natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Funds for operating Petoro AS and Petoro Iceland AS are provided by the government, which is directly liable for the commitments accepted by the companies.
Midler til driften av Petoro AS og Petoro Iceland AS bevilges av staten, som er direkte ansvarlig for de forpliktelser selskapene pådrar seg.
The consolidated accounts embrace the parent company and Petoro Iceland AS.
Konsernregnskapet omfatter morselskapet og Petoro Iceland AS.
Amounts related to internal transactions are eliminated in the consolidated accounts.
Beløp knyttet til interne transaksjoner er eliminert i konsernregnskapet.
NOK 331.2 million (including VAT) was appropriated for ordinary operation of Petoro AS in 2015, and the appropriation for Petoro Iceland was NOK 22.5 million.
Bevilgning til ordinær drift for Petoro AS var 331,2 millioner kroner for 2015, og bevilgning til Petoro Iceland AS var 22,5 millioner kroner.
They related primarily to payroll and administration expenses and to the purchase of external services.
Driftskostnadene består i hovedsak av lønnskostnader, administrasjonskostnader og kjøp av eksterne tjenester.
The company prioritised spending substantial resources and study funds on mature fields and work on the Johan Sverdrup development.
Selskapet har prioritert betydelige ressurser og studiemidler inn mot modne felt og arbeidet med Johan Sverdrup feltutvikling.
The board proposes that this profit be transferred to other equity, which amounted to NOK 11.8 million at 31 December 2015.
Styret foreslår at overskuddet overføres annen egenkapital som utgjør 11,8 millioner kroner per 31. desember 2015.
The company has a satisfactory equity and low financial risk.
Selskapet har en tilfredsstillende egenkapital og lav finansiell risiko.
The board initiated a strategy process in 2015 and followed up the organisational changes and efficiency improvements launched to ensure that Petoro is as well equipped as possible for tackling the challenges and opportunities involved in managing the portfolio within available resources.
Styret har i 2015 startet strategiprosess og fulgt opp organisatoriske endringer og effektiviseringstiltak som er iverksatt for å gjøre selskapet best mulig i stand til å ta tak i de utfordringene og mulighetene som ligger i å forvalte porteføljen innenfor tilgjengelige ressurser.
It appears likely that the time to come will also be characterised by a weakened balance between supply and demand and pressure on oil and gas prices.
Det ser ut til at tiden fremover også vil være preget av svekket markedsbalanse og press på olje- og gasspriser.
The international debate on climate conditions challenges the position of fossil fuels in the future global energy mix, and increases uncertainty about the market outlook for oil and gas.
Den internasjonale debatten om klimasituasjonen utfordrer posisjonen til fossile brensler i den fremtidige globale energimiksen, og skaper økt usikkerhet om markedsutsikter for olje og gass.
The board notes that all players in the industry are working to enhance cost efficiency on a broad basis.
Styret registrerer at alle aktørene i bransjen jobber med kostnadseffektivisering på bred basis.
This represents an important basis for future profitability.
Dette er et viktig grunnlag for fremtidig lønnsomhet.
The board expects the competitiveness of the NCS to be strengthened as a result of current improvement measures, which are likely to yield a further reduction in the level of costs.
Styret forventer en styrking av den norske sokkelens konkurransekraft med bakgrunn i pågående forbedringstiltak som forventes å gi en ytterligere reduksjon av kostnadsnivået.
Ensuring the profitability of drilling a large number of new production wells is necessary for realising the value in the mature fields on the NCS.
Å sikre lønnsomhet i boring av et høyt antall nye produksjonsbrønner er nødvendig for å realisere verdiene i de modne feltene på sokkelen.
Success here within the producing life of the fields calls for lasting cost reductions, a high pace of drilling and reduced uncertainty over potential volumes.
For å lykkes med dette innen feltenes levetid, må det oppnås varige kostnadsreduksjoner, høy boretakt og redusert usikkerhet knyttet til volumpotensialene.
However, achieving genuine efficiency gains at a substantially lower level of costs will require hard work for a long time to come both by operators and at all stages in the supplier chain.
Reell effektivisering til et betydelig lavere kostnadsnivå vil imidlertid kreve hardt arbeid i lang tid fremover både hos operatørene og alle ledd i leverandørkjeden.
For further efficiency measures to succeed, work must be pursued with new technological opportunities and with continued development of an open and trusting collaboration between operators and suppliers at all levels.
For å lykkes med videre effektiviseringstiltak, må det arbeides med bruk av nye teknologimuligheter og med å videreutvikle et åpent og tillitsfullt samarbeid mellom operatør og leverandører på alle nivå.
