natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Return on capital employed1 came to 23.5 per cent in 2004, up from 18.7 per cent the year before.
Avkastningen på sysselsatt kapital etter skatt1 var 23,5 prosent i 2004 sammenlignet med 18,7 prosent for 2003.
The normalised return on capital employed1 was 12.3 per cent as against 12.4 per cent for 2003.
Normalisert avkastning på sysselsatt kapital1 i 2004 var 12,3 prosent sammenlignet med 12,4 prosent for 2003.
“Statoil experienced a record year in 2004, with a net income of NOK 24.9 billion,” says chief executive Helge Lund.
- 2004 ble et rekordår for Statoil med et resultat etter skatt på 24,9 milliarder kroner.
“This represents an increase of more than 50 per cent from the year before and is the best result we have ever achieved.
Det er mer enn 50 prosent høyere enn året før og det beste selskapet noensinne har oppnådd.
“The profit improvement primarily reflects high oil and gas prices and substantial financial income.
Økningen i resultatet skyldes i hovedsak høye olje- og gasspriser og betydelige finansinntekter.
We can also take pleasure from a very competitive return on capital employed of 23.5 per cent for the year.
I tillegg kan vi glede oss over en svært konkurransedyktig avkastning på sysselsatt kapital på 23,5 prosent for året.
“An organisation with expertise and drive has contributed to our strong position at the beginning of 2005.
En organisasjon med kompetanse og gjennomføringsevne har bidratt til den sterke posisjonen selskapet har ved inngangen til 2005.
A large portfolio of projects, both in Norway and internationally, and good strategic positions provide the basis for further development and growth.”
En stor portefølje av prosjekter både i Norge og internasjonalt og gode strategiske posisjoner gir grunnlag for videre vekst og utvikling, sier konsernsjef Helge Lund.
The group’s financial position is robust, and the board will propose to the annual general meeting that a total dividend of NOK 5.30 per share be paid for 2004, including NOK 2.10 as an extraordinary payment.
Selskapets finansielle posisjon er robust, og styret vil foreslå for generalforsamlingen et samlet utbytte for 2004 på 5,30 kroner per aksje, hvorav 2,10 kroner er ekstraordinært.
This means that the board has increased the ordinary dividend by NOK 0.25, from NOK 2.95 per share in 2003 to NOK 3.20.
Styret øker dermed det ordinære utbyttet med 25 øre fra 2,95 kroner per aksje for 2003 til 3,20 kroner for 2004.
The total payout for 2004 corresponds to 46.1 per cent of net income.
Det samlede utbyttet for 2004 tilsvarer 46,1 prosent av årsresultatet.
Statoil increased its income before financial items, other items, income taxes and minority interest by 33 per cent compared with 2003.
Statoil øker resultatet før finans, andre poster, skatt og minoritetsinteresser i 2004 med 33 prosent sammenlignet med året før.
This improvement primarily reflects higher oil and gas prices measured in NOK.
Dette skyldes i hovedsak høyere olje- og gasspriser målt i norske kroner.
In addition comes NOK 1.2 billion related to changes in provisions for rigs.
I tillegg kommer 1,2 milliarder kroner knyttet til endring i riggavsetning.
High refinery and petrochemical margins also increased income by NOK 1.3 billion from 2003.
Høye raffineri- og petrokjemimarginer øker også resultatet med 1,3 milliarder kroner i 2004 sammenlignet med 2003.
Total investment for 2004 was NOK 42.8 billion, including NOK 10.6 billion relating to the acquisition of assets.
Totale investeringer for 2004 var 42,8 milliarder kroner hvorav 10,6 milliarder er knyttet til kjøp av eiendeler.
Net financial income for 2004 came to NOK 5.7 billion as against NOK 1.4 billion the year before.
Netto finansposter utgjorde en inntekt på 5,7 milliarder kroner for 2004 sammenlignet med en inntekt på 1,4 milliarder kroner i 2003.
This high figure primarily reflects currency gains from a NOK 0.64 strengthening of the Norwegian krone against the US dollar during 2004.
