natgillin/translations-raw huggingface dataset:
NTE’s board approved the establishment of Sarepta Energi AS on Friday. 
Styret i NTE godkjente fredag opprettelsen av selskapet Sarepta Energi AS.
The board will additionally recommend to the general meeting that the board be authorized to transfer 90MW of Ytre Vikna Windmill Park’s final concession of 250 MW. 
Styret innstiller videre overfor Foretaksmøtet i NTE at styret gis fullmakt til å overdra 90 MW av endelig fastsatt konsesjon for Ytre Vikna vindmøllepark på 250 MW.
Last Tuesday Hydro approved the plans for the cooperative venture, which also involves Hydro transferring its 90 MW concession for Harbakfjellet to the new company. 
Hydro godkjente sist tirsdag planene om samarbeid, der Hydro legger sin konsesjon på Harbakfjellet på 90 MW inn i det nye selskapet.
The plan is to develop future wind power projects by placing them in a subsidiary of Sarepta Energi AS. 
Framtidig utbygging av vindkraftprosjekter er planlagt gjennomført ved at prosjektene legges i et datterselskap under Sarepta Energi AS.
Operative organisation in NTE 
Driftsorganisasjon i NTE
If NTE is competitive, it will set up a an operational and maintenance organization for the wind parks developed by the new energy company. 
Dersom Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk er konkurransedyktig, skal NTE bygge opp en drifts- og vedlikeholdsorganisasjon for de vindkraftparker som bygges ut gjennom det nye energiselskapet.
“NTE has considerable plans for developing wind power during the coming years. 
– Vi har betydelige utbyggingsplaner for vindkraft de kommende årene.
Our company will require considerable financial muscle to carry out these plans,” says NTE board chairman Kolbjørn Almlid. 
Det vil være store, finansielle løft for vår bedrift å gjennomføre disse planene, sier styreleder Kolbjørn Almlid i Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk.
“We therefore consider it of interest to set up a joint energy company for future wind power developments in conjunction with a major partner such as Hydro. 
– Vi ser det derfor som interessant å etablere et felles energiselskap for framtidige vindkraftutbygginger sammen med en stor partner som Hydro.
Sarepta Energi AS gives us a more solid platform from which to implement our plans. 
Sarepta Energi AS gir oss større kraft til å gjennomføre våre planer.
We are also certain that we can create further spin-off effects in our region.” 
Vi er også sikre på at vi på denne måten kan bidra til ytterligere ringvirkninger i vår region.
“In addition, we know that Hydro, one of the country’s leading industrial companies, has broad international experience and expertise when it comes to innovation and development. 
– I tillegg vet vi at Hydro, som et av landets ledende industriselskap, har bred internasjonal erfaring og kompetanse innenfor innovasjon og utvikling.
We also know that Hydro’s considerable project and procurement competence will be decisive for the execution of the major projects we have ahead of us,” adds Almlid. 
Vi vet også at Hydro en betydelig prosjekt- og innkjøpskompetanse som er avgjørende for gjennomføringen av de store prosjektene vi har foran oss, sier Almlid.
Solid joint expertise 
Sterk, felles kompetanse
“At the same time we share a commitment to wind power as an important part of a future energy portfolio, and the intention of developing an exciting new energy field. 
Samtidig har vi en felles oppfatning av vindkraft som en viktig del av en framtidig energiportefølje, og vilje til å utvikle et nytt og spennende energiområde.
NTE has gradually acquired solid expertise in the design and operation of wind power installations and we are therefore very positive to this cooperation.” 
NTE har etter hvert skaffet seg solid kompetanse på prosjektering og drift av vindkraftanlegg, og vi er derfor svært positive til dette samarbeidet, sier hun.
Both companies have long traditions as hydroelectric power producers. 
Begge selskapene har lange tradisjoner som vannkraftprodusenter.
NTE is currently a major participant in the hydroelectric sector in Trønderlag, with a production of 3.1 TWh in a normal year. 
Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk er i dag en betydelig vannkraftaktør i Trøndelag, med en produksjon på 3,1 TWh i et normalår.
