natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In 2016, Norway’s estimated tax revenues from petroleum activities are about NOK 42 billion (2017). 
Totale skatteinntekter til staten i 2016 er anslått til om lag 42 milliarder 2017-kroner.
Norway’s tax revenues from petroleum activities between 1971 and 2017 is shown below. 
Figuren under viser betalt skatt til staten i perioden 1971 til 2017.
Neutral tax system 
Nøytralitet
The petroleum taxation system is intended to be neutral, so that an investment project that is profitable for an investor before tax is also profitable after tax. 
Petroleumsskattesystemet skal virke nøytralt, slik at et investeringsprosjekt som er lønnsomt for en investor før skatt, også vil være det etter skatt.
This ensures substantial revenues for Norwegian society and at the same time encourages companies to carry out all profitable projects. 
En slik egenskap vil gjøre at en både kan få vesentlige inntekter til fellesskapet og at selskapene ønsker å gjennomføre alle lønnsomme prosjekter.
To ensure a neutral tax system, only the company's net profit is taxable, and losses may be carried forward with interests. 
For å oppnå nøytralitet er det kun netto overskudd på selskapsnivå som er gjenstand for skatt og underskudd kan fremføres med renter.
Neutral properties in the tax system is also important when defining investment based tax deductions. 
Målsetningen om nøytralitet er også viktig i utformingen av de investeringsbaserte fradragene.
The petroleum taxation system is intended to be neutral, so that an investment project that is profitable before tax is also be profitable after tax 
Petroleumsskattesystemet skal virke nøytralt, slik at et investeringsprosjekt som er lønnsomt for en investor før skatt, også vil være det etter skatt
Net profit 
Overskuddsbeskatning på selskapsnivå
In general, only the company's net profit is taxable. 
Skattepliktig inntekt er basert på selskapets netto overskudd.
Exemptions, such as royalties, are no longer a part of the tax system. 
Unntak som produksjonsavgift er ikke lenger en del av skattesystemet.
Deductions are allowed for all relevant costs, including costs associated with exploration, research and development, financing, operations and decommissioning. 
Når man regner ut grunnlaget for ordinær skatt og særskatt er det fradrag for alle relevante kostnader, medregnet kostnader knyttet til leting, forskning og utvikling, finansiering, drift og endelig disponering av innretninger.
Consolidation between fields is allowed. 
Skattegrunnlaget beregnes på selskapsnivå, ikke per felt.
This means that losses from one field, or exploration costs, can be written off against the company's income from operations elsewhere on the Norwegian shelf. 
Dette innebærer at underskudd på et felt, eller utgifter til for eksempel leting, kan fradragsføres mot resten av selskapets inntekter på norsk sokkel.
Loss carry forward 
Fremføring av underskudd
Companies that do not have any taxable income may carry forward losses and uplift to subsequent years, with interest. 
Selskaper som ikke er i skatteposisjon, kan fremføre underskudd og friinntekt til senere år, med rentekompensasjon.
These rights follow the ownership interest and may be transferred. 
Disse rettighetene følger deltakerandelene og kan overføres.
Companies may also apply for a refund of the tax value of exploration costs in connection with the tax assessment. 
Selskapene kan også søke om å få refundert skatteverdien av letekostnader i forbindelse med ligningen.
These rules are intended to ensure that exploration costs are treated in the same way for tax purposes regardless of whether or not a company is liable to pay tax. 
Dette skal sørge for at skattemessig likebehandling av letekostnader, uavhengig av skatteposisjonen til selskapet.
Investment based deductions 
Fradrag for investeringer
When the basis for ordinary tax and special tax is calculated, investments are written off using straight-line depreciation over six years from the year the expense was incurred. 
Investeringer blir avskrevet lineært over seks år fra det året investeringene blir pådratt, både i grunnlaget for ordinær skatt og særskatt.
To shield normal returns from the special tax, an extra deduction is allowed in the special tax base, called uplift. 
