag. En global
\u00a0
avgift p\u00e5 utslipp av CO
2
konsekvenser for verdsettelsen av Equinors olje- og gasseiendeler. Equinor betaler for tiden CO
2
-skatter i Norge, Storbritannia,
Tyskland og Nigeria. Norges klimaplan for 2021-2030 (St. Meld. 13 (2020-2021)) som legger til grunn en gradvis \u00f8kt CO
2
-skatt
(summen av EU ETS + norsk CO2-avgift) i Norge til 2000 NOK/tonn i 2030 er benyttet til
\u00a0
nedskrivningsberegninger for norske
oppstr\u00f8mseiendeler.
For \u00e5 h\u00e5ndtere denne risikoen m\u00e5ler Equinor karbonintensiteten b\u00e5de p\u00e5 prosjekt og portef\u00f8ljeniv\u00e5 i
\u00a0
alle v\u00e5re investerings-
\u00a0
og
nedsalgsbeslutninger. Vi har ogs\u00e5 innf\u00f8rt en intern karbonpris som benyttes p\u00e5 alle potensielle nye prosjekter og investeringer, for
tiden satt til 58 USD/tonn og \u00f8kende mot 100 USD/tonn innen \u00e5r 2030, for deretter \u00e5
\u00a0
ligge flatt (i land som har h\u00f8yere avgifter p\u00e5 bruk
av karbon benyttes disse land-spesifikke avgiftene). Det er usikkerhet knyttet til et slikt kostnadsscenario, men
\u00a0
denne ekstra
kostnaden representerer en buffer for mulig fremtidig CO
2
-prising og s\u00f8rger for at v\u00e5re eiendeler er finansielt sterke i et slikt scenario.
Som s\u00e5dan er klimahensyn en del av investeringsbeslutningene i samsvar med Equinor\u2019s
\u00a0
strategi og forpliktelser knyttet til det gr\u00f8nne
skiftet.
Klimahensyn inng\u00e5r dessuten i nedskrivningsberegningene direkte ved \u00e5 estimere CO
2
-avgiftene i kontantstr\u00f8mmene. Indirekte er
forventet effekt av klimaendringer inkludert i de estimerte r\u00e5vareprisene der tilbud og ettersp\u00f8rsel vurderes. CO
2
-prisene har ogs\u00e5
effekt p\u00e5 estimerte produksjonsprofiler og \u00f8konomisk levetid p\u00e5 prosjektene. Nedskrivningsberegninger
\u00a0
er basert p\u00e5 beste
estimatforutsetninger. For \u00e5 reflektere at karbon vil ha en kostnad for alle v\u00e5re eiendeler, anses det n\u00e5v\u00e6rende beste estimatet \u00e5
v\u00e6re EU ETS for land utenfor EU der karbon ikke allerede er underlagt beskatning eller hvor
\u00a0
Equinor ikke har etablert spesifikke
estimater.
Sensitivitetstabell
I denne tabellen har vi inkludert noen relevante priser og variabler og forventet fremtidig
\u00a0
utvikling i disse sammenlignet med ledelsens
beste estimat, samt en illustrerende mulig nedskrivning i disse scenarioene. Scenario prissettene er hentet fra
\u00a0
IEAs rapport, World
Energy Outlook 2022. Prisene er justert for inflasjon og presenteres som reelle 2022-priser. 2 USD per fat er lagt til p\u00e5 oljeprisene for
\u00e5 hensynta fraktkostnader slik at prisene i scenarioene skal v\u00e6re sammenlignbare med v\u00e5rt beste
\u00a0
estimat:
Ledelsens prisforutsetninger
1)
NZE i 2050 scenario
Kunngjorte Myndighetsl\u00f8fter
Scenario
Brent blend, 2030
75
USD/fat
40
USD/fat
71
USD/fat
Brent blend, 2040
70
USD/fat
34
USD/fat
69
USD/fat
Brent blend, 2050
65
USD/fat
28
USD/fat
67
USD/fat
TTF, 2030
9.5
USD/MMBt
u
5.0
USD/MMBtu
8.5
USD/MMBt
u
TTF, 2040
9.0
USD/MMBt
u
4.5
USD/MMBtu
7.7
USD/MMBt
u
TTF, 2050
9.0
USD/MMBt
u
4.1
USD/MMBtu
6.8
USD/MMBt
u
EU ETS
2), 3)
, 2030
94
USD/tCO
2
152
USD/tCO
2
146
USD/tCO
2
EU ETS
2), 3)
, 2040
124
USD/tCO
2
222
USD/tCO
2
189
USD/tCO
2
EU ETS
2), 3)
, 2050
153
USD/tCO
2
271
USD/tCO
2
216
USD/tCO
2
Illustrerende mulig verdifall (USD)
~
4.0
milliarder
<
0.5
milliarder
Ledelsens forutsetninger om fremtidige r\u00e5varepriser,
\u00a0
benyttet ved beregning av bruksverdi, se note 14
\u00a0
Nedskrivninger
2)
\u00a0
Scenarioer: Prisen p\u00e5 CO
2
-kvoter i avanserte \u00f8konomier med netto-null forpliktelser
\u00a0
,
\u00a0
ikke inkludert eventuelle andre CO
2
-kostnader
3)
\u00a0
EU ETS prisforutsetninger er omregnet fra EUR til USD
\u00a0
ved \u00e5 bruke Equinors prisforutsetninger for valutakurser,
\u00a0
EUR/USD = 1,176
Styrken til v\u00e5r oppstr\u00f8ms olje- og gassportef\u00f8lje og risiko for strandede eiendeler
Overgangen til fornybar energi, teknologisk utvikling og forventet reduksjon i global ettersp\u00f8rsel etter
\u00a0
karbonbasert energi, kan ha en
negativ innvirkning p\u00e5 fremtidig l\u00f8nnsomhet av investeringer i oppstr\u00f8ms olje- og gassaktiva, spesielt eiendeler med
\u00a0
lang estimert
brukstid, prosjekter i en tidlig utviklingsfase og ikke-utviklede eiendeler kontrollert av Equinor. Equinor benytter scenarioanalyser for \u00e5
skissere mulige fremtidigsutsikter for energi og flere av disse inneb\u00e6rer lavere olje- og gasspriser. Dersom prisene faller, vil ogs\u00e5
inntekter fra salg av olje og gass reduseres og potensielt redusere den \u00f8konomiske levetiden til noen
\u00a0
av v\u00e5re eiendeler. Equinor
s\u00f8ker \u00e5 redusere denne risikoen ved \u00e5 fokusere p\u00e5 \u00e5 forbedre den eksisterende oppstr\u00f8msportef\u00f8ljen, maksimere
\u00a0
effektiviteten til
infrastrukturen p\u00e5 norsk sokkel og ved \u00e5 optimalisere den internasjonale h\u00f8ykvalitetsportef\u00f8ljen. Equinor
\u00a0
vil fortsette \u00e5 legge fat med
h\u00f8y verdi til portef\u00f8ljen gjennom leteaktiviteter og \u00f8kt utvinning og vi forventer at kontantstr\u00f8mmen
\u00a0
og verdiskapningen fra den norske
kontinentalsokkelen vil forbli h\u00f8y ogs\u00e5 etter \u00e5r 2030. Prosjektportef\u00f8ljen p\u00e5 kontinentalsokkelen er sv\u00e6rt motstandsdyktig
\u00a0
mot lave
olje- og gasspriser og vi har iverksatt handlingsplaner for b\u00e5de \u00e5 opprettholde kostnadsfokus
\u00a0
p\u00e5 tvers i selskapet samt \u00e5 p\u00e5se soliditet
i olje- og gass utviklingsprosjekter som enda ikke er godkjente.
Equinor vil ogs\u00e5 fortsette \u00e5 selektivt lete etter nye muligheter med fokus p\u00e5 modne omr\u00e5der
\u00a0
med eksisterende infrastruktur for \u00e5
minimere utslipp og maksimere verdi. Under omstillingen forventer Equinor \u00e5 allokere en mindre
\u00a0
andel av investeringene til olje og
gass de p\u00e5f\u00f8lgende \u00e5rene og produksjonsvolumet forventes \u00e5 reduseres over tid. \u00c5 n\u00e5 v\u00e5r ambisjon om
\u00a0
50% kutt i operat\u00f8rutslipp fra
produksjon (scope 1 og 2) vil kreve fokusert og koordinert innsats p\u00e5 tvers i selskapet n\u00e5r vi gjennomf\u00f8rer
\u00a0
og modner
utslippsreduksjonsprosjekter, n\u00e5r vi forbedrer energieffektiviteten p\u00e5 landbaserte og sj\u00f8baserte eiendeler, n\u00e5r vi utvikler ny teknologi
og n\u00e5r vi forsterker v\u00e5r portef\u00f8lje. Utslippsreduksjonsprosjekter omfatter prim\u00e6rt elektrifisering av
\u00a0
eiendeler p\u00e5 sokkelen, hovedsakelig
med landbasert elektrisitet, men ogs\u00e5 gjennom innovative l\u00f8sninger som Hywind Tampen, v\u00e5r flytende vindpark som gir str\u00f8m til olje-
og gassplattformer. Kombinert med innsats innen fornybaraktiviteter og karbonfangst (CCS) forventes disse
utslippsreduksjonsprosjektene \u00e5 redusere Equinors utslipp tilstrekkelig til \u00e5 oppfylle v\u00e5re ambisjoner p\u00e5 mellomlang
\u00a0
sikt. Equinors
planer om \u00e5 bli et netto-null-selskap innen 2050 har derfor s\u00e5 langt ikke resultert i identifisering
\u00a0
av ytterligere eiendeler med verdifall
eller tidligere produksjonsstans.
Eventuell fremtidig leting kan bli begrenset av reguleringer, markedsmessige og strategiske hensyn. Forutsatt at de \u00f8konomiske
forutsetningene vil forringes i en slik grad at uutviklede eiendeler kontrollert av Equinor ikke
\u00a0
skulle materialiseres, omfatter de utsatte
eiendelene hovedsakelig de immaterielle eiendelene Anskaffelseskost, leterettigheter olje og gass og Balansef\u00f8rte leteutgifter, med
en samlet balansef\u00f8rt verdi p\u00e5 3.634 millioner USD. Se note 13 Immaterielle eiendeler for mer informasjon
\u00a0
om Equinor\u2019s immaterielle
eiendeler.
Tidspunkt for nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelser
Som nevnt ovenfor har Equinors planer om \u00e5 bli et netto-null-selskap innen 2050 s\u00e5 langt
\u00a0
ikke resultert i identifisering av eiendeler
med tidligere produksjonsstans. Men, hvis l\u00f8nnsomheten til Equinors olje- og gassproduserende
\u00a0
eiendeler endres vesentlig som f\u00f8lge
av statlige initiativer for \u00e5 begrense klimaendringer, kan dette p\u00e5virke tidspunktet for v\u00e5re nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelser. En
kortere produksjonsperiode, som fremskynder tiden for n\u00e5r eiendeler m\u00e5 fjernes etter avsluttet produksjon, vil \u00f8ke
\u00a0
den bokf\u00f8rte
verdien av forpliktelsen. For \u00e5 illustrere den mulige effekten av tidligere fjerning, har vi beregnet effekten av \u00e5 utf\u00f8re fjerning
\u00a0
fem \u00e5r
tidligere enn planlagt til en \u00f8kt forpliktelse med rundt \u00e9n milliard USD. Se note 23 Avsetninger og
\u00a0
andre forpliktelser for mer
informasjon om Equinors nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelser.
Regnskapsprinsipper - Kostnader for CO
2
-kvoter
Kj\u00f8pte CO
2
\u00a0
kvoter i EUs kvotemarked (EU ETS \u2013 Emissions Trading System) er regnskapsf\u00f8rt til kostpris som del av Driftskostnader
etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per som f\u00f8lge av utslipp. Avsetninger for n\u00f8dvendige CO
2
-kvoter som skal dekke gjennomf\u00f8rte utslipp m\u00e5les til
markedsverdi og innregnes som kortsiktige forpliktelsaer som en del av Leverand\u00f8rgjeld, annen
\u00a0
kortsiktig gjeld og avsetninger. Eide
kvoter som overstiger gjennomf\u00f8rte utslipp balansef\u00f8res til kostpris som en del av Andre kortsiktige fordringer
\u00a0
s\u00e5 lenge slike kj\u00f8pte
kvoter er anskaffet for \u00e5 dekke egne utslipp og kan benyttes til \u00e5 dekke utslipp i kommende \u00e5r. Kvoter som er kj\u00f8pt og holdes med
form\u00e5l om gevinst ved videresalg (trading), er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Endringer i virkelig verdi
\u00a0
innregnes i
Konsernresultatregnskapet som Andre salgsinntekter.
Forpliktelser som skyldes innev\u00e6rende \u00e5rs utslipp og verdien av de tilh\u00f8rende kvotene som er kj\u00f8pt, betalt
\u00a0
og resultatf\u00f8rt, men som
forel\u00f8pig ikke er levert i oppgj\u00f8ret til relevante myndigheter, presenteres netto i Konsernbalansen.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Equinors ambisjoner og strategi
Equinors ambisjon er \u00e5 fortsette \u00e5 levere energi til samfunnet med fallende utslipp over tid,
\u00a0
\u00e5 v\u00e6re et ledende selskap i
energiomstillingen og bli et kliman\u00f8ytralt selskap innen 2050, inkludert utslipp fra produksjon til
\u00a0
endelig energiforbruk. Equinors
strategi er \u00e5 skape verdier som et ledende selskap i det gr\u00f8nne skiftet ved \u00e5 fokusere p\u00e5 l\u00f8nnsom vekst
\u00a0
innen fornybar energi og nye
markedsmuligheter innen lavkarbonl\u00f8sninger samtidig som Equinor optimaliserer olje- og gassportef\u00f8ljen.
\u00a0
I Equinors strategi inng\u00e5r
tre strategisk viktige og integrerte omr\u00e5der:
\u25cf
\u00a0
Olje og gass. Equinors hovedfokus er \u00e5 optimalisere v\u00e5re aktiviteter, kutte utslipp i produksjonen, samt identifisere nye
arbeidsmetoder som gj\u00f8r oss i stand til \u00e5 fortsette \u00e5 levere energi verden trenger med et lite fotavtrykk.
\u25cf
\u00a0
Fornybart. Det er en tydelig global ettersp\u00f8rsel etter mer fornybar energi, og Equinors investeringer
\u00a0
i havbasert vind og
solenergi vokser eksponentielt for \u00e5 m\u00f8te denne ettersp\u00f8rselen.
\u25cf
\u00a0
Lavkarbonl\u00f8sninger. Equinor vil fortsette \u00e5 investere i ny teknologi og verdikjeder for lavere utslipp, enten ved \u00e5 erstatte
bruken av karbon ved produksjon av ny energi, eller ved \u00e5 fange og lagre drivhusgassene f\u00f8r
\u00a0
de n\u00e5r atmosf\u00e6ren. Selv om
karbonfangst og lagring (Carbon Capture and Storage, CCS) har eksistert som teknologi i
\u00a0
flere ti\u00e5r, tar det tid \u00e5 utvikle nye
verdikjeder og CCS er fremdeles ikke en markedsbasert inntektsskapende tjeneste i full skala.
Utvikling i politikk, lover og forskrifter, marked og teknologi, og ogs\u00e5 interessentenes holdninger n\u00e5r det gjelder klimaendringer som
tema, kan p\u00e5virke v\u00e5re forretningsplaner og \u00f8konomiske resultater. Skiftende vektlegging av energisikkerhet, energi til en
overkommelig pris og b\u00e6rekraft blant interessentene skaper ytterligere usikkerhet n\u00e5r det gjelder gjennomf\u00f8ring og resultater
forbundet med Equinors strategi. Equinors langsiktige planer m\u00e5 hensynta hvordan det globale energimarkedet kan utvikle seg p\u00e5
lang sikt. Flere mulige scenarioer for fremtidige endringer i ettersp\u00f8rselen etter v\u00e5re produkter (olje, gass og elektrisitet i
n\u00f8kkelmarkeder) analyseres, inkludert scenariene presentert av IEA i World Energy Outlook 2022, som illustrerer et vidt spekter av
mulighetsrom knyttet til ettersp\u00f8rsel etter forskjellige energikilder, herunder fossilt brennstoff, kjernekraft og fornybart. Sensitivitet for
r\u00e5varer er presentert i en tabell nedenfor, samt i note 14 Nedskrivninger.
Equinor vurderer klimarisiko fra to perspektiver: omstillingsrisiko, som gjelder den finansielle styrken i selskapets
\u00a0
forretningsmodell og
portef\u00f8lje i ulike avkarboniseringsscenarier; og fysisk klimarisiko, som gjelder s\u00e5rbarheten i v\u00e5re eiendeler
\u00a0
mot klimarelaterte farer i
ulike scenarier for global oppvarming. Equinors vei mot netto null og alle v\u00e5re ambisjoner
\u00a0
er etablert som respons p\u00e5 utfordringer og
risikoer knyttet til klimaendringer.
\u25cf
\u00a0
En strengere klimalovgivning og -politikk, i tillegg til negative utfall av rettsprosesser, vil kunne p\u00e5virke Equinors \u00f8konomiske
resultater og utsikter negativt, inkludert verdien av selskapets eiendeler. Dette kan skje direkte ved regulatoriske endringer
rettet mot energisystemer uten fossilt brensel, endringer i beskatning, \u00f8kte kostnader og tilgang til muligheter, eller indirekte
gjennom endringer i forbrukeradferd eller teknologisk utvikling.
\u25cf
\u00a0
Endringer i ettersp\u00f8rselen etter fornybar energi og lavkarbonteknologi, og innovasjon og teknologiske
\u00a0
endringer som f\u00f8rer til
en kostnadsmessig konkurransedyktig utvikling, utgj\u00f8r b\u00e5de trusler og muligheter for Equinor. Vi vurderer og h\u00e5ndterer
klimarelaterte risikoer knyttet til teknologi og implementering p\u00e5 tvers i v\u00e5r portef\u00f8lje og er i tillegg
\u00a0
godt kjent med risikoen
forbundet med andre konkurrerende eller nye teknologier. Eksempler p\u00e5 relevant teknologi innen v\u00e5r portef\u00f8lje er
karbonfangst og -lagring (CCS), bl\u00e5tt og gr\u00f8nt hydrogen, fornybar energi fra sol og vindkraft, fusjonsenergi,
\u00a0
l\u00f8sninger med
lav CO
2
-intensitet, forbedrede metan-utslipp og implementering av fornybar energi innen olje- og gassproduksjon.
\u25cf
\u00a0
Utviklingen i markedet og v\u00e5r evne til \u00e5 redusere kostnader og utnytte teknologiske forbedringer
\u00a0
er viktige, men
uforutsigbare risikofaktorer. Flere faktorer innen det gr\u00f8nne skiftet bidrar til usikkerhet i framtidige prisforutsetninger for
energi, og endringer i holdninger blant investorer og i samfunnet ellers kan p\u00e5virke v\u00e5r tilgang til
\u00a0
kapitalmarkedet og hvor
attraktive vi er for investorene, og potensielt begrense v\u00e5r tilgang p\u00e5 finansiering eller \u00f8ke finansieringskostnadene.
\u25cf
\u00a0
Sterk konkurranse om aktiva, endret politisk st\u00f8tte og ulike kommersielle/kontraktsmessige modeller kan f\u00f8re til lavere
avkastning i fornybar- og lavkarbonindustrien, og v\u00e6re til hinder for gjennomf\u00f8ring av Equinors
\u00a0
ambisjoner. Disse
investeringene kan v\u00e6re eksponert for rente- og inflasjonsrisiko.
\u25cf
\u00a0
Endringer i fysiske klimaparametere kan p\u00e5virke Equinor gjennom \u00f8kte kostnader eller hendelser
\u00a0
som ber\u00f8rer Equinors
aktiviteter. Eksempler p\u00e5 akutte fysiske parametere som kan p\u00e5virke Equinors anleggsdesign og aktiviteter omfatter
hyppigere frekvens og \u00f8kt alvorsgrad av ekstremv\u00e6r som sterk vind, st\u00f8rre b\u00f8lgeh\u00f8yder eller oversv\u00f8mmelser. Eksempler
p\u00e5 kroniske fysiske parametere omfatter redusert tilgang p\u00e5 ferskvann, et m\u00f8nster med generelt
\u00a0
h\u00f8yere vindstyrke, og
ettersom Equinors fleste anlegg er lokalisert til havs kan en kronisk n\u00f8kkelparameter v\u00e6re h\u00f8yere vannstand kombinert
\u00a0
med
st\u00f8rre b\u00f8lgeh\u00f8yder. Etter hvert som vi utvikler v\u00e5r portef\u00f8lje innen fornybar energi kan uventede endringer i meteorologiske
parametere, som gjennomsnittlig vindstyrke, endringer i vindretningsm\u00f8nstre eller skydekke som
\u00a0
p\u00e5virker produksjonen av
fornybar energi ogs\u00e5 v\u00e6re viktige forhold \u00e5 vurdere. Fysiske risikofaktorer h\u00e5ndteres av ingeni\u00f8rer gjennom
\u00a0
teknisk design,
daglig drift og vedlikehold, der endringer i de fysiske omgivelsene vurderes grundig. Det er imidlertid usikkerhet
\u00a0
knyttet til
omfang av konsekvenser og tidshorisont for fysiske hendelser knyttet til klimaendringer, som igjen f\u00f8rer til at den mulige
effekten for Equinor er usikker.
4 Finansiell risiko- og kapitalstyring
Generell informasjon relevant for finansiell risiko
Equinors forretningsaktiviteter medf\u00f8rer eksponering for finansiell risiko som markedsrisiko (inkludert r\u00e5vareprisrisiko,
\u00a0
valutarisiko,
renterisiko og aksjeprisrisiko), likviditetsrisiko og kredittrisiko. Equinor benytter en helhetlig tiln\u00e6rming til
\u00a0
vurdering og styring av risiko,
ved \u00e5 ta hensyn til relevante korrelasjoner p\u00e5 portef\u00f8ljeniv\u00e5 mellom de viktigste markedsrisikoene og de
\u00a0
naturlige sikringene i
Equinors portef\u00f8lje. Denne tiln\u00e6rmingen gir Equinor mulighet til \u00e5 redusere antallet sikringstransaksjoner
\u00a0
og dermed redusere
transaksjonskostnader og unng\u00e5 sub-optimalisering.
Konsernrisikokomiteen som ledes av konserndirekt\u00f8r for \u00f8konomi og finans (CFO), er ansvarlig
\u00a0
for Equinors overordnede risikostyring
og \u00e5 foresl\u00e5 passende risikoutjevnende tiltak p\u00e5 konsernniv\u00e5. Dette omfatter ogs\u00e5 \u00e5 evaluere Equinors
\u00a0
retningslinjer for finansiell
Markedsrisiko
Equinor opererer i verdensmarkedene for r\u00e5olje, raffinerte produkter, naturgass og kraft, og er eksponert for markedsrisikoer knyttet til
endringer i prisene p\u00e5 hydrokarboner, valutakurser, rentesatser og kraftpriser som kan p\u00e5virke inntekter og kostnader ved drift,
investeringer og finansiering. Risikoene styres hovedsakelig p\u00e5 kortsiktig basis, med fokus p\u00e5
\u00a0
hvordan Equinor best kan oppn\u00e5
optimal risikojustert avkastning innenfor gitte fullmakter. Langsiktige eksponeringer styres p\u00e5 konsernniv\u00e5, mens kortsiktige
eksponeringer generelt styres ut fra handelsstrategier og mandater. Fullmakter i handelsorganisasjoner innen r\u00e5olje, raffinerte
produkter, naturgass og kraft er relativt begrenset sammenlignet med Equinors totale markedsrisiko.
Valutarisiko
Equinors kontantstr\u00f8mmer fra operasjonelle aktiviteter relatert til olje- og gassalg, driftsutgifter og
\u00a0
investeringer er hovedsakelig i USD,
mens skatt og utbytte til aksjon\u00e6rer p\u00e5 Oslo B\u00f8rs, samt en andel av driftsutgifter og investeringer er i
\u00a0
norske kroner. Equinors
valutastyring er derfor hovedsakelig knyttet til \u00e5 sikre betalinger i norske kroner. Dette betyr at Equinor regelmessig kj\u00f8per norske
kroner, hovedsakelig i spotmarkedet, men ogs\u00e5 ved bruk av konvensjonelle derivatinstrumenter med levering p\u00e5 et framtidig tidspunkt.
Ved utgangen av 2022 har den p\u00e5f\u00f8lgende valutarisikosensitiviteten for finansielle instrumenter blitt beregnet ved \u00e5 forutsette et
rimelig mulighetsomr\u00e5de for endringer p\u00e5 12 % for de valutakursene som p\u00e5virker konsernets finansielle
\u00a0
posisjon. Ved utgangen av
2021 var en endring p\u00e5 10 % vurdert som et rimelig mulighetsomr\u00e5de for endring. Med referanse
\u00a0
til tabellen nedenfor, betyr en \u00f8kning
av valutakursen at den valutaen som presenteres har styrket seg mot alle andre valutaer. De estimerte gevinstene og tapene som
f\u00f8lge av en endring i valutakursene vil p\u00e5virke Konsernresultatregnskapet.
Sensitivitet for valutarisiko
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
- 12%
+ 12%
- 10%
+ 10%
USD netto gevinst/(tap)
(1,497)
1,497
(1,789)
1,789
NOK netto gevinst/(tap)
1,583
(1,583)
2,144
(2,144)
Renterisiko
Obligasjonsl\u00e5nene er vanligvis utstedt med fast rente i ulike lokale valutaer (blant annet USD, EUR
\u00a0
og GBP) og en andel av disse
obligasjonsl\u00e5nene blir konvertert til flytende USD-obligasjonsl\u00e5n ved \u00e5 benytte rente-
\u00a0
og valutabytteavtaler. Equinor styrer renterisiko
p\u00e5 obligasjonsgjeld basert p\u00e5 risiko- og avkastningshensyn fra et helhetlig risikostyringsperspektiv. Dette betyr at andelen fast/flytende
renteeksponering kan variere over tid. For mer detaljert informasjon om Equinors langsiktige gjeldsportef\u00f8lje
\u00a0
se note 21 Finansiell
gjeld.
For sensitiviteten knyttet til renterisiko er det forutsatt en endring p\u00e5 1,2 prosentpoeng som et rimelig mulighetsomr\u00e5de
\u00a0
for endringer
ved utgangen av 2022. Ved utgangen av 2021 var en endring p\u00e5 0,8 prosentpoeng vurdert som rimelig mulighetsomr\u00e5de for
endringer. En rentenedgang har en estimert positiv innvirkning p\u00e5 netto finansposter i Konsernresultatregnskapet, mens en
rente\u00f8kning har en estimert negativ innvirkning p\u00e5 netto finansposter i Konsernresultatregnskapet.
Sensitivitet for renterisiko
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
- 1,2
prosentpoeng
+ 1,2
prosentpoeng
- 0,8
prosentpoeng
+ 0,8
prosentpoeng
Positiv/(negativ) innvirkning p\u00e5 netto finansposter
369
(366)
448
(448)
Aksjeprisrisiko
Equinors forsikringsselskap (captive) eier b\u00f8rsnoterte aksjer som en del av sin portef\u00f8lje. I tillegg har Equinor
\u00a0
noen andre noterte og
ikke noterte aksjer som hovedsakelig eies for langsiktige strategiske form\u00e5l. Ved \u00e5 eie disse eiendelene er konsernet eksponert for
aksjeprisrisiko, definert som risikoen for reduksjon i aksjeprisen, som kan medf\u00f8re en reduksjon i den
\u00a0
bokf\u00f8rte verdien av Equinors
eiendeler innregnet i balansen. Risikoen i portef\u00f8ljen eid av Equinors forsikringsselskap er styrt og har
\u00a0
som m\u00e5 \u00e5 opprettholde en
moderat risikoprofil, gjennom geografisk diversifisering og bruk av brede referanseindekser.
Den p\u00e5f\u00f8lgende sensitiviteten for aksjeprisrisiko er kalkulert p\u00e5 bakgrunn av en forutsatt rimelig mulig
\u00a0
endring p\u00e5 35 % i aksjepriser
basert p\u00e5 balansef\u00f8rte verdier per 31. desember 2022. Ogs\u00e5 per 31. desember 2021 var en
\u00a0
endring p\u00e5 35 % sett p\u00e5 som en rimelig
mulig endring i aksjepriser. De estimerte gevinstene fra en \u00f8kning i aksjepriser og de estimerte tapene fra en nedgang i aksjepriser
ville p\u00e5virket Konsernresultatregnskapet.
Sensitivitet for aksjeprisrisiko
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
- 35 %
+ 35 %
- 35 %
+ 35 %
Gevinst/(tap)
(450)
450
(534)
534
Likviditetsrisiko
Likviditetsrisiko er risikoen for at Equinor ikke er i stand til \u00e5 gj\u00f8re opp sine finansielle forpliktelser
\u00a0
n\u00e5r de forfaller. Form\u00e5let med
likviditetsstyring er \u00e5 sikre at Equinor til enhver tid har tilstrekkelige midler tilgjengelig for
\u00a0
\u00e5 dekke sine finansielle forpliktelser.
Equinors st\u00f8rste utbetalinger inkluderer kvartalsvise utbyttebetalinger og seks \u00e5rlige betalinger
\u00a0
av norsk petroleumsskatt. I tillegg vil
handel av varer med sikkerhet og finansielle kontrakter eksponere Equinor for likviditetsrisiko relatert til
\u00a0
potensielle innkallinger av
sikkerhetsstillelse.
Hvis prognosen for likviditetsutvikling viser at likvide eiendeler er under definerte minimumsniv\u00e5er, vil opptak av langsiktig finansiering
bli vurdert. For langsiktig finansiering bruker Equinor alle de st\u00f8rste kapitalmarkedene (USA, Europa
\u00a0
og Asia). Equinors policy er \u00e5 ha
en forfallsstruktur der nedbetaling ikke overstiger 5 % av sysselsatt kapital i hvert av de n\u00e6rmeste
\u00a0
fem \u00e5r. Equinors langsiktige gjeld
har en vektet gjennomsnittlig l\u00f8petid p\u00e5 cirka ni \u00e5r. For mer informasjon om Equinors langsiktige gjeld, se note 21 Finansiell gjeld.
Kortsiktige finansieringsbehov blir vanligvis dekket av 5,0 milliarder USD via US Commercial Paper Programme
\u00a0
(CP) som er dekket
av en rullerende kredittfasilitet p\u00e5 6,0 milliarder USD, st\u00f8ttet av Equinors 19 viktigste kjernebanker, med forfall i 2025. Kredittfasiliteten
er ubrukt per 31. desember 2022 og gir sikker tilgang til finansiering, underst\u00f8ttet av
\u00a0
beste mulige kortsiktige kredittvurdering.
Tabellen nedenfor viser forfallsprofilen til Equinors finansielle forpliktelser basert p\u00e5 udiskonterte kontraktsmessige kontantstr\u00f8mmer.
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
Finansielle forpliktelser
Leieavtaler
Finansielle
derivater
Finansielle forpliktelser
Leieavtaler
Finansielle
derivater
\u00c5r 1
20,172
1,325
1,065
18,841
1,183
175
\u00c5r 2 og 3
6,292
1,421
752
6,684
1,262
211
\u00c5r 4 og 5
5,785
504
486
6,140
656
318
\u00c5r 6 til 10
8,749
465
1,202
10,636
642
588
Etter 10 \u00e5r
11,204
120
706
12,849
158
187
Totalt spesifisert
52,202
3,835
4,211
55,150
3,901
1,479
Kredittrisiko
Kredittrisiko er risikoen for at Equinors kunder eller motparter kan p\u00e5f\u00f8re Equinor finansielle tap
\u00a0
ved ikke \u00e5 overholde sine forpliktelser.
Kredittrisiko oppst\u00e5r gjennom kreditteksponering knyttet til kundefordringer samt fra finansielle investeringer, finansielle derivater og
innskudd i finansinstitusjoner. Equinor bruker risikobegrensende instrumenter for \u00e5 redusere og kontrollere kredittrisiko, b\u00e5de per
motpart og p\u00e5 portef\u00f8ljeniv\u00e5. De viktigste instrumentene er bank- og morselskapsgarantier, forskuddsbetalinger og depositum.
F\u00f8r transaksjoner inng\u00e5s 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,
\u00a0
og er basert p\u00e5 kvantitative og
kvalitative analyser av finansiell og annen relevant forretningsinformasjon. Alle etablerte motparter revurderes
\u00a0
jevnlig.
Equinor har forh\u00e5ndsdefinerte grenser for portef\u00f8ljens l\u00f8pende absolutte kredittrisiko samt for maksimal
\u00a0
kreditteksponering for den
enkelte motpart. Portef\u00f8ljen overv\u00e5kes regelmessig, og den enkelte motparts eksponering kontrolleres
\u00a0
daglig i forhold til etablert
kredittgrense. Equinors totale kredittportef\u00f8lje er geografisk diversifisert p\u00e5 en rekke motparter innen olje- og
\u00a0
energisektoren, i tillegg
til st\u00f8rre olje- og gassbrukere samt finansielle motparter. St\u00f8rstedelen av Equinors eksponering er med selskaper med \"investment
grade\"-rating.
Tabellen nedenfor viser Equinors balansef\u00f8rte verdi av finansielle eiendeler og finansielle derivater inndelt etter Equinors vurdering av
motpartens kredittrisiko. 1 % av kundefordringer og andre fordringer har forfalt med mer enn 30 dager. Det er gjort avsetninger basert
p\u00e5 forventet kredittapsmodell for \u00e5 dekke forventede tap. Kun ikke-b\u00f8rsnoterte instrumenter er inkludert
\u00a0
i finansielle derivater.
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
fordringer
Kundefordringer
og andre
fordringer
Langsiktige
finansielle
derivater
Kortsiktige
finansielle
derivater
31. desember 2022
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
1,633
6,125
390
1,715
Annen investment grade
12
8,725
41
1,393
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert
14
6,761
259
931
Sum finansielle eiendeler
1,659
21,611
690
4,039
31. desember 2021
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
452
3,637
1,103
2,902
Annen investmentgrade
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
For mer informasjon vedr\u00f8rende Kundefordringer og andre fordringer, se note 18 Kundefordringer og andre fordringer.
Tabellen nedenfor viser bel\u00f8pene som er motregnet i henhold til vilk\u00e5rene i ulike motregningsavtaler for finansielle eiendeler og
forpliktelser. Bel\u00f8p som ikke kvalifiserer for motregning best\u00e5r av sikkerhetseiendeler eller forpliktelser som vanligvis gj\u00f8res opp
brutto. Normalt vil disse bel\u00f8pene motregnes i en potensiell misligholdssituasjon. Det finnes ingen restriksjoner
\u00a0
p\u00e5 mottatte
betalingsmidler som f\u00f8lge av sikkerhetstillelse fra motpart.
(i millioner USD)
Brutto bel\u00f8p p\u00e5
innregnede
finansielle
eiendeler/forpliktel
ser
Bruttobel\u00f8p
motregnet i
balansen
Netto bel\u00f8p
presentert i
balansen
Bel\u00f8p p\u00e5
gjenv\u00e6rende
rettigheter til
motregning som
ikke kvalifiserer
for motregning
Nettobel\u00f8p
31. desember 2022
Finansielle eiendeler
Kundefordringer
25,607
7,464
18,143
0
18,143
Sikkerhetsfordringer
19,043
15,575
3,468
3,468
0
Finansielle derivater
30,078
25,348
4,730
1,708
3,022
Sum finansielle eiendeler
74,728
48,387
26,341
5,176
21,165
Finansielle forpliktelser
Leverand\u00f8rgjeld
19,913
7,464
12,449
0
12,449
Sikkerhetsforpliktelser
15,479
13,907
1,572
1,571
1
Finansielle derivater
33,497
27,015
6,482
3,605
2,877
Sum finansielle forpliktelser
68,889
48,386
20,503
5,176
15,327
(i millioner USD)
Brutto bel\u00f8p p\u00e5
innregnede
finansielle
eiendeler/forpliktel
ser
1)
Bruttobel\u00f8p
motregnet i
balansen
1)
Netto bel\u00f8p
presentert i
balansen
Bel\u00f8p p\u00e5
gjenv\u00e6rende
rettigheter til
motregning som
ikke kvalifiserer
for motregning
Nettobel\u00f8p
31. desember 2021
Finansielle eiendeler
Kundefordringer
20,061
4,445
15,616
0
15,616
Sikkerhetsfordringer
1)
9,902
8,327
1,576
1,576
0
Finansielle derivater
1)
32,493
26,097
6,396
2,771
3,625
0
Sum finansielle eiendeler
1)
62,456
38,869
23,588
4,347
19,241
0
Finansielle forpliktelser
0
Leverand\u00f8rgjeld
16,795
4,445
12,350
0
12,350
Sikkerhetsforpliktelser
1)
9,851
7,580
2,271
2,271
0
Finansielle derivater
1)
32,218
26,844
5,375
2,076
3,299
Sum finansielle forpliktelser
1)
58,864
38,869
19,996
4,347
15,649
Kapitalstyring
Hovedm\u00e5lene med Equinors kapitalstyringspolitikk er \u00e5 opprettholde en sterk finansiell posisjon
\u00a0
og sikre tilstrekkelig \u00f8konomisk
fleksibilitet. Equinors fokus er \u00e5 opprettholde kredittvurderingen i A-kategorien p\u00e5 frittst\u00e5ende basis (unntatt
\u00a0
l\u00f8ft for eierskap av den
norske stat). Equinors n\u00e5v\u00e6rende langsiktige kredittvurdering er AA- med stabile utsikter (inkludert ett
\u00a0
punkt l\u00f8ft) fra S&P, og Aa2
med stabile utsikter (inkludert to punkter l\u00f8ft) fra Moody\u2019s. For \u00e5 kunne overv\u00e5ke Equinors finansielle robusthet fra
\u00a0
dag til dag brukes
non-GAAP-m\u00e5ltallet netto justert renteb\u00e6rende gjeld (ND) over sysselsatt kapital* (CE).
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Netto justert renteb\u00e6rende gjeld, inkludert gjeld
\u00a0
tilknyttet leieavtaler (ND1)
(6,750)
3,236
Netto justert renteb\u00e6rende gjeld (ND2)
(10,417)
(326)
Sysselsatt kapital, inkludert gjeld tilknyttet leieavtaler
\u00a0
(CE1)
47,239
42,259
Sysselsatt kapital (CE2)
43,571
38,697
Netto gjeld p\u00e5 sysselsatt kapital justert*, inkludert
\u00a0
gjeld tilknyttet leieavtaler (ND1/CE1)
(14.3%)
7.7%
Netto gjeld p\u00e5 sysselsatt kapital justert* (ND2/CE2)
(23.9%)
(0.8%)
ND1 er definert som selskapets kortsiktige og langsiktige finansielle forpliktelser fratrukket kontantbeholdning og
\u00a0
kortsiktige finansielle
plasseringer, justert for innkalt margin og for likviditetsposisjoner fra konsernets forsikringsselskap (henholdsvis 6.538 millioner USD
og 2.369 millioner USD i 2022 og 2021). Sysselsatt kapital (CE1) er definert som selskapets
\u00a0
totale egenkapital (inkludert Ikke-
kontrollerende eierinteresser) og ND1. ND2 er definert som ND1 justert for leieforpliktelser (henholdsvis 3.668
\u00a0
millioner USD og 3.562
millioner USD i 2022 og 2021). Sysselsatt kapital (CE2) er definert som selskapets totale egenkapital
\u00a0
(inkludert Ikke-kontrollerende
eierinteresser) og ND2.
R\u00e5vareprisrisiko
Equinors mest betydelige langsiktige r\u00e5varerisiko (olje og naturgass) er relatert til framtidige markedspriser
\u00a0
hvor Equinors risikopolicy
er \u00e5 v\u00e6re eksponert for b\u00e5de positive og negative prisbevegelser. P\u00e5 lengre sikt er det forventet at ogs\u00e5 kraftpris vil p\u00e5virke Equinors
risikoportef\u00f8lje. For \u00e5 styre kortsiktig r\u00e5vareprisrisiko blir det inng\u00e5tt r\u00e5varebaserte derivatkontrakter som inkluderer futures,
\u00a0
opsjoner,
ikke-b\u00f8rsnoterte (over-the-counter - OTC) terminkontrakter, og ulike typer bytteavtaler knyttet til r\u00e5olje, petroleumsprodukter,
naturgass, kraft og utslipp. Equinors bilaterale gassalgsportef\u00f8lje er eksponert mot ulike prisindekser
\u00a0
og mot en kombinasjon av lange
og kortsiktige prispunkter.
Derivater knyttet til r\u00e5olje og raffinerte petroleumsprodukter har normalt l\u00f8petid p\u00e5 under ett \u00e5r, og handles hovedsakelig p\u00e5 Inter
Continental Exchange (ICE) i London, p\u00e5 New York Mercantile Exchange (NYMEX), i det ikke-b\u00f8rsnoterte (OTC) Brent-markedet og i
markeder for bytteavtaler knyttet til r\u00e5olje og raffinerte produkter. Derivater knyttet til naturgass. kraft og utslipp har normalt l\u00f8petid p\u00e5
under tre \u00e5r, og er hovedsakelig OTC fysiske terminkontrakter og opsjoner, NASDAQ OMX Oslo terminkontrakter, samt European
Energy Exchange (EEX), NYMEX og ICE futures.
Tabellen nedenfor inneholder sensitiviteter for r\u00e5vareprisrisiko p\u00e5 Equinors r\u00e5varebaserte derivatkontrakter. Equinors eiendeler og
forpliktelser til virkelig verdi er knyttet til derivater handlet b\u00e5de p\u00e5 og utenom b\u00f8rs, inkludert innebygde
\u00a0
derivater som har blitt skilt ut
og innregnet til virkelig verdi i balansen.
Sensitivitet knyttet til prisrisiko ved utgangen av 2022 og 2021 p\u00e5 30 % anses rimelig basert
\u00a0
p\u00e5 l\u00f8petiden til derivatkontraktene.
Endringer i virkelig verdi innregnes i Konsernresultatregnskapet siden ingen av de finansielle instrumentene
\u00a0
i tabellen under er en del
av et sikringsforhold.
Sensitivitet for r\u00e5varepriser
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
- 30 %
+ 30 %
- 30 %
+ 30 %
R\u00e5olje og raffinerte produkter netto gevinst/(tap)
666
(666)
735
(735)
Naturgass, elektrisitet og CO2 netto gevinst/(tap)
(3)
140
227
(141)
1) Bruttobel\u00f8p er omarbeidet p\u00e5 grunn av revurdering av visse b\u00f8rshandlede derivater og tilh\u00f8rende
\u00a0
sikkerheter som tidligere ikke er
balansef\u00f8rt, uten innvirkning p\u00e5 nettobel\u00f8pene som presenteres.
Markedsrisiko
Equinor opererer i verdensmarkedene for r\u00e5olje, raffinerte produkter, naturgass og kraft, og er eksponert for markedsrisikoer knyttet til
endringer i prisene p\u00e5 hydrokarboner, valutakurser, rentesatser og kraftpriser som kan p\u00e5virke inntekter og kostnader ved drift,
investeringer og finansiering. Risikoene styres hovedsakelig p\u00e5 kortsiktig basis, med fokus p\u00e5
\u00a0
hvordan Equinor best kan oppn\u00e5
optimal risikojustert avkastning innenfor gitte fullmakter. Langsiktige eksponeringer styres p\u00e5 konsernniv\u00e5, mens kortsiktige
eksponeringer generelt styres ut fra handelsstrategier og mandater. Fullmakter i handelsorganisasjoner innen r\u00e5olje, raffinerte
produkter, naturgass og kraft er relativt begrenset sammenlignet med Equinors totale markedsrisiko.
Valutarisiko
Equinors kontantstr\u00f8mmer fra operasjonelle aktiviteter relatert til olje- og gassalg, driftsutgifter og
\u00a0
investeringer er hovedsakelig i USD,
mens skatt og utbytte til aksjon\u00e6rer p\u00e5 Oslo B\u00f8rs, samt en andel av driftsutgifter og investeringer er i
\u00a0
norske kroner. Equinors
valutastyring er derfor hovedsakelig knyttet til \u00e5 sikre betalinger i norske kroner. Dette betyr at Equinor regelmessig kj\u00f8per norske
kroner, hovedsakelig i spotmarkedet, men ogs\u00e5 ved bruk av konvensjonelle derivatinstrumenter med levering p\u00e5 et framtidig tidspunkt.
Ved utgangen av 2022 har den p\u00e5f\u00f8lgende valutarisikosensitiviteten for finansielle instrumenter blitt beregnet ved \u00e5 forutsette et
rimelig mulighetsomr\u00e5de for endringer p\u00e5 12 % for de valutakursene som p\u00e5virker konsernets finansielle
\u00a0
posisjon. Ved utgangen av
2021 var en endring p\u00e5 10 % vurdert som et rimelig mulighetsomr\u00e5de for endring. Med referanse
\u00a0
til tabellen nedenfor, betyr en \u00f8kning
av valutakursen at den valutaen som presenteres har styrket seg mot alle andre valutaer. De estimerte gevinstene og tapene som
f\u00f8lge av en endring i valutakursene vil p\u00e5virke Konsernresultatregnskapet.
Aksjeprisrisiko
Equinors forsikringsselskap (captive) eier b\u00f8rsnoterte aksjer som en del av sin portef\u00f8lje. I tillegg har Equinor
\u00a0
noen andre noterte og
ikke noterte aksjer som hovedsakelig eies for langsiktige strategiske form\u00e5l. Ved \u00e5 eie disse eiendelene er konsernet eksponert for
aksjeprisrisiko, definert som risikoen for reduksjon i aksjeprisen, som kan medf\u00f8re en reduksjon i den
\u00a0
bokf\u00f8rte verdien av Equinors
eiendeler innregnet i balansen. Risikoen i portef\u00f8ljen eid av Equinors forsikringsselskap er styrt og har
\u00a0
som m\u00e5 \u00e5 opprettholde en
moderat risikoprofil, gjennom geografisk diversifisering og bruk av brede referanseindekser.
Den p\u00e5f\u00f8lgende sensitiviteten for aksjeprisrisiko er kalkulert p\u00e5 bakgrunn av en forutsatt rimelig mulig
\u00a0
endring p\u00e5 35 % i aksjepriser
basert p\u00e5 balansef\u00f8rte verdier per 31. desember 2022. Ogs\u00e5 per 31. desember 2021 var en
\u00a0
endring p\u00e5 35 % sett p\u00e5 som en rimelig
mulig endring i aksjepriser. De estimerte gevinstene fra en \u00f8kning i aksjepriser og de estimerte tapene fra en nedgang i aksjepriser
ville p\u00e5virket Konsernresultatregnskapet.
Renterisiko
Obligasjonsl\u00e5nene er vanligvis utstedt med fast rente i ulike lokale valutaer (blant annet USD, EUR
\u00a0
og GBP) og en andel av disse
obligasjonsl\u00e5nene blir konvertert til flytende USD-obligasjonsl\u00e5n ved \u00e5 benytte rente-
\u00a0
og valutabytteavtaler. Equinor styrer renterisiko
p\u00e5 obligasjonsgjeld basert p\u00e5 risiko- og avkastningshensyn fra et helhetlig risikostyringsperspektiv. Dette betyr at andelen fast/flytende
renteeksponering kan variere over tid. For mer detaljert informasjon om Equinors langsiktige gjeldsportef\u00f8lje
\u00a0
se note 21 Finansiell
gjeld.
For sensitiviteten knyttet til renterisiko er det forutsatt en endring p\u00e5 1,2 prosentpoeng som et rimelig mulighetsomr\u00e5de
\u00a0
for endringer
ved utgangen av 2022. Ved utgangen av 2021 var en endring p\u00e5 0,8 prosentpoeng vurdert som rimelig mulighetsomr\u00e5de for
endringer. En rentenedgang har en estimert positiv innvirkning p\u00e5 netto finansposter i Konsernresultatregnskapet, mens en
rente\u00f8kning har en estimert negativ innvirkning p\u00e5 netto finansposter i Konsernresultatregnskapet.
Likviditetsrisiko
Likviditetsrisiko er risikoen for at Equinor ikke er i stand til \u00e5 gj\u00f8re opp sine finansielle forpliktelser
\u00a0
n\u00e5r de forfaller. Form\u00e5let med
likviditetsstyring er \u00e5 sikre at Equinor til enhver tid har tilstrekkelige midler tilgjengelig for
\u00a0
\u00e5 dekke sine finansielle forpliktelser.
Equinors st\u00f8rste utbetalinger inkluderer kvartalsvise utbyttebetalinger og seks \u00e5rlige betalinger
\u00a0
av norsk petroleumsskatt. I tillegg vil
handel av varer med sikkerhet og finansielle kontrakter eksponere Equinor for likviditetsrisiko relatert til
\u00a0
potensielle innkallinger av
sikkerhetsstillelse.
Hvis prognosen for likviditetsutvikling viser at likvide eiendeler er under definerte minimumsniv\u00e5er, vil opptak av langsiktig finansiering
bli vurdert. For langsiktig finansiering bruker Equinor alle de st\u00f8rste kapitalmarkedene (USA, Europa
\u00a0
og Asia). Equinors policy er \u00e5 ha
en forfallsstruktur der nedbetaling ikke overstiger 5 % av sysselsatt kapital i hvert av de n\u00e6rmeste
\u00a0
fem \u00e5r. Equinors langsiktige gjeld
har en vektet gjennomsnittlig l\u00f8petid p\u00e5 cirka ni \u00e5r. For mer informasjon om Equinors langsiktige gjeld, se note 21 Finansiell gjeld.
Kortsiktige finansieringsbehov blir vanligvis dekket av 5,0 milliarder USD via US Commercial Paper Programme
\u00a0
(CP) som er dekket
av en rullerende kredittfasilitet p\u00e5 6,0 milliarder USD, st\u00f8ttet av Equinors 19 viktigste kjernebanker, med forfall i 2025. Kredittfasiliteten
er ubrukt per 31. desember 2022 og gir sikker tilgang til finansiering, underst\u00f8ttet av
\u00a0
beste mulige kortsiktige kredittvurdering.
Tabellen nedenfor viser forfallsprofilen til Equinors finansielle forpliktelser basert p\u00e5 udiskonterte kontraktsmessige kontantstr\u00f8mmer.
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
Finansielle forpliktelser
Leieavtaler
Finansielle
derivater
Finansielle forpliktelser
Leieavtaler
Finansielle
derivater
\u00c5r 1
20,172
1,325
1,065
18,841
1,183
175
\u00c5r 2 og 3
6,292
1,421
752
6,684
1,262
211
\u00c5r 4 og 5
5,785
504
486
6,140
656
318
\u00c5r 6 til 10
8,749
465
1,202
10,636
642
588
Etter 10 \u00e5r
11,204
120
706
12,849
158
187
Totalt spesifisert
52,202
3,835
4,211
55,150
3,901
1,479
Kredittrisiko
Kredittrisiko er risikoen for at Equinors kunder eller motparter kan p\u00e5f\u00f8re Equinor finansielle tap
\u00a0
ved ikke \u00e5 overholde sine forpliktelser.
Kredittrisiko oppst\u00e5r gjennom kreditteksponering knyttet til kundefordringer samt fra finansielle investeringer, finansielle derivater og
innskudd i finansinstitusjoner. Equinor bruker risikobegrensende instrumenter for \u00e5 redusere og kontrollere kredittrisiko, b\u00e5de per
motpart og p\u00e5 portef\u00f8ljeniv\u00e5. De viktigste instrumentene er bank- og morselskapsgarantier, forskuddsbetalinger og depositum.
F\u00f8r transaksjoner inng\u00e5s 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,
\u00a0
og er basert p\u00e5 kvantitative og
kvalitative analyser av finansiell og annen relevant forretningsinformasjon. Alle etablerte motparter revurderes
\u00a0
jevnlig.
Equinor har forh\u00e5ndsdefinerte grenser for portef\u00f8ljens l\u00f8pende absolutte kredittrisiko samt for maksimal
\u00a0
kreditteksponering for den
enkelte motpart. Portef\u00f8ljen overv\u00e5kes regelmessig, og den enkelte motparts eksponering kontrolleres
\u00a0
daglig i forhold til etablert
kredittgrense. Equinors totale kredittportef\u00f8lje er geografisk diversifisert p\u00e5 en rekke motparter innen olje- og
\u00a0
energisektoren, i tillegg
til st\u00f8rre olje- og gassbrukere samt finansielle motparter. St\u00f8rstedelen av Equinors eksponering er med selskaper med \"investment
grade\"-rating.
Tabellen nedenfor viser Equinors balansef\u00f8rte verdi av finansielle eiendeler og finansielle derivater inndelt etter Equinors vurdering av
motpartens kredittrisiko. 1 % av kundefordringer og andre fordringer har forfalt med mer enn 30 dager. Det er gjort avsetninger basert
p\u00e5 forventet kredittapsmodell for \u00e5 dekke forventede tap. Kun ikke-b\u00f8rsnoterte instrumenter er inkludert
\u00a0
i finansielle derivater.
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
fordringer
Kundefordringer
og andre
fordringer
Langsiktige
finansielle
derivater
Kortsiktige
finansielle
derivater
31. desember 2022
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
1,633
6,125
390
1,715
Annen investment grade
12
8,725
41
1,393
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert
14
6,761
259
931
Sum finansielle eiendeler
1,659
21,611
690
4,039
31. desember 2021
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
452
3,637
1,103
2,902
Annen investmentgrade
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
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
fordringer
Kundefordringer
og andre
fordringer
Langsiktige
finansielle
derivater
Kortsiktige
finansielle
derivater
31. desember 2022
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
1,633
6,125
390
1,715
Annen investment grade
12
8,725
41
1,393
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert
14
6,761
259
931
Sum finansielle eiendeler
1,659
21,611
690
4,039
31. desember 2021
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
452
3,637
1,103
2,902
Annen investmentgrade
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
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
fordringer
Kundefordringer
og andre
fordringer
Langsiktige
finansielle
derivater
Kortsiktige
finansielle
derivater
31. desember 2022
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
1,633
6,125
390
1,715
Annen investment grade
12
8,725
41
1,393
Lavere kredittvurdering eller ikke klassifisert
14
6,761
259
931
Sum finansielle eiendeler
1,659
21,611
690
4,039
31. desember 2021
Investment grade med klassifisering A eller h\u00f8yere
452
3,637
1,103
2,902
Annen investmentgrade
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
For mer informasjon vedr\u00f8rende Kundefordringer og andre fordringer, se note 18 Kundefordringer og andre fordringer.
Tabellen nedenfor viser bel\u00f8pene som er motregnet i henhold til vilk\u00e5rene i ulike motregningsavtaler for finansielle eiendeler og
forpliktelser. Bel\u00f8p som ikke kvalifiserer for motregning best\u00e5r av sikkerhetseiendeler eller forpliktelser som vanligvis gj\u00f8res opp
brutto. Normalt vil disse bel\u00f8pene motregnes i en potensiell misligholdssituasjon. Det finnes ingen restriksjoner
\u00a0
p\u00e5 mottatte
betalingsmidler som f\u00f8lge av sikkerhetstillelse fra motpart.
18 Kundefordringer og andre fordringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Kundefordringer fra kundekontrakter
1)
15,213
13,266
Andre kortsiktige fordringer
992
1,436
Sikkerhetsfordringer
2)
3,468
1,576
Fordringer fra deltakelse i felleskontrollerte virksomheter
\u00a0
og lignende ordninger
661
491
Fordringer egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre
\u00a0
n\u00e6rst\u00e5ende parter
1,276
423
Sum finansielle kundefordringer og andre fordringer
21,611
17,192
Ikke finansielle kundefordringer og andre fordringer
841
736
Kundefordringer og andre fordringer
22,452
17,927
1)
\u00a0
Kundefordringer fra kundekontrakter er presentert netto, fratrukket en uvesentlig avsetning for forventet
\u00a0
tap.
2) Best\u00e5r prim\u00e6rt av betalinger gjort for \u00e5
\u00a0
stille sikkerhet for deler av Equinor`s gjeldseksponering.
For mer informasjon vedr\u00f8rende kredittkvaliteten p\u00e5 Equinors motparter, se note 4 Finansiell risiko- og kapitalstyring. For informasjon
om valutasensitivitet, se note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling.
Hovedm\u00e5lene med Equinors kapitalstyringspolitikk er \u00e5 opprettholde en sterk finansiell posisjon
\u00a0
og sikre tilstrekkelig \u00f8konomisk
fleksibilitet. Equinors fokus er \u00e5 opprettholde kredittvurderingen i A-kategorien p\u00e5 frittst\u00e5ende basis (unntatt
\u00a0
l\u00f8ft for eierskap av den
norske stat). Equinors n\u00e5v\u00e6rende langsiktige kredittvurdering er AA- med stabile utsikter (inkludert ett
\u00a0
punkt l\u00f8ft) fra S&P, og Aa2
med stabile utsikter (inkludert to punkter l\u00f8ft) fra Moody\u2019s. For \u00e5 kunne overv\u00e5ke Equinors finansielle robusthet fra
\u00a0
dag til dag brukes
non-GAAP-m\u00e5ltallet netto justert renteb\u00e6rende gjeld (ND) over sysselsatt kapital* (CE).
5 Segmentinformasjon
Regnskapsprinsipper
Equinors aktiviteter er styrt gjennom driftssegmenter identifisert basert p\u00e5 den inndelingen av konsernet
\u00a0
slik den regelmessig
gjennomg\u00e5s av \u00f8verste beslutningstaker, konsernledelsen. Rapporteringssegmentene Leting og produksjon Norge (E&P Norway),
Leting og produksjon internasjonalt (E&P International), Leting og produksjon USA (E&P USA),
\u00a0
Markedsf\u00f8ring, midtstr\u00f8m og
prosessering (MMP) og Fornybar (REN) korresponderer til sine respektive driftssegmenter. Driftssegmentene Prosjekter, boring og
anskaffelser (PDP), Teknologi, digital og innovasjon (TDI) og konsernstaber og funksjoner er sammensl\u00e5tt i rapporteringssegmentet
\"Annet\" p\u00e5 grunn av uvesentligheten til disse driftssegmentene. Mesteparten av kostnadene innenfor
\u00a0
driftssegmentene PDP og TDI er
allokert til rapporteringssegmentene E&P Norway, E&P International, E&P USA, MMP og REN.
Regnskapsprinsippene benyttet for rapporteringssegmentene er identiske med de som er beskrevet i Konsernregnskapet,
\u00a0
unntatt
linjen Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden, hvor bevegelser
knyttet til endring i fjerningsforpliktelser er holdt utenom, samt avsetninger for tapskontrakter, som kun reflekterer forpliktelser mot
eksterne parter. Segmentresultat m\u00e5les ved Resultat f\u00f8r finansposter og skattekostnad. Utsatte skattefordeler, pensjonsmidler,
langsiktige finansielle investeringer, oml\u00f8psmidler og gjeld allokeres ikke til segmenter. Salgstransaksjoner mellom segmenter,
hovedsakelig fra salg av r\u00e5olje, gass og relaterte produkter, er basert p\u00e5 definerte internpriser som er utledet av markedspriser.
Transaksjonene er eliminert ved konsolidering.
Med effekt fra 2022 har Equinor endret m\u00e5lingen av segmentene knyttet til behandlingen av leieavtaler. Frem til og med 2021 ble alle
IFRS 16 Leieavtaler presentert i segmentet Andre og leiekostnader ble belastet de ulike driftssegmentene basert
\u00a0
p\u00e5 de underliggende
leiebetalingene med en tilsvarende kreditering i segmentet Andre. Med effekt fra 2022 blir leieavtaler
\u00a0
regnskapsf\u00f8rt i samsvar med
IFRS 16 Leieavtaler i alle segmenter. Endringen har ingen effekt for Equinors Konsernregnskap unntatt for segmentrapporteringen i
denne noten. Sammenlignbare tall i segmentene er omarbeidet.
Driftssegmentene Leting og produksjon er ansvarlige for letevirksomhet og den kommersielle utviklingen
\u00a0
og sikker og effektiv drift av
olje- og gassportef\u00f8ljen og innenfor sine respektive geografiske omr\u00e5der: UPN p\u00e5 norsk sokkel, EPUSA
\u00a0
i USA og EPI for alle omr\u00e5der
utenom UPN og EPUSA.
Forretningsomr\u00e5det PDP er ansvarlig for utvikling av felt og br\u00f8nner samt anskaffelser i Equinor.
Forretningsomr\u00e5det TDI omfatter forskning, teknologisk utvikling, spesialiserte r\u00e5dgivningstjenester, digitalisering, IT, forbedring,
innovasjon, ventures og fremtidig virksomhet.
Forretningsomr\u00e5det MMP er ansvarlig for markedsf\u00f8ring, handel, prosessering og transport av olje og kondensat,
\u00a0
t\u00f8rrgass, v\u00e5tgass
(NGL) og raffinerte produkter inkludert drift av raffineri, terminaler og prosesseringsanlegg. MMP driver ogs\u00e5 trading av kraft og
utslippskvoter og utbygging av transportl\u00f8sninger for naturgass, v\u00e6sker og r\u00e5olje inkludert r\u00f8rledninger, shipping, trailertransport og
tog.
\u00a0
I tillegg er MMP ansvarlig for lavkarbonl\u00f8sninger i Equinor.
REN utforsker, leter, investerer i og drifter omr\u00e5der innenfor fornybare energil\u00f8sninger som offshore vind, gr\u00f8nt hydrogen,
lagringsl\u00f8sninger og solenergi.
Segmentdata for \u00e5rene som ble avsluttet 31. desember 2022, 2021
\u00a0
og 2020 er presentert nedenfor. For inntekter per geografisk
omr\u00e5de se note 7 Inntekter. For ytterligere informasjon som har betydning for segmentene se note 6 Oppkj\u00f8p og nedsalg, note 14
Nedskrivninger og note 26 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.
For regnskaps\u00e5ret 2022
E&P
Norway
E&P
International
E&P USA
MMP
REN
Andre
Elimineringer
Sum
(i millioner USD)
Eksterne salgsinntekter og andre inntekter
1,299
1,134
305
147,173
127
149
0
150,186
Salgsinntekter mellom segmenter
74,631
6,124
5,217
527
0
55
(86,554)
0
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt
etter egenkapitalmetoden
0
172
0
406
58
(16)
0
620
Sum inntekter
75,930
7,431
5,523
148,105
185
187
(86,554)
150,806
Varekostnad
0
(116)
0
(139,916)
0
0
86,227
(53,806)
Andre kostnader og salgs-
\u00a0
og
administrasjonskostnader
(3,782)
(1,698)
(938)
(4,591)
(265)
(223)
904
(10,595)
Avskrivninger og amortiseringer
(4,986)
(1,445)
(1,422)
(881)
(4)
(142)
0
(8,878)
Netto nedskrivninger
819
(286)
1,060
895
0
0
0
2,487
Letekostnader
(366)
(638)
(201)
0
0
0
0
(1,205)
Sum driftskostnader
(8,315)
(4,183)
(1,501)
(144,493)
(269)
(365)
87,131
(71,995)
Resultat f\u00f8r finansposter og skattekostnad
67,614
3,248
4,022
3,612
(84)
(178)
577
78,811
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle
eiendeler og investeringer regnskapsf\u00f8rt
etter egenkapitalmetoden
4,922
2,623
764
1,212
298
176
0
9,994
Balanseinformasjon
Investeringer regnskapsf\u00f8rt etter
egenkapitalmetoden
3
550
0
688
1,452
65
0
2,758
Segmentets \u00f8vrige anleggsmidler
28,510
15,868
11,311
4,619
316
1,031
0
61,656
Anleggsmidler som ikke er allokert til
segmentene
15,437
Totale anleggsmidler
79,851
Eiendeler klassifisert som holdt for salg
0
1,018
0
0
0
0
0
1,018
For regnskaps\u00e5ret 2021
E&P
Norway
1)
E&P
International
1)
E&P USA
1)
MMP
1)
REN
1)
Andre
1)
Elimineringer
1)
Sum
(i millioner USD)
Eksterne salgsinntekter og andre inntekter
1)
414
1,121
377
87,050
1,394
307
0
90,665
Salgsinntekter mellom segmenter
1)
38,972
4,230
3,771
321
0
41
(47,335)
0
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt
etter egenkapitalmetoden
0
214
0
22
16
7
0
259
Sum inntekter
1)
39,386
5,566
4,149
87,393
1,411
355
(47,335)
90,924
Varekostnad
0
(58)
0
(80,873)
0
(1)
45,772
(35,160)
Andre kostnader og salgs-
\u00a0
og
administrasjonskostnader
1)
(3,653)
(1,405)
(1,074)
(3,753)
(163)
(432)
1,102
(9,378)
Avskrivninger og amortiseringer
1)
(6,002)
(1,734)
(1,665)
(869)
(3)
(158)
0
(10,432)
Netto nedskrivninger
1)
1,102
(1,587)
(69)
(735)
0
2
0
(1,287)
Letekostnader
(363)
(451)
(190)
0
0
0
0
(1,004)
Sum driftskostnader
1)
(8,915)
(5,237)
(2,998)
(86,230)
(166)
(590)
46,873
(57,261)
Resultat f\u00f8r finansposter og skattekostnad
1)
30,471
329
1,150
1,163
1,245
(234)
(461)
33,663
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle
eiendeler og investeringer regnskapsf\u00f8rt
etter egenkapitalmetoden
1)
4,943
1,834
690
517
457
64
0
8,506
Balanseinformasjon
Investeringer regnskapsf\u00f8rt etter
egenkapitalmetoden
3
1,417
0
113
1,108
45
0
2,686
Segmentets \u00f8vrige anleggsmidler
1)
36,502
15,422
11,406
4,006
157
1,032
0
68,527
Anleggsmidler som ikke er allokert til
segmentene
13,406
Totale anleggsmidler
84,618
Eiendeler klassifisert som holdt for salg
0
676
0
0
0
0
0
676
For regnskaps\u00e5ret 2020
E&P
Norway
1)
E&P
International
1)
E&P USA
MMP
1)
REN
1)
Andre
1)
Elimineringer
Sum
(i millioner USD)
Eksterne salgsinntekter og andre inntekter
1)
215
452
368
44,623
18
88
0
45,765
Salgsinntekter mellom segmenter
11,804
3,183
2,247
309
0
39
(17,581)
0
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt
etter egenkapitalmetoden
0
(146)
0
31
163
5
0
53
Sum inntekter
1)
12,019
3,489
2,615
44,963
181
132
(17,581)
45,818
Varekostnad
0
(72)
0
(38,072)
0
1
17,157
(20,986)
Andre kostnader og salgs-
\u00a0
og
administrasjonskostnader
1)
(2,736)
(1,374)
(1,310)
(4,564)
(214)
(59)
722
(9,537)
Avskrivninger og amortiseringer
1)
(4,466)
(2,105)
(1,889)
(875)
(1)
(178)
(1)
(9,515)
Netto nedskrivninger
1)
(1,260)
(1,426)
(1,938)
(1,076)
0
(19)
(1)
(5,720)
Letekostnader
(423)
(2,071)
(990)
0
0
1
(1)
(3,483)
Sum driftskostnader
1)
(8,886)
(7,048)
(6,127)
(44,587)
(216)
(254)
17,877
(49,241)
Resultat f\u00f8r finansposter og skattekostnad
1)
3,133
(3,559)
(3,512)
376
(35)
(122)
295
(3,423)
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle
eiendeler og investeringer regnskapsf\u00f8rt
etter egenkapitalmetoden
1)
5,004
2,588
1,067
1,048
33
22
0
9,762
Balanseinformasjon
Investeringer regnskapsf\u00f8rt etter
egenkapitalmetoden
3
1,125
0
95
1,017
25
0
2,262
Segmentets \u00f8vrige anleggsmidler
1)
39,355
17,960
12,588
5,605
4
1,144
0
76,657
Anleggsmidler som ikke er allokert til
segmentene
13,704
Totale anleggsmidler
92,623
Eiendeler klassifisert som holdt for salg
0
0
1,159
0
203
0
0
1,362
Anleggsmidler per land
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Norge
33,242
40,564
USA
12,343
12,323
Brasil
9,400
8,751
Storbritannia
3,688
2,096
Aserbajdsjan
1,401
1,654
Canada
1,171
1,403
Angola
895
948
Algerie
622
708
Argentina
615
474
Danmark
497
536
Andre
541
1,757
Sum anleggsmidler
1)
64,414
71,213
Eksklusiv utsatt skattefordel, pensjonsmidler og langsiktige
\u00a0
finansielle eiendeler.
Equinors anleggsmidler i Norge er redusert med 7.322
\u00a0
millioner USD til 33.242 millioner USD pr 31. desember
\u00a0
2022 sammenlignet mot
\u00e5rsslutt 2021, hovedsakelig p\u00e5 grunn av \u00f8kt diskonteringsrente
\u00a0
og styrkelse av USD versus NOK. Nedgangen
\u00a0
har hovedsakelig p\u00e5virket
Varige driftsmidler, se note 12.
Omklassifisert p\u00e5 grunn av implementering av IFRS
\u00a0
16 i segmentene. Omklassifiseringen p\u00e5virker
\u00a0
hovedsakelig regnskapslinjene Andre
kostnader og salgs- og administrasjonskostnader i MMP
\u00a0
(reduksjon 523 millioner USD), E&P Norway (reduksjon
\u00a0
77 millioner USD) og
Andre (\u00f8kning 696 millioner USD), Avskrivninger og amortiseringer
\u00a0
i MMP (\u00f8kning 509 millioner USD), E&P Norway
\u00a0
(\u00f8kning 222 millioner
USD) og Andre (reduksjon 799 millioner USD)
\u00a0
og Segmentets \u00f8vrige anleggsmidler i MMP (\u00f8kning
\u00a0
987 millioner USD), E&P Norway
(\u00f8kning 1.201 millioner USD) og Andre (reduksjon
\u00a0
2.255 millioner USD).
Omklassifisert p\u00e5 grunn av implementering av IFRS
\u00a0
16 i segmentene. Omklassifiseringen p\u00e5virker
\u00a0
hovedsakelig regnskapslinjene Andre
kostnader og salgs- og administrasjonskostnader i MMP
\u00a0
(reduksjon 494 millioner USD), E&P Norway (reduksjon
\u00a0
93 millioner USD) og
Andre (\u00f8kning 693 millioner USD), Avskrivninger og amortiseringer
\u00a0
i MMP (\u00f8kning 481 millioner USD), E&P Norway
\u00a0
(\u00f8kning 181 millioner
USD) og Andre (reduksjon 718 millioner USD)
\u00a0
og Segmentets \u00f8vrige anleggsmidler i MMP (\u00f8kning
\u00a0
1.238 millioner USD), E&P Norway
(\u00f8kning 1.623 millioner USD) og Andre (reduksjon
\u00a0
2.987 millioner USD).
Regnskapsprinsipper
Equinors aktiviteter er styrt gjennom driftssegmenter identifisert basert p\u00e5 den inndelingen av konsernet
\u00a0
slik den regelmessig
gjennomg\u00e5s av \u00f8verste beslutningstaker, konsernledelsen. Rapporteringssegmentene Leting og produksjon Norge (E&P Norway),
Leting og produksjon internasjonalt (E&P International), Leting og produksjon USA (E&P USA),
\u00a0
Markedsf\u00f8ring, midtstr\u00f8m og
prosessering (MMP) og Fornybar (REN) korresponderer til sine respektive driftssegmenter. Driftssegmentene Prosjekter, boring og
anskaffelser (PDP), Teknologi, digital og innovasjon (TDI) og konsernstaber og funksjoner er sammensl\u00e5tt i rapporteringssegmentet
\"Annet\" p\u00e5 grunn av uvesentligheten til disse driftssegmentene. Mesteparten av kostnadene innenfor
\u00a0
driftssegmentene PDP og TDI er
allokert til rapporteringssegmentene E&P Norway, E&P International, E&P USA, MMP og REN.
Regnskapsprinsippene benyttet for rapporteringssegmentene er identiske med de som er beskrevet i Konsernregnskapet,
\u00a0
unntatt
linjen Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden, hvor bevegelser
knyttet til endring i fjerningsforpliktelser er holdt utenom, samt avsetninger for tapskontrakter, som kun reflekterer forpliktelser mot
eksterne parter. Segmentresultat m\u00e5les ved Resultat f\u00f8r finansposter og skattekostnad. Utsatte skattefordeler, pensjonsmidler,
langsiktige finansielle investeringer, oml\u00f8psmidler og gjeld allokeres ikke til segmenter. Salgstransaksjoner mellom segmenter,
hovedsakelig fra salg av r\u00e5olje, gass og relaterte produkter, er basert p\u00e5 definerte internpriser som er utledet av markedspriser.
Transaksjonene er eliminert ved konsolidering.
Med effekt fra 2022 har Equinor endret m\u00e5lingen av segmentene knyttet til behandlingen av leieavtaler. Frem til og med 2021 ble alle
IFRS 16 Leieavtaler presentert i segmentet Andre og leiekostnader ble belastet de ulike driftssegmentene basert
\u00a0
p\u00e5 de underliggende
leiebetalingene med en tilsvarende kreditering i segmentet Andre. Med effekt fra 2022 blir leieavtaler
\u00a0
regnskapsf\u00f8rt i samsvar med
IFRS 16 Leieavtaler i alle segmenter. Endringen har ingen effekt for Equinors Konsernregnskap unntatt for segmentrapporteringen i
denne noten. Sammenlignbare tall i segmentene er omarbeidet.
