natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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
42% 
42%
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)*
413 
413
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
94% 
94%
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
19% 
19%
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
6.50 
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.
Adjusted for the effect of the tax-free capital gain on the sale of shares in Borealis, the tax rate was 71.0%. 
Justert for effekten av skattefri gevinst på salg av aksjer i Borealis, var skattesatsen på 71,0 prosent.
Adjusted for the one-time NOK 2.0 billion reduction of deferred tax liabilities relating to new tax rules for allocation of financial items with respect to the NCS and temporary differences in intercompany transactions, the tax rate for the fourth quarter 2006 was 65.0%. 
Justert for engangseffekter på 2,0 milliarder kroner på utsatt skatt i henhold til nye skatteregler for fordeling av netto finansposter vedrørende norsk sokkel og midlertidige forskjeller på interne transaksjoner, er skattesatsen for fjerde kvartal 2006 på 65,0 prosent.
The lower adjusted tax rate in the fourth quarter of 2006 compared with the fourth quarter of 2005 mainly relates to relatively higher income outside the NCS, which is taxed at a lower tax rate, and impact of financial items. 
Den justerte skattesatsen i fjerde kvartal 2006 sammenlignet med fjerde kvartal 2005, skyldes hovedsakelig en relativt høyere inntekt utenfor norsk sokkel der skattesatsen er lavere, i tillegg til effekten av netto finansposter.
Health, safety and the environment (HSE) There were no fatalities during 2006. 
Helse, miljø og sikkerhet (HMS) Det var ingen dødsulykker i 2006.
The serious incident indicator has been halved since 2001, and has never been at a lower level. 
Indikatoren for alvorlige hendelser er halvert siden 2001 og har aldri vært på et lavere nivå.
The indicators for personnel injuries have shown a slight increase from the record low results in 2005. 
Når det gjelder personskader har indikatorene gått noe opp fra det rekordlave resultatet i 2005.
The serious injuries have decreased from 22 in 2005 to 18 in 2006. 
Antall alvorlige hendelser har gått ned fra 22 i 2005 til 18 i 2006.
In 2006, Statoil started a major initiative to reduce incidents caused by dropped objects. 
I 2006 startet Statoil et omfattende arbeid med å redusere antall hendelser forårsaket av fallende gjenstander.
There has been a significant reduction in serious incidents of 25% since 2005. 
Det har vært en betydelig reduksjon i antall alvorlige hendelser på 25 prosent siden 2005.
The chief executive’s HSE prize 2006 was awarded to the zero dropped objects team, which is devoted to identifying and reducing the threat of dropped objects offshore. 
Konsernsjefens HMS-pris for 2006 gikk til gruppen bak ”Arbeidet mot fallende gjenstander”, som går ut på å identifisere og redusere faren for fallende gjenstander i offshoreaktivitetene.
The total volume of oil spills decreased from 2005 to 2006. 
Totalvolumet for oljeutslipp gikk ned fra 2005 til 2006.
There was one oil spill of some significance in 2006, in Nynäshamn in Sweden. 
Det var ett oljeutslipp av betydning i 2006, i Nynäshamn i Sverige.
The spill amounted to 104 standard cubic metres (scm). 
Utslippet var på 104 standard kubikkmeter.
Statoil’s oil spill emergency response was efficient, and as a result only 10 scm spillage remains uncollected. 
Statoils oljevernberedskap arbeidet effektivt, og det førte til at kun 10 kubikkmeter av utslippet ikke er samlet opp.
Our objective is zero harm to health, security and the environment. 
Vårt mål er null skade på helse, miljø og sikkerhet.
Sustained top management involvement, a strong focus on developing the right HSE attitude throughout the company, measures for upgrading skills, and cooperation with our contractors to further improve HSE results, will continue with undiminished strength. 
Fortsatt engasjement av konsernledelsen, stort fokus på utvikling av riktig HMS-holdning i hele konsernet, kompetansehevende tiltak og samarbeid med våre kontraktører for å forbedre HMS-resultatene ytterligere, vil fortsette med uforminsket styrke.
