natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The increase in exploration expenses of NOK 0.1 billion is mainly due to increased exploration expenditure.
Økningen i undersøkelseskostnad på 0,1 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til en økning i periodens undersøkelsesutgifter.
4,337
4 337
Expensed, previously capitalised
Kostnadsført av tidligere
exploration expenditure
balanseførte undersøkelsesutgifter
(93%)
-93%
(358)
-358
(232)
-232
(54%)
-54%
(53)
-53
(1,242)
-1 242
(66%)
-66%
(184)
-184
In the fourth quarter of 2005, a total of four exploration and appraisal wells were completed, all of them internationally.
I fjerde kvartal 2005 ble totalt fire lete- og avgrensningsbrønner ferdigstilt, alle internasjonalt.
Two wells resulted in discoveries, while one well awaits final evaluation.
To brønner resulterte i funn, mens én brønn avventer endelig evaluering.
Five exploration wells were completed in the fourth quarter of 2004.
Fem letebrønner ble ferdigstilt i fjerde kvartal 2004.
Proved reserves at the end of 2005 were 4,295 million boe, compared to 4,289 million boe at the end of 2004, an increase of 7 million boe.
Gjenværende sikre reserver ved utgangen av 2005 var 4 295 millioner fat o.e. mot 4 289 millioner fat o.e. ved utgangen av 2004, en økning på 7 millioner fat o.e.
In 2005, 453 million boe were added, mostly through revisions, extensions and discoveries, compared to 455 million boe in 2004.
I løpet av 2005 ble det tilført 453 millioner fat o.e. i nye sikre reserver, hovedsakelig gjennom revisjoner, utvidelser og funn.
About half of the added reserves in 2004 came from purchases of proved reserves.
I 2004 ble det tilført 455 millioner fat o.e., hvorav halvparten kom fra kjøp av sikre reserver.
Production in 2005 was 427 million boe compared to 402 million boe in 2004.
Produserte reserver i 2005 var 427 millioner fat o.e., sammenlignet med 402 millioner fat o.e. i 2004.
The reserve replacement ratio* was 102 per cent in 2005, compared to 106 per cent in 2004, while the average three-year replacement ratio was 102 per cent in 2005, compared to 101 per cent in 2004.
Reserveerstatningsraten* var 102 prosent i 2005 sammenlignet med 106 prosent i 2004, mens gjennomsnittlig reserveerstatning siste tre år var 102 prosent, sammenlignet med 101 prosent i 2004.
Production cost per boe was NOK 22.2 for the 12 months ended 31 December 2005, compared to NOK 23.3 for the 12 months ended 31 December 2004*.
Produksjonskostnaden per fat o.e for de siste 12 månedene var 22,2 kroner ved utgangen av fjerde kvartal 2005, sammenlignet med 23,3 kroner for samme periode i 2004*.
Normalised at a NOK/USD exchange rate of 6.75, the production cost for the 12 months ended 31 December 2005 was NOK 22.3 per boe, compared to NOK 23.3 per boe for the 12 months ended 31 December 2004*.
Normalisert til en NOK/USD valutakurs på 6,75 var produksjonskostnaden per fat 22,3 kroner for 2005, sammenlignet med 23,3 kroner i 2004*.
The reason for the reduction in production unit cost, both actual and normalised, is mainly a continued focus on cost control, as well as increased lifting of oil and gas.
Årsaken til reduksjonen i produksjonsenhetskostnad, både reell og normalisert, er hovedsakelig fortsatt fokus på kostnadskontroll, samt økt løfting av olje og gass.
Net financial items amounted to an expense of NOK 3.6 billion in 2005 compared to an income of NOK 5.7 billion in 2004.
Netto finansposter utgjorde en kostnad på 3,6 milliarder kroner i 2005, sammenlignet med en inntekt på 5,7 milliarder kroner i 2004.
In the fourth quarter of 2005 net financial items were an expense of NOK 1.5 billion, compared to an income of NOK 5.2 billion in the fourth quarter of 2004.
Netto finansposter i fjerde kvartal 2005 utgjorde en kostnad på 1,5 milliarder kroner, sammenlignet med en inntekt på 5,2 milliarder kroner i 2004.