Anleggsmidler per land
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Norge
33,242
40,564
USA
12,343
12,323
Brasil
9,400
8,751
Storbritannia
3,688
2,096
Aserbajdsjan
1,401
1,654
Canada
1,171
1,403
Angola
895
948
Algerie
622
708
Argentina
615
474
Danmark
497
536
Andre
541
1,757
Sum anleggsmidler
1)
64,414
71,213
6 Oppkj\u00f8p og nedsalg
Regnskapsprinsipper
Virksomhetssammenslutninger
Virksomhetssammenslutninger, med unntak av transaksjoner mellom selskap under felles kontroll, regnskapsf\u00f8res etter
oppkj\u00f8psmetoden. Anskaffelseskostnaden inkluderer det samlede vederlaget som er betalt for \u00e5 anskaffe selskapets eiendeler
\u00a0
og
forpliktelser, samt betingede vederlag m\u00e5lt til virkelig verdi. Identifiserbare eiendeler, gjeld og betingede forpliktelser m\u00e5les til virkelig
verdi p\u00e5 overtakelsestidspunktet. P\u00e5l\u00f8pte oppkj\u00f8pskostnader kostnadsf\u00f8res under Salgs-
\u00a0
og administrasjonskostnader. Endringer i
virkelig verdi p\u00e5 betingede vederlag som skyldes hendelser etter anskaffelsestidspunktet innregnes i Konsernresultatregnskapet
under Andre inntekter.
Equinor innregner gevinst/tap ved salg av datterselskap n\u00e5r kontroll opph\u00f8rer. Eventuelle gjenv\u00e6rende eierandeler i det tidligere
datterselskapet m\u00e5les til virkelig verdi. Ved delvis nedsalg i datterselskaper som ikke utgj\u00f8r en virksomhet, og der den gjenv\u00e6rende
investeringen i det tidligere datterselskapet er et tilknyttet selskap eller en felleskontrollert investering,
\u00a0
innregner Equinor bare
gevinsten eller tapet p\u00e5 den fraregnede delen under henholdsvis Andre inntekter eller Driftskostnader. Den gjenv\u00e6rende
investeringen i det tidligere datterselskapet er ikke gjenstand for ny verdim\u00e5ling ved reklassifiseringen,
\u00a0
og deretter m\u00e5les
investeringen ved bruk av egenkapitalmetoden.
Etter-skatt avhendelser
P\u00e5 norsk sokkel gjennomf\u00f8res alle avhendelser av eiendeler p\u00e5 etter-skatt basis. Gevinstberegning inkluderer tilbakef\u00f8ring
\u00a0
av tidligere
regnskapsf\u00f8rte utsatte skatteforpliktelser knyttet til disse eiendelene.
\u00a0
Etter-skatt-gevinsten f\u00f8res deretter i sin helhet under Andre
inntekter i Konsernresultatregnskapet.
Eiendeler klassifisert som holdt for salg
Anleggsmidler klassifiseres separat som holdt for salg i Konsernbalansen n\u00e5r et salg er sv\u00e6rt sannsynlig.
\u00a0
Denne betingelsen anses
oppfylt n\u00e5r eiendelen er tilgjengelig for umiddelbart salg i sin n\u00e5v\u00e6rende tilstand, Equinors ledelse
\u00a0
har forpliktet seg til salget, og
salget forventes fullf\u00f8rt innen ett \u00e5r fra tidspunktet for klassifisering. I Equinor er disse
\u00a0
betingelsene normalt oppfylt n\u00e5r ledelsen har
godkjent en fremforhandlet intensjonsavtale med motpartene. Forpliktelser direkte knyttet til eiendelene
\u00a0
klassifisert som holdt for salg
og som forventes \u00e5 inng\u00e5 i salgstransaksjonen blir ogs\u00e5 klassifisert separat. Netto eiendeler og gjeld
\u00a0
som inng\u00e5r i en
avhendingsgruppe klassifisert som holdt for salg vurderes til det laveste av balansef\u00f8rt verdi og virkelig verdi
\u00a0
fratrukket salgsutgifter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til regnskapsf\u00f8ring av oppkj\u00f8p
Vurderingen av om et oppkj\u00f8p inng\u00e5r under definisjonen av an virksomhetssammenslutning krever skj\u00f8nnsanvendelse fra sak
\u00a0
til sak.
Oppkj\u00f8p evalueres for \u00e5 avgj\u00f8re om transaksjonen representerer en virksomhetssammenslutning
\u00a0
eller kj\u00f8p av en eiendel, og
konklusjonen kan p\u00e5virke Konsernregnskapet vesentlig b\u00e5de i transaksjonsperioden og i p\u00e5f\u00f8lgende perioder. Tilsvarende
vurderinger gjennomf\u00f8res ved oppkj\u00f8p av interesser i felleskontrollerte driftsordninger. P\u00e5 bakgrunn av foreliggende fakta har kj\u00f8p av
lete- og evalueringslisenser hvor utbygging ikke er besluttet hovedsakelig blitt konkludert \u00e5 gjelde kj\u00f8p
\u00a0
av eiendeler, mens kj\u00f8p av
produserende eiendeler hovedsakelig har blitt konkludert \u00e5 representere virksomhet.
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til delvis nedsalg i datterselskaper
Regnskapsprinsippet for delvis nedsalg i datterselskaper er basert p\u00e5 grundige vurderinger
\u00a0
av kravene i og virkeomr\u00e5det til IFRS 10
Konsernregnskap og IAS 28 Investeringer i tilknyttede foretak og felleskontrollert virksomhet. Konklusjon
\u00a0
krever bruk av skj\u00f8nn i hvert
enkelt tilfelle, hvor substansen i transaksjonene m\u00e5 vurderes. Ved vurderingen av kravene i standardene, har Equinor ogs\u00e5 sett hen til
flere relevante og lignende problemstillinger som er vurdert, men utsatt og dermed ikke fullf\u00f8rt
\u00a0
av IASB, da disse skal vurderes
sammen med andre relevante forhold p\u00e5 et senere tidspunkt. N\u00e5r eiendeler overf\u00f8res til separate
\u00a0
juridiske enheter rett i forkant av at
deler av aksjene i disse enhetene selges til tredjepart, nedsalget f\u00f8rer til at Equinor mister kontrollen over
\u00a0
disse eiendelsbesittende
enhetene, og en felleskontrollert virksomhet samtidig etableres, har Equinor konkludert med kun \u00e5 innregne
\u00a0
gevinst p\u00e5 den solgte
andelen.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
2022
Oppkj\u00f8p
Oppkj\u00f8p av BeGreen
Den 26. Januar 2023 gjennomf\u00f8rte Equinor en transaksjon med Bregentved-konsernet og medlemmer av styret
\u00a0
i BeGreen Solar Aps.
I transaksjonen ervervet Equinor 100 % av BeGreen Solar Aps for at kontantvederlag p\u00e5
\u00a0
277 millioner USD (260 millioner EUR) og et
betinget vederlag som avhenger av vellykkede leveranser av fremtidige solkraftprosjekter over en avtalt MW-terskel. BeGreen Aps
\u00a0
er
en dansk solkraft-utvikler. Ved gjennomf\u00f8ringen ble 226 millioner USD (213 millioner EUR) av kontantvederlaget betalt og innregnet i
segmentet REN.
Oppkj\u00f8p av Triton Power
Den 1. September 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor og SSE Thermal Generation Holdings Limited (SSE
\u00a0
Thermal) et oppkj\u00f8p av det britiske
kraftselskapet Triton Power Holdings Ltd (Triton Power) fra Triton Power Partners LP,
\u00a0
eiet av Energy Capital Partners (ECP).
Equinors andel av vederlaget var 141 millioner USD (120 millioner GBP), etter justeringer
\u00a0
som vesentlig var knyttet til netto gjeld og
arbeidskapital. Det viktigste anlegget som inng\u00e5r i oppkj\u00f8pet er Saltend Power Station med en installert
\u00a0
kapasitet p\u00e5 1,2 GW. Equinor
og SSE Thermal eier hver 50 % av Triton Power, og Equinor regnskapsf\u00f8rer investeringen i henhold til egenkapitalmetoden som en
felleskontrollert virksomhet i segmentet MMP.
Kj\u00f8p av lisensandeler I Statfjord
Den 31. mai 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor en transaksjon med overtakelse av alle Spirit Energys
\u00a0
eierinteresser i produserende lisenser i
Statfjord-omr\u00e5det, som omfatter b\u00e5de norsk og britisk sokkel og best\u00e5r av tre integrerte produksjonsplattformer
\u00a0
og omkringliggende
undervanns-installasjoner. Equinor er operat\u00f8r p\u00e5 alle lisensene. Spirit Energys eierandeler i lisensene som omfattes av oppkj\u00f8pet var
mellom 11,56 % til 48,78 %. Mottatt kontantvederlag var 193 millioner USD. I dette inngikk 25 millioner USD knyttet til Spirit Energys
l\u00f8fting av volumer p\u00e5 Equinors vegne i juni 2022. Oppkj\u00f8pte eiendeler og forpliktelser er innregnet i tr\u00e5d med
\u00a0
prinsippene i IFRS 3
Virksomhetssammenslutninger. Transaksjonen er innregnet i segmentene E&P Norway og E&P Internatiomal med kontantvederlag p\u00e5
henholdsvis 96 millioner USD og 72 millioner USD.
I segmentet E&P Norway medf\u00f8rte oppkj\u00f8pet en \u00f8kning i varige driftsmidler p\u00e5 98 millioner USD,
\u00a0
en \u00f8kning i fjerningsforpliktelse p\u00e5
390 millioner USD, en reduksjon av utsatt skatt p\u00e5 298 millioner USD og en \u00f8kning
\u00a0
i betalbar skatt p\u00e5 98 millioner USD. I segmentet
E&P International f\u00f8rte oppkj\u00f8pet til en \u00f8kning p\u00e5 98 millioner USD i varige driftsmidler, en \u00f8kning i fjerningsforpliktelse p\u00e5 241
millioner USD og en \u00f8kning i utsatt skatteforpliktelse p\u00e5 86 millioner USD.
Nedsalg
Ekofisk og Martin Linge p\u00e5 norsk sokkel
Den 30. September 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor en avhendelse til Sval Energi AS av hele Equinors
\u00a0
eierandel i Ekofisk-omr\u00e5det,
inkludert eierandel i Norpipe Oil AS, samt en 19 % eierandel i Martin Linge-feltet. Kontantvederlaget
\u00a0
ved gjennomf\u00f8ring av
transaksjonen var 293 millioner USD etter oppgj\u00f8r for mellomperioden. I tillegg ble et betinget vederlag
\u00a0
p\u00e5 169 millioner USD
innregnet, knyttet til faktisk oppn\u00e5dde olje- og gasspriser i 2022 og 2023. Equinor beholder
\u00a0
en 51 % eierandel i Martin Linge og
fortsetter som operat\u00f8r p\u00e5 feltet. Nedsalget medf\u00f8rte en reduksjon av driftsmidler p\u00e5 1.493 millioner USD,
\u00a0
en reduksjon i
fjerningsforpliktelse p\u00e5 376 millioner USD, en reduksjon i utsatt skatteforpliktelse p\u00e5 597 millioner USD
\u00a0
og en reduksjon i betalbar
skatt p\u00e5 686 millioner USD. Etter-skatt gevinsten p\u00e5 655 millioner USD inng\u00e5r i regnskapslinjen
\u00a0
Andre inntekter i
Konsernresultatregnskapet i segmentet E&P Norway.
Equinor forlater Russland
Etter Russlands invasjon av Ukraina i februar 2022 opplyste Equinor at det var bestemt \u00e5 stoppe
\u00a0
nye investeringer i Russland og \u00e5
starte prosessen med \u00e5 tre ut av Equinors felleskontrollerte virksomheter der. P\u00e5 grunnlag av denne beslutningen vurderte Equinor
sine eiendeler i Russland og innregnet netto nedskrivninger p\u00e5 1.083 millioner USD i f\u00f8rste kvartal.
\u00a0
Av dette var 251 millioner USD
knyttet til varige driftsmidler og immaterielle eiendeler, og 832 millioner USD knyttet til investeringer innregnet i henhold til
egenkapitametoden. Nedskrivningene var nettof\u00f8rt mot betingede vederlag fra tiden da eiendelene
\u00a0
ble ervervet. Basert p\u00e5 type
nedskrivningseiendeler ble nedskrivningene innregnet i regnskapslinjene Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger og
Letekostnader i Konsernresultatregnskapet i segmentet E&P International. I andre kvartal overf\u00f8rte Equinor
\u00a0
sine eierinteresser i fire
russiske enheter til Rosneft og ble fritatt for alle fremtidige forpliktelser, uten at dette hadde vesentlig innvirkning p\u00e5
Konsernresultatregnskapet. Eierinteressene i Kharyaga ble overf\u00f8rt til operat\u00f8ren p\u00e5 feltet.
Equinor har stoppet handel med russisk olje Dette medf\u00f8rer at Equinor ikke vil inng\u00e5 nye
\u00a0
handler eller utf\u00f8re transport av olje eller
oljeprodukter fra Russland. Equinor har gjennomg\u00e5tt regnskapskonsekvensene av enkelte forpliktelser
\u00a0
knyttet til slike avtaler som var
inng\u00e5tt f\u00f8r invasjonen, og har vurdert disse til \u00e5 v\u00e6re uvesentlige.
10 % eierinteresse i Dogger Bank C
Den 10. februar 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor et nedsalg av 10 % eierinteresse i Dogger Bank C
\u00a0
prosjektet i Storbritannia til ENI. Totalt
vederlag var 91 millioner USD (68 millioner GBP), som medf\u00f8rte en gevinst p\u00e5 87 millioner
\u00a0
USD (65 millioner GBP). Etter nedsalget er
Equinors eierandel 40 %. Equinor egenkapitalkonsoliderer fortsatt den gjenv\u00e6rende investeringen
\u00a0
som en felleskontrollert virksomhet.
Gevinsten ble innregnet i Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet 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
\u00a0
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 p\u00e5 434
millioner USD f\u00f8r justeringer p\u00e5 gjennomf\u00f8ringstidspunktet og et betinget vederlag basert p\u00e5 produksjonsniv\u00e5
\u00a0
og gasspriser for 2022.
Gjennomf\u00f8ring av nedsalget avhenger av myndighetsgodkjennelse og er forventet i f\u00f8rste kvartal 2023.
2021
Oppkj\u00f8p
Wento
Den 5. mai 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor et kj\u00f8p av 100 % av aksjene i Wento, et polsk utviklingsselskap av fornybar
\u00a0
p\u00e5 land, fra
investeringsselskapet (private equity) Enterprise Investors for et kontantvederlag p\u00e5 117 millioner USD (98 millioner EUR) etter
justeringer. Eiendeler og gjeld knyttet til den oppkj\u00f8pte virksomheten har blitt regnskapsf\u00f8rt etter oppkj\u00f8psmetoden. Oppkj\u00f8pet
medf\u00f8rte en \u00f8kning i Equinors immaterielle eiendeler p\u00e5 46 millioner USD og goodwill
\u00a0
p\u00e5 59 millioner USD. Goodwill reflekterer
forventede synergier, kompetanse og tilgang til det polske fornybare markedet som ble oppn\u00e5dd gjennom oppkj\u00f8pet. Transaksjonen
har blitt regnskapsf\u00f8rt i segmentet REN.
Nedsalg
Equinor Refining Denmark A/S
Den 31. desember 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor Danmark A/S nedsalget til Klesch-gruppen av 100
\u00a0
% av aksjene i Equinor Refining
Denmark A/S (ERD). Ved gjennomf\u00f8ring av transaksjonen betalte Klesch 48 millioner USD av det totalt estimerte vederlaget. ERD
best\u00e5r av Kalundborg-raffineriet og tilh\u00f8rende terminaler og infrastruktur. Det er bokf\u00f8rt en nedskrivning av eiendelen i 2021 og for
\u00f8vrig er tapet av nedsalget uvesentlig. F\u00f8r nedsalget ble gjennomf\u00f8rt mottok Equinor 335 millioner USD
\u00a0
i ekstraordin\u00e6rt utbytte og
tilbakebetaling av tidligere innbetalt kapital fra ERD. En gevinst p\u00e5 167 millioner USD har blitt resirkulert
\u00a0
fra Andre inntekter og
kostnader til Annen inntekt i Konsernresultatregnskapet og er reflektert i segmentet MMP.
Terra Nova
Den 8. september 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor et nedsalg av 100 % av eierinteressene, inkludert
\u00a0
overf\u00f8ring av fremtidig
fjerningsforpliktelse, i Terra Nova-feltet utenfor Canada til Cenovus og Murphy. Nedsalget har blitt regnskapsf\u00f8rt i segmentet E&P
International. Betalt vederlag, regnskapsf\u00f8rt verdi og effekten p\u00e5 Konsernresultatregnskapet er uvesentlig.
Bakken landbasert skiferoljefelt
Den 26. april 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor nedsalget av eierinteressene i Bakken-feltet i Nord-Dakota
\u00a0
og Montana i USA til Grayson
Mill Energy (st\u00f8ttet av EnCap Investment) for et estimert totalt vederlag p\u00e5 819 millioner USD,
\u00a0
inkludert oppgj\u00f8r for interimperioden
hvor oppgj\u00f8r ble mottatt i f\u00f8rste halv\u00e5r av 2021. Eiendelen var nedskrevet i 2021 forut for
\u00a0
transaksjonen. Etter transaksjonen ble det
regnskapsf\u00f8rt uvesentlige tap under regnskapsposten Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet i
\u00a0
segmentet E&P USA.
10 % eierinteresse i Dogger Bank A og B
Den 26. februar 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor nedsalget av 10 % eierinteresse Dogger Bank A og B
\u00a0
i Storbritannia for et totalt vederlag
p\u00e5 285 millioner USD (206 millioner GBP) noe som medf\u00f8rte en gevinst p\u00e5 280 millioner USD (203
\u00a0
millioner GBP). Etter nedsalget
har Equinor 40 % eierinteresse i Dogger Bank A og B. Equinor vil fortsette med egenkapitalkonsolidering
\u00a0
for gjenv\u00e6rende eierandel
som en felleskontrollert virksomhet. Gevinsten er presentert som Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet
\u00a0
i segmentet REN.
Avhendelse av ikke-operert andel i Empire Wind og Beacon Wind-eiendelene i USA
Den 29. januar 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor nedsalget til BP av 50 % av de ikke-opererte eierinteressene
\u00a0
i Empire Wind og Beacon
Wind eiendelene for et forel\u00f8pig totalt vederlag etter justeringer p\u00e5 1,2 milliarder USD noe
\u00a0
som medf\u00f8rte en gevinst p\u00e5 1,1 milliarder
USD for de solgte eierandelene. 500 millioner USD var forskuddsbetalt ved utgangen av
\u00a0
2020. Gjennom denne transaksjonen har de
to selskapene etablert et strategisk samarbeid for havvind i USA. Etter transaksjonen fortsetter Equinor
\u00a0
som operat\u00f8r med en
eierinteresse p\u00e5 50 %. Equinor konsoliderte eiendelene frem til gjennomf\u00f8ringen av nedsalget
\u00a0
og etterp\u00e5 er investeringen klassifisert
som felleskontrollert virksomhet og regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden. Gevinsten er inkludert i regnskapslinjen Annen
\u00a0
inntekt i
Konsernresultatregnskapet i segmentet REN.
6 Oppkj\u00f8p og nedsalg
Regnskapsprinsipper
Virksomhetssammenslutninger
Virksomhetssammenslutninger, med unntak av transaksjoner mellom selskap under felles kontroll, regnskapsf\u00f8res etter
oppkj\u00f8psmetoden. Anskaffelseskostnaden inkluderer det samlede vederlaget som er betalt for \u00e5 anskaffe selskapets eiendeler
\u00a0
og
forpliktelser, samt betingede vederlag m\u00e5lt til virkelig verdi. Identifiserbare eiendeler, gjeld og betingede forpliktelser m\u00e5les til virkelig
verdi p\u00e5 overtakelsestidspunktet. P\u00e5l\u00f8pte oppkj\u00f8pskostnader kostnadsf\u00f8res under Salgs-
\u00a0
og administrasjonskostnader. Endringer i
virkelig verdi p\u00e5 betingede vederlag som skyldes hendelser etter anskaffelsestidspunktet innregnes i Konsernresultatregnskapet
under Andre inntekter.
Equinor innregner gevinst/tap ved salg av datterselskap n\u00e5r kontroll opph\u00f8rer. Eventuelle gjenv\u00e6rende eierandeler i det tidligere
datterselskapet m\u00e5les til virkelig verdi. Ved delvis nedsalg i datterselskaper som ikke utgj\u00f8r en virksomhet, og der den gjenv\u00e6rende
investeringen i det tidligere datterselskapet er et tilknyttet selskap eller en felleskontrollert investering,
\u00a0
innregner Equinor bare
gevinsten eller tapet p\u00e5 den fraregnede delen under henholdsvis Andre inntekter eller Driftskostnader. Den gjenv\u00e6rende
investeringen i det tidligere datterselskapet er ikke gjenstand for ny verdim\u00e5ling ved reklassifiseringen,
\u00a0
og deretter m\u00e5les
investeringen ved bruk av egenkapitalmetoden.
Etter-skatt avhendelser
P\u00e5 norsk sokkel gjennomf\u00f8res alle avhendelser av eiendeler p\u00e5 etter-skatt basis. Gevinstberegning inkluderer tilbakef\u00f8ring
\u00a0
av tidligere
regnskapsf\u00f8rte utsatte skatteforpliktelser knyttet til disse eiendelene.
\u00a0
Etter-skatt-gevinsten f\u00f8res deretter i sin helhet under Andre
inntekter i Konsernresultatregnskapet.
Eiendeler klassifisert som holdt for salg
Anleggsmidler klassifiseres separat som holdt for salg i Konsernbalansen n\u00e5r et salg er sv\u00e6rt sannsynlig.
\u00a0
Denne betingelsen anses
oppfylt n\u00e5r eiendelen er tilgjengelig for umiddelbart salg i sin n\u00e5v\u00e6rende tilstand, Equinors ledelse
\u00a0
har forpliktet seg til salget, og
salget forventes fullf\u00f8rt innen ett \u00e5r fra tidspunktet for klassifisering. I Equinor er disse
\u00a0
betingelsene normalt oppfylt n\u00e5r ledelsen har
godkjent en fremforhandlet intensjonsavtale med motpartene. Forpliktelser direkte knyttet til eiendelene
\u00a0
klassifisert som holdt for salg
og som forventes \u00e5 inng\u00e5 i salgstransaksjonen blir ogs\u00e5 klassifisert separat. Netto eiendeler og gjeld
\u00a0
som inng\u00e5r i en
avhendingsgruppe klassifisert som holdt for salg vurderes til det laveste av balansef\u00f8rt verdi og virkelig verdi
\u00a0
fratrukket salgsutgifter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til regnskapsf\u00f8ring av oppkj\u00f8p
Vurderingen av om et oppkj\u00f8p inng\u00e5r under definisjonen av an virksomhetssammenslutning krever skj\u00f8nnsanvendelse fra sak
\u00a0
til sak.
Oppkj\u00f8p evalueres for \u00e5 avgj\u00f8re om transaksjonen representerer en virksomhetssammenslutning
\u00a0
eller kj\u00f8p av en eiendel, og
konklusjonen kan p\u00e5virke Konsernregnskapet vesentlig b\u00e5de i transaksjonsperioden og i p\u00e5f\u00f8lgende perioder. Tilsvarende
vurderinger gjennomf\u00f8res ved oppkj\u00f8p av interesser i felleskontrollerte driftsordninger. P\u00e5 bakgrunn av foreliggende fakta har kj\u00f8p av
lete- og evalueringslisenser hvor utbygging ikke er besluttet hovedsakelig blitt konkludert \u00e5 gjelde kj\u00f8p
\u00a0
av eiendeler, mens kj\u00f8p av
produserende eiendeler hovedsakelig har blitt konkludert \u00e5 representere virksomhet.
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til delvis nedsalg i datterselskaper
Regnskapsprinsippet for delvis nedsalg i datterselskaper er basert p\u00e5 grundige vurderinger
\u00a0
av kravene i og virkeomr\u00e5det til IFRS 10
Konsernregnskap og IAS 28 Investeringer i tilknyttede foretak og felleskontrollert virksomhet. Konklusjon
\u00a0
krever bruk av skj\u00f8nn i hvert
enkelt tilfelle, hvor substansen i transaksjonene m\u00e5 vurderes. Ved vurderingen av kravene i standardene, har Equinor ogs\u00e5 sett hen til
flere relevante og lignende problemstillinger som er vurdert, men utsatt og dermed ikke fullf\u00f8rt
\u00a0
av IASB, da disse skal vurderes
sammen med andre relevante forhold p\u00e5 et senere tidspunkt. N\u00e5r eiendeler overf\u00f8res til separate
\u00a0
juridiske enheter rett i forkant av at
deler av aksjene i disse enhetene selges til tredjepart, nedsalget f\u00f8rer til at Equinor mister kontrollen over
\u00a0
disse eiendelsbesittende
enhetene, og en felleskontrollert virksomhet samtidig etableres, har Equinor konkludert med kun \u00e5 innregne
\u00a0
gevinst p\u00e5 den solgte
andelen.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
2022
Oppkj\u00f8p
Oppkj\u00f8p av BeGreen
Den 26. Januar 2023 gjennomf\u00f8rte Equinor en transaksjon med Bregentved-konsernet og medlemmer av styret
\u00a0
i BeGreen Solar Aps.
I transaksjonen ervervet Equinor 100 % av BeGreen Solar Aps for at kontantvederlag p\u00e5
\u00a0
277 millioner USD (260 millioner EUR) og et
betinget vederlag som avhenger av vellykkede leveranser av fremtidige solkraftprosjekter over en avtalt MW-terskel. BeGreen Aps
\u00a0
er
en dansk solkraft-utvikler. Ved gjennomf\u00f8ringen ble 226 millioner USD (213 millioner EUR) av kontantvederlaget betalt og innregnet i
segmentet REN.
Oppkj\u00f8p av Triton Power
Den 1. September 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor og SSE Thermal Generation Holdings Limited (SSE
\u00a0
Thermal) et oppkj\u00f8p av det britiske
kraftselskapet Triton Power Holdings Ltd (Triton Power) fra Triton Power Partners LP,
\u00a0
eiet av Energy Capital Partners (ECP).
Equinors andel av vederlaget var 141 millioner USD (120 millioner GBP), etter justeringer
\u00a0
som vesentlig var knyttet til netto gjeld og
arbeidskapital. Det viktigste anlegget som inng\u00e5r i oppkj\u00f8pet er Saltend Power Station med en installert
\u00a0
kapasitet p\u00e5 1,2 GW. Equinor
og SSE Thermal eier hver 50 % av Triton Power, og Equinor regnskapsf\u00f8rer investeringen i henhold til egenkapitalmetoden som en
felleskontrollert virksomhet i segmentet MMP.
Kj\u00f8p av lisensandeler I Statfjord
Den 31. mai 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor en transaksjon med overtakelse av alle Spirit Energys
\u00a0
eierinteresser i produserende lisenser i
Statfjord-omr\u00e5det, som omfatter b\u00e5de norsk og britisk sokkel og best\u00e5r av tre integrerte produksjonsplattformer
\u00a0
og omkringliggende
undervanns-installasjoner. Equinor er operat\u00f8r p\u00e5 alle lisensene. Spirit Energys eierandeler i lisensene som omfattes av oppkj\u00f8pet var
mellom 11,56 % til 48,78 %. Mottatt kontantvederlag var 193 millioner USD. I dette inngikk 25 millioner USD knyttet til Spirit Energys
l\u00f8fting av volumer p\u00e5 Equinors vegne i juni 2022. Oppkj\u00f8pte eiendeler og forpliktelser er innregnet i tr\u00e5d med
\u00a0
prinsippene i IFRS 3
Virksomhetssammenslutninger. Transaksjonen er innregnet i segmentene E&P Norway og E&P Internatiomal med kontantvederlag p\u00e5
henholdsvis 96 millioner USD og 72 millioner USD.
I segmentet E&P Norway medf\u00f8rte oppkj\u00f8pet en \u00f8kning i varige driftsmidler p\u00e5 98 millioner USD,
\u00a0
en \u00f8kning i fjerningsforpliktelse p\u00e5
390 millioner USD, en reduksjon av utsatt skatt p\u00e5 298 millioner USD og en \u00f8kning
\u00a0
i betalbar skatt p\u00e5 98 millioner USD. I segmentet
E&P International f\u00f8rte oppkj\u00f8pet til en \u00f8kning p\u00e5 98 millioner USD i varige driftsmidler, en \u00f8kning i fjerningsforpliktelse p\u00e5 241
millioner USD og en \u00f8kning i utsatt skatteforpliktelse p\u00e5 86 millioner USD.
Nedsalg
Ekofisk og Martin Linge p\u00e5 norsk sokkel
Den 30. September 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor en avhendelse til Sval Energi AS av hele Equinors
\u00a0
eierandel i Ekofisk-omr\u00e5det,
inkludert eierandel i Norpipe Oil AS, samt en 19 % eierandel i Martin Linge-feltet. Kontantvederlaget
\u00a0
ved gjennomf\u00f8ring av
transaksjonen var 293 millioner USD etter oppgj\u00f8r for mellomperioden. I tillegg ble et betinget vederlag
\u00a0
p\u00e5 169 millioner USD
innregnet, knyttet til faktisk oppn\u00e5dde olje- og gasspriser i 2022 og 2023. Equinor beholder
\u00a0
en 51 % eierandel i Martin Linge og
fortsetter som operat\u00f8r p\u00e5 feltet. Nedsalget medf\u00f8rte en reduksjon av driftsmidler p\u00e5 1.493 millioner USD,
\u00a0
en reduksjon i
fjerningsforpliktelse p\u00e5 376 millioner USD, en reduksjon i utsatt skatteforpliktelse p\u00e5 597 millioner USD
\u00a0
og en reduksjon i betalbar
skatt p\u00e5 686 millioner USD. Etter-skatt gevinsten p\u00e5 655 millioner USD inng\u00e5r i regnskapslinjen
\u00a0
Andre inntekter i
Konsernresultatregnskapet i segmentet E&P Norway.
Equinor forlater Russland
Etter Russlands invasjon av Ukraina i februar 2022 opplyste Equinor at det var bestemt \u00e5 stoppe
\u00a0
nye investeringer i Russland og \u00e5
starte prosessen med \u00e5 tre ut av Equinors felleskontrollerte virksomheter der. P\u00e5 grunnlag av denne beslutningen vurderte Equinor
sine eiendeler i Russland og innregnet netto nedskrivninger p\u00e5 1.083 millioner USD i f\u00f8rste kvartal.
\u00a0
Av dette var 251 millioner USD
knyttet til varige driftsmidler og immaterielle eiendeler, og 832 millioner USD knyttet til investeringer innregnet i henhold til
egenkapitametoden. Nedskrivningene var nettof\u00f8rt mot betingede vederlag fra tiden da eiendelene
\u00a0
ble ervervet. Basert p\u00e5 type
nedskrivningseiendeler ble nedskrivningene innregnet i regnskapslinjene Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger og
Letekostnader i Konsernresultatregnskapet i segmentet E&P International. I andre kvartal overf\u00f8rte Equinor
\u00a0
sine eierinteresser i fire
russiske enheter til Rosneft og ble fritatt for alle fremtidige forpliktelser, uten at dette hadde vesentlig innvirkning p\u00e5
Konsernresultatregnskapet. Eierinteressene i Kharyaga ble overf\u00f8rt til operat\u00f8ren p\u00e5 feltet.
Equinor har stoppet handel med russisk olje Dette medf\u00f8rer at Equinor ikke vil inng\u00e5 nye
\u00a0
handler eller utf\u00f8re transport av olje eller
oljeprodukter fra Russland. Equinor har gjennomg\u00e5tt regnskapskonsekvensene av enkelte forpliktelser
\u00a0
knyttet til slike avtaler som var
inng\u00e5tt f\u00f8r invasjonen, og har vurdert disse til \u00e5 v\u00e6re uvesentlige.
10 % eierinteresse i Dogger Bank C
Den 10. februar 2022 gjennomf\u00f8rte Equinor et nedsalg av 10 % eierinteresse i Dogger Bank C
\u00a0
prosjektet i Storbritannia til ENI. Totalt
vederlag var 91 millioner USD (68 millioner GBP), som medf\u00f8rte en gevinst p\u00e5 87 millioner
\u00a0
USD (65 millioner GBP). Etter nedsalget er
Equinors eierandel 40 %. Equinor egenkapitalkonsoliderer fortsatt den gjenv\u00e6rende investeringen
\u00a0
som en felleskontrollert virksomhet.
Gevinsten ble innregnet i Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet 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
\u00a0
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 p\u00e5 434
millioner USD f\u00f8r justeringer p\u00e5 gjennomf\u00f8ringstidspunktet og et betinget vederlag basert p\u00e5 produksjonsniv\u00e5
\u00a0
og gasspriser for 2022.
Gjennomf\u00f8ring av nedsalget avhenger av myndighetsgodkjennelse og er forventet i f\u00f8rste kvartal 2023.
2021
Oppkj\u00f8p
Wento
Den 5. mai 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor et kj\u00f8p av 100 % av aksjene i Wento, et polsk utviklingsselskap av fornybar
\u00a0
p\u00e5 land, fra
investeringsselskapet (private equity) Enterprise Investors for et kontantvederlag p\u00e5 117 millioner USD (98 millioner EUR) etter
justeringer. Eiendeler og gjeld knyttet til den oppkj\u00f8pte virksomheten har blitt regnskapsf\u00f8rt etter oppkj\u00f8psmetoden. Oppkj\u00f8pet
medf\u00f8rte en \u00f8kning i Equinors immaterielle eiendeler p\u00e5 46 millioner USD og goodwill
\u00a0
p\u00e5 59 millioner USD. Goodwill reflekterer
forventede synergier, kompetanse og tilgang til det polske fornybare markedet som ble oppn\u00e5dd gjennom oppkj\u00f8pet. Transaksjonen
har blitt regnskapsf\u00f8rt i segmentet REN.
Nedsalg
Equinor Refining Denmark A/S
Den 31. desember 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor Danmark A/S nedsalget til Klesch-gruppen av 100
\u00a0
% av aksjene i Equinor Refining
Denmark A/S (ERD). Ved gjennomf\u00f8ring av transaksjonen betalte Klesch 48 millioner USD av det totalt estimerte vederlaget. ERD
best\u00e5r av Kalundborg-raffineriet og tilh\u00f8rende terminaler og infrastruktur. Det er bokf\u00f8rt en nedskrivning av eiendelen i 2021 og for
\u00f8vrig er tapet av nedsalget uvesentlig. F\u00f8r nedsalget ble gjennomf\u00f8rt mottok Equinor 335 millioner USD
\u00a0
i ekstraordin\u00e6rt utbytte og
tilbakebetaling av tidligere innbetalt kapital fra ERD. En gevinst p\u00e5 167 millioner USD har blitt resirkulert
\u00a0
fra Andre inntekter og
kostnader til Annen inntekt i Konsernresultatregnskapet og er reflektert i segmentet MMP.
Terra Nova
Den 8. september 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor et nedsalg av 100 % av eierinteressene, inkludert
\u00a0
overf\u00f8ring av fremtidig
fjerningsforpliktelse, i Terra Nova-feltet utenfor Canada til Cenovus og Murphy. Nedsalget har blitt regnskapsf\u00f8rt i segmentet E&P
International. Betalt vederlag, regnskapsf\u00f8rt verdi og effekten p\u00e5 Konsernresultatregnskapet er uvesentlig.
Bakken landbasert skiferoljefelt
Den 26. april 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor nedsalget av eierinteressene i Bakken-feltet i Nord-Dakota
\u00a0
og Montana i USA til Grayson
Mill Energy (st\u00f8ttet av EnCap Investment) for et estimert totalt vederlag p\u00e5 819 millioner USD,
\u00a0
inkludert oppgj\u00f8r for interimperioden
hvor oppgj\u00f8r ble mottatt i f\u00f8rste halv\u00e5r av 2021. Eiendelen var nedskrevet i 2021 forut for
\u00a0
transaksjonen. Etter transaksjonen ble det
regnskapsf\u00f8rt uvesentlige tap under regnskapsposten Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet i
\u00a0
segmentet E&P USA.
10 % eierinteresse i Dogger Bank A og B
Den 26. februar 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor nedsalget av 10 % eierinteresse Dogger Bank A og B
\u00a0
i Storbritannia for et totalt vederlag
p\u00e5 285 millioner USD (206 millioner GBP) noe som medf\u00f8rte en gevinst p\u00e5 280 millioner USD (203
\u00a0
millioner GBP). Etter nedsalget
har Equinor 40 % eierinteresse i Dogger Bank A og B. Equinor vil fortsette med egenkapitalkonsolidering
\u00a0
for gjenv\u00e6rende eierandel
som en felleskontrollert virksomhet. Gevinsten er presentert som Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet
\u00a0
i segmentet REN.
Avhendelse av ikke-operert andel i Empire Wind og Beacon Wind-eiendelene i USA
Den 29. januar 2021 gjennomf\u00f8rte Equinor nedsalget til BP av 50 % av de ikke-opererte eierinteressene
\u00a0
i Empire Wind og Beacon
Wind eiendelene for et forel\u00f8pig totalt vederlag etter justeringer p\u00e5 1,2 milliarder USD noe
\u00a0
som medf\u00f8rte en gevinst p\u00e5 1,1 milliarder
USD for de solgte eierandelene. 500 millioner USD var forskuddsbetalt ved utgangen av
\u00a0
2020. Gjennom denne transaksjonen har de
to selskapene etablert et strategisk samarbeid for havvind i USA. Etter transaksjonen fortsetter Equinor
\u00a0
som operat\u00f8r med en
eierinteresse p\u00e5 50 %. Equinor konsoliderte eiendelene frem til gjennomf\u00f8ringen av nedsalget
\u00a0
og etterp\u00e5 er investeringen klassifisert
som felleskontrollert virksomhet og regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden. Gevinsten er inkludert i regnskapslinjen Annen
\u00a0
inntekt i
Konsernresultatregnskapet i segmentet REN.
Virksomhetssammenslutninger
Virksomhetssammenslutninger, med unntak av transaksjoner mellom selskap under felles kontroll, regnskapsf\u00f8res etter
oppkj\u00f8psmetoden. Anskaffelseskostnaden inkluderer det samlede vederlaget som er betalt for \u00e5 anskaffe selskapets eiendeler
\u00a0
og
forpliktelser, samt betingede vederlag m\u00e5lt til virkelig verdi. Identifiserbare eiendeler, gjeld og betingede forpliktelser m\u00e5les til virkelig
verdi p\u00e5 overtakelsestidspunktet. P\u00e5l\u00f8pte oppkj\u00f8pskostnader kostnadsf\u00f8res under Salgs-
\u00a0
og administrasjonskostnader. Endringer i
virkelig verdi p\u00e5 betingede vederlag som skyldes hendelser etter anskaffelsestidspunktet innregnes i Konsernresultatregnskapet
under Andre inntekter.
Equinor innregner gevinst/tap ved salg av datterselskap n\u00e5r kontroll opph\u00f8rer. Eventuelle gjenv\u00e6rende eierandeler i det tidligere
datterselskapet m\u00e5les til virkelig verdi. Ved delvis nedsalg i datterselskaper som ikke utgj\u00f8r en virksomhet, og der den gjenv\u00e6rende
investeringen i det tidligere datterselskapet er et tilknyttet selskap eller en felleskontrollert investering,
\u00a0
innregner Equinor bare
gevinsten eller tapet p\u00e5 den fraregnede delen under henholdsvis Andre inntekter eller Driftskostnader. Den gjenv\u00e6rende
investeringen i det tidligere datterselskapet er ikke gjenstand for ny verdim\u00e5ling ved reklassifiseringen,
\u00a0
og deretter m\u00e5les
investeringen ved bruk av egenkapitalmetoden.
Etter-skatt avhendelser
P\u00e5 norsk sokkel gjennomf\u00f8res alle avhendelser av eiendeler p\u00e5 etter-skatt basis. Gevinstberegning inkluderer tilbakef\u00f8ring
\u00a0
av tidligere
regnskapsf\u00f8rte utsatte skatteforpliktelser knyttet til disse eiendelene.
\u00a0
Etter-skatt-gevinsten f\u00f8res deretter i sin helhet under Andre
inntekter i Konsernresultatregnskapet.
Eiendeler klassifisert som holdt for salg
Anleggsmidler klassifiseres separat som holdt for salg i Konsernbalansen n\u00e5r et salg er sv\u00e6rt sannsynlig.
\u00a0
Denne betingelsen anses
oppfylt n\u00e5r eiendelen er tilgjengelig for umiddelbart salg i sin n\u00e5v\u00e6rende tilstand, Equinors ledelse
\u00a0
har forpliktet seg til salget, og
salget forventes fullf\u00f8rt innen ett \u00e5r fra tidspunktet for klassifisering. I Equinor er disse
\u00a0
betingelsene normalt oppfylt n\u00e5r ledelsen har
godkjent en fremforhandlet intensjonsavtale med motpartene. Forpliktelser direkte knyttet til eiendelene
\u00a0
klassifisert som holdt for salg
og som forventes \u00e5 inng\u00e5 i salgstransaksjonen blir ogs\u00e5 klassifisert separat. Netto eiendeler og gjeld
\u00a0
som inng\u00e5r i en
avhendingsgruppe klassifisert som holdt for salg vurderes til det laveste av balansef\u00f8rt verdi og virkelig verdi
\u00a0
fratrukket salgsutgifter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til regnskapsf\u00f8ring av oppkj\u00f8p
Vurderingen av om et oppkj\u00f8p inng\u00e5r under definisjonen av an virksomhetssammenslutning krever skj\u00f8nnsanvendelse fra sak
\u00a0
til sak.
Oppkj\u00f8p evalueres for \u00e5 avgj\u00f8re om transaksjonen representerer en virksomhetssammenslutning
\u00a0
eller kj\u00f8p av en eiendel, og
konklusjonen kan p\u00e5virke Konsernregnskapet vesentlig b\u00e5de i transaksjonsperioden og i p\u00e5f\u00f8lgende perioder. Tilsvarende
vurderinger gjennomf\u00f8res ved oppkj\u00f8p av interesser i felleskontrollerte driftsordninger. P\u00e5 bakgrunn av foreliggende fakta har kj\u00f8p av
lete- og evalueringslisenser hvor utbygging ikke er besluttet hovedsakelig blitt konkludert \u00e5 gjelde kj\u00f8p
\u00a0
av eiendeler, mens kj\u00f8p av
produserende eiendeler hovedsakelig har blitt konkludert \u00e5 representere virksomhet.
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til delvis nedsalg i datterselskaper
Regnskapsprinsippet for delvis nedsalg i datterselskaper er basert p\u00e5 grundige vurderinger
\u00a0
av kravene i og virkeomr\u00e5det til IFRS 10
Konsernregnskap og IAS 28 Investeringer i tilknyttede foretak og felleskontrollert virksomhet. Konklusjon
\u00a0
krever bruk av skj\u00f8nn i hvert
enkelt tilfelle, hvor substansen i transaksjonene m\u00e5 vurderes. Ved vurderingen av kravene i standardene, har Equinor ogs\u00e5 sett hen til
flere relevante og lignende problemstillinger som er vurdert, men utsatt og dermed ikke fullf\u00f8rt
\u00a0
av IASB, da disse skal vurderes
sammen med andre relevante forhold p\u00e5 et senere tidspunkt. N\u00e5r eiendeler overf\u00f8res til separate
\u00a0
juridiske enheter rett i forkant av at
deler av aksjene i disse enhetene selges til tredjepart, nedsalget f\u00f8rer til at Equinor mister kontrollen over
\u00a0
disse eiendelsbesittende
enhetene, og en felleskontrollert virksomhet samtidig etableres, har Equinor konkludert med kun \u00e5 innregne
\u00a0
gevinst p\u00e5 den solgte
andelen.
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
\u00a0
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 p\u00e5 434
millioner USD f\u00f8r justeringer p\u00e5 gjennomf\u00f8ringstidspunktet og et betinget vederlag basert p\u00e5 produksjonsniv\u00e5
\u00a0
og gasspriser for 2022.
Gjennomf\u00f8ring av nedsalget avhenger av myndighetsgodkjennelse og er forventet i f\u00f8rste kvartal 2023.
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
\u00a0
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 p\u00e5 434
millioner USD f\u00f8r justeringer p\u00e5 gjennomf\u00f8ringstidspunktet og et betinget vederlag basert p\u00e5 produksjonsniv\u00e5
\u00a0
og gasspriser for 2022.
Gjennomf\u00f8ring av nedsalget avhenger av myndighetsgodkjennelse og er forventet i f\u00f8rste kvartal 2023.
Regnskapsprinsipper
Prinsipper for inntektsf\u00f8ring
Equinor presenterer Inntekter fra kundekontrakter og Andre salgsinntekter p\u00e5 en enkelt linje
\u00a0
i Konsernresultatregnskapet,
Salgsinntekter.
Inntekter fra kundekontrakter
Inntekter fra salg av r\u00e5olje, naturgass og petroleumsprodukter samt andre varer blir regnskapsf\u00f8rt
\u00a0
n\u00e5r kunden oppn\u00e5r kontroll over
varene, normalt n\u00e5r eiendomsretten overf\u00f8res ved varenes leveringstidspunkt basert p\u00e5 de kontraktsfestede
\u00a0
vilk\u00e5rene i avtalen. Hvert
slikt salg representerer normalt en enkelt leveringsforpliktelse. N\u00e5r det gjelder naturgass, som leveres l\u00f8pende
\u00a0
gjennom r\u00f8rledninger,
gjennomf\u00f8res leveringsforpliktelsene over tid i henhold til levering av de fysiske kvantum.
Salg og kj\u00f8p av r\u00e5varer vises brutto i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter og Varekostnad. N\u00e5r
disse kontraktene er vurdert \u00e5 v\u00e6re finansielle instrumenter eller inng\u00e5r i en separat handelsstrategi, blir
\u00a0
de gjort opp og presentert
netto som Andre salgsinntekter. Se ogs\u00e5 note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling for en beskrivelse av
regnskapsprinsippene for derivater. Salg av Equinors egenproduserte olje-
\u00a0
og gassvolumer vises alltid brutto som Salgsinntekter fra
kundekontrakter.
Inntekter knyttet til olje- og gassproduksjon fra felt hvor Equinor har eierandel sammen med andre
\u00a0
selskaper, regnskapsf\u00f8res basert
p\u00e5 Equinors l\u00f8ftede og solgte volumer i perioden (salgsmetoden). Dersom det er l\u00f8ftet og solgt
\u00a0
et st\u00f8rre volum enn det Equinors
eierandel tilsier, blir det avsatt for kostnadene knyttet til overl\u00f8ftet. Dersom det er l\u00f8ftet og solgt mindre enn det Equinors eierandel
tilsier, utsettes kostnadsf\u00f8ringen knyttet til underl\u00f8ftet.
Andre salgsinntekter
Poster som representerer en form for salgsinntekt, eller som er n\u00e6rt 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 (\u2018in kind\u2019) i henhold til visse produksjonsdelingsavtaler (PSA-er), og nettoeffekten av r\u00e5varetrading og r\u00e5varebaserte
derivater knyttet til salgskontrakter eller til inntektsrelatert risikostyring.
Transaksjoner med Den norske stat
Equinor markedsf\u00f8rer og selger Den norske statens andel av olje-
\u00a0
og gassproduksjon fra den norske kontinentalsokkelen. Den norske
stats deltakelse i petroleumsvirksomhet er organisert gjennom SD\u00d8E (Statens Direkte \u00d8konomiske Engasjement).
\u00a0
Kj\u00f8p og salg av
SD\u00d8Es oljeproduksjon er regnskapsf\u00f8rt som henholdsvis V
arekostnad
Salgsinntekter fra kundekontrakter
.
Equinor selger, i eget navn, men for SD\u00d8Es regning og risiko, SD\u00d8Es produksjon av naturgass. Disse salgene, og de relaterte utgifter
refundert av SD\u00d8E, er regnskapsf\u00f8rt netto i Konsernregnskapet. Salg av naturgass i navnet til
\u00a0
et av Equinors datterselskaper vises
ogs\u00e5 netto (uten SD\u00d8Es andel) i Konsernresultatregnskapet, men slik aktivitet vises brutto i Konsernbalansen.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til transaksjoner med Den norske stat
Hvorvidt slike transaksjoner skal regnskapsf\u00f8res brutto eller netto forutsetter bruk av vesentlig regnskapsmessig
\u00a0
skj\u00f8nn. Equinor har i
vurderingen av brutto eller netto presentasjon vurdert om kontroll over de statsgenererte volumene
\u00a0
overf\u00f8res til Equinor f\u00f8r videresalg
til tredjeparter. Equinor styrer bruken av volumene, og selv om visse fordeler fra salgene i ettertid tilflyter SD\u00d8E, kj\u00f8per Equinor
volumene fra SD\u00d8E og oppn\u00e5r det alt vesentlige av gjenv\u00e6rende fordeler. P\u00e5 dette grunnlaget er det konkludert med at Equinor
opptrer som prinsipal i disse salgene.
Equinor selger ogs\u00e5 SD\u00d8Es produksjon av naturgass i eget navn, men for SD\u00d8Es regning
\u00a0
og risiko. Dette gassalget og relaterte
utgifter som refunderes fra SD\u00d8E regnskapsf\u00f8res netto i Equinors regnskap. I denne vurderingen
\u00a0
har Equinor konkludert med at
eierskap til gassen ikke blir overf\u00f8rt fra SD\u00d8E til Equinor. Selv om Equinor er gitt rett til \u00e5 styre bruken av volumene, tilflyter
\u00a0
alle
fordeler fra salget av disse volumene SD\u00d8E, og Equinor anses derfor ikke \u00e5 v\u00e6re
\u00a0
prinsipal i salgene av SD\u00d8Es naturgassvolumer.
Se ogs\u00e5 note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljert finansiell informasjon om transaksjoner mellom
\u00a0
Equinor og SD\u00d8E.
Geografisk inndeling av inntekter fra kundekontrakter
Equinor har aktivitet i om lag 30 land. Ved geografisk inndeling av Inntekter fra kundekontrakter for 2022, basert p\u00e5 landet hvor det
juridiske selskapet som st\u00e5r for salget er hjemmeh\u00f8rende, henf\u00f8res 84 % til norske selskaper og
\u00a0
13 % til selskaper i USA. For 2021
var tilsvarende fordeling 81 % til norske selskaper og 13 % til selskaper i USA og for
\u00a0
2020 henholdsvis 80 % og 14 %.
Inntekter fra kundekontrakter og andre driftsinntekter
(i millioner USD)
Note
2022
2021
2020
R\u00e5olje
58,524
38,307
24,509
Naturgass
65,232
28,050
7,213
58,239
24,900
5,839
\u00a0
- Nordamerikansk gass
2,884
1,783
1,010
\u00a0
- Annet inkludert LNG
4,109
1,368
363
Raffinerte produkter
11,093
11,473
6,534
Flytende naturgass
9,240
8,490
5,069
Transport
1,470
921
1,083
Annet salg
4,702
1,006
681
Sum salgsinntekter fra kundekontrakter
150,262
88,247
45,088
Skatt betalt i form av produserte mengder
412
345
93
R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse
(2,534)
(1,075)
209
Gevinst/(tap) p\u00e5 r\u00e5varederivater
739
951
108
Endring i virkelig verdi for varelager holdt for trading
(194)
0
0
Andre salgsinntekter
319
276
256
Sum andre salgsinntekter
(1,258)
497
665
Salgsinntekter
149,004
88,744
45,753
Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
15
620
259
53
Andre inntekter
6
1,182
1,921
12
Sum inntekter
150,806
90,924
45,818
Regnskapsprinsipper
Prinsipper for inntektsf\u00f8ring
Equinor presenterer Inntekter fra kundekontrakter og Andre salgsinntekter p\u00e5 en enkelt linje
\u00a0
i Konsernresultatregnskapet,
Salgsinntekter.
Inntekter fra kundekontrakter
Inntekter fra salg av r\u00e5olje, naturgass og petroleumsprodukter samt andre varer blir regnskapsf\u00f8rt
\u00a0
n\u00e5r kunden oppn\u00e5r kontroll over
varene, normalt n\u00e5r eiendomsretten overf\u00f8res ved varenes leveringstidspunkt basert p\u00e5 de kontraktsfestede
\u00a0
vilk\u00e5rene i avtalen. Hvert
slikt salg representerer normalt en enkelt leveringsforpliktelse. N\u00e5r det gjelder naturgass, som leveres l\u00f8pende
\u00a0
gjennom r\u00f8rledninger,
gjennomf\u00f8res leveringsforpliktelsene over tid i henhold til levering av de fysiske kvantum.
Salg og kj\u00f8p av r\u00e5varer vises brutto i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter og Varekostnad. N\u00e5r
disse kontraktene er vurdert \u00e5 v\u00e6re finansielle instrumenter eller inng\u00e5r i en separat handelsstrategi, blir
\u00a0
de gjort opp og presentert
netto som Andre salgsinntekter. Se ogs\u00e5 note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling for en beskrivelse av
regnskapsprinsippene for derivater. Salg av Equinors egenproduserte olje-
\u00a0
og gassvolumer vises alltid brutto som Salgsinntekter fra
kundekontrakter.
Inntekter knyttet til olje- og gassproduksjon fra felt hvor Equinor har eierandel sammen med andre
\u00a0
selskaper, regnskapsf\u00f8res basert
p\u00e5 Equinors l\u00f8ftede og solgte volumer i perioden (salgsmetoden). Dersom det er l\u00f8ftet og solgt
\u00a0
et st\u00f8rre volum enn det Equinors
eierandel tilsier, blir det avsatt for kostnadene knyttet til overl\u00f8ftet. Dersom det er l\u00f8ftet og solgt mindre enn det Equinors eierandel
tilsier, utsettes kostnadsf\u00f8ringen knyttet til underl\u00f8ftet.
Andre salgsinntekter
Poster som representerer en form for salgsinntekt, eller som er n\u00e6rt 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 (\u2018in kind\u2019) i henhold til visse produksjonsdelingsavtaler (PSA-er), og nettoeffekten av r\u00e5varetrading og r\u00e5varebaserte
derivater knyttet til salgskontrakter eller til inntektsrelatert risikostyring.
Transaksjoner med Den norske stat
Equinor markedsf\u00f8rer og selger Den norske statens andel av olje-
\u00a0
og gassproduksjon fra den norske kontinentalsokkelen. Den norske
stats deltakelse i petroleumsvirksomhet er organisert gjennom SD\u00d8E (Statens Direkte \u00d8konomiske Engasjement).
\u00a0
Kj\u00f8p og salg av
SD\u00d8Es oljeproduksjon er regnskapsf\u00f8rt som henholdsvis V
arekostnad
Salgsinntekter fra kundekontrakter
.
Equinor selger, i eget navn, men for SD\u00d8Es regning og risiko, SD\u00d8Es produksjon av naturgass. Disse salgene, og de relaterte utgifter
refundert av SD\u00d8E, er regnskapsf\u00f8rt netto i Konsernregnskapet. Salg av naturgass i navnet til
\u00a0
et av Equinors datterselskaper vises
ogs\u00e5 netto (uten SD\u00d8Es andel) i Konsernresultatregnskapet, men slik aktivitet vises brutto i Konsernbalansen.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til transaksjoner med Den norske stat
Hvorvidt slike transaksjoner skal regnskapsf\u00f8res brutto eller netto forutsetter bruk av vesentlig regnskapsmessig
\u00a0
skj\u00f8nn. Equinor har i
vurderingen av brutto eller netto presentasjon vurdert om kontroll over de statsgenererte volumene
\u00a0
overf\u00f8res til Equinor f\u00f8r videresalg
til tredjeparter. Equinor styrer bruken av volumene, og selv om visse fordeler fra salgene i ettertid tilflyter SD\u00d8E, kj\u00f8per Equinor
volumene fra SD\u00d8E og oppn\u00e5r det alt vesentlige av gjenv\u00e6rende fordeler. P\u00e5 dette grunnlaget er det konkludert med at Equinor
opptrer som prinsipal i disse salgene.
Equinor selger ogs\u00e5 SD\u00d8Es produksjon av naturgass i eget navn, men for SD\u00d8Es regning
\u00a0
og risiko. Dette gassalget og relaterte
utgifter som refunderes fra SD\u00d8E regnskapsf\u00f8res netto i Equinors regnskap. I denne vurderingen
\u00a0
har Equinor konkludert med at
eierskap til gassen ikke blir overf\u00f8rt fra SD\u00d8E til Equinor. Selv om Equinor er gitt rett til \u00e5 styre bruken av volumene, tilflyter
\u00a0
alle
fordeler fra salget av disse volumene SD\u00d8E, og Equinor anses derfor ikke \u00e5 v\u00e6re
\u00a0
prinsipal i salgene av SD\u00d8Es naturgassvolumer.
Se ogs\u00e5 note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljert finansiell informasjon om transaksjoner mellom
\u00a0
Equinor og SD\u00d8E.
Geografisk inndeling av inntekter fra kundekontrakter
Equinor har aktivitet i om lag 30 land. Ved geografisk inndeling av Inntekter fra kundekontrakter for 2022, basert p\u00e5 landet hvor det
juridiske selskapet som st\u00e5r for salget er hjemmeh\u00f8rende, henf\u00f8res 84 % til norske selskaper og
\u00a0
13 % til selskaper i USA. For 2021
var tilsvarende fordeling 81 % til norske selskaper og 13 % til selskaper i USA og for
\u00a0
2020 henholdsvis 80 % og 14 %.
Inntekter fra kundekontrakter og andre driftsinntekter
(i millioner USD)
Note
2022
2021
2020
R\u00e5olje
58,524
38,307
24,509
Naturgass
65,232
28,050
7,213
58,239
24,900
5,839
\u00a0
- Nordamerikansk gass
2,884
1,783
1,010
\u00a0
- Annet inkludert LNG
4,109
1,368
363
Raffinerte produkter
11,093
11,473
6,534
Flytende naturgass
9,240
8,490
5,069
Transport
1,470
921
1,083
Annet salg
4,702
1,006
681
Sum salgsinntekter fra kundekontrakter
150,262
88,247
45,088
Skatt betalt i form av produserte mengder
412
345
93
R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse
(2,534)
(1,075)
209
Gevinst/(tap) p\u00e5 r\u00e5varederivater
739
951
108
Endring i virkelig verdi for varelager holdt for trading
(194)
0
0
Andre salgsinntekter
319
276
256
Sum andre salgsinntekter
(1,258)
497
665
Salgsinntekter
149,004
88,744
45,753
Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
15
620
259
53
Andre inntekter
6
1,182
1,921
12
Sum inntekter
150,806
90,924
45,818
Regnskapsprinsipper
Prinsipper for inntektsf\u00f8ring
Equinor presenterer Inntekter fra kundekontrakter og Andre salgsinntekter p\u00e5 en enkelt linje
\u00a0
i Konsernresultatregnskapet,
Salgsinntekter.
Inntekter fra kundekontrakter
Inntekter fra salg av r\u00e5olje, naturgass og petroleumsprodukter samt andre varer blir regnskapsf\u00f8rt
\u00a0
n\u00e5r kunden oppn\u00e5r kontroll over
varene, normalt n\u00e5r eiendomsretten overf\u00f8res ved varenes leveringstidspunkt basert p\u00e5 de kontraktsfestede
\u00a0
vilk\u00e5rene i avtalen. Hvert
slikt salg representerer normalt en enkelt leveringsforpliktelse. N\u00e5r det gjelder naturgass, som leveres l\u00f8pende
\u00a0
gjennom r\u00f8rledninger,
gjennomf\u00f8res leveringsforpliktelsene over tid i henhold til levering av de fysiske kvantum.
Salg og kj\u00f8p av r\u00e5varer vises brutto i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter og Varekostnad. N\u00e5r
disse kontraktene er vurdert \u00e5 v\u00e6re finansielle instrumenter eller inng\u00e5r i en separat handelsstrategi, blir
\u00a0
de gjort opp og presentert
netto som Andre salgsinntekter. Se ogs\u00e5 note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling for en beskrivelse av
regnskapsprinsippene for derivater. Salg av Equinors egenproduserte olje-
\u00a0
og gassvolumer vises alltid brutto som Salgsinntekter fra
kundekontrakter.
Inntekter knyttet til olje- og gassproduksjon fra felt hvor Equinor har eierandel sammen med andre
\u00a0
selskaper, regnskapsf\u00f8res basert
p\u00e5 Equinors l\u00f8ftede og solgte volumer i perioden (salgsmetoden). Dersom det er l\u00f8ftet og solgt
\u00a0
et st\u00f8rre volum enn det Equinors
eierandel tilsier, blir det avsatt for kostnadene knyttet til overl\u00f8ftet. Dersom det er l\u00f8ftet og solgt mindre enn det Equinors eierandel
tilsier, utsettes kostnadsf\u00f8ringen knyttet til underl\u00f8ftet.
Andre salgsinntekter
Poster som representerer en form for salgsinntekt, eller som er n\u00e6rt 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 (\u2018in kind\u2019) i henhold til visse produksjonsdelingsavtaler (PSA-er), og nettoeffekten av r\u00e5varetrading og r\u00e5varebaserte
derivater knyttet til salgskontrakter eller til inntektsrelatert risikostyring.
Transaksjoner med Den norske stat
Equinor markedsf\u00f8rer og selger Den norske statens andel av olje-
\u00a0
og gassproduksjon fra den norske kontinentalsokkelen. Den norske
stats deltakelse i petroleumsvirksomhet er organisert gjennom SD\u00d8E (Statens Direkte \u00d8konomiske Engasjement).
\u00a0
Kj\u00f8p og salg av
SD\u00d8Es oljeproduksjon er regnskapsf\u00f8rt som henholdsvis V
arekostnad
Salgsinntekter fra kundekontrakter
.
Equinor selger, i eget navn, men for SD\u00d8Es regning og risiko, SD\u00d8Es produksjon av naturgass. Disse salgene, og de relaterte utgifter
refundert av SD\u00d8E, er regnskapsf\u00f8rt netto i Konsernregnskapet. Salg av naturgass i navnet til
\u00a0
et av Equinors datterselskaper vises
ogs\u00e5 netto (uten SD\u00d8Es andel) i Konsernresultatregnskapet, men slik aktivitet vises brutto i Konsernbalansen.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til transaksjoner med Den norske stat
Hvorvidt slike transaksjoner skal regnskapsf\u00f8res brutto eller netto forutsetter bruk av vesentlig regnskapsmessig
\u00a0
skj\u00f8nn. Equinor har i
vurderingen av brutto eller netto presentasjon vurdert om kontroll over de statsgenererte volumene
\u00a0
overf\u00f8res til Equinor f\u00f8r videresalg
til tredjeparter. Equinor styrer bruken av volumene, og selv om visse fordeler fra salgene i ettertid tilflyter SD\u00d8E, kj\u00f8per Equinor
volumene fra SD\u00d8E og oppn\u00e5r det alt vesentlige av gjenv\u00e6rende fordeler. P\u00e5 dette grunnlaget er det konkludert med at Equinor
opptrer som prinsipal i disse salgene.
Equinor selger ogs\u00e5 SD\u00d8Es produksjon av naturgass i eget navn, men for SD\u00d8Es regning
\u00a0
og risiko. Dette gassalget og relaterte
utgifter som refunderes fra SD\u00d8E regnskapsf\u00f8res netto i Equinors regnskap. I denne vurderingen
\u00a0
har Equinor konkludert med at
eierskap til gassen ikke blir overf\u00f8rt fra SD\u00d8E til Equinor. Selv om Equinor er gitt rett til \u00e5 styre bruken av volumene, tilflyter
\u00a0
alle
fordeler fra salget av disse volumene SD\u00d8E, og Equinor anses derfor ikke \u00e5 v\u00e6re
\u00a0
prinsipal i salgene av SD\u00d8Es naturgassvolumer.
Se ogs\u00e5 note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljert finansiell informasjon om transaksjoner mellom
\u00a0
Equinor og SD\u00d8E.
Inntekter fra kundekontrakter
Inntekter fra salg av r\u00e5olje, naturgass og petroleumsprodukter samt andre varer blir regnskapsf\u00f8rt
\u00a0
n\u00e5r kunden oppn\u00e5r kontroll over
varene, normalt n\u00e5r eiendomsretten overf\u00f8res ved varenes leveringstidspunkt basert p\u00e5 de kontraktsfestede
\u00a0
vilk\u00e5rene i avtalen. Hvert
slikt salg representerer normalt en enkelt leveringsforpliktelse. N\u00e5r det gjelder naturgass, som leveres l\u00f8pende
\u00a0
gjennom r\u00f8rledninger,
gjennomf\u00f8res leveringsforpliktelsene over tid i henhold til levering av de fysiske kvantum.
Salg og kj\u00f8p av r\u00e5varer vises brutto i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter og Varekostnad. N\u00e5r
disse kontraktene er vurdert \u00e5 v\u00e6re finansielle instrumenter eller inng\u00e5r i en separat handelsstrategi, blir
\u00a0
de gjort opp og presentert
netto som Andre salgsinntekter. Se ogs\u00e5 note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling for en beskrivelse av
regnskapsprinsippene for derivater. Salg av Equinors egenproduserte olje-
\u00a0
og gassvolumer vises alltid brutto som Salgsinntekter fra
kundekontrakter.
Inntekter knyttet til olje- og gassproduksjon fra felt hvor Equinor har eierandel sammen med andre
\u00a0
selskaper, regnskapsf\u00f8res basert
p\u00e5 Equinors l\u00f8ftede og solgte volumer i perioden (salgsmetoden). Dersom det er l\u00f8ftet og solgt
\u00a0
et st\u00f8rre volum enn det Equinors
eierandel tilsier, blir det avsatt for kostnadene knyttet til overl\u00f8ftet. Dersom det er l\u00f8ftet og solgt mindre enn det Equinors eierandel
tilsier, utsettes kostnadsf\u00f8ringen knyttet til underl\u00f8ftet.
Andre salgsinntekter
Poster som representerer en form for salgsinntekt, eller som er n\u00e6rt 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 (\u2018in kind\u2019) i henhold til visse produksjonsdelingsavtaler (PSA-er), og nettoeffekten av r\u00e5varetrading og r\u00e5varebaserte
derivater knyttet til salgskontrakter eller til inntektsrelatert risikostyring.
Geografisk inndeling av inntekter fra kundekontrakter
Equinor har aktivitet i om lag 30 land. Ved geografisk inndeling av Inntekter fra kundekontrakter for 2022, basert p\u00e5 landet hvor det
juridiske selskapet som st\u00e5r for salget er hjemmeh\u00f8rende, henf\u00f8res 84 % til norske selskaper og
\u00a0
13 % til selskaper i USA. For 2021
var tilsvarende fordeling 81 % til norske selskaper og 13 % til selskaper i USA og for
\u00a0
2020 henholdsvis 80 % og 14 %.
8 L\u00f8nn og personell kostnader
(i millioner USD, unntatt gjennomsnittlig antall ansatte)
2022
2021
2020
L\u00f8nnskostnader
1)
2,875
2,962
2,625
Pensjonskostnader
2)
458
488
432
Arbeidsgiveravgift
433
414
368
Andre l\u00f8nnskostnader og sosiale kostnader
324
288
283
Sum l\u00f8nnsrelaterte kostnader
4,090
4,152
3,707
Gjennomsnittlig antall ansatte
3)
21,500
21,400
21,700
L\u00f8nnskostnader inneholder bonuser, sluttpakker og kostnader i forbindelse med utstasjonering i tillegg til grunnl\u00f8nn.
2)
\u00a0
Se note 22 Pensjoner.
3)
\u00a0
Deltidsansatte utgj\u00f8r 3 % for 2022 og 2021 og 2 % for 2020.
L\u00f8nnsrelaterte kostnader er akkumulert i kostnadspooler og delvis viderebelastet partnerne i Equinor-opererte
\u00a0
lisenser basert p\u00e5
p\u00e5l\u00f8pte timer.
(i millioner USD)
1)
2022
2021
2020
Kortsiktige ytelser
12.9
12.2
9.0
Pensjonsytelser
0.4
0.4
0.6
Andre langsiktige ytelser
0.0
0.0
0.0
Aksjebasert avl\u00f8nning
0.2
0.1
0.1
Sum ytelser
13.5
12.7
9.7
Alle bel\u00f8p i tabellen er presentert basert p\u00e5 opptjening i perioden.
Per 31. desember 2022, 2021 og 2020 var det ikke gitt l\u00e5n til medlemmer av styret eller konsernledelsen.
Aksjebasert avl\u00f8nning
Equinors aksjespareprogram gir de ansatte muligheten til \u00e5 kj\u00f8pe aksjer i Equinor gjennom
\u00a0
m\u00e5nedlige l\u00f8nnstrekk og tilskudd fra
Equinor. Dersom aksjene beholdes i kj\u00f8ps\u00e5ret samt i de to p\u00e5f\u00f8lgende hele kalender\u00e5r med sammenhengende ansettelse i Equinor,
vil de ansatte bli tildelt en bonusaksje for hver aksje de har kj\u00f8pt.
Beregnet kostnad for Equinor i 2022-, 2021- og 2020-programmene, inkludert tilskudd fra Equinor
\u00a0
og arbeidsgiveravgift, utgj\u00f8r
henholdsvis 85 millioner USD, 79 millioner USD og 74 millioner USD. Beregnet kostnad for
\u00a0
Equinor for 2023-programmet (avtaler
inng\u00e5tt i 2022) utgj\u00f8r 78 millioner USD. Gjenst\u00e5ende bel\u00f8p per 31. desember 2022, som
\u00a0
skal kostnadsf\u00f8res over programmenes
resterende opptjeningsperiode, utgj\u00f8r 174 millioner USD.
Se note 20 Egenkapital og utbytte for mer informasjon om aksjebasert avl\u00f8nning.
(i millioner USD, unntatt gjennomsnittlig antall ansatte)
2022
2021
2020
L\u00f8nnskostnader
1)
2,875
2,962
2,625
Pensjonskostnader
2)
458
488
432
Arbeidsgiveravgift
433
414
368
Andre l\u00f8nnskostnader og sosiale kostnader
324
288
283
Sum l\u00f8nnsrelaterte kostnader
4,090
4,152
3,707
Gjennomsnittlig antall ansatte
3)
21,500
21,400
21,700
(i millioner USD)
1)
2022
2021
2020
Kortsiktige ytelser
12.9
12.2
9.0
Pensjonsytelser
0.4
0.4
0.6
Andre langsiktige ytelser
0.0
0.0
0.0
Aksjebasert avl\u00f8nning
0.2
0.1
0.1
Sum ytelser
13.5
12.7
9.7
9 Revisjonshonorar og forsknings- og utviklingskostnader
Godtgj\u00f8relse til revisor
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD, ekskl. mva)
2022
2021
2020
11.4
14.4
10.7
Revisjonsrelaterte tjenester
1.8
1.1
1.0
Skattehonorar
-
-
-
-
-
-
Sum godtgj\u00f8relse til revisor
13.2
15.5
11.7
I tillegg til tallene i tabellen over er det betalt revisjonshonorar og revisjonsrelatert honorar knyttet
\u00a0
til Equinor-opererte lisenser p\u00e5 0,6
millioner USD, 0,5 millioner USD og 0,5 millioner USD i henholdsvis 2022, 2021
\u00a0
og 2020.
Utgifter til forskning og utvikling
Equinor har forsknings-
\u00a0
og utviklingsaktiviteter (FoU) innen leting, undergrunn, boring og br\u00f8nn, anlegg, lav-karbon og fornybar
energi. V\u00e5r FoU bidrar til \u00e5 maksimere og utvikle langsiktige verdier fra Equinors eiendeler. Utgiftene er delvis finansiert av partnerne
p\u00e5 Equinor-opererte lisenser.
Utgifter til forskning og utvikling utgjorde 308 millioner USD, 291 millioner USD og 254 millioner
\u00a0
USD i henholdsvis 2022, 2021 og
2020. Equinors andel av utgiftene har blitt kostnadsf\u00f8rt i linjen Sum driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.
Godtgj\u00f8relse til revisor
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD, ekskl. mva)
2022
2021
2020
11.4
14.4
10.7
Revisjonsrelaterte tjenester
1.8
1.1
1.0
Skattehonorar
-
-
-
-
-
-
Sum godtgj\u00f8relse til revisor
13.2
15.5
11.7
Utgifter til forskning og utvikling
Equinor har forsknings-
\u00a0
og utviklingsaktiviteter (FoU) innen leting, undergrunn, boring og br\u00f8nn, anlegg, lav-karbon og fornybar
energi. V\u00e5r FoU bidrar til \u00e5 maksimere og utvikle langsiktige verdier fra Equinors eiendeler. Utgiftene er delvis finansiert av partnerne
p\u00e5 Equinor-opererte lisenser.
Utgifter til forskning og utvikling utgjorde 308 millioner USD, 291 millioner USD og 254 millioner
\u00a0
USD i henholdsvis 2022, 2021 og
2020. Equinors andel av utgiftene har blitt kostnadsf\u00f8rt i linjen Sum driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.
Forskning og utvikling
Equinor driver forskning og utvikling b\u00e5de gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet
\u00a0
og for egen regning og risiko,
hvor det utvikles innovative teknologier for \u00e5 skape muligheter og \u00f8ke verdien av n\u00e5v\u00e6rende
\u00a0
og fremtidige eiendeler. Utgiftene
\u00a0
er
knyttet til b\u00e5de bruken av egne ressurser og ved bruk av underleverand\u00f8rer. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og
utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn p\u00e5 balansef\u00f8ring i tr\u00e5d
\u00a0
med de relevante IFRS-reglene. I
etterf\u00f8lgende perioder er eventuelle balansef\u00f8rte utviklingskostnader regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som Varige driftsmidler. Utgifter
som ikke kvalifiserer for balansef\u00f8ring kostnadsf\u00f8res etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per, se note 9 Revisjonshonorar og forsknings- og
utviklingskostnader for flere detaljer.