For å skjerme normalavkastningen fra særskatt er det et ekstra fradrag i beregningsgrunnlaget for særskatt, kalt friinntekt.
This currently amounts to 21,6 % of the investments (5.4 per year for four years starting with the investment year). 
Fra og med 2017 er friinntekten på 21,6 prosent av investeringene – 5,4 pst. i fire år fra og med investeringsåret.
In 2016 the total uplift was 22 %. 
I 2016 var satsen totalt 22 prosent.
Norm pricing 
Normpris
In many instances, petroleum produced by companies operating on the Norwegian continental shelf is sold to affiliated companies. 
Utvunnet petroleum fra norsk kontinentalsokkel blir i mange tilfeller solgt til nærstående selskaper.
It is important for the Norwegian government revenues that oil and gas sold from Norway is taxed on the basis of market prices. 
Det er viktig for statens inntekter at olje og gass som selges fra Norge blir skattlagt basert på markedspriser.
To assess whether the prices agreed by affiliated companies are comparable to those that would have been agreed by two independent parties, the authorities can set norm prices that must be used when calculating taxable income for the tax assessment. 
For å kunne vurdere om prisfastsettingen til nærstående selskap er slik som to uavhengige parter ville ha avtalt seg imellom, kan det fastsettes normpriser som skal brukes til å regne ut skattbar inntekt ved ligningen.
The Petroleum Price Council is responsible for setting norm prices, which it does after collecting information from the companies and holding meetings with them. 
Det er Petroleumsprisrådet (PPR) som fastsetter normprisen.
The norm price system applies to various types and qualities of petroleum. 
Normprissystemet gjelder for ulike typer og kvaliteter petroleum.
For gas, the actual sales prices are used. 
For gass legges den faktiske salgsprisen til grunn.
Calculation of petroleum tax (Source: The Ministry of Petroleum and Energy) 
Utregning av petroleumsskatt (Kilde: Olje- og energidepartementet)
This should in turn result in better management of natural resources and enable citizens to hold their governments to account for how the revenues are used. 
Tanken er at økt åpenhet rundt inntektene staten mottar fra disse næringene skal gi bedre forvaltning av naturressursene, og at innbyggerne i større grad skal kunne holde sin egen stat ansvarlig for hvordan inntektene brukes.
Norway was accepted as a full member of EITI in March 2011, and is so far the only OECD country that has implemented the EITI criteria and has been accepted as compliant. 
Norge ble godkjent som EITI-land i mars 2011, og er foreløpig det eneste OECD-landet som har gjennomført og fått godkjent implementeringen.
EITI is an international initiative to promote transparency about the revenues countries receive from the extraction of natural resources 
Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) er et internasjonalt initiativ for å skape åpenhet om inntektene land har fra utvinning av naturressurser
204 BNOK 
204 mrd. kroner
Total cash flows reported from licensees and operators in 2015 are about 204 billion NOK. 
Totale betalingsstrømmer rapportert fra rettighetshavere og operatører i 2015 var i underkant av 204 mrd. kroner.
Norway’s multi-stakeholder group plays an active part in implementation of the EITI standard in Norway. 
Den norske interessentgruppen tar aktivt del i implementering av EITI-standardene i Norge.
The report contains further explanations on the discrepancies that were found and how they were reconciled. 
Avvik mellom hva selskapene og myndighetene har rapportert er forklart i rapporten.
See Norway’s EITI report for 2015 for more information. 
Her kan du laste ned EITI-rapporten for 2015.
Reconciliation of reported payments per company and received payments by the government in billion NOK, 2015 
Avstemming av selskapenes innbetalinger mot myndighetenes mottatte beløp på selskapsnivå i milliarder kroner, 2015
Source: EITI 2015, Deloitte AS 
Kilde: EITI 2015, Deloitte AS
Print table Download data Reconciliation of reported payments per company and received payments by the government in billion NOK, 2015 
Skriv ut tabell Last ned grunnlag Avstemming av selskapenes innbetalinger mot myndighetenes mottatte beløp på selskapsnivå i milliarder kroner, 2015
Even though there are CCS projects in operation in the world today, CCS is still a relatively immature technology. 
