natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The well will be drilled about 24 kilometres north of the discovery well 7220/10-1 in production licence 533. 
Brønnen blir bora om lag 24 kilometer nord for funnbrønnen 7220/10-1 i utvinningsløyve 533
Production licence 533 was awarded on 15 May 2009 in the 20th licensing round. 
Utvinningsløyve 533 blei delt ut 15.05.2009 i 20. konsesjonsrunde.
The permit is contingent on the operator securing all other permits and consents required by other authorities prior to commencing drilling activities. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka som blir kravde av andre styresmakter er gitt før boreaktiviteten startar.
Wellbore 7219/12-2 S will be drilled from the Leiv Eiriksson drilling facility, at position 72°5' 12.63" north and 19°59' 10.08" east. 
Brønn 7219/12-2 S skal borast frå boreinnretninga Leiv Eiriksson i posisjon 72°5' 12,63" nord og 19°59' 10,08" aust.
The drilling program for wellbore 7219/12-2 S relates to the drilling of a wildcat well in production licence 533. 
Boreprogrammet for brønn 7219/12-2 S gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 533.
Lundin Norway AS is the operator with an ownership interest of 35 per cent and the licensees are Aker BP AS with 35 per cent and DEA Norge AS with 30 per cent. 
Lundin Norway AS er operatør med ein del på 35 prosent og rettshavarane er Aker BP AS med 35 prosent og DEA Norge AS med 30 prosent.
The well will be drilled about 20 kilometres west of the 7220/11-1 (Alta) discovery well in production licence 609. 
Brønnen blir bora om lag 20 kilometer vest for funnbrønnen 7220/11-1 (Alta) i utvinningsløyve 609
Production licence 533 was awarded in the 20th licensing round in 2009. 
Utvinningsløyve 533 vart delt ut i 20. konsesjonsrunde i 2009.
The permit is contingent upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities prior to commencing the drilling activity. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka krevd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Well 7219/9-2 will be drilled from the Songa Enabler drilling facility at position 72°19' 43.74" north and 19°54' 39.95" east. 
Brønn 7219/9-2 skal borast frå boreinnretninga Songa Enabler i posisjon 72°19' 43,74" nord og 19°54' 39,95" aust.
The drilling programme for well 7219/9-2 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 532. 
Boreprogrammet for brønn 7219/9-2 gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 532.
Statoil is the operator with an ownership interest of 50 per cent and the licensees are Eni Norge AS with 30 per cent and Petoro AS with 20 per cent. 
Statoil er operatør med ein del på 50 prosent og rettshavarane er Eni Norge AS med 30 prosent og Petoro AS med 20 prosent.
The area in this licence consists of the blocks 7219/9, 7220/4, 7220/5, 7220/7 and 7220/8. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 7219/9, 7220/4, 7220/5, 7220/7 og 7220/8.
The well will be drilled about 23 kilometers southwest of the discovery well 7220/8-1 in production licence 532. 
Brønnen blir bora om lag 23 kilometer sørvest for funnbrønnen 7220/8-1 i utvinningsløyve 532
Production licence 532 was awarded in the 20th licensing round in 2009. 
Utvinningsløyve 532 blei tildelt i 20. konsesjonsrunde i 2009.
Well 7220/11-4 A will be drilled from the Leiv Eiriksson drilling facility, at position 72o2' 27.88" north and 20o33' 7.97" east. 
Brønn 7220/11-4 A skal borast frå boreinnretninga Leiv Eiriksson i posisjon 72o2' 27,88" nord og 20o33' 7,97" aust.
The drilling program for well 7220/11-4 A relates to the drilling of an appraisal well in production licence 609. 
Boreprogrammet for brønn 7220/11-4 A gjeld boring av ein avgrensningsbrønn i utvinningsløyve 609.
Lundin Norway AS is the operator with an ownership interest of 40 per cent and the licensees are Idemitsu Petroleum Norge AS with 30 per cent and DEA Norge AS with 30 per cent. 
Lundin Norway AS er operatør med ein del på 40 prosent og rettshavarane er Idemitsu Petroleum Norge AS med 30 prosent og DEA Norge AS med 30 prosent.