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Valutagevinst/(tap) finansielle derivater
797
870
(1,288)
Annen valutagevinst/(tap)
1,291
(823)
642
Netto gevinst/(tap) utenlandsk valuta
2,088
47
(646)
Mottatt utbytte
93
39
44
Renteinntekter finansielle investeringer og betalingsmidler
398
38
108
Renteinntekter langsiktige finansielle eiendeler
30
26
34
Renteinntekter andre kortsiktige finansielle eiendeler og
\u00a0
andre finansinntekter
701
48
113
Renteinntekter og andre finansielle poster
1,222
151
298
Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer
(394)
(348)
456
Gevinst/(tap) andre finansielle derivater
(1,745)
(708)
448
Rentekostnader langsiktige obligasjoner, bankl\u00e5n og netto renter p\u00e5 tilknyttede
\u00a0
derivater
(1,029)
(896)
(951)
Rentekostnader finansielle leieavtaler
(90)
(93)
(104)
Balansef\u00f8rte l\u00e5nekostnader
382
334
308
Rentekostnader fjerningsforpliktelse
(449)
(453)
(412)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre
\u00a0
finanskostnader
(192)
(114)
(232)
Rentekostnader og andre finanskostnader
(1,379)
(1,223)
(1,392)
Netto finansposter
(207)
(2,080)
(836)
Equinors st\u00f8rste finansposter relaterer seg til eiendeler og gjeld kategorisert som virkelig verdi over
\u00a0
resultatet samt amortisert kost.
For mer informasjon om kategorisering av finansielle instrumenter, se note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling.
Valutagevinst/(tap) finansielle derivater inkluderer endringer i virkelig verdi p\u00e5 valutaderivater knyttet til likviditets- og valutarisiko.
Linjen Annen valutagevinst/(tap) inkluderer et netto tap i virkelig verdi fra derivater knyttet til langsiktig
\u00a0
gjeld p\u00e5 691 millioner USD i
2022, et tap p\u00e5 702 millioner USD i 2021 og en gevinst p\u00e5 796 millioner USD i 2020.
Linjen Gevinst/(tap) andre finansielle derivater inkluderer hovedsakelig endringer i virkelig verdi p\u00e5 derivater
\u00a0
knyttet til renterisiko med
et tap p\u00e5 1.760 millioner USD og 724 millioner USD for 2022 og 2021 og en gevinst
\u00a0
p\u00e5 432 millioner USD for 2020.
Linjen Rentekostnader langsiktige obligasjoner, bankl\u00e5n og netto renter p\u00e5 tilknyttede derivater, inneholder rentekostnader p\u00e5 918
millioner USD, 990 millioner USD og 1.031 millioner USD for henholdsvis 2022, 2021 og 2020 fra
\u00a0
kategorien finansielle forpliktelser til
amortisert kost. Linjen inneholder ogs\u00e5 netto renter p\u00e5 tilknyttede derivater inkludert i kategorien
\u00a0
virkelig verdi over resultatet, med
netto rentekostnad p\u00e5 111
\u00a0
millioner USD i 2022 og netto renteinntekt p\u00e5 94 millioner USD og 79 millioner USD
\u00a0
for henholdsvis 2021
og 2020.
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Valutagevinst/(tap) finansielle derivater
797
870
(1,288)
Annen valutagevinst/(tap)
1,291
(823)
642
Netto gevinst/(tap) utenlandsk valuta
2,088
47
(646)
Mottatt utbytte
93
39
44
Renteinntekter finansielle investeringer og betalingsmidler
398
38
108
Renteinntekter langsiktige finansielle eiendeler
30
26
34
Renteinntekter andre kortsiktige finansielle eiendeler og
\u00a0
andre finansinntekter
701
48
113
Renteinntekter og andre finansielle poster
1,222
151
298
Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer
(394)
(348)
456
Gevinst/(tap) andre finansielle derivater
(1,745)
(708)
448
Rentekostnader langsiktige obligasjoner, bankl\u00e5n og netto renter p\u00e5 tilknyttede
\u00a0
derivater
(1,029)
(896)
(951)
Rentekostnader finansielle leieavtaler
(90)
(93)
(104)
Balansef\u00f8rte l\u00e5nekostnader
382
334
308
Rentekostnader fjerningsforpliktelse
(449)
(453)
(412)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre
\u00a0
finanskostnader
(192)
(114)
(232)
Rentekostnader og andre finanskostnader
(1,379)
(1,223)
(1,392)
Netto finansposter
(207)
(2,080)
(836)
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Valutagevinst/(tap) finansielle derivater
797
870
(1,288)
Annen valutagevinst/(tap)
1,291
(823)
642
Netto gevinst/(tap) utenlandsk valuta
2,088
47
(646)
Mottatt utbytte
93
39
44
Renteinntekter finansielle investeringer og betalingsmidler
398
38
108
Renteinntekter langsiktige finansielle eiendeler
30
26
34
Renteinntekter andre kortsiktige finansielle eiendeler og
\u00a0
andre finansinntekter
701
48
113
Renteinntekter og andre finansielle poster
1,222
151
298
Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer
(394)
(348)
456
Gevinst/(tap) andre finansielle derivater
(1,745)
(708)
448
Rentekostnader langsiktige obligasjoner, bankl\u00e5n og netto renter p\u00e5 tilknyttede
\u00a0
derivater
(1,029)
(896)
(951)
Rentekostnader finansielle leieavtaler
(90)
(93)
(104)
Balansef\u00f8rte l\u00e5nekostnader
382
334
308
Rentekostnader fjerningsforpliktelse
(449)
(453)
(412)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre
\u00a0
finanskostnader
(192)
(114)
(232)
Rentekostnader og andre finanskostnader
(1,379)
(1,223)
(1,392)
Netto finansposter
(207)
(2,080)
(836)
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Valutagevinst/(tap) finansielle derivater
797
870
(1,288)
Annen valutagevinst/(tap)
1,291
(823)
642
Netto gevinst/(tap) utenlandsk valuta
2,088
47
(646)
Mottatt utbytte
93
39
44
Renteinntekter finansielle investeringer og betalingsmidler
398
38
108
Renteinntekter langsiktige finansielle eiendeler
30
26
34
Renteinntekter andre kortsiktige finansielle eiendeler og
\u00a0
andre finansinntekter
701
48
113
Renteinntekter og andre finansielle poster
1,222
151
298
Verdipapirgevinst/(tap) finansielle investeringer
(394)
(348)
456
Gevinst/(tap) andre finansielle derivater
(1,745)
(708)
448
Rentekostnader langsiktige obligasjoner, bankl\u00e5n og netto renter p\u00e5 tilknyttede
\u00a0
derivater
(1,029)
(896)
(951)
Rentekostnader finansielle leieavtaler
(90)
(93)
(104)
Balansef\u00f8rte l\u00e5nekostnader
382
334
308
Rentekostnader fjerningsforpliktelse
(449)
(453)
(412)
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre
\u00a0
finanskostnader
(192)
(114)
(232)
Rentekostnader og andre finanskostnader
(1,379)
(1,223)
(1,392)
Netto finansposter
(207)
(2,080)
(836)
Regnskapsprinsipper
Inntektsskatt
Skattekostnad i Konsernresultatregnskapet best\u00e5r av summen av betalbar skatt og utsatt skatt. Skattekostnad
\u00a0
innregnes i
Konsernresultatregnskapet med unntak av skatteeffekten knyttet til poster som er innregnet i Totalresultatet.
Betalbar skatt er bel\u00f8pet som skal betales basert p\u00e5 skattepliktig inntekt i regnskapsperioden, inklusive justeringer
\u00a0
av betalbar skatt
for tidligere \u00e5r. Usikre skatteposisjoner og mulige skattekrav vurderes individuelt. Ettersom skattedisputter i all hovedsak har bin\u00e6rt
utfallsrom, inng\u00e5r sannsynlige framtidige utbetalinger (inkludert straffeskatt) eller framtidig forventet tilbakebetaling
\u00a0
av allerede
innbetalt skatt (knyttet til omstridte skattekrav) med mest sannsynlige utfall i Betalbar skatt og/eller Utsatt
\u00a0
skatt. Friinntekten p\u00e5 norsk
sokkel innregnes i det \u00e5ret den kommer til fradrag i selskapets skattemelding og p\u00e5virker betalbar
\u00a0
skatt.
Utsatt skatt beregnes som utsatte skattefordeler og utsatt skattegjeld p\u00e5 skattereduserende og skatte\u00f8kende midlertidige
\u00a0
forskjeller
mellom balansef\u00f8rte verdier av eiendeler og gjeldsposter og tilh\u00f8rende skattemessige verdier, samt p\u00e5 gjenv\u00e6rende framf\u00f8rbare
skattemessige underskudd og skattekreditter, med enkelte unntak for f\u00f8rstegangsinnregning. Utsatte skattefordeler balansef\u00f8res kun i
den utstrekning det er sannsynlig at selskapet vil ha framtidig skattepliktig inntekt slik at fordelen
\u00a0
kan utnyttes. For \u00e5 balansef\u00f8re
utsatte skattefordeler basert p\u00e5 forventning om framtidige skattepliktige inntekter kreves derfor en
\u00a0
h\u00f8y grad av sikkerhet, underbygget
av eksisterende kontrakter, framtidig produksjon av forventede olje- og gassreserver, observerbare markedspriser i aktive markeder,
forventet volatilitet i handelsmarginer, forventede valutakursendringer og lignende forhold.
Ved f\u00f8rstegangsinnregning av en fjerningsforpliktelse eller en leieavtale i regnskapet, innregnes samtidig en utsatt skatteforpliktelse
og en tilsvarende utsatt skattefordel, og disse regnskapsf\u00f8res i tr\u00e5d med annen utsatt
\u00a0
skatt. Dette prinsippet er i samsvar med en
endring til IAS 12 Inntektsskatt som reduserer omfanget av regelen om unntak fra f\u00f8rstegangsinnregning
\u00a0
som har virkning fra 1.
januar 2023.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til inntektsskatt
Equinor betaler betydelige bel\u00f8p i skatt i ulike skattejurisdiksjoner og regnskapsf\u00f8rer betydelige endringer i utsatt skattefordel og
utsatt skattegjeld. Det kan v\u00e6re usikkerhet knyttet til tolkning av gjeldende lover og forskrifter som ang\u00e5r tall i Equinors
skattemeldinger, som rapporteres i et stort antall skatteregimer. I usikre skattesaker kan det ta flere \u00e5r \u00e5 fullf\u00f8re diskusjonene med
relevante skattemyndigheter eller \u00e5 n\u00e5 fram til en rettslig l\u00f8sning for de aktuelle skatteposisjonene.
Bokf\u00f8rte bel\u00f8p for inntektsskattebaserte eiendeler og forpliktelser er basert p\u00e5 Equinors fortolkning av gjeldende lover, forskrifter og
relevante rettsavgj\u00f8relser. Kvaliteten p\u00e5 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 n\u00e5r det gjelder
utsatte skattefordeler, ledelsens evne til \u00e5 forutse framtidig inntjening fra aktiviteter der framf\u00f8rbare underskudd vil kunne redusere
framtidig inntektsskatt.
Klimarelaterte forhold og det gr\u00f8nne skiftet har \u00f8kt usikkerheten knyttet til \u00e5 fastsette viktige forretningsmessige forutsetninger
benyttet for \u00e5 vurdere gjenvinnbarheten av utsatte skattefordeler gjennom tilstrekkelig fremtidig skattepliktig inntekt f\u00f8r retten til \u00e5
benytte fremf\u00f8rbare underskudd utl\u00f8per.
Spesifikasjon av skattekostnad
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
\u00c5rets betalbare skatt
(52,124)
(21,271)
(1,115)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(112)
(28)
313
Betalbar skatt
(52,236)
(21,299)
(802)
\u00c5rets endring i midlertidige forskjeller
(2,136)
(1,778)
(648)
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel
4,401
126
130
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
110
(60)
94
Utsatt skatt
2,375
(1,708)
(435)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Endringer i skatteregimer
Norge
Som et ledd i \u00e5 opprettholde aktiviteten innen olje-
\u00a0
og gassindustrien under covid-19-pandemien satte den
\u00a0
norske regjeringen i verk
m\u00e5lrettede midlertidige endringer i Norges petroleumsskattesystem.
\u00a0
Disse gjaldt investeringer foretatt i 2020 og 2021
\u00a0
og nye prosjekter med
planer for utbygging og drift (PUD-er) eller
\u00a0
planer for anlegg og drift (PAD-er) oversendt til Olje- og energidepartementet
\u00a0
innen utgangen av
2022 og godkjent f\u00f8r 1. januar 2024. Endringene
\u00a0
tr\u00e5dte i kraft 1. januar 2020 og gav selskapene
\u00a0
mulighet for direkte utgiftsf\u00f8ring av
investeringen mot s\u00e6rskattegrunnlaget i stedet for skattemessige
\u00a0
avskrivninger over seks \u00e5r. I tillegg kunne friinntekten fradragsf\u00f8res
\u00a0
over ett
\u00e5r i stedet for fire \u00e5r. Skattemessige avskrivninger i den ordin\u00e6re
\u00a0
selskapsskatten ble beholdt med seks \u00e5rs avskrivningsprofil.
Stortinget vedtok 17. juni 2022 endringer
\u00a0
i Petroleumsskatteloven for \u00e5 endre s\u00e6rskatten
\u00a0
til en kontantstr\u00f8mskatt. Endringene tr\u00e5dte i kraft 1.
januar 2022 og videref\u00f8rer marginalskatten for
\u00a0
s\u00e6rskatt og selskapsskatt p\u00e5 henholdsvis 56% og
\u00a0
22%. Endringene medf\u00f8rer at investeringer
foretatt fra og med 2022 kan direkte utgiftsf\u00f8res,
\u00a0
samt at beregnet selskapsskatt kommer til fradrag
\u00a0
i grunnlaget for s\u00e6rskatt. Det ble ogs\u00e5
vedtatt at friinntekten p\u00e5 investeringer opph\u00f8rer
\u00a0
fra og med 2022 og at friinntekt p\u00e5 investeringer
\u00a0
som kommer inn under det midlertidige
skatteregimet reduseres til 17,69% for 2022 og ytterligere
\u00a0
reduseres til 12,4% fra og med 2023.
Storbritannia
Storbritannia introduserte 23. mai 2022 en ny
\u00a0
skatt kalt Energy (Oil & Gas) Profits Levy Act 2022
\u00a0
(EPL). Loven har som form\u00e5l \u00e5 skattlegge
ekstraordin\u00e6r fortjeneste fra olje- og gassproduksjon fra Storbritannias
\u00a0
kontinentalsokkel.
\u00a0
EPL ble introdusert som en midlertidig skatt med en
\u00a0
skattesats p\u00e5 25% frem til 31. desember 2022. For
\u00a0
perioden 1. januar 2022 til 31. mars
2028 \u00f8ker skattesatsen til 35%. I grunnlaget for beregning
\u00a0
av EPL gis det ikke fradrag for kostnader eller
\u00a0
fremf\u00f8rbart underskudd for perioden
forut for 26. mai 2022. Det gis heller ikke fradrag
\u00a0
for rentekostnader eller kostnader til fjerning. Det
\u00a0
gis et ekstra fradrag (friinntekt) p\u00e5
kvalifiserende investeringer foretatt fra og med
\u00a0
26. mai 2022. Frem til 31 desember 2022
\u00a0
er friinntekten p\u00e5 80%. Med unntak for kostnader
\u00a0
til
avkarbonisering, s\u00e5 reduseres satsen til 29% fra og
\u00a0
med 2023. Fremf\u00f8ringsadgangen for underskudd er
\u00a0
ubegrenset og underskudd kan ogs\u00e5
tilbakef\u00f8res ett \u00e5r.
\u00a0
USA
Inflation Reduction Act (IRA) ble 16. august vedtatt
\u00a0
i USA. Fra og med 2023 er det en minimumskatt
\u00a0
p\u00e5 15% p\u00e5 justert regnskapsmessig
resultat. Den nye lovgivningen har ingen effekt for 2022.
Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Resultat f\u00f8r skattekostnad
78,604
31,583
(4,259)
Beregnet skatt etter nominell sats
1)
(18,168)
(7,053)
1,445
Beregnet norsk s\u00e6rskatt
2)
(36,952)
(17,619)
(2,126)
Skatteeffekt av friinntektsfradrag
3)
259
914
1,006
Skatteeffekt av permanent forskjell knyttet til nedsalg
417
90
(9)
Skatteeffekt av permanent forskjell som skyldes forskjellig funksjonell
\u00a0
valuta og skattevaluta
145
150
(198)
Skatteeffekt av \u00f8vrige permanente forskjeller
403
228
450
Innregning av tidligere ikke-innregnet utsatt skattefordel
4)
4,401
126
130
Endring i ikke-innregnet utsatt skattefordel
(34)
619
(1,685)
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(3)
(88)
408
Annet inkludert kurseffekter
(327)
(378)
(647)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Effektiv skattesats
63.4 %
72.8 %
(29.0 %)
Vektet gjennomsnitt av nominelle skattesatser var 23,1 % i 2022, 22,3 % i 2021 og 33,9 % i 2020. Satsene er p\u00e5virket av
inntektsfordelingen mellom skatteregimer med lavere nominell skattesats og skatteregimer med
\u00a0
h\u00f8yere nominell skattesats.
2)
\u00a0
Satsen for norsk s\u00e6rskatt etter petroleumsskatteloven er 71,8% etter at det er gjort fradrag for
\u00a0
22% p\u00e5 s\u00e6rskattepliktig
alminnelig inntekt
3)
\u00a0
Ved beregning av 71,8% s\u00e6rskatt p\u00e5 resultat fra norsk kontinentalsokkel ble det tidligere gitt en friinntekt basert p\u00e5 investeringer i
offshore produksjonsinstallasjoner.
\u00a0
Tidligere kom friinntekten normal til fradrag med 5,2% over 4 \u00e5r fra og med \u00e5ret investeringen ble foretatt. Stortinget vedtok 17.
juni 2022 endringer i Petroleumsskatteloven for \u00e5 endre s\u00e6rskatten til en kontantstr\u00f8mskatt. Endringene
\u00a0
tr\u00e5dte i kraft fra 1.
januar 2022. Friinntekt p\u00e5 investeringer foretatt etter denne datoen opph\u00f8rer. Per 31. desember 2022 er ikke-innregnet friinntekt
null, tilsvarende tall for 2021 var 272 millioner USD.
\u00a0
For investeringer i 2020 og 2021 er det midlertidige regler som tillater direkte fradragsf\u00f8ring av
\u00a0
hele friinntektsbel\u00f8pet p\u00e5 24% i
det \u00e5ret investeringer foretas. For investeringer som kommer inn under de midlertidige reglene
\u00a0
er friinntekten redusert til 17,69%
for 2022 og ytterligere redusert til 12,4% fra og med 2023.
4)
\u00a0
Det ble i 2022 totalt innregnet 4.401 millioner USD i ikke tidligere innregnet utsatt skattefordel.
\u00a0
Dette medf\u00f8rte en lavere effektiv
skatterate i 2022 sammenlignet med 2021. Mer enn 90% av det innregnede bel\u00f8pet gjelder
\u00a0
USA, som etter flere \u00e5r med
underskudd, n\u00e5 har overskudd. Forventet fremtidig skattepliktig inntekt viser at det er sannsynlig at ubenyttede fremf\u00f8rbare
underskudd vil bli utnyttet i n\u00e6rmeste fremtid. Skatteverdien av ubenyttede fremf\u00f8rbare underskudd innregnet
\u00a0
som utsatt
skattefordel i USA bel\u00f8per seg til 2.738 millioner USD per 31. desember 2022. En potensiell nedgang
\u00a0
p\u00e5 30 % i r\u00e5vareprisene,
som representerer en rimelig mulig endring, vil ha en uvesentlig effekt p\u00e5 innregnet bel\u00f8p.
Spesifikasjon av utsatt skattefordel og utsatt skatt
(i millioner USD)
Fremf\u00f8rbare
skatte-
messige
underskudd
Varige
og
immaterielle
eiendeler
Fjernings-
forpliktelser
Leie-
forpliktelser
Pensjoner
Derivater
Annet
Sum
Utsatt skattefordel
8,105
694
7,356
1,306
694
1,131
1,348
20,634
Utsatt skatt
(28)
(23,356)
0
(3)
(12)
(3)
(411)
(23,813)
Netto fordel/(forpliktelse) 31.
desember 2022
8,077
(22,662)
7,356
1,303
682
1,128
937
(3,179)
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)
\u00c5rets endring i netto utsatt skatt var:
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Netto utsatt skatt 1. januar
7,655
6,250
5,530
Innregnet i Konsernresultatregnskapet
(2,375)
1,708
435
Innregnet mot Totalresultatet
105
35
(19)
Oppkj\u00f8p og nedsalg
(968)
36
0
Omregningsdifferanser og annet
(1,239)
(374)
304
Netto utsatt skatt 31. desember
3,179
7,655
6,250
Utsatt skattefordel og utsatt skatt motregnes n\u00e5r de relaterer seg til det samme skattesystemet og det foreligger
\u00a0
juridisk grunnlag for
motregning. Etter motregning av utsatt skattefordel og utsatt skatt per skattesystem og reklassifisering
\u00a0
til Eiendeler klassifisert som
holdt for salg, presenteres disse slik i Konsernbalansen:
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Utsatt skattefordel
8,732
6,259
Utsatt skatt
11,996
14,037
Utsatt skattefordel rapportert i Eiendeler klassifisert
\u00a0
som holdt for salg
85
122
Utsatt skattefordel er innregnet basert p\u00e5 forventning om tilstrekkelig skattemessig overskudd gjennom
\u00a0
reversering av skatte\u00f8kende
midlertidige forskjeller eller framtidig skattbar inntekt. Per 31. desember 2022 var utsatt skattefordel p\u00e5 8.817 millioner USD
hovedsakelig regnskapsf\u00f8rt i USA, Storbritannia, Norge, Angola, Canada og Brasil. Herav er 1.953 millioner
\u00a0
USD regnskapsf\u00f8rt i
enheter som har hatt skattemessig tap i innev\u00e6rende eller foreg\u00e5ende periode. Tilsvarende bel\u00f8p for 2021 var henholdsvis
\u00a0
6.381
millioner USD og 4.636 millioner USD. Tapene vil bli utnyttet gjennom reversering av skatte\u00f8kende 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
2022
2021
(i millioner USD)
Grunnlag
Skatt
Grunnlag
Skatt
Skattereduserende midlertidige forskjeller
2,558
968
2,900
1,203
Ikke benyttet kreditfradrag
0
129
0
264
Fremf\u00f8rbare skattemessige underskudd
3,458
930
20,552
5,047
Sum
6,016
2,027
23,452
6,514
Rundt 90 % av framf\u00f8rbare skattemessige underskudd, som det ikke er innregnet utsatt skattefordel
\u00a0
p\u00e5 i balansen, har ubegrenset
framf\u00f8ringsadgang. Majoriteten av de resterende ikke innregnede skattemessige underskuddene utl\u00f8per i
\u00a0
perioden etter 2027. Ikke
innregnet utsatt skattefordel knyttet til ikke benyttet kreditfradrag utl\u00f8per fra 2030, mens ikke
\u00a0
innregnet utsatt skattefordel knyttet til de
skattereduserende midlertidige forskjellene ikke utl\u00f8per under eksisterende skatteregler. Utsatt skattefordel er ikke innregnet for disse
skatteposisjonene da det ikke finnes sterke nok holdepunkter for \u00e5 underbygge at framtidige
\u00a0
skattemessige resultater vil medf\u00f8re at
fordelen vil kunne benyttes.
Ved \u00e5rsslutt 2022 utgjorde ikke-innregnet utsatte skattefordeler i USA og Angola henholdsvis 636 millioner USD og 346 millioner USD
av totalt ikke innregnet utsatte skattefordeler p\u00e5 2.027 millioner USD. Tilsvarende tall for 2021 var 4.206 millioner USD
\u00a0
i USA og 749
millioner USD i Angola av en total p\u00e5 6.514 millioner USD. Gjenv\u00e6rende ikke innregnet
\u00a0
utsatte skattefordeler har sin opprinnelse i
flere ulike skattejurisdiksjoner.
Skattekostnad i Konsernresultatregnskapet best\u00e5r av summen av betalbar skatt og utsatt skatt. Skattekostnad
\u00a0
innregnes i
Konsernresultatregnskapet med unntak av skatteeffekten knyttet til poster som er innregnet i Totalresultatet.
Betalbar skatt er bel\u00f8pet som skal betales basert p\u00e5 skattepliktig inntekt i regnskapsperioden, inklusive justeringer
\u00a0
av betalbar skatt
for tidligere \u00e5r. Usikre skatteposisjoner og mulige skattekrav vurderes individuelt. Ettersom skattedisputter i all hovedsak har bin\u00e6rt
utfallsrom, inng\u00e5r sannsynlige framtidige utbetalinger (inkludert straffeskatt) eller framtidig forventet tilbakebetaling
\u00a0
av allerede
innbetalt skatt (knyttet til omstridte skattekrav) med mest sannsynlige utfall i Betalbar skatt og/eller Utsatt
\u00a0
skatt. Friinntekten p\u00e5 norsk
sokkel innregnes i det \u00e5ret den kommer til fradrag i selskapets skattemelding og p\u00e5virker betalbar
\u00a0
skatt.
Utsatt skatt beregnes som utsatte skattefordeler og utsatt skattegjeld p\u00e5 skattereduserende og skatte\u00f8kende midlertidige
\u00a0
forskjeller
mellom balansef\u00f8rte verdier av eiendeler og gjeldsposter og tilh\u00f8rende skattemessige verdier, samt p\u00e5 gjenv\u00e6rende framf\u00f8rbare
skattemessige underskudd og skattekreditter, med enkelte unntak for f\u00f8rstegangsinnregning. Utsatte skattefordeler balansef\u00f8res kun i
den utstrekning det er sannsynlig at selskapet vil ha framtidig skattepliktig inntekt slik at fordelen
\u00a0
kan utnyttes. For \u00e5 balansef\u00f8re
utsatte skattefordeler basert p\u00e5 forventning om framtidige skattepliktige inntekter kreves derfor en
\u00a0
h\u00f8y grad av sikkerhet, underbygget
av eksisterende kontrakter, framtidig produksjon av forventede olje- og gassreserver, observerbare markedspriser i aktive markeder,
forventet volatilitet i handelsmarginer, forventede valutakursendringer og lignende forhold.
Ved f\u00f8rstegangsinnregning av en fjerningsforpliktelse eller en leieavtale i regnskapet, innregnes samtidig en utsatt skatteforpliktelse
og en tilsvarende utsatt skattefordel, og disse regnskapsf\u00f8res i tr\u00e5d med annen utsatt
\u00a0
skatt. Dette prinsippet er i samsvar med en
endring til IAS 12 Inntektsskatt som reduserer omfanget av regelen om unntak fra f\u00f8rstegangsinnregning
\u00a0
som har virkning fra 1.
januar 2023.
Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Resultat f\u00f8r skattekostnad
78,604
31,583
(4,259)
Beregnet skatt etter nominell sats
1)
(18,168)
(7,053)
1,445
Beregnet norsk s\u00e6rskatt
2)
(36,952)
(17,619)
(2,126)
Skatteeffekt av friinntektsfradrag
3)
259
914
1,006
Skatteeffekt av permanent forskjell knyttet til nedsalg
417
90
(9)
Skatteeffekt av permanent forskjell som skyldes forskjellig funksjonell
\u00a0
valuta og skattevaluta
145
150
(198)
Skatteeffekt av \u00f8vrige permanente forskjeller
403
228
450
Innregning av tidligere ikke-innregnet utsatt skattefordel
4)
4,401
126
130
Endring i ikke-innregnet utsatt skattefordel
(34)
619
(1,685)
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(3)
(88)
408
Annet inkludert kurseffekter
(327)
(378)
(647)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Effektiv skattesats
63.4 %
72.8 %
(29.0 %)
Spesifikasjon av utsatt skattefordel og utsatt skatt
(i millioner USD)
Fremf\u00f8rbare
skatte-
messige
underskudd
Varige
og
immaterielle
eiendeler
Fjernings-
forpliktelser
Leie-
forpliktelser
Pensjoner
Derivater
Annet
Sum
Utsatt skattefordel
8,105
694
7,356
1,306
694
1,131
1,348
20,634
Utsatt skatt
(28)
(23,356)
0
(3)
(12)
(3)
(411)
(23,813)
Netto fordel/(forpliktelse) 31.
desember 2022
8,077
(22,662)
7,356
1,303
682
1,128
937
(3,179)
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)
Spesifikasjon av skattekostnad
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
\u00c5rets betalbare skatt
(52,124)
(21,271)
(1,115)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(112)
(28)
313
Betalbar skatt
(52,236)
(21,299)
(802)
\u00c5rets endring i midlertidige forskjeller
(2,136)
(1,778)
(648)
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel
4,401
126
130
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
110
(60)
94
Utsatt skatt
2,375
(1,708)
(435)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Resultat f\u00f8r skattekostnad
78,604
31,583
(4,259)
Beregnet skatt etter nominell sats
1)
(18,168)
(7,053)
1,445
Beregnet norsk s\u00e6rskatt
2)
(36,952)
(17,619)
(2,126)
Skatteeffekt av friinntektsfradrag
3)
259
914
1,006
Skatteeffekt av permanent forskjell knyttet til nedsalg
417
90
(9)
Skatteeffekt av permanent forskjell som skyldes forskjellig funksjonell
\u00a0
valuta og skattevaluta
145
150
(198)
Skatteeffekt av \u00f8vrige permanente forskjeller
403
228
450
Innregning av tidligere ikke-innregnet utsatt skattefordel
4)
4,401
126
130
Endring i ikke-innregnet utsatt skattefordel
(34)
619
(1,685)
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(3)
(88)
408
Annet inkludert kurseffekter
(327)
(378)
(647)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Effektiv skattesats
63.4 %
72.8 %
(29.0 %)
\u00c5rets endring i netto utsatt skatt var:
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Netto utsatt skatt 1. januar
7,655
6,250
5,530
Innregnet i Konsernresultatregnskapet
(2,375)
1,708
435
Innregnet mot Totalresultatet
105
35
(19)
Oppkj\u00f8p og nedsalg
(968)
36
0
Omregningsdifferanser og annet
(1,239)
(374)
304
Netto utsatt skatt 31. desember
3,179
7,655
6,250
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Utsatt skattefordel
8,732
6,259
Utsatt skatt
11,996
14,037
Utsatt skattefordel rapportert i Eiendeler klassifisert
\u00a0
som holdt for salg
85
122
Ikke innregnet utsatt skattefordel
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
Grunnlag
Skatt
Grunnlag
Skatt
Skattereduserende midlertidige forskjeller
2,558
968
2,900
1,203
Ikke benyttet kreditfradrag
0
129
0
264
Fremf\u00f8rbare skattemessige underskudd
3,458
930
20,552
5,047
Sum
6,016
2,027
23,452
6,514
\u00c5rets endring i netto utsatt skatt var:
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Netto utsatt skatt 1. januar
7,655
6,250
5,530
Innregnet i Konsernresultatregnskapet
(2,375)
1,708
435
Innregnet mot Totalresultatet
105
35
(19)
Oppkj\u00f8p og nedsalg
(968)
36
0
Omregningsdifferanser og annet
(1,239)
(374)
304
Netto utsatt skatt 31. desember
3,179
7,655
6,250
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Utsatt skattefordel
8,732
6,259
Utsatt skatt
11,996
14,037
Utsatt skattefordel rapportert i Eiendeler klassifisert
\u00a0
som holdt for salg
85
122
Spesifikasjon av skattekostnad
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
\u00c5rets betalbare skatt
(52,124)
(21,271)
(1,115)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(112)
(28)
313
Betalbar skatt
(52,236)
(21,299)
(802)
\u00c5rets endring i midlertidige forskjeller
(2,136)
(1,778)
(648)
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel
4,401
126
130
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
110
(60)
94
Utsatt skatt
2,375
(1,708)
(435)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Resultat f\u00f8r skattekostnad
78,604
31,583
(4,259)
Beregnet skatt etter nominell sats
1)
(18,168)
(7,053)
1,445
Beregnet norsk s\u00e6rskatt
2)
(36,952)
(17,619)
(2,126)
Skatteeffekt av friinntektsfradrag
3)
259
914
1,006
Skatteeffekt av permanent forskjell knyttet til nedsalg
417
90
(9)
Skatteeffekt av permanent forskjell som skyldes forskjellig funksjonell
\u00a0
valuta og skattevaluta
145
150
(198)
Skatteeffekt av \u00f8vrige permanente forskjeller
403
228
450
Innregning av tidligere ikke-innregnet utsatt skattefordel
4)
4,401
126
130
Endring i ikke-innregnet utsatt skattefordel
(34)
619
(1,685)
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(3)
(88)
408
Annet inkludert kurseffekter
(327)
(378)
(647)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Effektiv skattesats
63.4 %
72.8 %
(29.0 %)
Spesifikasjon av utsatt skattefordel og utsatt skatt
(i millioner USD)
Fremf\u00f8rbare
skatte-
messige
underskudd
Varige
og
immaterielle
eiendeler
Fjernings-
forpliktelser
Leie-
forpliktelser
Pensjoner
Derivater
Annet
Sum
Utsatt skattefordel
8,105
694
7,356
1,306
694
1,131
1,348
20,634
Utsatt skatt
(28)
(23,356)
0
(3)
(12)
(3)
(411)
(23,813)
Netto fordel/(forpliktelse) 31.
desember 2022
8,077
(22,662)
7,356
1,303
682
1,128
937
(3,179)
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)
\u00c5rets endring i netto utsatt skatt var:
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Netto utsatt skatt 1. januar
7,655
6,250
5,530
Innregnet i Konsernresultatregnskapet
(2,375)
1,708
435
Innregnet mot Totalresultatet
105
35
(19)
Oppkj\u00f8p og nedsalg
(968)
36
0
Omregningsdifferanser og annet
(1,239)
(374)
304
Netto utsatt skatt 31. desember
3,179
7,655
6,250
Ikke innregnet utsatt skattefordel
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
Grunnlag
Skatt
Grunnlag
Skatt
Skattereduserende midlertidige forskjeller
2,558
968
2,900
1,203
Ikke benyttet kreditfradrag
0
129
0
264
Fremf\u00f8rbare skattemessige underskudd
3,458
930
20,552
5,047
Sum
6,016
2,027
23,452
6,514
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Utsatt skattefordel
8,732
6,259
Utsatt skatt
11,996
14,037
Utsatt skattefordel rapportert i Eiendeler klassifisert
\u00a0
som holdt for salg
85
122
Utsatt skattefordel er innregnet basert p\u00e5 forventning om tilstrekkelig skattemessig overskudd gjennom
\u00a0
reversering av skatte\u00f8kende
midlertidige forskjeller eller framtidig skattbar inntekt. Per 31. desember 2022 var utsatt skattefordel p\u00e5 8.817 millioner USD
hovedsakelig regnskapsf\u00f8rt i USA, Storbritannia, Norge, Angola, Canada og Brasil. Herav er 1.953 millioner
\u00a0
USD regnskapsf\u00f8rt i
enheter som har hatt skattemessig tap i innev\u00e6rende eller foreg\u00e5ende periode. Tilsvarende bel\u00f8p for 2021 var henholdsvis
\u00a0
6.381
millioner USD og 4.636 millioner USD. Tapene vil bli utnyttet gjennom reversering av skatte\u00f8kende 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
2022
2021
(i millioner USD)
Grunnlag
Skatt
Grunnlag
Skatt
Skattereduserende midlertidige forskjeller
2,558
968
2,900
1,203
Ikke benyttet kreditfradrag
0
129
0
264
Fremf\u00f8rbare skattemessige underskudd
3,458
930
20,552
5,047
Sum
6,016
2,027
23,452
6,514
Rundt 90 % av framf\u00f8rbare skattemessige underskudd, som det ikke er innregnet utsatt skattefordel
\u00a0
p\u00e5 i balansen, har ubegrenset
framf\u00f8ringsadgang. Majoriteten av de resterende ikke innregnede skattemessige underskuddene utl\u00f8per i
\u00a0
perioden etter 2027. Ikke
innregnet utsatt skattefordel knyttet til ikke benyttet kreditfradrag utl\u00f8per fra 2030, mens ikke
\u00a0
innregnet utsatt skattefordel knyttet til de
skattereduserende midlertidige forskjellene ikke utl\u00f8per under eksisterende skatteregler. Utsatt skattefordel er ikke innregnet for disse
skatteposisjonene da det ikke finnes sterke nok holdepunkter for \u00e5 underbygge at framtidige
\u00a0
skattemessige resultater vil medf\u00f8re at
fordelen vil kunne benyttes.
Ved \u00e5rsslutt 2022 utgjorde ikke-innregnet utsatte skattefordeler i USA og Angola henholdsvis 636 millioner USD og 346 millioner USD
av totalt ikke innregnet utsatte skattefordeler p\u00e5 2.027 millioner USD. Tilsvarende tall for 2021 var 4.206 millioner USD
\u00a0
i USA og 749
millioner USD i Angola av en total p\u00e5 6.514 millioner USD. Gjenv\u00e6rende ikke innregnet
\u00a0
utsatte skattefordeler har sin opprinnelse i
flere ulike skattejurisdiksjoner.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Utsatt skattefordel
8,732
6,259
Utsatt skatt
11,996
14,037
Utsatt skattefordel rapportert i Eiendeler klassifisert
\u00a0
som holdt for salg
85
122
Spesifikasjon av skattekostnad
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
\u00c5rets betalbare skatt
(52,124)
(21,271)
(1,115)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(112)
(28)
313
Betalbar skatt
(52,236)
(21,299)
(802)
\u00c5rets endring i midlertidige forskjeller
(2,136)
(1,778)
(648)
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel
4,401
126
130
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
110
(60)
94
Utsatt skatt
2,375
(1,708)
(435)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Resultat f\u00f8r skattekostnad
78,604
31,583
(4,259)
Beregnet skatt etter nominell sats
1)
(18,168)
(7,053)
1,445
Beregnet norsk s\u00e6rskatt
2)
(36,952)
(17,619)
(2,126)
Skatteeffekt av friinntektsfradrag
3)
259
914
1,006
Skatteeffekt av permanent forskjell knyttet til nedsalg
417
90
(9)
Skatteeffekt av permanent forskjell som skyldes forskjellig funksjonell
\u00a0
valuta og skattevaluta
145
150
(198)
Skatteeffekt av \u00f8vrige permanente forskjeller
403
228
450
Innregning av tidligere ikke-innregnet utsatt skattefordel
4)
4,401
126
130
Endring i ikke-innregnet utsatt skattefordel
(34)
619
(1,685)
Endring i skattelovgivning
0
4
(12)
Korreksjon av tidligere \u00e5rs skatter
(3)
(88)
408
Annet inkludert kurseffekter
(327)
(378)
(647)
Skattekostnad
(49,861)
(23,007)
(1,237)
Effektiv skattesats
63.4 %
72.8 %
(29.0 %)
Spesifikasjon av utsatt skattefordel og utsatt skatt
(i millioner USD)
Fremf\u00f8rbare
skatte-
messige
underskudd
Varige
og
immaterielle
eiendeler
Fjernings-
forpliktelser
Leie-
forpliktelser
Pensjoner
Derivater
Annet
Sum
Utsatt skattefordel
8,105
694
7,356
1,306
694
1,131
1,348
20,634
Utsatt skatt
(28)
(23,356)
0
(3)
(12)
(3)
(411)
(23,813)
Netto fordel/(forpliktelse) 31.
desember 2022
8,077
(22,662)
7,356
1,303
682
1,128
937
(3,179)
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)
\u00c5rets endring i netto utsatt skatt var:
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Netto utsatt skatt 1. januar
7,655
6,250
5,530
Innregnet i Konsernresultatregnskapet
(2,375)
1,708
435
Innregnet mot Totalresultatet
105
35
(19)
Oppkj\u00f8p og nedsalg
(968)
36
0
Omregningsdifferanser og annet
(1,239)
(374)
304
Netto utsatt skatt 31. desember
3,179
7,655
6,250
Ikke innregnet utsatt skattefordel
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
Grunnlag
Skatt
Grunnlag
Skatt
Skattereduserende midlertidige forskjeller
2,558
968
2,900
1,203
Ikke benyttet kreditfradrag
0
129
0
264
Fremf\u00f8rbare skattemessige underskudd
3,458
930
20,552
5,047
Sum
6,016
2,027
23,452
6,514
Ikke innregnet utsatt skattefordel
31. desember
2022
2021
(i millioner USD)
Grunnlag
Skatt
Grunnlag
Skatt
Skattereduserende midlertidige forskjeller
2,558
968
2,900
1,203
Ikke benyttet kreditfradrag
0
129
0
264
Fremf\u00f8rbare skattemessige underskudd
3,458
930
20,552
5,047
Sum
6,016
2,027
23,452
6,514
12 Varige
\u00a0
driftsmidler
Regnskapsprinsipper
Varige driftsmidler
Varige driftsmidler regnskapsf\u00f8res til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost
inkluderer kj\u00f8pesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter for \u00e5 sette eiendelen i drift, et
\u00a0
eventuelt estimat p\u00e5 utgifter til \u00e5 stenge
ned og fjerne eiendelen, letekostnader overf\u00f8rt fra immaterielle eiendeler, og eventuelle l\u00e5nekostnader henf\u00f8rt til eiendeler som
kvalifiserer for slik balansef\u00f8ring. Salgsvederlag som oppst\u00e5r fra produksjon f\u00f8r et prosjekt er endelig ferdigstilt
\u00a0
regnes som
\u2018tidligproduksjon\u2019 og er innregnet som salgsinntekter og ikke som redusert kostpris p\u00e5 det varige driftsmiddelet. Betinget
\u00a0
vederlag som
inng\u00e5r i anskaffelsen av en eiendel eller gruppe av like eiendeler m\u00e5les ved f\u00f8rstegangsinnregning til
\u00a0
virkelig verdi. Senere endringer i
virkelig verdi som ikke kun skyldes tidsforl\u00f8p, reflekteres i bokf\u00f8rt verdi av eiendelen eller gruppen av eiendeler, med mindre
eiendelen har falt i verdi. Varige driftsmidler omfatter ogs\u00e5 kostnader p\u00e5dratt i henhold til betingelsene i PSA-er (avtaler om
produksjonsdeling) i enkelte land, og som kvalifiserer for innregning som eiendeler i Konsernbalansen.
\u00a0
Statseide virksomheter i de
enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.
Utgifter ved st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner inkluderer utgifter for \u00e5 erstatte eiendeler eller
\u00a0
deler av eiendeler samt
utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til
\u00a0
st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer som
planlegges og gjennomf\u00f8res med mer enn ett \u00e5rs jevnlig mellomrom, balansef\u00f8res og avskrives
\u00a0
over perioden fram til neste planlagte
inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsf\u00f8res i den
\u00a0
perioden de p\u00e5l\u00f8per.
Balansef\u00f8rte leteutgifter, utgifter knyttet til \u00e5 bygge, installere eller ferdigstille infrastruktur i form av plattformer, r\u00f8rledninger og
produksjonsbr\u00f8nner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balansef\u00f8res som Produksjonsanlegg for olje og gass
innenfor Varige driftsmidler. N\u00e5r slike balansef\u00f8rte utgifter er beregnet for vesentlig st\u00f8rre volumer enn reservene knyttet til allerede
utbygde og produserende br\u00f8nner, avskrives de etter produksjonsenhetsmetoden basert p\u00e5 totale sikre reserver som forventes
utvunnet fra omr\u00e5det i l\u00f8pet av konsesjons- eller avtaleperioden. Produksjonsbr\u00f8nner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden
basert p\u00e5 sikre utbygde reserver, og balansef\u00f8rt kj\u00f8pesum for sikre reserver avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden basert
p\u00e5 totale sikre reserver. I sjeldne tilfeller der bruken av sikre reserver som avskrivningsgrunnlag ikke reflekterer m\u00f8nsteret for hvordan
eiendelenes framtidige \u00f8konomiske fordeler forventes \u00e5 bli forbrukt, anvendes mer hensiktsmessige
\u00a0
reserve-estimater. \u00d8vrige
eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt line\u00e6rt p\u00e5 grunnlag av forventet
\u00a0
\u00f8konomisk levetid.
Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale
\u00a0
driftsmiddelet avskrives separat. For
oppstr\u00f8msrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som et minimum mellom plattformer,
r\u00f8rledninger og br\u00f8nner.
Forventet \u00f8konomisk levetid for varige driftsmidler gjennomg\u00e5s \u00e5rlig, og endringer i forventet levetid
\u00a0
blir regnskapsf\u00f8rt prospektivt. En
komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes. Gevinst eller tap
\u00a0
ved fraregning inkluderes i Andre inntekter
eller Driftskostnader i den perioden eiendelen fraregnes.
Monet\u00e6re og ikke-monet\u00e6re tilskudd fra offentlige myndigheter som er knyttet til eiendeler og som anses som
\u00a0
rimelig sikkert at vil bli
mottatt, innregnes i Konsernbalansen som en reduksjon av balansef\u00f8rt verdi av eiendelen og blir
\u00a0
i etterf\u00f8lgende perioder innregnet i
Konsernresultatregnskapet over levetiden til den avskrivbare eiendelen som reduserte avskrivninger.
Forskning og utvikling
Equinor driver forskning og utvikling b\u00e5de gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet
\u00a0
og for egen regning og risiko,
hvor det utvikles innovative teknologier for \u00e5 skape muligheter og \u00f8ke verdien av n\u00e5v\u00e6rende
\u00a0
og fremtidige eiendeler. Utgiftene
\u00a0
er
knyttet til b\u00e5de bruken av egne ressurser og ved bruk av underleverand\u00f8rer. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og
utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn p\u00e5 balansef\u00f8ring i tr\u00e5d
\u00a0
med de relevante IFRS-reglene. I
etterf\u00f8lgende perioder er eventuelle balansef\u00f8rte utviklingskostnader regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som Varige driftsmidler. Utgifter
som ikke kvalifiserer for balansef\u00f8ring kostnadsf\u00f8res etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per, se note 9 Revisjonshonorar og forsknings- og
utviklingskostnader for flere detaljer.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til fastsettelse av olje- og gassreserver
Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenv\u00e6rende, utvinnbare og \u00f8konomiske. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid
usikre. \u00c5 estimere reserver er komplisert og basert p\u00e5 h\u00f8y grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske
vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet
p\u00e5 installerte anlegg. P\u00e5liteligheten av disse estimatene avhenger av b\u00e5de kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og
\u00f8konomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner.
Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver
Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning p\u00e5 bokf\u00f8rt verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i
sikre reserver, kan ha en vesentlig virkning p\u00e5 beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver
representerer beregnede mengder olje og gass som, basert p\u00e5 analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av
sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende \u00f8konomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold p\u00e5 det tidspunktet
reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for \u00f8konomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som
omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse p\u00e5viselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. N\u00e5r det
gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet p\u00e5 sikre reserver dersom det foreligger en betydelig
forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomf\u00f8ring 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 br\u00f8nner med
eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til n\u00f8dvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for
en ny br\u00f8nn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye br\u00f8nner eller omr\u00e5der der boring enn\u00e5 ikke er foretatt, eller fra eksisterende
br\u00f8nner n\u00e5r en relativt stor del av kapitalutgifter er p\u00e5krevd. Br\u00f8nnlokasjoner der boring ikke er gjennomf\u00f8rt kan klassifiseres som
sikre ikke utbygde reserver n\u00e5r det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem \u00e5r, med
mindre s\u00e6rlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike s\u00e6rlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever
store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt p\u00e5 norsk sokkel, hvor boring av br\u00f8nner er planlagt \u00e5
fortsette over en mye lengre periode enn fem \u00e5r. For ukonvensjonelle reservoarer, der l\u00f8pende boring av nye br\u00f8nner utgj\u00f8r en
betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre br\u00f8nnlokasjoner
som etter planen skal bores i l\u00f8pet av fem \u00e5r.
Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver p\u00e5 basis av bransjestandarder og regler og kriterier for
tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission \u2013 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 p\u00e5 anvendelsen av et 12 m\u00e5neders prisgjennomsnitt, samt p\u00e5
eksisterende \u00f8konomiske 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, kan vesentlig p\u00e5virke nedstengnings- og fjerningsforpliktelsesbel\u00f8p, som en f\u00f8lge av endret
tidspunkt for fjerningsaktivitetene, samt bruksverdiberegninger for oppstr\u00f8mseiendeler som kan ha konsekvenser for testing for tap
ved verdifall og ogs\u00e5 balansef\u00f8ring av utsatte skattefordeler. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenv\u00e6rende kommersielt
utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter besluttet for utbygging, basert p\u00e5 Equinors vurdering av framtidige
\u00f8konomiske forhold. I henhold til Equinors interne retningslinjer er forventede reserver definert som 'fremtidsrettede middelreserver'
n\u00e5r de er basert p\u00e5 en stokastisk prediksjonstiln\u00e6rming. I noen tilfeller brukes en deterministisk prediksjonsmetode, der forventede
reserver er det deterministiske \u2018base case\u2019 eller beste estimat. Forventede reserver er derfor normalt st\u00f8rre enn sikre reserver som er i
tr\u00e5d med SECs regelverk, og som representerer estimater med h\u00f8y konfidens, og minst 90 % sannsynlighet for utvinning n\u00e5r
sannsynlighetsberegninger benyttes. Forventede olje- og gassreserver estimeres av Equinors eksperter p\u00e5 basis av
bransjestandarder og er klassifisert i henhold til det norske Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.
(i millioner USD)
Maskiner,
inventar og
transportmidler
Produksjons-
anlegg og
olje- og
gasseiendeler
Foredlings- og
produksjons-
anlegg p\u00e5 land
Bygninger
og tomter
Anlegg under
utbygging
Bruksretts-
eiendel
4)
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2022
1,335
183,358
8,481
596
12,614
5,850
212,234
Tilganger og overf\u00f8ringer
6)
52
9,390
378
6
(813)
1,319
10,332
Endring i fjerningsforpliktelser
0
(4,756)
0
0
(48)
0
(4,805)
Avgang til anskaffelseskost
(9)
(3,487)
2
(20)
(5)
(347)
(3,865)
Omregningsdifferanser
(36)
(12,557)
(576)
(19)
(934)
(188)
(14,310)
Anskaffelseskost 31. desember 2022
1,343
171,948
8,285
562
10,815
6,633
199,586
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger 1. januar
2022
(1,188)
(137,763)
(7,926)
(320)
(344)
(2,619)
(150,159)
Avskrivning
(52)
(7,643)
(160)
(33)
0
(969)
(8,856)
Nedskrivning
(8)
(187)
(39)
0
(49)
(4)
(286)
Reversering av nedskrivning
4
2,585
802
0
207
0
3,599
Overf\u00f8ringer
6)
(2)
(20)
2
0
20
(8)
(8)
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger p\u00e5 \u00e5rets
avgang
8
2,002
(4)
5
0
347
2,359
Omregningsdifferanser
34
9,571
562
9
30
59
10,264
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger 31.
desember 2022
5)
(1,203)
(131,455)
(6,763)
(338)
(135)
(3,194)
(143,088)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2022
140
40,493
1,522
224
10,679
3,439
56,498
Estimert levetid (\u00e5r)
PEM
1)
2)
3)
(i millioner USD)
Maskiner,
inventar og
transportmidler
Produksjons-
anlegg og
olje- og
gasseiendeler
Foredlings- og
produksjons-
anlegg p\u00e5 land
Bygninger
og tomter
Anlegg under
utbygging
Bruksretts-
eiendel
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2021
2,806
183,082
9,238
929
13,163
6,370
215,587
Tilganger og overf\u00f8ringer
6)
39
9,439
95
27
(355)
148
9,393
Endring i fjerningsforpliktelser
0
(2,125)
0
0
(40)
0
(2,165)
Avgang til anskaffelseskost
(1,496)
(1,975)
(70)
(353)
(25)
(501)
(4,420)
Eiendeler reklassifisert til holdt for salg
\u00a0
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-
\u00a0
og nedskrivninger 1. januar
2021
(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
Overf\u00f8ringer
6)
61
(1,319)
0
(61)
1,319
(11)
(11)
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger p\u00e5 \u00e5rets
avgang
1,448
1,785
59
326
21
480
4,118
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger,
eiendeler 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-
\u00a0
og nedskrivninger 31.
desember 2021
5)
(1,188)
(137,763)
(7,926)
(320)
(344)
(2,619)
(150,159)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2021
147
45,595
555
276
12,270
3,231
62,075
Estimert levetid (\u00e5r)
PEM
1)
2)
3)
Avskrivninger etter produksjonsenhetsmetoden.
2)
\u00a0
Tomter avskrives ikke. Bygninger inkluderer forbedringer leide bygg.
\u00a0
3)
\u00a0
Line\u00e6r avskrivning over kontraktsperioden.
4)
\u00a0
Bruksrettseiendeler per 31. desember 2022 best\u00e5r hovedsakelig av tomter og bygninger 1.013
\u00a0
millioner USD, skip 1.557 millioner
USD og rigger 595 millioner USD.
5)
\u00a0
Se note 14 Nedskrivninger.
\u00a0
6)
\u00a0
Bokf\u00f8rt verdi av eiendeler overf\u00f8rt til Varige driftsmidler fra Immaterielle eiendeler utgjorde 982 millioner USD og 1.730 millioner
USD i henholdsvis 2022 og 2021.
Regnskapsprinsipper
Varige driftsmidler
Varige driftsmidler regnskapsf\u00f8res til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost
inkluderer kj\u00f8pesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter for \u00e5 sette eiendelen i drift, et
\u00a0
eventuelt estimat p\u00e5 utgifter til \u00e5 stenge
ned og fjerne eiendelen, letekostnader overf\u00f8rt fra immaterielle eiendeler, og eventuelle l\u00e5nekostnader henf\u00f8rt til eiendeler som
kvalifiserer for slik balansef\u00f8ring. Salgsvederlag som oppst\u00e5r fra produksjon f\u00f8r et prosjekt er endelig ferdigstilt
\u00a0
regnes som
\u2018tidligproduksjon\u2019 og er innregnet som salgsinntekter og ikke som redusert kostpris p\u00e5 det varige driftsmiddelet. Betinget
\u00a0
vederlag som
inng\u00e5r i anskaffelsen av en eiendel eller gruppe av like eiendeler m\u00e5les ved f\u00f8rstegangsinnregning til
\u00a0
virkelig verdi. Senere endringer i
virkelig verdi som ikke kun skyldes tidsforl\u00f8p, reflekteres i bokf\u00f8rt verdi av eiendelen eller gruppen av eiendeler, med mindre
eiendelen har falt i verdi. Varige driftsmidler omfatter ogs\u00e5 kostnader p\u00e5dratt i henhold til betingelsene i PSA-er (avtaler om
produksjonsdeling) i enkelte land, og som kvalifiserer for innregning som eiendeler i Konsernbalansen.
\u00a0
Statseide virksomheter i de
enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.
Utgifter ved st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner inkluderer utgifter for \u00e5 erstatte eiendeler eller
\u00a0
deler av eiendeler samt
utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til
\u00a0
st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer som
planlegges og gjennomf\u00f8res med mer enn ett \u00e5rs jevnlig mellomrom, balansef\u00f8res og avskrives
\u00a0
over perioden fram til neste planlagte
inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsf\u00f8res i den
\u00a0
perioden de p\u00e5l\u00f8per.
Balansef\u00f8rte leteutgifter, utgifter knyttet til \u00e5 bygge, installere eller ferdigstille infrastruktur i form av plattformer, r\u00f8rledninger og
produksjonsbr\u00f8nner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balansef\u00f8res som Produksjonsanlegg for olje og gass
innenfor Varige driftsmidler. N\u00e5r slike balansef\u00f8rte utgifter er beregnet for vesentlig st\u00f8rre volumer enn reservene knyttet til allerede
utbygde og produserende br\u00f8nner, avskrives de etter produksjonsenhetsmetoden basert p\u00e5 totale sikre reserver som forventes
utvunnet fra omr\u00e5det i l\u00f8pet av konsesjons- eller avtaleperioden. Produksjonsbr\u00f8nner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden
basert p\u00e5 sikre utbygde reserver, og balansef\u00f8rt kj\u00f8pesum for sikre reserver avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden basert
p\u00e5 totale sikre reserver. I sjeldne tilfeller der bruken av sikre reserver som avskrivningsgrunnlag ikke reflekterer m\u00f8nsteret for hvordan
eiendelenes framtidige \u00f8konomiske fordeler forventes \u00e5 bli forbrukt, anvendes mer hensiktsmessige
\u00a0
reserve-estimater. \u00d8vrige
eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt line\u00e6rt p\u00e5 grunnlag av forventet
\u00a0
\u00f8konomisk levetid.
Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale
\u00a0
driftsmiddelet avskrives separat. For
oppstr\u00f8msrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som et minimum mellom plattformer,
r\u00f8rledninger og br\u00f8nner.
Forventet \u00f8konomisk levetid for varige driftsmidler gjennomg\u00e5s \u00e5rlig, og endringer i forventet levetid
\u00a0
blir regnskapsf\u00f8rt prospektivt. En
komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes. Gevinst eller tap
\u00a0
ved fraregning inkluderes i Andre inntekter
eller Driftskostnader i den perioden eiendelen fraregnes.
Monet\u00e6re og ikke-monet\u00e6re tilskudd fra offentlige myndigheter som er knyttet til eiendeler og som anses som
\u00a0
rimelig sikkert at vil bli
mottatt, innregnes i Konsernbalansen som en reduksjon av balansef\u00f8rt verdi av eiendelen og blir
\u00a0
i etterf\u00f8lgende perioder innregnet i
Konsernresultatregnskapet over levetiden til den avskrivbare eiendelen som reduserte avskrivninger.
Forskning og utvikling
Equinor driver forskning og utvikling b\u00e5de gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet
\u00a0
og for egen regning og risiko,
hvor det utvikles innovative teknologier for \u00e5 skape muligheter og \u00f8ke verdien av n\u00e5v\u00e6rende
\u00a0
og fremtidige eiendeler. Utgiftene
\u00a0
er
knyttet til b\u00e5de bruken av egne ressurser og ved bruk av underleverand\u00f8rer. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og
utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn p\u00e5 balansef\u00f8ring i tr\u00e5d
\u00a0
med de relevante IFRS-reglene. I
etterf\u00f8lgende perioder er eventuelle balansef\u00f8rte utviklingskostnader regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som Varige driftsmidler. Utgifter
som ikke kvalifiserer for balansef\u00f8ring kostnadsf\u00f8res etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per, se note 9 Revisjonshonorar og forsknings- og
utviklingskostnader for flere detaljer.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til fastsettelse av olje- og gassreserver
Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenv\u00e6rende, utvinnbare og \u00f8konomiske. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid
usikre. \u00c5 estimere reserver er komplisert og basert p\u00e5 h\u00f8y grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske
vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet
p\u00e5 installerte anlegg. P\u00e5liteligheten av disse estimatene avhenger av b\u00e5de kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og
\u00f8konomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner.
Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver
Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning p\u00e5 bokf\u00f8rt verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i
sikre reserver, kan ha en vesentlig virkning p\u00e5 beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver
representerer beregnede mengder olje og gass som, basert p\u00e5 analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av
sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende \u00f8konomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold p\u00e5 det tidspunktet
reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for \u00f8konomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som
omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse p\u00e5viselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. N\u00e5r det
gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet p\u00e5 sikre reserver dersom det foreligger en betydelig
forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomf\u00f8ring 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 br\u00f8nner med
eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til n\u00f8dvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for
en ny br\u00f8nn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye br\u00f8nner eller omr\u00e5der der boring enn\u00e5 ikke er foretatt, eller fra eksisterende
br\u00f8nner n\u00e5r en relativt stor del av kapitalutgifter er p\u00e5krevd. Br\u00f8nnlokasjoner der boring ikke er gjennomf\u00f8rt kan klassifiseres som
sikre ikke utbygde reserver n\u00e5r det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem \u00e5r, med
mindre s\u00e6rlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike s\u00e6rlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever
store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt p\u00e5 norsk sokkel, hvor boring av br\u00f8nner er planlagt \u00e5
fortsette over en mye lengre periode enn fem \u00e5r. For ukonvensjonelle reservoarer, der l\u00f8pende boring av nye br\u00f8nner utgj\u00f8r en
betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre br\u00f8nnlokasjoner
som etter planen skal bores i l\u00f8pet av fem \u00e5r.
Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver p\u00e5 basis av bransjestandarder og regler og kriterier for
tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission \u2013 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 p\u00e5 anvendelsen av et 12 m\u00e5neders prisgjennomsnitt, samt p\u00e5
eksisterende \u00f8konomiske 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, kan vesentlig p\u00e5virke nedstengnings- og fjerningsforpliktelsesbel\u00f8p, som en f\u00f8lge av endret
tidspunkt for fjerningsaktivitetene, samt bruksverdiberegninger for oppstr\u00f8mseiendeler som kan ha konsekvenser for testing for tap
ved verdifall og ogs\u00e5 balansef\u00f8ring av utsatte skattefordeler. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenv\u00e6rende kommersielt
utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter besluttet for utbygging, basert p\u00e5 Equinors vurdering av framtidige
\u00f8konomiske forhold. I henhold til Equinors interne retningslinjer er forventede reserver definert som 'fremtidsrettede middelreserver'
n\u00e5r de er basert p\u00e5 en stokastisk prediksjonstiln\u00e6rming. I noen tilfeller brukes en deterministisk prediksjonsmetode, der forventede
reserver er det deterministiske \u2018base case\u2019 eller beste estimat. Forventede reserver er derfor normalt st\u00f8rre enn sikre reserver som er i
tr\u00e5d med SECs regelverk, og som representerer estimater med h\u00f8y konfidens, og minst 90 % sannsynlighet for utvinning n\u00e5r
sannsynlighetsberegninger benyttes. Forventede olje- og gassreserver estimeres av Equinors eksperter p\u00e5 basis av
bransjestandarder og er klassifisert i henhold til det norske Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.
Regnskapsprinsipper
Varige driftsmidler
Varige driftsmidler regnskapsf\u00f8res til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost
inkluderer kj\u00f8pesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter for \u00e5 sette eiendelen i drift, et
\u00a0
eventuelt estimat p\u00e5 utgifter til \u00e5 stenge
ned og fjerne eiendelen, letekostnader overf\u00f8rt fra immaterielle eiendeler, og eventuelle l\u00e5nekostnader henf\u00f8rt til eiendeler som
kvalifiserer for slik balansef\u00f8ring. Salgsvederlag som oppst\u00e5r fra produksjon f\u00f8r et prosjekt er endelig ferdigstilt
\u00a0
regnes som
\u2018tidligproduksjon\u2019 og er innregnet som salgsinntekter og ikke som redusert kostpris p\u00e5 det varige driftsmiddelet. Betinget
\u00a0
vederlag som
inng\u00e5r i anskaffelsen av en eiendel eller gruppe av like eiendeler m\u00e5les ved f\u00f8rstegangsinnregning til
\u00a0
virkelig verdi. Senere endringer i
virkelig verdi som ikke kun skyldes tidsforl\u00f8p, reflekteres i bokf\u00f8rt verdi av eiendelen eller gruppen av eiendeler, med mindre
eiendelen har falt i verdi. Varige driftsmidler omfatter ogs\u00e5 kostnader p\u00e5dratt i henhold til betingelsene i PSA-er (avtaler om
produksjonsdeling) i enkelte land, og som kvalifiserer for innregning som eiendeler i Konsernbalansen.
\u00a0
Statseide virksomheter i de
enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.
Utgifter ved st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner inkluderer utgifter for \u00e5 erstatte eiendeler eller
\u00a0
deler av eiendeler samt
utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til
\u00a0
st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer som
planlegges og gjennomf\u00f8res med mer enn ett \u00e5rs jevnlig mellomrom, balansef\u00f8res og avskrives
\u00a0
over perioden fram til neste planlagte
inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsf\u00f8res i den
\u00a0
perioden de p\u00e5l\u00f8per.
Balansef\u00f8rte leteutgifter, utgifter knyttet til \u00e5 bygge, installere eller ferdigstille infrastruktur i form av plattformer, r\u00f8rledninger og
produksjonsbr\u00f8nner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balansef\u00f8res som Produksjonsanlegg for olje og gass
innenfor Varige driftsmidler. N\u00e5r slike balansef\u00f8rte utgifter er beregnet for vesentlig st\u00f8rre volumer enn reservene knyttet til allerede
utbygde og produserende br\u00f8nner, avskrives de etter produksjonsenhetsmetoden basert p\u00e5 totale sikre reserver som forventes
utvunnet fra omr\u00e5det i l\u00f8pet av konsesjons- eller avtaleperioden. Produksjonsbr\u00f8nner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden
basert p\u00e5 sikre utbygde reserver, og balansef\u00f8rt kj\u00f8pesum for sikre reserver avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden basert
p\u00e5 totale sikre reserver. I sjeldne tilfeller der bruken av sikre reserver som avskrivningsgrunnlag ikke reflekterer m\u00f8nsteret for hvordan
eiendelenes framtidige \u00f8konomiske fordeler forventes \u00e5 bli forbrukt, anvendes mer hensiktsmessige
\u00a0
reserve-estimater. \u00d8vrige
eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt line\u00e6rt p\u00e5 grunnlag av forventet
\u00a0
\u00f8konomisk levetid.
Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale
\u00a0
driftsmiddelet avskrives separat. For
oppstr\u00f8msrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som et minimum mellom plattformer,
r\u00f8rledninger og br\u00f8nner.
Forventet \u00f8konomisk levetid for varige driftsmidler gjennomg\u00e5s \u00e5rlig, og endringer i forventet levetid
\u00a0
blir regnskapsf\u00f8rt prospektivt. En
komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes. Gevinst eller tap
\u00a0
ved fraregning inkluderes i Andre inntekter
eller Driftskostnader i den perioden eiendelen fraregnes.
Monet\u00e6re og ikke-monet\u00e6re tilskudd fra offentlige myndigheter som er knyttet til eiendeler og som anses som
\u00a0
rimelig sikkert at vil bli
mottatt, innregnes i Konsernbalansen som en reduksjon av balansef\u00f8rt verdi av eiendelen og blir
\u00a0
i etterf\u00f8lgende perioder innregnet i
Konsernresultatregnskapet over levetiden til den avskrivbare eiendelen som reduserte avskrivninger.
Forskning og utvikling
Equinor driver forskning og utvikling b\u00e5de gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet
\u00a0
og for egen regning og risiko,
hvor det utvikles innovative teknologier for \u00e5 skape muligheter og \u00f8ke verdien av n\u00e5v\u00e6rende
\u00a0
og fremtidige eiendeler. Utgiftene
\u00a0
er
knyttet til b\u00e5de bruken av egne ressurser og ved bruk av underleverand\u00f8rer. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og
utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn p\u00e5 balansef\u00f8ring i tr\u00e5d
\u00a0
med de relevante IFRS-reglene. I
etterf\u00f8lgende perioder er eventuelle balansef\u00f8rte utviklingskostnader regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som Varige driftsmidler. Utgifter
som ikke kvalifiserer for balansef\u00f8ring kostnadsf\u00f8res etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per, se note 9 Revisjonshonorar og forsknings- og
utviklingskostnader for flere detaljer.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til fastsettelse av olje- og gassreserver
Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenv\u00e6rende, utvinnbare og \u00f8konomiske. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid
usikre. \u00c5 estimere reserver er komplisert og basert p\u00e5 h\u00f8y grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske
vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet
p\u00e5 installerte anlegg. P\u00e5liteligheten av disse estimatene avhenger av b\u00e5de kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og
\u00f8konomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner.
Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver
Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning p\u00e5 bokf\u00f8rt verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i
sikre reserver, kan ha en vesentlig virkning p\u00e5 beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver
representerer beregnede mengder olje og gass som, basert p\u00e5 analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av
sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende \u00f8konomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold p\u00e5 det tidspunktet
reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for \u00f8konomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som
omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse p\u00e5viselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. N\u00e5r det
gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet p\u00e5 sikre reserver dersom det foreligger en betydelig
forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomf\u00f8ring 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 br\u00f8nner med
eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til n\u00f8dvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for
en ny br\u00f8nn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye br\u00f8nner eller omr\u00e5der der boring enn\u00e5 ikke er foretatt, eller fra eksisterende
br\u00f8nner n\u00e5r en relativt stor del av kapitalutgifter er p\u00e5krevd. Br\u00f8nnlokasjoner der boring ikke er gjennomf\u00f8rt kan klassifiseres som
sikre ikke utbygde reserver n\u00e5r det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem \u00e5r, med
mindre s\u00e6rlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike s\u00e6rlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever
store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt p\u00e5 norsk sokkel, hvor boring av br\u00f8nner er planlagt \u00e5
fortsette over en mye lengre periode enn fem \u00e5r. For ukonvensjonelle reservoarer, der l\u00f8pende boring av nye br\u00f8nner utgj\u00f8r en
betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre br\u00f8nnlokasjoner
som etter planen skal bores i l\u00f8pet av fem \u00e5r.
Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver p\u00e5 basis av bransjestandarder og regler og kriterier for
tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission \u2013 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 p\u00e5 anvendelsen av et 12 m\u00e5neders prisgjennomsnitt, samt p\u00e5
eksisterende \u00f8konomiske 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, kan vesentlig p\u00e5virke nedstengnings- og fjerningsforpliktelsesbel\u00f8p, som en f\u00f8lge av endret
tidspunkt for fjerningsaktivitetene, samt bruksverdiberegninger for oppstr\u00f8mseiendeler som kan ha konsekvenser for testing for tap
ved verdifall og ogs\u00e5 balansef\u00f8ring av utsatte skattefordeler. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenv\u00e6rende kommersielt
utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter besluttet for utbygging, basert p\u00e5 Equinors vurdering av framtidige
\u00f8konomiske forhold. I henhold til Equinors interne retningslinjer er forventede reserver definert som 'fremtidsrettede middelreserver'
n\u00e5r de er basert p\u00e5 en stokastisk prediksjonstiln\u00e6rming. I noen tilfeller brukes en deterministisk prediksjonsmetode, der forventede
reserver er det deterministiske \u2018base case\u2019 eller beste estimat. Forventede reserver er derfor normalt st\u00f8rre enn sikre reserver som er i
tr\u00e5d med SECs regelverk, og som representerer estimater med h\u00f8y konfidens, og minst 90 % sannsynlighet for utvinning n\u00e5r
sannsynlighetsberegninger benyttes. Forventede olje- og gassreserver estimeres av Equinors eksperter p\u00e5 basis av
bransjestandarder og er klassifisert i henhold til det norske Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.
Regnskapsprinsipper
Varige driftsmidler
Varige driftsmidler regnskapsf\u00f8res til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost
inkluderer kj\u00f8pesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter for \u00e5 sette eiendelen i drift, et
\u00a0
eventuelt estimat p\u00e5 utgifter til \u00e5 stenge
ned og fjerne eiendelen, letekostnader overf\u00f8rt fra immaterielle eiendeler, og eventuelle l\u00e5nekostnader henf\u00f8rt til eiendeler som
kvalifiserer for slik balansef\u00f8ring. Salgsvederlag som oppst\u00e5r fra produksjon f\u00f8r et prosjekt er endelig ferdigstilt
\u00a0
regnes som
\u2018tidligproduksjon\u2019 og er innregnet som salgsinntekter og ikke som redusert kostpris p\u00e5 det varige driftsmiddelet. Betinget
\u00a0
vederlag som
inng\u00e5r i anskaffelsen av en eiendel eller gruppe av like eiendeler m\u00e5les ved f\u00f8rstegangsinnregning til
\u00a0
virkelig verdi. Senere endringer i
virkelig verdi som ikke kun skyldes tidsforl\u00f8p, reflekteres i bokf\u00f8rt verdi av eiendelen eller gruppen av eiendeler, med mindre
eiendelen har falt i verdi. Varige driftsmidler omfatter ogs\u00e5 kostnader p\u00e5dratt i henhold til betingelsene i PSA-er (avtaler om
produksjonsdeling) i enkelte land, og som kvalifiserer for innregning som eiendeler i Konsernbalansen.
\u00a0
Statseide virksomheter i de
enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.
Utgifter ved st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner inkluderer utgifter for \u00e5 erstatte eiendeler eller
\u00a0
deler av eiendeler samt
utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til
\u00a0
st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer som
planlegges og gjennomf\u00f8res med mer enn ett \u00e5rs jevnlig mellomrom, balansef\u00f8res og avskrives
\u00a0
over perioden fram til neste planlagte
inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsf\u00f8res i den
\u00a0
perioden de p\u00e5l\u00f8per.
Balansef\u00f8rte leteutgifter, utgifter knyttet til \u00e5 bygge, installere eller ferdigstille infrastruktur i form av plattformer, r\u00f8rledninger og
produksjonsbr\u00f8nner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balansef\u00f8res som Produksjonsanlegg for olje og gass
innenfor Varige driftsmidler. N\u00e5r slike balansef\u00f8rte utgifter er beregnet for vesentlig st\u00f8rre volumer enn reservene knyttet til allerede
utbygde og produserende br\u00f8nner, avskrives de etter produksjonsenhetsmetoden basert p\u00e5 totale sikre reserver som forventes
utvunnet fra omr\u00e5det i l\u00f8pet av konsesjons- eller avtaleperioden. Produksjonsbr\u00f8nner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden
basert p\u00e5 sikre utbygde reserver, og balansef\u00f8rt kj\u00f8pesum for sikre reserver avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden basert
p\u00e5 totale sikre reserver. I sjeldne tilfeller der bruken av sikre reserver som avskrivningsgrunnlag ikke reflekterer m\u00f8nsteret for hvordan
eiendelenes framtidige \u00f8konomiske fordeler forventes \u00e5 bli forbrukt, anvendes mer hensiktsmessige
\u00a0
reserve-estimater. \u00d8vrige
eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt line\u00e6rt p\u00e5 grunnlag av forventet
\u00a0
\u00f8konomisk levetid.
Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale
\u00a0
driftsmiddelet avskrives separat. For
oppstr\u00f8msrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som et minimum mellom plattformer,
r\u00f8rledninger og br\u00f8nner.
Forventet \u00f8konomisk levetid for varige driftsmidler gjennomg\u00e5s \u00e5rlig, og endringer i forventet levetid
\u00a0
blir regnskapsf\u00f8rt prospektivt. En
komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes. Gevinst eller tap
\u00a0
ved fraregning inkluderes i Andre inntekter
eller Driftskostnader i den perioden eiendelen fraregnes.
Monet\u00e6re og ikke-monet\u00e6re tilskudd fra offentlige myndigheter som er knyttet til eiendeler og som anses som
\u00a0
rimelig sikkert at vil bli
mottatt, innregnes i Konsernbalansen som en reduksjon av balansef\u00f8rt verdi av eiendelen og blir
\u00a0
i etterf\u00f8lgende perioder innregnet i
Konsernresultatregnskapet over levetiden til den avskrivbare eiendelen som reduserte avskrivninger.
Forskning og utvikling
Equinor driver forskning og utvikling b\u00e5de gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet
\u00a0
og for egen regning og risiko,
hvor det utvikles innovative teknologier for \u00e5 skape muligheter og \u00f8ke verdien av n\u00e5v\u00e6rende
\u00a0
og fremtidige eiendeler. Utgiftene
\u00a0
er
knyttet til b\u00e5de bruken av egne ressurser og ved bruk av underleverand\u00f8rer. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og
utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn p\u00e5 balansef\u00f8ring i tr\u00e5d
\u00a0
med de relevante IFRS-reglene. I
etterf\u00f8lgende perioder er eventuelle balansef\u00f8rte utviklingskostnader regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som Varige driftsmidler. Utgifter
som ikke kvalifiserer for balansef\u00f8ring kostnadsf\u00f8res etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per, se note 9 Revisjonshonorar og forsknings- og
utviklingskostnader for flere detaljer.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til fastsettelse av olje- og gassreserver
Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenv\u00e6rende, utvinnbare og \u00f8konomiske. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid
usikre. \u00c5 estimere reserver er komplisert og basert p\u00e5 h\u00f8y grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske
vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet
p\u00e5 installerte anlegg. P\u00e5liteligheten av disse estimatene avhenger av b\u00e5de kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og
\u00f8konomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner.
Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver
Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning p\u00e5 bokf\u00f8rt verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i
sikre reserver, kan ha en vesentlig virkning p\u00e5 beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver
representerer beregnede mengder olje og gass som, basert p\u00e5 analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av
sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende \u00f8konomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold p\u00e5 det tidspunktet
reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for \u00f8konomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som
omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse p\u00e5viselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. N\u00e5r det
gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet p\u00e5 sikre reserver dersom det foreligger en betydelig
forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomf\u00f8ring 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 br\u00f8nner med
eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til n\u00f8dvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for
en ny br\u00f8nn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye br\u00f8nner eller omr\u00e5der der boring enn\u00e5 ikke er foretatt, eller fra eksisterende
br\u00f8nner n\u00e5r en relativt stor del av kapitalutgifter er p\u00e5krevd. Br\u00f8nnlokasjoner der boring ikke er gjennomf\u00f8rt kan klassifiseres som
sikre ikke utbygde reserver n\u00e5r det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem \u00e5r, med
mindre s\u00e6rlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike s\u00e6rlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever
store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt p\u00e5 norsk sokkel, hvor boring av br\u00f8nner er planlagt \u00e5
fortsette over en mye lengre periode enn fem \u00e5r. For ukonvensjonelle reservoarer, der l\u00f8pende boring av nye br\u00f8nner utgj\u00f8r en
betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre br\u00f8nnlokasjoner
som etter planen skal bores i l\u00f8pet av fem \u00e5r.
Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver p\u00e5 basis av bransjestandarder og regler og kriterier for
tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission \u2013 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 p\u00e5 anvendelsen av et 12 m\u00e5neders prisgjennomsnitt, samt p\u00e5
eksisterende \u00f8konomiske 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, kan vesentlig p\u00e5virke nedstengnings- og fjerningsforpliktelsesbel\u00f8p, som en f\u00f8lge av endret
tidspunkt for fjerningsaktivitetene, samt bruksverdiberegninger for oppstr\u00f8mseiendeler som kan ha konsekvenser for testing for tap
ved verdifall og ogs\u00e5 balansef\u00f8ring av utsatte skattefordeler. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenv\u00e6rende kommersielt
utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter besluttet for utbygging, basert p\u00e5 Equinors vurdering av framtidige
\u00f8konomiske forhold. I henhold til Equinors interne retningslinjer er forventede reserver definert som 'fremtidsrettede middelreserver'
n\u00e5r de er basert p\u00e5 en stokastisk prediksjonstiln\u00e6rming. I noen tilfeller brukes en deterministisk prediksjonsmetode, der forventede
reserver er det deterministiske \u2018base case\u2019 eller beste estimat. Forventede reserver er derfor normalt st\u00f8rre enn sikre reserver som er i
tr\u00e5d med SECs regelverk, og som representerer estimater med h\u00f8y konfidens, og minst 90 % sannsynlighet for utvinning n\u00e5r
sannsynlighetsberegninger benyttes. Forventede olje- og gassreserver estimeres av Equinors eksperter p\u00e5 basis av
bransjestandarder og er klassifisert i henhold til det norske Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.
Varige driftsmidler
Varige driftsmidler regnskapsf\u00f8res til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost
inkluderer kj\u00f8pesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter for \u00e5 sette eiendelen i drift, et
\u00a0
eventuelt estimat p\u00e5 utgifter til \u00e5 stenge
ned og fjerne eiendelen, letekostnader overf\u00f8rt fra immaterielle eiendeler, og eventuelle l\u00e5nekostnader henf\u00f8rt til eiendeler som
kvalifiserer for slik balansef\u00f8ring. Salgsvederlag som oppst\u00e5r fra produksjon f\u00f8r et prosjekt er endelig ferdigstilt
\u00a0
regnes som
\u2018tidligproduksjon\u2019 og er innregnet som salgsinntekter og ikke som redusert kostpris p\u00e5 det varige driftsmiddelet. Betinget
\u00a0
vederlag som
inng\u00e5r i anskaffelsen av en eiendel eller gruppe av like eiendeler m\u00e5les ved f\u00f8rstegangsinnregning til
\u00a0
virkelig verdi. Senere endringer i
virkelig verdi som ikke kun skyldes tidsforl\u00f8p, reflekteres i bokf\u00f8rt verdi av eiendelen eller gruppen av eiendeler, med mindre
eiendelen har falt i verdi. Varige driftsmidler omfatter ogs\u00e5 kostnader p\u00e5dratt i henhold til betingelsene i PSA-er (avtaler om
produksjonsdeling) i enkelte land, og som kvalifiserer for innregning som eiendeler i Konsernbalansen.
\u00a0
Statseide virksomheter i de
enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.
Utgifter ved st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner inkluderer utgifter for \u00e5 erstatte eiendeler eller
\u00a0
deler av eiendeler samt
utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til
\u00a0
st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer som
planlegges og gjennomf\u00f8res med mer enn ett \u00e5rs jevnlig mellomrom, balansef\u00f8res og avskrives
\u00a0
over perioden fram til neste planlagte
inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsf\u00f8res i den
\u00a0
perioden de p\u00e5l\u00f8per.
Balansef\u00f8rte leteutgifter, utgifter knyttet til \u00e5 bygge, installere eller ferdigstille infrastruktur i form av plattformer, r\u00f8rledninger og
produksjonsbr\u00f8nner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balansef\u00f8res som Produksjonsanlegg for olje og gass
innenfor Varige driftsmidler. N\u00e5r slike balansef\u00f8rte utgifter er beregnet for vesentlig st\u00f8rre volumer enn reservene knyttet til allerede
utbygde og produserende br\u00f8nner, avskrives de etter produksjonsenhetsmetoden basert p\u00e5 totale sikre reserver som forventes
utvunnet fra omr\u00e5det i l\u00f8pet av konsesjons- eller avtaleperioden. Produksjonsbr\u00f8nner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden
basert p\u00e5 sikre utbygde reserver, og balansef\u00f8rt kj\u00f8pesum for sikre reserver avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden basert
p\u00e5 totale sikre reserver. I sjeldne tilfeller der bruken av sikre reserver som avskrivningsgrunnlag ikke reflekterer m\u00f8nsteret for hvordan
eiendelenes framtidige \u00f8konomiske fordeler forventes \u00e5 bli forbrukt, anvendes mer hensiktsmessige
\u00a0
reserve-estimater. \u00d8vrige
eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt line\u00e6rt p\u00e5 grunnlag av forventet
\u00a0
\u00f8konomisk levetid.
Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale
\u00a0
driftsmiddelet avskrives separat. For
oppstr\u00f8msrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som et minimum mellom plattformer,
r\u00f8rledninger og br\u00f8nner.
Forventet \u00f8konomisk levetid for varige driftsmidler gjennomg\u00e5s \u00e5rlig, og endringer i forventet levetid
\u00a0
blir regnskapsf\u00f8rt prospektivt. En
komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes. Gevinst eller tap
\u00a0
ved fraregning inkluderes i Andre inntekter
eller Driftskostnader i den perioden eiendelen fraregnes.
Monet\u00e6re og ikke-monet\u00e6re tilskudd fra offentlige myndigheter som er knyttet til eiendeler og som anses som
\u00a0
rimelig sikkert at vil bli
mottatt, innregnes i Konsernbalansen som en reduksjon av balansef\u00f8rt verdi av eiendelen og blir
\u00a0
i etterf\u00f8lgende perioder innregnet i
Konsernresultatregnskapet over levetiden til den avskrivbare eiendelen som reduserte avskrivninger.
Forskning og utvikling
Equinor driver forskning og utvikling b\u00e5de gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet
\u00a0
og for egen regning og risiko,
hvor det utvikles innovative teknologier for \u00e5 skape muligheter og \u00f8ke verdien av n\u00e5v\u00e6rende
\u00a0
og fremtidige eiendeler. Utgiftene
\u00a0
er
knyttet til b\u00e5de bruken av egne ressurser og ved bruk av underleverand\u00f8rer. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og
utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn p\u00e5 balansef\u00f8ring i tr\u00e5d
\u00a0
med de relevante IFRS-reglene. I
etterf\u00f8lgende perioder er eventuelle balansef\u00f8rte utviklingskostnader regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som Varige driftsmidler. Utgifter
som ikke kvalifiserer for balansef\u00f8ring kostnadsf\u00f8res etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per, se note 9 Revisjonshonorar og forsknings- og
utviklingskostnader for flere detaljer.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til fastsettelse av olje- og gassreserver
Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenv\u00e6rende, utvinnbare og \u00f8konomiske. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid
usikre. \u00c5 estimere reserver er komplisert og basert p\u00e5 h\u00f8y grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske
vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet
p\u00e5 installerte anlegg. P\u00e5liteligheten av disse estimatene avhenger av b\u00e5de kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og
\u00f8konomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner.
Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver
Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning p\u00e5 bokf\u00f8rt verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i
sikre reserver, kan ha en vesentlig virkning p\u00e5 beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver
representerer beregnede mengder olje og gass som, basert p\u00e5 analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av
sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende \u00f8konomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold p\u00e5 det tidspunktet
reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for \u00f8konomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som
omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse p\u00e5viselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. N\u00e5r det
gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet p\u00e5 sikre reserver dersom det foreligger en betydelig
forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomf\u00f8ring 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 br\u00f8nner med
eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til n\u00f8dvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for
en ny br\u00f8nn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye br\u00f8nner eller omr\u00e5der der boring enn\u00e5 ikke er foretatt, eller fra eksisterende
br\u00f8nner n\u00e5r en relativt stor del av kapitalutgifter er p\u00e5krevd. Br\u00f8nnlokasjoner der boring ikke er gjennomf\u00f8rt kan klassifiseres som
sikre ikke utbygde reserver n\u00e5r det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem \u00e5r, med
mindre s\u00e6rlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike s\u00e6rlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever
store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt p\u00e5 norsk sokkel, hvor boring av br\u00f8nner er planlagt \u00e5
fortsette over en mye lengre periode enn fem \u00e5r. For ukonvensjonelle reservoarer, der l\u00f8pende boring av nye br\u00f8nner utgj\u00f8r en
betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre br\u00f8nnlokasjoner
som etter planen skal bores i l\u00f8pet av fem \u00e5r.
Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver p\u00e5 basis av bransjestandarder og regler og kriterier for
tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission \u2013 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 p\u00e5 anvendelsen av et 12 m\u00e5neders prisgjennomsnitt, samt p\u00e5
eksisterende \u00f8konomiske 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, kan vesentlig p\u00e5virke nedstengnings- og fjerningsforpliktelsesbel\u00f8p, som en f\u00f8lge av endret
tidspunkt for fjerningsaktivitetene, samt bruksverdiberegninger for oppstr\u00f8mseiendeler som kan ha konsekvenser for testing for tap
ved verdifall og ogs\u00e5 balansef\u00f8ring av utsatte skattefordeler. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenv\u00e6rende kommersielt
utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter besluttet for utbygging, basert p\u00e5 Equinors vurdering av framtidige
\u00f8konomiske forhold. I henhold til Equinors interne retningslinjer er forventede reserver definert som 'fremtidsrettede middelreserver'
n\u00e5r de er basert p\u00e5 en stokastisk prediksjonstiln\u00e6rming. I noen tilfeller brukes en deterministisk prediksjonsmetode, der forventede
reserver er det deterministiske \u2018base case\u2019 eller beste estimat. Forventede reserver er derfor normalt st\u00f8rre enn sikre reserver som er i
tr\u00e5d med SECs regelverk, og som representerer estimater med h\u00f8y konfidens, og minst 90 % sannsynlighet for utvinning n\u00e5r
sannsynlighetsberegninger benyttes. Forventede olje- og gassreserver estimeres av Equinors eksperter p\u00e5 basis av
bransjestandarder og er klassifisert i henhold til det norske Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.
Varige driftsmidler
Varige driftsmidler regnskapsf\u00f8res til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost
inkluderer kj\u00f8pesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter for \u00e5 sette eiendelen i drift, et
\u00a0
eventuelt estimat p\u00e5 utgifter til \u00e5 stenge
ned og fjerne eiendelen, letekostnader overf\u00f8rt fra immaterielle eiendeler, og eventuelle l\u00e5nekostnader henf\u00f8rt til eiendeler som
kvalifiserer for slik balansef\u00f8ring. Salgsvederlag som oppst\u00e5r fra produksjon f\u00f8r et prosjekt er endelig ferdigstilt
\u00a0
regnes som
\u2018tidligproduksjon\u2019 og er innregnet som salgsinntekter og ikke som redusert kostpris p\u00e5 det varige driftsmiddelet. Betinget
\u00a0
vederlag som
inng\u00e5r i anskaffelsen av en eiendel eller gruppe av like eiendeler m\u00e5les ved f\u00f8rstegangsinnregning til
\u00a0
virkelig verdi. Senere endringer i
virkelig verdi som ikke kun skyldes tidsforl\u00f8p, reflekteres i bokf\u00f8rt verdi av eiendelen eller gruppen av eiendeler, med mindre
eiendelen har falt i verdi. Varige driftsmidler omfatter ogs\u00e5 kostnader p\u00e5dratt i henhold til betingelsene i PSA-er (avtaler om
produksjonsdeling) i enkelte land, og som kvalifiserer for innregning som eiendeler i Konsernbalansen.
\u00a0
Statseide virksomheter i de
enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.
Utgifter ved st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner inkluderer utgifter for \u00e5 erstatte eiendeler eller
\u00a0
deler av eiendeler samt
utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til
\u00a0
st\u00f8rre vedlikeholdsprogrammer som
planlegges og gjennomf\u00f8res med mer enn ett \u00e5rs jevnlig mellomrom, balansef\u00f8res og avskrives
\u00a0
over perioden fram til neste planlagte
inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsf\u00f8res i den
\u00a0
perioden de p\u00e5l\u00f8per.
Balansef\u00f8rte leteutgifter, utgifter knyttet til \u00e5 bygge, installere eller ferdigstille infrastruktur i form av plattformer, r\u00f8rledninger og
produksjonsbr\u00f8nner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balansef\u00f8res som Produksjonsanlegg for olje og gass
innenfor Varige driftsmidler. N\u00e5r slike balansef\u00f8rte utgifter er beregnet for vesentlig st\u00f8rre volumer enn reservene knyttet til allerede
utbygde og produserende br\u00f8nner, avskrives de etter produksjonsenhetsmetoden basert p\u00e5 totale sikre reserver som forventes
utvunnet fra omr\u00e5det i l\u00f8pet av konsesjons- eller avtaleperioden. Produksjonsbr\u00f8nner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden
basert p\u00e5 sikre utbygde reserver, og balansef\u00f8rt kj\u00f8pesum for sikre reserver avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden basert
p\u00e5 totale sikre reserver. I sjeldne tilfeller der bruken av sikre reserver som avskrivningsgrunnlag ikke reflekterer m\u00f8nsteret for hvordan
eiendelenes framtidige \u00f8konomiske fordeler forventes \u00e5 bli forbrukt, anvendes mer hensiktsmessige
\u00a0
reserve-estimater. \u00d8vrige
eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt line\u00e6rt p\u00e5 grunnlag av forventet
\u00a0
\u00f8konomisk levetid.
Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale
\u00a0
driftsmiddelet avskrives separat. For
oppstr\u00f8msrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som et minimum mellom plattformer,
r\u00f8rledninger og br\u00f8nner.
Forventet \u00f8konomisk levetid for varige driftsmidler gjennomg\u00e5s \u00e5rlig, og endringer i forventet levetid
\u00a0
blir regnskapsf\u00f8rt prospektivt. En
komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes. Gevinst eller tap
\u00a0
ved fraregning inkluderes i Andre inntekter
eller Driftskostnader i den perioden eiendelen fraregnes.
Monet\u00e6re og ikke-monet\u00e6re tilskudd fra offentlige myndigheter som er knyttet til eiendeler og som anses som
\u00a0
rimelig sikkert at vil bli
mottatt, innregnes i Konsernbalansen som en reduksjon av balansef\u00f8rt verdi av eiendelen og blir
\u00a0
i etterf\u00f8lgende perioder innregnet i
Konsernresultatregnskapet over levetiden til den avskrivbare eiendelen som reduserte avskrivninger.
Forskning og utvikling
Equinor driver forskning og utvikling b\u00e5de gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet
\u00a0
og for egen regning og risiko,
hvor det utvikles innovative teknologier for \u00e5 skape muligheter og \u00f8ke verdien av n\u00e5v\u00e6rende
\u00a0
og fremtidige eiendeler. Utgiftene
\u00a0
er
knyttet til b\u00e5de bruken av egne ressurser og ved bruk av underleverand\u00f8rer. Equinors egen andel av lisensfinansiert forskning og
utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn p\u00e5 balansef\u00f8ring i tr\u00e5d
\u00a0
med de relevante IFRS-reglene. I
etterf\u00f8lgende perioder er eventuelle balansef\u00f8rte utviklingskostnader regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som Varige driftsmidler. Utgifter
som ikke kvalifiserer for balansef\u00f8ring kostnadsf\u00f8res etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per, se note 9 Revisjonshonorar og forsknings- og
utviklingskostnader for flere detaljer.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til fastsettelse av olje- og gassreserver
Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenv\u00e6rende, utvinnbare og \u00f8konomiske. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid
usikre. \u00c5 estimere reserver er komplisert og basert p\u00e5 h\u00f8y grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske
vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet
p\u00e5 installerte anlegg. P\u00e5liteligheten av disse estimatene avhenger av b\u00e5de kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og
\u00f8konomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner.
Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver
Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning p\u00e5 bokf\u00f8rt verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i
sikre reserver, kan ha en vesentlig virkning p\u00e5 beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver
representerer beregnede mengder olje og gass som, basert p\u00e5 analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av
sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende \u00f8konomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold p\u00e5 det tidspunktet
reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for \u00f8konomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som
omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse p\u00e5viselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. N\u00e5r det
gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet p\u00e5 sikre reserver dersom det foreligger en betydelig
forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomf\u00f8ring 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 br\u00f8nner med
eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til n\u00f8dvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for
en ny br\u00f8nn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye br\u00f8nner eller omr\u00e5der der boring enn\u00e5 ikke er foretatt, eller fra eksisterende
br\u00f8nner n\u00e5r en relativt stor del av kapitalutgifter er p\u00e5krevd. Br\u00f8nnlokasjoner der boring ikke er gjennomf\u00f8rt kan klassifiseres som
sikre ikke utbygde reserver n\u00e5r det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem \u00e5r, med
mindre s\u00e6rlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike s\u00e6rlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever
store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt p\u00e5 norsk sokkel, hvor boring av br\u00f8nner er planlagt \u00e5
fortsette over en mye lengre periode enn fem \u00e5r. For ukonvensjonelle reservoarer, der l\u00f8pende boring av nye br\u00f8nner utgj\u00f8r en
betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre br\u00f8nnlokasjoner
som etter planen skal bores i l\u00f8pet av fem \u00e5r.
Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver p\u00e5 basis av bransjestandarder og regler og kriterier for
tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission \u2013 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 p\u00e5 anvendelsen av et 12 m\u00e5neders prisgjennomsnitt, samt p\u00e5
eksisterende \u00f8konomiske 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, kan vesentlig p\u00e5virke nedstengnings- og fjerningsforpliktelsesbel\u00f8p, som en f\u00f8lge av endret
tidspunkt for fjerningsaktivitetene, samt bruksverdiberegninger for oppstr\u00f8mseiendeler som kan ha konsekvenser for testing for tap
ved verdifall og ogs\u00e5 balansef\u00f8ring av utsatte skattefordeler. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenv\u00e6rende kommersielt
utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter besluttet for utbygging, basert p\u00e5 Equinors vurdering av framtidige
\u00f8konomiske forhold. I henhold til Equinors interne retningslinjer er forventede reserver definert som 'fremtidsrettede middelreserver'
n\u00e5r de er basert p\u00e5 en stokastisk prediksjonstiln\u00e6rming. I noen tilfeller brukes en deterministisk prediksjonsmetode, der forventede
reserver er det deterministiske \u2018base case\u2019 eller beste estimat. Forventede reserver er derfor normalt st\u00f8rre enn sikre reserver som er i
tr\u00e5d med SECs regelverk, og som representerer estimater med h\u00f8y konfidens, og minst 90 % sannsynlighet for utvinning n\u00e5r
sannsynlighetsberegninger benyttes. Forventede olje- og gassreserver estimeres av Equinors eksperter p\u00e5 basis av
bransjestandarder og er klassifisert i henhold til det norske Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem.
Estimatusikkerhet knyttet til fastsettelse av olje- og gassreserver
Reservemengder er per definisjon oppdaget, gjenv\u00e6rende, utvinnbare og \u00f8konomiske. Utvinnbare mengder olje og gass er alltid
usikre. \u00c5 estimere reserver er komplisert og basert p\u00e5 h\u00f8y grad av faglige vurderinger som involverer geologiske og tekniske
vurderinger av stedlig mengde hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinnings- og prosesseringsutbyttefaktorer samt kapasitet
p\u00e5 installerte anlegg. P\u00e5liteligheten av disse estimatene avhenger av b\u00e5de kvaliteten og tilgjengeligheten av de tekniske og
\u00f8konomiske dataene og effektiviteten i utvinning og prosessering av hydrokarboner.
Estimatusikkerhet knyttet til sikre olje- og gassreserver
Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning p\u00e5 bokf\u00f8rt verdi av produserende olje- og gasseiendeler, ettersom endringer i
sikre reserver, kan ha en vesentlig virkning p\u00e5 beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Sikre olje- og gassreserver
representerer beregnede mengder olje og gass som, basert p\u00e5 analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av
sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende \u00f8konomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold p\u00e5 det tidspunktet
reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for \u00f8konomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som
omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse p\u00e5viselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. N\u00e5r det
gjelder fremtidige utvinningsprosjekter, er slike kun inkludert i estimatet p\u00e5 sikre reserver dersom det foreligger en betydelig
forpliktelse til prosjektfinansiering og -gjennomf\u00f8ring 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 br\u00f8nner med
eksisterende utstyr og driftsmetoder, eller der kostnaden knyttet til n\u00f8dvendig utstyr er relativt liten sammenlignet med kostnadene for
en ny br\u00f8nn. Sikre, ikke utbygde reserver utvinnes fra nye br\u00f8nner eller omr\u00e5der der boring enn\u00e5 ikke er foretatt, eller fra eksisterende
br\u00f8nner n\u00e5r en relativt stor del av kapitalutgifter er p\u00e5krevd. Br\u00f8nnlokasjoner der boring ikke er gjennomf\u00f8rt kan klassifiseres som
sikre ikke utbygde reserver n\u00e5r det er utarbeidet en utbyggingsplan som indikerer at boring etter planen vil skje innen fem \u00e5r, med
mindre s\u00e6rlige omstendigheter forsvarer en lengre tidshorisont. Slike s\u00e6rlige omstendigheter vil for eksempel omfatte felt som krever
store innledende investeringer i offshore infrastruktur, slik som for mange felt p\u00e5 norsk sokkel, hvor boring av br\u00f8nner er planlagt \u00e5
fortsette over en mye lengre periode enn fem \u00e5r. For ukonvensjonelle reservoarer, der l\u00f8pende boring av nye br\u00f8nner utgj\u00f8r en
betydelig del av investeringene, som for eksempel for landeiendeler i USA, er sikre reserver alltid begrenset til sikre br\u00f8nnlokasjoner
som etter planen skal bores i l\u00f8pet av fem \u00e5r.
Equinors eksperter har estimert Equinors sikre olje- og gassreserver p\u00e5 basis av bransjestandarder og regler og kriterier for
tilleggsopplysninger regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission \u2013 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 p\u00e5 anvendelsen av et 12 m\u00e5neders prisgjennomsnitt, samt p\u00e5
eksisterende \u00f8konomiske 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 letekostnader og kj\u00f8pte leterettigheter
(i millioner USD)
Maskiner,
inventar og
transportmidler
Produksjons-
anlegg og
olje- og
gasseiendeler
Foredlings- og
produksjons-
anlegg p\u00e5 land
Bygninger
og tomter
Anlegg under
utbygging
Bruksretts-
eiendel
4)
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2022
1,335
183,358
8,481
596
12,614
5,850
212,234
Tilganger og overf\u00f8ringer
6)
52
9,390
378
6
(813)
1,319
10,332
Endring i fjerningsforpliktelser
0
(4,756)
0
0
(48)
0
(4,805)
Avgang til anskaffelseskost
(9)
(3,487)
2
(20)
(5)
(347)
(3,865)
Omregningsdifferanser
(36)
(12,557)
(576)
(19)
(934)
(188)
(14,310)
Anskaffelseskost 31. desember 2022
1,343
171,948
8,285
562
10,815
6,633
199,586
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger 1. januar
2022
(1,188)
(137,763)
(7,926)
(320)
(344)
(2,619)
(150,159)
Avskrivning
(52)
(7,643)
(160)
(33)
0
(969)
(8,856)
Nedskrivning
(8)
(187)
(39)
0
(49)
(4)
(286)
Reversering av nedskrivning
4
2,585
802
0
207
0
3,599
Overf\u00f8ringer
6)
(2)
(20)
2
0
20
(8)
(8)
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger p\u00e5 \u00e5rets
avgang
8
2,002
(4)
5
0
347
2,359
Omregningsdifferanser
34
9,571
562
9
30
59
10,264
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger 31.
desember 2022
5)
(1,203)
(131,455)
(6,763)
(338)
(135)
(3,194)
(143,088)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2022
140
40,493
1,522
224
10,679
3,439
56,498
Estimert levetid (\u00e5r)
PEM
1)
2)
3)
(i millioner USD)
Maskiner,
inventar og
transportmidler
Produksjons-
anlegg og
olje- og
gasseiendeler
Foredlings- og
produksjons-
anlegg p\u00e5 land
Bygninger
og tomter
Anlegg under
utbygging
Bruksretts-
eiendel
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2021
2,806
183,082
9,238
929
13,163
6,370
215,587
Tilganger og overf\u00f8ringer
6)
39
9,439
95
27
(355)
148
9,393
Endring i fjerningsforpliktelser
0
(2,125)
0
0
(40)
0
(2,165)
Avgang til anskaffelseskost
(1,496)
(1,975)
(70)
(353)
(25)
(501)
(4,420)
Eiendeler reklassifisert til holdt for salg
\u00a0
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-
\u00a0
og nedskrivninger 1. januar
2021
(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
Overf\u00f8ringer
6)
61
(1,319)
0
(61)
1,319
(11)
(11)
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger p\u00e5 \u00e5rets
avgang
1,448
1,785
59
326
21
480
4,118
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger,
eiendeler 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-
\u00a0
og nedskrivninger 31.
desember 2021
5)
(1,188)
(137,763)
(7,926)
(320)
(344)
(2,619)
(150,159)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2021
147
45,595
555
276
12,270
3,231
62,075
Estimert levetid (\u00e5r)
PEM
1)
2)
3)
Tabellen under viser aldersfordeling av balansef\u00f8rte letekostnader.
(i millioner USD)
2022
2021
Mindre enn 1 \u00e5r
250
234
1-5 \u00e5r
340
692
Mer enn 5 \u00e5r
1,009
1,033
Sum
1,599
1,958
13 Immaterielle eiendeler
Immaterielle eiendeler inkludert goodwill
Immaterielle eiendeler balansef\u00f8res 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
\u00a0
omklassifiseres til
varige driftsmidler n\u00e5r utbyggingsbeslutning foreligger.
Goodwill ved oppkj\u00f8p allokeres til hver kontantgenererende enhet (KGE) eller gruppe av kontantgenererende
\u00a0
enheter som forventes \u00e5
dra nytte av synergieffektene av sammenslutningen. Etter f\u00f8rstegangsinnregning m\u00e5les goodwill til kostpris med
\u00a0
fradrag for eventuelle
akkumulerte nedskrivningsbel\u00f8p. Ved oppkj\u00f8p gjennomf\u00f8rt p\u00e5 et etter skatt-grunnlag i tr\u00e5d med reglene p\u00e5 norsk sokkel innregnes en
utsatt skatteforpliktelse i regnskapet basert p\u00e5 forskjellen mellom anskaffelseskost og grunnlaget for skattemessige
\u00a0
avskrivninger
overf\u00f8rt fra selger. Motposten til slike utsatt skatt-bel\u00f8p vises som goodwill, som allokeres til den KGE eller gruppe av KGE-er hvis
skattemessige avskrivningsgrunnlag den utsatte skatten er beregnet p\u00e5 grunnlag av.
Andre immaterielle eiendeler med begrenset \u00f8konomisk levetid avskrives line\u00e6rt over deres \u00f8konomiske
\u00a0
levetid.
13 Immaterielle eiendeler
Regnskapsprinsipper
Immaterielle eiendeler inkludert goodwill
Immaterielle eiendeler balansef\u00f8res 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
\u00a0
omklassifiseres til
varige driftsmidler n\u00e5r utbyggingsbeslutning foreligger.
Goodwill ved oppkj\u00f8p allokeres til hver kontantgenererende enhet (KGE) eller gruppe av kontantgenererende
\u00a0
enheter som forventes \u00e5
dra nytte av synergieffektene av sammenslutningen. Etter f\u00f8rstegangsinnregning m\u00e5les goodwill til kostpris med
\u00a0
fradrag for eventuelle
akkumulerte nedskrivningsbel\u00f8p. Ved oppkj\u00f8p gjennomf\u00f8rt p\u00e5 et etter skatt-grunnlag i tr\u00e5d med reglene p\u00e5 norsk sokkel innregnes en
utsatt skatteforpliktelse i regnskapet basert p\u00e5 forskjellen mellom anskaffelseskost og grunnlaget for skattemessige
\u00a0
avskrivninger
overf\u00f8rt fra selger. Motposten til slike utsatt skatt-bel\u00f8p vises som goodwill, som allokeres til den KGE eller gruppe av KGE-er hvis
skattemessige avskrivningsgrunnlag den utsatte skatten er beregnet p\u00e5 grunnlag av.
Andre immaterielle eiendeler med begrenset \u00f8konomisk levetid avskrives line\u00e6rt over deres \u00f8konomiske
\u00a0
levetid.
Lete- og utbyggingsutgifter
Equinor benytter \u2018successful efforts\u2019-metoden for \u00e5 regnskapsf\u00f8re leteutgifter innenfor olje- og gassvirksomheten. Utgifter
\u00a0
knyttet til \u00e5
erverve mineralinteresser i olje- og gassomr\u00e5der, inkludert signaturbonuser, utgifter medg\u00e5tt til \u00e5 bore og utstyre letebr\u00f8nner og
utgifter til \u00e5 analysere/evaluere resultatene balansef\u00f8res som Lete- og evalueringskostnader under
\u00a0
Immaterielle eiendeler..
Geologiske og geofysiske utgifter, samt andre lete-
\u00a0
og evalueringsutgifter, kostnadsf\u00f8res l\u00f8pende.
Utgifter knyttet til leteboring som har p\u00e5vist potensielt sikre olje- og gassreserver balansef\u00f8res som immaterielle
\u00a0
eiendeler i
evalueringsfasen for funnet. Denne evalueringen blir normalt ferdigstilt innen ett \u00e5r etter
\u00a0
boreslutt. Hvis evaluering viser at en
letebr\u00f8nn ikke har p\u00e5vist sikre reserver, blir de balansef\u00f8rte kostnadene vurdert for fraregning eller testet for nedskrivning. Fraregning
og nedskrivning klassifiseres som Letekostnader i Konsernresultatregnskapet.
Balansef\u00f8rte leteutgifter knyttet til letebr\u00f8nner offshore som p\u00e5viser sikre reserveroverf\u00f8res til Varige driftsmidler p\u00e5 tidspunktet for
sanksjonering av utbyggingsprosjektet. Det kan ta flere \u00e5r fra et funn er evaluert til et prosjekt
\u00a0
er sanksjonert, avhengig av plassering
og modenhet, inkludert eksisterende infrastruktur for oppdagelsesomr\u00e5det, hvorvidt en vertsmyndighetsavtale
\u00a0
er p\u00e5 plass og hvor
komplekst og \u00f8konomisk robust prosjektet er. N\u00e5r ingen sanksjonering er p\u00e5krevd for landbaserte br\u00f8nner, skjer overf\u00f8ring til Varige
driftsmidler n\u00e5r hver br\u00f8nn er produksjonsklar.
Ved kj\u00f8p av andeler i letelisenser (\u2018farm-in\u2019-avtaler) hvor Equinor har avtalt \u00e5 dekke en andel av selgerens lete- og/eller framtidige
utbyggingsutgifter (\u2018carried interests\u2019), blir disse utgiftene regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som egne
\u00a0
lete- og utbyggingsutgifter etter
hvert som lete- og utbyggingsarbeidet gjennomf\u00f8res.
N\u00e5r kj\u00f8per tilsvarende p\u00e5tar seg \u00e5 dekke framtidige lete-
\u00a0
og utbyggingsutgifter som en del av vederlaget, regnskapsf\u00f8rer Equinor
nedsalg i eierandeler i letelisenser (\u2018farm-out\u2019-avtaler) med kontinuitet, uten regnskapsf\u00f8ring av
\u00a0
gevinster og tap. Vederlag fra salget
av en ikke-utbygd del av en eiendel reduserer eiendelens bokf\u00f8rte bel\u00f8p. Den del av salgsvederlaget
\u00a0
som overstiger eiendelens
bokf\u00f8rte bel\u00f8p bokf\u00f8res under Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet.
Rene bytter av eierandeler i letelisenser og lisenser under vurdering med sv\u00e6rt begrenset kontantvederlag
\u00a0
regnskapsf\u00f8res ved at
balansef\u00f8rt verdi p\u00e5 eiendelen som byttes bort videref\u00f8res p\u00e5 eiendelen som mottas i bytte, uten regnskapsf\u00f8ring
\u00a0
av gevinst eller tap.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til letekostnader og kj\u00f8pte leterettigheter
Letebr\u00f8nner som har p\u00e5vist reserver, men hvor klassifisering som sikre reserver avhenger av om betydelige investeringer kan
forsvares, eller der \u00f8konomisk l\u00f8nnsomhet for st\u00f8rre investeringer vil avhenge av vellykket gjennomf\u00f8ring
\u00a0
av ytterligere leteboring,
forblir balansef\u00f8rt i evalueringsperioden for funnet. Deretter vil det foretas en nedskrivningsvurdering
\u00a0
hvis ingen
utbyggingsbeslutninger er planlagt i n\u00e6r framtid, og det heller ikke er konkrete planer for framtidig
\u00a0
boring i lisensen. Vurderinger
knyttet til hvorvidt disse utgiftene skal forbli balansef\u00f8rte, bli fraregnet eller nedskrevet i perioden
\u00a0
kan i betydelig grad p\u00e5virke bokf\u00f8rt
verdi av disse eiendelene og dermed ogs\u00e5 periodens driftsresultat.
(i millioner USD)
Balansef\u00f8rte
leteutgifter
Anskaffelseskos
t leterettigheter
olje og gass
Goodwill
Andre
immaterielle
eiendeler
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2022
1,958
2,670
1,467
722
6,816
Tilganger
227
4
36
57
324
Avgang til anskaffelseskost
(10)
(50)
0
1
(58)
Overf\u00f8ringer
(227)
(516)
0
(239)
(982)
Kostnadsf\u00f8ring av tidligere balansef\u00f8rte leteutgifter
(283)
(59)
0
0
(342)
Nedskrivning av goodwill
0
0
(3)
0
(3)
Omregningsdifferanser
(65)
(14)
(121)
(13)
(213)
Anskaffelseskost 31. desember 2022
1,599
2,035
1,380
528
5,542
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger 31. desember 2022
1)
(384)
(384)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2022
1,599
2,035
1,380
144
5,158
(i millioner USD)
Balansef\u00f8rte
leteutgifter
Anskaffelseskos
t leterettigheter
olje og gass
Goodwill
Andre
immaterielle
eiendeler
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2021
2,261
3,932
1,481
831
8,505
Tilganger
191
36
61
90
378
Avgang til anskaffelseskost
(22)
1
(3)
(29)
(53)
Overf\u00f8ringer
(432)
(1,137)
0
(161)
(1,730)
Kostnadsf\u00f8ring av tidligere balansef\u00f8rte 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-
\u00a0
og nedskrivninger 31. desember 2021
1)
(364)
(364)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2021
1,958
2,670
1,467
358
6,452
Se note 14 Nedskrivninger.
\u00a0
Goodwill p\u00e5 1.380 millioner USD per 31. desember 2022 best\u00e5r hovedsakelig av teknisk goodwill
\u00a0
relatert til virksomheter anskaffet i
2019, 550 millioner USD i segmentet Leting og produksjon Norge og 410 millioner USD i
\u00a0
segmentet Markedsf\u00f8ring, midtstr\u00f8m og
prosessering.
Tabellen under viser aldersfordeling av balansef\u00f8rte letekostnader.
(i millioner USD)
2022
2021
Mindre enn 1 \u00e5r
250
234
1-5 \u00e5r
340
692
Mer enn 5 \u00e5r
1,009
1,033
Sum
1,599
1,958
Tabellen under viser spesifikasjon av \u00e5rets letekostnader.
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Leteutgifter
1,087
1,027
1,371
Kostnadsf\u00f8rte leteutgifter balansef\u00f8rt tidligere \u00e5r
342
171
2,506
Balansef\u00f8rte leteutgifter
(224)
(194)
(394)
Letekostnader
1,205
1,004
3,483
Immaterielle eiendeler balansef\u00f8res 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
\u00a0
omklassifiseres til
varige driftsmidler n\u00e5r utbyggingsbeslutning foreligger.
Goodwill ved oppkj\u00f8p allokeres til hver kontantgenererende enhet (KGE) eller gruppe av kontantgenererende
\u00a0
enheter som forventes \u00e5
dra nytte av synergieffektene av sammenslutningen. Etter f\u00f8rstegangsinnregning m\u00e5les goodwill til kostpris med
\u00a0
fradrag for eventuelle
akkumulerte nedskrivningsbel\u00f8p. Ved oppkj\u00f8p gjennomf\u00f8rt p\u00e5 et etter skatt-grunnlag i tr\u00e5d med reglene p\u00e5 norsk sokkel innregnes en
utsatt skatteforpliktelse i regnskapet basert p\u00e5 forskjellen mellom anskaffelseskost og grunnlaget for skattemessige
\u00a0
avskrivninger
overf\u00f8rt fra selger. Motposten til slike utsatt skatt-bel\u00f8p vises som goodwill, som allokeres til den KGE eller gruppe av KGE-er hvis
skattemessige avskrivningsgrunnlag den utsatte skatten er beregnet p\u00e5 grunnlag av.
Andre immaterielle eiendeler med begrenset \u00f8konomisk levetid avskrives line\u00e6rt over deres \u00f8konomiske
\u00a0
levetid.
Lete- og utbyggingsutgifter
Equinor benytter \u2018successful efforts\u2019-metoden for \u00e5 regnskapsf\u00f8re leteutgifter innenfor olje- og gassvirksomheten. Utgifter
\u00a0
knyttet til \u00e5
erverve mineralinteresser i olje- og gassomr\u00e5der, inkludert signaturbonuser, utgifter medg\u00e5tt til \u00e5 bore og utstyre letebr\u00f8nner og
utgifter til \u00e5 analysere/evaluere resultatene balansef\u00f8res som Lete- og evalueringskostnader under
\u00a0
Immaterielle eiendeler..
Geologiske og geofysiske utgifter, samt andre lete-
\u00a0
og evalueringsutgifter, kostnadsf\u00f8res l\u00f8pende.
Utgifter knyttet til leteboring som har p\u00e5vist potensielt sikre olje- og gassreserver balansef\u00f8res som immaterielle
\u00a0
eiendeler i
evalueringsfasen for funnet. Denne evalueringen blir normalt ferdigstilt innen ett \u00e5r etter
\u00a0
boreslutt. Hvis evaluering viser at en
letebr\u00f8nn ikke har p\u00e5vist sikre reserver, blir de balansef\u00f8rte kostnadene vurdert for fraregning eller testet for nedskrivning. Fraregning
og nedskrivning klassifiseres som Letekostnader i Konsernresultatregnskapet.
Balansef\u00f8rte leteutgifter knyttet til letebr\u00f8nner offshore som p\u00e5viser sikre reserveroverf\u00f8res til Varige driftsmidler p\u00e5 tidspunktet for
sanksjonering av utbyggingsprosjektet. Det kan ta flere \u00e5r fra et funn er evaluert til et prosjekt
\u00a0
er sanksjonert, avhengig av plassering
og modenhet, inkludert eksisterende infrastruktur for oppdagelsesomr\u00e5det, hvorvidt en vertsmyndighetsavtale
\u00a0
er p\u00e5 plass og hvor
komplekst og \u00f8konomisk robust prosjektet er. N\u00e5r ingen sanksjonering er p\u00e5krevd for landbaserte br\u00f8nner, skjer overf\u00f8ring til Varige
driftsmidler n\u00e5r hver br\u00f8nn er produksjonsklar.
Ved kj\u00f8p av andeler i letelisenser (\u2018farm-in\u2019-avtaler) hvor Equinor har avtalt \u00e5 dekke en andel av selgerens lete- og/eller framtidige
utbyggingsutgifter (\u2018carried interests\u2019), blir disse utgiftene regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som egne
\u00a0
lete- og utbyggingsutgifter etter
hvert som lete- og utbyggingsarbeidet gjennomf\u00f8res.
N\u00e5r kj\u00f8per tilsvarende p\u00e5tar seg \u00e5 dekke framtidige lete-
\u00a0
og utbyggingsutgifter som en del av vederlaget, regnskapsf\u00f8rer Equinor
nedsalg i eierandeler i letelisenser (\u2018farm-out\u2019-avtaler) med kontinuitet, uten regnskapsf\u00f8ring av
\u00a0
gevinster og tap. Vederlag fra salget
av en ikke-utbygd del av en eiendel reduserer eiendelens bokf\u00f8rte bel\u00f8p. Den del av salgsvederlaget
\u00a0
som overstiger eiendelens
bokf\u00f8rte bel\u00f8p bokf\u00f8res under Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet.
Rene bytter av eierandeler i letelisenser og lisenser under vurdering med sv\u00e6rt begrenset kontantvederlag
\u00a0
regnskapsf\u00f8res ved at
balansef\u00f8rt verdi p\u00e5 eiendelen som byttes bort videref\u00f8res p\u00e5 eiendelen som mottas i bytte, uten regnskapsf\u00f8ring
\u00a0
av gevinst eller tap.
Equinor benytter \u2018successful efforts\u2019-metoden for \u00e5 regnskapsf\u00f8re leteutgifter innenfor olje- og gassvirksomheten. Utgifter
\u00a0
knyttet til \u00e5
erverve mineralinteresser i olje- og gassomr\u00e5der, inkludert signaturbonuser, utgifter medg\u00e5tt til \u00e5 bore og utstyre letebr\u00f8nner og
utgifter til \u00e5 analysere/evaluere resultatene balansef\u00f8res som Lete- og evalueringskostnader under
\u00a0
Immaterielle eiendeler..
Geologiske og geofysiske utgifter, samt andre lete-
\u00a0
og evalueringsutgifter, kostnadsf\u00f8res l\u00f8pende.
Utgifter knyttet til leteboring som har p\u00e5vist potensielt sikre olje- og gassreserver balansef\u00f8res som immaterielle
\u00a0
eiendeler i
evalueringsfasen for funnet. Denne evalueringen blir normalt ferdigstilt innen ett \u00e5r etter
\u00a0
boreslutt. Hvis evaluering viser at en
letebr\u00f8nn ikke har p\u00e5vist sikre reserver, blir de balansef\u00f8rte kostnadene vurdert for fraregning eller testet for nedskrivning. Fraregning
og nedskrivning klassifiseres som Letekostnader i Konsernresultatregnskapet.
Balansef\u00f8rte leteutgifter knyttet til letebr\u00f8nner offshore som p\u00e5viser sikre reserveroverf\u00f8res til Varige driftsmidler p\u00e5 tidspunktet for
sanksjonering av utbyggingsprosjektet. Det kan ta flere \u00e5r fra et funn er evaluert til et prosjekt
\u00a0
er sanksjonert, avhengig av plassering
og modenhet, inkludert eksisterende infrastruktur for oppdagelsesomr\u00e5det, hvorvidt en vertsmyndighetsavtale
\u00a0
er p\u00e5 plass og hvor
komplekst og \u00f8konomisk robust prosjektet er. N\u00e5r ingen sanksjonering er p\u00e5krevd for landbaserte br\u00f8nner, skjer overf\u00f8ring til Varige
driftsmidler n\u00e5r hver br\u00f8nn er produksjonsklar.
Ved kj\u00f8p av andeler i letelisenser (\u2018farm-in\u2019-avtaler) hvor Equinor har avtalt \u00e5 dekke en andel av selgerens lete- og/eller framtidige
utbyggingsutgifter (\u2018carried interests\u2019), blir disse utgiftene regnskapsf\u00f8rt p\u00e5 samme m\u00e5te som egne
\u00a0
lete- og utbyggingsutgifter etter
hvert som lete- og utbyggingsarbeidet gjennomf\u00f8res.
N\u00e5r kj\u00f8per tilsvarende p\u00e5tar seg \u00e5 dekke framtidige lete-
\u00a0
og utbyggingsutgifter som en del av vederlaget, regnskapsf\u00f8rer Equinor
nedsalg i eierandeler i letelisenser (\u2018farm-out\u2019-avtaler) med kontinuitet, uten regnskapsf\u00f8ring av
\u00a0
gevinster og tap. Vederlag fra salget
av en ikke-utbygd del av en eiendel reduserer eiendelens bokf\u00f8rte bel\u00f8p. Den del av salgsvederlaget
\u00a0
som overstiger eiendelens
bokf\u00f8rte bel\u00f8p bokf\u00f8res under Andre inntekter i Konsernresultatregnskapet.
Rene bytter av eierandeler i letelisenser og lisenser under vurdering med sv\u00e6rt begrenset kontantvederlag
\u00a0
regnskapsf\u00f8res ved at
balansef\u00f8rt verdi p\u00e5 eiendelen som byttes bort videref\u00f8res p\u00e5 eiendelen som mottas i bytte, uten regnskapsf\u00f8ring
\u00a0
av gevinst eller tap.
(i millioner USD)
Balansef\u00f8rte
leteutgifter
Anskaffelseskos
t leterettigheter
olje og gass
Goodwill
Andre
immaterielle
eiendeler
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2022
1,958
2,670
1,467
722
6,816
Tilganger
227
4
36
57
324
Avgang til anskaffelseskost
(10)
(50)
0
1
(58)
Overf\u00f8ringer
(227)
(516)
0
(239)
(982)
Kostnadsf\u00f8ring av tidligere balansef\u00f8rte leteutgifter
(283)
(59)
0
0
(342)
Nedskrivning av goodwill
0
0
(3)
0
(3)
Omregningsdifferanser
(65)
(14)
(121)
(13)
(213)
Anskaffelseskost 31. desember 2022
1,599
2,035
1,380
528
5,542
Akkumulerte av-
\u00a0
og nedskrivninger 31. desember 2022
1)
(384)
(384)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2022
1,599
2,035
1,380
144
5,158
(i millioner USD)
Balansef\u00f8rte
leteutgifter
Anskaffelseskos
t leterettigheter
olje og gass
Goodwill
Andre
immaterielle
eiendeler
Sum
Anskaffelseskost 1. januar 2021
2,261
3,932
1,481
831
8,505
Tilganger
191
36
61
90
378
Avgang til anskaffelseskost
(22)
1
(3)
(29)
(53)
Overf\u00f8ringer
(432)
(1,137)
0
(161)
(1,730)
Kostnadsf\u00f8ring av tidligere balansef\u00f8rte 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-
\u00a0
og nedskrivninger 31. desember 2021
1)
(364)
(364)
Bokf\u00f8rt verdi 31. desember 2021
1,958
2,670
1,467
358
6,452
Tabellen under viser aldersfordeling av balansef\u00f8rte letekostnader.
(i millioner USD)
2022
2021
Mindre enn 1 \u00e5r
250
234
1-5 \u00e5r
340
692
Mer enn 5 \u00e5r
1,009
1,033
Sum
1,599
1,958
Tabellen under viser spesifikasjon av \u00e5rets letekostnader.
For regnskaps\u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Leteutgifter
1,087
1,027
1,371
Kostnadsf\u00f8rte leteutgifter balansef\u00f8rt tidligere \u00e5r
342
171
2,506
Balansef\u00f8rte leteutgifter
(224)
(194)
(394)
Letekostnader
1,205
1,004
3,483
Regnskapsprinsipper
Nedskrivning av varige driftsmidler, bruksrettseiendeler og immaterielle eiendeler inkludert goodwill
Individuelle eiendeler eller grupper av eiendeler testes for nedskrivning dersom hendelser eller
\u00a0
endrede forhold indikerer at den
balansef\u00f8rte verdien kan overstige gjenvinnbart bel\u00f8p. Eiendeler grupperes som kontantgenererende
\u00a0
enheter (KGE-er), som er den
minste identifiserbare gruppen av eiendeler som genererer inng\u00e5ende kontantstr\u00f8mmer som i all
\u00a0
vesentlighet er uavhengige av
inng\u00e5ende kontantstr\u00f8mmer fra andre grupper av eiendeler. Olje- og gassfelt eller installasjoner anses normalt som separate KGE-er.
Hvert ukonvensjonelle skiferomr\u00e5de vurderes som en KGE n\u00e5r det ikke er mulig \u00e5 p\u00e5litelig identifisere
\u00a0
uavhengige inng\u00e5ende
kontantstr\u00f8mmer fra andre deler av omr\u00e5det Ved nedskrivningsvurderinger blir bokf\u00f8rt verdi av KGE-er bestemt p\u00e5 samme grunnlag
som det gjenvinnbare bel\u00f8pet.
Balansef\u00f8rte leteutgifter og anskaffelseskost for leterettigheter for olje og gass, eller balansef\u00f8rt verdi for KGE-en
\u00a0
som slike tilh\u00f8rer,
vurderes for nedskrivning n\u00e5r forhold eller hendelser tilsier at balansef\u00f8rt bel\u00f8p kan overstige gjenvinnbart
\u00a0
bel\u00f8p, og minimum en
gang i \u00e5ret. Letebr\u00f8nner som har p\u00e5vist reserver, men hvor klassifisering som sikre reserver avhenger av om betydelige investeringer
kan forsvares, eller der \u00f8konomisk l\u00f8nnsomhet for st\u00f8rre investeringer vil avhenge av vellykket gjennomf\u00f8ring
\u00a0
av ytterligere
leteboring, forblir balansef\u00f8rt i evalueringsperioden for funnet. Dersom evalueringen konkluderer
\u00a0
med at det ikke er funnet sikre
reserver i letebr\u00f8nnen skal de balansef\u00f8rte leteutgiftene testes for nedskrivning. Etter gjennomf\u00f8rt
\u00a0
evalueringsfase foretas det en
nedskrivningsvurdering hvis ingen utbyggingsbeslutninger er planlagt i n\u00e6r framtid, og det heller ikke
\u00a0
er konkrete planer for framtidig
boring i lisensen.
Goodwill testes \u00e5rlig for tap knyttet til verdifall, eller oftere dersom det foreligger hendelser
\u00a0
eller endrede forhold som indikerer mulig
verdifall. Eventuelt verdifall identifiseres ved \u00e5 vurdere gjenvinnbart bel\u00f8p for den KGE-en, eller
\u00a0
den gruppen av enheter, som
goodwillen er tilordnet. Ved testing for nedskrivning av goodwill som opprinnelig ble regnskapsf\u00f8rt som motpost til en beregnet
avsetning for utsatt skatt i en etter skatt-transaksjon p\u00e5 norsk sokkel, vil det gjenv\u00e6rende
\u00a0
utsatt skattebel\u00f8pet bli hensyntatt i
nedskrivningsvurderingen.
Tap ved verdifall og reversering av slike tap klassifiseres i Konsernresultatregnskapet som Letekostnader eller Avskrivninger,
amortiseringer og netto nedskrivninger, p\u00e5 bakgrunn av den nedskrevne eiendelens art som henholdsvis balansef\u00f8rte leteutgifter
(immaterielle leteeiendeler) eller anlegg under utbygging og produksjonsanlegg (varige driftsmidler og andre
\u00a0
immaterielle eiendeler).
M\u00e5ling
Gjenvinnbart bel\u00f8p benyttet i Equinors nedskrivningsvurderinger er vanligvis eiendelens estimerte
\u00a0
bruksverdi. Equinor kan ogs\u00e5
benytte eiendelens virkelige verdi fratrukket salgsutgifter som gjenvinnbart bel\u00f8p n\u00e5r en slik
\u00a0
verdi er tilgjengelig, p\u00e5litelig og basert p\u00e5
en nylig gjennomf\u00f8rt sammenlignbar transaksjon.
Bruksverdi beregnes ved bruk av diskonterte kontantstr\u00f8mmer. De estimerte framtidige kontantstr\u00f8mmene blir basert p\u00e5 rimelige og
dokumenterbare forutsetninger og representerer ledelsens beste estimat p\u00e5 de ulike \u00f8konomiske forhold
\u00a0
som vil foreligge i
eiendelenes gjenv\u00e6rende utnyttbare levetid, slik disse framg\u00e5r av Equinors nyeste godkjente prognoser. I utarbeidelsen av
prognosene anvender Equinor en metode for jevnlige oppdateringer av forutsetninger og \u00f8konomiske forhold
\u00a0
som gjennomg\u00e5s av
ledelsen og oppdateres minst en gang i \u00e5ret. For eiendeler og KGE-er med forventet levetid
\u00a0
eller produksjon av forventede olje- og
gassreserver ut over en periode p\u00e5 fem \u00e5r, inkludert planlagt produksjon fra landbaserte skifereiendeler med lang utbyggings-
\u00a0
og
produksjonshorisont, inkluderer estimatene forventet produksjon, og de tilh\u00f8rende kontantstr\u00f8mmene inkluderer
\u00a0
prosjekt- eller
eiendelsspesifikke estimater for den relevante perioden. Slike estimater utarbeides p\u00e5 grunnlag av konsistent
\u00a0
anvendte
konsernprinsipper og -forutsetninger.
De framtidige forventede kontantstr\u00f8mmene blir risikojustert for det aktuelle driftsmiddelet eller KGE-en og neddiskontert
\u00a0
ved bruk av
real diskonteringsrente etter skatt, basert p\u00e5 Equinors gjennomsnittlige kapitalkostnad (WACC) etter skatt. Landrisiko som er spesifikk
for et prosjekt er hensyntatt gjennom en justering av prosjektenes kontantstr\u00f8m. Equinor anser landspesifikk
\u00a0
risiko f\u00f8rst og fremst som
en usystematisk risiko. Kontantstr\u00f8mmen justeres for risiko som p\u00e5virker forventet kontantstr\u00f8m i et prosjekt
\u00a0
og som ikke er en del av
selve prosjektet. Bruken av diskonteringsrente etter skatt for \u00e5 beregne gjenvinnbart bel\u00f8p f\u00f8rer ikke til en
\u00a0
vesentlig forskjellig
vurdering av behovet for, eller bel\u00f8pet knyttet til, nedskrivning, i forhold til hva som ville framkommet ved bruk av en
diskonteringsrente f\u00f8r skatt.
Reverseringer av nedskrivninger
Nedskrivninger reverseres bare i den grad det har skjedd endringer i estimatet som legges
\u00a0
til grunn for \u00e5 bestemme en eiendels
gjenvinnbare bel\u00f8p siden forrige nedskrivning ble regnskapsf\u00f8rt. En reversering kan ikke overstige
\u00a0
det bel\u00f8pet som ville v\u00e6rt bokf\u00f8rt
for eiendelen eller KGE-en, etter avskrivninger, hvis det ikke hadde v\u00e6rt gjennomf\u00f8rt nedskrivninger i tidligere \u00e5r. Nedskrivning av
mislykkede br\u00f8nner gj\u00f8res kun i den utstrekning vilk\u00e5rene for nedskrivning ikke lenger er til stede.
\u00a0
Nedskrivning av goodwill blir ikke
reversert.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til nedskrivning og reversering av nedskrivning
Vurderingen av hvorvidt en eiendel m\u00e5 nedskrives, eller om en nedskrivning skal reverseres, bygger i stor grad p\u00e5 skj\u00f8nnsmessige
vurderinger og vesentlige etablerte forutsetninger om framtiden. I Equinors virksomhet kreves det skj\u00f8nn for \u00e5 vurdere hva som utgj\u00f8r
en KGE. Utvikling i produksjon, infrastrukturl\u00f8sninger, markeder, produktprising, ledelsesbeslutninger og andre faktorer kan over tid
f\u00f8re til endringer i KGE-er, som for eksempel oppdeling av en opprinnelig KGE i flere.
Den iboende volatile karakteren til makro\u00f8konomiske faktorer som fremtidige r\u00e5varepriser og diskonteringsrente, usikkerhet i
eiendelsspesifikke faktorer som reserveestimater samt driftsbeslutninger som p\u00e5virker produksjonsprofilen eller aktivitetsniv\u00e5et for
v\u00e5re olje- og naturgasseiendeler medf\u00f8rer risiko for endring i de viktigste forutsetningene som benyttes. Endringer i utenlandske
valutakurser p\u00e5virker ogs\u00e5 bruksverdien, spesielt for eiendeler p\u00e5 norsk kontinentalsokkel, hvor den funksjonelle valutaen er NOK.
Ved estimering av gjenvinnbart bel\u00f8p brukes den forventede kontantstr\u00f8mmetoden for \u00e5 gjenspeile usikkerhet i timing og bel\u00f8p. For
eksempel er klimarelaterte forhold (se ogs\u00e5 note 3 Konsekvenser av initiativ for \u00e5 begrense klimaendringer) forventet \u00e5 ha omfattende
effekter p\u00e5 energin\u00e6ringen, og p\u00e5virker ikke bare tilbud, ettersp\u00f8rsel og r\u00e5varepriser, men ogs\u00e5 teknologiendringer, \u00f8kte
utslippsrelaterte avgifter og andre forhold med virkning hovedsakelig p\u00e5 middels lang og lang sikt. Disse effektene er tatt med i
prisantagelsene som brukes til \u00e5 estimere fremtidige kontantstr\u00f8mmer ved hjelp av sannsynlighetsveide scenarioanalyser.
De estimerte fremtidige kontantstr\u00f8mmene som gjenspeiler Equinors, markedsakt\u00f8rers og andre eksterne kilders antagelser om
fremtiden er komplekse. Nedskrivningstesting krever langsiktige forutsetninger om en rekke \u00f8konomiske faktorer som fremtidige
markedspriser, raffineringsmarginer, utenlandsk valutakurs, fremtidig produksjon, diskonteringsrenter, hvordan tidspunktet for
skatteinsentivregulering p\u00e5virker, samt politisk og nasjonal risiko blant annet for \u00e5 etablere relevante fremtidige kontantstr\u00f8mmer.
Langsiktige forutsetninger for viktige \u00f8konomiske faktorer blir gitt p\u00e5 konsernniv\u00e5, og det er en h\u00f8y grad av begrunnet skj\u00f8nn involvert
i \u00e5 etablere disse forutsetningene, \u00e5 bestemme andre relevante faktorer, som for eksempel priskurver, \u00e5 estimere produksjonen og \u00e5
bestemme terminalverdien p\u00e5 en eiendel.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Netto nedskrivninger/(reversering av nedskrivninger)
For \u00e5ret
Varige driftsmidler
Immaterielle eiendeler
Sum
(i millioner USD)
2022
2021
2020
2022
2021
2020
2022
2021
2020
Produksjonsanlegg og anlegg under utbygging
1)
(3,313)
1,285
5,671
(26)
(2)
680
(3,339)
1,283
6,351
Goodwill
1)
3
1
42
3
1
42
Andre immaterielle eiendeler
1)
0
0
8
0
0
8
Anskaffelseskost relatert til leterettigheter olje og
gass
2)
85
154
657
85
154
657
Netto nedskrivning/(reversering)
(3,313)
1,285
5,671
62
154
1,386
(3,251)
1,439
7,057
I tillegg er det nedskrivninger av eierandeler i tilknyttede selskaper p\u00e5 832 millioner USD,
\u00a0
se note 6 Oppkj\u00f8p og nedsalg
vedr\u00f8rende effekten av beslutningen om \u00e5 trekke all virksomhet ut av Russland. Total netto nedskrivning av eiendeler i henhold
til IAS36 i 2022 er 2.504 millioner USD.
\u00a0
Anskaffelseskostnader knyttet til leteaktiviteter som er gjenstand for nedskrivningsvurdering etter \u00absuccessful efforts\u00bb-metoden
(IFRS 6).
31. desember 2022
31. desember 2021
(i millioner USD)
Bokf\u00f8rt bel\u00f8p
etter
nedskrivninger
Netto
nedskrivning/
(reversering)
Bokf\u00f8rt bel\u00f8p
etter
nedskrivninger
Netto
nedskrivning/
(reversering)
Leting og produksjon Norge
3,201
(819)
5,379
(1,102)
Leting og produksjon USA - onshore
546
(204)
1,979
48
Leting og produksjon USA - offshore Mexicogulfen
2,691
(882)
798
18
Europa og Asia
1,551
295
1,566
1,609
Markedsf\u00f8ring, midtstr\u00f8m & prosessering
1,416
(895)
868
716
Annet
30
0
20
(7)
Sum
9,435
(2,505)
10,611
1,283
Leting og produksjon Norge
I 2022 var hoved\u00e5rsakene til reversering av nedskrivninger \u00f8kte prisforutsetninger og endring i strategi for
\u00a0
gasseksport. I 2021 var
\u00e5rsakene \u00f8kte fremtidige prisestimater og oppjustering av reserver.
Leting og produksjon USA \u2013 onshore
I 2022 var reversering av nedskrivninger grunnet forutsetning om \u00f8kte gasspriser mens i 2021 var
\u00a0
netto nedskrivninger for\u00e5rsaket av
negative reservejusteringer og salg av en eiendel.
Leting og produksjon USA \u2013 offshore Mexicogulfen
I 2022 var \u00f8kte prisforutsetninger og h\u00f8yere reserveestimater \u00e5rsaken til reversering av nedskrivninger, i 2021 var nedskrivningene
grunnet nedjustering av reserver.
Leting og produksjon internasjonalt - Europa og Asia
I 2022 var netto nedskrivning p\u00e5virket av beslutningen om \u00e5 trekke virksomhet ut av Russland (se
\u00a0
note 6 Oppkj\u00f8p og nedsalg). Dette
ble i stor grad motvirket av reversering av nedskrivning knyttet til Mariner i UK p\u00e5 grunn av
\u00a0
optimalisering av produksjonsprofil og \u00f8kte
prisforutsetninger i tillegg til en liten \u00f8kning i reserveestimater. I 2021 var netto nedskrivninger i hovedsak knyttet til nedjustering av
reserver delvis motvirket av h\u00f8yere priser.
Markedsf\u00f8ring, midtstr\u00f8m & prosessering (MMP)
I 2022 var reversering av nedskrivninger for\u00e5rsaket av h\u00f8yere marginforutsetninger og i 2021 var nedskrivninger
\u00a0
i hovedsak knyttet til
h\u00f8yere CO
2
\u00a0
avgifter og kvotepriser for et raffineri og endring av vurderingsprinsipp til markedsverdi i forbindelse med
\u00a0
omklassifisering
til holdt for salg.
Regnskapsestimater
Ledelsens forutsetninger om fremtidige r\u00e5varepriser og valutakurser benyttes i nedskrivningsberegninger til
\u00a0
bruksverdi. Da det er
iboende usikkerhet knyttet til forutsetningene, reflekterer forutsetninger om r\u00e5varepriser og valutakurser ledelsens beste
\u00a0
estimat p\u00e5
pris - og valutautvikling over eiendelenes levetid. Dette er basert p\u00e5 ledelsens syn p\u00e5 relevante forhold
\u00a0
i dag og sannsynlig utvikling av
slike forhold som ettersp\u00f8rsel etter energi, endringer i energi- og klimapolitikk s\u00e5 vel som tempo for omstilling
\u00a0
til andre
energil\u00f8sninger, befolknings- og \u00f8konomisk vekst, geopolitisk risiko, teknologi-
\u00a0
og kostnadsutvikling og andre faktorer. Ledelsens
forutsetninger tar ogs\u00e5 hensyn til framskrivninger hos eksterne kilder.
Equinor har utf\u00f8rt en grundig og bred analyse av forventet utvikling av drivere innen ulike r\u00e5varemarkeder
\u00a0
og valutakurser.
\u00a0
Vesentlig
usikkerhet er fortsatt til stede rundt fremtidig utvikling i r\u00e5varepriser grunnet omstilling til lav-karbon
\u00a0
\u00f8konomier, fremtidige tiltak fra
OPEC+ og andre faktorer. Ledelsens analyse av forventet utvikling av driverne for r\u00e5varepriser og valutakurser resulterte i at det ble
gjort endringer i de langsiktige prisforutsetningene med virkning fra tredje kvartal 2022. Tabellen nedenfor viser prispunkter i
priskurver som ligger til grunn for nedskrivningsberegninger. Prisene som gjaldt fra tredje kvartal 2021 og til og med andre kvartal
2022 er vist i parentes.
Klima er hensyntatt i nedskrivningsberegningene direkte ved \u00e5 estimere CO
2
\u00a0
avgifter i kontantstr\u00f8mmene. Indirekte, vil effekten av
klimaendringer v\u00e6re inkludert i estimerte r\u00e5varepriser der tilbud og ettersp\u00f8rsel er vurdert. Prisene
\u00a0
har ogs\u00e5 effekt p\u00e5 estimerte
produksjonsprofiler og \u00f8konomisk sluttdato for prosjektene. Videre s\u00e5 er klimahensyn del av investeringsbeslutningene som
\u00a0
f\u00f8lger av
Equinors strategi og forpliktelser i overgangen til andre energil\u00f8sninger.
Norsk klimaplan for perioden 2021-2030 (Meld. St. 13 (2020-2021)) som forutsetter gradvis \u00f8kt
\u00a0
CO
2
skatt (totalt EU ETS + Norsk CO
2
skatt) i Norge p\u00e5 2000 kroner / tonn i 2030 er benyttet for nedskrivningsvurderinger
\u00a0
av norske oppstr\u00f8ms eiendeler.
For \u00e5 reflektere at karbon vil ha en kostnad for alle v\u00e5re 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 \u00e5 endre seg. NOK / USD valutakurs fra 2025 og videre
\u00a0
er beholdt p\u00e5 8,5 NOK / EUR
p\u00e5 10,0 og USD / GBP p\u00e5 1,35.
Diskonteringsrenten som er benyttet for \u00e5 estimere bruksverdi er 5 % etter skatt. Denne raten er
\u00a0
utledet fra Equinors vektede
gjennomsnittlige kapitalkostnad. For prosjekter, hovedsakelig innenfor REN segmentet i perioder med fast inntekt med lav risiko vil en
lavere diskonteringsrente bli vurdert. En utledet f\u00f8r skatt diskonteringsrate vil ligge i spennet 42 - 102 %
\u00a0
for E&P Norway, 8-9 % for
E&P International, 6-9 % for E&P USA og 7% for MMP avhengig av eiendelsspesifikke
\u00a0
karakterisktika som for eksempel skattemessig
behandling, kontantstr\u00f8ms profil, og \u00f8konomisk levetid. F\u00f8r skatt ratene for 2021 var henholdsvis
\u00a0
18-32 %, 5-9 %, 6-7 % og 7 %.
Sensitiviteter
R\u00e5vareprisene har historisk sett v\u00e6rt volatile. Vesentlig ytterligere nedjustering av Equinors forutsetninger om r\u00e5varepriser ville
resultert i nedskrivninger av enkelte produksjonseiendeler og anlegg under utbygging i Equinors portef\u00f8lje, inkludert immaterielle
eiendeler som er gjenstand for nedskrivningsvurderinger. En motsatt justering kan medf\u00f8re reversering av nedskrivninger. Ved en
ytterligere nedjustering av priser over eiendelenes fulle levetid p\u00e5 30 %, noe som vurderes til \u00e5 v\u00e6re en rimelig mulig endring, vil
nedskrivningsbel\u00f8pet kunne ligge i omr\u00e5det rundt 14 milliarder USD f\u00f8r skatt. Se note 3 Konsekvenser av initiativ for \u00e5 begrense
klimaendringer om en mulig effekt ved \u00e5 bruke prisene i et 1,5
o
C \u2013 forenlig, null utslipp i 2050 scenario (Net Zero Emission by 2050
scenario) og Announced Pledges Scenario estimert av det Internasjonale energibyr\u00e5et (IEA)
Sensitivitetene som er laget for illustrasjonsform\u00e5l, begge basert p\u00e5 en forenklet metode, forutsetter at det ikke er endringer i andre
faktorer enn priser. En prisreduksjon p\u00e5 30 % eller de prisene som reflekterer IEAs null utslipps scenario og Announced Pledges
scenario vil imidlertid sannsynligvis resultere i endrede forretningsplaner s\u00e5 vel som endring i andre estimater som inng\u00e5r i
beregningen av gjenvinnbart bel\u00f8p. Endringer i disse faktorene reduserer effekten knyttet til r\u00e5vareprisens sensitivitet. Endringer som
kunne forventes, ville v\u00e6re redusert kostnadsniv\u00e5 i olje- og gassindustrien s\u00e5 vel som motvirkende valutaeffekter, hvilket historisk har
vist seg \u00e5 v\u00e6re tilfelle ved vesentlige endringer i r\u00e5vareprisene. De illustrerte sensitivitetene kan derfor verken anses for \u00e5
representere beste estimat for en forventet nedskrivning eller et estimat for effekten p\u00e5 driftsinntekter eller driftsresultat i et slikt
scenario. En vesentlig og langvarig reduksjon i olje- og gasspriser ville ogs\u00e5 resultert i motvirkende tiltak fra Equinor og lisenspartnere
da reduserte olje- og gasspriser vil p\u00e5virke boreplaner og produksjonsprofiler for nye og eksisterende anlegg. \u00c5 kvantifisere effekten
av dette er vurdert til ikke \u00e5 v\u00e6re praktisk gjennomf\u00f8rbart fordi det krever detaljerte tekniske, geologiske og \u00f8konomiske vurderinger
basert p\u00e5 hypotetiske scenarier og ikke basert p\u00e5 eksisterende forretningsplaner eller utbyggingsplaner.
Ved vurdering av behov for nedskrivning blir eiendelens balansef\u00f8rte verdi sammenliknet med eiendelens gjenvinnbare verdi.
Tabellen nedenfor viser de eiendelene som er nedskrevet
\u00a0
/ (reversert) per omr\u00e5de, netto nedskrivning/(reversering) og bokf\u00f8rt verdi
etter nedskrivning.
\u00c5r
Priser i relle termer 1)
2025
2030
2040
2050
Brent Blend (USD/fat)
75
(70)
75
(75)
70
(69)
65
(64)
Europeisk gass (USD/MMBtu) - TTF
\u00a0
2)
20.0
(7.3)
9.5
(6.8)
9.0
(8.2)
9.0
(7.5)
Henry Hub (USD/MMBtu)
4.0
(3.3)
3.7
(3.4)
3.7
(3.6)
3.7
(3.6)
Elektrisitet Tyskland (EUR/MWt)
115
(65)
70
(62)
57
(64)
57
(64)
EU ETS (EUR/tonn)
80
(61)
80
(70)
105
(89)
130
(108)
Basis \u00e5r 2022. Prisene i tabellen er prispunkter p\u00e5 priskurver.
