natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The bulk of the gas is sold to the Continent on long-term contracts, but as Ormen Lange comes on stream in October 2007 more and more of Hydro’s gas will be piped to the UK.
Størstedelen av gassen blir solgt til Kontinentet på langsiktige avtaler, men etter hvert som Ormen Lange kommer i produksjon i oktober 2007, vil stadig mer av Hydros gass bli sendt til Storbritannia.
“Safe and environmental energy supply has of late become a major topic of political debate in Europe.
- Sikker og miljøvennlig energiforsyning har den seneste tiden blitt et svært sentralt tema i den politiske debatten i Europa.
We are therefore proud that Ormen Lange can supply the UK market with 20 percent of their future gas needs,” says Fog.
Vi er derfor stolte over at Ormen Lange kan forsyne det britiske markedet med 20 prosent av deres fremtidige behov for gass, sier Fog.
Hydro’s gas production is rapidly growing.
Hydros gassproduksjon er i sterk vekst.
In 2006 Hydro supplied NOK 10 billion cubic meters of gas and production will continue to grow in the coming years.
I 2006 leverte Hydro drøyt 10 milliarder kubikkmeter med gass, og produksjonen vil fortsette å øke i årene fremover.
“Output has doubled since 2001, and when Ormen Lange hits plateau production in 2010 we will in less than ten years have trebled production from the fields in which Hydro has a stake,” says Fog.
- Det har vært en fordobling siden 2001, og når Ormen Lange-produksjonen er på platå i 2010, vil vi ha bak hos en tredobling på mindre enn ti år fra de feltene der Hydro har eierandeler, sier Fog.
Hydro is responsible for developing the Ormen Lange field in the Norwegian Sea, 120 km northwest of the Møre coastline in mid-Norway.
Hydro er utbyggingsansvarlig for Ormen Lange-feltet i Norskehavet, 120 kilometer nordvest av Mørekysten.
The field is being developed under extreme conditions with seabed installations at depths of between 800 and 1100 meters.
Ormen Lange-feltet bygges under ekstreme forhold med havbunnsinstallasjoner på mellom 800 og 1.100 meters dyp.
Hydro's development project for the Ormen Lange gas field was in the spotlight when the company took part in the big E-World Energy and Water trade fair in Essen, Germany this week.
Hydros utbygging av gassfeltet Ormen Lange sto i sentrum, da selskapet presenterte seg på den store energimessen E-World Energy and Water i Essen i Tyskland denne uken.
Details on allocation of the Dividend Shares for the first quarter 2017 are set forth in the overview below.
Nærmere detaljer om fordeling av Utbytteaksjene for første kvartal 2017 er angitt i oversikten under.
This information is subject of the disclosure requirements acc. to § 5-12 vphl (Norwegian Securities Trading Act)
Opplysningene er informasjonspliktige i henhold til verdipapirhandelloven § 5-12.
Title
Tittel
Dividend Shares allocated to primary insider
Utbytte- aksjer tildelt primær- innsider
Dividend Shares allocated to close associate(s)
Utbytte- aksjer tildelt nærstående
New shareholding close associate(s)
Ny aksje- beholdning nærstående
Total shareholding
Samlet aksje- beholdning
Agerup, Wenche
Agerup, Wenche
Member of the board of directors
Styremedlem
Executive vice president
Konserndirektør
Chief Financial Officer
Konserndirektør
Hovden, Magne
Hovden, Magne
Jacobsen, Jon Arnt
Jacobsen, Jon Arnt
Senior vice president corporate audit
Direktør internrevisjon
20,720
20 720
Senior vice president
Juridisk direktør
108,926
108 926
Senior vice president
Direktør konsernregnskap
Labråten, Per Martin
Labråten, Per Martin
Member of the board of director
Styremedlem
Lægreid, Stig
Lægreid, Stig
Nilsson, Jannicke
Nilsson, Jannicke
Chief Operating Officer
Konserndirektør
Nylund, Arne Sigve
Nylund, Arne Sigve
Reinhardsen, Jon Erik
Reinhardsen, Jon Erik
Chair of the board of Directors
Styreleder
2,530
2 530
Reitan, Torgrim
Reitan, Torgrim
Senior vice president
Økonomidirektør
President and Chief Executive Officer
Konsernsjef
Vice president
Direktør CEO Sekretariatet
The accounts and presentation material will be published on our website www.statoil.com.