Important events Recent important events include the following: 
Viktige hendelser Viktige hendelser den siste tiden inkluderer følgende:
The boards of directors of Statoil and Hydro have agreed to recommend to their shareholders a merger of Hydro’s oil and gas activities with Statoil, creating a strengthened platform for future growth. 
Styrene i Statoil og Hydro er blitt enige om å anbefale til sine aksjonærer en fusjon mellom Hydros olje- og gassvirksomhet og Statoil for å skape en sterkere plattform for framtidig vekst.
Statoil as operator and the licensees in the Kvitebjørn field in the North Sea have decided to reduce gas and oil production temporarily. 
Statoil som operatør og lisenseierne i Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen har besluttet å redusere olje- og gassproduksjonen midlertidig.
The reduction took effect from 23 December 2006 and is expected to continue for a period of five months. 
Reduksjonen ble iverksatt 23. desember 2006 og antas å vare i en periode på fem måneder.
For Statoil it will mean an average decrease of about 15,000 boe per day in 2007. 
For Statoil vil det bety en gjennomsnittlig reduksjon på om lag 15 000 fat o.e. per dag i 2007.
On 15 December 2006, proposals for developing the Gjøa field in the North Sea were submitted to the Ministry of Petroleum and Energy in Norway. 
15. desember 2006 ble forslag til utbygging av Gjøa-feltet i Nordsjøen overlevert det norske Olje- og energidepartementet.
The plan for development and operation (PDO) also calls for the Hydro operated condensate and gas fields Vega and Vega South to be tied back to the Gjøa platform. 
Plan for utbygging og drift (PUD) innebærer også at de Hydro-opererte gass- og kondensatfeltene Vega og Vega Sør knyttes til Gjøa-plattformen.
On 16 January 2007, Statoil submitted a PDO for the Alve gas and condensate field in the Norwegian Sea to the Ministry of Petroleum and Energy. 
16. januar 2007 overleverte Statoil en PUD for gass- og kondensatfeltet Alve i Norskehavet til Olje- og energidepartementet.
Statoil and Anadarko Petroleum Corporation have signed an agreement whereby Statoil acquired two of Anadarko’s US GoM discoveries and one prospect. 
Statoil og Anadarko Petroleum Corporation har signert en avtale som innebærer at Statoil kjøper to av Anadarkos funn i Mexicogolfen og ett prospekt.
The transaction at USD 901 million was completed in the first quarter of 2007. 
Transaksjonen på 901 millioner amerikanske dollar ble gjennomført 1. kvartal 2007.
On 15 November 2006, Statoil spudded its first exploration well in the Hassi Mouina block in Algeria. 
15. november 2006 startet Statoil boringen av sin første letebrønn i Hassi Mouina-blokken i Algerie.
On 13 December 2006, the Dalia oil field on the Angolan continental shelf was brought on stream. 
13. desember 2006 startet produksjonen på Dalia-feltet på den angolanske kontinentalsokkelen.
Statoil has a 13.33% working interest. 
Statoil har en andel på 13,33 prosent i feltet.
Dalia is the third of the 15 discoveries in block 17 to be put into production. 
Dalia er det tredje av de 15 funnene i blokk 17 som er satt i produksjon.
On 13 October 2006, Statoil received the approval from the Irish competition authorities to finalise the sale of Statoil Ireland to Topaz Energy Group. 
13. oktober 2006 mottok Statoil godkjenningen fra de irske konkurransemyndighetene for å kunne fullføre salget av Statoil Irland til Topaz Energy Group.
The pre-tax gain of NOK 0.6 billion was booked in the fourth quarter of 2006. 
Resultat før skatt på 0,6 milliarder kroner ble bokført i fjerde kvartal 2006.
Total oil and gas production in 2006 was 1,135,000 barrels of oil equivalent (boe) per day, compared to 1,169,000 boe per day in 2005. 
Samlet olje- og gassproduksjon i 2006 var 1 135 000 fat oljeekvivalenter (fat o.e.) per dag, sammenlignet med 1 169 000 fat o.e. per dag i 2005.
In the fourth quarter of 2006 total oil and gas production amounted to 1,153,000 boe per day, compared to 1,232,000 boe per day in the fourth quarter of 2005. 