The increased cost in 2005 was mainly caused by increased currency losses, due to a weakening of the NOK in relation to the USD in 2005.
Økt finanskostnad i 2005 skyldtes i hovedsak høyere valutatap som følge av en svekkelse av norske kroner mot dollar.
Most of the currency losses relate to Statoil’s short-term NOK hedging policy and unrealised losses on long-term USD debt.
Det økte valutatapet var i hovedsak relatert til bruk av kortisktige valutaposisjoner som ledd i Statoils likviditetsstyring, samt urealisert tap på langsiktig gjeld.
The increased cost was partly offset by increased dividends received and increased income from investments in securities.
Økningen ble delvis motvirket av økt mottatt utbytte og økt inntekt fra investeringer i verdipapirer.
31.12.2005
31.12.2005
6.77
6,77
Income taxes in 2004 were NOK 45.4 billion with a corresponding tax rate of 64.1 per cent.
Skattekostnaden i 2004 var 45,4 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 64,1 prosent.
Adjusted for the positive effects of changes in the tax legislation introducing the exemption method reducing the deferred tax liabilities related to retained earnings, and with the acceptance of Statoil’s method of allocating office costs against revenue from the NCS, the tax rate was 66.7 per cent.
Justert for den positive skatteeffekten knyttet til endringer i norsk skattelovgivning hvor Fritaksmodellen medførte at utsatte skatteforpliktelser knyttet til tilbakeholdt overskudd i datterselskap kunne inntektsføres, og aksept for Statoils metode for allokering av kontorkostnader mot sokkelinntekten, var skattesatsen 66,7 prosent.
The adjusted tax rate in 2005 was unchanged compared with 2004.
Den justerte skattesatsen i 2005 er uforandret sammenlignet med skattesatsen i 2004.
The tax rate was reduced due to somewhat higher income generated outside the NCS but the reduction was offset by the reduced impact of financial items and the relative effect of uplift.
Skattesatsen er redusert på grunn av relativt høyere inntekt utenfor norsk sokkel, men dette er utlignet på grunn av lavere effekt av finansposter og den relative effekten av friinntekten.
In the fourth quarter of 2005 income taxes were NOK 17.6 billion, equivalent to a tax rate of 66.9 per cent.
Skattekostnaden for fjerde kvartal 2005 var 17,6 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 66,9 prosent.
Income taxes in the fourth quarter of 2004 were NOK 13.7 billion, equivalent to a tax rate of 57.2 per cent.
Skattekostnaden for fjerde kvartal 2004 var 13,7 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 57,2 prosent.
Adjusted for the special tax effects described above, the tax rate for the fourth quarter of 2005 was 71.0 per cent, compared to 64.7 per cent in the fourth quarter of 2004.
Justert for effektene beskrevet ovenfor, var skattesatsen 71,0 prosent for fjerde kvartal 2005, mens skattesatsen var 64,7 prosent samme kvartal i fjor.
The adjusted tax rate was increased in the fourth quarter of 2005 compared with the fourth quarter of 2004 mainly due to the reduced impact of financial items.
Den justerte skattesatsen er høyere i fjerde kvartal 2005 sammenlignet med fjerde kvartal i fjor, hovedsakelig på grunn av lavere effekt av finansposter.
This was partly offset by higher income outside the NCS and the relative effect of uplift.
Dette motvirkes noe av høyere inntekt utenfor norsk sokkel og høyere relativ effekt av friinntekten.
In 2005 two contractor employees lost their lives while working for Statoil.
I 2005 har to leverandøransatte mistet livet i arbeid for Statoil.
On 31 January 2005, a fatal accident occurred on the Kristin platform at Aker Stord when a contractor employee was caught in a hydraulic door.
En person omkom den 31. januar 2005 på Kristin-plattformen ved Aker Stord da han ble klemt i en hydraulisk dør.
On 2 October 2005 a fatality occured as a result of an accident on the shuttle tanker Sally Knutsen, while it was berthed at Statoil's Mongstad crude oil terminal near Bergen.
Den 2. oktober 2005 omkom en person i en arbeidsulykke på bøyelasteren Sally Knutsen mens skipet lå til kai ved råoljeterminalen på Mongstad nær Bergen.