Til tross for at det finnes flere CO2-håndteringsprosjekter i drift i verden, er dette en relativt umoden teknologi.
The Norwegian CCS efforts include a wide range of activities, from research and development to full-scale demonstration to international work promoting CCS. 
Den norske satsingen på CO2-håndtering omfatter et bredt spekter av aktiviteter, fra forskning og utvikling, til fullskala demonstrasjon og internasjonalt arbeid for å fremme CO2-håndtering.
What is carbon capture and storage? 
Hva er CO2-håndtering?
It is also possible to separate CO2 directly from natural gas during processing to achieve the required quality before the gas is transported to buyers by pipeline or ship. 
Det er også mulig å ta ut CO2 direkte fra naturgass i forbindelse med behandlingen gassen gjennomgår for å oppnå riktig kvalitet før den sendes til kundene i rør eller med skip.
It is more difficult to capture CO2 from power-plant flue gas and industry than from natural gas. 
CO2-fangst fra eksosgassen til kraftverk og industri er vanskeligere enn å fange CO2 fra naturgass.
There are a number of technologies for capturing CO2 from flue gas, two of which are being tested at the Technology Centre Mongstad. 
Det finnes flere mulige teknologier for å fange CO2 fra eksosgass, og noen av disse blir testet på teknologisenteret for CO2-fangst på Mongstad.
The world’s first full-scale facility for capturing CO2 from coal-fired power production was opened in Canada in October 2014. 
Verdens første fullskala anlegg for CO2-fangst fra kullkraft ble åpnet i Canada i oktober 2014.
More information about various capture methods is available here. 
Mer informasjon om ulike fangstmetoder finner du her.
The best option generally depends on the quantity of CO2 to be transported and the distance between the CO2 source and the storage site. 
Hvilket alternativ som er best, avhenger - generelt sett - av mengden CO2 som skal fraktes og avstanden mellom CO2-kilde og CO2-lager.
This makes subsea storage the most secure option in Norway. 
I Norge er det derfor mest aktuelt å lagre CO2 under havbunnen.
There are large reservoirs at great depths that provide suitable pressure and temperature conditions while preventing the CO2 from migrating up through the layers of rock and sand towards the seabed. 
Her finnes det store reservoarer på dyp som gir egnede trykk- og temperaturforhold og som hindrer at CO2 beveger seg oppover stein- og sandlagene mot havbunnen.
The Norwegian Petroleum Directorate has compiled a CO2 storage atlas for the Norwegian continental shelf. 
Oljedirektoratet har laget et atlas som viser lagringsmuligheter på norsk sokkel.
Norway has long experience of using CCS techniques. 
Norge har lang erfaring med CO2-håndtering.
Since 1996, CO2 from natural gas production on the Norwegian shelf has been captured and reinjected into sub-seabed formations. 
Siden 1996 har CO2 fra gassproduksjon på norsk sokkel blitt injisert tilbake under havbunnen.
The CCS projects on the Sleipner, Gudrun and Snøhvit petroleum fields are the only CCS projects currently in operation in Europe and the only projects in the offshore industry. 
CO2-håndteringsprosjektene ved Sleipner, Gudrun og Snøhvit er de eneste CO2-håndteringsprosjektene i drift i Europa i dag, og er unike i offshoresammenheng:
Since 1996, nearly one million tonnes of CO2 per year has been separated during processing of natural gas from the Sleipner Vest field, and stored in the Utsira formation. 
Fra Sleipnerfeltet er det siden 1996 lagret opp mot en million tonn CO2 årlig i Utsiraformasjonen i sammenheng med prosessering av gassen fra Sleipner Vest-feltet.
Since 2014, CO2 from natural gas production at the Gudrun field has also been separated out at the Sleipner Vest platform and stored in the Utsira formation. 