Regnskapet og presentasjonsmateriellet vil bli lagt ut på nettstedet www.statoil.com.
This presentation will be given in Norwegian.
Presentasjonen holdes på norsk.
An analyst conference and webcast will be held in London at 14:30 (UK time) at City Presentation Centre, 4 Chiswell Street, London EC1Y 4UP.
Konferansen finner sted i City Presentation Centre, 4 Chiswell Street, London EC1Y 4UP.
Presentations will be given in English by CEO Helge Lund and CFO Eldar Sætre.
Presentasjonene holdes på engelsk av konsernsjef Helge Lund og konserndirektør for økonomi og finans Eldar Sætre.
The presentations will be webcast live via our website www.statoil.com/ir.
Presentasjonene vil bli overført direkte via nettstedet www.statoil.com/ir.
Statoil ASA will release its fourth quarter and preliminary full-year results for 2006 on Monday 12 February at 08:00 (CET).
Statoil ASA vil offentliggjøre resultatet for fjerde kvartal og foreløpig resultat for 2006 mandag 12. februar klokken 08.00.
Financial statements and review - fourth quarter 2006 MD&A Presentation: Strengthened platform in a complex environment (PDF file) (90 pages) Short version (23 pages)
Kvartalsberetning og regnskap - 4. kvartal 2006 (engelsk tekst) MD&A Presentasjon:Strengthened platform in a complex environment (English only) (PDF-fil, 90 sider) Kort versjon (23 sider)
The merger between Statoil and Hydro Press release:Synergy potential from the merger between Statoil and Hydro's oil and gas activities (PDF file) Presentation: Synergy potential from the merger between Statoil and Hydro's oil and gas activities (PDF file)
Fusjonen mellom Statoil og Hydro Pressemelding:Synergieffekter av fusjonen mellom Statoil og Hydros olje- og gassvirksomhet (PDF-fil) Presentasjon:Synergy potential from the merger between Statoil and Hydro's oil and gas activities (English only) (PDF-fil)
The Statoil group had a net income of NOK 40.6 billion in 2006, compared to NOK 30.7 billion in 2005.
Statoil-konsernet leverte et årsresultat på 40,6 milliarder kroner i 2006, sammenlignet med 30,7 milliarder kroner i 2005.
Net income for the fourth quarter of 2006 was NOK 12.0 billion, compared to NOK 8.5 billion for the same period of 2005.
Resultatet for fjerde kvartal 2006 var på 12,0 milliarder kroner, sammenlignet med 8,5 milliarder kroner for samme periode i 2005.
The increase in net income of NOK 3.5 billion from the fourth quarter of 2005 to the fourth quarter of 2006 was mainly due to higher financial income and lower income taxes.
Resultatforbedringen på 3,5 milliarder fra fjerde kvartal 2005 til fjerde kvartal 2006 skyldes hovedsakelig høyere finansinntekter og lavere inntektsskatt.
”The annual income for 2006 is the best ever for Statoil.
- Årsresultatet for 2006 er det beste noensinne for Statoil.
We maintain strong earnings and competitive returns, despite temporarily lower production overall,” says chief executive Helge Lund.
Vi har fortsatt høy inntjening og konkurransedyktig avkastning til tross for midlertidig lavere samlet produksjon, sier konsernsjef Helge Lund.
“Through the acquisition of two deepwater portfolios in the Gulf of Mexico (GoM) from Anadarko and Plains and the subsequent divestment of the retail operation in Ireland we have further upgraded our portfolio,” states the CEO.
- Gjennom oppkjøp av to dypvannsporteføljer i Mexicogolfen fra Anadarko og Plains og salg av detaljhandelsvirksomheten i Irland har vi ytterligere styrket porteføljen vår, sier konsernsjefen.
“Both the fourth quarter and the year as a whole have been characterised by high exploration activity, both on the Norwegian continental shelf (NCS) and internationally.
- Både fjerde kvartal og året som helhet kjennetegnes av høy leteaktivitet, både på norsk sokkel og internasjonalt.
At the same time we have also secured new exploration acreage, put new fields on stream and launched new field development plans that support the group’s long-term growth ambition,” says Mr Lund.
Samtidig har vi sikret oss nye leteområder, satt nye felt i drift og lansert nye feltutbyggingsplaner som underbygger konsernets langsiktige vekstambisjoner, sier Lund.