Den høye finansinntekten skyldes i hovedsak valutagevinster knyttet til at norske kroner styrket seg med 64 øre mot USD i 2004.
For the fourth quarter, net financial income was NOK 5.2 billion compared with NOK 1.3 billion in the same period of 2003.
I fjerde kvartal 2004 utgjorde netto finansposter en inntekt på 5,2 milliarder kroner sammenlignet med en inntekt på 1,3 milliarder kroner i fjerde kvartal 2003.
Fourth-quarter oil and gas output averaged 1 202 000 boe per day as against 1 214 000 boe per day in the same period of 2003.
I fjerde kvartal 2004 var olje- og gassproduksjonen 1 202 000 fat o.e. per dag sammenlignet med 1 214 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2003.
Income taxes amounted to NOK 45.4 billion for the full year, corresponding to a tax rate of 64.1 per cent.
Skattekostnaden for 2004 beløp seg til 45,4 milliarder kroner som tilsvarer en skatteprosent på 64,1 prosent.
Adjusted for changes to Norwegian tax legislation relating to taxation of dividends (the exemption method) and changes in the allocation of office costs against offshore revenues, the tax rate came to 66.7 per cent.
Justert for endringer i norsk skattelovgivning knyttet til beskatningen av aksjeutbytte (Fritaksmodellen) og endringer i allokering av kontorkostnader mot sokkelinntekt var skatteprosenten 66,7 prosent.
Tax in 2003 amounted to NOK 27.4 billion.
Skattekostnaden i 2003 var 27,4 milliarder kroner.
After adjusting for the positive tax effect relating to the repeal of the removal grant legislation, this figure came to NOK 34.1 billion – corresponding to a tax rate of 67.9 per cent.
Justert for den positive skatteeffekten knyttet til bortfall av Fjerningstilskuddsloven var skattekostnaden i 2003 34,1 milliarder kroner, tilsvarende en skatteprosent på 67,9 prosent.
Income taxes for the fourth quarter came to NOK 13.7 billion, corresponding to a tax rate of 57.2 per cent.
Skattekostnaden for fjerde kvartal 2004 beløp seg til 13,7 milliarder kroner, tilsvarende en skatteprosent på 57,2 prosent.
Adjusted for the exemption method and office costs, the tax rate came to 64.7 per cent.
Justert for effekten av Fritaksmodellen og kontorkostnader var skattekostnaden 64,7 prosent.
That compares with NOK 9.7 billion and 69.1 per cent respectively for the same period of 2003.
Skattekostnaden for fjerde kvartal 2003 var 9,7 milliarder kroner, tilsvarende en skatteprosent på 69,1 prosent.
An improvement programme was also launched.
I tillegg ble et forbedringsprogram iverksatt.
“I’m pleased that the normalised return on capital employed of 12.3 per cent exceeded the target,” says Mr Lund.
- Jeg er fornøyd med at den normaliserte avkastningen på sysselsatt kapital på 12,3 prosent ble høyere enn målsetningen.
“Both the scorecard and the improvement programme have been important tools and a substantial driving force in improving our profitability.”
Både måltavlen og forbedringsprogrammet har vært viktige redskaper og en betydelig drivkraft for å bedre selskapets lønnsomhet, sier Lund.
Production was marginally below the target for the year, mainly as a result of the rig strike on the Norwegian continental shelf (NCS), the loss of output from Snorre A and Vigdis after the well incident on Snorre A, and rather lower international production than expected.
Produksjonen er marginalt under målet for året, i hovedsak som følge av riggkonflikten på norsk sokkel, bortfall av produksjon på Snorre A og Vigdis etter brønnhendelsen på Snorre A og noe lavere internasjonal produksjon enn forventet.
Cost and income improvements identified at 31 December 2004 contributed NOK 3.2 billion, compared with the target of NOK 3.5 billion set for 2004.
Ved utgangen av 2004 er det identifisert forbedringer både på kostnads- og inntektssiden som bidrar med 3,2 milliarder kroner i forhold til målet som ble satt på 3,5 milliarder kroner for 2004.
The main reason for this difference is a slightly lower growth in output and higher unit production costs than expected in the international business since 2001.