Should these efficiency efforts prove successful, a great potential for new commercial opportunities continues to exist on the NCS.
Dersom denne effektiviseringen lykkes, er det fremdeles et stort potensial for nye forretningsmuligheter på norsk sokkel.
It is also important that the maturation of projects does not come to a halt and that more developments get driven forward to decision than the number being submitted to the partnerships at present.
Det er også viktig at modning av prosjektene ikke stopper opp og at det drives fram et større antall prosjekter til beslutning enn det som fremmes til partnerskapene nå.
Exploration activity resulting from awards in the 23rd licensing round in the Barents Sea will be crucial for the pace of further development in the far north, and probably also for the addition of major new projects and new production after 2020.
Leteaktivitet fra tildelinger i 23. konsesjonsrunde i Barentshavet vil bli avgjørende for tempoet i videre utvikling av nordområdene og sannsynligvis også for tilførsel av nye store prosjekter og ny produksjon etter 2020.
Description of the company's business
Beskrivelse av selskapets virksomhet
Petoro AS was established by the Ministry of Petroleum and Energy on behalf of the Norwegian government on 9 May 2001.
Petoro AS ble stiftet av Den Norske Stat ved Olje- og energidepartementet, 9.mai 2001.
The company's object is to be responsible, on behalf of the government, for managing the commercial aspects of the State's Direct Financial Interest (SDFI) in petroleum activities on the Norwegian continental shelf, and activities related hereto.
Selskapets formål er, på vegne av staten å ha ansvaret for å ivareta de forretningsmessige forhold knyttet til statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten på norsk sokkel (SDØE) og virksomhet i tilknytning til dette.
The state is the majority shareholder in Statoil ASA and the owner of the SDFI.
Staten er majoritetsaksjonær i Statoil ASA og eier av SDØE.
On that basis, Statoil handles marketing and sales of the government's petroleum.
Med dette som utgangspunkt forestår Statoil avsetningen av statens petroleum i henhold til instruks.
Petoro is responsible for monitoring that Statoil discharges its responsibilities under the applicable marketing and sale instruction.
Petoro AS har ansvaret for å påse at Statoil utfører sine oppgaver i samsvar med vedtatt avsetningsinstruks.
The company's purpose is, on behalf of the state and at the government's expense and risk, to be responsible for managing the commercial aspects related to the Norwegian state's participation in petroleum operations on the Icelandic continental shelf and associated activities.
Selskapets formål er på vegne av staten, for statens regning og risiko å ha ansvaret for å ivareta de forretningsmessige forhold knyttet til den norske stats deltakelse i petroleumsvirksomhet på islandsk kontinentalsokkel og virksomhet i tilknytning til dette.
Group and consolidation
Konsern og konsolidering
For that reason, the omission of consolidation has no signi-ficance in assessing the group's position and results for 2012.
Utelatt konsolidering har av den grunn ikke betydning for å bedømme konsernets stilling og resultat for 2012.
Classification of assets and liabilities
Klassifisering av eiendeler og gjeld
Assets intended for ownership or use in the business for a longer period are classified as fixed assets.
Eiendeler bestemt til varig eie eller bruk er klassifisert som anleggsmidler.
Other assets are classed as current assets.
Andre eiendeler er klassifisert som omløpsmidler.
Similar criteria are applied for classification of current and long-term liabilities.
Ved klassifisering av kortsiktig og langsiktig gjeld er tilsvarende kriterier lagt til grunn.
Fixed assets are carried at historical cost with a deduction for planned depreciation.
Anleggsmidler er vurdert til anskaffelseskost med fradrag for planmessige avskrivninger.
Should the fair value of a fixed asset be lower than the book value, and this decline is not expected to be temporary, the asset will be written down to its fair value.
Dersom virkelig verdi av anleggsmidlene er lavere enn balanseført verdi og verdifallet ikke forventes å være forbigående, er det foretatt nedskrivning til virkelig verdi.
Fixed assets with a limited economic lifetime are depreciated on a straight-line basis over their economic lifetime.
Anleggsmidler med begrenset økonomisk levetid avskrives lineært over den økonomiske levetiden.
Investment in subsidiaries is assessed in accordance with the cost method.
Investering i datterselskap er vurdert etter kostmetoden.
Bank deposits include cash, bank deposits and other monetary instruments with a maturity of less than three months at the date of purchase.
Bankinnskudd inkluderer kontanter, bankinnskudd og andre betalingsmidler med forfallsdato som er kortere enn tre måneder fra anskaffelse.