The CEO points to the field development plans for Gjøa and Alve as good examples of the group’s efforts in further developing the NCS.
Konsernsjefen viser til feltutbyggingsplanene for Gjøa og Alve som gode eksempler på konsernets satsing på videreutvikling av norsk sokkel.
During 2006, nine new fields came on stream.
I løpet av 2006 ble ni nye prosjekter satt i drift.
“On 18 December it was announced that the boards of directors of Statoil and Hydro recommend a merger of Hydro’s oil- and gas activities with Statoil.
- 18. desember ble det kunngjort at styrene i Statoil og Hydro anbefaler en fusjon av Hydros olje- og gassvirksomhet med Statoil.
The processes that lead up to the necessary approvals of the merger are well under way.
Prosessene fram mot de nødvendige godkjennelsene av fusjonen er godt i gang og går som planlagt.
By combining the strengths from both companies, we will build a strong Norwegian based energy company, well positioned to succeed even better in the global competition,” says Mr Lund.
Ved å kombinere det beste fra begge selskaper skal vi bygge et sterkt norskbasert energiselskap som vil være enda bedre rustet til å lykkes internasjonalt, sier Lund.
Return on average capital employed after tax (ROACE) (*) for the 12 months ended 31 December 2006 was 27.1%, compared to 27.6% for the 12 months ended 31 December 2005.
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE)* for de siste 12 månedene var 27,1 prosent, sammenlignet med 27,6 prosent ved utgangen av 4. kvartal 2005.
The decrease in ROACE was mainly due to the increase in capital employed partly offset by higher net income.
Nedgangen i ROACE skyldes hovedsakelig en økning i sysselsatt kapital som delvis ble motvirket av et høyere resultat.
ROACE is defined as a non-GAAP financial measure (*).
ROACE er definert som et "non-GAAP" finansielt måltall*.
In 2006, earnings per share were NOK 18.79 (USD 3.02) compared to NOK 14.19 (USD 2.10) in 2005.
I 2006 var resultat per aksje 18,79 kroner, sammenlignet med 14,19 kroner i 2005.
In the fourth quarter of 2006, earnings per share were NOK 5.58 (USD 0.90) compared to NOK 3.94 (USD 0.59) in the fourth quarter of 2005.
I fjerde kvartal 2006 var resultat per aksje 5,58 kroner, sammenlignet med 3,94 kroner i fjerde kvartal 2005.
Statoil’s board of directors will propose to the annual general meeting an ordinary dividend of NOK 4.00 per share for 2006, as well as NOK 5.12 per share in special dividend.
Statoils styre vil foreslå overfor generalforsamlingen at ordinært utbytte for 2006 fastsettes til 4,00 kroner per aksje, samt at det utbetales 5,12 kroner per aksje i ekstraordinært utbytte.
In 2005 the ordinary dividend was NOK 3.60 per share, while the special dividend amounted to NOK 4.60 per share.
I 2005 var ordinært utbytte 3,60 kroner per aksje, mens det ekstraordinære utbyttet var på 4,60 kroner per aksje.
Income before financial items, income taxes and minority interest in 2006 was NOK 116.9 billion compared to NOK 95.0 billion in 2005.
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser i 2006 var 116,9 milliarder kroner, sammenlignet med 95,0 milliarder kroner i 2005.
The increase was mainly due to a 20% increase in the average oil price measured in NOK and a 32% increase in the gas price measured in NOK.
Oppgangen var hovedsakelig knyttet til økning av olje- og gassprisene på henholdsvis 20 prosent og 32 prosent, begge målt i norske kroner.
The increase was partly offset by a reduction in lifted oil volumes and an increase in cost items.
Oppgangen ble delvis motvirket av reduksjon i løftede oljevolumer og økte utgiftsposter.
Income before financial items, income taxes and minority interest decreased from NOK 27.8 billion in the fourth quarter of 2005 to NOK 26.1 billion in the same period of 2006.
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser ble redusert fra 27,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2005 til 26,1 milliarder kroner i samme periode i 2006.
This was mainly related to a 9% decrease in the total oil and gas liftings, a 43% reduction in refining margins, and the tax-free capital gain of NOK 1.5 billion from the sale of Borealis in the fourth quarter of 2005.
Dette var hovedsakelig knyttet til en nedgang i samlet olje- og gassløfting på 9 prosent, en 43 prosents reduksjon av raffineringsmarginene og den skattefrie gevinsten på 1,5 milliarder kroner ved salg av Borealis i fjerde kvartal 2005.