Hovedårsaken til differansen er en noe lavere produksjonsvekst og høyere produksjonsenhetskostnader enn forventet siden 2001 i den internasjonale virksomheten.
Six wildcat and appraisal wells were completed on the NCS and six internationally during 2004.
I 2004 er det avsluttet seks lete- og avgrensningsbrønner på norsk sokkel og seks internasjonalt.
Eight of these wells yielded discoveries, while two are awaiting evaluation.
Åtte av disse brønnene har resultert i funn, og to brønner avventer evaluering.
Three people unfortunately lost their lives in the group’s operations during 2004.
Dessverre mistet tre personer livet i selskapets virksomhet i 2004.
All worked for contractors involved in the development of the South Pars project in Iran.
Alle arbeidet for leverandører tilknyttet utbyggingen av South Pars-prosjektet i Iran.
Another person died after a work accident at the Aker Stord yard on 31 January 2005.
I tillegg omkom en person etter en arbeidsulykke på Aker Stord-verftet 31. januar 2005.
The total recordable injury frequency – total injuries for Statoil and contractor personnel per million working hours – was 5.9 in 2004 as against 6.0 in 2003.
Personskadefrekvensen (antall skader hos Statoil-ansatte og hos våre leverandører, per million arbeidstimer) er 5,9 i 2004 mot 6,0 i 2003.
The serious incident frequency per million working hours was unchanged at 3.2.
Alvorlig hendelsesfrekvens (antall alvorlige hendelser per millioner arbeidstimer) er uendret på 3,2 i 2004.
Important events during the fourth quarter:
Viktige hendelser i fjerde kvartal 2004:
Eight operatorships and interests in three other licences on the NCS were secured by Statoil from the predefined area awards for 2004.
Statoil ble tildelt åtte operatørskap og deltakerandeler i tre utvinningstillatelser i forbindelse med Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO 2004) på norsk sokkel.
An oil discovery was made by Statoil in the Topas prospect between the Gullfaks and Visund fields in the North Sea.
Statoil har gjort et oljefunn i Topas-prospektet i området mellom feltene Gullfaks og Visund i Nordsjøen.
Statoil reached agreement with Shell over licence transactions on the NCS, which included a strengthening of the group’s interest in the Snorre field.
Statoil har inngått en avtale med Shell om lisenstransaksjoner på norsk sokkel som blant annet styrker Statoils eierandel i Snorre-feltet.
A plan for development and operation of the Skinfaks/Rimfaks satellites was submitted to the Norwegian authorities on 8 December.
Plan om utbygging og drift for Skinfaks/Rimfaks ble overlevert myndighetene 8. desember 2004.
During a well workover and the extraction of a length of casing, an uncontrolled well incident occurred on Statoil’s Snorre A platform in the North Sea on 28 November.
I forbindelse med brønnoverhaling og uttrekking av et foringsrør oppstod det en ukontrollert brønnsituasjon på den Statoil-opererte Snorre A-plattformen i Nordsjøen 28. november 2004.
Discoveries were made in the Rosebank/Lochnagar structure on the UK continental shelf, and by the Tiger well in the Gulf of Mexico.
Funn er konstatert i Rosebank/Lochnagar-strukturen på britisk sektor, og i Tiger-brønnen i Mexico-gulfen.
Alba Extreme South began producing on the UKCS on 14 October.
Produksjonen startet opp på Alba Extreme South på britisk sokkel 14. oktober 2004.
Statoil and Total concluded an agreement which gives the latter 49 per cent of block 4 in the Plataforma Deltana area off Venezuela.
Statoil og Total har inngått en avtale som gir Total en andel på 49 prosent i blokk 4 i Plataforma Deltana-området utenfor Venezuela.
The first well on this acreage was spudded on 1 January 2005.
Boringen av den første letebrønnen på blokken startet 1. januar i år.
Statoil was awarded three operatorships and an interest in another licence during the second offshore licensing round on the Faroese continental shelf.
Statoil er tildelt tre operatørskap og andel i én lisens i den andre lisensrunden på færøysk sokkel.