Both accidents have been investigated and improvement measures have been implemented.
Begge ulykkene er gransket og forbedringstiltak er iverksatt.
Overall, Statoil’s safety indicators have shown a positive development during both the fourth quarter and the year 2005, compared with the same periods in 2004.
Samlet sett viser Statoils sikkerhetsindikatorer en positiv utvikling i kvartalet og for året 2005 sammenlignet med tilsvarende perioder i 2004.
The safety indicators have never been better and there is a considerable reduction in serious injuries and other serious incidents in 2005 compared with 2004.
Våre sikkerhetsindikatorer har aldri vært bedre enn i 2005, og vi ser en betydelig reduksjon i alvorlige personskader og øvrige alvorlige hendelser sammenlignet med 2004.
However, oil spills increased in 2005 compared to 2004, mainly due to a sizeable spill of 340 cubic metres on the Norne field in the Norwegian Sea on 23 November.
Utviklingen innen oljeutslipp er imidlertid negativ sammenlignet med fjoråret, hovedsakelig på grunn av et større utslipp på 340 kubikkmeter som inntraff på Norne-feltet i Norskehavet den 23. november.
Sustained top management involvement, measures for upgrading skills, and cooperation with our contractors to further improve HSE results will continue with undiminished strength.
Arbeidet som pågår for å forbedre HMS-resultatene ytterligere gjennom opplæringsprogram, samarbeid med våre leverandører og stort ledelsesengasjement, vil bli videreført med uforminsket styrke.
Unintentional oil spills (volume, scm)
Volum fra utilsiktede oljeutslipp (sm3)
PSA effects High oil prices contribute to considerably higher earnings and profitability in international projects with production sharing agreements (PSA) than was anticipated in 2004, when Statoil set its targets for 2007.
Høy oljepris bidrar til vesentlig høyere inntjening og lønnsomhet i internasjonale prosjekter med produksjonsdelingsavtaler (Production Sharing Agreements = PSA) enn det som ble lagt til grunn da Statoil i 2004 satte mål for 2007.
This means that these projects, earlier than assumed, move from a phase where earnings cover development costs to a phase where profits are generated.
Det betyr at disse prosjektene tidligere enn antatt går fra en fase hvor inntektene skal dekke utbyggingskostnader til en fase hvor det genereres overskudd.
In PSA contracts, the higher the oil price as soon as the field is profitable, the smaller the share of production that goes to the partners.
I PSA-kontrakter tilfaller det mindre produksjon til partnerne jo høyere oljeprisen er når feltet er i overskuddsposisjon.
The concrete effect varies between different agreements and countries.
Den konkrete effekten varierer mellom ulike avtaler og land.
If today’s price level (USD 60 per barrel) is maintained throughout 2006, Statoil’s production in 2006 is expected to be about 1,200,000 boe per day.
Hvis dagens prisnivå (60 USD per fat) holder seg gjennom 2006, ventes Statoils produksjon i 2006 å bli om lag 1 200 000 fat o.e. per dag.
With the oil price assumption for 2004, production would be about 25,000 boe per day higher.
Med oljeprisforutsetningen fra 2004 vil produksjonen bli om lag 25 000 fat o.e. per dag høyere.
The production target for 2007 of 1,400,000 boe per day stands firm.
Målet for produksjon i 2007 på 1 400 000 fat o.e. per dag står fast.
This target is based on an average oil price of about USD 30 per barrel in the period 2005-07 which is in line with the original assumption from 2004.
Dette målet er basert på en gjennomsnittlig oljepris på om lag USD 30 per fat i perioden 2005-2007, som er i tråd med den opprinnelige forutsetningen fra 2004.
If the oil price remains at today’s level throughout the whole of 2006 and 2007, the PSA effect in 2007 will be in the order of 50,000 to 60,000 boe per day.
Dersom oljeprisen gjennom hele 2006 og 2007 holder seg på dagens nivå, vil PSA-effekten i 2007 være i størrelsesorden 50-60 000 fat per dag.
Statoil will therefore make adjustments for PSA effects when reporting on production and production unit costs up to 2007.