The company's pension scheme for employees is a defined benefit plan.
Selskapets pensjonsordning for ansatte er ytelsesbasert.
The pension obligation is calculated annually by an independent actuary on the basis of a linear earnings method and expected final pay.
Pensjonsforpliktelsen beregnes årlig av en uavhengig aktuar ved bruk av en lineær opptjeningsmetode og forventet sluttlønn.
The pension plan is valued at its expected fair value.
Pensjonsordningens midler verdsettes til antatt markedsverdi.
The net book obligation includes payroll tax.
Bokført netto forpliktelse er inkludert arbeidsgiveravgift.
Net pension expense is included in payroll expenses and comprises pension rights earned over the period, interest charges on the estimated pension obligation, expected return on pension plan assets, the recorded effect of estimate changes and accrued payroll tax.
Periodens netto pensjonskostnad er inkludert i lønnskostnader og består av periodens pensjonsopptjening, rentekostnad på den beregnede pensjonsforpliktelsen, forventet avkastning av pensjonsmidlene, resultatført virkning av endringer i estimater og periodisert arbeidsgiveravgift.
Changes made to estimates as a result of new information or changes in actuarial assumptions in excess of the larger of 10 per cent of the value of the pension plan assets or 10 per cent of the pension obligations are recorded in the income statement over a period which corresponds to the employees' expected average remaining period of employment.
Estimatavvik som skyldes ny informasjon eller endringer i de aktuarmessige forutsetningene utover det største av 10 prosent av verdien av pensjonsmidlene eller 10 prosent av pensjonsforpliktelsene, blir ført i resultatregnskapet over en periode som tilsvarer arbeidstakernes forventede gjennomsnittlige resterende ansettelsesperiode.
Current liabilities are assessed at their face value.
Kortsiktig gjeld er vurdert til pålydende.
The company is exempt from tax under section 2-30 of the Income Tax Act.
Selskapet er fritatt for skatteplikt etter Skatteloven § 2-30.
The company receives an operating grant from the government for services provided to the Ministry of Petroleum and Energy in accordance with the company's object.
Selskapet mottar bevilgninger fra staten for tjenester ytet for Olje- og energidepartementet i samsvar med selskapets formål.
This operating contribution is appropriated annually by the Storting (parliament).
Dette driftstilskuddet bevilges årlig av Stortinget.
The operating contribution is presented in the accounts as operating revenue.
Driftstilskuddet er presentert som driftsinntekt i regnskapet.
Contributions for special projects are recorded as income in line with the progress of the projects (current accounting).
Tilskudd til spesielle prosjekter inntektsføres i takt med fremdriften i prosjektene (løpende avregning).
The contribution applied to investment for the year is accrued as deferred revenue and specified as a liability in the balance sheet.
Tilskudd som går med til å dekke årets investeringer periodiseres som utsatt inntektsføring, og føres opp som gjeld i balansen.
The deferred contribution is recorded as income in line with the depreciation of the investments and specified as deferred revenue in the income statement.
Det periodiserte tilskuddet inntektsføres i takt med avskrivningene for investeringene og spesifiseres som inntektsført utsatt inntekt i resultatregnskapet.
Transactions in foreign currencies are recorded at the exchange rate prevailing at the time of the transaction.
Transaksjoner i utenlandsk valuta er ført etter kurs på transaksjonstidspunktet.
The cash flow statement is prepared in accordance with the indirect method.
Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet etter den indirekte metode.
Cash and cash equivalents include cash, bank deposits and other short-term liquid instruments.
Kontanter og kontantekvivalenter omfatter kontanter, bankinnskudd og andre kortsiktige, likvide plasseringer.
At the time it was established in 2003, the investment was recorded at the original acquisition cost
Investeringen ble ved anskaffelsestidspunkt i 2003 ført til opprinnelig anskaffelseskost
The company's business office is located in Stamford in the US and is formally owned 56.5 per cent by Statoil Norsk LNG AS, which reflects the SDFI's ownership interest under the marketing and sale instruction.
Selskapet har sitt forretningskontor i Stamford, USA og eies formelt med 56,5 prosent av Statoil Norsk LNG AS som reflekterer SDØEs eierinteresser under Avsetningsinstruksen.
The remaining 43.5 per cent is owned by Statoil North America Inc. As a result of the merger between Statoil and Hydro's petroleum activities in 2007, the profit/loss is allocated in accordance with a skewed distribution model which gives 48.4 per cent to the SDFI.