The area in this licence consists of the blocks/parts of blocks 7220/6, 7220/9, 7220/11, 7220/12 and 7221/4. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene/del av blokkene 7220/6, 7220/9, 7220/11, 7220/12 og 7221/4.
The well will be drilled about two kilometres south of the discovery well 7220/11-1 in production licence 609. 
Brønnen blir bora om lag to kilometer sør for funnbrønnen 7220/11-1 i utvinningsløyve 609.
Production licence 609 was awarded in the 21st licensing round in 2011. 
Utvinningsløyve 609 vart delt ut i 21. konsesjonsrunde i 2011.
The permit is contingent upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities prior to commencing the drilling activities. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka krevd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Well 7220/11-4 will be drilled from the Leiv Eiriksson drilling facility at position 72°2' 27.56" north and 20°33' 8.1" east. 
Brønn 7220/11-4 skal borast frå boreinnretninga Leiv Eiriksson i posisjon 72°2' 27,56" nord og 20°33' 8,1" aust.
The drilling programme for well 7220/11-4 relates to the drilling of an appraisal well in production licence 609. 
Boreprogrammet for brønn 7220/11-4 gjeld boring av ein avgrensingsbrønn i utvinningsløyve 609.
Lundin Norway AS is the operator with an ownership interest of 40 per cent, the other licensees are Idemitsu Petroleum Norge AS with 30 per cent and DEA Norge AS with 30 per cent. 
Lundin Norway AS er operatør med ein del på 40 prosent, dei andre rettshavarane er Idemitsu Petroleum Norge AS med 30 prosent og DEA Norge AS med 30 prosent.
The area in this licence consists of the blocks/part of blocks 7220/6, 7220/9, 7220/11, 7220/12 and 7221/4. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene/del av blokkene 7220/6, 7220/9, 7220/11, 7220/12 og 7221/4.
Production licence 609 was awarded in the 21st licensing round in 2011. 
Utvinningsløyve 609 vart tildelt i 21. konsesjonsrunde i 2011.
The permit is contingent upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities before commencing drilling activities. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka krevd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
We must extract more oil from the fields in operation to offset this trend. 
Vi må få mer olje ut fra feltene i drift for å kompensere for noe av dette.
This is what NPD Director General Bente Nyland said in her presentation at the seminar on improved oil recovery held in Stavanger on 12 November. 
Det sa oljedirektør Bente Nyland i sitt foredrag på seminaret om økt oljeutvinning i Stavanger 12. november.
The seminar entitled "More to recover – what's stopping us?" is organised by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) and FORCE, the industry's cooperative forum for exploration and improved recovery. 
Seminaret ”Mer å hente – hva stopper oss” arrangeres av Oljedirektoratet og Force, bransjens samarbeidsforum for leting og økt utvinning.
Decision-makers in the oil industry make up the target group. 
Målgruppen er beslutningstakere i oljeindustrien.
The estimated average recovery rate for oil from Norwegian fields, including improved plans, is currently 46 per cent. 
Den gjennomsnittlige utvinningen av olje fra norske felt er i dag, med vedtatte planer, anslått til 46 prosent.
This means that more than half of the oil will be left in the ground, unless we work harder to improve this. 
Det betyr at mer enn halvparten av oljen blir liggende igjen i bakken, med mindre innsatsen øker.
There are substantial remaining oil resources in the fields which provide many opportunities for additional value creation. 
Det er store gjenværende oljeressurser i feltene som gir mange muligheter for ytterligere verdiskaping.
However, we could run out of options on several of the large fields if we don't make these decisions in time. 
Tiden kan løpe fra oss på flere av de store feltene hvis det ikke tas beslutninger i tide.
"The NPD believes that maximum recovery from already producing fields, as long as it is prudent from a socioeconomic and safety perspective, is one of the most important tasks on the Norwegian shelf," Nyland emphasised. 
- Oljedirektoratet mener at det å utvinne maksimalt fra de feltene som er i produksjon, så sant dette er samfunnsøkonomisk og sikkerhetsmessig forsvarlig, er en av de viktigste oppgavene på norsk sokkel, understreket Nyland.