2)
Fra tredje kvartal 2022 er TTF brukt som hoved referansepris for europeisk gass. Oppdaterte
\u00a0
prispunkter for den tidligere brukte
NBP tilsvarer de oppgitte, oppdaterte prispunkter for TTF. Tidligere brukte sammenligningspriser for NBP er 7,4, 6,9, 8,3, og 7,6
for henholdsvis 2025, 2030, 2040 og 2050.
Nedskrivning av varige driftsmidler, bruksrettseiendeler og immaterielle eiendeler inkludert goodwill
Individuelle eiendeler eller grupper av eiendeler testes for nedskrivning dersom hendelser eller
\u00a0
endrede forhold indikerer at den
balansef\u00f8rte verdien kan overstige gjenvinnbart bel\u00f8p. Eiendeler grupperes som kontantgenererende
\u00a0
enheter (KGE-er), som er den
minste identifiserbare gruppen av eiendeler som genererer inng\u00e5ende kontantstr\u00f8mmer som i all
\u00a0
vesentlighet er uavhengige av
inng\u00e5ende kontantstr\u00f8mmer fra andre grupper av eiendeler. Olje- og gassfelt eller installasjoner anses normalt som separate KGE-er.
Hvert ukonvensjonelle skiferomr\u00e5de vurderes som en KGE n\u00e5r det ikke er mulig \u00e5 p\u00e5litelig identifisere
\u00a0
uavhengige inng\u00e5ende
kontantstr\u00f8mmer fra andre deler av omr\u00e5det Ved nedskrivningsvurderinger blir bokf\u00f8rt verdi av KGE-er bestemt p\u00e5 samme grunnlag
som det gjenvinnbare bel\u00f8pet.
Balansef\u00f8rte leteutgifter og anskaffelseskost for leterettigheter for olje og gass, eller balansef\u00f8rt verdi for KGE-en
\u00a0
som slike tilh\u00f8rer,
vurderes for nedskrivning n\u00e5r forhold eller hendelser tilsier at balansef\u00f8rt bel\u00f8p kan overstige gjenvinnbart
\u00a0
bel\u00f8p, og minimum en
gang i \u00e5ret. Letebr\u00f8nner som har p\u00e5vist reserver, men hvor klassifisering som sikre reserver avhenger av om betydelige investeringer
kan forsvares, eller der \u00f8konomisk l\u00f8nnsomhet for st\u00f8rre investeringer vil avhenge av vellykket gjennomf\u00f8ring
\u00a0
av ytterligere
leteboring, forblir balansef\u00f8rt i evalueringsperioden for funnet. Dersom evalueringen konkluderer
\u00a0
med at det ikke er funnet sikre
reserver i letebr\u00f8nnen skal de balansef\u00f8rte leteutgiftene testes for nedskrivning. Etter gjennomf\u00f8rt
\u00a0
evalueringsfase foretas det en
nedskrivningsvurdering hvis ingen utbyggingsbeslutninger er planlagt i n\u00e6r framtid, og det heller ikke
\u00a0
er konkrete planer for framtidig
boring i lisensen.
Goodwill testes \u00e5rlig for tap knyttet til verdifall, eller oftere dersom det foreligger hendelser
\u00a0
eller endrede forhold som indikerer mulig
verdifall. Eventuelt verdifall identifiseres ved \u00e5 vurdere gjenvinnbart bel\u00f8p for den KGE-en, eller
\u00a0
den gruppen av enheter, som
goodwillen er tilordnet. Ved testing for nedskrivning av goodwill som opprinnelig ble regnskapsf\u00f8rt som motpost til en beregnet
avsetning for utsatt skatt i en etter skatt-transaksjon p\u00e5 norsk sokkel, vil det gjenv\u00e6rende
\u00a0
utsatt skattebel\u00f8pet bli hensyntatt i
nedskrivningsvurderingen.
Tap ved verdifall og reversering av slike tap klassifiseres i Konsernresultatregnskapet som Letekostnader eller Avskrivninger,
amortiseringer og netto nedskrivninger, p\u00e5 bakgrunn av den nedskrevne eiendelens art som henholdsvis balansef\u00f8rte leteutgifter
(immaterielle leteeiendeler) eller anlegg under utbygging og produksjonsanlegg (varige driftsmidler og andre
\u00a0
immaterielle eiendeler).
M\u00e5ling
Gjenvinnbart bel\u00f8p benyttet i Equinors nedskrivningsvurderinger er vanligvis eiendelens estimerte
\u00a0
bruksverdi. Equinor kan ogs\u00e5
benytte eiendelens virkelige verdi fratrukket salgsutgifter som gjenvinnbart bel\u00f8p n\u00e5r en slik
\u00a0
verdi er tilgjengelig, p\u00e5litelig og basert p\u00e5
en nylig gjennomf\u00f8rt sammenlignbar transaksjon.
Bruksverdi beregnes ved bruk av diskonterte kontantstr\u00f8mmer. De estimerte framtidige kontantstr\u00f8mmene blir basert p\u00e5 rimelige og
dokumenterbare forutsetninger og representerer ledelsens beste estimat p\u00e5 de ulike \u00f8konomiske forhold
\u00a0
som vil foreligge i
eiendelenes gjenv\u00e6rende utnyttbare levetid, slik disse framg\u00e5r av Equinors nyeste godkjente prognoser. I utarbeidelsen av
prognosene anvender Equinor en metode for jevnlige oppdateringer av forutsetninger og \u00f8konomiske forhold
\u00a0
som gjennomg\u00e5s av
ledelsen og oppdateres minst en gang i \u00e5ret. For eiendeler og KGE-er med forventet levetid
\u00a0
eller produksjon av forventede olje- og
gassreserver ut over en periode p\u00e5 fem \u00e5r, inkludert planlagt produksjon fra landbaserte skifereiendeler med lang utbyggings-
\u00a0
og
produksjonshorisont, inkluderer estimatene forventet produksjon, og de tilh\u00f8rende kontantstr\u00f8mmene inkluderer
\u00a0
prosjekt- eller
eiendelsspesifikke estimater for den relevante perioden. Slike estimater utarbeides p\u00e5 grunnlag av konsistent
\u00a0
anvendte
konsernprinsipper og -forutsetninger.
De framtidige forventede kontantstr\u00f8mmene blir risikojustert for det aktuelle driftsmiddelet eller KGE-en og neddiskontert
\u00a0
ved bruk av
real diskonteringsrente etter skatt, basert p\u00e5 Equinors gjennomsnittlige kapitalkostnad (WACC) etter skatt. Landrisiko som er spesifikk
for et prosjekt er hensyntatt gjennom en justering av prosjektenes kontantstr\u00f8m. Equinor anser landspesifikk
\u00a0
risiko f\u00f8rst og fremst som
en usystematisk risiko. Kontantstr\u00f8mmen justeres for risiko som p\u00e5virker forventet kontantstr\u00f8m i et prosjekt
\u00a0
og som ikke er en del av
selve prosjektet. Bruken av diskonteringsrente etter skatt for \u00e5 beregne gjenvinnbart bel\u00f8p f\u00f8rer ikke til en
\u00a0
vesentlig forskjellig
vurdering av behovet for, eller bel\u00f8pet knyttet til, nedskrivning, i forhold til hva som ville framkommet ved bruk av en
diskonteringsrente f\u00f8r skatt.
Reverseringer av nedskrivninger
Nedskrivninger reverseres bare i den grad det har skjedd endringer i estimatet som legges
\u00a0
til grunn for \u00e5 bestemme en eiendels
gjenvinnbare bel\u00f8p siden forrige nedskrivning ble regnskapsf\u00f8rt. En reversering kan ikke overstige
\u00a0
det bel\u00f8pet som ville v\u00e6rt bokf\u00f8rt
for eiendelen eller KGE-en, etter avskrivninger, hvis det ikke hadde v\u00e6rt gjennomf\u00f8rt nedskrivninger i tidligere \u00e5r. Nedskrivning av
mislykkede br\u00f8nner gj\u00f8res kun i den utstrekning vilk\u00e5rene for nedskrivning ikke lenger er til stede.
\u00a0
Nedskrivning av goodwill blir ikke
reversert.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til nedskrivning og reversering av nedskrivning
Vurderingen av hvorvidt en eiendel m\u00e5 nedskrives, eller om en nedskrivning skal reverseres, bygger i stor grad p\u00e5 skj\u00f8nnsmessige
vurderinger og vesentlige etablerte forutsetninger om framtiden. I Equinors virksomhet kreves det skj\u00f8nn for \u00e5 vurdere hva som utgj\u00f8r
en KGE. Utvikling i produksjon, infrastrukturl\u00f8sninger, markeder, produktprising, ledelsesbeslutninger og andre faktorer kan over tid
f\u00f8re til endringer i KGE-er, som for eksempel oppdeling av en opprinnelig KGE i flere.
Den iboende volatile karakteren til makro\u00f8konomiske faktorer som fremtidige r\u00e5varepriser og diskonteringsrente, usikkerhet i
eiendelsspesifikke faktorer som reserveestimater samt driftsbeslutninger som p\u00e5virker produksjonsprofilen eller aktivitetsniv\u00e5et for
v\u00e5re olje- og naturgasseiendeler medf\u00f8rer risiko for endring i de viktigste forutsetningene som benyttes. Endringer i utenlandske
valutakurser p\u00e5virker ogs\u00e5 bruksverdien, spesielt for eiendeler p\u00e5 norsk kontinentalsokkel, hvor den funksjonelle valutaen er NOK.
Ved estimering av gjenvinnbart bel\u00f8p brukes den forventede kontantstr\u00f8mmetoden for \u00e5 gjenspeile usikkerhet i timing og bel\u00f8p. For
eksempel er klimarelaterte forhold (se ogs\u00e5 note 3 Konsekvenser av initiativ for \u00e5 begrense klimaendringer) forventet \u00e5 ha omfattende
effekter p\u00e5 energin\u00e6ringen, og p\u00e5virker ikke bare tilbud, ettersp\u00f8rsel og r\u00e5varepriser, men ogs\u00e5 teknologiendringer, \u00f8kte
utslippsrelaterte avgifter og andre forhold med virkning hovedsakelig p\u00e5 middels lang og lang sikt. Disse effektene er tatt med i
prisantagelsene som brukes til \u00e5 estimere fremtidige kontantstr\u00f8mmer ved hjelp av sannsynlighetsveide scenarioanalyser.
De estimerte fremtidige kontantstr\u00f8mmene som gjenspeiler Equinors, markedsakt\u00f8rers og andre eksterne kilders antagelser om
fremtiden er komplekse. Nedskrivningstesting krever langsiktige forutsetninger om en rekke \u00f8konomiske faktorer som fremtidige
markedspriser, raffineringsmarginer, utenlandsk valutakurs, fremtidig produksjon, diskonteringsrenter, hvordan tidspunktet for
skatteinsentivregulering p\u00e5virker, samt politisk og nasjonal risiko blant annet for \u00e5 etablere relevante fremtidige kontantstr\u00f8mmer.
Langsiktige forutsetninger for viktige \u00f8konomiske faktorer blir gitt p\u00e5 konsernniv\u00e5, og det er en h\u00f8y grad av begrunnet skj\u00f8nn involvert
i \u00e5 etablere disse forutsetningene, \u00e5 bestemme andre relevante faktorer, som for eksempel priskurver, \u00e5 estimere produksjonen og \u00e5
bestemme terminalverdien p\u00e5 en eiendel.
15 Felleskontrollerte ordninger og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger, felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte ordninger er en kontraktsmessig avtale der Equinor og \u00e9n eller flere andre
\u00a0
parter igangsetter en aktivitet underlagt
felles kontroll, det vil si n\u00e5r beslutninger om relevante aktiviteter krever enstemmighet mellom
\u00a0
partene som deler kontrollen. Slike
felleskontrollerte ordninger klassifiseres enten som felleskontrollerte driftsordninger eller felleskontrollert virksomhet.
I vurderingen av klassifiseringen vurderer Equinor s\u00e6rlig karakteristika ved produktene og markedene til
\u00a0
ordningen, og om
substansen i avtalene medf\u00f8rer at partene har rettigheter til det alt vesentlige av ordningens brutto
\u00a0
eiendeler og forpliktelser, eller om
partene har rettigheter til ordningens netto 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.
De av Equinors lete-
\u00a0
og utvinningslisenser som faller inn under virkeomr\u00e5det 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
\u00a0
om enstemmighet mellom de involverte partene,
eller fordi ingen enkeltst\u00e5ende gruppe deltakere har felles kontroll over virksomheten. Lisensbasert aktivitet
\u00a0
hvor kontroll kan oppn\u00e5s
gjennom avtaler mellom flere enn en kombinasjon av involverte parter anses \u00e5 ligge utenfor virkeomr\u00e5det
\u00a0
til IFRS 11, og slike
aktiviteter innregnes linje for linje i tr\u00e5d med Equinors eierandel. For tiden benytter Equinor
\u00a0
IFRS 11 analogt for alle slike
lisensaktiviteter i enheter uten begrenset ansvar, enten de ligger innenfor eller utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Se note 5
Segmentinformasjon for finansiell informasjon knyttet til Equinors deltakelse i felleskontrollerte ordninger innen
\u00a0
oppstr\u00f8msaktivitet.
Felleskontrollerte virksomheter hvor Equinor har rettigheter knyttet til ordningens netto eiendeler, regnskapsf\u00f8res etter
egenkapitalmetoden. For tiden omfatter dette flertallet av Equinors investeringer i segmentet Fornybar
\u00a0
(REN). Investeringer i foretak
hvor Equinor ikke har kontroll eller felles kontroll, men har mulighet til \u00e5 ut\u00f8ve betydelig innflytelse
\u00a0
over operasjonelle og finansielle
prinsippavgj\u00f8relser, samt Equinors deltakelse i felleskontrollerte virksomheter, klassifiseres som tilknyttede foretak og regnskapsf\u00f8res
etter egenkapitalmetoden.
Egenkapitalmetoden inneb\u00e6rer at investeringer blir f\u00f8rt i Konsernbalansen til kostpris med tillegg
\u00a0
av Equinors andel av endringer i
enhetens netto eiendeler etter oppkj\u00f8pet, med fratrekk for mottatte kapitalutdelinger og eventuelle
\u00a0
nedskrivninger av investeringen.
Den delen av utdelt utbytte fra en egenkapitalkonsolidert investering som overstiger investeringens
\u00a0
bokf\u00f8rte verdi i Konsernbalansen,
inng\u00e5r som Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
I p\u00e5f\u00f8lgende
regnskapsperioder vil Equinor bare innregne den andelen av netto resultat fra investeringen som
\u00a0
overstiger det allerede resultatf\u00f8rte
utbyttet. Konsernresultatregnskapet reflekterer Equinors andel av resultat etter skatt for en egenkapitalkonsolidert
\u00a0
investering, med
justering for avskrivning, amortisering og eventuell nedskrivning av enhetens eiendeler basert p\u00e5
\u00a0
deres markedsverdi p\u00e5
oppkj\u00f8pstidspunktet. Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden presenteres som
\u00a0
en del av Sum inntekter
ettersom investeringer i og deltakelse med betydelig innflytelse i andre selskaper som driver
\u00a0
energirelatert virksomhet anses \u00e5 v\u00e6re
en del av Equinors prim\u00e6re aktiviteter.
Anskaffelse av aksjer i felleskontrollert virksomhet og andre investeringer som regnskapsf\u00f8res etter egenkapitalmetoden,
\u00a0
hvor
aktiviteten er klassifisert som virksomhet, regnskapsf\u00f8res i samsvar med reglene for virksomhetssammenslutninger. Se note 6
Oppkj\u00f8p og nedsalg for flere detaljer om oppkj\u00f8p.
Equinor som operat\u00f8r for felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger
Indirekte kostnader som personalkostnader akkumuleres i kostnadspooler. Slike kostnader blir allokert med utgangspunkt i p\u00e5l\u00f8pte
timer til forretningsomr\u00e5der og Equinor-opererte felleskontrollerte driftsordninger under IFRS 11 og lignende ordninger (lisenser)
utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Kostnader allokert til de andre partnernes andeler i felleskontrollerte driftsordninger og lignende
ordninger blir refundert og kun Equinors andel av resultat- og balanseposter relatert til Equinor-opererte
\u00a0
felleskontrollerte
driftsordninger og lignende ordninger er reflektert i Equinors Konsernresultatregnskap og Konsernbalanse.
Joint ventures og andre
\u00a0
investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
(i millioner USD)
2022
2021
Netto investeringer 1. januar
2,686
2,270
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
620
259
Nedskrivning
1)
(832)
0
Oppkj\u00f8p og endring innbetalt kapital
337
475
Utbetalinger fra selskapene
(210)
(230)
Andre inntekter og kostnader
384
(58)
Nedsalg, nedskriving og reduksjon av innbetalt
\u00a0
kapital
(22)
(31)
Annet
(205)
1
Netto investeringer 31. desember
2,758
2,686
1) Gjelder investeringer i Russland, se ogs\u00e5 note 6 Oppkj\u00f8p og nedsalg.
\u00a0
Investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden best\u00e5r av flere investeringer, ingen over 0,6 milliarder USD. Ingen av
investeringene er vesentlige p\u00e5 individuell basis. Stemmeberettiget andel korresponderer med eierandelen
\u00a0
for de tilknyttede
selskapene.
15 Felleskontrollerte ordninger og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger, felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte ordninger er en kontraktsmessig avtale der Equinor og \u00e9n eller flere andre
\u00a0
parter igangsetter en aktivitet underlagt
felles kontroll, det vil si n\u00e5r beslutninger om relevante aktiviteter krever enstemmighet mellom
\u00a0
partene som deler kontrollen. Slike
felleskontrollerte ordninger klassifiseres enten som felleskontrollerte driftsordninger eller felleskontrollert virksomhet.
I vurderingen av klassifiseringen vurderer Equinor s\u00e6rlig karakteristika ved produktene og markedene til
\u00a0
ordningen, og om
substansen i avtalene medf\u00f8rer at partene har rettigheter til det alt vesentlige av ordningens brutto
\u00a0
eiendeler og forpliktelser, eller om
partene har rettigheter til ordningens netto 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.
De av Equinors lete-
\u00a0
og utvinningslisenser som faller inn under virkeomr\u00e5det 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
\u00a0
om enstemmighet mellom de involverte partene,
eller fordi ingen enkeltst\u00e5ende gruppe deltakere har felles kontroll over virksomheten. Lisensbasert aktivitet
\u00a0
hvor kontroll kan oppn\u00e5s
gjennom avtaler mellom flere enn en kombinasjon av involverte parter anses \u00e5 ligge utenfor virkeomr\u00e5det
\u00a0
til IFRS 11, og slike
aktiviteter innregnes linje for linje i tr\u00e5d med Equinors eierandel. For tiden benytter Equinor
\u00a0
IFRS 11 analogt for alle slike
lisensaktiviteter i enheter uten begrenset ansvar, enten de ligger innenfor eller utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Se note 5
Segmentinformasjon for finansiell informasjon knyttet til Equinors deltakelse i felleskontrollerte ordninger innen
\u00a0
oppstr\u00f8msaktivitet.
Felleskontrollerte virksomheter hvor Equinor har rettigheter knyttet til ordningens netto eiendeler, regnskapsf\u00f8res etter
egenkapitalmetoden. For tiden omfatter dette flertallet av Equinors investeringer i segmentet Fornybar
\u00a0
(REN). Investeringer i foretak
hvor Equinor ikke har kontroll eller felles kontroll, men har mulighet til \u00e5 ut\u00f8ve betydelig innflytelse
\u00a0
over operasjonelle og finansielle
prinsippavgj\u00f8relser, samt Equinors deltakelse i felleskontrollerte virksomheter, klassifiseres som tilknyttede foretak og regnskapsf\u00f8res
etter egenkapitalmetoden.
Egenkapitalmetoden inneb\u00e6rer at investeringer blir f\u00f8rt i Konsernbalansen til kostpris med tillegg
\u00a0
av Equinors andel av endringer i
enhetens netto eiendeler etter oppkj\u00f8pet, med fratrekk for mottatte kapitalutdelinger og eventuelle
\u00a0
nedskrivninger av investeringen.
Den delen av utdelt utbytte fra en egenkapitalkonsolidert investering som overstiger investeringens
\u00a0
bokf\u00f8rte verdi i Konsernbalansen,
inng\u00e5r som Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
I p\u00e5f\u00f8lgende
regnskapsperioder vil Equinor bare innregne den andelen av netto resultat fra investeringen som
\u00a0
overstiger det allerede resultatf\u00f8rte
utbyttet. Konsernresultatregnskapet reflekterer Equinors andel av resultat etter skatt for en egenkapitalkonsolidert
\u00a0
investering, med
justering for avskrivning, amortisering og eventuell nedskrivning av enhetens eiendeler basert p\u00e5
\u00a0
deres markedsverdi p\u00e5
oppkj\u00f8pstidspunktet. Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden presenteres som
\u00a0
en del av Sum inntekter
ettersom investeringer i og deltakelse med betydelig innflytelse i andre selskaper som driver
\u00a0
energirelatert virksomhet anses \u00e5 v\u00e6re
en del av Equinors prim\u00e6re aktiviteter.
Anskaffelse av aksjer i felleskontrollert virksomhet og andre investeringer som regnskapsf\u00f8res etter egenkapitalmetoden,
\u00a0
hvor
aktiviteten er klassifisert som virksomhet, regnskapsf\u00f8res i samsvar med reglene for virksomhetssammenslutninger. Se note 6
Oppkj\u00f8p og nedsalg for flere detaljer om oppkj\u00f8p.
Joint ventures og andre
\u00a0
investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
(i millioner USD)
2022
2021
Netto investeringer 1. januar
2,686
2,270
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
620
259
Nedskrivning
1)
(832)
0
Oppkj\u00f8p og endring innbetalt kapital
337
475
Utbetalinger fra selskapene
(210)
(230)
Andre inntekter og kostnader
384
(58)
Nedsalg, nedskriving og reduksjon av innbetalt
\u00a0
kapital
(22)
(31)
Annet
(205)
1
Netto investeringer 31. desember
2,758
2,686
1) Gjelder investeringer i Russland, se ogs\u00e5 note 6 Oppkj\u00f8p og nedsalg.
\u00a0
Investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden best\u00e5r av flere investeringer, ingen over 0,6 milliarder USD. Ingen av
investeringene er vesentlige p\u00e5 individuell basis. Stemmeberettiget andel korresponderer med eierandelen
\u00a0
for de tilknyttede
selskapene.
15 Felleskontrollerte ordninger og tilknyttede foretak
Joint ventures og andre
\u00a0
investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
(i millioner USD)
2022
2021
Netto investeringer 1. januar
2,686
2,270
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
620
259
Nedskrivning
1)
(832)
0
Oppkj\u00f8p og endring innbetalt kapital
337
475
Utbetalinger fra selskapene
(210)
(230)
Andre inntekter og kostnader
384
(58)
Nedsalg, nedskriving og reduksjon av innbetalt
\u00a0
kapital
(22)
(31)
Annet
(205)
1
Netto investeringer 31. desember
2,758
2,686
1) Gjelder investeringer i Russland, se ogs\u00e5 note 6 Oppkj\u00f8p og nedsalg.
\u00a0
Investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden best\u00e5r av flere investeringer, ingen over 0,6 milliarder USD. Ingen av
investeringene er vesentlige p\u00e5 individuell basis. Stemmeberettiget andel korresponderer med eierandelen
\u00a0
for de tilknyttede
selskapene.
Felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger, felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte ordninger er en kontraktsmessig avtale der Equinor og \u00e9n eller flere andre
\u00a0
parter igangsetter en aktivitet underlagt
felles kontroll, det vil si n\u00e5r beslutninger om relevante aktiviteter krever enstemmighet mellom
\u00a0
partene som deler kontrollen. Slike
felleskontrollerte ordninger klassifiseres enten som felleskontrollerte driftsordninger eller felleskontrollert virksomhet.
I vurderingen av klassifiseringen vurderer Equinor s\u00e6rlig karakteristika ved produktene og markedene til
\u00a0
ordningen, og om
substansen i avtalene medf\u00f8rer at partene har rettigheter til det alt vesentlige av ordningens brutto
\u00a0
eiendeler og forpliktelser, eller om
partene har rettigheter til ordningens netto 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.
De av Equinors lete-
\u00a0
og utvinningslisenser som faller inn under virkeomr\u00e5det 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
\u00a0
om enstemmighet mellom de involverte partene,
eller fordi ingen enkeltst\u00e5ende gruppe deltakere har felles kontroll over virksomheten. Lisensbasert aktivitet
\u00a0
hvor kontroll kan oppn\u00e5s
gjennom avtaler mellom flere enn en kombinasjon av involverte parter anses \u00e5 ligge utenfor virkeomr\u00e5det
\u00a0
til IFRS 11, og slike
aktiviteter innregnes linje for linje i tr\u00e5d med Equinors eierandel. For tiden benytter Equinor
\u00a0
IFRS 11 analogt for alle slike
lisensaktiviteter i enheter uten begrenset ansvar, enten de ligger innenfor eller utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Se note 5
Segmentinformasjon for finansiell informasjon knyttet til Equinors deltakelse i felleskontrollerte ordninger innen
\u00a0
oppstr\u00f8msaktivitet.
Felleskontrollerte virksomheter hvor Equinor har rettigheter knyttet til ordningens netto eiendeler, regnskapsf\u00f8res etter
egenkapitalmetoden. For tiden omfatter dette flertallet av Equinors investeringer i segmentet Fornybar
\u00a0
(REN). Investeringer i foretak
hvor Equinor ikke har kontroll eller felles kontroll, men har mulighet til \u00e5 ut\u00f8ve betydelig innflytelse
\u00a0
over operasjonelle og finansielle
prinsippavgj\u00f8relser, samt Equinors deltakelse i felleskontrollerte virksomheter, klassifiseres som tilknyttede foretak og regnskapsf\u00f8res
etter egenkapitalmetoden.
Egenkapitalmetoden inneb\u00e6rer at investeringer blir f\u00f8rt i Konsernbalansen til kostpris med tillegg
\u00a0
av Equinors andel av endringer i
enhetens netto eiendeler etter oppkj\u00f8pet, med fratrekk for mottatte kapitalutdelinger og eventuelle
\u00a0
nedskrivninger av investeringen.
Den delen av utdelt utbytte fra en egenkapitalkonsolidert investering som overstiger investeringens
\u00a0
bokf\u00f8rte verdi i Konsernbalansen,
inng\u00e5r som Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
I p\u00e5f\u00f8lgende
regnskapsperioder vil Equinor bare innregne den andelen av netto resultat fra investeringen som
\u00a0
overstiger det allerede resultatf\u00f8rte
utbyttet. Konsernresultatregnskapet reflekterer Equinors andel av resultat etter skatt for en egenkapitalkonsolidert
\u00a0
investering, med
justering for avskrivning, amortisering og eventuell nedskrivning av enhetens eiendeler basert p\u00e5
\u00a0
deres markedsverdi p\u00e5
oppkj\u00f8pstidspunktet. Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden presenteres som
\u00a0
en del av Sum inntekter
ettersom investeringer i og deltakelse med betydelig innflytelse i andre selskaper som driver
\u00a0
energirelatert virksomhet anses \u00e5 v\u00e6re
en del av Equinors prim\u00e6re aktiviteter.
Anskaffelse av aksjer i felleskontrollert virksomhet og andre investeringer som regnskapsf\u00f8res etter egenkapitalmetoden,
\u00a0
hvor
aktiviteten er klassifisert som virksomhet, regnskapsf\u00f8res i samsvar med reglene for virksomhetssammenslutninger. Se note 6
Oppkj\u00f8p og nedsalg for flere detaljer om oppkj\u00f8p.
Equinor som operat\u00f8r for felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger
Indirekte kostnader som personalkostnader akkumuleres i kostnadspooler. Slike kostnader blir allokert med utgangspunkt i p\u00e5l\u00f8pte
timer til forretningsomr\u00e5der og Equinor-opererte felleskontrollerte driftsordninger under IFRS 11 og lignende ordninger (lisenser)
utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Kostnader allokert til de andre partnernes andeler i felleskontrollerte driftsordninger og lignende
ordninger blir refundert og kun Equinors andel av resultat- og balanseposter relatert til Equinor-opererte
\u00a0
felleskontrollerte
driftsordninger og lignende ordninger er reflektert i Equinors Konsernresultatregnskap og Konsernbalanse.
15 Felleskontrollerte ordninger og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger, felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte ordninger er en kontraktsmessig avtale der Equinor og \u00e9n eller flere andre
\u00a0
parter igangsetter en aktivitet underlagt
felles kontroll, det vil si n\u00e5r beslutninger om relevante aktiviteter krever enstemmighet mellom
\u00a0
partene som deler kontrollen. Slike
felleskontrollerte ordninger klassifiseres enten som felleskontrollerte driftsordninger eller felleskontrollert virksomhet.
I vurderingen av klassifiseringen vurderer Equinor s\u00e6rlig karakteristika ved produktene og markedene til
\u00a0
ordningen, og om
substansen i avtalene medf\u00f8rer at partene har rettigheter til det alt vesentlige av ordningens brutto
\u00a0
eiendeler og forpliktelser, eller om
partene har rettigheter til ordningens netto 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.
De av Equinors lete-
\u00a0
og utvinningslisenser som faller inn under virkeomr\u00e5det 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
\u00a0
om enstemmighet mellom de involverte partene,
eller fordi ingen enkeltst\u00e5ende gruppe deltakere har felles kontroll over virksomheten. Lisensbasert aktivitet
\u00a0
hvor kontroll kan oppn\u00e5s
gjennom avtaler mellom flere enn en kombinasjon av involverte parter anses \u00e5 ligge utenfor virkeomr\u00e5det
\u00a0
til IFRS 11, og slike
aktiviteter innregnes linje for linje i tr\u00e5d med Equinors eierandel. For tiden benytter Equinor
\u00a0
IFRS 11 analogt for alle slike
lisensaktiviteter i enheter uten begrenset ansvar, enten de ligger innenfor eller utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Se note 5
Segmentinformasjon for finansiell informasjon knyttet til Equinors deltakelse i felleskontrollerte ordninger innen
\u00a0
oppstr\u00f8msaktivitet.
Felleskontrollerte virksomheter hvor Equinor har rettigheter knyttet til ordningens netto eiendeler, regnskapsf\u00f8res etter
egenkapitalmetoden. For tiden omfatter dette flertallet av Equinors investeringer i segmentet Fornybar
\u00a0
(REN). Investeringer i foretak
hvor Equinor ikke har kontroll eller felles kontroll, men har mulighet til \u00e5 ut\u00f8ve betydelig innflytelse
\u00a0
over operasjonelle og finansielle
prinsippavgj\u00f8relser, samt Equinors deltakelse i felleskontrollerte virksomheter, klassifiseres som tilknyttede foretak og regnskapsf\u00f8res
etter egenkapitalmetoden.
Egenkapitalmetoden inneb\u00e6rer at investeringer blir f\u00f8rt i Konsernbalansen til kostpris med tillegg
\u00a0
av Equinors andel av endringer i
enhetens netto eiendeler etter oppkj\u00f8pet, med fratrekk for mottatte kapitalutdelinger og eventuelle
\u00a0
nedskrivninger av investeringen.
Den delen av utdelt utbytte fra en egenkapitalkonsolidert investering som overstiger investeringens
\u00a0
bokf\u00f8rte verdi i Konsernbalansen,
inng\u00e5r som Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
I p\u00e5f\u00f8lgende
regnskapsperioder vil Equinor bare innregne den andelen av netto resultat fra investeringen som
\u00a0
overstiger det allerede resultatf\u00f8rte
utbyttet. Konsernresultatregnskapet reflekterer Equinors andel av resultat etter skatt for en egenkapitalkonsolidert
\u00a0
investering, med
justering for avskrivning, amortisering og eventuell nedskrivning av enhetens eiendeler basert p\u00e5
\u00a0
deres markedsverdi p\u00e5
oppkj\u00f8pstidspunktet. Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden presenteres som
\u00a0
en del av Sum inntekter
ettersom investeringer i og deltakelse med betydelig innflytelse i andre selskaper som driver
\u00a0
energirelatert virksomhet anses \u00e5 v\u00e6re
en del av Equinors prim\u00e6re aktiviteter.
Anskaffelse av aksjer i felleskontrollert virksomhet og andre investeringer som regnskapsf\u00f8res etter egenkapitalmetoden,
\u00a0
hvor
aktiviteten er klassifisert som virksomhet, regnskapsf\u00f8res i samsvar med reglene for virksomhetssammenslutninger. Se note 6
Oppkj\u00f8p og nedsalg for flere detaljer om oppkj\u00f8p.
Equinor som operat\u00f8r for felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger
Indirekte kostnader som personalkostnader akkumuleres i kostnadspooler. Slike kostnader blir allokert med utgangspunkt i p\u00e5l\u00f8pte
timer til forretningsomr\u00e5der og Equinor-opererte felleskontrollerte driftsordninger under IFRS 11 og lignende ordninger (lisenser)
utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Kostnader allokert til de andre partnernes andeler i felleskontrollerte driftsordninger og lignende
ordninger blir refundert og kun Equinors andel av resultat- og balanseposter relatert til Equinor-opererte
\u00a0
felleskontrollerte
driftsordninger og lignende ordninger er reflektert i Equinors Konsernresultatregnskap og Konsernbalanse.
Joint ventures og andre
\u00a0
investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
(i millioner USD)
2022
2021
Netto investeringer 1. januar
2,686
2,270
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
620
259
Nedskrivning
1)
(832)
0
Oppkj\u00f8p og endring innbetalt kapital
337
475
Utbetalinger fra selskapene
(210)
(230)
Andre inntekter og kostnader
384
(58)
Nedsalg, nedskriving og reduksjon av innbetalt
\u00a0
kapital
(22)
(31)
Annet
(205)
1
Netto investeringer 31. desember
2,758
2,686
1) Gjelder investeringer i Russland, se ogs\u00e5 note 6 Oppkj\u00f8p og nedsalg.
\u00a0
Investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden best\u00e5r av flere investeringer, ingen over 0,6 milliarder USD. Ingen av
investeringene er vesentlige p\u00e5 individuell basis. Stemmeberettiget andel korresponderer med eierandelen
\u00a0
for de tilknyttede
selskapene.
Felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger, felleskontrollert virksomhet og tilknyttede foretak
Felleskontrollerte ordninger er en kontraktsmessig avtale der Equinor og \u00e9n eller flere andre
\u00a0
parter igangsetter en aktivitet underlagt
felles kontroll, det vil si n\u00e5r beslutninger om relevante aktiviteter krever enstemmighet mellom
\u00a0
partene som deler kontrollen. Slike
felleskontrollerte ordninger klassifiseres enten som felleskontrollerte driftsordninger eller felleskontrollert virksomhet.
I vurderingen av klassifiseringen vurderer Equinor s\u00e6rlig karakteristika ved produktene og markedene til
\u00a0
ordningen, og om
substansen i avtalene medf\u00f8rer at partene har rettigheter til det alt vesentlige av ordningens brutto
\u00a0
eiendeler og forpliktelser, eller om
partene har rettigheter til ordningens netto 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.
De av Equinors lete-
\u00a0
og utvinningslisenser som faller inn under virkeomr\u00e5det 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
\u00a0
om enstemmighet mellom de involverte partene,
eller fordi ingen enkeltst\u00e5ende gruppe deltakere har felles kontroll over virksomheten. Lisensbasert aktivitet
\u00a0
hvor kontroll kan oppn\u00e5s
gjennom avtaler mellom flere enn en kombinasjon av involverte parter anses \u00e5 ligge utenfor virkeomr\u00e5det
\u00a0
til IFRS 11, og slike
aktiviteter innregnes linje for linje i tr\u00e5d med Equinors eierandel. For tiden benytter Equinor
\u00a0
IFRS 11 analogt for alle slike
lisensaktiviteter i enheter uten begrenset ansvar, enten de ligger innenfor eller utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Se note 5
Segmentinformasjon for finansiell informasjon knyttet til Equinors deltakelse i felleskontrollerte ordninger innen
\u00a0
oppstr\u00f8msaktivitet.
Felleskontrollerte virksomheter hvor Equinor har rettigheter knyttet til ordningens netto eiendeler, regnskapsf\u00f8res etter
egenkapitalmetoden. For tiden omfatter dette flertallet av Equinors investeringer i segmentet Fornybar
\u00a0
(REN). Investeringer i foretak
hvor Equinor ikke har kontroll eller felles kontroll, men har mulighet til \u00e5 ut\u00f8ve betydelig innflytelse
\u00a0
over operasjonelle og finansielle
prinsippavgj\u00f8relser, samt Equinors deltakelse i felleskontrollerte virksomheter, klassifiseres som tilknyttede foretak og regnskapsf\u00f8res
etter egenkapitalmetoden.
Egenkapitalmetoden inneb\u00e6rer at investeringer blir f\u00f8rt i Konsernbalansen til kostpris med tillegg
\u00a0
av Equinors andel av endringer i
enhetens netto eiendeler etter oppkj\u00f8pet, med fratrekk for mottatte kapitalutdelinger og eventuelle
\u00a0
nedskrivninger av investeringen.
Den delen av utdelt utbytte fra en egenkapitalkonsolidert investering som overstiger investeringens
\u00a0
bokf\u00f8rte verdi i Konsernbalansen,
inng\u00e5r som Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
I p\u00e5f\u00f8lgende
regnskapsperioder vil Equinor bare innregne den andelen av netto resultat fra investeringen som
\u00a0
overstiger det allerede resultatf\u00f8rte
utbyttet. Konsernresultatregnskapet reflekterer Equinors andel av resultat etter skatt for en egenkapitalkonsolidert
\u00a0
investering, med
justering for avskrivning, amortisering og eventuell nedskrivning av enhetens eiendeler basert p\u00e5
\u00a0
deres markedsverdi p\u00e5
oppkj\u00f8pstidspunktet. Resultatandel investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden presenteres som
\u00a0
en del av Sum inntekter
ettersom investeringer i og deltakelse med betydelig innflytelse i andre selskaper som driver
\u00a0
energirelatert virksomhet anses \u00e5 v\u00e6re
en del av Equinors prim\u00e6re aktiviteter.
Anskaffelse av aksjer i felleskontrollert virksomhet og andre investeringer som regnskapsf\u00f8res etter egenkapitalmetoden,
\u00a0
hvor
aktiviteten er klassifisert som virksomhet, regnskapsf\u00f8res i samsvar med reglene for virksomhetssammenslutninger. Se note 6
Oppkj\u00f8p og nedsalg for flere detaljer om oppkj\u00f8p.
Equinor som operat\u00f8r for felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger
Indirekte kostnader som personalkostnader akkumuleres i kostnadspooler. Slike kostnader blir allokert med utgangspunkt i p\u00e5l\u00f8pte
timer til forretningsomr\u00e5der og Equinor-opererte felleskontrollerte driftsordninger under IFRS 11 og lignende ordninger (lisenser)
utenfor virkeomr\u00e5det til IFRS 11. Kostnader allokert til de andre partnernes andeler i felleskontrollerte driftsordninger og lignende
ordninger blir refundert og kun Equinors andel av resultat- og balanseposter relatert til Equinor-opererte
\u00a0
felleskontrollerte
driftsordninger og lignende ordninger er reflektert i Equinors Konsernresultatregnskap og Konsernbalanse.
Joint ventures og andre
\u00a0
investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
(i millioner USD)
2022
2021
Netto investeringer 1. januar
2,686
2,270
Resultatandel fra investeringer regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
620
259
Nedskrivning
1)
(832)
0
Oppkj\u00f8p og endring innbetalt kapital
337
475
Utbetalinger fra selskapene
(210)
(230)
Andre inntekter og kostnader
384
(58)
Nedsalg, nedskriving og reduksjon av innbetalt
\u00a0
kapital
(22)
(31)
Annet
(205)
1
Netto investeringer 31. desember
2,758
2,686
16 Finansielle eiendeler og finansielle fordringer
Langsiktige finansielle investeringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Obligasjoner
1,448
1,822
B\u00f8rsnoterte aksjer
794
1,131
Unoterte aksjer
491
393
Finansielle investeringer
2,733
3,346
Obligasjoner og b\u00f8rsnoterte aksjer knytter seg i hovedsak til investeringsportef\u00f8ljer i konsernets forsikringsselskap
\u00a0
og andre noterte
og ikke noterte aksjer eiet for langsiktige strategiske form\u00e5l, og i hovedsak regnskapsf\u00f8rt
\u00a0
til virkelig verdi over resultatet.
Langsiktige forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Renteb\u00e6rende finansielle fordringer
1,658
707
Andre renteb\u00e6rende fordringer
66
276
Forskuddsbetalinger og andre ikke-renteb\u00e6rende fordringer
339
104
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
2,063
1,087
Renteb\u00e6rende fordringer knytter seg hovedsakelig
\u00a0
til fordringer mot n\u00e6rst\u00e5ende parter, se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter.
Andre renteb\u00e6rende fordringer gjelder hovedsakelig fordringer
\u00a0
knyttet til finansiell framleie og skattefordringer.
Kortsiktige finansielle investeringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Tidsinnskudd
12,373
7,060
Renteb\u00e6rende verdipapirer
17,504
14,186
Finansielle investeringer
29,876
21,246
Per 31. desember 2022 inkluderer kortsiktige finansielle investeringer 410 millioner USD knyttet til investeringsportef\u00f8ljer
\u00a0
i konsernets
forsikringsselskap som i hovedsak er regnskapsf\u00f8rt til virkelig verdi over resultat. Regnskapsf\u00f8rt bel\u00f8p
\u00a0
per 31. desember 2021 var p\u00e5
300 millioner USD.
For informasjon om finansielle instrumenter per kategori, se note 28 Finansielle instrumenter og
\u00a0
virkelig verdim\u00e5ling.
Langsiktige finansielle investeringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Obligasjoner
1,448
1,822
B\u00f8rsnoterte aksjer
794
1,131
Unoterte aksjer
491
393
Finansielle investeringer
2,733
3,346
Langsiktige forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Renteb\u00e6rende finansielle fordringer
1,658
707
Andre renteb\u00e6rende fordringer
66
276
Forskuddsbetalinger og andre ikke-renteb\u00e6rende fordringer
339
104
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
2,063
1,087
Langsiktige forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Renteb\u00e6rende finansielle fordringer
1,658
707
Andre renteb\u00e6rende fordringer
66
276
Forskuddsbetalinger og andre ikke-renteb\u00e6rende fordringer
339
104
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
2,063
1,087
Kortsiktige finansielle investeringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Tidsinnskudd
12,373
7,060
Renteb\u00e6rende verdipapirer
17,504
14,186
Finansielle investeringer
29,876
21,246
18 Kundefordringer og andre fordringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Kundefordringer fra kundekontrakter
1)
15,213
13,266
Andre kortsiktige fordringer
992
1,436
Sikkerhetsfordringer
2)
3,468
1,576
Fordringer fra deltakelse i felleskontrollerte virksomheter
\u00a0
og lignende ordninger
661
491
Fordringer egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre
\u00a0
n\u00e6rst\u00e5ende parter
1,276
423
Sum finansielle kundefordringer og andre fordringer
21,611
17,192
Ikke finansielle kundefordringer og andre fordringer
841
736
Kundefordringer og andre fordringer
22,452
17,927
1)
\u00a0
Kundefordringer fra kundekontrakter er presentert netto, fratrukket en uvesentlig avsetning for forventet
\u00a0
tap.
2) Best\u00e5r prim\u00e6rt av betalinger gjort for \u00e5
\u00a0
stille sikkerhet for deler av Equinor`s gjeldseksponering.
For mer informasjon vedr\u00f8rende kredittkvaliteten p\u00e5 Equinors motparter, se note 4 Finansiell risiko- og kapitalstyring. For informasjon
om valutasensitivitet, se note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling.
Regnskapsprinsipper
Varelager
Varelager som ikke er holdt for handelsform\u00e5l vurderes til det laveste av kostpris og netto realisasjonsverdi. Kostpris beregnes med
utgangspunkt i sist innkj\u00f8pte mengder (FIFO-prinsippet) og inkluderer direkte anskaffelseskostnader, produksjonskostnader, frakt og
andre tilvirkningskostnader. Som en f\u00f8lge av den \u00f8kte handelsvirksomheten i Konsernet, verdsetter Equinor med virkning fra 2022
varelager holdt for handelsform\u00e5l til virkelig verdi fratrukket salgsutgifter. Etterf\u00f8lgende verdiendringer innregnes i
Konsernresultatregnskapet under Andre salgsinntekter. Slikt varelager er kategorisert p\u00e5 niv\u00e5 2 i virkelig verdi hierarkiet.
Sammenlignbare tall er ikke omregnet som f\u00f8lge av vesentlighet.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
R\u00e5olje
2,115
2,014
Petroleumsprodukter
451
315
Naturgass
127
642
R\u00e5varelager m\u00e5lt til lavest av kostpris og netto
\u00a0
realiserbar verdi
2,693
2,971
Naturgass holdt for tradingform\u00e5l vurdert til virkelig
\u00a0
verdi
1,994
0
Annet
517
424
Sum varelager
5,205
3,395
Nedskrivning av varelager fra anskaffelseskost til virkelig verdi medf\u00f8rte en kostnad p\u00e5 143 millioner USD i 2022
\u00a0
og 77 millioner USD i
2021. Varelager holdt for trading best\u00e5r hovedsakelig av gasslager i Danske Commodities.
Varelager
Varelager som ikke er holdt for handelsform\u00e5l vurderes til det laveste av kostpris og netto realisasjonsverdi. Kostpris beregnes med
utgangspunkt i sist innkj\u00f8pte mengder (FIFO-prinsippet) og inkluderer direkte anskaffelseskostnader, produksjonskostnader, frakt og
andre tilvirkningskostnader. Som en f\u00f8lge av den \u00f8kte handelsvirksomheten i Konsernet, verdsetter Equinor med virkning fra 2022
varelager holdt for handelsform\u00e5l til virkelig verdi fratrukket salgsutgifter. Etterf\u00f8lgende verdiendringer innregnes i
Konsernresultatregnskapet under Andre salgsinntekter. Slikt varelager er kategorisert p\u00e5 niv\u00e5 2 i virkelig verdi hierarkiet.
Sammenlignbare tall er ikke omregnet som f\u00f8lge av vesentlighet.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
R\u00e5olje
2,115
2,014
Petroleumsprodukter
451
315
Naturgass
127
642
R\u00e5varelager m\u00e5lt til lavest av kostpris og netto
\u00a0
realiserbar verdi
2,693
2,971
Naturgass holdt for tradingform\u00e5l vurdert til virkelig
\u00a0
verdi
1,994
0
Annet
517
424
Sum varelager
5,205
3,395
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Kundefordringer fra kundekontrakter
1)
15,213
13,266
Andre kortsiktige fordringer
992
1,436
Sikkerhetsfordringer
2)
3,468
1,576
Fordringer fra deltakelse i felleskontrollerte virksomheter
\u00a0
og lignende ordninger
661
491
Fordringer egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskap og andre
\u00a0
n\u00e6rst\u00e5ende parter
1,276
423
Sum finansielle kundefordringer og andre fordringer
21,611
17,192
Ikke finansielle kundefordringer og andre fordringer
841
736
Kundefordringer og andre fordringer
22,452
17,927
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Bankinnskudd
2,220
2,673
Tidsinnskudd
836
1,906
Pengemarkedsfond
3,106
2,714
Renteb\u00e6rende verdipapirer
3,276
4,740
Bundne midler, inklusiv margininnskudd
6,140
2,093
Betalingsmidler
15,579
14,126
Bundne midler per 31. desember 2022 inkluderer margininnskudd p\u00e5 6.128 millioner USD, relatert til
\u00a0
p\u00e5lagt sikkerhet knyttet til
handelsaktiviteter p\u00e5 b\u00f8rser der konsernet deltar. Tilsvarende margininnskudd per 31. desember 2021 var p\u00e5 2.069 millioner USD.
Betingelser og vilk\u00e5r relatert til margininnskudd er fastsatt av den enkelte b\u00f8rs.
Regnskapsprinsipper
Kontanter og kontantekvivalenter
Betalingsmidler omfatter kontanter, innskudd i banker og tilsvarende institusjoner, og kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer som kan
konverteres til fastsatte kontantbel\u00f8p, er eksponert for uvesentlig risiko for endringer i virkelig verdi, og med
\u00a0
l\u00f8petid p\u00e5 tre m\u00e5neder
eller kortere fra ervervstidspunktet. Kontraktsmessig obligatoriske innskudd p\u00e5 sperrede bankkontoer er inkludert
\u00a0
som bundne midler
hvis innskuddene blir gjort som en del av konsernets driftsaktivitet og derfor anses \u00e5 v\u00e6re holdt
\u00a0
for \u00e5 oppfylle kortsiktige
betalingsforpliktelser og innskuddene kan frigj\u00f8res fra den sperrede kontoen uten un\u00f8dige utgifter.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Bankinnskudd
2,220
2,673
Tidsinnskudd
836
1,906
Pengemarkedsfond
3,106
2,714
Renteb\u00e6rende verdipapirer
3,276
4,740
Bundne midler, inklusiv margininnskudd
6,140
2,093
Betalingsmidler
15,579
14,126
Bundne midler per 31. desember 2022 inkluderer margininnskudd p\u00e5 6.128 millioner USD, relatert til
\u00a0
p\u00e5lagt sikkerhet knyttet til
handelsaktiviteter p\u00e5 b\u00f8rser der konsernet deltar. Tilsvarende margininnskudd per 31. desember 2021 var p\u00e5 2.069 millioner USD.
Betingelser og vilk\u00e5r relatert til margininnskudd er fastsatt av den enkelte b\u00f8rs.
Regnskapsprinsipper
Kontanter og kontantekvivalenter
Betalingsmidler omfatter kontanter, innskudd i banker og tilsvarende institusjoner, og kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer som kan
konverteres til fastsatte kontantbel\u00f8p, er eksponert for uvesentlig risiko for endringer i virkelig verdi, og med
\u00a0
l\u00f8petid p\u00e5 tre m\u00e5neder
eller kortere fra ervervstidspunktet. Kontraktsmessig obligatoriske innskudd p\u00e5 sperrede bankkontoer er inkludert
\u00a0
som bundne midler
hvis innskuddene blir gjort som en del av konsernets driftsaktivitet og derfor anses \u00e5 v\u00e6re holdt
\u00a0
for \u00e5 oppfylle kortsiktige
betalingsforpliktelser og innskuddene kan frigj\u00f8res fra den sperrede kontoen uten un\u00f8dige utgifter.
Kontanter og kontantekvivalenter
Betalingsmidler omfatter kontanter, innskudd i banker og tilsvarende institusjoner, og kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer som kan
konverteres til fastsatte kontantbel\u00f8p, er eksponert for uvesentlig risiko for endringer i virkelig verdi, og med
\u00a0
l\u00f8petid p\u00e5 tre m\u00e5neder
eller kortere fra ervervstidspunktet. Kontraktsmessig obligatoriske innskudd p\u00e5 sperrede bankkontoer er inkludert
\u00a0
som bundne midler
hvis innskuddene blir gjort som en del av konsernets driftsaktivitet og derfor anses \u00e5 v\u00e6re holdt
\u00a0
for \u00e5 oppfylle kortsiktige
betalingsforpliktelser og innskuddene kan frigj\u00f8res fra den sperrede kontoen uten un\u00f8dige utgifter.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Bankinnskudd
2,220
2,673
Tidsinnskudd
836
1,906
Pengemarkedsfond
3,106
2,714
Renteb\u00e6rende verdipapirer
3,276
4,740
Bundne midler, inklusiv margininnskudd
6,140
2,093
Betalingsmidler
15,579
14,126
Bundne midler per 31. desember 2022 inkluderer margininnskudd p\u00e5 6.128 millioner USD, relatert til
\u00a0
p\u00e5lagt sikkerhet knyttet til
handelsaktiviteter p\u00e5 b\u00f8rser der konsernet deltar. Tilsvarende margininnskudd per 31. desember 2021 var p\u00e5 2.069 millioner USD.
Betingelser og vilk\u00e5r relatert til margininnskudd er fastsatt av den enkelte b\u00f8rs.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Bankinnskudd
2,220
2,673
Tidsinnskudd
836
1,906
Pengemarkedsfond
3,106
2,714
Renteb\u00e6rende verdipapirer
3,276
4,740
Bundne midler, inklusiv margininnskudd
6,140
2,093
Betalingsmidler
15,579
14,126
20 Egenkapital og utbytte
Antall aksjer
NOK per verdi
NOK
USD
Aksjekapital 1 Januar 2022
Kapitalnedsettelse
(82,217,548)
(205,543,870.00)
(21,951,527)
Aksjekapital 31 Desember 2022
Antall aksjer
NOK per verdi
Aksjekapital i
kroner
Registrerte og utstedte aksjer
\u00a0
3,175,470,159
\u00a0
\u00a0
7,938,675,397.50
\u00a0
Egne aksjer
Tilbakekj\u00f8psprogrammet
Aksjespareprogrammet
Sum utest\u00e5ende aksjer
Equinor ASA har \u00e9n aksjeklasse og alle aksjer har stemmerett. Aksjeeiere har rett til \u00e5 motta
\u00a0
det til enhver tid foresl\u00e5tte utbyttet og har
\u00e9n stemmerett per aksje p\u00e5 selskapets generalforsamling.
Utbytte
I l\u00f8pet av 2022 er det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2021 og for f\u00f8rste
\u00a0
og andre kvartal 2022. Vedtatt, men ikke utbetalt
utbytte, er presentert som skyldig utbytte i Konsernbalansen. Konsolidert oppstilling over endringer
\u00a0
i egenkapital viser vedtatt utbytte i
perioden (opptjent egenkapital). Vedtatt utbytte i 2022 relaterer seg til fjerde kvartal 2021 og de tre f\u00f8rste kvartalene i 2022.
Den 7. februar 2023 foreslo styret et utbytte for fjerde kvartal 2022 p\u00e5 0,30 USD per aksje,
\u00a0
samt et ekstraordin\u00e6rt utbytte p\u00e5 0,60
USD per aksje (betinget av generalforsamlingens godkjennelse). Equinor-aksjen vil handles ex utbytte
\u00a0
den 11. mai 2023 p\u00e5 OSE og
for eiere av American Depositary Receipts (ADRs) p\u00e5 NYSE. Record date (eierregisterdato)
\u00a0
vil v\u00e6re 12. mai 2023 p\u00e5 OSE og NYSE.
Forventet utbetalingsdato er den 25. mai 2023.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Vedtatt utbytte
USD per aksje eller ADS
Betalt utbytte
USD per aksje eller ADS
1.6800
0.5600
NOK per aksje
4.8078
Regnskapsprinsipper
Tilbakekj\u00f8p av aksjer
N\u00e5r Equinor enten har kj\u00f8pt egne aksjer under et aksjetilbakekj\u00f8psprogram, eller har gitt en tredjepart en ugjenkallelig
\u00a0
ordre om \u00e5
anskaffe Equinor-aksjer i markedet, innregnes slike aksjer som reduksjon av egenkapitalen som egne aksjer. Egne aksjer er ikke
inkludert i Vektet gjennomsnittlig antall ordin\u00e6re aksjer utest\u00e5ende ved beregning av Resultat per aksje. Den gjenv\u00e6rende
utest\u00e5ende delen av en ugjenkallelig kj\u00f8psordre for slike aksjer avsettes i regnskapet og klassifiseres
\u00a0
som Leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld.
Program for tilbakekj\u00f8p av aksjer
Form\u00e5let med tilbakekj\u00f8psprogrammet er \u00e5 redusere den utstedte aksjekapitalen i selskapet. Alle
\u00a0
aksjer som blir tilbakekj\u00f8pt som en
del av programmet vil bli slettet. I henhold til en avtale mellom Equinor og den norske stat,
\u00a0
vil en forholdsmessig andel av statens
aksjer bli innl\u00f8st for \u00e5 opprettholde eierandelen p\u00e5 67% i Equinor.
Den 7. februar 2023 foreslo styret et \u00e5rlig tilbakekj\u00f8psprogram for 2023 p\u00e5 inntil 6.000 millioner USD,
\u00a0
inkludert aksjer som skal
innl\u00f8ses fra den norske stat, under forutsetning av godkjenning fra generalforsamlingen. Det \u00e5rlige
\u00a0
tilbakekj\u00f8psprogrammet forventes
utf\u00f8rt n\u00e5r Brent Blend er over eller i omr\u00e5det mellom 50-60 USD/bbl, Equinors netto gjeld over sysselsatt
\u00a0
kapital justert* er innenfor
den kommuniserte ambisjonen p\u00e5 15-30 % samt at dette st\u00f8ttes av r\u00e5vareprisene
Den 7. februar 2023 besluttet styret \u00e5 iverksette f\u00f8rste transje av tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2023 p\u00e5 totalt
\u00a0
1.000 millioner USD,
inkludert aksjer som skal innl\u00f8ses fra den norske stat. F\u00f8rste transje vil ferdigstilles senest 24.
\u00a0
mars 2023.
Antall aksjer
2022
2021
Aksjer i tilbakekj\u00f8psprogrammet 1. januar
Tilbakekj\u00f8p aksjer
Kansellering
Aksjer i tilbakekj\u00f8psprogrammet 31. desember
\u00a0
Egenkapitaleffekter av tilbakekj\u00f8psprogrammer
0
2022
2021
F\u00f8rste transje
Andre transje
Tredje transje
Fjerde transje
Den norske stats andel
1)
Total
Ansattes aksjespareprogram
Antall aksjer
2022
2021
Aksjespareprogrammet 1. januar
Ervervet
Tildelt ansatte
Aksjespareprogrammet 31. desember
Det ble det ervervet og allokert aksjer til egne ansatte gjennom deltakelse i aksjespareprogrammet
\u00a0
for 72 millioner USD i 2022 og 75
millioner USD i 2021. For ytterliggere informasjon, se note 8 L\u00f8nn og personell kostnader.
I februar 2022 startet Equinor et program for tilbakekj\u00f8p av aksjer for 2022 p\u00e5 inntil 5.000 millioner USD,
\u00a0
hvor den f\u00f8rste transjen p\u00e5
om lag 1.000 millioner USD ble sluttf\u00f8rt i mars 2022. Aksjer for 330 millioner USD
\u00a0
av den f\u00f8rste transjen ble kj\u00f8pt opp i det \u00e5pne
markedet. Innl\u00f8sningen av den forholdsmessige andelen p\u00e5 67% fra den norske stat ble godkjent av generalforsamlingen
\u00a0
11. mai
2022 og gjort opp i juli 2022 som beskrevet nedenfor.
I mai 2022 startet Equinor den andre transjen p\u00e5 1.333 millioner USD av tilbakekj\u00f8psprogrammet
\u00a0
for 2022, hvorav aksjer for 440
millioner USD ble kj\u00f8pt i det \u00e5pne markedet. Oppkj\u00f8pet av aksjer i den andre transjen i
\u00a0
det \u00e5pne markedet ble sluttf\u00f8rt i juli 2022.
I juli 2022 \u00f8kte Equinor m\u00e5let for tilbakekj\u00f8p av aksjer for 2022 fra 5.000 millioner USD
\u00a0
opp til 6.000 millioner USD og startet den
tredje transjen p\u00e5 1.833 millioner USD. Aksjer for 605 millioner dollar ble kj\u00f8pt i det \u00e5pne markedet.
\u00a0
Oppkj\u00f8pet av aksjer i det \u00e5pne
markedet for tredje transje ble sluttf\u00f8rt i oktober 2022.
I oktober 2022 startet Equinor den fjerde og siste transjen av tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2022
\u00a0
p\u00e5 1.833 millioner USD. For den fjerde
transjen er 605 millioner USD (b\u00e5de ervervet og gjenv\u00e6rende ordre) bokf\u00f8rt som en reduksjon
\u00a0
av egenkapitalen som egne aksjer p\u00e5
grunn av en ugjenkallelig avtale med en tredjepart. Per 31. desember 2022 er det kj\u00f8pt aksjer
\u00a0
for 495 millioner USD av den fjerde
transjen i det \u00e5pne markedet, hvorav USD 475 millioner er gjort opp. Det resterende
\u00a0
bel\u00f8pet av den fjerde transjen er avsatt og
bokf\u00f8rt som annen kortsiktig gjeld. Oppkj\u00f8pet av den fjerde transjen i det \u00e5pne markedet ble sluttf\u00f8rt
\u00a0
i januar 2023.
Etter \u00e5 ha fullf\u00f8rt tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2021 samt den f\u00f8rste transjen av tilbakekj\u00f8psprogrammet for
\u00a0
2022 i markedet i perioden
28. juli 2021 til 25. mars 2022, ble en forholdsmessig andel p\u00e5 67% fra den norske stat innl\u00f8st i
\u00a0
henhold til avtale med N\u00e6rings- og
fiskeridepartementet om at staten skal opprettholde eierandelen sin i Equinor. Innl\u00f8sningen ble godkjent av ordin\u00e6r generalforsamling
avholdt 11. mai 2022. Aksjene ble slettet 29. juni 2022 og gjelden p\u00e5 1.399 millioner USD (NOK 13.496 millioner) overfor den norske
stat ble gjort opp 20. juli 2022.
For den andre, tredje og fjerde transjen av tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2022 vil aksjer for 3.350 millioner
\u00a0
USD fra den norske stat, i
henhold til avtale med N\u00e6rings- og fiskeridepartementet, innl\u00f8ses p\u00e5 generalforsamlingen i mai 2023,
\u00a0
slik at den norske stat
opprettholder sin eierandel p\u00e5 67% i Equinor.
Equinor ASA har \u00e9n aksjeklasse og alle aksjer har stemmerett. Aksjeeiere har rett til \u00e5 motta
\u00a0
det til enhver tid foresl\u00e5tte utbyttet og har
\u00e9n stemmerett per aksje p\u00e5 selskapets generalforsamling.
Utbytte
I l\u00f8pet av 2022 er det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2021 og for f\u00f8rste
\u00a0
og andre kvartal 2022. Vedtatt, men ikke utbetalt
utbytte, er presentert som skyldig utbytte i Konsernbalansen. Konsolidert oppstilling over endringer
\u00a0
i egenkapital viser vedtatt utbytte i
perioden (opptjent egenkapital). Vedtatt utbytte i 2022 relaterer seg til fjerde kvartal 2021 og de tre f\u00f8rste kvartalene i 2022.
Den 7. februar 2023 foreslo styret et utbytte for fjerde kvartal 2022 p\u00e5 0,30 USD per aksje,
\u00a0
samt et ekstraordin\u00e6rt utbytte p\u00e5 0,60
USD per aksje (betinget av generalforsamlingens godkjennelse). Equinor-aksjen vil handles ex utbytte
\u00a0
den 11. mai 2023 p\u00e5 OSE og
for eiere av American Depositary Receipts (ADRs) p\u00e5 NYSE. Record date (eierregisterdato)
\u00a0
vil v\u00e6re 12. mai 2023 p\u00e5 OSE og NYSE.
Forventet utbetalingsdato er den 25. mai 2023.
Antall aksjer
NOK per verdi
NOK
USD
Aksjekapital 1 Januar 2022
Kapitalnedsettelse
(82,217,548)
(205,543,870.00)
(21,951,527)
Aksjekapital 31 Desember 2022
Antall aksjer
NOK per verdi
Aksjekapital i
kroner
Registrerte og utstedte aksjer
\u00a0
3,175,470,159
\u00a0
\u00a0
7,938,675,397.50
\u00a0
Egne aksjer
Tilbakekj\u00f8psprogrammet
Aksjespareprogrammet
Sum utest\u00e5ende aksjer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Vedtatt utbytte
USD per aksje eller ADS
Betalt utbytte
USD per aksje eller ADS
1.6800
0.5600
NOK per aksje
4.8078
Form\u00e5let med tilbakekj\u00f8psprogrammet er \u00e5 redusere den utstedte aksjekapitalen i selskapet. Alle
\u00a0
aksjer som blir tilbakekj\u00f8pt som en
del av programmet vil bli slettet. I henhold til en avtale mellom Equinor og den norske stat,
\u00a0
vil en forholdsmessig andel av statens
aksjer bli innl\u00f8st for \u00e5 opprettholde eierandelen p\u00e5 67% i Equinor.
Den 7. februar 2023 foreslo styret et \u00e5rlig tilbakekj\u00f8psprogram for 2023 p\u00e5 inntil 6.000 millioner USD,
\u00a0
inkludert aksjer som skal
innl\u00f8ses fra den norske stat, under forutsetning av godkjenning fra generalforsamlingen. Det \u00e5rlige
\u00a0
tilbakekj\u00f8psprogrammet forventes
utf\u00f8rt n\u00e5r Brent Blend er over eller i omr\u00e5det mellom 50-60 USD/bbl, Equinors netto gjeld over sysselsatt
\u00a0
kapital justert* er innenfor
den kommuniserte ambisjonen p\u00e5 15-30 % samt at dette st\u00f8ttes av r\u00e5vareprisene
Den 7. februar 2023 besluttet styret \u00e5 iverksette f\u00f8rste transje av tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2023 p\u00e5 totalt
\u00a0
1.000 millioner USD,
inkludert aksjer som skal innl\u00f8ses fra den norske stat. F\u00f8rste transje vil ferdigstilles senest 24.
\u00a0
mars 2023.
Antall aksjer
2022
2021
Aksjer i tilbakekj\u00f8psprogrammet 1. januar
Tilbakekj\u00f8p aksjer
Kansellering
Aksjer i tilbakekj\u00f8psprogrammet 31. desember
\u00a0
Egenkapitaleffekter av tilbakekj\u00f8psprogrammer
0
2022
2021
F\u00f8rste transje
Andre transje
Tredje transje
Fjerde transje
Den norske stats andel
1)
Total
Ansattes aksjespareprogram
Antall aksjer
2022
2021
Aksjespareprogrammet 1. januar
Ervervet
Tildelt ansatte
Aksjespareprogrammet 31. desember
1) Relatert til 2021 programmet og f\u00f8rste transje i 2022 programmet.
I februar 2022 startet Equinor et program for tilbakekj\u00f8p av aksjer for 2022 p\u00e5 inntil 5.000 millioner USD,
\u00a0
hvor den f\u00f8rste transjen p\u00e5
om lag 1.000 millioner USD ble sluttf\u00f8rt i mars 2022. Aksjer for 330 millioner USD
\u00a0
av den f\u00f8rste transjen ble kj\u00f8pt opp i det \u00e5pne
markedet. Innl\u00f8sningen av den forholdsmessige andelen p\u00e5 67% fra den norske stat ble godkjent av generalforsamlingen
\u00a0
11. mai
2022 og gjort opp i juli 2022 som beskrevet nedenfor.
I mai 2022 startet Equinor den andre transjen p\u00e5 1.333 millioner USD av tilbakekj\u00f8psprogrammet
\u00a0
for 2022, hvorav aksjer for 440
millioner USD ble kj\u00f8pt i det \u00e5pne markedet. Oppkj\u00f8pet av aksjer i den andre transjen i
\u00a0
det \u00e5pne markedet ble sluttf\u00f8rt i juli 2022.
I juli 2022 \u00f8kte Equinor m\u00e5let for tilbakekj\u00f8p av aksjer for 2022 fra 5.000 millioner USD
\u00a0
opp til 6.000 millioner USD og startet den
tredje transjen p\u00e5 1.833 millioner USD. Aksjer for 605 millioner dollar ble kj\u00f8pt i det \u00e5pne markedet.
\u00a0
Oppkj\u00f8pet av aksjer i det \u00e5pne
markedet for tredje transje ble sluttf\u00f8rt i oktober 2022.
I oktober 2022 startet Equinor den fjerde og siste transjen av tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2022
\u00a0
p\u00e5 1.833 millioner USD. For den fjerde
transjen er 605 millioner USD (b\u00e5de ervervet og gjenv\u00e6rende ordre) bokf\u00f8rt som en reduksjon
\u00a0
av egenkapitalen som egne aksjer p\u00e5
grunn av en ugjenkallelig avtale med en tredjepart. Per 31. desember 2022 er det kj\u00f8pt aksjer
\u00a0
for 495 millioner USD av den fjerde
transjen i det \u00e5pne markedet, hvorav USD 475 millioner er gjort opp. Det resterende
\u00a0
bel\u00f8pet av den fjerde transjen er avsatt og
bokf\u00f8rt som annen kortsiktig gjeld. Oppkj\u00f8pet av den fjerde transjen i det \u00e5pne markedet ble sluttf\u00f8rt
\u00a0
i januar 2023.
Etter \u00e5 ha fullf\u00f8rt tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2021 samt den f\u00f8rste transjen av tilbakekj\u00f8psprogrammet for
\u00a0
2022 i markedet i perioden
28. juli 2021 til 25. mars 2022, ble en forholdsmessig andel p\u00e5 67% fra den norske stat innl\u00f8st i
\u00a0
henhold til avtale med N\u00e6rings- og
fiskeridepartementet om at staten skal opprettholde eierandelen sin i Equinor. Innl\u00f8sningen ble godkjent av ordin\u00e6r generalforsamling
avholdt 11. mai 2022. Aksjene ble slettet 29. juni 2022 og gjelden p\u00e5 1.399 millioner USD (NOK 13.496 millioner) overfor den norske
stat ble gjort opp 20. juli 2022.
For den andre, tredje og fjerde transjen av tilbakekj\u00f8psprogrammet for 2022 vil aksjer for 3.350 millioner
\u00a0
USD fra den norske stat, i
henhold til avtale med N\u00e6rings- og fiskeridepartementet, innl\u00f8ses p\u00e5 generalforsamlingen i mai 2023,
\u00a0
slik at den norske stat
opprettholder sin eierandel p\u00e5 67% i Equinor.
Utbytte
I l\u00f8pet av 2022 er det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2021 og for f\u00f8rste
\u00a0
og andre kvartal 2022. Vedtatt, men ikke utbetalt
utbytte, er presentert som skyldig utbytte i Konsernbalansen. Konsolidert oppstilling over endringer
\u00a0
i egenkapital viser vedtatt utbytte i
perioden (opptjent egenkapital). Vedtatt utbytte i 2022 relaterer seg til fjerde kvartal 2021 og de tre f\u00f8rste kvartalene i 2022.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Vedtatt utbytte
USD per aksje eller ADS
Betalt utbytte
USD per aksje eller ADS
1.6800
0.5600
NOK per aksje
4.8078
I l\u00f8pet av 2022 er det utbetalt utbytte for tredje og fjerde kvartal 2021 og for f\u00f8rste
\u00a0
og andre kvartal 2022. Vedtatt, men ikke utbetalt
utbytte, er presentert som skyldig utbytte i Konsernbalansen. Konsolidert oppstilling over endringer
\u00a0
i egenkapital viser vedtatt utbytte i
perioden (opptjent egenkapital). Vedtatt utbytte i 2022 relaterer seg til fjerde kvartal 2021 og de tre f\u00f8rste kvartalene i 2022.
Den 7. februar 2023 foreslo styret et utbytte for fjerde kvartal 2022 p\u00e5 0,30 USD per aksje,
\u00a0
samt et ekstraordin\u00e6rt utbytte p\u00e5 0,60
USD per aksje (betinget av generalforsamlingens godkjennelse). Equinor-aksjen vil handles ex utbytte
\u00a0
den 11. mai 2023 p\u00e5 OSE og
for eiere av American Depositary Receipts (ADRs) p\u00e5 NYSE. Record date (eierregisterdato)
\u00a0
vil v\u00e6re 12. mai 2023 p\u00e5 OSE og NYSE.
Forventet utbetalingsdato er den 25. mai 2023.
Tilbakekj\u00f8p av aksjer
N\u00e5r Equinor enten har kj\u00f8pt egne aksjer under et aksjetilbakekj\u00f8psprogram, eller har gitt en tredjepart en ugjenkallelig
\u00a0
ordre om \u00e5
anskaffe Equinor-aksjer i markedet, innregnes slike aksjer som reduksjon av egenkapitalen som egne aksjer. Egne aksjer er ikke
inkludert i Vektet gjennomsnittlig antall ordin\u00e6re aksjer utest\u00e5ende ved beregning av Resultat per aksje. Den gjenv\u00e6rende
utest\u00e5ende delen av en ugjenkallelig kj\u00f8psordre for slike aksjer avsettes i regnskapet og klassifiseres
\u00a0
som Leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld.
Antall aksjer
2022
2021
Aksjer i tilbakekj\u00f8psprogrammet 1. januar
Tilbakekj\u00f8p aksjer
Kansellering
Aksjer i tilbakekj\u00f8psprogrammet 31. desember
\u00a0
Egenkapitaleffekter av tilbakekj\u00f8psprogrammer
0
2022
2021
F\u00f8rste transje
Andre transje
Tredje transje
Fjerde transje
Den norske stats andel
1)
Total
Ansattes aksjespareprogram
Antall aksjer
2022
2021
Aksjespareprogrammet 1. januar
Ervervet
Tildelt ansatte
Aksjespareprogrammet 31. desember
Ansattes aksjespareprogram
Antall aksjer
2022
2021
Aksjespareprogrammet 1. januar
Ervervet
Tildelt ansatte
Aksjespareprogrammet 31. desember
8 L\u00f8nn og personell kostnader
Per 31. desember 2022, 2021 og 2020 var det ikke gitt l\u00e5n til medlemmer av styret eller konsernledelsen.