Hydro is Norway’s second biggest power producer, with a normal annual production of 9 TWh. 
Hydro er Norges nest største kraftprodusent, med en årlig normalproduksjon på 9 TWh.
Norwegian power company, Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk (NTE), and Hydro are jointly establishing a wind power company, Sarepta Energi AS. 
Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk og Hydro går sammen om å etablere vindkraftselskapet Sarepta Energi AS i Steinkjer.
It embraces the delivery of an additional four-slot seabed template, designated K, with protective superstructure and two production Xmas trees. 
Leveransen omfatter en bunnramme, kalt K-rammen, med fire slisser med beskyttelsesstruktur og to ventiltresystemer for produksjon.
“The K template represents a typical subsea satellite project which utilises existing in-field infrastructure,” says Jostein Gaasemyr, operations vice president for Norne. 
– K-rammen representerer en typisk undervanns satellittutbygging med utnyttelse av eksisterende infrastruktur på feltet.
The Norne production ship has the spare capacity required to incorporate the K template’s wellstream. 
Produksjonsskipet på Norne har tilgjengelig prosesseringskapasitet til også å inkludere brønnstrømmen fra K-rammen.
Multimaskin at Mo i Rana in northern Norway is due to fabricate the steel structure for the new installation. 
Stålstrukturen til bunnrammen skal produseres av Multimaskin i Mo i Rana.
Recovery from Statoil’s Norne development in the Norwegian Sea is to be improved by more than 10 million barrels of oil under a contract awarded to FMC Kongsberg Subsea (FMC). 
Statoil skal øke utvinningen fra Norne-feltet i Norskehavet med over 10 millioner fat olje.
This choice follows the decision to lay a new rich gas pipeline – Tampen Link – between the Norwegian and UK sectors of the North Sea. 
Valget er tatt i etterkant av beslutningen om at det skal bygges et nytt rikgassrør, Tampen Link, mellom norsk og britisk sokkel.
“Deciding to land Skarv and Idun output at Kårstø makes it possible to continue the development of these discoveries,” says Annette Kvilhaugsvik. 
– Bestemmelsen om ilandføring av Skarv og Idun til Kårstø gjør det mulig å videreføre utviklingen av feltene, sier Annette Kvilhaugsvik.
She has been Statoil’s chief negotiator in the two licences, and project manager for the establishment of Tampen Link. 
Hun har vært Statoils forhandlingsleder i Skarv og Idun-lisensene og prosjektleder for etableringen av Tampen Link.
According to Ms Kvilhaugsvik, a win-win position has been created for the gas because spare capacity can be utilised in both Norwegian and British transport systems. 
Nå blir det en vinn-vinn-situasjon fordi løsningen utnytter ledig kapasitet i både norske og britiske gassystemer, ifølge Kvilhaugsvik.
That in turn gives Statoil and other gas owners greater flexibility in relation to transport systems and markets. 
Dermed får Statoil og andre gasseiere større fleksibilitet i forhold til transport og marked.
The Tampen Link line will be laid from Statfjord to Britain’s Brent field in the North Sea, where it ties into the Flags system to St Fergus. 
Tampen Link skal legges fra Statfjord til det britiske Brent-feltet.
Plans call for the new line to be laid next year and ready for operation by 1 October 2007, when Statoil will transfer the operatorship to Gassco. 
Røret skal legges i 2006 og være klart fra 1. oktober 2007.
Statoil’s partners in this venture are ExxonMobil, Shell, Hydro, ConocoPhillips and Petoro. 
Rettighetshavere i tillegg til Statoil er ExxonMobil, Shell, Hydro, ConocoPhillips og Petoro.
The Storting (parliament) is expected to approve the plan for installation and operation of Tampen Link and the development and operation plan for Statfjord late life in June. 
Det er ventet at Stortinget vil godkjenne plan for anlegg og drift av Tampen Link sammen med Statfjord Senfase i juni.
Annual capacity in the Åsgard Transport pipeline to Kårstø will be upgraded by around five per cent to 26 billion cubic metres in order to accommodate gas from Skarv and Idun. 