Statoil kommer derfor til å justere for PSA-effekter når det rapporteres på produksjon og produksjonsenhetskostnader mot 2007.
The PSA effect, and in part increased exploration activity and higher investments, are factors which are related to a high oil price.
PSA-effekten og til dels økt leteaktivitet og økte investeringer er faktorer som har sammenheng med høy oljepris.
These will have a negative effect on the ROACE, while the effect of a high oil price will become normalised.
Disse vil påvirke normalisert ROACE negativt, mens effekten av høy oljepris blir normalisert bort.
It is therefore probable that, given the assumptions for normalisation which were set in 2004, the normalised ROACE in 2007 will under-shoot the target of 13 per cent.
Det er derfor sannsynlig at normalisert ROACE i 2007, gitt de forutsetninger for normalisering som ble fastsatt i 2004, kommer under målet på 13 prosent.
Important events since the beginning of the fourth quarter of 2005 are summarised below.
Viktige hendelser siden starten av fjerde kvartal 2005 er oppsummert nedenfor:
Production from the Kristin gas and condensate field in the Norwegian Sea started on 3 November, while the Urd field in the Norne area came on stream on 8 November.
Produksjonen fra gass- og kondensatfeltet Kristin i Norskehavet startet 3. november, mens feltet Urd i Norne-området kom i produksjon 8. november.
Ten operatorships as well as holdings in six production licences were allocated to Statoil in the annual round of awards in predefined areas (APA) for 2005 on the NCS.
Statoil fikk tildelt 10 operatørskap samt eierandeler i seks produksjonslisenser i den årlige tildelingen i forhåndsdefinerte områder (TFO 2005) på norsk sokkel.
In November 2005, construction work began on the floating platform which will produce oil from the Tahiti field in the Gulf of Mexico, where Statoil has a 25 per cent holding.
I november 2005 startet byggingen av den flytende plattformen som skal produsere olje fra Tahiti-feltet i Mexicogolfen, hvor Statoil har en eierandel på 25 prosent.
On 30 December, oil production commenced from the West Azeri platform on Azerbaijan’s Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) field in the Caspian Sea, where Statoil has an 8.56 per cent interest.
Den 30. desember begynte oljeproduksjonen fra West Azeri-plattformen på feltet Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) i Aserbajdsjan, hvor Statoil har en eierandel på 8,56 prosent.
Due to considerable cost increases and delays in the development of phases 6-7-8 in the Iranian South Pars gas project, Statoil has written down the book value of its investment in the project by NOK 2.2 billion before tax (USD 329 million), corresponding to NOK 1.6 billion (USD 237 million) after tax.
På grunn av betydelige kostnadsøkninger og forsinkelser i utbyggingen av fase 6-7-8 i det iranske South Pars gassfeltet, har Statoil nedskrevet investeringen i prosjektet med 2,2 milliarder kroner før skatt, tilsvarende 1,6 milliarder kroner etter skatt.
Statoil concluded a 10-year agreement with the gas and electricity supplier Scottish Power in the UK to deliver 500 million cubic metres of gas each year for Statoil and the Norwegian State’s Direct Financial Interest (SDFI), commencing in October 2007.
Statoil har inngått en 10-årig avtale med gass- og elektrisitetsleverandøren Scottish Power i UK om leveranse av 500 millioner kubikkmeter gass for Statoil og SDØE fra oktober 2007.
A six-year extension of the gas sales contract between Germany’s Verbundnetz Gas (VNG) and Statoil, corresponding to total additional deliveries of 12 billion cubic metres up to 2022 for Statoil and SDFI, was also concluded.
Gassalgskontrakten mellom det tyske selskapet Verbundnetz Gas (VNG) og Statoil er utvidet med seks år, tilsvarende totale tilleggsleveranser på 12 milliarder kubikkmeter gass frem til 2022 for Statoil og SDØE.
Statoil and its partners in the Etzel gas storage facility in northern Germany reached agreement with IVG, the owner and technical operator, on extending the lease for existing gas storage and also expanding capacity.
Statoil og partnerne i Etzel Gas-Lager i det nordlige Tyskland er blitt enige med IVG, som er eier og teknisk operatør, om å forlenge avtalen for leie av eksisterende gasslager samt å utvide kapasiteten.