Plans for the terminal to receive gas from Ireland’s Corrib field were approved by the Irish government on 22 October.
Planene for terminalen for mottak av gass fra Corrib-feltet i Irland ble godkjent av de irske myndighetene 22. oktober 2004.
Investor relations: Mari Thjømøe, +47 51 99 77 90 (office), +47 90 77 78 24 (mobile) Ragnar Bulie, + 47 51 99 42 01 (office), + 47 99 57 42 01 (mobile)
Investor Relations: Mari Thjømøe, + 47 51 99 77 90 (kontor), + 47 907 77 824 (mobil) Ragnar Bulie, + 47 51 99 42 01 (kontor), + 47 995 74 201 (mobil)
Financial statements and review - fourth quarter 2004 MD&A Presentation set PDF version Webcast with president and CEO Helge Lund
Kvartalsberetning og regnskap - 4. kvartal 2004 MD&A Presentasjonsmateriale (engelsk tekst) PDF-versjon (engelsk tekst) Webcast med konsernsjef Helge Lund
Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) delivered an income before financial items, other items, income taxes and minority interest of NOK 65.1 billion in 2004, compared with NOK 48.9 billion for the year before.
Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) leverte i 2004 et resultat før finans, andre poster, skatt og minoritetsinteresser på 65,1 milliarder kroner sammenlignet med 48,9 milliarder kroner i 2003.
BP is operator for the Azerbaijan International Operating Company (AIOC), the 10-member consortium of licensees which is developing ACG.
BP er operatør for konsortiet Azerbaijan International Operating Company (AIOC), som består av de 10 rettighetshaverne i ACG.
This world-class field contains in excess of 5.4 billion barrels of oil expected to be recoverable within the duration of the production sharing agreement.
Feltet anslås å ha utvinnbare reserver på 5,4 milliarder fat olje, som kan tas ut i den perioden produksjonsdelingsavtalen gjelder.
Total 2005 output from Central Azeri is forecast to average 93,000 barrels of oil per day.
Sentral-Azeri skal etter planen produsere 93.000 fat olje per dag i 2005.
Its production platform has an overall capacity of 420,000 daily barrels.
Plattformen har en samlet produksjonskapasitet på 420.000 fat per dag.
The Azeri oil is being landed through a dedicated pipeline laid to the AIOC-operated Sangachal processing and storage facility south of Baku, capital of Azerbaijan.
Oljen sendes i rørledning til den AIOC-opererte landterminalen Sangachal sør for Aserbajdsjans hovedstad Baku.
“Oil has been flowing from Chirag since late 1997,” explains Andrew Sanderson, Statoil’s project manager for ACG.
– Vi har hatt tidligproduksjon av olje fra Chirag siden slutten av 1997.
“That will deliver significant volumes towards meeting the ambitious production targets set by the International Exploration & Production business area.”
– Dette utgjør et betydelig volum for å møte de ambisiøse produksjonsmålene som er satt av forretningsområdet Internasjonal undersøkelse og produksjon, sier Sanderson.
Phase II of the ACG project involves West and East Azeri, which will be developed with separate production platforms.
Fase 2 i utbyggingen av ACG omfatter Vest-Azeri og Øst-Azeri, som skal bygges ut med én plattform hver.
The first comes on stream in 2006, and East Azeri the year after.
Vest-Azeri kommer i produksjon i 2006, Øst-Azeri året etter.
The third phase covers the deepwater Gunashli field, which is due to commence production during 2008.
Fase 3 inkluderer dypvannsfeltet Gunashli, som skal settes i produksjon i 2008.
This will bring the total ACG development to seven platforms and 448 wells.
ACG vil da være ferdig utbygd med 7 plattformer og 448 brønner.
Statoil will focus considerable effort in 2005 on increasing its influential role within AIOC, particularly with regard to initiatives on improved oil recovery.
I 2005 skal Statoil konsentrere arbeidet om å styrke selskapets betydelige rolle i AIOC, spesielt rundt initiativer som går på økt oljeutvinning.
The latter vessel will be chartered from Navion Offshore Loading, which is a subsidiary of Teekay Norway.