In addition, operating expenses increased by NOK 1.2 billion and exploration expenses increased by NOK 1.2 billion, mainly due to higher activity.
I tillegg kommer en økning i driftskostnadene på 1,2 milliarder kroner og økning i undersøkelseskostnadene på 1,2 milliarder kroner, hovedsakelig som følge av høyere aktivitet.
The decrease in income before financial items, income taxes and minority interest in the fourth quarter of 2006 was partly offset by an increased average gas price measured in NOK of 16%.
Det reduserte resultatet før finans, skatt og minoritetsinteresser i fjerde kvartal 2006 ble delvis motvirket av en økning i gjennomsnittlig gasspris på 16 prosent, målt i norske kroner.
Selling, general and administrative expenses decreased by NOK 1.3 billion in the fourth quarter, mainly due to decreased insurance cost of NOK 0.9 billion.
Salgs- og administrasjonskostnader ble redusert med 1,3 milliarder kroner i fjerde kvartal, hovedsakelig som følge av en reduksjon i forsikringskostnader på 0,9 milliarder kroner.
The fourth quarter of 2005 included an insurance cost of NOK 0.5 billion due to insurance premium commitments and accruals related to liabilities in the two mutual insurance companies in which Statoil Forsikring participates.
Fjerde kvartal 2005 inkluderte en forsikringskostnad på 0,5 milliarder kroner som følge av forsikringspremier og avsetninger knyttet til forpliktelser i de to gjensidige forsikringsselskapene der Statoil Forsikring deltar.
These accruals were partially reversed by NOK 0.4 billion in the fourth quarter of 2006.
Disse avsetningene ble delvis tilbakeført med 0,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
In addition, discontinuing operations in Ireland, including a pre-tax gain of NOK 0.6 billion, is reported net under selling, general and administrative expenses.
I tillegg er avhendelse av virksomhet i Irland, inkludert en gevinst før skatt på 0,6 milliarder kroner, ført netto under salgs- og administrasjonskostnader.
103,591
103 591
106,142
106 142
(2%)
-2%
423,528
423 528
(8%)
-8%
(62%)
-62%
(97%)
-97%
1,228
1 228
(26%)
-26%
103,735
103 735
107,837
107 837
425,166
425 166
239,544
239 544
9,818
9 818
8,643
8 643
1,289
1 289
2,574
2 574
6,990
6 990
6,357
6 357
7,592
7 592
21,767
21 767
1,917
1 917
5,664
5 664
77,676
77 676
80,037
80 037
308,285
308 285
(6%)
-6%
116,881
116 881
2,811
2 811
(1,515)
-1 515
286%
286%
4,814
4 814
237%
237%
28,870
28 870
26,285
26 285
121,695
121 695
(16,769)
-16 769
(17,581)
-17 581
(80,360)
-80 360
34%
-34%
(720)
-720
(6%)
6%
12,012
12 012
40,615
40 615
Income before financial items, income taxes and minority
Resultat før finans, skatt og
(in millions)
for segmentene (i millioner)
21,081
21 081
1,295
1 295
10,928
10 928
2,331
2 331
10,009
10 009
1,141
1 141
2,692
2 692
(58%)
-58%
6,998
6 998
131%
131%
(443)
-443
2,151, 148,995
2 151 148 995
2,165, 464,649
2 165 464 649
2,161, 028,202
2 161 028 202
5.58
5,58
18.79
18,79
27.1%
27,1%
16.8%
16,8%
64.4
64,4
USDNOK average daily exchange rate
Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD)
6.42
6,42
Average oil price (NOK/bbl) [*]
Gjennomsnittlig oljepris (NOK per fat)*
Refining margin, FCC (USD/boe) [*]
Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat)*
Total oil and gas production (1,000 boe/day) [*]
Total olje- og gassproduksjon (1 000 fat o.e.
(9%)
-9%
1,133
1 133
Reserve replacement rate (annual) [*]
Reserveerstatningsrate årlig
Reserve replacement rate 3-year average
Reserveerstatningsrate 3-årssnitt
4,185
4 185
Production cost (NOK/boe, last 12 months) [*]
Produksjonskostnad (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.)
Production cost normalised (NOK/boe, last 12 months) [*]
Normalisert produksjonskostnad (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.)*
26.2
26,2
Total oil and gas liftings in 2006 were 1,133,000 boe per day compared to 1,166,000 boe per day in 2005.