Siden 2014 har CO2 fra gassen i Gudrunfeltet blitt skilt ut ved Sleipner Vest-plattformen og lagret i Utsira-formasjonen.
Since 2008, the Snøhvit facility on Melkøya has been separating CO2 from the well stream before the gas is chilled to produce liquefied natural gas (LNG). 
På Snøhvitfeltet begynte man i 2008 å separere ut CO2, før naturgassen ble kjølt ned til flytende gass (LNG).
The CO2 is transported back to the Snøhvit field by pipeline and injected into a subsea formation. 
Etter utskilling, fraktes CO2 i rør fra LNG-anlegget på Melkøya og tilbake til feltet der den blir injisert og lagret under havbunnen.
During normal operations, up to 700 000 tonnes of CO2 a year is stored here. 
Ved normal drift på Snøhvit blir opptil 700 000 tonn CO2 lagret hvert år.
Illustration of CO2 injection and storage on the Sleipner field in the North Sea. 
Illustrasjon av CO2-injeksjon og -lagring på Sleipnerfeltet.
The gas from the field has a high content of CO2. 
Naturgassen som hentes opp på det Statoil-opererte Sleipnerfeltet i Nordsjøen inneholder CO2.
During processing of the gas on the platform, CO2 is separated out and injected into the Utsira formation far below the seabed. 
Når gassen prosesseres på plattformen, skilles CO2 ut og injiseres tilbake i undergrunnen.
Since 1996, up to 1 million tonnes of CO2 a year has been stored here. 
Siden 1996 er det lagret opp mot en million tonn CO2 årlig fra feltet i Utsiraformasjonen.
Statoil is the operator for Sleipner (Photo: Alligator film/BUG, Statoil). 
(Foto: Alligator film/BUG, Statoil)
CO2 Technology Centre Mongstad (TCM) 
Teknologisenteret for CO2-fangst på Mongstad (TCM)
The Technology Centre Mongstad (TCM) is the world’s largest facility for testing and improving CO2 capture technologies. 
Teknologisenteret på Mongstad (TCM) er verdens største anlegg for testing og utvikling av teknologier for CO2-fangst.
TCM has been operating since 2012, providing an arena for targeted development, testing and qualification of CO2 capture technologies on an industrial scale. 
TCM har vært i drift siden 2012 og er en arena for målrettet utvikling, testing og kvalifisering av teknologi for CO2-fangst i industriell skala.
It is a collaborative project between the Norwegian Government, Statoil, Shell and Sasol, and was designed for long-term operation, with two plants testing two different CO2 capture technologies: 
Som et samarbeidsprosjekt mellom den norske stat, Statoil, Shell og Sasol, er teknologisenteret bygget med tanke på langsiktig drift og med to ulike anlegg for å teste CO2-fangstteknologi:
Ammonia technology, which uses chilled ammonia as the solvent for absorbing CO2 from the flue gas. 
Ammoniakk-basert teknologi - nedkjølt ammoniakk brukes som løsningsmiddel for å absorbere CO2 fra røykgassen.
The TCM facility was designed to be versatile enough to test CO2 capture using flue gas either from the combined heat and power (CHP) plant or from the refinery at Mongstad. 
Anlegget er bygget slik at både CO2-fangst fra røykgasstrømmer fra kraftvarmeverket og fra raffineriet på Mongstad skal kunne testes.
So far, the companies Aker, Alstom, Shell Cansolv, Carbon Clean Solutions and IoN Engineering have all used the test facility. 
Så langt har anlegget gjennomført tester med leverandørene Aker, Alstom, Shell Cansolv, Carbon Clean Solutions og IoN Engineering.
Technology Center Mongstad (TCM) Foto/Photo: Helge Hansen/Statoil 
Technology Center Mongstad (TCM) Foto/Photo: Helge Hansen/Statoil
Research and technology development 
Forskning og teknologiutvikling
In Norway, funding for CCS research is provided through the CLIMIT programme. 