She also repeated the authorities' goal of increasing oil reserves by five billion barrels during the period 2005-2015. 
Hun minnet også om myndighetenes mål om å øke oljereservene med fem milliarder fat i perioden 2005-2015.
Estimates indicate that about three-fourths of these volumes must come in the form of additional resources from fields that are currently in operation. 
Beregninger viser at om lag tre fjerdedeler av disse må komme som tilleggsressurser fra feltene som er i drift i dag.
Improved oil recovery – can we afford to ignore it, are we making the right decisions in time, do we have the technology, are we managing gas resources correctly, and what does the Petroleum Act say? 
Økt oljeutvinning – har vi råd til å la være, tar vi de rette beslutningene i tide, mangler vi teknologi disponerer vi gassen rett og hva sier Petroleumsloven?
These are just a few of the questions that are discussed at the seminar. 
Dette er noen av spørsmålene som diskuteres på seminaret.
Other speakers included Robin Martin Kåss (state secretary in the Ministry of Petroleum and Energy), Jens Hagen (director of reserves and plans in StatoilHydro), Jan Rosnes (director of projects and strategy in Petoro), Grete Block Vagle (reservoir manager for Valhall in BP), Rune Hope (geoscience manager in Total), Robert Skrede (head of strategic projects in ConocoPhillips), Stein Rune Jacobsen (responsible for the IOR study on Snorre, StatoilHydro) and Berit Tennbakk (senior economist in Econ Pöyry). 
De øvrige foredragsholderne var Robin Martin Kåss (statssekretær i Olje- og energidepartementet), Jens Hagen (direktør for reserver og planer i StatoilHydro), Jan Rosnes (direktør for prosjekter og strategi i Petoro), Grete Block Vagle (leder reservoar Valhall i BP), Rune Hope (geoscience manager i Total), Robert Skrede (leder for strategiske prosjekt i ConocoPhillips, Stein Rune Jacobsen (ansvarlig for IOR-studien for Snorre, StatoilHydro) og Berit Tennbakk (seniorøkonom i Econ Pöyry).
Bente Nyland's presentation.pdf 
Bente Nylands presentasjon.pdf
Topics: Improved recovery 
Tema: Økt utvinning
Well 7220/6-3 will be drilled from the Leiv Eiriksson drilling facility at position 72° 43' 41.13'' north and 20° 50' 54.68'' east. 
Brønn 7220/6-3 skal borast frå boreinnretninga Leiv Eiriksson i posisjon 72°43' 41,13" nord og 20°50' 54,68" aust.
The drilling programme for well 7220/6-3 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 609. 
Boreprogrammet for brønn 7220/6-3 gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 609.
The well will be drilled about 18 kilometres northwest of the discovery well, 7220/6-2 R, in production licence 609. 
Brønnen blir bora om lag 18 kilometer nordvest for funnbrønnen 7220/6-2 R i utvinningsløyve 609.
Production licence 609 was awarded in the 21st licensing round in 2011. 
Utvinningsløyve 609 blei delt ut i 21. konsesjonsrunde i 2011.
The permit is contingent upon the operator securing the other permits and consents required by other authorities prior to commencing drilling activities. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka krevd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Well 7317/9-1 will be drilled from the Songa Enabler drilling facility, at position 73°27'50.46" north and 17°48'10.53" east after completing the drilling of wildcat well 7435/12-1 for Statoil Petroleum AS in production licence 859. 
Brønn 7317/9-1 skal borast frå boreinnretninga Songa Enabler i posisjon 73°27'50,46" nord og 17°48'10,53" aust etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 7435/12-1 for Statoil Petroleum AS i utvinningsløyve 859.
The drilling programme for well 7317/9-1 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 718. 
Boreprogrammet for brønn 7317/9-1 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 718.
Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 60 per cent. 
Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 60 prosent.
The other licensees are Dea Norge AS (20 per cent) and Petoro AS (20 per cent). 
Dei andre rettshavarane er Dea Norge AS (20 prosent) og Petoro AS (20 prosent).
The area in this licence consists of the blocks 7317/8 and 7317/9. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 7317/8 og 7317/9.