Kapasiteten i Åsgard-rørledningen til Kårstø skal oppgraderes med rundt fem prosent til 26 milliarder kubikkmeter årlig for å kunne ta imot gass fra Skarv og Idun.
Landing their production at Kårstø will fill processing capacity for natural gas liquids at this facility for a number of years to come. 
Med ilandføringen til Kårstø blir kapasiteten for behandling av våtgass fylt opp en del år framover.
The partners in Idun and Skarv in the Norwegian Sea – operated by Statoil and BP respectively – have opted to send their gas through the Åsgard Transport line to the Kårstø processing plant north of Stavanger. 
Partnerne i det Statoil-opererte Idun-feltet og BP-opererte Skarv-feltet i Norskehavet går inn for å sende gassen i Åsgard Transport til prosesseringsanlegget på Kårstø i Rogaland.
Despite six weeks of extensive repairs by rig owner Transocean, the technical standard of the Sovereign Explorer drilling rig does not meet Statoil's requirements to safe operations for drilling in high-pressure reservoirs. 
Riggeier Transocean har de siste seks ukene utført omfattende reparasjoner på boreriggen Sovereign Explorer, men den tekniske standarden møter ikke Statoils krav til sikre operasjoner i reservoarer med høyt trykk.
Statoil has a goal to cause zero harm to people and the environment, and as a prudent international operator will not risk proceeding with operations that do not comply with the group's safety standards. 
Statoil har som mål å ha null skader på miljø og mennesker.
Venezuela's Ministry of Energy and Petroleum and national oil company Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) have been notified. 
Venezuelas olje- og energidepartement og det venezuelanske statsoljeselskapet Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) er informert om Statoils beslutning.
Statoil will take the necessary steps to resume operations as soon as possible. 
Statoil vil gjennomføre nødvendige tiltak for å gjenoppta operasjonene så snart som mulig.
This includes searching for an alternative drilling rig. 
Dette inkluderer muligheten for å finne en alternativ borerigg.
Statoil is committed to fulfilling all its obligations established in the licence. 
Selskapet er fast bestemt på å oppfylle alle forpliktelsene som er etablert i lisensen.
The minimum exploration campaign consists of three exploratory wells over a period of four years. 
Statoil er forpliktet til å bore tre letebrønner i løpet av fire år.
For safety reasons, Statoil has decided to temporarily suspend the drilling campaign on the Ballena 1-X well in block 4 of the Plataforma Deltana area off Venezuela. 
På grunn av sikkerhetshensyn har Statoil midlertidig stanset boringen av letebrønnen Ballena 1-X i blokk 4 i Plataforma Deltana-området utenfor østkysten av Venezuela.
See press release for more information. 
Se pressemelding for mer informasjon.
A new research and demonstration centre for hydrogen in Trondheim is being planned by Statoil in partnership with power generator Statkraft and classification society Det Norske Veritas. 
Statoil, Statkraft og Det Norske Veritas planlegger et forsknings- og demonstrasjonssenter for hydrogen på Tyholt i Trondheim.
Statoil is market leader for LPG in Scandinavia. 
Statoil er markedsleder på LPG i Skandinavia.
The commitment in Poland forms part of MAR's plans to expand sales of this commodity in Europe and Asia. 
Satsingen i Polen inngår i planene til Markedsføring om å øke salget av LPG i Europa og Asia.
A Polish sales organisation is now being built up by the group. 
Konsernet bygger nå opp en salgsorganisasjon i Polen.
"We'll first be seeing how we can enhance value creation through a dedicated unit within our existing organisation in Poland, and how we can use our strong network of service stations there," explains Mr Kjølberg. 
"Vi skal først se hvordan vi kan øke verdiskapningen gjennom en egen enhet i den organisasjonen vi allerede har i Polen og hvordan vi kan bruke vårt sterke stasjonsnett.
"We'll be considering whether collaboration with or acquisition of other companies in Poland could be relevant strategies when the business plan comes to be drawn up." 