Offentlig støtte til forskning på CO2-håndtering gis gjennom CLIMIT-programmet.
The CLIMIT programme is a national programme for research, development and demonstration of technologies for capture, transport and storage of CO2 from fossil-based power production and industry. 
CLIMIT er et nasjonalt program for forskning, utvikling og demonstrasjon av teknologier for fangst, transport og lagring av CO2 fra fossilbasert kraftproduksjon og industri.
The programme supports projects in all stages of the development chain, from long-term basic research to build expertise to demonstration projects for CCS technologies. 
Programmet dekker hele kjeden fra langsiktig, kompetanseoppbyggende grunnforskning til innovasjonsprosjekt og prosjekt som demonstrerer CO2-håndteringsteknologi.
Projects under the CLIMIT programme have yielded important results for the development of CCS in Norway and internationally. 
CLIMIT-prosjekter har levert resultater som har vært viktige for utviklingen av CO2-håndtering både i Norge og internasjonalt.
In addition, a Centre for Environment-friendly Energy Research for CCS, NCCS, has been etablished. 
Det er i tillegg, for perioden 2016-2024, etablert et forskningssenter for miljøvennlig energi (FME) for CO2-håndtering - NCCS (Norwegian CCS Research Centre).
The centre is co-financed by the Research Council of Norway, industry and research partners. 
Senteret ledes av SINTEF Energi.
Norwegian CCS activities span a wide range of activities 
Norsk satsing på CO2-håndtering omfatter et bredt spekter av aktiviteter
Full-scale demonstration facility 
Fullskala demonstrasjonsanlegg
The Norwegian Government aims to construct at least one full-scale CCS demonstration facility. 
Regjeringen har en ambisjon om å realisere minst ett fullskala demonstrasjonsanlegg for CO2- håndtering.
This is a challenging task in Norway, partly because there are relatively few suitable large-scale point sources of CO2 emissions from fossil-fuel combustion. 
Det er utfordrende å realisere fullskala demonstrasjonsanlegg i Norge, blant annet fordi det er relativt få store punktutslipp av CO2 fra forbrenning av fossilt brensel.
However, there are high CO2 emissions from some industrial facilities. 
Det finnes derimot noen industrianlegg med store prosessutslipp av CO2 i Norge.
A technical and economic feasibility study of possible demonstration projects in Norway was completed in 2016. 
I 2016 ble det gjennomført en mulighetsstudie av aktuelle demonstrasjonsprosjekter i Norge.
The aim of these studies was to identify at least one technically feasible CCS chain with corresponding cost estimates. 
Formålet med mulighetsstudien var å komme frem til minst én teknisk gjennomførbar fullskala CO2-håndteringskjede med tilhørende kostnadsestimater.
Three industrial players have completed feasibility studies of CO2 capture; Norcem Brevik (cement production), Yara Porsgrunn (ammonia production) and the Waste-to-energy Agency in Oslo Municipality (a waste-to-energy plant). 
Det ble gjennomført tre CO2-fangststudier; Norcem vurderte muligheten for CO2-fangst ved sin sementfabrikk i Brevik, Yara vurderte fangst av CO2 fra tre ulike kilder ved ammoniakkfabrikken på Herøya i Porsgrunn og det har blitt vurdert CO2-fangst ved Oslo kommunes energiforbrenningsanlegg på Klemetsrud.
Gassco has carried out a ship transport study and Statoil has completed feasibility studies of CO2 storage at three different sites on the Norwegian Continental Shelf. 
Gassco har gjennomført en skipstransportstudie, mens Statoil har gjennomført en mulighetsstudie for CO2-lagring ved tre ulike lokasjoner på norsk kontinentalsokkel.
The results from the feasibility studies, presented in July 2016, show that it is technically feasible to realize a CCS chain in Norway. 
Resultatene fra mulighetsstudien ble lagt frem sommeren 2016.
The studies demonstrate a flexible CCS chain. 