On 30 January 2006, Statoil sold its 30 per cent interest in the Ringsend gas power plant in Dublin, Ireland to Royal Bank of Scotland (RBS) Power Investments.
Den 30. januar 2006 solgte Statoil sin andel på 30 prosent i Ringsend gasskraftverk i Dublin, Irland, til Royal Bank of Scotland (RBS) Power Investments.
The sale of the group’s shares in Borealis was finalised on 13 October 2005.
Salget av Borealis ble fullført 13. oktober 2005.
Statoil received EUR 1 billion (NOK 7.8 billion) for the shares, which resulted in a tax-free capital gain of NOK 1.5 billion in the fourth quarter.
Statoil mottok 1 milliard EURO (7,8 milliarder kroner) for aksjene, noe som resulterte i en skattefri gevinst på 1,5 milliarder kroner i fjerde kvartal.
Press Ola Morten Aanestad, vice president media relations, +47 48 08 02 12 (mobile) +47 51 99 13 77 (office)
Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, + 47 48 08 02 12 (mobil), +47 51 99 13 77 (kontor)
Financial statements and review - fourth quarter 2005 MD&A Presentation set PDF version
Kvartalsberetning og regnskap - 4. kvartal 2005 (engelsk tekst) MD&A Presentasjonsmateriale (engelsk tekst) PDF-versjon (engelsk tekst)
The Statoil group had a net income of NOK 30.7 billion in 2005, compared to NOK 24.9 billion in 2004.
Statoil leverer et resultat etter skatt og minoritetsinteresser i 2005 på 30,7 milliarder kroner, sammenlignet med 24,9 milliarder i 2004.
Net income for the fourth quarter of 2005 was NOK 8.5 billion, compared to NOK 10.0 billion for the same period of 2004.
I fjerde kvartal 2005 var resultat etter skatt og minoritetsinteresser på 8,5 milliarder kroner, sammenlignet med 10,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2004.
The change in net income from the fourth quarter of 2004 to the fourth quarter of 2005 was influenced by:
Resultatendringen fra fjerde kvartal 2004 til fjerde kvartal 2005 var påvirket av:
• Higher oil and gas prices • Higher oil and gas liftings • A gain from the sale of the group’s shares in Borealis • A write-down on phases 6-7-8 of the Iranian South Pars project • Increased financial expenses due to currency effects • Higher tax rate due to positive non-recurring tax effects in the fourth quarter of 2004
• Høyere olje- og gasspriser • Økt løfting av olje og gass • Gevinst fra salget av aksjene i Borealis • Nedskrivning på det iranske prosjektet South Pars fase 6-7-8 • Økt finanskostnad knyttet til valutaeffekter • Høyere skattesats knyttet til periodefremmede skatteeffekter i fjerde kvartal 2004
“Last year was a prosperous year for the group, with strong results underpinned by increased production and continued strict cost control, as well as high oil and gas prices,” says chief executive Helge Lund.
”Fjoråret var et fremgangsrikt år for konsernet med sterke resultater preget av økt produksjon og fortsatt streng kostnadskontroll, i tillegg til høye olje- og gasspriser,” sier konsernsjef Helge Lund.
Another important achievement is that we have been able to more than replace our production in 2005 with new reserves.“
Det er også svært viktig at vi har mer enn erstattet vår produksjon i 2005 med nye reserver.”
“In the fourth quarter, production started from the technologically-advanced Kristin field in the Norwegian Sea.
”I fjerde kvartal startet produksjonen på det teknologisk avanserte Kristin-feltet i Norskehavet.
In addition to contributing considerably to our Norwegian continental shelf production, this challenging high-temperature and high-pressure field development has broken new ground in technological terms.
I tillegg til å bidra vesentlig til produksjonen på norsk sokkel, har utbyggingen av dette utfordrende feltet med høyt trykk og høy temperatur vært et teknologisk nybrottsarbeid.