Samlet olje- og gassløfting i 2006 var 1 133 000 fat o.e. per dag sammenlignet med 1 166 000 fat o.e. per dag i 2005.
This indicates an average underlift of 2,000 boe per day in 2006, compared to an average underlift of 3,000 boe per day in 2005.
Dette indikerer et gjennomsnittlig underløft på 2 000 fat o.e. per dag i 2006, sammenlignet med et gjennomsnittlig underløft på 3 000 fat o.e. per dag i 2005.
In the fourth quarter of 2006 total oil and gas liftings were 1,145,000 boe per day compared to 1,252,000 boe per day in the fourth quarter of 2005.
I fjerde kvartal 2006 var samlet olje- og gassløfting på 1 145 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 252 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2005.
This indicates an average underlift of 8,000 boe per day in the fourth quarter of 2006 compared to an average overlift of 20,000 boe per day in the fourth quarter of 2005.
Dette indikerer et gjennomsnittlig underløft på 8 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2006, sammenlignet med et gjennomsnittlig overløft på 20 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2005.
Exploration expenditure in 2006 was NOK 7.5 billion, compared to NOK 4.3 billion in 2005.
Undersøkelsesutgiftene i 2006 var 7,5 milliarder kroner, sammenlignet med 4,3 milliarder kroner i 2005.
Exploration expenditure in the fourth quarter of 2006 amounted to NOK 2.0 billion, compared to NOK 1.1 billion in the fourth quarter of 2005.
Undersøkelsesutgiftene i fjerde kvartal 2006 var 2,0 milliarder kroner, sammenlignet med 1,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2005.
Exploration expenditure reflects the period's exploration activities.
Undersøkelsesutgiftene gjenspeiler leteaktiviteten i perioden.
Exploration expenses for the period consist of exploration expenditure adjusted for the period's change in capitalised exploration expenditure.
Undersøkelseskostnadene i perioden omfatter undersøkelsesutgifter justert for en endring i balanseførte undersøkelsesutgifter i perioden.
Exploration expenses in 2006 amounted to NOK 5.7 billion, compared to NOK 3.3 billion in 2005.
Undersøkelseskostnadene i 2006 var 5,7 milliarder kroner, sammenlignet med 3,3 milliarder kroner i 2005.
In the fourth quarter of 2006 exploration expenses amounted to NOK 1.9 billion, compared to NOK 0.7 billion in the fourth quarter of 2005.
I fjerde kvartal 2006 var undersøkelseskostnadene 1,9 milliarder kroner, sammenlignet med 0,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2005.
The increase both in exploration expenditure and exploration expenses was mainly due to higher exploration activity in 2006 compared to 2005.
De økte undersøkelsesutgiftene og undersøkelseskostnadene skyldes hovedsakelig høyere leteaktivitet i 2006 sammenlignet med 2005.
Exploration expenses also increased due to an increase in expense of previously capitalised licences and well expenditures.
Økningen i undersøkelseskostnadene skyldes også en økning i kostnadsføring av tidligere balanseførte lisenser og brønnutgifter.
1,980
1 980
81%
81%
7,451
7 451
72%
72%
Expensed, previously capitalised exploration expenditure
Kostnadsført av tidligere balanseførte undersøkelsesutgifter
322%
322%
(467)
-467
(30%)
-30%
(2,454)
-2 454
(98%)
-98%
In the fourth quarter of 2006, a total of seven exploration and appraisal wells were completed, four on the NCS and three internationally.
I fjerde kvartal 2006 ble totalt syv lete- og avgrensningsbrønner fullført, fire på norsk sokkel og tre internasjonalt.
Four wells resulted in discoveries, while one well awaits final evaluation.
Fire brønner resulterte i funn, mens én brønn er ikke ferdig evaluert.
In addition, one exploration extension on the NCS was completed in the fourth quarter of 2006 and resulted in a discovery.
I tillegg ble én leteforlengelse fullført på norsk sokkel i fjerde kvartal 2006 og den resulterte i funn.
Four exploration wells were completed in the fourth quarter of 2005.
Fire letebrønner ble fullført i fjerde kvartal 2005.
Proved reserves at the end of 2006 were 4,185 million boe, compared to 4,295 million boe at the end of 2005, a decrease of 111 million boe.