Aksjebasert avl\u00f8nning
Equinors aksjespareprogram gir de ansatte muligheten til \u00e5 kj\u00f8pe aksjer i Equinor gjennom
\u00a0
m\u00e5nedlige l\u00f8nnstrekk og tilskudd fra
Equinor. Dersom aksjene beholdes i kj\u00f8ps\u00e5ret samt i de to p\u00e5f\u00f8lgende hele kalender\u00e5r med sammenhengende ansettelse i Equinor,
vil de ansatte bli tildelt en bonusaksje for hver aksje de har kj\u00f8pt.
Beregnet kostnad for Equinor i 2022-, 2021- og 2020-programmene, inkludert tilskudd fra Equinor
\u00a0
og arbeidsgiveravgift, utgj\u00f8r
henholdsvis 85 millioner USD, 79 millioner USD og 74 millioner USD. Beregnet kostnad for
\u00a0
Equinor for 2023-programmet (avtaler
inng\u00e5tt i 2022) utgj\u00f8r 78 millioner USD. Gjenst\u00e5ende bel\u00f8p per 31. desember 2022, som
\u00a0
skal kostnadsf\u00f8res over programmenes
resterende opptjeningsperiode, utgj\u00f8r 174 millioner USD.
Se note 20 Egenkapital og utbytte for mer informasjon om aksjebasert avl\u00f8nning.
(i millioner USD)
1)
2022
2021
2020
Kortsiktige ytelser
12.9
12.2
9.0
Pensjonsytelser
0.4
0.4
0.6
Andre langsiktige ytelser
0.0
0.0
0.0
Aksjebasert avl\u00f8nning
0.2
0.1
0.1
Sum ytelser
13.5
12.7
9.7
1) Relatert til 2021 programmet og f\u00f8rste transje i 2022 programmet.
Langsiktig finansiell gjeld
Finansiell gjeld til amortisert kost
Vektet gjennomsnittlig
rentesats i %
1)
Bokf\u00f8rt verdi i millioner USD
per 31. desember
Virkelig verdi i millioner USD
per 31. desember
2)
2022
2021
2022
2021
2022
2021
Usikrede obligasjonsl\u00e5n
Amerikanske dollar (USD)
3.82
3.88
17,190
17,451
16,167
19,655
Euro (EUR)
1.42
1.42
7,465
7,925
6,782
8,529
Britiske pund (GBP)
6.08
6.08
1,652
1,852
1,836
2,674
Norske kroner (NOK)
4.18
4.18
304
340
311
380
Sum usikrede obligasjonsl\u00e5n
26,612
27,568
25,097
31,237
Usikrede l\u00e5n
Japanske yen (JPY)
4.30
4.30
76
87
90
106
Sum
76
87
90
106
26,688
27,655
25,187
31,343
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen ett \u00e5r
2,547
250
2,597
268
Langsiktig finansiell gjeld
24,141
27,404
22,590
31,075
Vektet gjennomsnittlig rentesats er beregnet for l\u00e5n per valuta per 31. desember, og reflekterer ikke rentebytteavtaler.
2)
\u00a0
Virkelig verdi er kalkulert i eksterne modeller som baserer seg p\u00e5 markedsobservasjoner fra ulike kilder klassifisert
\u00a0
som niv\u00e5 2 i
virkelig verdi-hierarkiet. For mer informasjon om virkelig verdi-hierarkiet, se note 28 Finansielle instrumenter og
\u00a0
virkelig
verdim\u00e5ling.
Usikrede obligasjonsl\u00e5n p\u00e5 17.190 millioner USD er utstedt i USD og usikrede obligasjonsl\u00e5n
\u00a0
utstedt i andre valutaer p\u00e5 8.624
millioner USD er konvertert til USD. Ett l\u00e5n p\u00e5 797 millioner USD er utstedt i EUR
\u00a0
og ikke konvertert. Tabellen reflekterer ikke den
\u00f8konomiske effekten av valutabytteavtaler for forskjellige valutaer til USD. Se note 28 Finansielle instrumenter
\u00a0
og virkelig verdim\u00e5ling
for ytterligere informasjon.
I all vesentlighet inneholder avtaler knyttet til usikrede obligasjonsl\u00e5n og usikrede bankl\u00e5n bestemmelser som
\u00a0
begrenser pantsettelse
av eiendeler for \u00e5 sikre framtidige l\u00e5neopptak, med mindre eksisterende obligasjonsinnehavere og
\u00a0
l\u00e5ngivere samtidig gis en
tilsvarende status.
Ingen nye obligasjonsl\u00e5n ble utstedt i 2022.
Av konsernets totale utest\u00e5ende usikrede obligasjonsl\u00e5n inneholder 38 obligasjonsl\u00e5n bestemmelser som gir konsernet
\u00a0
rett til \u00e5 kj\u00f8pe
tilbake gjelden til p\u00e5lydende eller til en forh\u00e5ndsavtalt kurs, hvis det blir foretatt endringer
\u00a0
i norsk skattelovgivning. Balansef\u00f8rt verdi av
disse l\u00e5nene utgj\u00f8r 26.302 millioner USD til vekslingskurs per 31. desember 2022.
Mer informasjon om rullerende kredittfasilitet, forfallsprofil for udiskontert kontantstr\u00f8m og styring av renterisiko
\u00a0
er gitt i note 4
Finansiell risiko-
\u00a0
og kapitalstyring.
Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
\u00c5r 2 og 3
4,794
5,015
\u00c5r 4 og 5
4,510
4,731
Etter 5 \u00e5r
14,837
17,659
Sum tilbakebetaling av langsiktig finansiell gjeld
24,141
27,404
Vektet gjennomsnittlig tilbakebetalingstid (\u00e5r - inklusiv kortsiktig andel)
9
10
Vektet gjennomsnittlig rentesats (% - inklusiv kortsiktig andel)
3.29
3.33
Kortsiktig finansiell gjeld
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Innkalt margin
1,571
2,271
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 \u00e5r
2,547
250
Annet inklusiv US Commercial paper program
\u00a0
og kassekreditt
241
2,752
Kortsiktig finansiell gjeld
4,359
5,273
Vektet gjennomsnittlig rentesats
2.22
0.51
Innkalt margin og annen kortsiktig gjeld er hovedsakelig kontanter mottatt for \u00e5 sikre en andel av
\u00a0
konsernets kreditteksponering og
utest\u00e5ende bel\u00f8p knyttet til US Commercial paper (CP) program. Utstedelse under CP-programmet
\u00a0
utgjorde 227 millioner USD per
\u00a0
31. desember 2022 og 2.600 millioner USD per 31. desember 2021.
Avstemming av kontantstr\u00f8mmer fra finansieringsaktiviteter mot
\u00a0
finansielle poster i balanseoppstillingen
(i millioner USD)
Langsiktig
finansiell
gjeld
Kortsiktig
finansiell
gjeld
Finansielle
fordringer
Innkalt
margin
1)
Annen
innskutt
egenkapital
/ Egne
aksjer
Ikke-
kontrollerende
eierinteresser
Skyldig
utbytte
Leieavtaler
2)
Sum
1. januar 2022
27,404
5,273
(1,577)
(2,027)
14
582
3,562
Ny finansiell gjeld
-
Nedbetaling finansiell gjeld
(250)
(250)
Nedbetaling p\u00e5 leieforpliktelser
(1,366)
(1,366)
Betalt utbytte
(5,380)
(5,380)
Tilbakekj\u00f8p av aksjer
(3,315)
(3,315)
Netto kortsiktige l\u00e5n og andre
finansielle aktiviteter
(2,982)
(2,038)
(73)
(8)
(5,102)
Kontantstr\u00f8m fra
finansieringsaktiviteter
(250)
(2,982)
(2,038)
(3,388)
(8)
(5,380)
(1,366)
(15,414)
Overf\u00f8ring til kortsiktig andel
(2,297)
2,297
Effekt av valutakursendringer
(710)
(78)
145
(3)
(149)
Vedtatt utbytte
7,549
Nye leieavtaler
1,644
Andre endringer
(7)
(151)
30
(2)
57
(24)
Netto andre endringer
(3,014)
2,068
145
30
(5)
7,606
1,471
31. desember 2022
24,141
4,359
(3,468)
(5,385)
1
2,808
3,667
(i millioner USD)
Langsiktig
finansiell
gjeld
Kortsiktig
finansiell
gjeld
Finansielle
fordringer
Innkalt
margin
1)
Annen
innskutt
egenkapital
/ Egne
aksjer
Ikke-
kontrollerende
eierinteresser
Skyldig
utbytte
Leieavtaler
2)
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 p\u00e5 leieforpliktelser
(1,238)
(1,238)
Betalt utbytte
(1,797)
(1,797)
Tilbakekj\u00f8p av aksjer
(321)
(321)
Netto kortsiktige l\u00e5n og andre
finansielle aktiviteter
(335)
2,273
(651)
(75)
(18)
1,195
Kontantstr\u00f8m fra
finansieringsaktiviteter
(3,010)
2,273
(651)
(396)
(18)
(1,797)
(1,238)
(4,836)
Overf\u00f8ring 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
Finansielle fordringer knyttet til innkalt margin er inkludert i Kundefordringer og andre fordringer
\u00a0
i balanseoppstillingen. Se
note 18 Kundefordringer og andre fordringer for ytterligere informasjon.
2)
\u00a0
Se note 25 Leieavtaler for ytterligere informasjon.
Langsiktig finansiell gjeld
Finansiell gjeld til amortisert kost
Vektet gjennomsnittlig
rentesats i %
1)
Bokf\u00f8rt verdi i millioner USD
per 31. desember
Virkelig verdi i millioner USD
per 31. desember
2)
2022
2021
2022
2021
2022
2021
Usikrede obligasjonsl\u00e5n
Amerikanske dollar (USD)
3.82
3.88
17,190
17,451
16,167
19,655
Euro (EUR)
1.42
1.42
7,465
7,925
6,782
8,529
Britiske pund (GBP)
6.08
6.08
1,652
1,852
1,836
2,674
Norske kroner (NOK)
4.18
4.18
304
340
311
380
Sum usikrede obligasjonsl\u00e5n
26,612
27,568
25,097
31,237
Usikrede l\u00e5n
Japanske yen (JPY)
4.30
4.30
76
87
90
106
Sum
76
87
90
106
26,688
27,655
25,187
31,343
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen ett \u00e5r
2,547
250
2,597
268
Langsiktig finansiell gjeld
24,141
27,404
22,590
31,075
Vektet gjennomsnittlig rentesats er beregnet for l\u00e5n per valuta per 31. desember, og reflekterer ikke rentebytteavtaler.
2)
\u00a0
Virkelig verdi er kalkulert i eksterne modeller som baserer seg p\u00e5 markedsobservasjoner fra ulike kilder klassifisert
\u00a0
som niv\u00e5 2 i
virkelig verdi-hierarkiet. For mer informasjon om virkelig verdi-hierarkiet, se note 28 Finansielle instrumenter og
\u00a0
virkelig
verdim\u00e5ling.
Usikrede obligasjonsl\u00e5n p\u00e5 17.190 millioner USD er utstedt i USD og usikrede obligasjonsl\u00e5n
\u00a0
utstedt i andre valutaer p\u00e5 8.624
millioner USD er konvertert til USD. Ett l\u00e5n p\u00e5 797 millioner USD er utstedt i EUR
\u00a0
og ikke konvertert. Tabellen reflekterer ikke den
\u00f8konomiske effekten av valutabytteavtaler for forskjellige valutaer til USD. Se note 28 Finansielle instrumenter
\u00a0
og virkelig verdim\u00e5ling
for ytterligere informasjon.
I all vesentlighet inneholder avtaler knyttet til usikrede obligasjonsl\u00e5n og usikrede bankl\u00e5n bestemmelser som
\u00a0
begrenser pantsettelse
av eiendeler for \u00e5 sikre framtidige l\u00e5neopptak, med mindre eksisterende obligasjonsinnehavere og
\u00a0
l\u00e5ngivere samtidig gis en
tilsvarende status.
Ingen nye obligasjonsl\u00e5n ble utstedt i 2022.
Av konsernets totale utest\u00e5ende usikrede obligasjonsl\u00e5n inneholder 38 obligasjonsl\u00e5n bestemmelser som gir konsernet
\u00a0
rett til \u00e5 kj\u00f8pe
tilbake gjelden til p\u00e5lydende eller til en forh\u00e5ndsavtalt kurs, hvis det blir foretatt endringer
\u00a0
i norsk skattelovgivning. Balansef\u00f8rt verdi av
disse l\u00e5nene utgj\u00f8r 26.302 millioner USD til vekslingskurs per 31. desember 2022.
Mer informasjon om rullerende kredittfasilitet, forfallsprofil for udiskontert kontantstr\u00f8m og styring av renterisiko
\u00a0
er gitt i note 4
Finansiell risiko-
\u00a0
og kapitalstyring.
Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
\u00c5r 2 og 3
4,794
5,015
\u00c5r 4 og 5
4,510
4,731
Etter 5 \u00e5r
14,837
17,659
Sum tilbakebetaling av langsiktig finansiell gjeld
24,141
27,404
Vektet gjennomsnittlig tilbakebetalingstid (\u00e5r - inklusiv kortsiktig andel)
9
10
Vektet gjennomsnittlig rentesats (% - inklusiv kortsiktig andel)
3.29
3.33
Kortsiktig finansiell gjeld
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Innkalt margin
1,571
2,271
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 \u00e5r
2,547
250
Annet inklusiv US Commercial paper program
\u00a0
og kassekreditt
241
2,752
Kortsiktig finansiell gjeld
4,359
5,273
Vektet gjennomsnittlig rentesats
2.22
0.51
Innkalt margin og annen kortsiktig gjeld er hovedsakelig kontanter mottatt for \u00e5 sikre en andel av
\u00a0
konsernets kreditteksponering og
utest\u00e5ende bel\u00f8p knyttet til US Commercial paper (CP) program. Utstedelse under CP-programmet
\u00a0
utgjorde 227 millioner USD per
\u00a0
31. desember 2022 og 2.600 millioner USD per 31. desember 2021.
Avstemming av kontantstr\u00f8mmer fra finansieringsaktiviteter mot
\u00a0
finansielle poster i balanseoppstillingen
(i millioner USD)
Langsiktig
finansiell
gjeld
Kortsiktig
finansiell
gjeld
Finansielle
fordringer
Innkalt
margin
1)
Annen
innskutt
egenkapital
/ Egne
aksjer
Ikke-
kontrollerende
eierinteresser
Skyldig
utbytte
Leieavtaler
2)
Sum
1. januar 2022
27,404
5,273
(1,577)
(2,027)
14
582
3,562
Ny finansiell gjeld
-
Nedbetaling finansiell gjeld
(250)
(250)
Nedbetaling p\u00e5 leieforpliktelser
(1,366)
(1,366)
Betalt utbytte
(5,380)
(5,380)
Tilbakekj\u00f8p av aksjer
(3,315)
(3,315)
Netto kortsiktige l\u00e5n og andre
finansielle aktiviteter
(2,982)
(2,038)
(73)
(8)
(5,102)
Kontantstr\u00f8m fra
finansieringsaktiviteter
(250)
(2,982)
(2,038)
(3,388)
(8)
(5,380)
(1,366)
(15,414)
Overf\u00f8ring til kortsiktig andel
(2,297)
2,297
Effekt av valutakursendringer
(710)
(78)
145
(3)
(149)
Vedtatt utbytte
7,549
Nye leieavtaler
1,644
Andre endringer
(7)
(151)
30
(2)
57
(24)
Netto andre endringer
(3,014)
2,068
145
30
(5)
7,606
1,471
31. desember 2022
24,141
4,359
(3,468)
(5,385)
1
2,808
3,667
(i millioner USD)
Langsiktig
finansiell
gjeld
Kortsiktig
finansiell
gjeld
Finansielle
fordringer
Innkalt
margin
1)
Annen
innskutt
egenkapital
/ Egne
aksjer
Ikke-
kontrollerende
eierinteresser
Skyldig
utbytte
Leieavtaler
2)
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 p\u00e5 leieforpliktelser
(1,238)
(1,238)
Betalt utbytte
(1,797)
(1,797)
Tilbakekj\u00f8p av aksjer
(321)
(321)
Netto kortsiktige l\u00e5n og andre
finansielle aktiviteter
(335)
2,273
(651)
(75)
(18)
1,195
Kontantstr\u00f8m fra
finansieringsaktiviteter
(3,010)
2,273
(651)
(396)
(18)
(1,797)
(1,238)
(4,836)
Overf\u00f8ring 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
Langsiktig finansiell gjeld
Finansiell gjeld til amortisert kost
Vektet gjennomsnittlig
rentesats i %
1)
Bokf\u00f8rt verdi i millioner USD
per 31. desember
Virkelig verdi i millioner USD
per 31. desember
2)
2022
2021
2022
2021
2022
2021
Usikrede obligasjonsl\u00e5n
Amerikanske dollar (USD)
3.82
3.88
17,190
17,451
16,167
19,655
Euro (EUR)
1.42
1.42
7,465
7,925
6,782
8,529
Britiske pund (GBP)
6.08
6.08
1,652
1,852
1,836
2,674
Norske kroner (NOK)
4.18
4.18
304
340
311
380
Sum usikrede obligasjonsl\u00e5n
26,612
27,568
25,097
31,237
Usikrede l\u00e5n
Japanske yen (JPY)
4.30
4.30
76
87
90
106
Sum
76
87
90
106
26,688
27,655
25,187
31,343
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen ett \u00e5r
2,547
250
2,597
268
Langsiktig finansiell gjeld
24,141
27,404
22,590
31,075
Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
\u00c5r 2 og 3
4,794
5,015
\u00c5r 4 og 5
4,510
4,731
Etter 5 \u00e5r
14,837
17,659
Sum tilbakebetaling av langsiktig finansiell gjeld
24,141
27,404
Vektet gjennomsnittlig tilbakebetalingstid (\u00e5r - inklusiv kortsiktig andel)
9
10
Vektet gjennomsnittlig rentesats (% - inklusiv kortsiktig andel)
3.29
3.33
Kortsiktig finansiell gjeld
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Innkalt margin
1,571
2,271
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 \u00e5r
2,547
250
Annet inklusiv US Commercial paper program
\u00a0
og kassekreditt
241
2,752
Kortsiktig finansiell gjeld
4,359
5,273
Vektet gjennomsnittlig rentesats
2.22
0.51
22 Pensjoner
Regnskapsprinsipper
Pensjonsforpliktelser
Equinor har pensjonsplaner for ansatte som enten gir den ansatte rett til et n\u00e6rmere definert bel\u00f8p fra
\u00a0
pensjonstidspunktet
(ytelsesplaner), eller til en innskuddsbasert pensjon, der en del av innskuddene er innskudd
\u00a0
over drift. Forpliktelsen \u00f8ker med en lovet
avkastning som skal godtgj\u00f8res over driften, og settes lik den faktiske avkastning p\u00e5 midler investert i
\u00a0
den ordin\u00e6re innskuddsplanen.
For ytelsesplaner er det bel\u00f8pet den ansatte vil motta avhengig av mange faktorer, herunder opptjeningstid, pensjons\u00e5r og framtidig
l\u00f8nnsniv\u00e5.
Equinors forholdsmessige andel av flerforetaks-ytelsesplaner innregnes som forpliktelse i Konsernbalansen
\u00a0
da tilstrekkelig
informasjon er ansett tilgjengelig og forpliktelsen kan estimeres p\u00e5litelig.
Kostnadene ved pensjonsplanene utgiftsf\u00f8res over perioden der ansatte utf\u00f8rer tjenester og opparbeider rett
\u00a0
til \u00e5 motta ytelser.
Beregningene blir utf\u00f8rt av en ekstern aktuar. Equinors netto pensjonsforpliktelse knyttet til ytelsesplaner beregnes separat for hver
plan ved \u00e5 estimere det framtidige bel\u00f8pet som den ansatte har opptjent basert p\u00e5 ytelse i innev\u00e6rende
\u00a0
og tidligere perioder. Dette
bel\u00f8pet neddiskonteres for \u00e5 beregne n\u00e5verdien av forpliktelsen, og virkelig verdi av eventuelle pensjonsmidler
\u00a0
trekkes fra.
Diskonteringsrenten som benyttes fastsettes med henvisning til markedsrenten p\u00e5 balansedagen
\u00a0
og reflekterer tiln\u00e6rmet l\u00f8petid for
Equinors forpliktelser. Diskonteringsrenten per 31. desember 2022 for ytelsesbaserte ordninger i Norge er basert p\u00e5 en 7-\u00e5rig OMF-
rente (obligasjon med fortrinnsrett) ekstrapolert til en rente som tilsvarer varigheten av forfallstid for
\u00a0
opptjente rettigheter, beregnet til
13,5 \u00e5r ved utgangen av 2022. N\u00e5verdien av forpliktelsen relatert til ytelsesplanen, \u00e5rets og tidligere
\u00a0
\u00e5rs opptjening er beregnet ved \u00e5
bruke P\u00e5l\u00f8pte ytelsers metode. De benyttede forutsetningene for gjennomsnittlig l\u00f8nnsvekst,
\u00a0
pensjonsregulering og regulering av
folketrygdens grunnbel\u00f8p er underbygget med gjeldende avtaler, historiske observasjoner, fremtidsutsikter og forholdet mellom disse
forutsetningene. For planer i Norge er d\u00f8delighetstabell K2013, utarbeidet av Finanstilsynet, brukt
\u00a0
som beste estimat p\u00e5 d\u00f8delighet.
Arbeidsgiveravgift er beregnet p\u00e5 grunnlag av pensjonsplanenes netto finansiering og inkluderes
\u00a0
i brutto pensjonsforpliktelse.
Balansef\u00f8ringen av en netto overdekning i den fonderte pensjonsplanen er basert p\u00e5 den forutsetning at
\u00a0
den representerer en verdi
for Equinor, enten ved en mulig overf\u00f8ring til premiefondet, som kan finansiere fremtidig premiebetaling, eller ved utbetaling av
egenkapital fra pensjonskassen.
Netto renteelement for ytelsesplaner beregnes ved \u00e5 anvende fastsatt diskonteringsrente p\u00e5 forpliktelsens
\u00a0
og pensjonsmidlenes
n\u00e5verdi, og innregnes i Konsernresultatregnskapet som en del av Netto finansposter. Forskjellen mellom estimert renteinntekt og
faktisk avkastning innregnes som aktuarmessige gevinster/tap i Andre inntekter og kostnader i Konsolidert
\u00a0
oppstilling over
totalresultat.
Aktuarmessige gevinster og tap innregnes i Andre inntekter og kostnader i Konsolidert
\u00a0
oppstilling over totalresultat i den perioden
gevinsten eller tapet oppst\u00e5r. Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til sluttvederlagsavsetning innregnes i
Konsernresultatregnskapet i perioden de oppst\u00e5r. Da morselskapet Equinor ASAs funksjonelle valuta er amerikanske dollar, vil den
vesentligste delen av Equinors pensjonsforpliktelser v\u00e6re betalbar i utenlandsk valuta (dvs. norske
\u00a0
kroner). Aktuarmessige gevinster
og tap knyttet til morselskapets pensjonsforpliktelser inkluderer f\u00f8lgelig effekten av valutaomregning.
Innskudd til pensjonsplaner som er innskuddsplaner kostnadsf\u00f8res som pensjonskostnader etter hvert
\u00a0
som tilskuddsbel\u00f8pene
opptjenes av de ansatte.
Innskuddsplaner over driften hos morselskapet Equinor ASA innregnes som Pensjonsforpliktelser med faktisk
\u00a0
verdi av de driftsbaserte
innskuddene og lovet avkastning p\u00e5 rapporteringstidspunktet. Innskudd over driften innregnes
\u00a0
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 forretningsomr\u00e5der og felleskontrollerte
\u00a0
driftsordninger
(lisenser) der Equinor er operat\u00f8r med utgangspunkt i p\u00e5l\u00f8pte timer, og innregnet i Konsernresultatregnskapet basert p\u00e5 funksjon.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Pensjonsplaner i Equinor
Equinor ASA og konsernets mest sentrale datterselskaper har innskuddsbasert pensjonsordning
\u00a0
som hovedordning. De
innskuddsbaserte ordningene inneholder enkelte ufonderte elementer. I tillegg er flere ansatte og tidligere ansatte i konsernet medlem
av forskjellige ytelsesbaserte ordninger. Den ytelsesbaserte ordningen ble lukket i 2015 for nyansatte og for ansatte med mer enn
\u00a0
15
\u00e5r igjen til ordin\u00e6r pensjonsalder. Equinors ytelsesbaserte pensjonsordning er generelt basert p\u00e5 minst 30 \u00e5rs tjenestetid med opptil
66 % av sluttl\u00f8nn, inkludert en antatt offentlig st\u00f8tte som skal gis fra den norske folketrygden. De norske
\u00a0
selskapene i konsernet er
pliktig til \u00e5 ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon, og Equinors
\u00a0
pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i
denne loven.
Ytelsesbaserte pensjonsordninger i Norge administreres og finansieres gjennom Equinors pensjonskasse
\u00a0
(Equinor Pensjon). Equinor
Pensjon er en selveiende stiftelse hvor ansatte i Equinors norske selskaper er dekket. Equinor Pensjons
\u00a0
midler holdes atskilt fra
foretakets og konsernforetakenes midler. Equinor Pensjon st\u00e5r under tilsyn av Finanstilsynet og har konsesjon til \u00e5 drive virksomhet
som pensjonskasse.
Equinor har mer enn \u00e9n ytelsesplan, men noteinformasjon er gitt samlet for alle planer da
\u00a0
de ikke har vesentlige risikoforskjeller.
Planer utenfor Norge er uvesentlige og er derfor ikke opplyst om separat. Tabellene i denne noten viser brutto pensjonskostnader f\u00f8r
allokering til lisenspartnerne. Konsernresultatregnskapet viser netto pensjonskostnader etter allokering
\u00a0
til lisenspartnerne.
Equinor er ogs\u00e5 medlem av den offentlige Avtalefestede F\u00f8rtidspensjonsavtalen (AFP), hvor premien beregnes p\u00e5 basis av de
ansattes inntekter opptil 7,1 G (grunnbel\u00f8p i Folketrygden). Premien m\u00e5 betales for
\u00a0
alle ansatte fram til fylte 62 \u00e5r. Pensjonsutbetaling
fra administrator av AFP-ordningen er livsvarig.
Netto pensjonskostnader
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Innskuddsplaner over drift
57
60
55
Ytelsesplaner
188
216
184
Innskuddsplaner
213
213
192
Sum netto pensjonskostnader
458
488
432
I tillegg til pensjonskostnadene i tabellen ovenfor er finansposter fra ytelsesplaner innregnet i Konsernregnskapet
\u00a0
som en del av Netto
finansposter. Rentekostnader og endringer i virkelig verdi av innskuddsplaner over driften utgjorde 105 millioner USD i 2022, og 238
millioner USD i 2021. Renteinntekter er innregnet med 116 millioner USD i 2022, og 106 millioner USD i 2021.
Endringer i brutto pensjonsforpliktelse og pensjonsmidler
\u00a0
i l\u00f8pet av \u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar
9,358
9,216
N\u00e5verdi av \u00e5rets opptjening
183
208
Rentekostnad p\u00e5 pensjonsforpliktelsen
105
238
Aktuarmessige (gevinster)/tap og omregningsdifferanser
(1,785)
(72)
Endring i forpliktelse p\u00e5 innskuddsplaner over drift og
\u00a0
andre effekter
67
63
Utbetalte ytelser fra ordningene
(258)
(295)
Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember
7,670
9,358
Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar
6,404
6,234
Renteinntekt p\u00e5 pensjonsmidler
116
106
Avkastning p\u00e5 pensjonsmidler (unntatt renteinntekter)
(622)
291
Innbetalt av selskapet
104
114
Utbetalt ytelser fra ordningene
(121)
(137)
Andre effekter
6
-
Omregningsdifferanse
(669)
(204)
Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember
5,218
6,404
Netto pensjonsforpliktelser 31. desember
2,452
2,954
Spesifikasjon:
Eiendel innregnet som langsiktige pensjonsmidler (fondert
\u00a0
ordning)
1,219
1,449
Forpliktelse innregnet som langsiktige pensjonsforpliktelser
\u00a0
(ufondert ordning)
3,671
4,403
Pensjonsforpliktelsen kan fordeles som f\u00f8lger
7,670
9,358
Fonderte pensjonsplaner
3,999
4,955
Ufonderte pensjonsplaner
3,671
4,403
Equinor innregnet en aktuarmessig gevinst som skyldtes endringer i \u00f8konomiske forutsetninger i 2022, i
\u00a0
all hovedsak p\u00e5 grunn av en
st\u00f8rre \u00f8kning i renten sammenliknet med de \u00f8vrige forutsetningene. Et aktuarmessig tap ble innregnet
\u00a0
i 2021.
Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i totalresultatet
(i millioner USD)
2022
2021
2020
\u00c5rets netto aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet
\u00a0
i totalresultatet gjennom \u00e5ret
174
63
3
Omregningsdifferanser
287
84
(109)
Skatteeffekt p\u00e5 aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet
\u00a0
i totalresultatet
(105)
(35)
19
Innregnet i konsolidert totalresultat etter skatt
356
112
(87)
Aktuarmessige forutsetninger
\u00d8konomiske forutsetninger for
resultatelementer i %
\u00d8konomiske forutsetninger ved
\u00e5rets utgang for
balanseelementer i %
Avrundet til n\u00e6rmeste kvartil
2022
2021
2022
2021
Diskonteringsrente
2.00
1.75
3.75
2.00
Forventet l\u00f8nnsvekst
2.50
2.00
3.50
2.50
Forventet vekst i l\u00f8pende pensjoner
1.75
1.25
2.75
1.75
Forventet regulering av folketrygdens grunnbel\u00f8p
2.25
2.00
3.25
2.25
Vektet gjennomsnittlig durasjon for pensjonsforpliktelsen
13.5
15.2
Forutsetningene presentert over gjelder konsernselskaper i Norge som er medlem av Equinors pensjonskasse. Andre
\u00a0
datterselskaper
har ogs\u00e5 ytelsesplaner, men disse utgj\u00f8r uvesentlige bel\u00f8p for konsernet.
Sensitivitetsanalyse
Tabellen nedenfor viser estimater for effektene av endringer i vesentlige forutsetninger som inng\u00e5r i beregning av ytelsesplanene.
Estimatene er basert p\u00e5 relevante forhold per 31. desember 2022.
Diskonteringsrente
Forventet l\u00f8nnsvekst
Forventet vekst i
l\u00f8pende pensjoner
Forventet levetid
(i millioner USD)
0,50 %
-0,50 %
0,50 %
-0,50 %
0,50 %
-0,50 %
+ 1 \u00e5r
- 1 \u00e5r
Endring i:
Pensjonsforpliktelse 31. desember 2022
(491)
553
109
(104)
462
(422)
285
(257)
N\u00e5verdi av \u00e5rets opptjening for 2023
(16)
18
8
(7)
12
(11)
6
(5)
Sensitiviteten i de finansielle resultatene til hver av de vesentlige forutsetningene er estimert basert p\u00e5
\u00a0
antagelsen om at alle andre
faktorer ville forbli uendret. Den estimerte \u00f8konomiske effekten vil avvike fra faktiske tall da regnskapet ogs\u00e5 gjenspeiler
sammenhengen mellom disse forutsetningene.
Pensjonsmidler
Pensjonsmidlene knyttet til de ytelsesbaserte planene er m\u00e5lt til virkelig verdi. Equinor Pensjon
\u00a0
investerer b\u00e5de i finansielle eiendeler
og i eiendom.
Tabellen nedenfor viser vekting av portef\u00f8ljen for finansportef\u00f8ljen godkjent av styret i Equinor Pensjon for 2022. Portef\u00f8ljevektingen i
l\u00f8pet av ett \u00e5r er avhengig av risikokapasitet.
M\u00e5l
portef\u00f8ljevekt
(i %)
2022
2021
Egenkapitalinstrumenter
32.9
34.1
Obligasjoner
53.1
50.2
Sertifikater
7.4
9.1
Eiendom
6.6
6.6
Sum
100.0
100.0
I 2022 hadde 44 % av egenkapitalinstrumentene og 3 % av obligasjonene noterte priser
\u00a0
i et aktivt marked. 54 % av egenkapitalinstru-
mentene, 97 % av obligasjonene og 100 % av sertifikatene var basert p\u00e5 andre data enn
\u00a0
de noterte prisene. I de tilfeller hvor noterte
markedspriser ikke er tilgjengelig, er virkelig verdi kalkulert i eksterne modeller og basert p\u00e5 markedsobservasjoner
\u00a0
fra ulike kilder.
\u00a0
I 2021 hadde 61 % av egenkapitalinstrumentene og 3 % av obligasjonene noterte priser
\u00a0
i et aktivt marked. 37 % av
egenkapitalinstrumentene, 97 % av obligasjonene og 100 % av sertifikatene var basert p\u00e5 andre
\u00a0
data enn de noterte prisene.
For definisjon p\u00e5 de ulike niv\u00e5ene, se note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling.
Forventet premieinnbetaling til Equinor Pensjon er 108 millioner USD i 2023.
Regnskapsprinsipper
Pensjonsforpliktelser
Equinor har pensjonsplaner for ansatte som enten gir den ansatte rett til et n\u00e6rmere definert bel\u00f8p fra
\u00a0
pensjonstidspunktet
(ytelsesplaner), eller til en innskuddsbasert pensjon, der en del av innskuddene er innskudd
\u00a0
over drift. Forpliktelsen \u00f8ker med en lovet
avkastning som skal godtgj\u00f8res over driften, og settes lik den faktiske avkastning p\u00e5 midler investert i
\u00a0
den ordin\u00e6re innskuddsplanen.
For ytelsesplaner er det bel\u00f8pet den ansatte vil motta avhengig av mange faktorer, herunder opptjeningstid, pensjons\u00e5r og framtidig
l\u00f8nnsniv\u00e5.
Equinors forholdsmessige andel av flerforetaks-ytelsesplaner innregnes som forpliktelse i Konsernbalansen
\u00a0
da tilstrekkelig
informasjon er ansett tilgjengelig og forpliktelsen kan estimeres p\u00e5litelig.
Kostnadene ved pensjonsplanene utgiftsf\u00f8res over perioden der ansatte utf\u00f8rer tjenester og opparbeider rett
\u00a0
til \u00e5 motta ytelser.
Beregningene blir utf\u00f8rt av en ekstern aktuar. Equinors netto pensjonsforpliktelse knyttet til ytelsesplaner beregnes separat for hver
plan ved \u00e5 estimere det framtidige bel\u00f8pet som den ansatte har opptjent basert p\u00e5 ytelse i innev\u00e6rende
\u00a0
og tidligere perioder. Dette
bel\u00f8pet neddiskonteres for \u00e5 beregne n\u00e5verdien av forpliktelsen, og virkelig verdi av eventuelle pensjonsmidler
\u00a0
trekkes fra.
Diskonteringsrenten som benyttes fastsettes med henvisning til markedsrenten p\u00e5 balansedagen
\u00a0
og reflekterer tiln\u00e6rmet l\u00f8petid for
Equinors forpliktelser. Diskonteringsrenten per 31. desember 2022 for ytelsesbaserte ordninger i Norge er basert p\u00e5 en 7-\u00e5rig OMF-
rente (obligasjon med fortrinnsrett) ekstrapolert til en rente som tilsvarer varigheten av forfallstid for
\u00a0
opptjente rettigheter, beregnet til
13,5 \u00e5r ved utgangen av 2022. N\u00e5verdien av forpliktelsen relatert til ytelsesplanen, \u00e5rets og tidligere
\u00a0
\u00e5rs opptjening er beregnet ved \u00e5
bruke P\u00e5l\u00f8pte ytelsers metode. De benyttede forutsetningene for gjennomsnittlig l\u00f8nnsvekst,
\u00a0
pensjonsregulering og regulering av
folketrygdens grunnbel\u00f8p er underbygget med gjeldende avtaler, historiske observasjoner, fremtidsutsikter og forholdet mellom disse
forutsetningene. For planer i Norge er d\u00f8delighetstabell K2013, utarbeidet av Finanstilsynet, brukt
\u00a0
som beste estimat p\u00e5 d\u00f8delighet.
Arbeidsgiveravgift er beregnet p\u00e5 grunnlag av pensjonsplanenes netto finansiering og inkluderes
\u00a0
i brutto pensjonsforpliktelse.
Balansef\u00f8ringen av en netto overdekning i den fonderte pensjonsplanen er basert p\u00e5 den forutsetning at
\u00a0
den representerer en verdi
for Equinor, enten ved en mulig overf\u00f8ring til premiefondet, som kan finansiere fremtidig premiebetaling, eller ved utbetaling av
egenkapital fra pensjonskassen.
Netto renteelement for ytelsesplaner beregnes ved \u00e5 anvende fastsatt diskonteringsrente p\u00e5 forpliktelsens
\u00a0
og pensjonsmidlenes
n\u00e5verdi, og innregnes i Konsernresultatregnskapet som en del av Netto finansposter. Forskjellen mellom estimert renteinntekt og
faktisk avkastning innregnes som aktuarmessige gevinster/tap i Andre inntekter og kostnader i Konsolidert
\u00a0
oppstilling over
totalresultat.
Aktuarmessige gevinster og tap innregnes i Andre inntekter og kostnader i Konsolidert
\u00a0
oppstilling over totalresultat i den perioden
gevinsten eller tapet oppst\u00e5r. Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til sluttvederlagsavsetning innregnes i
Konsernresultatregnskapet i perioden de oppst\u00e5r. Da morselskapet Equinor ASAs funksjonelle valuta er amerikanske dollar, vil den
vesentligste delen av Equinors pensjonsforpliktelser v\u00e6re betalbar i utenlandsk valuta (dvs. norske
\u00a0
kroner). Aktuarmessige gevinster
og tap knyttet til morselskapets pensjonsforpliktelser inkluderer f\u00f8lgelig effekten av valutaomregning.
Innskudd til pensjonsplaner som er innskuddsplaner kostnadsf\u00f8res som pensjonskostnader etter hvert
\u00a0
som tilskuddsbel\u00f8pene
opptjenes av de ansatte.
Innskuddsplaner over driften hos morselskapet Equinor ASA innregnes som Pensjonsforpliktelser med faktisk
\u00a0
verdi av de driftsbaserte
innskuddene og lovet avkastning p\u00e5 rapporteringstidspunktet. Innskudd over driften innregnes
\u00a0
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 forretningsomr\u00e5der og felleskontrollerte
\u00a0
driftsordninger
(lisenser) der Equinor er operat\u00f8r med utgangspunkt i p\u00e5l\u00f8pte timer, og innregnet i Konsernresultatregnskapet basert p\u00e5 funksjon.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Pensjonsplaner i Equinor
Equinor ASA og konsernets mest sentrale datterselskaper har innskuddsbasert pensjonsordning
\u00a0
som hovedordning. De
innskuddsbaserte ordningene inneholder enkelte ufonderte elementer. I tillegg er flere ansatte og tidligere ansatte i konsernet medlem
av forskjellige ytelsesbaserte ordninger. Den ytelsesbaserte ordningen ble lukket i 2015 for nyansatte og for ansatte med mer enn
\u00a0
15
\u00e5r igjen til ordin\u00e6r pensjonsalder. Equinors ytelsesbaserte pensjonsordning er generelt basert p\u00e5 minst 30 \u00e5rs tjenestetid med opptil
66 % av sluttl\u00f8nn, inkludert en antatt offentlig st\u00f8tte som skal gis fra den norske folketrygden. De norske
\u00a0
selskapene i konsernet er
pliktig til \u00e5 ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon, og Equinors
\u00a0
pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i
denne loven.
Ytelsesbaserte pensjonsordninger i Norge administreres og finansieres gjennom Equinors pensjonskasse
\u00a0
(Equinor Pensjon). Equinor
Pensjon er en selveiende stiftelse hvor ansatte i Equinors norske selskaper er dekket. Equinor Pensjons
\u00a0
midler holdes atskilt fra
foretakets og konsernforetakenes midler. Equinor Pensjon st\u00e5r under tilsyn av Finanstilsynet og har konsesjon til \u00e5 drive virksomhet
som pensjonskasse.
Equinor har mer enn \u00e9n ytelsesplan, men noteinformasjon er gitt samlet for alle planer da
\u00a0
de ikke har vesentlige risikoforskjeller.
Planer utenfor Norge er uvesentlige og er derfor ikke opplyst om separat. Tabellene i denne noten viser brutto pensjonskostnader f\u00f8r
allokering til lisenspartnerne. Konsernresultatregnskapet viser netto pensjonskostnader etter allokering
\u00a0
til lisenspartnerne.
Equinor er ogs\u00e5 medlem av den offentlige Avtalefestede F\u00f8rtidspensjonsavtalen (AFP), hvor premien beregnes p\u00e5 basis av de
ansattes inntekter opptil 7,1 G (grunnbel\u00f8p i Folketrygden). Premien m\u00e5 betales for
\u00a0
alle ansatte fram til fylte 62 \u00e5r. Pensjonsutbetaling
fra administrator av AFP-ordningen er livsvarig.
Netto pensjonskostnader
(i millioner USD)
2022
2021
2020
Innskuddsplaner over drift
57
60
55
Ytelsesplaner
188
216
184
Innskuddsplaner
213
213
192
Sum netto pensjonskostnader
458
488
432
Endringer i brutto pensjonsforpliktelse og pensjonsmidler
\u00a0
i l\u00f8pet av \u00e5ret
(i millioner USD)
2022
2021
Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar
9,358
9,216
N\u00e5verdi av \u00e5rets opptjening
183
208
Rentekostnad p\u00e5 pensjonsforpliktelsen
105
238
Aktuarmessige (gevinster)/tap og omregningsdifferanser
(1,785)
(72)
Endring i forpliktelse p\u00e5 innskuddsplaner over drift og
\u00a0
andre effekter
67
63
Utbetalte ytelser fra ordningene
(258)
(295)
Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember
7,670
9,358
Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar
6,404
6,234
Renteinntekt p\u00e5 pensjonsmidler
116
106
Avkastning p\u00e5 pensjonsmidler (unntatt renteinntekter)
(622)
291
Innbetalt av selskapet
104
114
Utbetalt ytelser fra ordningene
(121)
(137)
Andre effekter
6
-
Omregningsdifferanse
(669)
(204)
Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember
5,218
6,404
Netto pensjonsforpliktelser 31. desember
2,452
2,954
Spesifikasjon:
Eiendel innregnet som langsiktige pensjonsmidler (fondert
\u00a0
ordning)
1,219
1,449
Forpliktelse innregnet som langsiktige pensjonsforpliktelser
\u00a0
(ufondert ordning)
3,671
4,403
Pensjonsforpliktelsen kan fordeles som f\u00f8lger
7,670
9,358
Fonderte pensjonsplaner
3,999
4,955
Ufonderte pensjonsplaner
3,671
4,403
Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i totalresultatet
(i millioner USD)
2022
2021
2020
\u00c5rets netto aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet
\u00a0
i totalresultatet gjennom \u00e5ret
174
63
3
Omregningsdifferanser
287
84
(109)
Skatteeffekt p\u00e5 aktuarmessige (tap)/gevinster innregnet
\u00a0
i totalresultatet
(105)
(35)
19
Innregnet i konsolidert totalresultat etter skatt
356
112
(87)
Aktuarmessige forutsetninger
\u00d8konomiske forutsetninger for
resultatelementer i %
\u00d8konomiske forutsetninger ved
\u00e5rets utgang for
balanseelementer i %
Avrundet til n\u00e6rmeste kvartil
2022
2021
2022
2021
Diskonteringsrente
2.00
1.75
3.75
2.00
Forventet l\u00f8nnsvekst
2.50
2.00
3.50
2.50
Forventet vekst i l\u00f8pende pensjoner
1.75
1.25
2.75
1.75
Forventet regulering av folketrygdens grunnbel\u00f8p
2.25
2.00
3.25
2.25
Vektet gjennomsnittlig durasjon for pensjonsforpliktelsen
13.5
15.2
Diskonteringsrente
Forventet l\u00f8nnsvekst
Forventet vekst i
l\u00f8pende pensjoner
Forventet levetid
(i millioner USD)
0,50 %
-0,50 %
0,50 %
-0,50 %
0,50 %
-0,50 %
+ 1 \u00e5r
- 1 \u00e5r
Endring i:
Pensjonsforpliktelse 31. desember 2022
(491)
553
109
(104)
462
(422)
285
(257)
N\u00e5verdi av \u00e5rets opptjening for 2023
(16)
18
8
(7)
12
(11)
6
(5)
23 Avsetninger og andre forpliktelser
Regnskapsprinsipper
Nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelser
Avsetning for forpliktelser knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsf\u00f8res n\u00e5r Equinor har en (juridisk eller
\u00a0
faktisk) forpliktelse til \u00e5
demontere og fjerne et anlegg eller en del av et anlegg og bringe omr\u00e5det tilbake til opprinnelig
\u00a0
stand, og forpliktelsen kan estimeres
med tilstrekkelig grad av p\u00e5litelighet. Forpliktelsen knyttet til en ny installasjon, som for
\u00a0
eksempel en olje- og gassinstallasjon eller
transportsystem, oppst\u00e5r normalt n\u00e5r installasjonen bygges eller installeres. Forpliktelser kan ogs\u00e5
\u00a0
oppst\u00e5 i l\u00f8pet av driftsperioden
gjennom endring i lovgivningen eller ved en beslutning om \u00e5 opph\u00f8re med virksomheten, eller v\u00e6re
\u00a0
knyttet til Equinors l\u00f8pende bruk
av r\u00f8rledningssystemer der fjerningsforpliktelser p\u00e5hviler skiperne.
Forpliktelsen innregnes med n\u00e5verdien av de estimerte framtidige utgiftene i henhold til lokale
\u00a0
krav og betingelser. Estimatet baseres
p\u00e5 gjeldende krav og teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Diskonteringsrenten
\u00a0
som anvendes ved beregning
av fjerningsforpliktelser er en markedsbasert risikofri rente som hensyntar relevant valuta og tidshorisont
\u00a0
for de underliggende
kontantstr\u00f8mmene. Forpliktelsene inng\u00e5r i Avsetninger i Konsernbalansen.
N\u00e5r forpliktelsen regnskapsf\u00f8res, blir samme bel\u00f8p balansef\u00f8rt som en del av kostprisen til den relaterte
\u00a0
eiendelen, og avskrives
deretter sammen med denne. Endring i n\u00e5verdien av et estimat for nedstengning og fjerning
\u00a0
behandles som en justering av
forpliktelsen med tilsvarende justering av eiendelen. N\u00e5r en reduksjon i nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelsene knyttet til en
produserende eiendel overstiger eiendelens bokf\u00f8rte verdi, bokf\u00f8res det overskytende bel\u00f8pet som
\u00a0
en reduksjon av Avskrivninger,
amortiseringer og netto nedskrivninger
i Konsernresultatregnskapet. N\u00e5r en eiendel har n\u00e5dd slutten av sin bruksperiode, blir
\u00a0
alle
p\u00e5f\u00f8lgende endringer i fjerningsforpliktelsene l\u00f8pende regnskapsf\u00f8rt som Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
Avsetninger
for fjerning knyttet til Equinors aktivitet som skiper av volumer gjennom tredjeparts transportsystemer
\u00a0
utgiftsf\u00f8res n\u00e5r kostnadene
p\u00e5l\u00f8per.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser
Det krever skj\u00f8nnsut\u00f8velse og inneb\u00e6rer en iboende risiko for vesentlige justeringer \u00e5 fastsette passende estimater for slike
forpliktelser. Estimatene baseres p\u00e5 historisk kunnskap kombinert med kunnskap om p\u00e5g\u00e5ende teknologisk utvikling og forventninger
om fremtidig regulatorisk og teknologisk utvikling. Kostnadene knyttet til nedstengnings- og fjerningsaktivitetene krever oppdatering
som f\u00f8lge av endringer i gjeldende regelverk og tilgjengelig teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Mesteparten
av fjerningsaktivitetene vil finne sted mange \u00e5r inn i framtiden, og teknologi og fjerningsutgifter er i konstant forandring. Hastigheten p\u00e5
omstillingen til gjenvinnbare energikilder kan ogs\u00e5 p\u00e5virke varigheten p\u00e5 produksjonen og dermed ogs\u00e5 tidspunktet for
fjerningsaktivitetene. Estimatene inkluderer forutsetninger om hvilke krav, priser og tidsbruk p\u00e5 fjerningsaktivitetene som eksisterer p\u00e5
fjerningstidspunktet, hvilket kan variere betydelig avhengig av kompleksiteten i fjerningsaktivitetene. I tillegg kan endringer i
diskonteringsrente og valutakurser p\u00e5virke estimatene i vesentlig grad. B\u00e5de ved f\u00f8rstegangsinnregning og etterf\u00f8lgende justeringer
av disse balansepostene, krever dermed betydelig bruk av skj\u00f8nn.
(i millioner USD)
fjernings-
forpliktelser
Andre
avsetninger og
forpliktelser,
inkludert
avsetninger for
krav og tvister
Sum
Langsiktig andel 31. desember 2021
17,279
2,620
19,899
Kortsiktig andel 31. desember 2021 klassifisert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
138
1,566
1,704
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021
17,417
4,186
21,603
Nye eller \u00f8kte avsetninger og andre forpliktelser
998
497
1,495
Endring i estimater
(255)
1,283
1,028
Bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser
(204)
(1,830)
(2,034)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor
(4,920)
(212)
(5,132)
Avgang ved salg
(361)
(181)
(542)
Rentekostnad p\u00e5 forpliktelser
387
62
449
Reklassifisering og overf\u00f8ring
(46)
841
795
Omregningsdifferanser
(1,282)
(88)
(1,370)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
Langsiktig andel 31. desember 2022
11,569
4,064
15,633
Kortsiktig andel 31. desember 2022 rapportert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
165
494
659
Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser har blitt redusert med 5.683 millioner USD
\u00a0
sammenlignet med 31. desember 2021 til
11.734 millioner USD per 31. desember 2022. \u00c5rsakene er hovedsakelig \u00f8kt diskonteringsrente og styrking av USD versus NOK.
Endringer i fjerningsforpliktelser er reflektert i balansen under Varige driftsmidler og Avsetninger og annen gjeld.
I noen produksjonsdelingsavtaler (PSA) blir Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser betalt
\u00a0
til en depositumskonto over feltets
gjenv\u00e6rende levetid. Disse betalingene anses \u00e5 v\u00e6re nedbetalinger p\u00e5 forpliktelsen og er inkludert i linjen
\u00a0
bel\u00f8p belastet mot
avsetninger og andre forpliktelser.
Avsetninger for krav og tvister er hovedsakelig relatert til avsetninger for forventede utbetalinger p\u00e5 ul\u00f8ste krav. Oppgj\u00f8rstidspunktet
og bel\u00f8p for disse avsetningene er usikre og avhengige av ulike faktorer som er utenfor ledelsens
\u00a0
kontroll. For mer informasjon om
utviklingen samt andre betingede forpliktelser, se note 26 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.
Linjen endring i estimater inkluderer 791 millioner USD relatert til SD\u00d8E-forpliktelser. Se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljer.
Linjen bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser inkluderer oppgj\u00f8r av 1.050 millioner
\u00a0
USD relatert til den brasilianske
offshore-lisensen BM-S-8.
Tidspunktet for utbetalinger knyttet til fjerningsforpliktelser avhenger av forventet produksjonsstans ved de ulike anleggene.
Sensitivitet diskonteringsrente p\u00e5 fjerningsforpliktelser
Diskonteringsrentesensitivitet er beregnet ved \u00e5 anta en rimelig ending p\u00e5 prosentpoeng. En \u00f8kning i
\u00a0
diskonteringsrenten p\u00e5 1,2
prosentpoeng vil isolert sett, redusere ARO forpliktelsen med 1.705 millioner USD. En tilsvarende
\u00a0
reduksjon vil \u00f8ke forpliktelsen med
2.190 millioner USD. For endringer i fjernings\u00e5ret, se note 3 Konsekvenser av initiativ
\u00a0
for \u00e5 begrense klimaendringer.
Forventet oppgj\u00f8rstidspunkt
(i millioner USD)
fjerningsforpliktelser
Andre avsetninger og
forpliktelser,
inkludert for krav og
tvister
Sum
2023 - 2027
1,201
3,664
4,865
2028 - 2032
1,239
198
1,437
2033 - 2037
4,058
158
4,216
2038 - 2042
3,429
24
3,453
Deretter
1,807
514
2,321
Avsetninger 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
Nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelser
Avsetning for forpliktelser knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsf\u00f8res n\u00e5r Equinor har en (juridisk eller
\u00a0
faktisk) forpliktelse til \u00e5
demontere og fjerne et anlegg eller en del av et anlegg og bringe omr\u00e5det tilbake til opprinnelig
\u00a0
stand, og forpliktelsen kan estimeres
med tilstrekkelig grad av p\u00e5litelighet. Forpliktelsen knyttet til en ny installasjon, som for
\u00a0
eksempel en olje- og gassinstallasjon eller
transportsystem, oppst\u00e5r normalt n\u00e5r installasjonen bygges eller installeres. Forpliktelser kan ogs\u00e5
\u00a0
oppst\u00e5 i l\u00f8pet av driftsperioden
gjennom endring i lovgivningen eller ved en beslutning om \u00e5 opph\u00f8re med virksomheten, eller v\u00e6re
\u00a0
knyttet til Equinors l\u00f8pende bruk
av r\u00f8rledningssystemer der fjerningsforpliktelser p\u00e5hviler skiperne.
Forpliktelsen innregnes med n\u00e5verdien av de estimerte framtidige utgiftene i henhold til lokale
\u00a0
krav og betingelser. Estimatet baseres
p\u00e5 gjeldende krav og teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Diskonteringsrenten
\u00a0
som anvendes ved beregning
av fjerningsforpliktelser er en markedsbasert risikofri rente som hensyntar relevant valuta og tidshorisont
\u00a0
for de underliggende
kontantstr\u00f8mmene. Forpliktelsene inng\u00e5r i Avsetninger i Konsernbalansen.
N\u00e5r forpliktelsen regnskapsf\u00f8res, blir samme bel\u00f8p balansef\u00f8rt som en del av kostprisen til den relaterte
\u00a0
eiendelen, og avskrives
deretter sammen med denne. Endring i n\u00e5verdien av et estimat for nedstengning og fjerning
\u00a0
behandles som en justering av
forpliktelsen med tilsvarende justering av eiendelen. N\u00e5r en reduksjon i nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelsene knyttet til en
produserende eiendel overstiger eiendelens bokf\u00f8rte verdi, bokf\u00f8res det overskytende bel\u00f8pet som
\u00a0
en reduksjon av Avskrivninger,
amortiseringer og netto nedskrivninger
i Konsernresultatregnskapet. N\u00e5r en eiendel har n\u00e5dd slutten av sin bruksperiode, blir
\u00a0
alle
p\u00e5f\u00f8lgende endringer i fjerningsforpliktelsene l\u00f8pende regnskapsf\u00f8rt som Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
Avsetninger
for fjerning knyttet til Equinors aktivitet som skiper av volumer gjennom tredjeparts transportsystemer
\u00a0
utgiftsf\u00f8res n\u00e5r kostnadene
p\u00e5l\u00f8per.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser
Det krever skj\u00f8nnsut\u00f8velse og inneb\u00e6rer en iboende risiko for vesentlige justeringer \u00e5 fastsette passende estimater for slike
forpliktelser. Estimatene baseres p\u00e5 historisk kunnskap kombinert med kunnskap om p\u00e5g\u00e5ende teknologisk utvikling og forventninger
om fremtidig regulatorisk og teknologisk utvikling. Kostnadene knyttet til nedstengnings- og fjerningsaktivitetene krever oppdatering
som f\u00f8lge av endringer i gjeldende regelverk og tilgjengelig teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Mesteparten
av fjerningsaktivitetene vil finne sted mange \u00e5r inn i framtiden, og teknologi og fjerningsutgifter er i konstant forandring. Hastigheten p\u00e5
omstillingen til gjenvinnbare energikilder kan ogs\u00e5 p\u00e5virke varigheten p\u00e5 produksjonen og dermed ogs\u00e5 tidspunktet for
fjerningsaktivitetene. Estimatene inkluderer forutsetninger om hvilke krav, priser og tidsbruk p\u00e5 fjerningsaktivitetene som eksisterer p\u00e5
fjerningstidspunktet, hvilket kan variere betydelig avhengig av kompleksiteten i fjerningsaktivitetene. I tillegg kan endringer i
diskonteringsrente og valutakurser p\u00e5virke estimatene i vesentlig grad. B\u00e5de ved f\u00f8rstegangsinnregning og etterf\u00f8lgende justeringer
av disse balansepostene, krever dermed betydelig bruk av skj\u00f8nn.
Nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelser
Avsetning for forpliktelser knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsf\u00f8res n\u00e5r Equinor har en (juridisk eller
\u00a0
faktisk) forpliktelse til \u00e5
demontere og fjerne et anlegg eller en del av et anlegg og bringe omr\u00e5det tilbake til opprinnelig
\u00a0
stand, og forpliktelsen kan estimeres
med tilstrekkelig grad av p\u00e5litelighet. Forpliktelsen knyttet til en ny installasjon, som for
\u00a0
eksempel en olje- og gassinstallasjon eller
transportsystem, oppst\u00e5r normalt n\u00e5r installasjonen bygges eller installeres. Forpliktelser kan ogs\u00e5
\u00a0
oppst\u00e5 i l\u00f8pet av driftsperioden
gjennom endring i lovgivningen eller ved en beslutning om \u00e5 opph\u00f8re med virksomheten, eller v\u00e6re
\u00a0
knyttet til Equinors l\u00f8pende bruk
av r\u00f8rledningssystemer der fjerningsforpliktelser p\u00e5hviler skiperne.
Forpliktelsen innregnes med n\u00e5verdien av de estimerte framtidige utgiftene i henhold til lokale
\u00a0
krav og betingelser. Estimatet baseres
p\u00e5 gjeldende krav og teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Diskonteringsrenten
\u00a0
som anvendes ved beregning
av fjerningsforpliktelser er en markedsbasert risikofri rente som hensyntar relevant valuta og tidshorisont
\u00a0
for de underliggende
kontantstr\u00f8mmene. Forpliktelsene inng\u00e5r i Avsetninger i Konsernbalansen.
N\u00e5r forpliktelsen regnskapsf\u00f8res, blir samme bel\u00f8p balansef\u00f8rt som en del av kostprisen til den relaterte
\u00a0
eiendelen, og avskrives
deretter sammen med denne. Endring i n\u00e5verdien av et estimat for nedstengning og fjerning
\u00a0
behandles som en justering av
forpliktelsen med tilsvarende justering av eiendelen. N\u00e5r en reduksjon i nedstengnings-
\u00a0
og fjerningsforpliktelsene knyttet til en
produserende eiendel overstiger eiendelens bokf\u00f8rte verdi, bokf\u00f8res det overskytende bel\u00f8pet som
\u00a0
en reduksjon av Avskrivninger,
amortiseringer og netto nedskrivninger
i Konsernresultatregnskapet. N\u00e5r en eiendel har n\u00e5dd slutten av sin bruksperiode, blir
\u00a0
alle
p\u00e5f\u00f8lgende endringer i fjerningsforpliktelsene l\u00f8pende regnskapsf\u00f8rt som Driftskostnader i Konsernresultatregnskapet.
\u00a0
Avsetninger
for fjerning knyttet til Equinors aktivitet som skiper av volumer gjennom tredjeparts transportsystemer
\u00a0
utgiftsf\u00f8res n\u00e5r kostnadene
p\u00e5l\u00f8per.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Estimatusikkerhet knyttet til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser
Det krever skj\u00f8nnsut\u00f8velse og inneb\u00e6rer en iboende risiko for vesentlige justeringer \u00e5 fastsette passende estimater for slike
forpliktelser. Estimatene baseres p\u00e5 historisk kunnskap kombinert med kunnskap om p\u00e5g\u00e5ende teknologisk utvikling og forventninger
om fremtidig regulatorisk og teknologisk utvikling. Kostnadene knyttet til nedstengnings- og fjerningsaktivitetene krever oppdatering
som f\u00f8lge av endringer i gjeldende regelverk og tilgjengelig teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Mesteparten
av fjerningsaktivitetene vil finne sted mange \u00e5r inn i framtiden, og teknologi og fjerningsutgifter er i konstant forandring. Hastigheten p\u00e5
omstillingen til gjenvinnbare energikilder kan ogs\u00e5 p\u00e5virke varigheten p\u00e5 produksjonen og dermed ogs\u00e5 tidspunktet for
fjerningsaktivitetene. Estimatene inkluderer forutsetninger om hvilke krav, priser og tidsbruk p\u00e5 fjerningsaktivitetene som eksisterer p\u00e5
fjerningstidspunktet, hvilket kan variere betydelig avhengig av kompleksiteten i fjerningsaktivitetene. I tillegg kan endringer i
diskonteringsrente og valutakurser p\u00e5virke estimatene i vesentlig grad. B\u00e5de ved f\u00f8rstegangsinnregning og etterf\u00f8lgende justeringer
av disse balansepostene, krever dermed betydelig bruk av skj\u00f8nn.
(i millioner USD)
fjernings-
forpliktelser
Andre
avsetninger og
forpliktelser,
inkludert
avsetninger for
krav og tvister
Sum
Langsiktig andel 31. desember 2021
17,279
2,620
19,899
Kortsiktig andel 31. desember 2021 klassifisert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
138
1,566
1,704
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021
17,417
4,186
21,603
Nye eller \u00f8kte avsetninger og andre forpliktelser
998
497
1,495
Endring i estimater
(255)
1,283
1,028
Bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser
(204)
(1,830)
(2,034)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor
(4,920)
(212)
(5,132)
Avgang ved salg
(361)
(181)
(542)
Rentekostnad p\u00e5 forpliktelser
387
62
449
Reklassifisering og overf\u00f8ring
(46)
841
795
Omregningsdifferanser
(1,282)
(88)
(1,370)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
Langsiktig andel 31. desember 2022
11,569
4,064
15,633
Kortsiktig andel 31. desember 2022 rapportert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
165
494
659
Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser har blitt redusert med 5.683 millioner USD
\u00a0
sammenlignet med 31. desember 2021 til
11.734 millioner USD per 31. desember 2022. \u00c5rsakene er hovedsakelig \u00f8kt diskonteringsrente og styrking av USD versus NOK.
Endringer i fjerningsforpliktelser er reflektert i balansen under Varige driftsmidler og Avsetninger og annen gjeld.
I noen produksjonsdelingsavtaler (PSA) blir Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser betalt
\u00a0
til en depositumskonto over feltets
gjenv\u00e6rende levetid. Disse betalingene anses \u00e5 v\u00e6re nedbetalinger p\u00e5 forpliktelsen og er inkludert i linjen
\u00a0
bel\u00f8p belastet mot
avsetninger og andre forpliktelser.
Avsetninger for krav og tvister er hovedsakelig relatert til avsetninger for forventede utbetalinger p\u00e5 ul\u00f8ste krav. Oppgj\u00f8rstidspunktet
og bel\u00f8p for disse avsetningene er usikre og avhengige av ulike faktorer som er utenfor ledelsens
\u00a0
kontroll. For mer informasjon om
utviklingen samt andre betingede forpliktelser, se note 26 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.
Linjen endring i estimater inkluderer 791 millioner USD relatert til SD\u00d8E-forpliktelser. Se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljer.
Linjen bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser inkluderer oppgj\u00f8r av 1.050 millioner
\u00a0
USD relatert til den brasilianske
offshore-lisensen BM-S-8.
Tidspunktet for utbetalinger knyttet til fjerningsforpliktelser avhenger av forventet produksjonsstans ved de ulike anleggene.
Sensitivitet diskonteringsrente p\u00e5 fjerningsforpliktelser
Diskonteringsrentesensitivitet er beregnet ved \u00e5 anta en rimelig ending p\u00e5 prosentpoeng. En \u00f8kning i
\u00a0
diskonteringsrenten p\u00e5 1,2
prosentpoeng vil isolert sett, redusere ARO forpliktelsen med 1.705 millioner USD. En tilsvarende
\u00a0
reduksjon vil \u00f8ke forpliktelsen med
2.190 millioner USD. For endringer i fjernings\u00e5ret, se note 3 Konsekvenser av initiativ
\u00a0
for \u00e5 begrense klimaendringer.
Forventet oppgj\u00f8rstidspunkt
(i millioner USD)
fjerningsforpliktelser
Andre avsetninger og
forpliktelser,
inkludert for krav og
tvister
Sum
2023 - 2027
1,201
3,664
4,865
2028 - 2032
1,239
198
1,437
2033 - 2037
4,058
158
4,216
2038 - 2042
3,429
24
3,453
Deretter
1,807
514
2,321
Avsetninger 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
(i millioner USD)
fjernings-
forpliktelser
Andre
avsetninger og
forpliktelser,
inkludert
avsetninger for
krav og tvister
Sum
Langsiktig andel 31. desember 2021
17,279
2,620
19,899
Kortsiktig andel 31. desember 2021 klassifisert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
138
1,566
1,704
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021
17,417
4,186
21,603
Nye eller \u00f8kte avsetninger og andre forpliktelser
998
497
1,495
Endring i estimater
(255)
1,283
1,028
Bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser
(204)
(1,830)
(2,034)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor
(4,920)
(212)
(5,132)
Avgang ved salg
(361)
(181)
(542)
Rentekostnad p\u00e5 forpliktelser
387
62
449
Reklassifisering og overf\u00f8ring
(46)
841
795
Omregningsdifferanser
(1,282)
(88)
(1,370)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
Langsiktig andel 31. desember 2022
11,569
4,064
15,633
Kortsiktig andel 31. desember 2022 rapportert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
165
494
659
Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser har blitt redusert med 5.683 millioner USD
\u00a0
sammenlignet med 31. desember 2021 til
11.734 millioner USD per 31. desember 2022. \u00c5rsakene er hovedsakelig \u00f8kt diskonteringsrente og styrking av USD versus NOK.
Endringer i fjerningsforpliktelser er reflektert i balansen under Varige driftsmidler og Avsetninger og annen gjeld.
I noen produksjonsdelingsavtaler (PSA) blir Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser betalt
\u00a0
til en depositumskonto over feltets
gjenv\u00e6rende levetid. Disse betalingene anses \u00e5 v\u00e6re nedbetalinger p\u00e5 forpliktelsen og er inkludert i linjen
\u00a0
bel\u00f8p belastet mot
avsetninger og andre forpliktelser.
Avsetninger for krav og tvister er hovedsakelig relatert til avsetninger for forventede utbetalinger p\u00e5 ul\u00f8ste krav. Oppgj\u00f8rstidspunktet
og bel\u00f8p for disse avsetningene er usikre og avhengige av ulike faktorer som er utenfor ledelsens
\u00a0
kontroll. For mer informasjon om
utviklingen samt andre betingede forpliktelser, se note 26 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.
Linjen endring i estimater inkluderer 791 millioner USD relatert til SD\u00d8E-forpliktelser. Se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljer.
Linjen bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser inkluderer oppgj\u00f8r av 1.050 millioner
\u00a0
USD relatert til den brasilianske
offshore-lisensen BM-S-8.
Tidspunktet for utbetalinger knyttet til fjerningsforpliktelser avhenger av forventet produksjonsstans ved de ulike anleggene.
Sensitivitet diskonteringsrente p\u00e5 fjerningsforpliktelser
Diskonteringsrentesensitivitet er beregnet ved \u00e5 anta en rimelig ending p\u00e5 prosentpoeng. En \u00f8kning i
\u00a0
diskonteringsrenten p\u00e5 1,2
prosentpoeng vil isolert sett, redusere ARO forpliktelsen med 1.705 millioner USD. En tilsvarende
\u00a0
reduksjon vil \u00f8ke forpliktelsen med
2.190 millioner USD. For endringer i fjernings\u00e5ret, se note 3 Konsekvenser av initiativ
\u00a0
for \u00e5 begrense klimaendringer.
Forventet oppgj\u00f8rstidspunkt
(i millioner USD)
fjerningsforpliktelser
Andre avsetninger og
forpliktelser,
inkludert for krav og
tvister
Sum
2023 - 2027
1,201
3,664
4,865
2028 - 2032
1,239
198
1,437
2033 - 2037
4,058
158
4,216
2038 - 2042
3,429
24
3,453
Deretter
1,807
514
2,321
Avsetninger 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
(i millioner USD)
fjernings-
forpliktelser
Andre
avsetninger og
forpliktelser,
inkludert
avsetninger for
krav og tvister
Sum
Langsiktig andel 31. desember 2021
17,279
2,620
19,899
Kortsiktig andel 31. desember 2021 klassifisert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
138
1,566
1,704
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021
17,417
4,186
21,603
Nye eller \u00f8kte avsetninger og andre forpliktelser
998
497
1,495
Endring i estimater
(255)
1,283
1,028
Bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser
(204)
(1,830)
(2,034)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor
(4,920)
(212)
(5,132)
Avgang ved salg
(361)
(181)
(542)
Rentekostnad p\u00e5 forpliktelser
387
62
449
Reklassifisering og overf\u00f8ring
(46)
841
795
Omregningsdifferanser
(1,282)
(88)
(1,370)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
Langsiktig andel 31. desember 2022
11,569
4,064
15,633
Kortsiktig andel 31. desember 2022 rapportert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
165
494
659
Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser har blitt redusert med 5.683 millioner USD
\u00a0
sammenlignet med 31. desember 2021 til
11.734 millioner USD per 31. desember 2022. \u00c5rsakene er hovedsakelig \u00f8kt diskonteringsrente og styrking av USD versus NOK.
Endringer i fjerningsforpliktelser er reflektert i balansen under Varige driftsmidler og Avsetninger og annen gjeld.
I noen produksjonsdelingsavtaler (PSA) blir Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser betalt
\u00a0
til en depositumskonto over feltets
gjenv\u00e6rende levetid. Disse betalingene anses \u00e5 v\u00e6re nedbetalinger p\u00e5 forpliktelsen og er inkludert i linjen
\u00a0
bel\u00f8p belastet mot
avsetninger og andre forpliktelser.
Avsetninger for krav og tvister er hovedsakelig relatert til avsetninger for forventede utbetalinger p\u00e5 ul\u00f8ste krav. Oppgj\u00f8rstidspunktet
og bel\u00f8p for disse avsetningene er usikre og avhengige av ulike faktorer som er utenfor ledelsens
\u00a0
kontroll. For mer informasjon om
utviklingen samt andre betingede forpliktelser, se note 26 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.
Linjen endring i estimater inkluderer 791 millioner USD relatert til SD\u00d8E-forpliktelser. Se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljer.
Linjen bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser inkluderer oppgj\u00f8r av 1.050 millioner
\u00a0
USD relatert til den brasilianske
offshore-lisensen BM-S-8.
Tidspunktet for utbetalinger knyttet til fjerningsforpliktelser avhenger av forventet produksjonsstans ved de ulike anleggene.
Sensitivitet diskonteringsrente p\u00e5 fjerningsforpliktelser
Diskonteringsrentesensitivitet er beregnet ved \u00e5 anta en rimelig ending p\u00e5 prosentpoeng. En \u00f8kning i
\u00a0
diskonteringsrenten p\u00e5 1,2
prosentpoeng vil isolert sett, redusere ARO forpliktelsen med 1.705 millioner USD. En tilsvarende
\u00a0
reduksjon vil \u00f8ke forpliktelsen med
2.190 millioner USD. For endringer i fjernings\u00e5ret, se note 3 Konsekvenser av initiativ
\u00a0
for \u00e5 begrense klimaendringer.
Forventet oppgj\u00f8rstidspunkt
(i millioner USD)
fjerningsforpliktelser
Andre avsetninger og
forpliktelser,
inkludert for krav og
tvister
Sum
2023 - 2027
1,201
3,664
4,865
2028 - 2032
1,239
198
1,437
2033 - 2037
4,058
158
4,216
2038 - 2042
3,429
24
3,453
Deretter
1,807
514
2,321
Avsetninger 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
(i millioner USD)
fjernings-
forpliktelser
Andre
avsetninger og
forpliktelser,
inkludert
avsetninger for
krav og tvister
Sum
Langsiktig andel 31. desember 2021
17,279
2,620
19,899
Kortsiktig andel 31. desember 2021 klassifisert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
138
1,566
1,704
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021
17,417
4,186
21,603
Nye eller \u00f8kte avsetninger og andre forpliktelser
998
497
1,495
Endring i estimater
(255)
1,283
1,028
Bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser
(204)
(1,830)
(2,034)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor
(4,920)
(212)
(5,132)
Avgang ved salg
(361)
(181)
(542)
Rentekostnad p\u00e5 forpliktelser
387
62
449
Reklassifisering og overf\u00f8ring
(46)
841
795
Omregningsdifferanser
(1,282)
(88)
(1,370)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
Langsiktig andel 31. desember 2022
11,569
4,064
15,633
Kortsiktig andel 31. desember 2022 rapportert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
165
494
659
(i millioner USD)
fjernings-
forpliktelser
Andre
avsetninger og
forpliktelser,
inkludert
avsetninger for
krav og tvister
Sum
Langsiktig andel 31. desember 2021
17,279
2,620
19,899
Kortsiktig andel 31. desember 2021 klassifisert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
138
1,566
1,704
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2021
17,417
4,186
21,603
Nye eller \u00f8kte avsetninger og andre forpliktelser
998
497
1,495
Endring i estimater
(255)
1,283
1,028
Bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser
(204)
(1,830)
(2,034)
Effekt av endring i diskonteringsfaktor
(4,920)
(212)
(5,132)
Avgang ved salg
(361)
(181)
(542)
Rentekostnad p\u00e5 forpliktelser
387
62
449
Reklassifisering og overf\u00f8ring
(46)
841
795
Omregningsdifferanser
(1,282)
(88)
(1,370)
Avsetninger og andre forpliktelser 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
Langsiktig andel 31. desember 2022
11,569
4,064
15,633
Kortsiktig andel 31. desember 2022 rapportert som Leverand\u00f8rgjeld,
\u00a0
annen
kortsiktig gjeld og avsetninger
165
494
659
Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser har blitt redusert med 5.683 millioner USD
\u00a0
sammenlignet med 31. desember 2021 til
11.734 millioner USD per 31. desember 2022. \u00c5rsakene er hovedsakelig \u00f8kt diskonteringsrente og styrking av USD versus NOK.