Skipet skal leies av Navion Offshore Loading som er et datterselskap av Teekay Norway.
Associated gas from Volve will be piped to Statoil’s Sleipner A platform for final processing and export.
Gassen skal sendes til den Statoil-opererte Sleipner A-plattformen for sluttprosessering og eksport.
“We’ve been a prime mover during recent years in developing and operating small fields based on mobile installations,” observes Volve project manager Svein Løining.
– Statoil har de siste årene vært en pådriver i forhold til å bygge ut og drive små felt basert på flyttbare installasjoner.
Total development and operating costs for Volve are put at roughly NOK 7 billion, with investment accounting for just under NOK 2 billion of that sum.
Totale utbyggings- og driftskostnader for Volve er beregnet til rundt syv milliarder kroner, hvorav investeringene utgjør i underkant av to milliarder kroner.
These contracts are all conditional on approval of the PDO by the authorities.
Avtalene er avhengig av godkjenning av PUD.
Three production, three water injection and two water production wells are due to be drilled from the jack-up.
Det skal bores tre produksjonsbrønner, tre vanninjektorer og to vannproduksjonsbrønner fra plattformen.
Plans call for Volve to come on stream in the spring of 2007, with the field expected to produce for four-five years.
Produksjonsstart er planlagt for våren 2007 og feltet forventes å produsere i fire til fem år.
The plan for development and operation (PDO) of Statoil’s Volve discovery in the North Sea has been submitted to the Ministry of Petroleum and Energy today, 15 February.
Statoil har i dag, 15. februar, levert Plan for utbygging og drift (PUD) for Volve-feltet i Nordsjøen til Olje- og energidepartementet.
Bluewater own and operate FPSO (Floating, production, storage and offloading) units, and will take over the Berge Hugin on 1 October 2001.
Bluewater, som eier og opererer FPSO-enheter (Floating production, storage and offloading), overtar skipet 1. oktober 2001.
Navion and Bergesen each own 50 per cent of the Berge Hugin.
Navion og Bergesen d.y. eier 50 prosent hver av Berge Hugins skrog.
Both the ship and the processing facilities are included in the sale, as are the shares in the jointly-owned Pierce Production Company.
Både skip og prosessanlegg inngår i salget.
Berge Hugin has been producing oil from the Enterprise-operated Pierce field in the British sector of the North Sea since February 1999.
Berge Hugin har produsert olje fra det Enterprise-opererte Pierce-feltet i britisk sektor av Nordsjøen siden februar 1999.
Altogether Statoil will earn about 100 million kroner from the sale.
Statoil tjener til sammen rundt 100 millioner kroner på salget.
The shipping company Navion, in which Statoil has an 80 per cent interest, has agreed to sell its interest in the production ship Berge Hugin to Bluewater.
Det 80 prosent Statoil-eide shippingselskapet Navion har avtalt å selge sin andel i produksjonsskipet Berge Hugin til Bluewater.
This sale is directed at institutional investors both in Norway and internationally.
Salget er rettet mot institusjonelle investorer både i Norge internasjonalt.
Merrill Lynch International will handle the transaction.
Merrill Lynch International skal stå for salget.
After the sale to institutional investors, private individuals in Norway and the European Economic Area will be given the opportunity to buy shares at the same price.
Salget til institusjonelle investorer vil bli etterfulgt av et salg til privatpersoner i Norge og EØS-området, til samme pris som til institusjonelle investorer.
The Storting (parliament) has previously authorised the government to reduce the state holding in Statoil to two-thirds of the shares.
Stortinget har tidligere gitt regjeringen fullmakt til å redusere den statlige eierandelen i Statoil til to tredeler.
At present, the government owns 1,653 million shares in the group – corresponding to 76.33 per cent of the stock.
Staten eier i dag 1653 millioner aksjer, tilsvarende 76,33 prosent av selskapet.
That compares with an 81.7 per cent government holding when Statoil was listed on the stock market in June 2001.
Da Statoil ble børsnotert i juni 2001, hadde staten en eierandel på 81,7 prosent.
The Ministry of Petroleum and Energy announced today, 16 February, that the Norwegian government is to sell 100 million shares in Statoil ASA.