Resultatene viser en CO2-håndteringskjede som gir fleksibilitet.
A flexible transport solution and ample storage capacity can contribute to realising capture from further sources. 
Regjeringen har videreført planleggingen av et fullskala demonstrasjonsanlegg i Norge.
That way, the initial investment on CO2 infrastructure can be utilised by several projects. 
Neste fase, etter mulighetsstudiene, er konseptstudier hvor de tekniske løsningene vil studeres nærmere.
The government has continued the planning of a large scale CCS project in Norway. 
Disse studiene skal være ferdig høsten 2017.
The next step is to conduct concept- and FEED studies. 
Det vil deretter bli gjennomført en forprosjekteringsstudie.
The aim is that the FEED study will be finalized by late 2018. 
Endelig grunnlag for investeringsbeslutning vil bli lagt frem høsten 2018.
With a positive final investment decision, a large scale CCS project could be operational by 2022. 
Ved positiv investeringsbeslutning vil et prosjekt kunne være operasjonelt fra 2022.
International support and activities 
Internasjonal støtte og satsing
In order for CCS to play an effective role in climate change mitigation, international cooperation on developing and commercialising new technology is essential. 
For at CO2-håndtering skal bli et effektivt klimatiltak, krever det internasjonalt samarbeid for å utvikle og kommersialisere ny teknologi.
Norway therefore provides funding for CCS projects abroad in cooperation with other countries and through existing programmes and institutions. 
Norge støtter derfor CO2-håndteringsprosjekter i utlandet i samarbeid med andre land og gjennom eksisterende programmer og institusjoner.
For example, Norway is currently supporting CCS projects in China and South Africa. 
Norge støtter blant annet CO2-håndteringsprosjekter i Kina og i Sør-Afrika.
CCS comprises the capture, transport and storage of CO₂-emissions 
CO2-håndtering innebærer å fange, transportere og lagre CO2
Illustration: Gassnova 
Illustrasjon: Gassnova
Photo: Gassnova 
Illustrasjon: Gassnova
Produced water, which is produced as a byproduct along with oil and gas, contains oil residues in the form of droplets (dispersed oil) and other organic compounds (including oil fractions). 
Vann som blir produsert sammen med olje og gass, inneholder rester av olje i dråpeform (dispergert olje) og andre organiske komponenter (inkludert oljefraksjoner).
Produced water is reinjected into a reservoir or treated, before it is discharged into the sea. 
Det produserte vannet blir reinjisert i undergrunnen eller renset før det blir sluppet ut i sjøen.
Historical data and projections of discharges of produced water, 1997-2020 
Historiske data og prognose for utslipp av produsert vann, 1997-2020
Print illustration Download data Historical data and projections of discharges of produced water, 1997-2020 Download PDF Download as image (PNG) 
Skriv ut figur Last ned grunnlag Historiske data og prognose for utslipp av produsert vann, 1997-2020 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Oil and chemicals discharged with produced water may have local effects close to oil and gas installations, and are regulated at national level through permits. 
Olje- og kjemikalieutslipp fra produsert vann kan ha lokale effekter i umiddelbar nærhet av innretningene og blir nasjonalt regulert gjennom utslippstillatelser.
Based on applications from the companies, the Norwegian Environment Agency issues permits to discharge chemicals under the Pollution Control Act. 
På bakgrunn av søknad fra selskapene gir Miljødirektoratet utslippstillatelse med hjemmel i forurensingsloven.
These discharges are also regulated internationally through the Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic (the OSPAR Convention). 
Internasjonalt blir disse utslippene regulert gjennom Oslo-Paris-konvensjonen om bevaring av det marine miljø i Nordøst-Atlanteren (OSPAR-konvensjonen).
Added chemicals include all additives and auxiliary materials used in drilling and well operations, and in production of oil and gas. 
Kjemikalier er en samlebetegnelse for alle tilsetningsstoffer og hjelpestoffer som blir benyttet ved bore- og brønnoperasjoner og i produksjon av olje og gass.