Vi vil vurdere om samarbeid med andre selskaper, eller oppkjøp av selskaper i Polen, kan være en aktuell strategi når forretningsplanen skal utarbeides," sier Kjølberg.
One reason for this expansion is that the Poles are replacing coke for heating and converting to less polluting fuels, Mr Kjølberg believes. 
En av årsakene til den sterke veksten skyldes at Polen erstatter koks til oppvarming og går over til brensel som forurenser mindre, tror Kjølberg.
Poland is the third largest market in Europe for LPG-fuelled cars. 
Polen er det tredje største markedet i Europa for LPG-drevne biler.
Growth in the motor fuel sector has been boosted by lower duties on LPG by comparison with petrol and diesel oil. 
Veksten i drivstoffmarkedet er hjulpet fram av lavere avgifter på LPG enn på bensin og diesel.
Sales of liquefied petroleum gas to Poland are due to be initiated by Statoil during the first quarter of 1999. 
Statoil starter trolig salg av flytende petroleumsgass (LPG) i Polen i løpet av første kvartal 1999.
The lead geophysicist in Statoil’s exploration research project, he adds that this applies particularly to areas with demanding structures. 
Han er ledende geofysiker i Statoils forskningsprosjekt innenfor leting.
Mr Sollie regards the new computer as important for implementing the next generation of work processes in the exploration sector. 
Sollie betrakter datamaskinen som viktig i realiseringen av neste generasjons arbeidsprosesser innen leting.
Oil hunters have to collaborate closely and perhaps interpret the same data many times with different models. 
Oljejegerne må arbeide tett sammen og kanskje tolke mange ganger med ulike modeller.
The new installation comprises 1,024 PCs which have been combined to create a single machine. 
Det nye dataanlegget består av 1024 PC-er som er satt sammen til én maskin.
This ensures very high calculation capacity at an acceptable price. 
Det sikrer svært høy regneytelse, til overkommelig pris.
Statoil’s exploration specialists have cooperated closely with its central information technology function to procure the facility and bring it on line. 
Letemiljøet har samarbeidet tett med selskapets sentrale avdeling for Informasjonsteknologi for å anskaffe maskinen og ta den i bruk.
The group normally buys in seismic processing services from external contractors, and this practice will continue. 
Vanligvis kjøper Statoil tjenester innen seismisk prosessering eksternt.
In particularly demanding or interesting areas, however, the machine is set to boost the chances of making discoveries when combined with the new work processes mentioned above. 
Selskapet skal fortsette med det, men på spesielt krevende eller interessante områder, forventer letefolkene at det nye anlegget i kombinasjon med nevnte arbeidsprosesser skal øke sjansen for nye funn.
Coming ashore at Melkøya outside Hammerfest in northern Norway, this 143-kilometre facility has an external diameter of 28 inches and is the world’s longest multiphase-flow pipeline. 
Foto: Statoil Den 143 kilometer lange rørledningen med en ytre diameter på 28 tommer er verdens lengste flerfaserørledning.
It will allow gas from the field to be brought ashore for processing and liquefaction before being exported as liquefied natural gas (LNG). 
Røret vil gjøre det mulig å føre gassen fra Snøhvit-feltet til land for prosessering og nedkjøling til flytende naturgass – LNG (liquefied natural gas).
When the Snøhvit line becomes operational in the autumn of 2006, it will serve as a full-scale laboratory to provide valuable information on multiphase flow transport over long distances. 
Når Snøhvits flerfaserørledning settes i drift høsten 2006, vil den fungere som et laboratorium i full skala som vil gi verdifull informasjon om flerfasetransport over lange avstander.
That in turn opens new commercial opportunities for this technology. 
Dette vil åpne opp for nye forretningsmuligheter for denne teknologien.
The actual pipelaying operation began from Melkøya on 18 April, with 12-metre lengths of line pipe welded together in a continuous process on the laybarge. 
Selve rørleggingen startet fra Melkøya-enden 18. april.
Three pipecarriers have shuttled between Solitaire and Polarbase outside Hammerfest to ensure a steady supply of line pipe. 