The well will be drilled about 75 kilometres northwest of the discovery 7319/12-1 (Pingvin) and about 370 kilometres from Hammerfest. 
Brønnen blir bora om lag 75 kilometer nordvest for funnet 7319/12-1 (Pingvin) og om lag 370 km frå Hammerfest.
Production licence 718 was awarded in 2013 in the 22nd licensing round on the Norwegian shelf. 
Utvinningsløyve 718 vart tildelt i 2013 i 22. konsesjonsrunde på norsk sokkel.
Well 7324/8-3 will be drilled from the Island Innovator drilling facility at position 73°26'4" north and 24°23'21.67" east. 
Brønn 7324/8-3 skal borast frå boreinnretninga Island Innovator i posisjon 73°26'4" nord og 24°23'21,67" aust.
The drilling programme for well 7324/8-3 relates to the drilling of an appraisal well in production licence 537. 
Boreprogrammet for brønn 7324/8-3 gjeld boring av avgrensingsbrønn i utvinningsløyve 537.
OMV (Norge) AS is the operator with an ownership interest of 25 per cent. 
OMV (Norge) AS er operatør med ein del på 25 prosent.
The other licensees are Statoil Petroleum (35 per cent), Idemitsu Petroleum Norge AS (20 per cent) and Petoro (20 per cent). 
Dei andre rettshavarane er Statoil Petroleum (35 prosent), Idemitsu Petroleum Norge AS (20 prosent) og Petoro (20 prosent).
The area in this licence consists of parts of block 7324/7 and block 7324/8. 
Arealet i dette løyvet består av delar av blokk 7324/7 og blokk 7324/8.
The well will be drilled on the Wisting discovery, approx. 260 kilometres off the coast. 
Brønnen blir bora på Wisting-funnet om lag 260 kilometer frå kysten .
Production licence 537 was awarded on 15 May 2009 (20th licensing round on the Norwegian shelf). 
Utvinningsløyve 537 vart tildelt 15. mai 2009 (20. konsesjonsrunde på norsk sokkel).
This is the sixth well to be drilled in the licence. 
Dette er den sjette brønnen som blir bora i løyvet.
Wellbore 7325/4-1 will be drilled from the Songa Enabler drilling facility at position 73°38' 57.55" north and 25°10' 41.74" east. 
Brønn 7325/4-1 skal borast frå boreinnretninga Songa Enabler i posisjon 73°38' 57,55" nord og 25°10' 41,74" aust.
The drilling programme for wellbore 7325/4-1 relates to the drilling of a wildcat well in production licence 855. 
Boreprogrammet for brønn 7325/4-1 gjeld boring av ein undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 855.
Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 55 per cent and the licensees are OMV (Norge) AS with 25 per cent and Petoro AS with 20 per cent. 
Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 55 prosent og rettshavarana er OMV (Norge) AS med 25 prosent og Petoro AS med 20 prosent.
The area in this licence consists of the blocks 7324/5, 7324/6, 7325/4 and 7325/5. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 7324/5, 7324/6, 7325/4 og 7325/5.
The well will be drilled about 30 kilometres northeast of the discovery well 7324/8-1 (Wisting) in production licence 537. 
Brønnen blir bora om lag 30 kilometer nordøst for funnbrønnen 7324/8-1 (Wisting) i utvinningsløyve 537.
Production licence 855 was awarded in the 23rd licensing round in 2016. 
Utvinningsløyve 855 vart delt ut i 23. konsesjonsrunde i 2016.
The permit is contingent upon the operator securing all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity commences. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka krevd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Well 7435/12-1 will be drilled from the Songa Enabler drilling facility at position 74°4’18.21’’ north and 35°48’31.06’’ east following completion of drilling of wildcat well 7325/4-1 for Statoil Petroleum AS in production licence 855. 
Brønn 7435/12-1 skal borast frå boreinnretninga Songa Enabler i posisjon 74°4'18,21" nord og 35°48'31,06" aust etter avslutting av boring av undersøkingsbrønn 7325/4-1 for Statoil Petroleum AS i utvinningsløyve 855.
The drilling program for well 7435/12-1 concerns the drilling of a wildcat well in production licence 859. 