The Urd satellite near the Norwegian Norne field, and the West Azeri platform on Azerbaijan’s Azeri-Chirag-Gunashli field, also came on stream during this quarter, contributing to a continued growth in our oil and gas production.“
Samtidig kom Urd-satelitten i Norne-området og West Azeri-plattformen på Azeri-Chirag-Gunashli feltet i Aserbajdsjan i produksjon, noe som bidrar til fortsatt vekst i vår olje- og gassproduksjon.”
Return on average capital employed after tax (ROACE)* for the 12 months ended 31 December 2005 was 27.6 per cent, compared to 23.5 per cent for the 12 months ended 31 December 2004.
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)* for de siste 12 månedene var 27,6 prosent ved utgangen av fjerde kvartal 2005, sammenlignet med 23,5 prosent for samme periode i 2004.
This increase was mainly due to higher oil and gas prices and continued production growth.
Økningen skyldes i hovedsak økte olje- og gasspriser og fortsatt produksjonsvekst.
Normalised ROACE* for the 12 months ended 31 December 2005 was 11.7 per cent, compared to 12.4 per cent for the corresponding period in 2004.
Normalisert ROACE* for de siste 12 månedene var 11,7 prosent ved utgangen av fjerde kvartal 2005, sammenlignet med 12,4 prosent for tilsvarende periode i 2004.
The reason for the change in normalised ROACE was mainly increased investments.
Årsaken til endringen i normalisert ROACE er i hovedsak økte investeringer.
In 2005, earnings per share were NOK 14.19 (USD 2.10) compared to NOK 11.50 (USD 1.89) in 2004.
I 2005 var resultat per aksje 14,19 kroner, sammenlignet med 11,50 kroner i 2004.
In the fourth quarter of 2005, earnings per share were NOK 3.94 (USD 0.59) compared to NOK 4.64 (USD 0.76) in the fourth quarter of 2004.
I fjerde kvartal 2005 var resultat per aksje 3,94 kroner, sammenlignet med 4,64 kroner i samme kvartal i fjor.
Statoil’s board of directors will propose to the annual general meeting an ordinary dividend of NOK 3.60 per share for 2005, as well as NOK 4.60 per share in special dividend due to increased results from higher oil and gas prices.
Statoils styre vil foreslå for generalforsamlingen at det utbetales et ordinært utbytte på 3,60 kroner per aksje for 2005, samt 4,60 kroner per aksje i ekstraordinært utbytte grunnet økt resultat knyttet til høyere olje- og gasspriser.
In 2004 the ordinary dividend was NOK 3.20 per share, while the special dividend amounted to NOK 2.10 per share.
I 2004 var ordinært utbytte 3,20 kroner, mens ekstraordinært utbytte var 2,10 kroner per aksje.
Income before financial items, income taxes and minority interest in 2005 was NOK 95.1 billion compared to NOK 65.1 billion in 2004.
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser i 2005 var 95,1 milliarder kroner, sammenlignet med 65,1 milliarder kroner i 2004.
The increase was mainly due to a 34 per cent increase in the average oil price measured in NOK, a 31 per cent increase in gas prices measured in NOK, a 7 per cent increase in oil and gas liftings, and a net increase of NOK 0.9 billion from sale of shares.
Økningen var hovedsakelig knyttet til 34 prosent økning i gjennomsnittlig oljepris og en 31 prosent økning i gassprisen målt i norske kroner, en økning på 7 prosent i løfting av olje og gass og en netto økning i gevinst fra salg av aksjer på 0,9 milliarder kroner.
In addition, increased margins and regularity from the refineries were the main contributors to the increase in results from the downstream business.
I tillegg var økte marginer og regularitet fra raffineriene den viktigste bidragsyteren til økningen i resultatet fra nedstrømsvirksomheten.
The increase in cost items was mainly related to increased activity, both in the fourth quarter and for the year 2005, relative to the same periods in the year before.
De økte kostnadene skyldes i hovedsak økt aktivitet, både i fjerde kvartal og i året 2005, sammenlignet med tilsvarende perioder i fjor.
Insurance costs increased by NOK 0.1 billion in the fourth quarter of 2005 compared to the fourth quarter of 2004, and by NOK 0.4 billion for the year 2005 compared to 2004.
Forsikringskostnaden økte med 0,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2005 og med 0,4 milliarder kroner i året 2005, sammenlignet med de samme periodene i 2004.