I fjerde kvartal 2006 var samlet olje- og gassproduksjon på 1 153 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 232 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2005.
Statoil’s guiding on production for 2006 at 1,140,000 boe per day was based on an oil price of USD 60 per bbl. 
Statoils prognose for 2006 på 1 140 000 fat o.e. per dag var basert på en oljepris på 60 dollar per fat.
A realised oil price of USD 60 per bbl would have resulted in an estimated production of 1,139,000 boe per day. 
En realisert oljepris på 60 dollar per fat ville ha ført til en anslått produksjon på 1 139 000 fat o.e. per dag.
The difference from reported production is due to production sharing agreements (PSA) effects. 
Forskjellen fra rapportert produksjon skyldes effektene av produksjonsdelingsavtalene (PSA).
A total of 37 exploration and appraisal wells were completed in 2006, 17 on the NCS and 20 internationally. 
Totalt ble 37 lete- og avgrensningsbrønner fullført i 2006, 17 på norsk sokkel og 20 internasjonalt.
Of these wells, 19 resulted in discoveries, while six wells await final evaluation. 
Av disse resulterte 19 i funn, mens seks brønner ikke er ferdig evaluert.
In addition, four exploration extensions on the NCS were completed in 2006, two of which resulted in discoveries. 
I tillegg ble fire leteforlengelser fullført på norsk sokkel i 2006, hvorav to resulterte i funn.
The number of exploration wells completed in 2005 was 20. 
Antall letebrønner som ble fullført i 2005 var 20.
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobile), +47 51 99 77 90 ( office) Geir Bjørnstad, vice president, US investor relations, + 1 203 978 6950 
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR, + 47 90 64 91 44 (mobil) +47 51 99 77 90 (kontor)
Press Ola Morten Aanestad, vice president public affairs, +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)
Synergies resulting from the merger will fall into the following three categories: 
Synergieffektene av fusjonen vil komme inn under følgende tre kategorier:
Lower costs, due to elimination of duplication and higher efficiency through economies of scale. 
Lavere kostnader som følge av fjerning av overlappende funksjoner og større effektivitet.
New growth opportunities because of improved international competitive position, larger portfolio and larger organisational and financial capacity. 
Nye vekstmuligheter gjennom en forbedret konkurranseposisjon internasjonalt, utvidet portefølje og større organisatorisk og økonomisk kapasitet
“This merger is driven by a growth ambition,” says Statoil CEO Helge Lund. 
– Denne fusjonen er drevet av en vekstambisjon, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
“By combining the strengths of both organisations, the merged company will be able to pursue more opportunities and take on more tasks. 
– Ved å kombinere styrken i begge organisasjonene, vil det nye selskapet være i stand til å forfølge flere muligheter og ta på seg flere oppgaver.
In addition we will be able to realise cost synergies through more efficient operations and economies of scale.” 
I tillegg vil vi være i stand til å realisere kostnadsgevinster gjennom mer effektiv drift og besparelser, sier Lund.
Hydro and Statoil operate as independent companies and are precluded from looking into each other’s books in order to carry out detailed analyses of potential synergies. 
Hydro og Statoil opererer som uavhengige selskaper og har ikke anledning til å se i hverandres bøker for å gjøre detaljerte analyser av potensialet for synergieffekter.
Based on own activities and analyses by an external consultant, Statoil has estimated cost synergies for the new company when the merger is completed. 
Basert på egen virksomhet og analyser fra ekstern konsulent, har Statoil likevel beregnet antatte kostnads- og effektivitetsgevinster for det nye selskapet etter at fusjonen er gjennomført.
The total cost synergy potential for the combined company is estimated to be about NOK 4 billion per year before tax. 
De totale kostnadsgevinstene for det fusjonerte selskapet er beregnet til om lag fire milliarder kroner per år før skatt.
The cost synergies include both increased efficiencies in development, operations and exploration activities, as well as within administration and business support activities. 
Dette inkluderer både økt effektivitet knyttet til utvikling, drift og letevirksomhet og innen aktiviteter knyttet til administrasjon og forretningsstøtte.
Parts of the synergies will be reflected in future CAPEX. 
Deler av synergieffektene vil bli reflektert i framtidige investeringer.