Endringer i fjerningsforpliktelser er reflektert i balansen under Varige driftsmidler og Avsetninger og annen gjeld.
I noen produksjonsdelingsavtaler (PSA) blir Equinors estimerte andel av fjerningsforpliktelser betalt
\u00a0
til en depositumskonto over feltets
gjenv\u00e6rende levetid. Disse betalingene anses \u00e5 v\u00e6re nedbetalinger p\u00e5 forpliktelsen og er inkludert i linjen
\u00a0
bel\u00f8p belastet mot
avsetninger og andre forpliktelser.
Avsetninger for krav og tvister er hovedsakelig relatert til avsetninger for forventede utbetalinger p\u00e5 ul\u00f8ste krav. Oppgj\u00f8rstidspunktet
og bel\u00f8p for disse avsetningene er usikre og avhengige av ulike faktorer som er utenfor ledelsens
\u00a0
kontroll. For mer informasjon om
utviklingen samt andre betingede forpliktelser, se note 26 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.
Linjen endring i estimater inkluderer 791 millioner USD relatert til SD\u00d8E-forpliktelser. Se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter for detaljer.
Linjen bel\u00f8p belastet mot avsetninger og andre forpliktelser inkluderer oppgj\u00f8r av 1.050 millioner
\u00a0
USD relatert til den brasilianske
offshore-lisensen BM-S-8.
Tidspunktet for utbetalinger knyttet til fjerningsforpliktelser avhenger av forventet produksjonsstans ved de ulike anleggene.
Sensitivitet diskonteringsrente p\u00e5 fjerningsforpliktelser
Diskonteringsrentesensitivitet er beregnet ved \u00e5 anta en rimelig ending p\u00e5 prosentpoeng. En \u00f8kning i
\u00a0
diskonteringsrenten p\u00e5 1,2
prosentpoeng vil isolert sett, redusere ARO forpliktelsen med 1.705 millioner USD. En tilsvarende
\u00a0
reduksjon vil \u00f8ke forpliktelsen med
2.190 millioner USD. For endringer i fjernings\u00e5ret, se note 3 Konsekvenser av initiativ
\u00a0
for \u00e5 begrense klimaendringer.
Forventet oppgj\u00f8rstidspunkt
(i millioner USD)
fjerningsforpliktelser
Andre avsetninger og
forpliktelser,
inkludert for krav og
tvister
Sum
2023 - 2027
1,201
3,664
4,865
2028 - 2032
1,239
198
1,437
2033 - 2037
4,058
158
4,216
2038 - 2042
3,429
24
3,453
Deretter
1,807
514
2,321
Avsetninger 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Leverand\u00f8rgjeld
6,207
6,249
Andre forpliktelser og p\u00e5l\u00f8pte kostnader
2,688
2,181
Forpliktelser til felleskontrollerte driftsordninger og lignende
\u00a0
ordninger
2,074
1,876
Gjeld til tilknyttede selskap regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
\u00a0
og andre n\u00e6rst\u00e5ende parter
1,479
2,045
Sum finansiell leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
12,449
12,350
Kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell
\u00a0
kortsiktig gjeld
903
1,960
Leverand\u00f8rgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger
13,352
14,310
Informasjon knyttet til leiebetalinger og leieforpliktelser
(i millioner USD)
2022
2021
Leieforpliktelser 1. januar
\u00a0
3,562
4,406
Nye leieavtaler, herunder endringer og kanselleringer
1,644
476
Brutto leiebetalinger
(1,484)
(1,350)
Renter
95
91
Nedbetalinger p\u00e5 leieforpliktelser
(1,389)
(1,389)
(1,259)
(1,259)
Omregningsdifferanser
(149)
(61)
Leieforpliktelser 31. desember
3,667
3,562
Kortsiktig leieforpliktelse
1,258
1,113
Langsiktig leieforpliktelse
2,409
2,449
Leiekostnader som ikke er inkludert i leieforpliktelsene
(i millioner USD)
2022
2021
Kostnader knyttet til kortsiktige leieavtaler
286
160
Forventet oppgj\u00f8rstidspunkt
(i millioner USD)
fjerningsforpliktelser
Andre avsetninger og
forpliktelser,
inkludert for krav og
tvister
Sum
2023 - 2027
1,201
3,664
4,865
2028 - 2032
1,239
198
1,437
2033 - 2037
4,058
158
4,216
2038 - 2042
3,429
24
3,453
Deretter
1,807
514
2,321
Avsetninger 31. desember 2022
11,734
4,558
16,292
24 Leverand\u00f8rgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Leverand\u00f8rgjeld
6,207
6,249
Andre forpliktelser og p\u00e5l\u00f8pte kostnader
2,688
2,181
Forpliktelser til felleskontrollerte driftsordninger og lignende
\u00a0
ordninger
2,074
1,876
Gjeld til tilknyttede selskap regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
\u00a0
og andre n\u00e6rst\u00e5ende parter
1,479
2,045
Sum finansiell leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
12,449
12,350
Kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell
\u00a0
kortsiktig gjeld
903
1,960
Leverand\u00f8rgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger
13,352
14,310
Inkludert i kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell kortsiktig gjeld er enkelte avsetninger
\u00a0
som er ytterligere omtalt i note
23 Avsetninger og andre forpliktelser og i note 26 Andre forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler. For informasjon
om valutasensitivitet se note 28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling. For ytterligere informasjon vedr\u00f8rende
leverand\u00f8rgjeld til egenkapitalkonsoliderte tilknyttede selskaper og andre n\u00e6rst\u00e5ende parter, se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter.
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Leverand\u00f8rgjeld
6,207
6,249
Andre forpliktelser og p\u00e5l\u00f8pte kostnader
2,688
2,181
Forpliktelser til felleskontrollerte driftsordninger og lignende
\u00a0
ordninger
2,074
1,876
Gjeld til tilknyttede selskap regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden
\u00a0
og andre n\u00e6rst\u00e5ende parter
1,479
2,045
Sum finansiell leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
12,449
12,350
Kortsiktig andel av avsetninger og annen ikke-finansiell
\u00a0
kortsiktig gjeld
903
1,960
Leverand\u00f8rgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger
13,352
14,310
25 Leieavtaler
Regnskapsprinsipper
Leieavtaler
En leieavtale er definert som en kontrakt som overf\u00f8rer retten til kontroll over bruken av en identifisert
\u00a0
eiendel i en periode i bytte mot
et vederlag. Fra det tidspunktet den underliggende eiendelen er gjort tilgjengelig for Equinor blir
\u00a0
n\u00e5verdien av fremtidige leiebetalinger
(inkludert forlengelsesopsjoner dersom det anses rimelig sikkert at de vil bli ut\u00f8vd) balansef\u00f8rt som
\u00a0
en leieforpliktelse. N\u00e5verdien
beregnes ved bruk av Equinors marginale l\u00e5nerente. En tilsvarende bruksrettseiendel blir balansef\u00f8rt, inklusive
\u00a0
betalinger og andre
direkte kostnader som er p\u00e5l\u00f8pt i forkant av kontraktens ikrafttredelse. Leiebetalinger bokf\u00f8res som
\u00a0
nedbetaling av leieforpliktelsen og
rentekostnader. Bruksrettseiendelene avskrives over det korteste av kontraktsperioden og eiendelens brukstid.
Kortsiktige leieavtaler (12 m\u00e5neder eller mindre) og leieavtaler som gjelder enkelteiendeler med
\u00a0
lav verdi (vurdert slik dersom de
totale nominelle leiebetalingene over leieperioden ikke overstiger 500.000 USD) kostnadsf\u00f8res (hvis aktuelt)
\u00a0
etter hvert som leien
p\u00e5l\u00f8per, 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 ikke-
leiekomponenter 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
\u00a0
i leiekontraktene skilles
ut og regnskapsf\u00f8res separat som del av sin relevante kostnadskategori eller (hvis aktuelt) aktiveres
\u00a0
etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per,
avhengig av aktiviteten eiendelen benyttes i.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til leieavtaler
I olje- og gassbransjen, hvor aktiviteten ofte drives gjennom felleskontrollerte driftsordninger
\u00a0
eller tilsvarende samarbeidsformer,
krever anvendelsen av IFRS 16 en evaluering av om deltakerne i fellesskap eller operat\u00f8ren skal anses som
\u00a0
leietaker i den enkelte
avtale og f\u00f8lgelig hvorvidt disse kontraktene skal reflekteres brutto (100 %) i operat\u00f8rens regnskaper, eller i samsvar med hver enkelt
deltakers relative andel av leieavtalen.
I mange situasjoner hvor en operat\u00f8r alene signerer en leiekontrakt for en eiendel som skal benyttes
\u00a0
i en spesifikk felleskontrollert
virksomhet, gj\u00f8r operat\u00f8ren dette implisitt eller eksplisitt p\u00e5 vegne av den felleskontrollerte virksomheten. I enkelte jurisdiksjoner, og
for Equinor er det viktig ettersom dette inkluderer den norske kontinentalsokkelen, etablerer konsesjonene
\u00a0
gitt av myndighetene b\u00e5de
en plikt og rett for en operat\u00f8r til \u00e5 inng\u00e5 n\u00f8dvendige avtaler p\u00e5 vegne av en felleskontrollert driftsordning
\u00a0
(lisens).
I tr\u00e5d med vanlig praksis innen oppstr\u00f8msaktiviteter organisert som felleskontrollerte driftsordninger forvalter
\u00a0
operat\u00f8ren leieavtalen,
foretar betalinger til utleier og viderebelaster deretter hver partner deres respektive andel
\u00a0
av leiebetalinger. I hvert enkelt slikt tilfelle er
det n\u00f8dvendig \u00e5 avgj\u00f8re hvorvidt operat\u00f8r er eneleietaker i den eksterne leieavtalen, og i s\u00e5 fall
\u00a0
hvorvidt viderebelastningene til
lisenspartnerne vil kunne anses som framleie, eller hvorvidt det reelt sett er den felleskontrollerte driftsordningen
\u00a0
som er leietaker, der
hver av deltakerne regnskapsf\u00f8rer sin forholdsmessige andel av leieavtalen. I tilfeller der alle deltakere i
\u00a0
en lisens er vurdert \u00e5 dele
prim\u00e6ransvaret for leiebetalinger under en leiekontrakt, innregner Equinor leieforpliktelser og bruksrettseiendeler
\u00a0
netto, basert p\u00e5
Equinors eierinteresse i lisensen. N\u00e5r Equinor vurderes \u00e5 ha prim\u00e6ransvaret for de eksterne leiebetalingene,
\u00a0
regnskapsf\u00f8rer Equinor
leieforpliktelsene brutto (100 %). Dersom det vurderes \u00e5 eksistere en finansiell framleieavtale mellom Equinor
\u00a0
og en lisens, vil Equinor
fraregne en andel av bruksrettseiendelen tilsvarende ikke-operat\u00f8renes andel av leieavtalen, og i stedet innregne
\u00a0
en tilsvarende
finansiell leieavtale-fordring. Finansiell framleie vil typisk eksistere i tilfeller hvor Equinor inng\u00e5r
\u00a0
en kontrakt i eget navn, hvor selskapet
har prim\u00e6ransvaret for de eksterne leiebetalingene, den leide eiendelen kun skal benyttes p\u00e5 en
\u00a0
spesifikk lisens og hvor kostnader og
risiko knyttet til bruken av denne eiendelen b\u00e6res av den spesifikke lisensen. Konklusjonen p\u00e5
\u00a0
disse sp\u00f8rsm\u00e5lene vil v\u00e6re avhengig
av faktum og omstendigheter i hvert enkelt tilfelle, og kan variere mellom kontrakter og mellom
\u00a0
legale jurisdiksjoner.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
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 prim\u00e6rt driftsmessig begrunnet, og ikke som en valgt
\u00a0
finansieringsl\u00f8sning.
Informasjon knyttet til leiebetalinger og leieforpliktelser
(i millioner USD)
2022
2021
Leieforpliktelser 1. januar
\u00a0
3,562
4,406
Nye leieavtaler, herunder endringer og kanselleringer
1,644
476
Brutto leiebetalinger
(1,484)
(1,350)
Renter
95
91
Nedbetalinger p\u00e5 leieforpliktelser
(1,389)
(1,389)
(1,259)
(1,259)
Omregningsdifferanser
(149)
(61)
Leieforpliktelser 31. desember
3,667
3,562
Kortsiktig leieforpliktelse
1,258
1,113
Langsiktig leieforpliktelse
2,409
2,449
Leiekostnader som ikke er inkludert i leieforpliktelsene
(i millioner USD)
2022
2021
Kostnader knyttet til kortsiktige leieavtaler
286
160
Betalinger knyttet til kortsiktige leieavtaler er i hovedsak knyttet til borerigger og transportskip. For disse
\u00a0
leiekontraktene blir en
betydelig del av leiekostnaden inkludert i kostprisen p\u00e5 et annet driftsmiddel, som for borerigger
\u00a0
benyttet i lete-
\u00a0
og
utbyggingsaktiviteter. Leiebetalinger knyttet til variable leiekomponenter og leie av eiendeler med lav verdi er ikke vesentlige.
Equinor hadde inntekter p\u00e5 319 millioner USD i 2022 og 272 millioner USD i 2021 knyttet til
\u00a0
leiekostnader som er refundert fra
lisenspartnere i tilfeller hvor Equinor har bokf\u00f8rt leiekontraktene brutto.
Forpliktelser knyttet til leiekontrakter som ikke var p\u00e5begynt per 31. desember 2022 er inkludert i
\u00a0
\u00f8vrige forpliktelser i note 26 Andre
forpliktelser, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.
Forfallsstruktur basert p\u00e5 udiskonterte kontraktsmessige leieforpliktelser er presentert i note 4 Finansiell risiko- og kapitalstyring.
Tilbakebetalingsprofil for langsiktig leieforpliktelse
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
\u00c5r 2 og 3
1,360
1,164
\u00c5r 4 og 5
483
586
Etter 5 \u00e5r
566
699
Sum tilbakebetaling av langsiktig leieforpliktelse
2,409
2,449
Bruksrettseiendeler inng\u00e5r i linjen Varige driftsmidler i Konsernbalansen. Se ogs\u00e5 note 12 Varige driftsmidler.
Regnskapsprinsipper
Leieavtaler
En leieavtale er definert som en kontrakt som overf\u00f8rer retten til kontroll over bruken av en identifisert
\u00a0
eiendel i en periode i bytte mot
et vederlag. Fra det tidspunktet den underliggende eiendelen er gjort tilgjengelig for Equinor blir
\u00a0
n\u00e5verdien av fremtidige leiebetalinger
(inkludert forlengelsesopsjoner dersom det anses rimelig sikkert at de vil bli ut\u00f8vd) balansef\u00f8rt som
\u00a0
en leieforpliktelse. N\u00e5verdien
beregnes ved bruk av Equinors marginale l\u00e5nerente. En tilsvarende bruksrettseiendel blir balansef\u00f8rt, inklusive
\u00a0
betalinger og andre
direkte kostnader som er p\u00e5l\u00f8pt i forkant av kontraktens ikrafttredelse. Leiebetalinger bokf\u00f8res som
\u00a0
nedbetaling av leieforpliktelsen og
rentekostnader. Bruksrettseiendelene avskrives over det korteste av kontraktsperioden og eiendelens brukstid.
Kortsiktige leieavtaler (12 m\u00e5neder eller mindre) og leieavtaler som gjelder enkelteiendeler med
\u00a0
lav verdi (vurdert slik dersom de
totale nominelle leiebetalingene over leieperioden ikke overstiger 500.000 USD) kostnadsf\u00f8res (hvis aktuelt)
\u00a0
etter hvert som leien
p\u00e5l\u00f8per, 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 ikke-
leiekomponenter 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
\u00a0
i leiekontraktene skilles
ut og regnskapsf\u00f8res separat som del av sin relevante kostnadskategori eller (hvis aktuelt) aktiveres
\u00a0
etter hvert som de p\u00e5l\u00f8per,
avhengig av aktiviteten eiendelen benyttes i.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Bruk av skj\u00f8nn knyttet til leieavtaler
I olje- og gassbransjen, hvor aktiviteten ofte drives gjennom felleskontrollerte driftsordninger
\u00a0
eller tilsvarende samarbeidsformer,
krever anvendelsen av IFRS 16 en evaluering av om deltakerne i fellesskap eller operat\u00f8ren skal anses som
\u00a0
leietaker i den enkelte
avtale og f\u00f8lgelig hvorvidt disse kontraktene skal reflekteres brutto (100 %) i operat\u00f8rens regnskaper, eller i samsvar med hver enkelt
deltakers relative andel av leieavtalen.
I mange situasjoner hvor en operat\u00f8r alene signerer en leiekontrakt for en eiendel som skal benyttes
\u00a0
i en spesifikk felleskontrollert
virksomhet, gj\u00f8r operat\u00f8ren dette implisitt eller eksplisitt p\u00e5 vegne av den felleskontrollerte virksomheten. I enkelte jurisdiksjoner, og
for Equinor er det viktig ettersom dette inkluderer den norske kontinentalsokkelen, etablerer konsesjonene
\u00a0
gitt av myndighetene b\u00e5de
en plikt og rett for en operat\u00f8r til \u00e5 inng\u00e5 n\u00f8dvendige avtaler p\u00e5 vegne av en felleskontrollert driftsordning
\u00a0
(lisens).
I tr\u00e5d med vanlig praksis innen oppstr\u00f8msaktiviteter organisert som felleskontrollerte driftsordninger forvalter
\u00a0
operat\u00f8ren leieavtalen,
foretar betalinger til utleier og viderebelaster deretter hver partner deres respektive andel
\u00a0
av leiebetalinger. I hvert enkelt slikt tilfelle er
det n\u00f8dvendig \u00e5 avgj\u00f8re hvorvidt operat\u00f8r er eneleietaker i den eksterne leieavtalen, og i s\u00e5 fall
\u00a0
hvorvidt viderebelastningene til
lisenspartnerne vil kunne anses som framleie, eller hvorvidt det reelt sett er den felleskontrollerte driftsordningen
\u00a0
som er leietaker, der
hver av deltakerne regnskapsf\u00f8rer sin forholdsmessige andel av leieavtalen. I tilfeller der alle deltakere i
\u00a0
en lisens er vurdert \u00e5 dele
prim\u00e6ransvaret for leiebetalinger under en leiekontrakt, innregner Equinor leieforpliktelser og bruksrettseiendeler
\u00a0
netto, basert p\u00e5
Equinors eierinteresse i lisensen. N\u00e5r Equinor vurderes \u00e5 ha prim\u00e6ransvaret for de eksterne leiebetalingene,
\u00a0
regnskapsf\u00f8rer Equinor
leieforpliktelsene brutto (100 %). Dersom det vurderes \u00e5 eksistere en finansiell framleieavtale mellom Equinor
\u00a0
og en lisens, vil Equinor
fraregne en andel av bruksrettseiendelen tilsvarende ikke-operat\u00f8renes andel av leieavtalen, og i stedet innregne
\u00a0
en tilsvarende
finansiell leieavtale-fordring. Finansiell framleie vil typisk eksistere i tilfeller hvor Equinor inng\u00e5r
\u00a0
en kontrakt i eget navn, hvor selskapet
har prim\u00e6ransvaret for de eksterne leiebetalingene, den leide eiendelen kun skal benyttes p\u00e5 en
\u00a0
spesifikk lisens og hvor kostnader og
risiko knyttet til bruken av denne eiendelen b\u00e6res av den spesifikke lisensen. Konklusjonen p\u00e5
\u00a0
disse sp\u00f8rsm\u00e5lene vil v\u00e6re avhengig
av faktum og omstendigheter i hvert enkelt tilfelle, og kan variere mellom kontrakter og mellom
\u00a0
legale jurisdiksjoner.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
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 prim\u00e6rt driftsmessig begrunnet, og ikke som en valgt
\u00a0
finansieringsl\u00f8sning.
Informasjon knyttet til leiebetalinger og leieforpliktelser
(i millioner USD)
2022
2021
Leieforpliktelser 1. januar
\u00a0
3,562
4,406
Nye leieavtaler, herunder endringer og kanselleringer
1,644
476
Brutto leiebetalinger
(1,484)
(1,350)
Renter
95
91
Nedbetalinger p\u00e5 leieforpliktelser
(1,389)
(1,389)
(1,259)
(1,259)
Omregningsdifferanser
(149)
(61)
Leieforpliktelser 31. desember
3,667
3,562
Kortsiktig leieforpliktelse
1,258
1,113
Langsiktig leieforpliktelse
2,409
2,449
Leiekostnader som ikke er inkludert i leieforpliktelsene
(i millioner USD)
2022
2021
Kostnader knyttet til kortsiktige leieavtaler
286
160
Tilbakebetalingsprofil for langsiktig leieforpliktelse
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
\u00c5r 2 og 3
1,360
1,164
\u00c5r 4 og 5
483
586
Etter 5 \u00e5r
566
699
Sum tilbakebetaling av langsiktig leieforpliktelse
2,409
2,449
26 Andre forpliktelser,
\u00a0
betingede forpliktelser og betingede eiendeler
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 p\u00e5 global eller lokal utvikling, inkludert klimarelaterte forhold og den offentlige fiskalbalansen, ved \u00e5 utstede
nye lover eller andre forskrifter som fastsetter endringer i merverdiavgift, avgift p\u00e5 utslipp, toll eller andre avgifter som kan p\u00e5virke
l\u00f8nnsomheten og til og med levedyktigheten til Equinors virksomhet i den jurisdiksjonen. Equinor fors\u00f8ker \u00e5 begrense denne risikoen
ved \u00e5 bruke lokale juridiske representanter samt holde seg oppdatert med lovgivningen i jurisdiksjonene der aktiviteter utf\u00f8res. Noen
ganger oppst\u00e5r juridiske tvister som f\u00f8lge av forskjell i tolkninger. Equinors juridiske avdeling, i samarbeid med lokale juridiske
representanter, estimerer utfallet av slike tvister basert p\u00e5 f\u00f8rsteh\u00e5nds kunnskap. Estimatene kan avvike fra de faktiske resultatene.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Kontraktsmessige forpliktelser
Equinor hadde kontraktsmessige forpliktelser p\u00e5 5.454 millioner USD per 31. desember 2022. Disse
\u00a0
kontraktsmessige forpliktelsene
reflekterer Equinors andel og best\u00e5r i hovedsak av konstruksjon og kj\u00f8p av varige driftsmidler samt
\u00a0
forpliktede investeringer i
egenkapitalkonsoliderte selskaper.
I forbindelse med tildeling av konsesjoner for leting og utvinning av olje og gass kan
\u00a0
deltakerne m\u00e5tte forplikte seg til \u00e5 bore et visst
antall br\u00f8nner. Ved utl\u00f8pet av 2022 var Equinor forpliktet til \u00e5 delta i 40 br\u00f8nner, med en gjennomsnittlig eierandel p\u00e5 cirka 42 %.
Equinors andel av estimerte kostnader knyttet til \u00e5 bore disse br\u00f8nnene utgj\u00f8r 566 millioner USD.
\u00a0
Br\u00f8nner som Equinor i tillegg kan bli
forpliktet til \u00e5 delta i boringen av, avhengig av framtidige funn i gitte lisenser, er ikke inkludert i disse tallene.
Andre langsiktige forpliktelser
Equinor har inng\u00e5tt forskjellige langsiktige avtaler om r\u00f8rledningstransport i tillegg til andre former
\u00a0
for transportkapasitet, samt
\u00a0
terminal-, prosesserings-, lagrings-
\u00a0
og inngangs- og utgangs- (entry/exit-) kapasitet i tillegg til andre spesifikke kj\u00f8psavtaler. Disse
avtalene gir rett til kapasitet, eller spesifikke volumer, men medf\u00f8rer ogs\u00e5 en plikt til \u00e5 betale for den avtalte tjeneste eller r\u00e5vare,
uavhengig av faktisk bruk. Kontraktenes lengde varierer, med en l\u00f8petid opptil 2060.
Bruk eller betal (take-or-pay) kontrakter for kj\u00f8p av r\u00e5varer er bare inkludert i tabellen nedenfor
\u00a0
hvis den kontraktmessig avtalte
prisingen er av en art som kan eller vil avvike fra oppn\u00e5elige markedspriser for r\u00e5varen p\u00e5 leveransetidspunktet.
Equinors forpliktelser overfor selskaper regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden er vist i tabellen
\u00a0
under med Equinors forholdsmessige
andel. Equinors forpliktelser knyttet til eiendeler (for eksempel r\u00f8rledninger) som er inkludert i Equinors Konsernregnskap
\u00a0
gjennom
felleskontrollert virksomhet eller lignende ordninger, og hvor f\u00f8lgelig Equinors andel av eiendeler, forpliktelser, inntekter og utgifter
(kapasitetskostnader) innregnes linje for linje i Konsernregnskapet, inkluderer bel\u00f8pene i
\u00a0
tabellen de netto forpliktelser som skal
betales av Equinor (Equinors forholdsmessige andel av forpliktelsen fratrukket Equinors
\u00a0
eierandel i den aktuelle enheten).
Tabellen under inkluderer 3.033 millioner USD relatert til ikke-leie-komponenter i leieavtaler reflektert i Konsernregnskapet i henhold til
IFRS 16, samt leieavtaler som enn\u00e5 ikke er p\u00e5begynt. Se note 25 Leieavtaler for flere detaljer om
\u00a0
p\u00e5begynte leieavtaler.
Nominelle andre langsiktige minimumsforpliktelser per 31. desember 2022:
(i millioner USD)
2023
2,603
2024
2,103
2025
1,892
2026
1,260
2027
1,309
Deretter
5,733
Sum andre langsiktige forpliktelser
14,900
Garantier
Equinor har garantert for sin proporsjonale andel av enkelte egenkapitalkonsoliderte selskapers langsiktige
\u00a0
bankgjeld,
kontraktsmessige betalingsforpliktelser og noen tredjepartsforpliktelser p\u00e5 totalt 1.725 millioner
\u00a0
USD per 31. desember 2022. Bokf\u00f8rt
verdi av garantiene er uvesentlig.
Betingede eiendeler og forpliktelser
Forliksavtale og lisensforlengelse p\u00e5 Agbami-feltet
I 2022 ble det etter tre \u00e5rs forhandlinger inng\u00e5tt en avtale mellom partene Nigerian National Petroleum
\u00a0
Company Limited (NNPC),
Chevron og Equinor.
\u00a0
Partene har avtalt en forlengelse til 2042 av driftslisens-perioden og den tilh\u00f8rende
Produksjonsdelingskontrakten (PSC) for Oil Mining Lease (OML) 128 p\u00e5 det unitiserte Agbami-feltet.
\u00a0
Samtidig avklarte partene
gjenv\u00e6rende rettstvister knyttet til volumene for kostnadsolje, skatteolje og inntektsolje (cost oil, tax oil og profit
\u00a0
oil.) Forliksavtalen gir
Equinor en minnelig kompensasjon for overl\u00f8ftede volumer. Denne skal betales over lisensforlengelsen p\u00e5 20 \u00e5r. Bel\u00f8pene og
tidspunkt for betaling avhenger av en rekke faktorer knyttet til driften p\u00e5 feltet, i tillegg til fremtidige
\u00a0
oljepriser og produksjonsvolumer.
Equinor vil derfor bokf\u00f8re betalingene n\u00e5r de mottas, og ingen bel\u00f8p er innregnet i Konsernresultatregnskapet
\u00a0
eller Konsernbalansen i
2022. Partene gjennomf\u00f8rer for tiden n\u00f8dvendig juridiske aktivitet for \u00e5 formelt avslutte rettstvistene.
Krav fra Petrofac ang\u00e5ende flere endringsordre-foresp\u00f8rsler utf\u00f8rt i Algerie (In Salah)
Petrofac International (UAE) LLC (PIUL) ble tildelt EPC-kontrakten for \u00e5 gjennomf\u00f8re ISSF-prosjektet
\u00a0
(In Salah Southern Fields-
prosjektet som ferdigstilte utbyggingen av fire gassfelt sentralt i Algerie). Etter at arbeidet ble
\u00a0
stilt i bero som f\u00f8lge av terrorist-angrepet
p\u00e5 et annet felt i Algerie (In Amenas) i 2013, utstedte PIUL en rekke endringsordre-foresp\u00f8rsler
\u00a0
(VoRs) knyttet til stand-by og
remobiliseringskostnader etter evakueringen av utenlandske ansatte. Flere VoRs er betalt, men det har ikke v\u00e6rt mulig \u00e5 komme til
enighet om oppgj\u00f8r av de \u00f8vrige. I august 2020 igangsatte PIUL voldgift med krav om et
\u00a0
estimert bel\u00f8p p\u00e5 533 millioner USD, der
Equinor har en 31,85 % andel. Equinors maksimale eksponering utgj\u00f8r 163 millioner USD, og Equinor har avsatt
\u00a0
for beste estimat i
saken.
Tvist om kildeskatt p\u00e5 utbetalinger fra Brasil til Norge
Utbetalinger for tjenester fra Brasil er vanligvis gjenstand for kildeskatt. Basert p\u00e5 den doble
\u00a0
skatteavtalen Brasil har med Norge gikk
Equinors datterselskaper i Brasil i 2012 til s\u00f8ksm\u00e5l for \u00e5 slippe \u00e5 betale slik skatt p\u00e5 utbetalinger til Equinor
\u00a0
ASA og Equinor Energy
AS for tjenester uten overf\u00f8ring av teknologi. Saken har p\u00e5g\u00e5tt gjennom flere rettsinstanser siden
\u00a0
dommen i f\u00f8rste rettsinstans i 2013
gikk i Equinors fav\u00f8r. Endelig dom er enn\u00e5 ikke falt. Siden 2014 er det ikke betalt kildeskatt. Equinors maksimale eksponering er
estimert til ca. 146 millioner USD. Equinor er av den oppfatning at alle relevante skatteregler er fulgt,
\u00a0
og at Equinor st\u00e5r sterkt i saken.
Det er derfor ikke foretatt avsetninger i Konsernregnskapet.
Krav om annullering av Petrobras\u2019 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 gruppes\u00f8ksm\u00e5l mot Petrobras,
Equinor og ANP (den relevante brasilianske regulatoriske myndighet) med krav om \u00e5 annullere
\u00a0
Petrobras\u2019 salg til Equinor av
eierinteressen og operat\u00f8rskapet i BM-S-8, som ble gjennomf\u00f8rt i november 2016 etter partner- og
\u00a0
myndighetsgodkjennelse. I februar
2022 avsa f\u00f8rste rettsinstans dom i saken som gjelder annullering av salget, og Equinor vant p\u00e5
\u00a0
alle punkter. Saken ble anket av
saks\u00f8ker og Equinor har inngitt motsvar. Ved utl\u00f8pet av 2022 inng\u00e5r eierandelen i Equinors Konsernbalanse. Eiendelene knyttet til
f\u00f8rste fase er blitt reklassifisert til varige driftsmidler, mens eiendelen knyttet til andre fase inng\u00e5r som immaterielle eiendeler, i begge
tilfeller i segmentet Leting og produksjon internasjonalt.
Brasiliansk lov har skapt usikkerhet rundt visse skatteinsentiver
Equinor er for tiden part i to tvistesaker i delstaten Rio de Janeiro i Brasil knyttet
\u00a0
til en lov som p\u00e5legger skatteytere som drar nytte av
ICMS-skatteinsentiver (som Repetro) \u00e5 innbetale 10 % av skattebesparelsene som f\u00f8lger av insentivordningene
\u00a0
til et delstatsfond.
(ICMS: Imposto sobre Circulacao de Mercadorias \u2013 skatt p\u00e5 omsetning av varer og visse tjenester.) Equinor er av den oppfatningen at
spesifikke skatteinsentiver som hittil har v\u00e6rt relevant for feltene Roncador og Peregrino ikke omfattes av denne
\u00a0
loven.
\u00a0
Delstaten Rio
de Janeiro stiller imidlertid krav om innbetalinger til fondet, i tillegg til b\u00f8ter og renter. B\u00e5de Equinors konkurrenter og
samarbeidspartnere og ogs\u00e5 den Brasilianske bransjeorganisasjonen Brazilian Petroleum and Gas Institute
\u00a0
(IBP) har p\u00e5 denne
bakgrunn tatt initiativ til flere rettslige skritt. Ved \u00e5rsslutt 2022 er Equinors maksimale eksponering i disse sakene estimert til 132
millioner USD. Equinor mener at loven er grunnlovsstridig, s\u00e6rlig knyttet til Repetro-insentiver, og at dette vil bli utfallet i fremtidige
rettsprosesser. Equinor har derfor ikke foretatt noen avsetninger i Konsernregnskapet.
KKD oljesands-partnerskap
Kanadiske skattemyndigheter har utstedt endringsmelding knyttet til ligningen for 2014 for Equinors
\u00a0
kanadiske datterselskap som var
part i Equinors avhendelse av 40 % av KKD oljesand-prosjektet det \u00e5ret. Endringsmeldingen,
\u00a0
som har blitt anket, justerer allokeringen
av partnerskapets salgsvederlag for visse kanadiske ressursrelaterte eiendeler. Maksimal eksponering er estimert til ca. 372 millioner
USD. Ankeprosessen med kanadiske skattemyndigheter, samt eventuell p\u00e5f\u00f8lgende rettsbehandling som m\u00e5tte bli n\u00f8dvendig, kan ta
flere \u00e5r. Ingen skatt forfaller til betaling f\u00f8r saken er endelig avgjort. Equinor er av den oppfatning at alle relevante skatteregler er fulgt
og at Equinor st\u00e5r sterkt i saken. Det er derfor ikke foretatt avsetninger i Konsernregnskapet.
Tvistel\u00f8sning i sak med norske skattemyndigheter knyttet til Equinor Service Center Belgium
\u00a0
N.V
I fjerde kvartal 2020 mottok Equinor vedtak i en sak vedr\u00f8rende kapitalstrukturen til det belgiske
\u00a0
datterselskapet Equinor Service
Center Belgium N.V. Vedtaket konkluderte med at kapitalstrukturen m\u00e5 baseres p\u00e5 prinsippet om armlengdes avstand og dekket
\u00e5rene 2012 til 2016. Equinor mottok et skattekrav p\u00e5 182 millioner USD som ble betalt i 2021. I
\u00a0
2022 omgjorde skattemyndighetene
sin beslutning og aksepterte Equinors opprinnelige standpunkt. Skatteinnbetalingen er blitt refundert, justert
\u00a0
for endringer i
skattesatser. Justeringen er innregnet som skattekostnad i Konsernresultatregnskapet for 2022, og ansees som uvesentlig.
Tvist med norske skattemyndigheter ang\u00e5ende forsknings- og utviklingskostnader allokert til
\u00a0
s\u00e6rskattepliktig virksomhet
Equinor har en p\u00e5g\u00e5ende tvist knyttet til st\u00f8rrelsen p\u00e5 forsknings-
\u00a0
og utviklingskostnader som kan allokeres til selskapets
s\u00e6rskattepliktige virksomhet. I 2022 informerte Oljeskattekontoret Equinor om at det hadde besluttet
\u00a0
\u00e5 akseptere Equinors standpunkt
i noen av de omtvistede forholdene, noe som reduserte Equinors maksimale eksponering.
\u00a0
I tillegg har Equinor akseptert en \u00f8kning av
skattbar inntekt i b\u00e5de landskatteregimet og for s\u00e6rskattepliktig virksomhet. En tidligere avsetning
\u00a0
p\u00e5 95 millioner USD er
reklassifisert til betalbar skatt. Equinors skattekostnad ble ikke p\u00e5virket av denne utviklingen, og
\u00a0
gjenv\u00e6rende forventet maksimal
eksponering knyttet til forsknings-
\u00a0
og utviklingskostnader allokert til s\u00e6rskattepliktig virksomhet ansees \u00e5 v\u00e6re uvesentlig.
Tvist med norske skattemyndigheter ang\u00e5ende internpris p\u00e5 NGL-produkter (v\u00e5tgass)
Oljeskattekontoret har utfordret internprisingen p\u00e5 visse NGL-produkter solgt fra Equinor Energy AS
\u00a0
til Equinor ASA i \u00e5rene 2011 \u2013
2020. I l\u00f8pet av 2022 har det v\u00e6rt utvikling i deler av sakskomplekset, der noe av eksponeringen
\u00a0
er oppgjort eller ikke har ytterligere
ankemuligheter, mens det for andre deler er levert anke. Etter denne utviklingen, som ikke har p\u00e5virket Konsernresultatregnskapet
vesentlig, er den totale maksimale eksponering relatert til prising av v\u00e5tgass estimert til omkring 71 millioner USD.
\u00a0
Equinor har avsatt
for beste estimat i saken.
Andre krav
Equinor er gjennom sin ordin\u00e6re 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
\u00a0
beregne p\u00e5 dette tidspunktet. Equinor
har gjort avsetninger i Konsernregnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert
\u00a0
p\u00e5 selskapets beste
estimater. Equinor forventer ikke at konsernets \u00f8konomiske stilling, driftsresultat eller kontantstr\u00f8m vil bli vesentlig negativt p\u00e5virket av
utfallet av rettssakene og tvistene. Equinor f\u00f8lger opp de ovennevnte tvistene aktivt med de kontraktsmessige
\u00a0
og juridiske virkemidler
som foreligger i hver sak, men endelig utfall av sakene og tidspunkt for eventuelle relaterte kontantstr\u00f8mmer
\u00a0
kan p\u00e5 n\u00e5v\u00e6rende
tidspunkt ikke avgj\u00f8res med tilstrekkelig p\u00e5litelighet.
N\u00e5r det gjelder informasjon om avsetninger knyttet til tvister og krav som ikke gjelder inntektsskatt,
\u00a0
vises det til note 23 Avsetninger og
andre forpliktelser. Usikre forpliktelser knyttet til inntektsskatt er reflektert som betalbar eller utsatt skatt i tr\u00e5d med relevante
definisjoner, mens usikre skatteeiendeler er reflektert som kortsiktige eller utsatte skattefordeler.
26 Andre forpliktelser,
\u00a0
betingede forpliktelser og betingede eiendeler
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 p\u00e5 global eller lokal utvikling, inkludert klimarelaterte forhold og den offentlige fiskalbalansen, ved \u00e5 utstede
nye lover eller andre forskrifter som fastsetter endringer i merverdiavgift, avgift p\u00e5 utslipp, toll eller andre avgifter som kan p\u00e5virke
l\u00f8nnsomheten og til og med levedyktigheten til Equinors virksomhet i den jurisdiksjonen. Equinor fors\u00f8ker \u00e5 begrense denne risikoen
ved \u00e5 bruke lokale juridiske representanter samt holde seg oppdatert med lovgivningen i jurisdiksjonene der aktiviteter utf\u00f8res. Noen
ganger oppst\u00e5r juridiske tvister som f\u00f8lge av forskjell i tolkninger. Equinors juridiske avdeling, i samarbeid med lokale juridiske
representanter, estimerer utfallet av slike tvister basert p\u00e5 f\u00f8rsteh\u00e5nds kunnskap. Estimatene kan avvike fra de faktiske resultatene.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Kontraktsmessige forpliktelser
Equinor hadde kontraktsmessige forpliktelser p\u00e5 5.454 millioner USD per 31. desember 2022. Disse
\u00a0
kontraktsmessige forpliktelsene
reflekterer Equinors andel og best\u00e5r i hovedsak av konstruksjon og kj\u00f8p av varige driftsmidler samt
\u00a0
forpliktede investeringer i
egenkapitalkonsoliderte selskaper.
I forbindelse med tildeling av konsesjoner for leting og utvinning av olje og gass kan
\u00a0
deltakerne m\u00e5tte forplikte seg til \u00e5 bore et visst
antall br\u00f8nner. Ved utl\u00f8pet av 2022 var Equinor forpliktet til \u00e5 delta i 40 br\u00f8nner, med en gjennomsnittlig eierandel p\u00e5 cirka 42 %.
Equinors andel av estimerte kostnader knyttet til \u00e5 bore disse br\u00f8nnene utgj\u00f8r 566 millioner USD.
\u00a0
Br\u00f8nner som Equinor i tillegg kan bli
forpliktet til \u00e5 delta i boringen av, avhengig av framtidige funn i gitte lisenser, er ikke inkludert i disse tallene.
Andre langsiktige forpliktelser
Equinor har inng\u00e5tt forskjellige langsiktige avtaler om r\u00f8rledningstransport i tillegg til andre former
\u00a0
for transportkapasitet, samt
\u00a0
terminal-, prosesserings-, lagrings-
\u00a0
og inngangs- og utgangs- (entry/exit-) kapasitet i tillegg til andre spesifikke kj\u00f8psavtaler. Disse
avtalene gir rett til kapasitet, eller spesifikke volumer, men medf\u00f8rer ogs\u00e5 en plikt til \u00e5 betale for den avtalte tjeneste eller r\u00e5vare,
uavhengig av faktisk bruk. Kontraktenes lengde varierer, med en l\u00f8petid opptil 2060.
Bruk eller betal (take-or-pay) kontrakter for kj\u00f8p av r\u00e5varer er bare inkludert i tabellen nedenfor
\u00a0
hvis den kontraktmessig avtalte
prisingen er av en art som kan eller vil avvike fra oppn\u00e5elige markedspriser for r\u00e5varen p\u00e5 leveransetidspunktet.
Equinors forpliktelser overfor selskaper regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden er vist i tabellen
\u00a0
under med Equinors forholdsmessige
andel. Equinors forpliktelser knyttet til eiendeler (for eksempel r\u00f8rledninger) som er inkludert i Equinors Konsernregnskap
\u00a0
gjennom
felleskontrollert virksomhet eller lignende ordninger, og hvor f\u00f8lgelig Equinors andel av eiendeler, forpliktelser, inntekter og utgifter
(kapasitetskostnader) innregnes linje for linje i Konsernregnskapet, inkluderer bel\u00f8pene i
\u00a0
tabellen de netto forpliktelser som skal
betales av Equinor (Equinors forholdsmessige andel av forpliktelsen fratrukket Equinors
\u00a0
eierandel i den aktuelle enheten).
Tabellen under inkluderer 3.033 millioner USD relatert til ikke-leie-komponenter i leieavtaler reflektert i Konsernregnskapet i henhold til
IFRS 16, samt leieavtaler som enn\u00e5 ikke er p\u00e5begynt. Se note 25 Leieavtaler for flere detaljer om
\u00a0
p\u00e5begynte leieavtaler.
Nominelle andre langsiktige minimumsforpliktelser per 31. desember 2022:
26 Andre forpliktelser,
\u00a0
betingede forpliktelser og betingede eiendeler
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 p\u00e5 global eller lokal utvikling, inkludert klimarelaterte forhold og den offentlige fiskalbalansen, ved \u00e5 utstede
nye lover eller andre forskrifter som fastsetter endringer i merverdiavgift, avgift p\u00e5 utslipp, toll eller andre avgifter som kan p\u00e5virke
l\u00f8nnsomheten og til og med levedyktigheten til Equinors virksomhet i den jurisdiksjonen. Equinor fors\u00f8ker \u00e5 begrense denne risikoen
ved \u00e5 bruke lokale juridiske representanter samt holde seg oppdatert med lovgivningen i jurisdiksjonene der aktiviteter utf\u00f8res. Noen
ganger oppst\u00e5r juridiske tvister som f\u00f8lge av forskjell i tolkninger. Equinors juridiske avdeling, i samarbeid med lokale juridiske
representanter, estimerer utfallet av slike tvister basert p\u00e5 f\u00f8rsteh\u00e5nds kunnskap. Estimatene kan avvike fra de faktiske resultatene.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Kontraktsmessige forpliktelser
Equinor hadde kontraktsmessige forpliktelser p\u00e5 5.454 millioner USD per 31. desember 2022. Disse
\u00a0
kontraktsmessige forpliktelsene
reflekterer Equinors andel og best\u00e5r i hovedsak av konstruksjon og kj\u00f8p av varige driftsmidler samt
\u00a0
forpliktede investeringer i
egenkapitalkonsoliderte selskaper.
I forbindelse med tildeling av konsesjoner for leting og utvinning av olje og gass kan
\u00a0
deltakerne m\u00e5tte forplikte seg til \u00e5 bore et visst
antall br\u00f8nner. Ved utl\u00f8pet av 2022 var Equinor forpliktet til \u00e5 delta i 40 br\u00f8nner, med en gjennomsnittlig eierandel p\u00e5 cirka 42 %.
Equinors andel av estimerte kostnader knyttet til \u00e5 bore disse br\u00f8nnene utgj\u00f8r 566 millioner USD.
\u00a0
Br\u00f8nner som Equinor i tillegg kan bli
forpliktet til \u00e5 delta i boringen av, avhengig av framtidige funn i gitte lisenser, er ikke inkludert i disse tallene.
Andre langsiktige forpliktelser
Equinor har inng\u00e5tt forskjellige langsiktige avtaler om r\u00f8rledningstransport i tillegg til andre former
\u00a0
for transportkapasitet, samt
\u00a0
terminal-, prosesserings-, lagrings-
\u00a0
og inngangs- og utgangs- (entry/exit-) kapasitet i tillegg til andre spesifikke kj\u00f8psavtaler. Disse
avtalene gir rett til kapasitet, eller spesifikke volumer, men medf\u00f8rer ogs\u00e5 en plikt til \u00e5 betale for den avtalte tjeneste eller r\u00e5vare,
uavhengig av faktisk bruk. Kontraktenes lengde varierer, med en l\u00f8petid opptil 2060.
Bruk eller betal (take-or-pay) kontrakter for kj\u00f8p av r\u00e5varer er bare inkludert i tabellen nedenfor
\u00a0
hvis den kontraktmessig avtalte
prisingen er av en art som kan eller vil avvike fra oppn\u00e5elige markedspriser for r\u00e5varen p\u00e5 leveransetidspunktet.
Equinors forpliktelser overfor selskaper regnskapsf\u00f8rt etter egenkapitalmetoden er vist i tabellen
\u00a0
under med Equinors forholdsmessige
andel. Equinors forpliktelser knyttet til eiendeler (for eksempel r\u00f8rledninger) som er inkludert i Equinors Konsernregnskap
\u00a0
gjennom
felleskontrollert virksomhet eller lignende ordninger, og hvor f\u00f8lgelig Equinors andel av eiendeler, forpliktelser, inntekter og utgifter
(kapasitetskostnader) innregnes linje for linje i Konsernregnskapet, inkluderer bel\u00f8pene i
\u00a0
tabellen de netto forpliktelser som skal
betales av Equinor (Equinors forholdsmessige andel av forpliktelsen fratrukket Equinors
\u00a0
eierandel i den aktuelle enheten).
Tabellen under inkluderer 3.033 millioner USD relatert til ikke-leie-komponenter i leieavtaler reflektert i Konsernregnskapet i henhold til
IFRS 16, samt leieavtaler som enn\u00e5 ikke er p\u00e5begynt. Se note 25 Leieavtaler for flere detaljer om
\u00a0
p\u00e5begynte leieavtaler.
Nominelle andre langsiktige minimumsforpliktelser per 31. desember 2022:
(i millioner USD)
2023
2,603
2024
2,103
2025
1,892
2026
1,260
2027
1,309
Deretter
5,733
Sum andre langsiktige forpliktelser
14,900
Garantier
Equinor har garantert for sin proporsjonale andel av enkelte egenkapitalkonsoliderte selskapers langsiktige
\u00a0
bankgjeld,
kontraktsmessige betalingsforpliktelser og noen tredjepartsforpliktelser p\u00e5 totalt 1.725 millioner
\u00a0
USD per 31. desember 2022. Bokf\u00f8rt
verdi av garantiene er uvesentlig.
Betingede eiendeler og forpliktelser
Forliksavtale og lisensforlengelse p\u00e5 Agbami-feltet
I 2022 ble det etter tre \u00e5rs forhandlinger inng\u00e5tt en avtale mellom partene Nigerian National Petroleum
\u00a0
Company Limited (NNPC),
Chevron og Equinor.
\u00a0
Partene har avtalt en forlengelse til 2042 av driftslisens-perioden og den tilh\u00f8rende
Produksjonsdelingskontrakten (PSC) for Oil Mining Lease (OML) 128 p\u00e5 det unitiserte Agbami-feltet.
\u00a0
Samtidig avklarte partene
gjenv\u00e6rende rettstvister knyttet til volumene for kostnadsolje, skatteolje og inntektsolje (cost oil, tax oil og profit
\u00a0
oil.) Forliksavtalen gir
Equinor en minnelig kompensasjon for overl\u00f8ftede volumer. Denne skal betales over lisensforlengelsen p\u00e5 20 \u00e5r. Bel\u00f8pene og
tidspunkt for betaling avhenger av en rekke faktorer knyttet til driften p\u00e5 feltet, i tillegg til fremtidige
\u00a0
oljepriser og produksjonsvolumer.
Equinor vil derfor bokf\u00f8re betalingene n\u00e5r de mottas, og ingen bel\u00f8p er innregnet i Konsernresultatregnskapet
\u00a0
eller Konsernbalansen i
2022. Partene gjennomf\u00f8rer for tiden n\u00f8dvendig juridiske aktivitet for \u00e5 formelt avslutte rettstvistene.
Krav fra Petrofac ang\u00e5ende flere endringsordre-foresp\u00f8rsler utf\u00f8rt i Algerie (In Salah)
Petrofac International (UAE) LLC (PIUL) ble tildelt EPC-kontrakten for \u00e5 gjennomf\u00f8re ISSF-prosjektet
\u00a0
(In Salah Southern Fields-
prosjektet som ferdigstilte utbyggingen av fire gassfelt sentralt i Algerie). Etter at arbeidet ble
\u00a0
stilt i bero som f\u00f8lge av terrorist-angrepet
p\u00e5 et annet felt i Algerie (In Amenas) i 2013, utstedte PIUL en rekke endringsordre-foresp\u00f8rsler
\u00a0
(VoRs) knyttet til stand-by og
remobiliseringskostnader etter evakueringen av utenlandske ansatte. Flere VoRs er betalt, men det har ikke v\u00e6rt mulig \u00e5 komme til
enighet om oppgj\u00f8r av de \u00f8vrige. I august 2020 igangsatte PIUL voldgift med krav om et
\u00a0
estimert bel\u00f8p p\u00e5 533 millioner USD, der
Equinor har en 31,85 % andel. Equinors maksimale eksponering utgj\u00f8r 163 millioner USD, og Equinor har avsatt
\u00a0
for beste estimat i
saken.
Tvist om kildeskatt p\u00e5 utbetalinger fra Brasil til Norge
Utbetalinger for tjenester fra Brasil er vanligvis gjenstand for kildeskatt. Basert p\u00e5 den doble
\u00a0
skatteavtalen Brasil har med Norge gikk
Equinors datterselskaper i Brasil i 2012 til s\u00f8ksm\u00e5l for \u00e5 slippe \u00e5 betale slik skatt p\u00e5 utbetalinger til Equinor
\u00a0
ASA og Equinor Energy
AS for tjenester uten overf\u00f8ring av teknologi. Saken har p\u00e5g\u00e5tt gjennom flere rettsinstanser siden
\u00a0
dommen i f\u00f8rste rettsinstans i 2013
gikk i Equinors fav\u00f8r. Endelig dom er enn\u00e5 ikke falt. Siden 2014 er det ikke betalt kildeskatt. Equinors maksimale eksponering er
estimert til ca. 146 millioner USD. Equinor er av den oppfatning at alle relevante skatteregler er fulgt,
\u00a0
og at Equinor st\u00e5r sterkt i saken.
Det er derfor ikke foretatt avsetninger i Konsernregnskapet.
Krav om annullering av Petrobras\u2019 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 gruppes\u00f8ksm\u00e5l mot Petrobras,
Equinor og ANP (den relevante brasilianske regulatoriske myndighet) med krav om \u00e5 annullere
\u00a0
Petrobras\u2019 salg til Equinor av
eierinteressen og operat\u00f8rskapet i BM-S-8, som ble gjennomf\u00f8rt i november 2016 etter partner- og
\u00a0
myndighetsgodkjennelse. I februar
2022 avsa f\u00f8rste rettsinstans dom i saken som gjelder annullering av salget, og Equinor vant p\u00e5
\u00a0
alle punkter. Saken ble anket av
saks\u00f8ker og Equinor har inngitt motsvar. Ved utl\u00f8pet av 2022 inng\u00e5r eierandelen i Equinors Konsernbalanse. Eiendelene knyttet til
f\u00f8rste fase er blitt reklassifisert til varige driftsmidler, mens eiendelen knyttet til andre fase inng\u00e5r som immaterielle eiendeler, i begge
tilfeller i segmentet Leting og produksjon internasjonalt.
Brasiliansk lov har skapt usikkerhet rundt visse skatteinsentiver
Equinor er for tiden part i to tvistesaker i delstaten Rio de Janeiro i Brasil knyttet
\u00a0
til en lov som p\u00e5legger skatteytere som drar nytte av
ICMS-skatteinsentiver (som Repetro) \u00e5 innbetale 10 % av skattebesparelsene som f\u00f8lger av insentivordningene
\u00a0
til et delstatsfond.
(ICMS: Imposto sobre Circulacao de Mercadorias \u2013 skatt p\u00e5 omsetning av varer og visse tjenester.) Equinor er av den oppfatningen at
spesifikke skatteinsentiver som hittil har v\u00e6rt relevant for feltene Roncador og Peregrino ikke omfattes av denne
\u00a0
loven.
\u00a0
Delstaten Rio
de Janeiro stiller imidlertid krav om innbetalinger til fondet, i tillegg til b\u00f8ter og renter. B\u00e5de Equinors konkurrenter og
samarbeidspartnere og ogs\u00e5 den Brasilianske bransjeorganisasjonen Brazilian Petroleum and Gas Institute
\u00a0
(IBP) har p\u00e5 denne
bakgrunn tatt initiativ til flere rettslige skritt. Ved \u00e5rsslutt 2022 er Equinors maksimale eksponering i disse sakene estimert til 132
millioner USD. Equinor mener at loven er grunnlovsstridig, s\u00e6rlig knyttet til Repetro-insentiver, og at dette vil bli utfallet i fremtidige
rettsprosesser. Equinor har derfor ikke foretatt noen avsetninger i Konsernregnskapet.
KKD oljesands-partnerskap
Kanadiske skattemyndigheter har utstedt endringsmelding knyttet til ligningen for 2014 for Equinors
\u00a0
kanadiske datterselskap som var
part i Equinors avhendelse av 40 % av KKD oljesand-prosjektet det \u00e5ret. Endringsmeldingen,
\u00a0
som har blitt anket, justerer allokeringen
av partnerskapets salgsvederlag for visse kanadiske ressursrelaterte eiendeler. Maksimal eksponering er estimert til ca. 372 millioner
USD. Ankeprosessen med kanadiske skattemyndigheter, samt eventuell p\u00e5f\u00f8lgende rettsbehandling som m\u00e5tte bli n\u00f8dvendig, kan ta
flere \u00e5r. Ingen skatt forfaller til betaling f\u00f8r saken er endelig avgjort. Equinor er av den oppfatning at alle relevante skatteregler er fulgt
og at Equinor st\u00e5r sterkt i saken. Det er derfor ikke foretatt avsetninger i Konsernregnskapet.
Tvistel\u00f8sning i sak med norske skattemyndigheter knyttet til Equinor Service Center Belgium
\u00a0
N.V
I fjerde kvartal 2020 mottok Equinor vedtak i en sak vedr\u00f8rende kapitalstrukturen til det belgiske
\u00a0
datterselskapet Equinor Service
Center Belgium N.V. Vedtaket konkluderte med at kapitalstrukturen m\u00e5 baseres p\u00e5 prinsippet om armlengdes avstand og dekket
\u00e5rene 2012 til 2016. Equinor mottok et skattekrav p\u00e5 182 millioner USD som ble betalt i 2021. I
\u00a0
2022 omgjorde skattemyndighetene
sin beslutning og aksepterte Equinors opprinnelige standpunkt. Skatteinnbetalingen er blitt refundert, justert
\u00a0
for endringer i
skattesatser. Justeringen er innregnet som skattekostnad i Konsernresultatregnskapet for 2022, og ansees som uvesentlig.
Tvist med norske skattemyndigheter ang\u00e5ende forsknings- og utviklingskostnader allokert til
\u00a0
s\u00e6rskattepliktig virksomhet
Equinor har en p\u00e5g\u00e5ende tvist knyttet til st\u00f8rrelsen p\u00e5 forsknings-
\u00a0
og utviklingskostnader som kan allokeres til selskapets
s\u00e6rskattepliktige virksomhet. I 2022 informerte Oljeskattekontoret Equinor om at det hadde besluttet
\u00a0
\u00e5 akseptere Equinors standpunkt
i noen av de omtvistede forholdene, noe som reduserte Equinors maksimale eksponering.
\u00a0
I tillegg har Equinor akseptert en \u00f8kning av
skattbar inntekt i b\u00e5de landskatteregimet og for s\u00e6rskattepliktig virksomhet. En tidligere avsetning
\u00a0
p\u00e5 95 millioner USD er
reklassifisert til betalbar skatt. Equinors skattekostnad ble ikke p\u00e5virket av denne utviklingen, og
\u00a0
gjenv\u00e6rende forventet maksimal
eksponering knyttet til forsknings-
\u00a0
og utviklingskostnader allokert til s\u00e6rskattepliktig virksomhet ansees \u00e5 v\u00e6re uvesentlig.
Tvist med norske skattemyndigheter ang\u00e5ende internpris p\u00e5 NGL-produkter (v\u00e5tgass)
Oljeskattekontoret har utfordret internprisingen p\u00e5 visse NGL-produkter solgt fra Equinor Energy AS
\u00a0
til Equinor ASA i \u00e5rene 2011 \u2013
2020. I l\u00f8pet av 2022 har det v\u00e6rt utvikling i deler av sakskomplekset, der noe av eksponeringen
\u00a0
er oppgjort eller ikke har ytterligere
ankemuligheter, mens det for andre deler er levert anke. Etter denne utviklingen, som ikke har p\u00e5virket Konsernresultatregnskapet
vesentlig, er den totale maksimale eksponering relatert til prising av v\u00e5tgass estimert til omkring 71 millioner USD.
\u00a0
Equinor har avsatt
for beste estimat i saken.
Andre krav
Equinor er gjennom sin ordin\u00e6re 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
\u00a0
beregne p\u00e5 dette tidspunktet. Equinor
har gjort avsetninger i Konsernregnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert
\u00a0
p\u00e5 selskapets beste
estimater. Equinor forventer ikke at konsernets \u00f8konomiske stilling, driftsresultat eller kontantstr\u00f8m vil bli vesentlig negativt p\u00e5virket av
utfallet av rettssakene og tvistene. Equinor f\u00f8lger opp de ovennevnte tvistene aktivt med de kontraktsmessige
\u00a0
og juridiske virkemidler
som foreligger i hver sak, men endelig utfall av sakene og tidspunkt for eventuelle relaterte kontantstr\u00f8mmer
\u00a0
kan p\u00e5 n\u00e5v\u00e6rende
tidspunkt ikke avgj\u00f8res med tilstrekkelig p\u00e5litelighet.
N\u00e5r det gjelder informasjon om avsetninger knyttet til tvister og krav som ikke gjelder inntektsskatt,
\u00a0
vises det til note 23 Avsetninger og
andre forpliktelser. Usikre forpliktelser knyttet til inntektsskatt er reflektert som betalbar eller utsatt skatt i tr\u00e5d med relevante
definisjoner, mens usikre skatteeiendeler er reflektert som kortsiktige eller utsatte skattefordeler.
(i millioner USD)
2023
2,603
2024
2,103
2025
1,892
2026
1,260
2027
1,309
Deretter
5,733
Sum andre langsiktige forpliktelser
14,900
27 N\u00e6rst\u00e5ende parter
Transaksjoner med Den norske stat
Den norske stat er hovedaksjon\u00e6r i Equinor og eier betydelige eierandeler i andre norske selskaper. Per 31. desember 2022 hadde
Den norske stat en eierandel i Equinor p\u00e5 67,0 % (Folketrygdfondets andel i Equinor p\u00e5 3,4 % er
\u00a0
holdt utenfor). Eierskapsstrukturen
medf\u00f8rer at Equinor deltar i transaksjoner med flere parter som er under en felles eierskapsstruktur, og derfor oppfyller definisjonen
av n\u00e6rst\u00e5ende parter. Ansvaret for statens eierandel i Equinor er overf\u00f8rt fra departementet av olje og energi til N\u00e6rings- og
handelsdepartementet 1. januar 2022.
Samlet kj\u00f8p av olje og v\u00e5tgass fra staten bel\u00f8p seg til 12.617 millioner USD, 9.572 millioner USD
\u00a0
og 5.108 millioner USD i
henholdsvis 2022, 2021 og 2020. Nevnte kj\u00f8p av olje og naturgass er bokf\u00f8rt i Equinor ASA. Equinor ASA
\u00a0
selger i tillegg, i sitt eget
navn, men for statens regning og risiko, statens gassproduksjon. Disse transaksjonene er
\u00a0
presentert netto. For mer informasjon se
note 7 Inntekter.
Den vesentligste delen av bel\u00f8pet som er inkludert i linjen Gjeld til egenkapitalkonsoliderte
\u00a0
selskaper og andre
n\u00e6rst\u00e5ende parter i note 24 Leverand\u00f8rgjeld, annen kortsiktig gjeld og avsetninger,
best\u00e5r av skyldig bel\u00f8p til staten knyttet til disse
kj\u00f8pene.
Linjeelementet Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer inkluderer 1.461 millioner USD som presenterer
\u00a0
en brutto fordring fra Den
norske stat under Avsetningsinstruksen i relasjon til staten (SD\u00d8E) forventete deltagelse i gass aktivitetene til
\u00a0
et utenlandsk
datterselskap til Equinor. Ved \u00e5rsslutt 2021 var dette bel\u00f8pet p\u00e5 435 millioner USD. \u00d8kningen skyldes hovedsakelig \u00f8kning i volum og
h\u00f8yere kost pris p\u00e5 gass lagrene. En tilsvarende langsiktig gjeld p\u00e5 1.461 millioner USD
\u00a0
har blitt anerkjent, denne representerer
SD\u00d8E`s estimerte interesser i gass salgs-aktivitetene i det utenlandske datterselskapet.
Andre transaksjoner
I forbindelse med den vanlige driften inng\u00e5r Equinor kontrakter om transport, gasslagring og behandling
\u00a0
av petroleumsprodukter med
selskaper som Equinor har eierinteresser i. Slike transaksjoner er inkludert i de relevante regnskapslinjene
\u00a0
i
Konsernresultatregnskapet. Gassled og enkelte andre infrastruktureiendeler driftes av Gassco AS,
\u00a0
som er en enhet under felles
kontroll av Olje- og energidepartementet. Gasscos aktiviteter blir utf\u00f8rt for r\u00f8rlednings-
\u00a0
og terminaleiernes regning og risiko.
Kapasitetsbetalingene som blir h\u00e5ndtert av Gassco blir viderebetalt til de respektive eierne. Equinors
\u00a0
betalinger som Gassco
gjennomf\u00f8rte p\u00e5 vegne av eierne, utgjorde 1.210 millioner USD i 2022, 1.030 millioner USD i 2021
\u00a0
og 896 millioner USD i 2020. Disse
betalingene blir i hovedsak bokf\u00f8rt i Equinor ASA. Bel\u00f8pene representerer Equinors totale kapasitetsbetalinger
\u00a0
til Gassco, men i
Konsernregnskapet vises kostnaden netto fratrukket den andelen som representerer Equinors egne
\u00a0
eierinteresser i Gasscos
infrastruktur. I tillegg h\u00e5ndterer 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 tilknyttede selskaper og felleskontrollerte
\u00a0
foretak i
relasjon til sine vanlige forretningsoperasjoner, der bel\u00f8pene ikke har blitt rapportert begrunn av vesentlighet. I tillegg har Equinor hatt
transaksjoner med felleskontrollerte driftsordninger hvor Equinor er operat\u00f8r. Indirekte driftskostnader p\u00e5l\u00f8pt som operat\u00f8r er fakturert
til de felleskontrollerte driftsordningene eller lignende ordninger basert p\u00e5 \u00abno-gain/no-loss\u00bb prinsippet.
Transaksjoner som involverer ledende ansatte (medlemmer
av styret og konsernledelsen) i l\u00f8pet av \u00e5ret er presentert i note 8 L\u00f8nn
og personell kostnader.
28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling
\u00a0
Regnskapsprinsipper
Finansielle eiendeler
Finansielle eiendeler innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten.
\u00a0
Den etterf\u00f8lgende m\u00e5lingen av de
finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved f\u00f8rstegangs innregning: Finansielle investeringer
\u00a0
til
amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer
\u00a0
over Andre inntekter og
kostnader i Konsolidert oppstilling over totalresultat. Klassifiseringen er basert p\u00e5 en vurdering av kontraktsbetingelsene
\u00a0
og den
anvendte forretningsmodellen.
Kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer med opprinnelig l\u00f8petid p\u00e5 mer enn tre m\u00e5neder klassifiseres
\u00a0
som kortsiktige finansielle
investeringer. Kortsiktige finansielle investeringer innregnes hovedsakelig til amortisert kost, men ogs\u00e5 til virkelig verdi med
verdiendringer over resultatet, avhengig av klassifisering.
Kundefordringer bokf\u00f8res til opprinnelig bel\u00f8p med fradrag for avsetning for tap beregnet p\u00e5 grunnlag
\u00a0
av forventningsverdi.
En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportef\u00f8lje av Equinors
\u00a0
forsikringsselskap (captive) og
eies for \u00e5 overholde s\u00e6rskilte kapitaldekningskrav. Investeringsportef\u00f8ljen styres og vurderes p\u00e5 basis av virkelig verdi i samsvar med
gjeldende investeringsstrategi. Portef\u00f8ljen regnskapsf\u00f8res til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over
Konsernresultatregnskapet.
Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre
\u00a0
enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen
eller de av andre \u00e5rsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsform\u00e5l. Finansielle
\u00a0
eiendeler og
finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor b\u00e5de juridisk
\u00a0
har rett til og p\u00e5viselig har til hensikt \u00e5
gj\u00f8re opp fordringer p\u00e5 og forpliktelser til en og den samme motpart netto.
Finansielle eiendeler fraregnes n\u00e5r rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer og risiko og avkasting
\u00a0
knyttet til eierskapet er overf\u00f8rt
gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer utl\u00f8per, blir oppfylt eller
kansellert. Gevinster og tap som oppst\u00e5r som f\u00f8lge av salg, oppgj\u00f8r eller kansellering
\u00a0
av finansielle eiendeler innregnes innenfor
Netto finansposter.
Finansielle forpliktelser
Finansielle forpliktelser innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten. Den
\u00a0
p\u00e5f\u00f8lgende m\u00e5lingen av
finansielle forpliktelser er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse m\u00e5lt til amortisert
\u00a0
kost
ved effektiv rente-metoden, avhengig av klassifisering. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige bankl\u00e5n
\u00a0
og obligasjonsl\u00e5n.
Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som
\u00a0
del av Equinors normale
driftsaktiviteter, gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til \u00e5 utsette innfrielsen
\u00a0
av
forpliktelsen mer enn 12 m\u00e5neder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsform\u00e5l.
Finansielle forpliktelser fraregnes n\u00e5r den kontraktsmessige forpliktelsen utl\u00f8per, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som
oppst\u00e5r som f\u00f8lge av tilbakekj\u00f8p, oppgj\u00f8r eller kansellering av forpliktelser innregnes innenfor Netto finansposter.
Finansielle derivater
Equinor benytter finansielle derivater for \u00e5 styre eksponering som oppst\u00e5r ved svingninger i valutakurser, renter og r\u00e5varepriser. Slike
finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinng\u00e5else og blir m\u00e5lt til virkelig verdi
\u00a0
med verdiendring over resultatet i
etterf\u00f8lgende perioder. Resultateffekten av r\u00e5varebaserte finansielle derivater inng\u00e5r i Konsernresultatregnskapet under Andre
salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring.
Resultateffekten av andre finansielle derivater inng\u00e5r i Netto finansposter.
Finansielle derivater presenteres som eiendeler n\u00e5r virkelig verdi er positiv og som gjeld n\u00e5r virkelig verdi er
\u00a0
negativ. Finansielle
derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som inneb\u00e6rer juridisk rett til oppgj\u00f8r mer enn 12 m\u00e5neder
\u00a0
etter
balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid
\u00a0
som kortsiktige.
Kontrakter om kj\u00f8p eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som finansielle
instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inng\u00e5tt og som fortsatt innehas med det form\u00e5l \u00e5 motta eller levere en
ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkj\u00f8ps-, salgs- eller
\u00a0
bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsf\u00f8res ikke
som finansielle instrumenter. Slike salg og kj\u00f8p av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kj\u00f8p og salg av r\u00e5olje og naturgass,
som innregnes ved levering.
For kontrakter om \u00e5 selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv
om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk f\u00f8r levering, inkluderes endringer i virkelig verdi i Gevinst/tap
\u00a0
p\u00e5 r\u00e5varederivater (inng\u00e5r
i Andre salgsinntekter, se note 7 Inntekter). N\u00e5r disse derivatene gj\u00f8res opp fysisk blir de tidligere innregnede urealiserte
verdiendringene inkludert i R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse (inng\u00e5r ogs\u00e5 i Andre
\u00a0
salgsinntekter). De fysiske
leveransene som Equinor gjennomf\u00f8rer under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter.
Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som separate
derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, n\u00e5r de \u00f8konomiske kjennetegnene og den \u00f8konomiske
risikoen ved det innbygde derivatet ikke er n\u00e6rt relatert til de \u00f8konomiske kjennetegnene og den
\u00a0
\u00f8konomiske risikoen til
vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked
\u00a0
for en r\u00e5vare eller en annen
ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kj\u00f8ps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert \u00e5
\u00a0
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til
vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert
\u00a0
basert p\u00e5 andre markeder eller
produkter vil imidlertid medf\u00f8re innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked
\u00a0
for r\u00e5varen eller
den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat \u00e5
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert p\u00e5 relevante indekser som er vanlig i
\u00a0
bruk blant andre
markedsakt\u00f8rer. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Finansielle instrumenter etter kategori
Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilh\u00f8rende bokf\u00f8rte verdier slik kategoriene er definert
i IFRS 9 Finansielle
instrumenter: innregning og m\u00e5ling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom m\u00e5ling
\u00a0
som definert av
kategoriene i IFRS 9 og m\u00e5ling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og
\u00a0
andre fordringer, leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokf\u00f8rt verdi vurdert til \u00e5 v\u00e6re en rimelig vurdering av
\u00a0
virkelig verdi. Se note 21 Finansiell gjeld
for informasjon om virkelig verdi p\u00e5 langsiktige obligasjonsl\u00e5n og bankl\u00e5n.
28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling
\u00a0
Regnskapsprinsipper
Finansielle eiendeler
Finansielle eiendeler innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten.
\u00a0
Den etterf\u00f8lgende m\u00e5lingen av de
finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved f\u00f8rstegangs innregning: Finansielle investeringer
\u00a0
til
amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer
\u00a0
over Andre inntekter og
kostnader i Konsolidert oppstilling over totalresultat. Klassifiseringen er basert p\u00e5 en vurdering av kontraktsbetingelsene
\u00a0
og den
anvendte forretningsmodellen.
Kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer med opprinnelig l\u00f8petid p\u00e5 mer enn tre m\u00e5neder klassifiseres
\u00a0
som kortsiktige finansielle
investeringer. Kortsiktige finansielle investeringer innregnes hovedsakelig til amortisert kost, men ogs\u00e5 til virkelig verdi med
verdiendringer over resultatet, avhengig av klassifisering.
Kundefordringer bokf\u00f8res til opprinnelig bel\u00f8p med fradrag for avsetning for tap beregnet p\u00e5 grunnlag
\u00a0
av forventningsverdi.
En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportef\u00f8lje av Equinors
\u00a0
forsikringsselskap (captive) og
eies for \u00e5 overholde s\u00e6rskilte kapitaldekningskrav. Investeringsportef\u00f8ljen styres og vurderes p\u00e5 basis av virkelig verdi i samsvar med
gjeldende investeringsstrategi. Portef\u00f8ljen regnskapsf\u00f8res til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over
Konsernresultatregnskapet.
Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre
\u00a0
enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen
eller de av andre \u00e5rsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsform\u00e5l. Finansielle
\u00a0
eiendeler og
finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor b\u00e5de juridisk
\u00a0
har rett til og p\u00e5viselig har til hensikt \u00e5
gj\u00f8re opp fordringer p\u00e5 og forpliktelser til en og den samme motpart netto.
Finansielle eiendeler fraregnes n\u00e5r rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer og risiko og avkasting
\u00a0
knyttet til eierskapet er overf\u00f8rt
gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer utl\u00f8per, blir oppfylt eller
kansellert. Gevinster og tap som oppst\u00e5r som f\u00f8lge av salg, oppgj\u00f8r eller kansellering
\u00a0
av finansielle eiendeler innregnes innenfor
Netto finansposter.
Finansielle forpliktelser
Finansielle forpliktelser innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten. Den
\u00a0
p\u00e5f\u00f8lgende m\u00e5lingen av
finansielle forpliktelser er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse m\u00e5lt til amortisert
\u00a0
kost
ved effektiv rente-metoden, avhengig av klassifisering. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige bankl\u00e5n
\u00a0
og obligasjonsl\u00e5n.
Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som
\u00a0
del av Equinors normale
driftsaktiviteter, gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til \u00e5 utsette innfrielsen
\u00a0
av
forpliktelsen mer enn 12 m\u00e5neder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsform\u00e5l.
Finansielle forpliktelser fraregnes n\u00e5r den kontraktsmessige forpliktelsen utl\u00f8per, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som
oppst\u00e5r som f\u00f8lge av tilbakekj\u00f8p, oppgj\u00f8r eller kansellering av forpliktelser innregnes innenfor Netto finansposter.
Finansielle derivater
Equinor benytter finansielle derivater for \u00e5 styre eksponering som oppst\u00e5r ved svingninger i valutakurser, renter og r\u00e5varepriser. Slike
finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinng\u00e5else og blir m\u00e5lt til virkelig verdi
\u00a0
med verdiendring over resultatet i
etterf\u00f8lgende perioder. Resultateffekten av r\u00e5varebaserte finansielle derivater inng\u00e5r i Konsernresultatregnskapet under Andre
salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring.
Resultateffekten av andre finansielle derivater inng\u00e5r i Netto finansposter.
Finansielle derivater presenteres som eiendeler n\u00e5r virkelig verdi er positiv og som gjeld n\u00e5r virkelig verdi er
\u00a0
negativ. Finansielle
derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som inneb\u00e6rer juridisk rett til oppgj\u00f8r mer enn 12 m\u00e5neder
\u00a0
etter
balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid
\u00a0
som kortsiktige.
Kontrakter om kj\u00f8p eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som finansielle
instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inng\u00e5tt og som fortsatt innehas med det form\u00e5l \u00e5 motta eller levere en
ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkj\u00f8ps-, salgs- eller
\u00a0
bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsf\u00f8res ikke
som finansielle instrumenter. Slike salg og kj\u00f8p av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kj\u00f8p og salg av r\u00e5olje og naturgass,
som innregnes ved levering.
For kontrakter om \u00e5 selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv
om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk f\u00f8r levering, inkluderes endringer i virkelig verdi i Gevinst/tap
\u00a0
p\u00e5 r\u00e5varederivater (inng\u00e5r
i Andre salgsinntekter, se note 7 Inntekter). N\u00e5r disse derivatene gj\u00f8res opp fysisk blir de tidligere innregnede urealiserte
verdiendringene inkludert i R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse (inng\u00e5r ogs\u00e5 i Andre
\u00a0
salgsinntekter). De fysiske
leveransene som Equinor gjennomf\u00f8rer under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter.
Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som separate
derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, n\u00e5r de \u00f8konomiske kjennetegnene og den \u00f8konomiske
risikoen ved det innbygde derivatet ikke er n\u00e6rt relatert til de \u00f8konomiske kjennetegnene og den
\u00a0
\u00f8konomiske risikoen til
vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked
\u00a0
for en r\u00e5vare eller en annen
ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kj\u00f8ps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert \u00e5
\u00a0
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til
vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert
\u00a0
basert p\u00e5 andre markeder eller
produkter vil imidlertid medf\u00f8re innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked
\u00a0
for r\u00e5varen eller
den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat \u00e5
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert p\u00e5 relevante indekser som er vanlig i
\u00a0
bruk blant andre
markedsakt\u00f8rer. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Finansielle instrumenter etter kategori
Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilh\u00f8rende bokf\u00f8rte verdier slik kategoriene er definert
i IFRS 9 Finansielle
instrumenter: innregning og m\u00e5ling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom m\u00e5ling
\u00a0
som definert av
kategoriene i IFRS 9 og m\u00e5ling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og
\u00a0
andre fordringer, leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokf\u00f8rt verdi vurdert til \u00e5 v\u00e6re en rimelig vurdering av
\u00a0
virkelig verdi. Se note 21 Finansiell gjeld
for informasjon om virkelig verdi p\u00e5 langsiktige obligasjonsl\u00e5n og bankl\u00e5n.
28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling
\u00a0
Regnskapsprinsipper
Finansielle eiendeler
Finansielle eiendeler innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten.
\u00a0
Den etterf\u00f8lgende m\u00e5lingen av de
finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved f\u00f8rstegangs innregning: Finansielle investeringer
\u00a0
til
amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer
\u00a0
over Andre inntekter og
kostnader i Konsolidert oppstilling over totalresultat. Klassifiseringen er basert p\u00e5 en vurdering av kontraktsbetingelsene
\u00a0
og den
anvendte forretningsmodellen.
Kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer med opprinnelig l\u00f8petid p\u00e5 mer enn tre m\u00e5neder klassifiseres
\u00a0
som kortsiktige finansielle
investeringer. Kortsiktige finansielle investeringer innregnes hovedsakelig til amortisert kost, men ogs\u00e5 til virkelig verdi med
verdiendringer over resultatet, avhengig av klassifisering.
Kundefordringer bokf\u00f8res til opprinnelig bel\u00f8p med fradrag for avsetning for tap beregnet p\u00e5 grunnlag
\u00a0
av forventningsverdi.
En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportef\u00f8lje av Equinors
\u00a0
forsikringsselskap (captive) og
eies for \u00e5 overholde s\u00e6rskilte kapitaldekningskrav. Investeringsportef\u00f8ljen styres og vurderes p\u00e5 basis av virkelig verdi i samsvar med
gjeldende investeringsstrategi. Portef\u00f8ljen regnskapsf\u00f8res til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over
Konsernresultatregnskapet.
Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre
\u00a0
enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen
eller de av andre \u00e5rsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsform\u00e5l. Finansielle
\u00a0
eiendeler og
finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor b\u00e5de juridisk
\u00a0
har rett til og p\u00e5viselig har til hensikt \u00e5
gj\u00f8re opp fordringer p\u00e5 og forpliktelser til en og den samme motpart netto.
Finansielle eiendeler fraregnes n\u00e5r rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer og risiko og avkasting
\u00a0
knyttet til eierskapet er overf\u00f8rt
gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer utl\u00f8per, blir oppfylt eller
kansellert. Gevinster og tap som oppst\u00e5r som f\u00f8lge av salg, oppgj\u00f8r eller kansellering
\u00a0
av finansielle eiendeler innregnes innenfor
Netto finansposter.
Finansielle forpliktelser
Finansielle forpliktelser innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten. Den
\u00a0
p\u00e5f\u00f8lgende m\u00e5lingen av
finansielle forpliktelser er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse m\u00e5lt til amortisert
\u00a0
kost
ved effektiv rente-metoden, avhengig av klassifisering. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige bankl\u00e5n
\u00a0
og obligasjonsl\u00e5n.
Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som
\u00a0
del av Equinors normale
driftsaktiviteter, gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til \u00e5 utsette innfrielsen
\u00a0
av
forpliktelsen mer enn 12 m\u00e5neder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsform\u00e5l.
Finansielle forpliktelser fraregnes n\u00e5r den kontraktsmessige forpliktelsen utl\u00f8per, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som
oppst\u00e5r som f\u00f8lge av tilbakekj\u00f8p, oppgj\u00f8r eller kansellering av forpliktelser innregnes innenfor Netto finansposter.
Finansielle derivater
Equinor benytter finansielle derivater for \u00e5 styre eksponering som oppst\u00e5r ved svingninger i valutakurser, renter og r\u00e5varepriser. Slike
finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinng\u00e5else og blir m\u00e5lt til virkelig verdi
\u00a0
med verdiendring over resultatet i
etterf\u00f8lgende perioder. Resultateffekten av r\u00e5varebaserte finansielle derivater inng\u00e5r i Konsernresultatregnskapet under Andre
salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring.
Resultateffekten av andre finansielle derivater inng\u00e5r i Netto finansposter.
Finansielle derivater presenteres som eiendeler n\u00e5r virkelig verdi er positiv og som gjeld n\u00e5r virkelig verdi er
\u00a0
negativ. Finansielle
derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som inneb\u00e6rer juridisk rett til oppgj\u00f8r mer enn 12 m\u00e5neder
\u00a0
etter
balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid
\u00a0
som kortsiktige.
Kontrakter om kj\u00f8p eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som finansielle
instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inng\u00e5tt og som fortsatt innehas med det form\u00e5l \u00e5 motta eller levere en
ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkj\u00f8ps-, salgs- eller
\u00a0
bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsf\u00f8res ikke
som finansielle instrumenter. Slike salg og kj\u00f8p av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kj\u00f8p og salg av r\u00e5olje og naturgass,
som innregnes ved levering.
For kontrakter om \u00e5 selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv
om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk f\u00f8r levering, inkluderes endringer i virkelig verdi i Gevinst/tap
\u00a0
p\u00e5 r\u00e5varederivater (inng\u00e5r
i Andre salgsinntekter, se note 7 Inntekter). N\u00e5r disse derivatene gj\u00f8res opp fysisk blir de tidligere innregnede urealiserte
verdiendringene inkludert i R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse (inng\u00e5r ogs\u00e5 i Andre
\u00a0
salgsinntekter). De fysiske
leveransene som Equinor gjennomf\u00f8rer under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter.
Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som separate
derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, n\u00e5r de \u00f8konomiske kjennetegnene og den \u00f8konomiske
risikoen ved det innbygde derivatet ikke er n\u00e6rt relatert til de \u00f8konomiske kjennetegnene og den
\u00a0
\u00f8konomiske risikoen til
vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked
\u00a0
for en r\u00e5vare eller en annen
ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kj\u00f8ps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert \u00e5
\u00a0
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til
vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert
\u00a0
basert p\u00e5 andre markeder eller
produkter vil imidlertid medf\u00f8re innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked
\u00a0
for r\u00e5varen eller
den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat \u00e5
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert p\u00e5 relevante indekser som er vanlig i
\u00a0
bruk blant andre
markedsakt\u00f8rer. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Finansielle instrumenter etter kategori
Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilh\u00f8rende bokf\u00f8rte verdier slik kategoriene er definert
i IFRS 9 Finansielle
instrumenter: innregning og m\u00e5ling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom m\u00e5ling
\u00a0
som definert av
kategoriene i IFRS 9 og m\u00e5ling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og
\u00a0
andre fordringer, leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokf\u00f8rt verdi vurdert til \u00e5 v\u00e6re en rimelig vurdering av
\u00a0
virkelig verdi. Se note 21 Finansiell gjeld
for informasjon om virkelig verdi p\u00e5 langsiktige obligasjonsl\u00e5n og bankl\u00e5n.
28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling
\u00a0
Regnskapsprinsipper
Finansielle eiendeler
Finansielle eiendeler innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten.
\u00a0
Den etterf\u00f8lgende m\u00e5lingen av de
finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved f\u00f8rstegangs innregning: Finansielle investeringer
\u00a0
til
amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer
\u00a0
over Andre inntekter og
kostnader i Konsolidert oppstilling over totalresultat. Klassifiseringen er basert p\u00e5 en vurdering av kontraktsbetingelsene
\u00a0
og den
anvendte forretningsmodellen.
Kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer med opprinnelig l\u00f8petid p\u00e5 mer enn tre m\u00e5neder klassifiseres
\u00a0
som kortsiktige finansielle
investeringer. Kortsiktige finansielle investeringer innregnes hovedsakelig til amortisert kost, men ogs\u00e5 til virkelig verdi med
verdiendringer over resultatet, avhengig av klassifisering.
Kundefordringer bokf\u00f8res til opprinnelig bel\u00f8p med fradrag for avsetning for tap beregnet p\u00e5 grunnlag
\u00a0
av forventningsverdi.
En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportef\u00f8lje av Equinors
\u00a0
forsikringsselskap (captive) og
eies for \u00e5 overholde s\u00e6rskilte kapitaldekningskrav. Investeringsportef\u00f8ljen styres og vurderes p\u00e5 basis av virkelig verdi i samsvar med
gjeldende investeringsstrategi. Portef\u00f8ljen regnskapsf\u00f8res til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over
Konsernresultatregnskapet.
Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre
\u00a0
enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen
eller de av andre \u00e5rsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsform\u00e5l. Finansielle
\u00a0
eiendeler og
finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor b\u00e5de juridisk
\u00a0
har rett til og p\u00e5viselig har til hensikt \u00e5
gj\u00f8re opp fordringer p\u00e5 og forpliktelser til en og den samme motpart netto.
Finansielle eiendeler fraregnes n\u00e5r rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer og risiko og avkasting
\u00a0
knyttet til eierskapet er overf\u00f8rt
gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer utl\u00f8per, blir oppfylt eller
kansellert. Gevinster og tap som oppst\u00e5r som f\u00f8lge av salg, oppgj\u00f8r eller kansellering
\u00a0
av finansielle eiendeler innregnes innenfor
Netto finansposter.
Finansielle forpliktelser
Finansielle forpliktelser innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten. Den
\u00a0
p\u00e5f\u00f8lgende m\u00e5lingen av
finansielle forpliktelser er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse m\u00e5lt til amortisert
\u00a0
kost
ved effektiv rente-metoden, avhengig av klassifisering. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige bankl\u00e5n
\u00a0
og obligasjonsl\u00e5n.
Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som
\u00a0
del av Equinors normale
driftsaktiviteter, gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til \u00e5 utsette innfrielsen
\u00a0
av
forpliktelsen mer enn 12 m\u00e5neder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsform\u00e5l.
Finansielle forpliktelser fraregnes n\u00e5r den kontraktsmessige forpliktelsen utl\u00f8per, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som
oppst\u00e5r som f\u00f8lge av tilbakekj\u00f8p, oppgj\u00f8r eller kansellering av forpliktelser innregnes innenfor Netto finansposter.
Finansielle derivater
Equinor benytter finansielle derivater for \u00e5 styre eksponering som oppst\u00e5r ved svingninger i valutakurser, renter og r\u00e5varepriser. Slike
finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinng\u00e5else og blir m\u00e5lt til virkelig verdi
\u00a0
med verdiendring over resultatet i
etterf\u00f8lgende perioder. Resultateffekten av r\u00e5varebaserte finansielle derivater inng\u00e5r i Konsernresultatregnskapet under Andre
salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring.
Resultateffekten av andre finansielle derivater inng\u00e5r i Netto finansposter.
Finansielle derivater presenteres som eiendeler n\u00e5r virkelig verdi er positiv og som gjeld n\u00e5r virkelig verdi er
\u00a0
negativ. Finansielle
derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som inneb\u00e6rer juridisk rett til oppgj\u00f8r mer enn 12 m\u00e5neder
\u00a0
etter
balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid
\u00a0
som kortsiktige.
Kontrakter om kj\u00f8p eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som finansielle
instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inng\u00e5tt og som fortsatt innehas med det form\u00e5l \u00e5 motta eller levere en
ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkj\u00f8ps-, salgs- eller
\u00a0
bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsf\u00f8res ikke
som finansielle instrumenter. Slike salg og kj\u00f8p av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kj\u00f8p og salg av r\u00e5olje og naturgass,
som innregnes ved levering.
For kontrakter om \u00e5 selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv
om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk f\u00f8r levering, inkluderes endringer i virkelig verdi i Gevinst/tap
\u00a0
p\u00e5 r\u00e5varederivater (inng\u00e5r
i Andre salgsinntekter, se note 7 Inntekter). N\u00e5r disse derivatene gj\u00f8res opp fysisk blir de tidligere innregnede urealiserte
verdiendringene inkludert i R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse (inng\u00e5r ogs\u00e5 i Andre
\u00a0
salgsinntekter). De fysiske
leveransene som Equinor gjennomf\u00f8rer under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter.
Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som separate
derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, n\u00e5r de \u00f8konomiske kjennetegnene og den \u00f8konomiske
risikoen ved det innbygde derivatet ikke er n\u00e6rt relatert til de \u00f8konomiske kjennetegnene og den
\u00a0
\u00f8konomiske risikoen til
vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked
\u00a0
for en r\u00e5vare eller en annen
ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kj\u00f8ps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert \u00e5
\u00a0
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til
vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert
\u00a0
basert p\u00e5 andre markeder eller
produkter vil imidlertid medf\u00f8re innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked
\u00a0
for r\u00e5varen eller
den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat \u00e5
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert p\u00e5 relevante indekser som er vanlig i
\u00a0
bruk blant andre
markedsakt\u00f8rer. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Finansielle instrumenter etter kategori
Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilh\u00f8rende bokf\u00f8rte verdier slik kategoriene er definert
i IFRS 9 Finansielle
instrumenter: innregning og m\u00e5ling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom m\u00e5ling
\u00a0
som definert av
kategoriene i IFRS 9 og m\u00e5ling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og
\u00a0
andre fordringer, leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokf\u00f8rt verdi vurdert til \u00e5 v\u00e6re en rimelig vurdering av
\u00a0
virkelig verdi. Se note 21 Finansiell gjeld
for informasjon om virkelig verdi p\u00e5 langsiktige obligasjonsl\u00e5n og bankl\u00e5n.
Niv\u00e5 1: Virkelig verdi basert p\u00e5 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 p\u00e5 observerbare
\u00a0
priser p\u00e5 identiske
instrumenter. For konsernet vil denne kategorien i de fleste tilfellene bare v\u00e6re relevant for b\u00f8rsnoterte egenkapitalinstrumenter og
statsobligasjoner.
Niv\u00e5 2: Virkelig verdi basert p\u00e5 andre data enn de noterte prisene som inng\u00e5r i niv\u00e5 1, men som er utledet fra
\u00a0
observerbare
markedstransaksjoner, herunder Equinors ikke-standardiserte kontrakter der virkelig verdi er fastsatt basert p\u00e5 prisinput fra
observerbare markedstransaksjoner. Dette vil typisk v\u00e6re n\u00e5r konsernet bruker terminpriser p\u00e5 r\u00e5olje, naturgass, renter og
valutakurser som input i konsernets verdsettelsesmodeller for \u00e5 fastsette virkelig verdi p\u00e5 sine finansielle
\u00a0
derivater.
Niv\u00e5 3: Virkelig verdi basert p\u00e5 ikke-observerbare data, inkluderer finansielle instrumenter der virkelig verdi er fastsatt
\u00a0
basert p\u00e5 input
og forutsetninger som ikke er fra observerbare markedstransaksjoner. De virkelige verdiene presentert i denne kategorien er
hovedsakelig basert p\u00e5 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
\u00a0
med prisinput
fra observerbare markedstransaksjoner i tillegg til internt genererte prisforutsetninger og volumprofiler. Diskonteringsrenten som er
brukt i verdsettelsen, er en risikofri rente basert p\u00e5 den aktuelle valutaen og tidshorisonten til den
\u00a0
underliggende kontantstr\u00f8mmen.
Kontantstr\u00f8mmen er justert for en kredittpremie for \u00e5 reflektere enten Equinors kredittpremie (dersom det
\u00a0
er gjeld) eller en estimert
motparts premie (dersom det er eiendel). I tillegg kan en risikopremie for risikoelementer som
\u00a0
det ikke er justert for i kontantstr\u00f8mmen
inkluderes n\u00e5r dette er aktuelt. De virkelige verdiene for disse finansielle derivatene er i sin helhet blitt klassifisert
\u00a0
i kategori tre
innenfor kortsiktige og langsiktige finansielle derivat eiendeler i tabellen over. En annen alternativ forutsetning innenfor et rimelig
mulighetsomr\u00e5de som kunne v\u00e6rt brukt ved beregning av virkelig verdi p\u00e5 disse kontraktene, er \u00e5 ekstrapolere
\u00a0
siste observerte
terminpris med inflasjon. Bruk av denne forutsetningen ville gitt en \u00f8kning av virkelig verdi for
\u00a0
disse kontraktene p\u00e5 omtrent 0,5 milliard
USD ved utgangen av 2022, mens effekten var omtrent 0,4 milliard USD ved utgangen av
\u00a0
2021.
Avstemming av endringer i virkelig verdi i l\u00f8pet av 2022 og 2021 for alle finansielle eiendeler klassifisert i
\u00a0
det tredje niv\u00e5et i hierarkiet
er presentert tabellen nedenfor.
28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling
\u00a0
Regnskapsprinsipper
Finansielle eiendeler
Finansielle eiendeler innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten.
\u00a0
Den etterf\u00f8lgende m\u00e5lingen av de
finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved f\u00f8rstegangs innregning: Finansielle investeringer
\u00a0
til
amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer
\u00a0
over Andre inntekter og
kostnader i Konsolidert oppstilling over totalresultat. Klassifiseringen er basert p\u00e5 en vurdering av kontraktsbetingelsene
\u00a0
og den
anvendte forretningsmodellen.
Kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer med opprinnelig l\u00f8petid p\u00e5 mer enn tre m\u00e5neder klassifiseres
\u00a0
som kortsiktige finansielle
investeringer. Kortsiktige finansielle investeringer innregnes hovedsakelig til amortisert kost, men ogs\u00e5 til virkelig verdi med
verdiendringer over resultatet, avhengig av klassifisering.
Kundefordringer bokf\u00f8res til opprinnelig bel\u00f8p med fradrag for avsetning for tap beregnet p\u00e5 grunnlag
\u00a0
av forventningsverdi.
En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportef\u00f8lje av Equinors
\u00a0
forsikringsselskap (captive) og
eies for \u00e5 overholde s\u00e6rskilte kapitaldekningskrav. Investeringsportef\u00f8ljen styres og vurderes p\u00e5 basis av virkelig verdi i samsvar med
gjeldende investeringsstrategi. Portef\u00f8ljen regnskapsf\u00f8res til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over
Konsernresultatregnskapet.
Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre
\u00a0
enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen
eller de av andre \u00e5rsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsform\u00e5l. Finansielle
\u00a0
eiendeler og
finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor b\u00e5de juridisk
\u00a0
har rett til og p\u00e5viselig har til hensikt \u00e5
gj\u00f8re opp fordringer p\u00e5 og forpliktelser til en og den samme motpart netto.
Finansielle eiendeler fraregnes n\u00e5r rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer og risiko og avkasting
\u00a0
knyttet til eierskapet er overf\u00f8rt
gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer utl\u00f8per, blir oppfylt eller
kansellert. Gevinster og tap som oppst\u00e5r som f\u00f8lge av salg, oppgj\u00f8r eller kansellering
\u00a0
av finansielle eiendeler innregnes innenfor
Netto finansposter.
Finansielle forpliktelser
Finansielle forpliktelser innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten. Den
\u00a0
p\u00e5f\u00f8lgende m\u00e5lingen av
finansielle forpliktelser er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse m\u00e5lt til amortisert
\u00a0
kost
ved effektiv rente-metoden, avhengig av klassifisering. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige bankl\u00e5n
\u00a0
og obligasjonsl\u00e5n.
Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som
\u00a0
del av Equinors normale
driftsaktiviteter, gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til \u00e5 utsette innfrielsen
\u00a0
av
forpliktelsen mer enn 12 m\u00e5neder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsform\u00e5l.
Finansielle forpliktelser fraregnes n\u00e5r den kontraktsmessige forpliktelsen utl\u00f8per, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som
oppst\u00e5r som f\u00f8lge av tilbakekj\u00f8p, oppgj\u00f8r eller kansellering av forpliktelser innregnes innenfor Netto finansposter.
Finansielle derivater
Equinor benytter finansielle derivater for \u00e5 styre eksponering som oppst\u00e5r ved svingninger i valutakurser, renter og r\u00e5varepriser. Slike
finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinng\u00e5else og blir m\u00e5lt til virkelig verdi
\u00a0
med verdiendring over resultatet i
etterf\u00f8lgende perioder. Resultateffekten av r\u00e5varebaserte finansielle derivater inng\u00e5r i Konsernresultatregnskapet under Andre
salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring.
Resultateffekten av andre finansielle derivater inng\u00e5r i Netto finansposter.
Finansielle derivater presenteres som eiendeler n\u00e5r virkelig verdi er positiv og som gjeld n\u00e5r virkelig verdi er
\u00a0
negativ. Finansielle
derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som inneb\u00e6rer juridisk rett til oppgj\u00f8r mer enn 12 m\u00e5neder
\u00a0
etter
balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid
\u00a0
som kortsiktige.
Kontrakter om kj\u00f8p eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som finansielle
instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inng\u00e5tt og som fortsatt innehas med det form\u00e5l \u00e5 motta eller levere en
ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkj\u00f8ps-, salgs- eller
\u00a0
bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsf\u00f8res ikke
som finansielle instrumenter. Slike salg og kj\u00f8p av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kj\u00f8p og salg av r\u00e5olje og naturgass,
som innregnes ved levering.
For kontrakter om \u00e5 selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv
om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk f\u00f8r levering, inkluderes endringer i virkelig verdi i Gevinst/tap
\u00a0
p\u00e5 r\u00e5varederivater (inng\u00e5r
i Andre salgsinntekter, se note 7 Inntekter). N\u00e5r disse derivatene gj\u00f8res opp fysisk blir de tidligere innregnede urealiserte
verdiendringene inkludert i R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse (inng\u00e5r ogs\u00e5 i Andre
\u00a0
salgsinntekter). De fysiske
leveransene som Equinor gjennomf\u00f8rer under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter.
Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som separate
derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, n\u00e5r de \u00f8konomiske kjennetegnene og den \u00f8konomiske
risikoen ved det innbygde derivatet ikke er n\u00e6rt relatert til de \u00f8konomiske kjennetegnene og den
\u00a0
\u00f8konomiske risikoen til
vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked
\u00a0
for en r\u00e5vare eller en annen
ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kj\u00f8ps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert \u00e5
\u00a0
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til
vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert
\u00a0
basert p\u00e5 andre markeder eller
produkter vil imidlertid medf\u00f8re innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked
\u00a0
for r\u00e5varen eller
den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat \u00e5
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert p\u00e5 relevante indekser som er vanlig i
\u00a0
bruk blant andre
markedsakt\u00f8rer. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Finansielle instrumenter etter kategori
Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilh\u00f8rende bokf\u00f8rte verdier slik kategoriene er definert
i IFRS 9 Finansielle
instrumenter: innregning og m\u00e5ling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom m\u00e5ling
\u00a0
som definert av
kategoriene i IFRS 9 og m\u00e5ling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og
\u00a0
andre fordringer, leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokf\u00f8rt verdi vurdert til \u00e5 v\u00e6re en rimelig vurdering av
\u00a0
virkelig verdi. Se note 21 Finansiell gjeld
for informasjon om virkelig verdi p\u00e5 langsiktige obligasjonsl\u00e5n og bankl\u00e5n.
28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling
\u00a0
Regnskapsprinsipper
Finansielle eiendeler
Finansielle eiendeler innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten.
\u00a0
Den etterf\u00f8lgende m\u00e5lingen av de
finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved f\u00f8rstegangs innregning: Finansielle investeringer
\u00a0
til
amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer
\u00a0
over Andre inntekter og
kostnader i Konsolidert oppstilling over totalresultat. Klassifiseringen er basert p\u00e5 en vurdering av kontraktsbetingelsene
\u00a0
og den
anvendte forretningsmodellen.
Kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer med opprinnelig l\u00f8petid p\u00e5 mer enn tre m\u00e5neder klassifiseres
\u00a0
som kortsiktige finansielle
investeringer. Kortsiktige finansielle investeringer innregnes hovedsakelig til amortisert kost, men ogs\u00e5 til virkelig verdi med
verdiendringer over resultatet, avhengig av klassifisering.
Kundefordringer bokf\u00f8res til opprinnelig bel\u00f8p med fradrag for avsetning for tap beregnet p\u00e5 grunnlag
\u00a0
av forventningsverdi.
En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportef\u00f8lje av Equinors
\u00a0
forsikringsselskap (captive) og
eies for \u00e5 overholde s\u00e6rskilte kapitaldekningskrav. Investeringsportef\u00f8ljen styres og vurderes p\u00e5 basis av virkelig verdi i samsvar med
gjeldende investeringsstrategi. Portef\u00f8ljen regnskapsf\u00f8res til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over
Konsernresultatregnskapet.
Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre
\u00a0
enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen
eller de av andre \u00e5rsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsform\u00e5l. Finansielle
\u00a0
eiendeler og
finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor b\u00e5de juridisk
\u00a0
har rett til og p\u00e5viselig har til hensikt \u00e5
gj\u00f8re opp fordringer p\u00e5 og forpliktelser til en og den samme motpart netto.
Finansielle eiendeler fraregnes n\u00e5r rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer og risiko og avkasting
\u00a0
knyttet til eierskapet er overf\u00f8rt
gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer utl\u00f8per, blir oppfylt eller
kansellert. Gevinster og tap som oppst\u00e5r som f\u00f8lge av salg, oppgj\u00f8r eller kansellering
\u00a0
av finansielle eiendeler innregnes innenfor
Netto finansposter.
Finansielle forpliktelser
Finansielle forpliktelser innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten. Den
\u00a0
p\u00e5f\u00f8lgende m\u00e5lingen av
finansielle forpliktelser er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse m\u00e5lt til amortisert
\u00a0
kost
ved effektiv rente-metoden, avhengig av klassifisering. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige bankl\u00e5n
\u00a0
og obligasjonsl\u00e5n.
Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som
\u00a0
del av Equinors normale
driftsaktiviteter, gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til \u00e5 utsette innfrielsen
\u00a0
av
forpliktelsen mer enn 12 m\u00e5neder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsform\u00e5l.
Finansielle forpliktelser fraregnes n\u00e5r den kontraktsmessige forpliktelsen utl\u00f8per, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som
oppst\u00e5r som f\u00f8lge av tilbakekj\u00f8p, oppgj\u00f8r eller kansellering av forpliktelser innregnes innenfor Netto finansposter.
Finansielle derivater
Equinor benytter finansielle derivater for \u00e5 styre eksponering som oppst\u00e5r ved svingninger i valutakurser, renter og r\u00e5varepriser. Slike
finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinng\u00e5else og blir m\u00e5lt til virkelig verdi
\u00a0
med verdiendring over resultatet i
etterf\u00f8lgende perioder. Resultateffekten av r\u00e5varebaserte finansielle derivater inng\u00e5r i Konsernresultatregnskapet under Andre
salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring.
Resultateffekten av andre finansielle derivater inng\u00e5r i Netto finansposter.
Finansielle derivater presenteres som eiendeler n\u00e5r virkelig verdi er positiv og som gjeld n\u00e5r virkelig verdi er
\u00a0
negativ. Finansielle
derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som inneb\u00e6rer juridisk rett til oppgj\u00f8r mer enn 12 m\u00e5neder
\u00a0
etter
balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid
\u00a0
som kortsiktige.
Kontrakter om kj\u00f8p eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som finansielle
instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inng\u00e5tt og som fortsatt innehas med det form\u00e5l \u00e5 motta eller levere en
ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkj\u00f8ps-, salgs- eller
\u00a0
bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsf\u00f8res ikke
som finansielle instrumenter. Slike salg og kj\u00f8p av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kj\u00f8p og salg av r\u00e5olje og naturgass,
som innregnes ved levering.
For kontrakter om \u00e5 selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv
om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk f\u00f8r levering, inkluderes endringer i virkelig verdi i Gevinst/tap
\u00a0
p\u00e5 r\u00e5varederivater (inng\u00e5r
i Andre salgsinntekter, se note 7 Inntekter). N\u00e5r disse derivatene gj\u00f8res opp fysisk blir de tidligere innregnede urealiserte
verdiendringene inkludert i R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse (inng\u00e5r ogs\u00e5 i Andre
\u00a0
salgsinntekter). De fysiske
leveransene som Equinor gjennomf\u00f8rer under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter.
Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som separate
derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, n\u00e5r de \u00f8konomiske kjennetegnene og den \u00f8konomiske
risikoen ved det innbygde derivatet ikke er n\u00e6rt relatert til de \u00f8konomiske kjennetegnene og den
\u00a0
\u00f8konomiske risikoen til
vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked
\u00a0
for en r\u00e5vare eller en annen
ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kj\u00f8ps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert \u00e5
\u00a0
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til
vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert
\u00a0
basert p\u00e5 andre markeder eller
produkter vil imidlertid medf\u00f8re innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked
\u00a0
for r\u00e5varen eller
den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat \u00e5
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert p\u00e5 relevante indekser som er vanlig i
\u00a0
bruk blant andre
markedsakt\u00f8rer. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Finansielle instrumenter etter kategori
Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilh\u00f8rende bokf\u00f8rte verdier slik kategoriene er definert
i IFRS 9 Finansielle
instrumenter: innregning og m\u00e5ling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom m\u00e5ling
\u00a0
som definert av
kategoriene i IFRS 9 og m\u00e5ling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og
\u00a0
andre fordringer, leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokf\u00f8rt verdi vurdert til \u00e5 v\u00e6re en rimelig vurdering av
\u00a0
virkelig verdi. Se note 21 Finansiell gjeld
for informasjon om virkelig verdi p\u00e5 langsiktige obligasjonsl\u00e5n og bankl\u00e5n.
31. desember 2022
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
691
691
Langsiktige finansielle investeringer
16
117
2,616
2,733
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
1,658
404
2,063
Kundefordringer og andre fordringer
18
21,611
841
22,452
Kortsiktige finansielle derivater
4,039
4,039
Kortsiktige finansielle investeringer
16
29,577
300
29,876
Betalingsmidler
19
12,473
3,106
15,579
65,436
10,752
1,245
77,433
31. desember 2021
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
1,265
1,265
Langsiktige finansielle investeringer
16
253
3,093
3,346
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
707
380
1,087
Kundefordringer og andre fordringer
18
17,192
736
17,927
Kortsiktige finansielle derivater
5,131
5,131
Kortsiktige finansielle investeringer
16
20,946
300
21,246
Betalingsmidler
19
11,412
2,714
14,126
50,510
12,503
1,116
64,128
31. desember 2022
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
24,141
24,141
Langsiktige finansielle derivater
2,376
2,376
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,449
903
13,352
Kortsiktig finansiell gjeld
21
4,359
4,359
Skyldig utbytte
2,808
2,808
Kortsiktige finansielle derivater
4,106
4,106
43,757
6,482
903
51,142
31. desember 2021
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
27,404
27,404
Langsiktige finansielle derivater
767
767
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,350
1,960
14,310
Kortsiktig finansiell gjeld
21
5,273
5,273
Skyldig utbytte
582
582
Kortsiktige finansielle derivater
4,609
4,609
45,609
5,376
1,960
52,945
M\u00e5ling av virkelig verdi
Noterte priser i aktive markeder er det beste beviset for virkelig verdi, og Equinor anvender derfor slike
\u00a0
priser i fastsettelsen av virkelig
verdi s\u00e5 langt det lar seg gj\u00f8re. Finansielle instrumenter notert i aktive markeder omfatter normalt finansielle
\u00a0
instrumenter med noterte
markedspriser innhentet fra relevante b\u00f8rser eller oppgj\u00f8rssentraler. Virkelig verdi av noterte finansielle eiendeler og forpliktelser og
finansielle derivater fastsettes med referanse til midtkurs ved balansedagens utl\u00f8p.
N\u00e5r det ikke foreligger et aktivt marked, fastsettes virkelig verdi ved hjelp av verdsettingsmetoder. Disse omfatter bruk av nylig
foretatte markedstransaksjoner p\u00e5 armlengdes avstand, henvisning til virkelig verdi for et annet instrument
\u00a0
som i det vesentligste er
det samme, diskonterte kontantstr\u00f8mberegninger og prisingsmodeller med tilh\u00f8rende interne forutsetninger. I verdsettingsmetodene
tar Equinor ogs\u00e5 hensyn til motpartens og egen kredittrisiko. Dette gj\u00f8res enten via diskonteringsrenten
\u00a0
som benyttes, eller ved
direkte \u00e5 justere de beregnede kontantstr\u00f8mmene. N\u00e5r Equinor bokf\u00f8rer elementer av langsiktige r\u00e5varebaserte
\u00a0
kontrakter til virkelig
verdi baseres dermed verdsettelsen s\u00e5 langt som mulig p\u00e5 noterte terminpriser og underliggende indekser
\u00a0
i kontraktene, samt
forventninger til terminpriser og marginer n\u00e5r det ikke foreligger tilgjengelige observerbare markedspriser. Virkelig verdi av rente-
\u00a0
og
valutabytteavtaler baseres p\u00e5 relevante noteringer fra aktive markeder, p\u00e5 tilsvarende noterte instrumenter og andre hensiktsmessige
verdsettelsesmetoder.
Virkelig verdi-hierarki
Den etterf\u00f8lgende tabellen oppsummerer hver klasse av finansielle instrumenter innregnet i Konsernbalansen til virkelig
\u00a0
verdi fordelt
p\u00e5 Equinors grunnlag for m\u00e5ling av virkelig verdi.
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
investeringer
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Betalingsmidle
r
Langsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Kortsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Netto
virkelig
verdi
31. desember 2022
Niv\u00e5 1
903
0
-
25
0
(60)
868
Niv\u00e5 2
1,222
97
300
3,722
3,106
(2,352)
(3,952)
2,143
Niv\u00e5 3
491
594
292
(24)
(94)
1,259
Sum virkelig verdi
2,616
691
300
4,039
3,106
(2,376)
(4,106)
4,270
31. desember 2021
Niv\u00e5 1
860
-
-
949
-
(69)
1,740
Niv\u00e5 2
1,840
884
300
4,108
2,714
(762)
(4,539)
4,545
Niv\u00e5 3
393
380
74
(4)
843
Sum virkelig verdi
3,093
1,265
300
5,131
2,714
(767)
(4,609)
7,127
Niv\u00e5 1: Virkelig verdi basert p\u00e5 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 p\u00e5 observerbare
\u00a0
priser p\u00e5 identiske
instrumenter. For konsernet vil denne kategorien i de fleste tilfellene bare v\u00e6re relevant for b\u00f8rsnoterte egenkapitalinstrumenter og
statsobligasjoner.
Niv\u00e5 2: Virkelig verdi basert p\u00e5 andre data enn de noterte prisene som inng\u00e5r i niv\u00e5 1, men som er utledet fra
\u00a0
observerbare
markedstransaksjoner, herunder Equinors ikke-standardiserte kontrakter der virkelig verdi er fastsatt basert p\u00e5 prisinput fra
observerbare markedstransaksjoner. Dette vil typisk v\u00e6re n\u00e5r konsernet bruker terminpriser p\u00e5 r\u00e5olje, naturgass, renter og
valutakurser som input i konsernets verdsettelsesmodeller for \u00e5 fastsette virkelig verdi p\u00e5 sine finansielle
\u00a0
derivater.
Niv\u00e5 3: Virkelig verdi basert p\u00e5 ikke-observerbare data, inkluderer finansielle instrumenter der virkelig verdi er fastsatt
\u00a0
basert p\u00e5 input
og forutsetninger som ikke er fra observerbare markedstransaksjoner. De virkelige verdiene presentert i denne kategorien er
hovedsakelig basert p\u00e5 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
\u00a0
med prisinput
fra observerbare markedstransaksjoner i tillegg til internt genererte prisforutsetninger og volumprofiler. Diskonteringsrenten som er
brukt i verdsettelsen, er en risikofri rente basert p\u00e5 den aktuelle valutaen og tidshorisonten til den
\u00a0
underliggende kontantstr\u00f8mmen.
Kontantstr\u00f8mmen er justert for en kredittpremie for \u00e5 reflektere enten Equinors kredittpremie (dersom det
\u00a0
er gjeld) eller en estimert
motparts premie (dersom det er eiendel). I tillegg kan en risikopremie for risikoelementer som
\u00a0
det ikke er justert for i kontantstr\u00f8mmen
inkluderes n\u00e5r dette er aktuelt. De virkelige verdiene for disse finansielle derivatene er i sin helhet blitt klassifisert
\u00a0
i kategori tre
innenfor kortsiktige og langsiktige finansielle derivat eiendeler i tabellen over. En annen alternativ forutsetning innenfor et rimelig
mulighetsomr\u00e5de som kunne v\u00e6rt brukt ved beregning av virkelig verdi p\u00e5 disse kontraktene, er \u00e5 ekstrapolere
\u00a0
siste observerte
terminpris med inflasjon. Bruk av denne forutsetningen ville gitt en \u00f8kning av virkelig verdi for
\u00a0
disse kontraktene p\u00e5 omtrent 0,5 milliard
USD ved utgangen av 2022, mens effekten var omtrent 0,4 milliard USD ved utgangen av
\u00a0
2021.
Avstemming av endringer i virkelig verdi i l\u00f8pet av 2022 og 2021 for alle finansielle eiendeler klassifisert i
\u00a0
det tredje niv\u00e5et i hierarkiet
er presentert tabellen nedenfor.
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Langsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Kortsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Sum
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2022
393
380
74
(4)
0
843
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(50)
243
197
(20)
0
370
Kj\u00f8p
175
10
(120)
65
Salg
-
-
2
-
22
24
Oppgj\u00f8r
(7)
(64)
(71)
Overf\u00f8ring til niv\u00e5 3
-
80
5
85
Omregningsdifferanser
(19)
(30)
(7)
(1)
(57)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2022
492
593
292
(24)
(94)
1,259
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2021
308
330
24
(5)
-
657
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(23)
58
72
1
-
108
Kj\u00f8p
119
119
Oppgj\u00f8r
(7)
(20)
(27)
Overf\u00f8ring ut fra niv\u00e5 3
-
-
Omregningsdifferanser
(3)
(8)
(2)
(13)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2021
393
380
74
(4)
-
843
Eiendelene og forpliktelsene p\u00e5 niv\u00e5 3 har i l\u00f8pet av 2022 hatt en netto \u00f8kning i virkelig verdi
\u00a0
p\u00e5 416 millioner USD. De 370 millioner
USD som er innregnet i Konsernregnskapet i 2022 er hovedsakelig p\u00e5virket av endringer i virkelig
\u00a0
verdi p\u00e5 visse innebygde derivater
og \u00abearn-out\u00bb avtaler.
16 Finansielle eiendeler og finansielle fordringer
Langsiktige finansielle investeringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Obligasjoner
1,448
1,822
B\u00f8rsnoterte aksjer
794
1,131
Unoterte aksjer
491
393
Finansielle investeringer
2,733
3,346
Obligasjoner og b\u00f8rsnoterte aksjer knytter seg i hovedsak til investeringsportef\u00f8ljer i konsernets forsikringsselskap
\u00a0
og andre noterte
og ikke noterte aksjer eiet for langsiktige strategiske form\u00e5l, og i hovedsak regnskapsf\u00f8rt
\u00a0
til virkelig verdi over resultatet.
Langsiktige forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Renteb\u00e6rende finansielle fordringer
1,658
707
Andre renteb\u00e6rende fordringer
66
276
Forskuddsbetalinger og andre ikke-renteb\u00e6rende fordringer
339
104
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
2,063
1,087
Renteb\u00e6rende fordringer knytter seg hovedsakelig
\u00a0
til fordringer mot n\u00e6rst\u00e5ende parter, se note 27 N\u00e6rst\u00e5ende parter.
Andre renteb\u00e6rende fordringer gjelder hovedsakelig fordringer
\u00a0
knyttet til finansiell framleie og skattefordringer.
Kortsiktige finansielle investeringer
31. desember
(i millioner USD)
2022
2021
Tidsinnskudd
12,373
7,060
Renteb\u00e6rende verdipapirer
17,504
14,186
Finansielle investeringer
29,876
21,246
Per 31. desember 2022 inkluderer kortsiktige finansielle investeringer 410 millioner USD knyttet til investeringsportef\u00f8ljer
\u00a0
i konsernets
forsikringsselskap som i hovedsak er regnskapsf\u00f8rt til virkelig verdi over resultat. Regnskapsf\u00f8rt bel\u00f8p
\u00a0
per 31. desember 2021 var p\u00e5
300 millioner USD.
For informasjon om finansielle instrumenter per kategori, se note 28 Finansielle instrumenter og
\u00a0
virkelig verdim\u00e5ling.
28 Finansielle instrumenter og virkelig verdim\u00e5ling
\u00a0
Regnskapsprinsipper
Finansielle eiendeler
Finansielle eiendeler innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten.
\u00a0
Den etterf\u00f8lgende m\u00e5lingen av de
finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved f\u00f8rstegangs innregning: Finansielle investeringer
\u00a0
til
amortisert kost, til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, og til virkelig verdi med verdiendringer
\u00a0
over Andre inntekter og
kostnader i Konsolidert oppstilling over totalresultat. Klassifiseringen er basert p\u00e5 en vurdering av kontraktsbetingelsene
\u00a0
og den
anvendte forretningsmodellen.
Kortsiktige s\u00e6rlig likvide investeringer med opprinnelig l\u00f8petid p\u00e5 mer enn tre m\u00e5neder klassifiseres
\u00a0
som kortsiktige finansielle
investeringer. Kortsiktige finansielle investeringer innregnes hovedsakelig til amortisert kost, men ogs\u00e5 til virkelig verdi med
verdiendringer over resultatet, avhengig av klassifisering.
Kundefordringer bokf\u00f8res til opprinnelig bel\u00f8p med fradrag for avsetning for tap beregnet p\u00e5 grunnlag
\u00a0
av forventningsverdi.
En del av Equinors finansielle investeringer styres samlet som en investeringsportef\u00f8lje av Equinors
\u00a0
forsikringsselskap (captive) og
eies for \u00e5 overholde s\u00e6rskilte kapitaldekningskrav. Investeringsportef\u00f8ljen styres og vurderes p\u00e5 basis av virkelig verdi i samsvar med
gjeldende investeringsstrategi. Portef\u00f8ljen regnskapsf\u00f8res til virkelig verdi med verdiendringer innregnet over
Konsernresultatregnskapet.
Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre
\u00a0
enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen
eller de av andre \u00e5rsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsform\u00e5l. Finansielle
\u00a0
eiendeler og
finansielle forpliktelser vises hver for seg i Konsernbalansen med mindre Equinor b\u00e5de juridisk
\u00a0
har rett til og p\u00e5viselig har til hensikt \u00e5
gj\u00f8re opp fordringer p\u00e5 og forpliktelser til en og den samme motpart netto.
Finansielle eiendeler fraregnes n\u00e5r rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer og risiko og avkasting
\u00a0
knyttet til eierskapet er overf\u00f8rt
gjennom en salgstransaksjon, eller de kontraktsmessige rettighetene til fremtidige kontantstr\u00f8mmer utl\u00f8per, blir oppfylt eller
kansellert. Gevinster og tap som oppst\u00e5r som f\u00f8lge av salg, oppgj\u00f8r eller kansellering
\u00a0
av finansielle eiendeler innregnes innenfor
Netto finansposter.
Finansielle forpliktelser
Finansielle forpliktelser innregnes f\u00f8rste gang til virkelig verdi n\u00e5r Equinor blir part i kontrakten. Den
\u00a0
p\u00e5f\u00f8lgende m\u00e5lingen av
finansielle forpliktelser er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse m\u00e5lt til amortisert
\u00a0
kost
ved effektiv rente-metoden, avhengig av klassifisering. Sistnevnte kategori omfatter Equinors langsiktige bankl\u00e5n
\u00a0
og obligasjonsl\u00e5n.
Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom forpliktelsen forventes innfridd som
\u00a0
del av Equinors normale
driftsaktiviteter, gjenv\u00e6rende l\u00f8petid er mindre enn 12 m\u00e5neder fra balansedagen, Equinor ikke har rett til \u00e5 utsette innfrielsen
\u00a0
av
forpliktelsen mer enn 12 m\u00e5neder etter balansedagen eller hvis de er holdt for omsetningsform\u00e5l.
Finansielle forpliktelser fraregnes n\u00e5r den kontraktsmessige forpliktelsen utl\u00f8per, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som
oppst\u00e5r som f\u00f8lge av tilbakekj\u00f8p, oppgj\u00f8r eller kansellering av forpliktelser innregnes innenfor Netto finansposter.
Finansielle derivater
Equinor benytter finansielle derivater for \u00e5 styre eksponering som oppst\u00e5r ved svingninger i valutakurser, renter og r\u00e5varepriser. Slike
finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinng\u00e5else og blir m\u00e5lt til virkelig verdi
\u00a0
med verdiendring over resultatet i
etterf\u00f8lgende perioder. Resultateffekten av r\u00e5varebaserte finansielle derivater inng\u00e5r i Konsernresultatregnskapet under Andre
salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller salgsinntektsrelatert risikostyring.
Resultateffekten av andre finansielle derivater inng\u00e5r i Netto finansposter.
Finansielle derivater presenteres som eiendeler n\u00e5r virkelig verdi er positiv og som gjeld n\u00e5r virkelig verdi er
\u00a0
negativ. Finansielle
derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som inneb\u00e6rer juridisk rett til oppgj\u00f8r mer enn 12 m\u00e5neder
\u00a0
etter
balansedagen er klassifisert som langsiktige. Finansielle derivater for omsetning (trading) klassifiseres alltid
\u00a0
som kortsiktige.
Kontrakter om kj\u00f8p eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som finansielle
instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inng\u00e5tt og som fortsatt innehas med det form\u00e5l \u00e5 motta eller levere en
ikke-finansiell gjenstand i samsvar med Equinors forventede innkj\u00f8ps-, salgs- eller
\u00a0
bruksbehov (eget bruk). Disse regnskapsf\u00f8res ikke
som finansielle instrumenter. Slike salg og kj\u00f8p av fysiske volumer vises i Konsernresultatregnskapet som henholdsvis Inntekter fra
kundekontrakter og Varekostnader. Dette gjelder et betydelig antall av Equinors kontrakter for kj\u00f8p og salg av r\u00e5olje og naturgass,
som innregnes ved levering.
For kontrakter om \u00e5 selge en ikke-finansiell gjenstand som kan gj\u00f8res opp netto i kontanter, men som ender med fysisk leveranse selv
om kontrakten ikke kvalifiserer som eget bruk f\u00f8r levering, inkluderes endringer i virkelig verdi i Gevinst/tap
\u00a0
p\u00e5 r\u00e5varederivater (inng\u00e5r
i Andre salgsinntekter, se note 7 Inntekter). N\u00e5r disse derivatene gj\u00f8res opp fysisk blir de tidligere innregnede urealiserte
verdiendringene inkludert i R\u00e5varederivater oppgjort med fysisk leveranse (inng\u00e5r ogs\u00e5 i Andre
\u00a0
salgsinntekter). De fysiske
leveransene som Equinor gjennomf\u00f8rer under slike kontrakter inkluderes til kontraktspris i Inntekter fra
\u00a0
kundekontrakter.
Derivater innebygd i vertskontrakter som ikke er finansielle eiendeler som omfattes av IFRS 9, regnskapsf\u00f8res
\u00a0
som separate
derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, n\u00e5r de \u00f8konomiske kjennetegnene og den \u00f8konomiske
risikoen ved det innbygde derivatet ikke er n\u00e6rt relatert til de \u00f8konomiske kjennetegnene og den
\u00a0
\u00f8konomiske risikoen til
vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balansef\u00f8rt til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked
\u00a0
for en r\u00e5vare eller en annen
ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kj\u00f8ps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert \u00e5
\u00a0
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til
vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert
\u00a0
basert p\u00e5 andre markeder eller
produkter vil imidlertid medf\u00f8re innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked
\u00a0
for r\u00e5varen eller
den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer Equinor kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat \u00e5
v\u00e6re n\u00e6rt relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert p\u00e5 relevante indekser som er vanlig i
\u00a0
bruk blant andre
markedsakt\u00f8rer. Dette gjelder noen av Equinors langsiktige gassalgskontrakter.
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Finansielle instrumenter etter kategori
Tabellen nedenfor presenterer Equinors klasser av finansielle instrumenter med tilh\u00f8rende bokf\u00f8rte verdier slik kategoriene er definert
i IFRS 9 Finansielle
instrumenter: innregning og m\u00e5ling. For finansielle investeringer er forskjellen mellom m\u00e5ling
\u00a0
som definert av
kategoriene i IFRS 9 og m\u00e5ling til virkelig verdi uvesentlig. For kundefordringer og
\u00a0
andre fordringer, leverand\u00f8rgjeld og annen
kortsiktig gjeld, og betalingsmidler er bokf\u00f8rt verdi vurdert til \u00e5 v\u00e6re en rimelig vurdering av
\u00a0
virkelig verdi. Se note 21 Finansiell gjeld
for informasjon om virkelig verdi p\u00e5 langsiktige obligasjonsl\u00e5n og bankl\u00e5n.
31. desember 2022
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
691
691
Langsiktige finansielle investeringer
16
117
2,616
2,733
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
1,658
404
2,063
Kundefordringer og andre fordringer
18
21,611
841
22,452
Kortsiktige finansielle derivater
4,039
4,039
Kortsiktige finansielle investeringer
16
29,577
300
29,876
Betalingsmidler
19
12,473
3,106
15,579
65,436
10,752
1,245
77,433
31. desember 2021
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
1,265
1,265
Langsiktige finansielle investeringer
16
253
3,093
3,346
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
707
380
1,087
Kundefordringer og andre fordringer
18
17,192
736
17,927
Kortsiktige finansielle derivater
5,131
5,131
Kortsiktige finansielle investeringer
16
20,946
300
21,246
Betalingsmidler
19
11,412
2,714
14,126
50,510
12,503
1,116
64,128
31. desember 2022
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
24,141
24,141
Langsiktige finansielle derivater
2,376
2,376
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,449
903
13,352
Kortsiktig finansiell gjeld
21
4,359
4,359
Skyldig utbytte
2,808
2,808
Kortsiktige finansielle derivater
4,106
4,106
43,757
6,482
903
51,142
31. desember 2021
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
27,404
27,404
Langsiktige finansielle derivater
767
767
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,350
1,960
14,310
Kortsiktig finansiell gjeld
21
5,273
5,273
Skyldig utbytte
582
582
Kortsiktige finansielle derivater
4,609
4,609
45,609
5,376
1,960
52,945
M\u00e5ling av virkelig verdi
Noterte priser i aktive markeder er det beste beviset for virkelig verdi, og Equinor anvender derfor slike
\u00a0
priser i fastsettelsen av virkelig
verdi s\u00e5 langt det lar seg gj\u00f8re. Finansielle instrumenter notert i aktive markeder omfatter normalt finansielle
\u00a0
instrumenter med noterte
markedspriser innhentet fra relevante b\u00f8rser eller oppgj\u00f8rssentraler. Virkelig verdi av noterte finansielle eiendeler og forpliktelser og
finansielle derivater fastsettes med referanse til midtkurs ved balansedagens utl\u00f8p.
N\u00e5r det ikke foreligger et aktivt marked, fastsettes virkelig verdi ved hjelp av verdsettingsmetoder. Disse omfatter bruk av nylig
foretatte markedstransaksjoner p\u00e5 armlengdes avstand, henvisning til virkelig verdi for et annet instrument
\u00a0
som i det vesentligste er
det samme, diskonterte kontantstr\u00f8mberegninger og prisingsmodeller med tilh\u00f8rende interne forutsetninger. I verdsettingsmetodene
tar Equinor ogs\u00e5 hensyn til motpartens og egen kredittrisiko. Dette gj\u00f8res enten via diskonteringsrenten
\u00a0
som benyttes, eller ved
direkte \u00e5 justere de beregnede kontantstr\u00f8mmene. N\u00e5r Equinor bokf\u00f8rer elementer av langsiktige r\u00e5varebaserte
\u00a0
kontrakter til virkelig
verdi baseres dermed verdsettelsen s\u00e5 langt som mulig p\u00e5 noterte terminpriser og underliggende indekser
\u00a0
i kontraktene, samt
forventninger til terminpriser og marginer n\u00e5r det ikke foreligger tilgjengelige observerbare markedspriser. Virkelig verdi av rente-
\u00a0
og
valutabytteavtaler baseres p\u00e5 relevante noteringer fra aktive markeder, p\u00e5 tilsvarende noterte instrumenter og andre hensiktsmessige
verdsettelsesmetoder.
Virkelig verdi-hierarki
Den etterf\u00f8lgende tabellen oppsummerer hver klasse av finansielle instrumenter innregnet i Konsernbalansen til virkelig
\u00a0
verdi fordelt
p\u00e5 Equinors grunnlag for m\u00e5ling av virkelig verdi.
31. desember 2022
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
691
691
Langsiktige finansielle investeringer
16
117
2,616
2,733
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
1,658
404
2,063
Kundefordringer og andre fordringer
18
21,611
841
22,452
Kortsiktige finansielle derivater
4,039
4,039
Kortsiktige finansielle investeringer
16
29,577
300
29,876
Betalingsmidler
19
12,473
3,106
15,579
65,436
10,752
1,245
77,433
31. desember 2021
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
1,265
1,265
Langsiktige finansielle investeringer
16
253
3,093
3,346
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
707
380
1,087
Kundefordringer og andre fordringer
18
17,192
736
17,927
Kortsiktige finansielle derivater
5,131
5,131
Kortsiktige finansielle investeringer
16
20,946
300
21,246
Betalingsmidler
19
11,412
2,714
14,126
50,510
12,503
1,116
64,128
31. desember 2022
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
24,141
24,141
Langsiktige finansielle derivater
2,376
2,376
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,449
903
13,352
Kortsiktig finansiell gjeld
21
4,359
4,359
Skyldig utbytte
2,808
2,808
Kortsiktige finansielle derivater
4,106
4,106
43,757
6,482
903
51,142
31. desember 2021
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
27,404
27,404
Langsiktige finansielle derivater
767
767
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,350
1,960
14,310
Kortsiktig finansiell gjeld
21
5,273
5,273
Skyldig utbytte
582
582
Kortsiktige finansielle derivater
4,609
4,609
45,609
5,376
1,960
52,945
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
investeringer
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Betalingsmidle
r
Langsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Kortsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Netto
virkelig
verdi
31. desember 2022
Niv\u00e5 1
903
0
-
25
0
(60)
868
Niv\u00e5 2
1,222
97
300
3,722
3,106
(2,352)
(3,952)
2,143
Niv\u00e5 3
491
594
292
(24)
(94)
1,259
Sum virkelig verdi
2,616
691
300
4,039
3,106
(2,376)
(4,106)
4,270
31. desember 2021
Niv\u00e5 1
860
-
-
949
-
(69)
1,740
Niv\u00e5 2
1,840
884
300
4,108
2,714
(762)
(4,539)
4,545
Niv\u00e5 3
393
380
74
(4)
843
Sum virkelig verdi
3,093
1,265
300
5,131
2,714
(767)
(4,609)
7,127
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Langsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Kortsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Sum
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2022
393
380
74
(4)
0
843
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(50)
243
197
(20)
0
370
Kj\u00f8p
175
10
(120)
65
Salg
-
-
2
-
22
24
Oppgj\u00f8r
(7)
(64)
(71)
Overf\u00f8ring til niv\u00e5 3
-
80
5
85
Omregningsdifferanser
(19)
(30)
(7)
(1)
(57)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2022
492
593
292
(24)
(94)
1,259
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2021
308
330
24
(5)
-
657
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(23)
58
72
1
-
108
Kj\u00f8p
119
119
Oppgj\u00f8r
(7)
(20)
(27)
Overf\u00f8ring ut fra niv\u00e5 3
-
-
Omregningsdifferanser
(3)
(8)
(2)
(13)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2021
393
380
74
(4)
-
843
M\u00e5ling av virkelig verdi
Noterte priser i aktive markeder er det beste beviset for virkelig verdi, og Equinor anvender derfor slike
\u00a0
priser i fastsettelsen av virkelig
verdi s\u00e5 langt det lar seg gj\u00f8re. Finansielle instrumenter notert i aktive markeder omfatter normalt finansielle
\u00a0
instrumenter med noterte
markedspriser innhentet fra relevante b\u00f8rser eller oppgj\u00f8rssentraler. Virkelig verdi av noterte finansielle eiendeler og forpliktelser og
finansielle derivater fastsettes med referanse til midtkurs ved balansedagens utl\u00f8p.
N\u00e5r det ikke foreligger et aktivt marked, fastsettes virkelig verdi ved hjelp av verdsettingsmetoder. Disse omfatter bruk av nylig
foretatte markedstransaksjoner p\u00e5 armlengdes avstand, henvisning til virkelig verdi for et annet instrument
\u00a0
som i det vesentligste er
det samme, diskonterte kontantstr\u00f8mberegninger og prisingsmodeller med tilh\u00f8rende interne forutsetninger. I verdsettingsmetodene
tar Equinor ogs\u00e5 hensyn til motpartens og egen kredittrisiko. Dette gj\u00f8res enten via diskonteringsrenten
\u00a0
som benyttes, eller ved
direkte \u00e5 justere de beregnede kontantstr\u00f8mmene. N\u00e5r Equinor bokf\u00f8rer elementer av langsiktige r\u00e5varebaserte
\u00a0
kontrakter til virkelig
verdi baseres dermed verdsettelsen s\u00e5 langt som mulig p\u00e5 noterte terminpriser og underliggende indekser
\u00a0
i kontraktene, samt
forventninger til terminpriser og marginer n\u00e5r det ikke foreligger tilgjengelige observerbare markedspriser. Virkelig verdi av rente-
\u00a0
og
valutabytteavtaler baseres p\u00e5 relevante noteringer fra aktive markeder, p\u00e5 tilsvarende noterte instrumenter og andre hensiktsmessige
verdsettelsesmetoder.
Virkelig verdi-hierarki
Den etterf\u00f8lgende tabellen oppsummerer hver klasse av finansielle instrumenter innregnet i Konsernbalansen til virkelig
\u00a0
verdi fordelt
p\u00e5 Equinors grunnlag for m\u00e5ling av virkelig verdi.
31. desember 2022
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
691
691
Langsiktige finansielle investeringer
16
117
2,616
2,733
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
1,658
404
2,063
Kundefordringer og andre fordringer
18
21,611
841
22,452
Kortsiktige finansielle derivater
4,039
4,039
Kortsiktige finansielle investeringer
16
29,577
300
29,876
Betalingsmidler
19
12,473
3,106
15,579
65,436
10,752
1,245
77,433
31. desember 2021
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
1,265
1,265
Langsiktige finansielle investeringer
16
253
3,093
3,346
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
707
380
1,087
Kundefordringer og andre fordringer
18
17,192
736
17,927
Kortsiktige finansielle derivater
5,131
5,131
Kortsiktige finansielle investeringer
16
20,946
300
21,246
Betalingsmidler
19
11,412
2,714
14,126
50,510
12,503
1,116
64,128
31. desember 2022
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
24,141
24,141
Langsiktige finansielle derivater
2,376
2,376
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,449
903
13,352
Kortsiktig finansiell gjeld
21
4,359
4,359
Skyldig utbytte
2,808
2,808
Kortsiktige finansielle derivater
4,106
4,106
43,757
6,482
903
51,142
31. desember 2021
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
27,404
27,404
Langsiktige finansielle derivater
767
767
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,350
1,960
14,310
Kortsiktig finansiell gjeld
21
5,273
5,273
Skyldig utbytte
582
582
Kortsiktige finansielle derivater
4,609
4,609
45,609
5,376
1,960
52,945
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
investeringer
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Betalingsmidle
r
Langsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Kortsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Netto
virkelig
verdi
31. desember 2022
Niv\u00e5 1
903
0
-
25
0
(60)
868
Niv\u00e5 2
1,222
97
300
3,722
3,106
(2,352)
(3,952)
2,143
Niv\u00e5 3
491
594
292
(24)
(94)
1,259
Sum virkelig verdi
2,616
691
300
4,039
3,106
(2,376)
(4,106)
4,270
31. desember 2021
Niv\u00e5 1
860
-
-
949
-
(69)
1,740
Niv\u00e5 2
1,840
884
300
4,108
2,714
(762)
(4,539)
4,545
Niv\u00e5 3
393
380
74
(4)
843
Sum virkelig verdi
3,093
1,265
300
5,131
2,714
(767)
(4,609)
7,127
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Langsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Kortsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Sum
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2022
393
380
74
(4)
0
843
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(50)
243
197
(20)
0
370
Kj\u00f8p
175
10
(120)
65
Salg
-
-
2
-
22
24
Oppgj\u00f8r
(7)
(64)
(71)
Overf\u00f8ring til niv\u00e5 3
-
80
5
85
Omregningsdifferanser
(19)
(30)
(7)
(1)
(57)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2022
492
593
292
(24)
(94)
1,259
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2021
308
330
24
(5)
-
657
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(23)
58
72
1
-
108
Kj\u00f8p
119
119
Oppgj\u00f8r
(7)
(20)
(27)
Overf\u00f8ring ut fra niv\u00e5 3
-
-
Omregningsdifferanser
(3)
(8)
(2)
(13)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2021
393
380
74
(4)
-
843
M\u00e5ling av virkelig verdi
Noterte priser i aktive markeder er det beste beviset for virkelig verdi, og Equinor anvender derfor slike
\u00a0
priser i fastsettelsen av virkelig
verdi s\u00e5 langt det lar seg gj\u00f8re. Finansielle instrumenter notert i aktive markeder omfatter normalt finansielle
\u00a0
instrumenter med noterte
markedspriser innhentet fra relevante b\u00f8rser eller oppgj\u00f8rssentraler. Virkelig verdi av noterte finansielle eiendeler og forpliktelser og
finansielle derivater fastsettes med referanse til midtkurs ved balansedagens utl\u00f8p.
N\u00e5r det ikke foreligger et aktivt marked, fastsettes virkelig verdi ved hjelp av verdsettingsmetoder. Disse omfatter bruk av nylig
foretatte markedstransaksjoner p\u00e5 armlengdes avstand, henvisning til virkelig verdi for et annet instrument
\u00a0
som i det vesentligste er
det samme, diskonterte kontantstr\u00f8mberegninger og prisingsmodeller med tilh\u00f8rende interne forutsetninger. I verdsettingsmetodene
tar Equinor ogs\u00e5 hensyn til motpartens og egen kredittrisiko. Dette gj\u00f8res enten via diskonteringsrenten
\u00a0
som benyttes, eller ved
direkte \u00e5 justere de beregnede kontantstr\u00f8mmene. N\u00e5r Equinor bokf\u00f8rer elementer av langsiktige r\u00e5varebaserte
\u00a0
kontrakter til virkelig
verdi baseres dermed verdsettelsen s\u00e5 langt som mulig p\u00e5 noterte terminpriser og underliggende indekser
\u00a0
i kontraktene, samt
forventninger til terminpriser og marginer n\u00e5r det ikke foreligger tilgjengelige observerbare markedspriser. Virkelig verdi av rente-
\u00a0
og
valutabytteavtaler baseres p\u00e5 relevante noteringer fra aktive markeder, p\u00e5 tilsvarende noterte instrumenter og andre hensiktsmessige
verdsettelsesmetoder.
Virkelig verdi-hierarki
Den etterf\u00f8lgende tabellen oppsummerer hver klasse av finansielle instrumenter innregnet i Konsernbalansen til virkelig
\u00a0
verdi fordelt
p\u00e5 Equinors grunnlag for m\u00e5ling av virkelig verdi.
M\u00e5ling av virkelig verdi
Noterte priser i aktive markeder er det beste beviset for virkelig verdi, og Equinor anvender derfor slike
\u00a0
priser i fastsettelsen av virkelig
verdi s\u00e5 langt det lar seg gj\u00f8re. Finansielle instrumenter notert i aktive markeder omfatter normalt finansielle
\u00a0
instrumenter med noterte
markedspriser innhentet fra relevante b\u00f8rser eller oppgj\u00f8rssentraler. Virkelig verdi av noterte finansielle eiendeler og forpliktelser og
finansielle derivater fastsettes med referanse til midtkurs ved balansedagens utl\u00f8p.
N\u00e5r det ikke foreligger et aktivt marked, fastsettes virkelig verdi ved hjelp av verdsettingsmetoder. Disse omfatter bruk av nylig
foretatte markedstransaksjoner p\u00e5 armlengdes avstand, henvisning til virkelig verdi for et annet instrument
\u00a0
som i det vesentligste er
det samme, diskonterte kontantstr\u00f8mberegninger og prisingsmodeller med tilh\u00f8rende interne forutsetninger. I verdsettingsmetodene
tar Equinor ogs\u00e5 hensyn til motpartens og egen kredittrisiko. Dette gj\u00f8res enten via diskonteringsrenten
\u00a0
som benyttes, eller ved
direkte \u00e5 justere de beregnede kontantstr\u00f8mmene. N\u00e5r Equinor bokf\u00f8rer elementer av langsiktige r\u00e5varebaserte
\u00a0
kontrakter til virkelig
verdi baseres dermed verdsettelsen s\u00e5 langt som mulig p\u00e5 noterte terminpriser og underliggende indekser
\u00a0
i kontraktene, samt
forventninger til terminpriser og marginer n\u00e5r det ikke foreligger tilgjengelige observerbare markedspriser. Virkelig verdi av rente-
\u00a0
og
valutabytteavtaler baseres p\u00e5 relevante noteringer fra aktive markeder, p\u00e5 tilsvarende noterte instrumenter og andre hensiktsmessige
verdsettelsesmetoder.
Virkelig verdi-hierarki
Den etterf\u00f8lgende tabellen oppsummerer hver klasse av finansielle instrumenter innregnet i Konsernbalansen til virkelig
\u00a0
verdi fordelt
p\u00e5 Equinors grunnlag for m\u00e5ling av virkelig verdi.
31. desember 2022
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
691
691
Langsiktige finansielle investeringer
16
117
2,616
2,733
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
1,658
404
2,063
Kundefordringer og andre fordringer
18
21,611
841
22,452
Kortsiktige finansielle derivater
4,039
4,039
Kortsiktige finansielle investeringer
16
29,577
300
29,876
Betalingsmidler
19
12,473
3,106
15,579
65,436
10,752
1,245
77,433
31. desember 2021
Virkelig verdi
over resultatet
Ikke finansielle
eiendeler
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Amortisert kost
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater
1,265
1,265
Langsiktige finansielle investeringer
16
253
3,093
3,346
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer
16
707
380
1,087
Kundefordringer og andre fordringer
18
17,192
736
17,927
Kortsiktige finansielle derivater
5,131
5,131
Kortsiktige finansielle investeringer
16
20,946
300
21,246
Betalingsmidler
19
11,412
2,714
14,126
50,510
12,503
1,116
64,128
31. desember 2022
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
24,141
24,141
Langsiktige finansielle derivater
2,376
2,376
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,449
903
13,352
Kortsiktig finansiell gjeld
21
4,359
4,359
Skyldig utbytte
2,808
2,808
Kortsiktige finansielle derivater
4,106
4,106
43,757
6,482
903
51,142
31. desember 2021
Amortisert
kost
Virkelig verdi
over
resultatet
Ikke
finansielle
forpliktelser
Sum
balansef\u00f8rt
verdi
(i millioner USD)
Note
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld
21
27,404
27,404
Langsiktige finansielle derivater
767
767
Leverand\u00f8rgjeld og annen kortsiktig gjeld
24
12,350
1,960
14,310
Kortsiktig finansiell gjeld
21
5,273
5,273
Skyldig utbytte
582
582
Kortsiktige finansielle derivater
4,609
4,609
45,609
5,376
1,960
52,945
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
investeringer
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Betalingsmidle
r
Langsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Kortsiktige
finansielle
derivater -
forpliktelser
Netto
virkelig
verdi
31. desember 2022
Niv\u00e5 1
903
0
-
25
0
(60)
868
Niv\u00e5 2
1,222
97
300
3,722
3,106
(2,352)
(3,952)
2,143
Niv\u00e5 3
491
594
292
(24)
(94)
1,259
Sum virkelig verdi
2,616
691
300
4,039
3,106
(2,376)
(4,106)
4,270
31. desember 2021
Niv\u00e5 1
860
-
-
949
-
(69)
1,740
Niv\u00e5 2
1,840
884
300
4,108
2,714
(762)
(4,539)
4,545
Niv\u00e5 3
393
380
74
(4)
843
Sum virkelig verdi
3,093
1,265
300
5,131
2,714
(767)
(4,609)
7,127
(i millioner USD)
Langsiktige
finansielle
investeringer
Langsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Kortsiktige
finansielle
derivater -
eiendeler
Langsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Kortsiktige
finansielle
derivater -
gjeld
Sum
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2022
393
380
74
(4)
0
843
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(50)
243
197
(20)
0
370
Kj\u00f8p
175
10
(120)
65
Salg
-
-
2
-
22
24
Oppgj\u00f8r
(7)
(64)
(71)
Overf\u00f8ring til niv\u00e5 3
-
80
5
85
Omregningsdifferanser
(19)
(30)
(7)
(1)
(57)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2022
492
593
292
(24)
(94)
1,259
Inng\u00e5ende balanse 1. januar 2021
308
330
24
(5)
-
657
Total gevinst og tap i resultatregnskapet
(23)
58
72
1
-
108
Kj\u00f8p
119
119
Oppgj\u00f8r
(7)
(20)
(27)
Overf\u00f8ring ut fra niv\u00e5 3
-
-
Omregningsdifferanser
(3)
(8)
(2)
(13)
Utg\u00e5ende balanse 31. desember 2021
393
380
74
(4)
-
843
29 Hendelser etter balansedagens utl\u00f8p
Avtale om \u00e5 kj\u00f8pe Suncor Energy UK Limited
3. mars 2023 inngikk Equinor en avtale om \u00e5 kj\u00f8pe 100
\u00a0
% av Suncor Energy UK Limited for et
\u00a0
samlet vederlag p\u00e5 USD 850 millioner f\u00f8r
justeringer for
arbeidskapital og netto kontanter. USD 250 millioner er betinget av
\u00a0
endelig investeringsbeslutning p\u00e5 Rosebank-feltet.
Transaksjonen inkluderer en ikke-operert eierandel i det produserende
\u00a0
Buzzard-oljefeltet (29,89 %) og en tilleggsandel
\u00a0
i den opererte
Rosebank-utbyggingen (40 %). Gjennomf\u00f8ring av
\u00a0
transaksjonen forventes i f\u00f8rste halvdel av 2023
\u00a0
med forbehold om relevante regulatoriske
godkjenninger og vil bli innregnet i E&P International-segmentet.