Boreprogrammet for brønn 7435/12-1 gjeld boring av undersøkingsbrønn i utvinningsløyve 859.
Statoil Petroleum AS is the operator with an ownership interest of 30 per cent. 
Statoil Petroleum AS er operatør med ein del på 30 prosent.
The other licensees are Chevron Norge AS (20 per cent), Petoro AS (20 per cent), ConocoPhillips Scandinavia (15 per cent) and Lundin Norway AS (15 per cent). 
Dei andre rettshavarane er Chevron Norge AS (20 prosent), Petoro AS (20 prosent), ConocoPhillips Skandinavia (15 prosent) og Lundin Norway AS (15 prosent).
The area in this licence consists of the blocks 7335/1, 7335/2, 7335/3, 7336/1, 7434/7, 7434/8, 7434/9, 7435/9, 7435/10, 7435/11, 7435/12 and 7436/10. 
Arealet i dette løyvet består av blokkene 7335/1, 7335/2 , 7335/3, 7336/1, 7434/7, 7434/8, 7434/9, 7435/9, 7435/10, 7435/11, 7435/12 og 7436/10.
The well will be drilled about 320 km northeast of 7225/3-1 (Norvarg), about 365 kilometres northeast of discovery well 7324/8-1 (Wisting) in production licence 537 and about 415 km from the coast. 
Brønnen blir bora om lag 320 km nordaust for 7225/3-1 (Norvarg), om lag 365 kilometer nordaust for funnbrønn 7324/8-1 (Wisting) i utvinningsløyve 537 og om lag 415 km frå kysten.
Production licence 859 was awarded in the 23rd licensing round in 2016. 
Utvinningsløyve 859 vart tildelt i 23. konsesjonsrunde i 2016.
The permit is contingent upon the operator having secured all other permits and consents required by other authorities before the drilling activity starts. 
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
Historic seismic acquisition (pdf) 
Historisk seismikkinnsamling (pdf)
Statoil ASA, operator of production license 050, has proven oil in wildcat well 34/10-47 S. 
Statoil ASA har, som operatør for utvinningstillatelse 050, påvist olje i undersøkelsesbrønn 34/10-47 S.
In addition, as operator of Tyrihans Sør on Haltenbanken, Statoil ASA has also proven hydrocarbons in appraisal well 6406/3-6. 
I tillegg har Statoil ASA, som operatør for Tyrihans Sør på Haltenbanken, påvist hydrokarboner i avgrensningsbrønn 6406/3-6.
Press Releases Nos. 
Pressemelding nr.
37 and 38/2002. 
37 og 38/2002.
The main purpose of the well was to investigate possible hydrocarbon deposits in rocks from the Early and Middle Jurassic Ages. 
Hovedformålet med brønnen var å undersøke mulige forekomster av hydrokarboner i bergarter av tidlig og mellom jura alder.
No hydrocarbons were proven in the well. 
Det ble ikke påvist hydrokarboner i brønnen.
The well will now be plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå plugget og forlatt.
The well was drilled with the Transocean Winner drilling rig, which will now be laid up temporarily. 
Brønnen ble boret med boreinnretningen Transocean Winner som nå går midlertidig i opplag.
Licensees in PL 268: Norske Conoco AS (operator): 40% Norske Chevron AS: 30% Fortum Petroleum AS: 30% 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 268: Norske Conoco AS (operatøt): 40% Norske Chevron AS: 30% Fortum Petroleum AS: 30%
Contact information Bente Nyland, phone 51 87 62 82 
Kontaktinformasjon Bente Nyland, telefon 51 87 62 82
The well is being drilled by the Scarabeo 5 rig to test a new Cretaceous play model in the western part of the Møre Basin. 
Brønnen bores av boreinnretningen Scarabeo 5 for å teste en ny kritt letemodell i den vestlige delen av Mørebassenget.
The plan is to drill the well to a total depth of 3400 meters, and the well will be concluded in rocks from the Cretaceous Age. 
Brønnen skal etter planen bores til et totalt dyp av 3400 meter, og vil avsluttes i bergarter av kritt alder.