Tre rørtransportbåter som har gått i skytteltrafikk mellom Solitaire og Polarbase ved Hammerfest har sørget for jevn tilførsel av rør.
This work has already started. 
Dette arbeidet er allerede startet.
Gas deliveries from the Hammerfest LNG plant at Melkøya are due to start on 1 October 2006. 
Prosessanlegget for Snøhvit-gassen, Hammerfest LNG, skal levere gass fra 1. oktober 2006.
Stavanger, 7 August 2001 
Stavanger, 7. august 2001
Profit before financial items comes to NOK 32.7 billion as against NOK 25.9 billion for the same period of 2000. 
Resultat før finansposter er 32,7 milliarder kroner mot 25,9 milliarder kroner i samme periode i fjor.
Group revenues totalled NOK 111.4 billion, compared with NOK 106.9 billion last year. 
Konsernet omsatte for 111,4 milliarder kroner i første halvår i år mot 106,9 milliarder året før.
The return on capital employed in the first half was 20.6 per cent, up from 15.8 per cent for January-June 2000. 
I første halvår 2001 var avkastningen på sysselsatt kapital 20,6 prosent mot 15,8 prosent i 2000.
Statoil’s effective tax rate fell from 70 per cent in the first half of last year to 66 per cent. 
For samme periode utgjør den effektive skattesatsen 66 prosent i 2001, mot 70 prosent første halvår i fjor.
Before financial items, profit for the second quarter came to NOK 17.3 billion as against NOK 12.5 billion in April-June 2000. 
Resultatet før finansielle poster er 17,3 milliarder kroner mot 12,5 milliarder i fjor.
Earnings per share in the second quarter amounted to NOK 3.12 as against NOK 1.85 in the same period of last year. 
Fortjenesten per aksje utgjorde 3,12 kroner i andre kvartal mot 1,85 i andre kvartal i fjor.
“This result is good,” says chief executive Olav Fjell. 
”Resultatet er godt.
“We have benefited from good prices in most of our markets and from gains on selling operations outside our core areas. 
Vi har hatt glede av gode priser i de fleste av våre markeder og av gevinster ved salg av virksomhet utenfor våre kjerneområder”, sier konsernsjef Olav Fjell.
“More important for me is the positive progress in the underlying business and in our improvement programme. 
"Viktigere for meg er at den underliggende driften og forbedringsprogrammet utvikler seg positivt.
A good basis exists for meeting the targets we set ourselves in relation to the stock market listing.” 
Vi har et godt utgangspunkt for å kunne innfri målene vi satte oss i forbindelse med børsnoteringen”.
1. half 2001 
1. halvår 2001
1. half 2000 
1. halvår 2000
Operating revenues 
Driftsinntekter
60 549 
60 549
52 132 
52 132
111 391 
111 391
106 871 
106 871
Profit before financial items 
Resultat før finansposter
17 304 
17 304
12 527 
12 527
32 741 
32 741
25 885 
25 885
Profit for the period 
Periodens resultat
6 235 
6 235
3 646 
3 646
10 559 
10 559
7 256 
7 256
Earning per share (NOK) 
Resultat per aksje (kr)
3,12 
3,12
1,85 
1,85
5,32 
5,32
3,67 
3,67
Return on capital employed 
Avkastning på sysselsatt kapital
20,6% 
20,6%
15,8% 
15,8%
Daily oil production by Statoil totalled 742 000 barrels in the first half, up from 726 000 barrels in the same period of last year. 
Statoils oljeproduksjon var 742.000 fat per dag i første halvår i år og 726.000 fat i samme periode i fjor.
Gas sales came to 6.4 billion cubic metres in the first half, as against 7.5 billion in 2000, while the corresponding second-quarter totals were 2.6 and 3.1 billion. 
Gassalget var 6,4 milliarder kubikkmeter i første halvår i år mot 7,5 i første halvår i fjor.
While Statoil’s oil and gas production in 2000 totalled 1 003 000 barrels of oil equivalent per day, the 2001 level is expected to be 966 000 boe. 
I år 2000 var Statoils samlede olje- og gassproduksjon 1.003.000 fat oljeekvivalenter per dag i gjennomsnitt.