Resterende 43,5 prosent eies av Statoil North America Inc. Som en følge av fusjonen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet i 2007, blir resultatet fordelt etter en skjevfordelingsmodell med 48,4 prosent til SDØE.
Statoil consolidates its holding in SNG with other US operations, and uses SNG as a marketing company for gas sales in the American market.
Statoil konsoliderer sitt eierskap i SNG med øvrige aktiviteter i USA og benytter SNG som markedsføringsselskap for avsetning av gass i det amerikanske markedet.
The SDFI participates in SNG under the marketing and sale instruction with regard to activities related to the marketing and sale of the government's LNG from Snøhvit.
SDØE deltar i SNG under avsetningsinstruksen i aktiviteter knyttet til avsetning av statens LNG fra Snøhvit.
Cash flows from SNG are settled continuously on a monthly basis in connection with the purchase and sale of LNG.
Kontantstrømmene fra SNG gjøres opp løpende på månedsbasis i forbindelse med kjøp og salg av LNG.
In addition to SNG, the shareholdings in Norsea Gas AS and Norpipe Oil AS are included in the table below.
I tillegg til SNG er aksjeposter i Norsea Gas AS og Norpipe Oil AS inkludert i tabellen under.
Note 12 - Shut-down/decommissioning
Note 12 - Nedstengning/fjerning
The liability comprises future abandonment and decommissioning of oil and gas installations.
Forpliktelsen omfatter fremtidig nedstengning og fjerning av olje- og gassinstallasjoner.
Norwegian authority requirements and the Oslo-Paris (OSPAR) Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic provide the basis for determining the extent of the decommissioning liability.
Norske myndighetskrav samt OSPAR-konvensjonen (The Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic) legges til grunn ved fastsettelse av forpliktelsens omfang.
The liability is calculated on the basis of estimates from the respective operators.
Operatørens estimater blir lagt til grunn ved beregning av forpliktelsen.
A number of factors underlying the decommissioning estimate are associated with significant uncertainty, including assumptions for decommissioning and estimating methods, technology and the decommissioning date.
Det vil være knyttet stor usikkerhet til flere faktorer i fjerningsestimatet, inkludert forutsetninger for fjerning og estimeringsmetode, teknologi og fjerningstidspunkt.
Interest expense on the liability is classified as a financial expense in the income statement.
Rentekostnad på forpliktelsen klassifiseres som en finanskostnad i resultatregnskapet.
The discount rate is based on the interest rate for Norwegian government bonds with the same maturity as the decommissioning liability.
Diskonteringsrenten er basert på rente på norske statsobligasjoner med tilnærmet samme forfall som fjerningsforpliktelsen.
An extrapolated interest rate derived from foreign rates is applied for liabilities which extend beyond the longest maturity for such bonds.
For forpliktelser utover lengste forfall på statsobligasjoner benyttes ekstrapolert rente avledet fra utenlandske renter.
The estimate for decommissioning costs has been reduced by NOK 2.7 billion as a result of changes into future estimated costs from operators and alterations to cessation and decommissioning dates.
Estimatet for fjerningskostnader er nedjustert med 2,7 milliarder kroner som følge av endring i fremtidige estimerte kostnader fra operatør og endring av tidspunkt for nedstengning og fjerning.
This change includes reduced estimates for plugging and abandoning wells and for shutting down installations.
Endringen inkluderer reduserte estimater for plugging og nedstengning av brønner og nedstengning av installasjoner.
Note 13 - Other long-term liabilities
Note 13 - Annen langsiktig gjeld
Other long-term liabilities pursuant to the NGAAP comprise:
Annen langsiktig gjeld i NGAAP består av:
• debt related to financial leasing of three LNG carriers delivered in 2006
gjeld i forbindelse finansiell leasing av tre LNG skip levert i 2006
• debt related to the final settlement of commercial arrangements concerning the move to company-based gas sales
gjeld i forbindelse med endelig oppgjør av kommersielle arrangement ved overgang til selskapsbasert gassalg
• income not yet earned in anticipated repayment of profit shares in licenses with net profit agreements
uopptjent inntekt ved forventet tilbakebetaling av overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler
Three financial leasing contracts were entered into in 2006 on the delivery of three ships to transport LNG from Snøhvit.
I 2006 ble det inngått tre finansielle leasingkontrakter ved leveringen av tre skip for transport av LNG fra Snøhvit.
The future discounted minimum payment for financial leasing totals NOK 1 357 million.
Fremtidige neddiskonterte minimumsbetalinger for finansiell leasing utgjør totalt 1 357 millioner kroner.