Both of the two anticipated main reservoir intervals for this drilling operation have been penetrated. 
De to antatte hovedreservoarintervallene for boreoperasjonen er begge penetrert.
No mobile hydrocarbons were proven in the well. 
Det er ikke påvist bevegelige hydrokarboner i brønnen.
The well will be permanently plugged and abandoned when the total depth is reached. 
Brønnen vil permanent plugges og forlates når den totale dybden blir nådd.
See also the table showing drilling activity in 2002. 
Se også tabell for boreaktivitet 2002.
Contact information Kjetil Kaada, ph. 
Kontaktinformasjon Kontaktperson: Kjetil Kaada, tlf.
+47 51 87 61 65 
51 87 61 65
The well is being drilled in production license 091. 
Brønnen bores i utvinningstillatelse 091.
The structure also extends into production license 073, and the drilling costs are covered by both production licenses. 
Strukturen strekker seg også inn i utvinningstillatelse 073, og borekostnadene dekkes av begge utvinningstillatelsene.
The discovery represents additional reserves for the previously proven hydrocarbons on Tyrihans Sør, and preliminary analyses indicate both oil and gas. 
Funnet representerer tilleggsreserver til tidligere påviste hydrokarboner på Tyrihans Sør, og foreløpige analyser indikerer både olje og gass.
The well is being drilled with the Stena Don drilling rig at a water depth of 273 meters. 
Brønnen blir boret med boreinnretningen Stena Don på et havdyp på 273 meter.
Contact information Principal Engineer Jan Stenløkk, tel. 51 87 67 56. 
Kontaktinformasjon Sjefingeniør Jan Stenløkk, tlf.
Global emissions of greenhouse gases must be reduced. 
Dei globale utsleppa av klimagassar skal ned.
Last winter's climate compromise called for Norway to cut one-fourth of its current emissions by 2020. 
Klimaforliket sist vinter tar sikte på at Noreg innan 2020 skal ha slanka bort ein fjerdedel av dagens utslepp.
The Climate Cure is a means to achieve the objective of ensuring that two-thirds of this reduction take place right here in Norway. 
Klimakuren skal oppfylle målet om å ta to tredeler av utsleppskutta heime.
Together with the Norwegian State's funding of emission cuts in other countries, this will help ensure that Norway reduces its emissions by 30 per cent in 2020, compared with 1990. 
Saman med staten si finansiering av utsleppskutt i andre land, skal dette sørgje for at Noreg i 2020 har redusert utsleppa med 30 prosent i høve til 1990.
This is a significant step on the road towards becoming a climate-neutral country in 2030. 
Dette er eit steg på vegen mot å bli eit klimanøytralt land i 2030.
Up to the fall of 2009, a number of expert government authorities will be drawing up recipes for various policy instruments and measures. 
Fram til hausten 2009 skal ei rekke statlege fagmyndigheiter lage oppskrifter på ulike verkemiddel og tiltak.
Other participants in addition to the NPD are the Norwegian Water Resources and Energy Directorate, the Directorate of Public Roads, Statistics Norway and the Norwegian Pollution Control Authority – SFT, which chairs the group. 
I tillegg til Oljedirektoratet deltek Noregs vassdrags- og energidirektorat, Vegdirektoratet, Statistisk sentralbyrå og Statens forureiningstilsyn (SFT, leiar gruppa).
The authorities are involving researchers, business and industry, environmental organizations and other expert milieus in this work. 
Myndigheitene involverer forskarar, næringsliv, miljøorganisasjonar og andre kunnskapsmiljø i arbeidet.
The expert group will prepare an overview of policy instruments and measures in November 2009. 
Faggruppa skal lage ei oversikt av verkemiddel og tiltak i november 2009.
This overview will be submitted to the Government. 
Denne oversikta skal leggast fram for Regjeringa.
The expert group's report will illustrate a great number of possibilities, and describe the consequences of these measures. 
Rapporten frå faggruppa skal vise fram eit mangfald av moglegheiter og skildre følgjer av desse.
Then it will be up to the politicians to determine which of the measures they want to pursue. 
Så vert det opp til politikarane å velje kva ein vil gå vidare med.