Påviste reserver ved utgangen av 2006 var 4 185 millioner fat o.e., sammenlignet med 4 295 millioner fat o.e. ved utgangen av 2005, en nedgang på 111 millioner fat o.e.
In 2006, 307 million boe were added, mostly through revisions, extensions and discoveries, compared to 453 million boe in 2005.
I 2006 ble 307 millioner fat o.e. tilført, hovedsakelig gjennom revisjoner, leteforlengelser og funn, sammenlignet med 453 millioner fat o.e. i 2005.
Production in 2006 was 415 million boe compared to 427 million boe in 2005.
Produksjonen i 2006 var 415 millioner fat o.e. sammenlignet med 427 millioner fat o.e. i 2005.
The reserve replacement ratio (*) was 73% in 2006, compared to 102% in 2005, while the average three-year replacement ratio was 94% in 2006, compared to 102% in of 2005.
Reserveerstatningsraten var 73 prosent i 2006, sammenlignet med 102 prosent i 2005, mens den gjennomsnittlige erstatningsraten i en treårsperiode var 94 prosent i 2006, sammenlignet med 102 prosent i 2005.
Production cost per boe was NOK 26.6 for the 12 months ended 31 December 2006, compared to NOK 22.3 for the 12 months ended 31 December 2005 (*).
Produksjonskostnaden per fat o.e. var 26,6 kroner for de siste 12 månedene ved utgangen av 2006, sammenlignet med 22,3 kroner i de siste 12 månedene ved utgangen av 2005*.
Normalised at a USDNOK exchange rate of 6.00 and adjusted for the estimated volume due to PSA effects based on an average oil price of USD 60 per bbl, the production cost for the 12 months ended 31 December 2006 was NOK 26.2 per boe, compared to NOK 22.0 per boe for the 12 months ended 31 December 2005 (*).
Normalisert til en NOK/USD valutakurs på 6,00 og justert for estimert volum på grunn av PSA-effekter basert på en gjennomsnittlig oljepris på 60 amerikanske dollar per fat, var produksjonskostnaden for de siste 12 månedene 26,2 kroner per fat o.e. ved utgangen av fjerde kvartal 2006, sammenlignet med 22,0 kroner per fat o.e. ved utgangen av fjerde kvartal 2005*.
The production unit costs, both actual and normalised, have increased, mainly due to a higher activity level, temporary lower production, and increasing industry cost pressure.
Både virkelig og normalisert produksjonskostnad per fat har økt, hovedsakelig grunnet høyere aktivitetsnivå, midlertidig lavere produksjon og økt kostnadspress i industrien.
Net financial items amounted to an income of NOK 4.8 billion in 2006 compared to an expense of NOK 3.5 billion in 2005.
Netto finansposter utgjorde en inntekt på 4,8 milliarder kroner i 2006, sammenlignet med en kostnad på 3,5 milliarder kroner i 2005.
In the fourth quarter of 2006 net financial items were an income of NOK 2.8 billion, compared to an expense of NOK 1.5 billion in the fourth quarter of 2005.
I fjerde kvartal 2006 utgjorde netto finansposter en inntekt på 2,8 milliarder kroner sammenlignet med en kostnad på 1,5 milliarder kroner i fjerde kvartal 2005.
The increased income in 2006 was mainly caused by increased currency gains, due to a weakening of the USD in relation to the NOK in 2006.
Den økte inntekten i 2006 skyldtes hovedsakelig høyere valutagevinst på grunn av en svekkelse av amerikanske dollar i forhold til norske kroner i 2006.
Most of the currency gains relate to Statoil’s short-term NOK hedging policy and unrealised gains on long-term USD debt.
Det meste av valutagevinsten er knyttet til Statoils kortsiktige sikringsstrategi i norske kroner og urealiserte gevinster på langsiktig gjeld i amerikanske dollar.
31.12.2006
31.12.2006
30.09.2006
30.09.2006
USDNOK
NOK/USD
6.26
6,26
6.50
6,50
In the fourth quarter of 2006 income taxes were NOK 16.8 billion, equivalent to a tax rate of 58.1%.
I fjerde kvartal 2006 var skattekostnaden 16,8 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 58,1 prosent.
Income taxes in the fourth quarter of 2005 were NOK 17.6 billion, equivalent to a tax rate of 66.9%.
Skattekostnaden i fjerde kvartal 2005 var 17,6 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 66,9 prosent.