Repayment of previously paid-up profit shares in licences with net profit agreements is included in long-term liabilities and amounts to NOK 4 972 million.
Tilbakebetaling av tidligere innbetalt overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler er inkludert i langsiktig gjeld og utgjør 4 972 millioner kroner.
Other long-term liabilities total NOK 921 million, of which NOK 303 million falls due within five years from the balance sheet date.
Øvrig langsiktig gjeld er på 921 millioner kroner, hvorav 303 millioner kroner har forfall til betaling innen fem år fra balansedagen.
Not relevant to the accounts on a cash basis.
Ikke relevant ved kontantprinsippet.
Note 14 - Other current liabilities
Note 14 - Annen kortsiktig gjeld
Other current liabilities pursuant to the NGAAP falling due in 2017 consist mainly of:
Annen kortsiktig gjeld i NGAAP som forfaller i løpet av 2017 omfatter i hovedsak:
provisions for accrued unpaid costs at December, adjusted for cash calls in December
avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader for desember, justert for kontantinnkalling i desember
other provisions for accrued unpaid costs not included in the accounts received from operators
andre avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader, som ikke er inkludert i avregningene fra operatørene
Note 15 - Financial instruments and risk management
Note 15 - Finansielle instrumenter og risikostyring
Only limited use is made of financial instruments (derivatives) to manage risk in the SDFI portfolio.
Det benyttes kun i begrenset grad avledede finansielle instrumenter (derivater) for å styre risiko i SDØE-porteføljen.
This is primarily because the SDFI is owned by the state and is accordingly included in the government's overall risk management.
Dette skyldes hovedsakelig at SDØE er eid av Den norske stat og derfor er en del av statens samlede risikostyring.
The SDFI does not have significant interest-bearing debt, and sells primarily oil, gas and NGL at current prices.
SDØE har ikke rentebærende gjeld av betydning og selger primært olje, gass og våtgass til løpende priser.
Instruments used to manage price risk for sales at fixed prices or for deferred gas production relate to forwards and futures.
Instrumentene som benyttes for å styre prisrisiko ved salg til faste priser eller ved utsatt gassproduksjon, er relatert til terminkontrakter og futures.
The comparable figures at the end of 2015 were NOK 3 759 million and NOK 331 million respectively.
Tilsvarende tall ved utgangen av 2015 var 3 759 millioner kroner i eiendeler og 331 millioner kroner i forpliktelser.
These figures include the market value of listed futures and unlisted instruments.
Tallene inkluderer markedsverdi av børsnoterte “futures” og ikke børsnoterte instrumenter.
The market value of built-in derivatives related to end-user customers in continental Europe.
Markedsverdien av innebygde derivater var knyttet til sluttbrukerkunder på kontinentet.
The corresponding figures for 2015 were NOK 918 million in assets.
Tilsvarende tall i 2015 var 918 millioner kroner i eiendeler.
Net unrealized loss on outstanding positions as of 31 December 2016 are carried to expense.
Netto urealisert tap på utestående posisjoner per 31.desember 2016 er kostnadsført.
The SDFI is exposed to fluctuations in oil and gas prices in the global market.
SDØE er eksponert for endringer i olje- og gasspriser i det globale markedet.
Statoil purchases all oil, NGL and condensate from the SDFI at market-based prices.
Statoil kjøper all olje, NGL og kondensat fra SDØE til markedsbaserte priser.
SDFI revenue from gas sales to end users is the price actually obtained.
SDØEs inntekter fra salg av gass er faktiske oppnådde priser.
The majority of the SDFI's revenue from the sale of oil and gas is invoiced in USD, EUR or GBP.
Den aller vesentligste del av selskapets inntekter fra salg av olje og gass faktureres i US dollar, euro eller britiske pund.
Part of its operating expenses and investments are also billed in equivalent currencies.
Deler av driftskostnadene og investeringene faktureres også i tilsvarende valuta.
When converting to NOK, currency fluctuations will affect the SDFI's income statement and balance sheet.
Endringer i valutakurser vil ved konvertering til norske kroner få effekt på SDØEs resultat og balanse.
The SDFI does not utilise currency hedging in relation to future sales of the SDFI's petroleum, and its exposure in the balance sheet at 31 December 2016 was largely related to one month's outstanding revenue.
SDØE gjennomfører ikke valutasikring på fremtidig salg av petroleum, og SDØEs eksponering i balansen per 31. desember 2016 er i stor grad knyttet til èn måneds utestående inntekt.