Olje- og energidepartementet (OED) har i dag, 16. februar, kunngjort at den norske stat skal selge 100 millioner aksjer i Statoil ASA.
This positive trend shows that the commitment to zero health, environmental and safety incidents in the group is yielding results.
Nullmålet innen helse, miljø og sikkerhet gir resultater i konsernet.
The lost-time injury frequency among employees at the Mongstad refinery near Bergen has been halved over the past year.
Raffineriet på Mongstad har halvert skadefrekvensen for de ansatte i løpet av ett år.
Nor have any lost-time injuries been suffered on Statoil's Veslefrikk, Yme and Troll A platforms in the North Sea during this period.
Heller ikke de tre plattformene Veslefrikk, Yme og Troll A har hatt fraværsskader det siste kvartalet.
Statoil's contractors have also suffered fewer injuries so far this year compared with the same period of 1997.
Det er også færre personskader hos Statoils leverandører hittil i år sammenlignet med i fjor.
The injury frequency has declined from 21.7 per million working hours in last year to 12.9.
Skadefrekvensen måles i personskader per million arbeidstimer.
The operation services unit in Oil Operations recently organised an HES contractor forum, which attracted senior management from 22 contractors.
Enheten Driftstjenester i Drift olje har nylig arrangert et "HMS-leverandørforum" der toppledelsen i 22 leverandørbedrifter deltok.
A great deal of time was devoted to exchanging experience, and to measures for achieving the zero target.
Det ble brukt mye tid til å utveksle erfaringer og man drøftet virkemidler for å nå nullambisjonen.
Measured per million working hours, incidents with a high risk potential declined from 6.7 last year to 3.8.
Her måles antall hendelser med høyt risikopotensial per million arbeidstimer.
The shares have been acquired at a price of NOK 106.35 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 106,35 kroner.
Before distribution to the employees, the share saving plan has 242,757 shares.
Før viderefordeling til ansatte, har Aksjespareprogrammet 242 757 aksjer.
On behalf of Statoil (OSE: STL, NYSE: STO), DnB NOR has on 15 February 2005 purchased 157,500 shares for use in the group’s share saving plan.
På vegne av Statoil (OSE: STL, NYSE: STO) har DnB NOR 15. februar 2005 kjøpt 157 500 aksjer til bruk i Statoils aksjespareprogram.
The drilling fluid contains mostly clay and brine.
Borevæsken inneholder i hovedsak leire og saltlake.
Hydro has informed the Norwegian Pollution Control Authority about the incident, despite the fact the emission is not harmful to the environment.
Hydro har informert Statens Forurensningstilsyn om uhellet, selv om utslippet ikke medfører fare for skade på miljøet.
During exploration drilling, a drilling fluid is used consisting mainly of water, clay, salt and other biodegradable components.
I forbindelse med leteboringen benyttes en borevæske som i hovedsak inneholder vann, leire, salt og andre organisk nedbrytbare stoffer.
The company regrets the incident and will work to avoid new episodes.
Selskapet beklager hendelsen og vil arbeide for å unngå nye tilfeller.
The incident occurred when a large wave disconnected a rubber hose from a riser under the rig.
Hendelsen ble forårsaket av at en stor brottsjø røk en gummislange koblet til stigerøret under riggen.
Hydro is now investigating the accident and, together with Ocean Rig, will implement necessary measures to avoid any new spills into the sea.
Hydro gransker nå årsaken og vil sammen med riggselskapet Ocean Rig iverksette nødvendige tiltak for å unngå nye uhellsutslipp fra riggen.
An accidental emission from the drilling rig "Eirik Raude" on Wednesday, 16 February, has resulted in four cubic meters of drilling fluid being spilled into the sea.
Et uhellsutslipp fra boreriggen "Eirik Raude" onsdag 16. februar førte til at fire kubikkmeter borevæske ble sluppet ut til sjø.
Following this, the share saving plan has 153,477 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 153 477 aksjer.
The tank was opened at 08.30 for routine inspection.
Tanken ble åpnet for rutinemessig inspeksjon klokken 08.30.