This reduction reflects lower gas production on the Norwegian continental shelf (NCS), the sale of interests in Jotun, Grane and Njord off Norway and lower output from the Norwegian Gullfaks and Statfjord fields. 
Reduksjonen skyldes redusert gassproduksjon på norsk sokkel, salget av eierandeler i feltene Jotun, Grane og Njord samt lavere produksjon fra Gullfaks og Statfjord.
Statoil remains committed to its target of an average annual growth of four per cent in oil and gas production up to 2004. 
Statoils målsetting om en gjennomsnittlig årlig vekst på fire prosent i olje- og gassproduksjonen fram til år 2004 står fast.
This expansion will come from new fields now under development to come on stream during this period. 
Veksten vil komme fra nye felt som nå er under utvikling og som vil komme i produksjon i perioden.
The average price of a barrel of Brent Blend reference crude during the second quarter was USD 27.40, an increase of USD 0.50 from the same period of last year. 
Gjennomsnittlig oljepris – Brent Blend – var i andre kvartal i år 27,4 dollar per fat og det er en økning på 0,5 dollar fra andre kvartal i fjor.
Average gas prices in the first half, measured in Norwegian kroner, were 53 per cent higher than in January-June 2000. 
Gassprisen var i første halvår i år 53 prosent høyere enn i samme periode i fjor, målt i norske kroner.
Statoil achieved cost savings of NOK 600 million during the first six months, compared with the same period of last year. 
Statoil oppnådde kostnadsbesparelser på 600 millioner kroner i årets første seks måneder sammenlignet med samme periode i 2000.
The first-half results show that the group is on schedule to achieve its planned cost cut of NOK 1 billion for 2001. 
Halvårsresultatet viser at konsernet er i rute med hensyn til å realisere den planlagte kostnadsreduksjonen på 1 milliard kroner for året 2001.
Exploration and production off Norway showed a profit before financial items of NOK 12 billion for the second quarter, as against NOK 9.2 billion in the same period of last year. 
Undersøkelse og produksjon på norsk sokkel har et resultat før finansielle poster på 12,0 milliarder kroner i annet kvartal i år mot 9,2 milliarder kroner i samme periode i fjor.
This result includes a gain of NOK 1.4 billion from the sale of licence interests outside Statoil’s core areas on the NCS. 
Resultatet inkluderer en gevinst på 1,4 milliarder kroner fra salg av lisensandeler utenfor våre kjerneområder på norsk sokkel.
Oil volumes sold increased from 627 700 barrels per day in the second quarter of 2000 to 635 100 barrels in April-June this year. 
Solgte oljemengder økte fra 627.700 fat per dag i andre kvartal 2000 til 635.100 fat i andre kvartal i år.
Plans for development and operation of the Sigyn and Mikkel fields were submitted during the second quarter. 
Det er i andre kvartal sendt inn plan for utbygging og drift for feltene Sigyn og Mikkel.
Statoil’s investment is estimated at NOK 2.4 billion. 
Statoils andel av investeringene er beregnet til 2,4 milliarder kroner.
The group’s international exploration operations achieved a second-quarter profit before financial items of NOK 1 816 million as against NOK 415 million in the same period of 2000. 
Statoils internasjonale lete- og produksjonsvirksomhet hadde et resultat før finansielle poster i andre kvartal i år på 1.816 millioner kroner mot 415 millioner kroner i samme periode i fjor.
This increase was primarily due to a gain of NOK 1.6 billion before tax relating to the sale of Statoil’s interest in the Kashagan oil field in Kazakhstan. 
Økningen skyldes primært en gevinst på 1,6 milliarder kroner før skatt knyttet til salget av Statoils andel i oljefeltet Kashagan i Kasakhstan.
Average daily oil production in international operations declined from 63 300 barrels in April-June 2000 to 57 800 barrels in the second quarter this year. 
Gjennomsnittlig oljeproduksjon gikk ned fra 63.300 fat per dag andre kvartal 2000 til 57.800 fat i samme periode i år.