natgillin/translations-raw huggingface dataset:
There may be cause for questioning whether the investments in oil, gas and renewable energy in the time ahead will be sufficient to meet the demand,” says Wærness. 
Det kan være grunn til bekymring for om investeringene i olje, gass og fornybar energi fremover vil være tilstrekkelige for å dekke behovet, sier Wærness.
The Intergovernmental Panel on Climate Change is currently evaluating implications from the commitment in the Paris Agreement to pursue efforts to limit the temperature increase to 1.5℃. 
Intergovernmental Panel for Climate Change (IPCC) skal evaluere implikasjonene av forpliktelsen i Paris-avtalen om å styre mot en maksimum global temperaturøkning på 1,5 grader celcius.
Their report is expected in 2018, and based on this further implications also for the energy sector can be analysed further. 
Deres rapport er ventet i 2018 og vil danne grunnlag for å analysere hva dette kan bety for energisektoren.
“The drastic changes in the energy system we are envisaging, will be introduced gradually – but this must be done much faster than we have seen before,” he says. 
– De drastiske endringene i energisystemet vi ser for oss, vil skje gradvis – men de må skje vesentlig raskere enn vi har sett historisk, sier han.
The third scenario, Rivalry, is more impacted by geopolitical conflict and larger differences in the regional development, both with regard to economic development and transformation of the energy systems. 
Det tredje scenariet, Rivalry, er i større grad preget av geopolitisk konflikt og større forskjeller i den regionale utviklingen både når det gjelder økonomisk utvikling og omlegging av energisystemene.
Irrespective of the scenario the analysis reveals a need for major investments within the whole energy sector – both in oil, gas, renewables, energy infrastructure and energy storage towards 2040. 
Analysen viser at det uansett scenario er behov for store investeringer innenfor hele energisektoren – både for olje, gass, fornybar, energi-infrastruktur og energilagring frem mot 2040.
Major changes in energy supply and consumption 
Store endringer i energiforsyning og energibruk
Statoil has published its Energy Perspectives report every year since 2011. 
Statoil har utgitt Energy Perspectives-rapporten hvert år siden 2011.
It is one of several important analyses forming the basis for the company’s strategic and commercial assessments. 
Dette er en av flere viktige analyser som legges til grunn i selskapets strategiske og kommersielle vurderinger.
“The Paris climate agreement is an important starting point for necessary changes, but they are not sufficient, according to the 2016 Energy Perspectives report. 
– Klimaavtalen fra Paris er et viktig utgangspunkt for helt nødvendige endringer, men Energy Perspectives 2016 viser at det ikke er tilstrekkelig.
The report is intended to foster greater understanding of uncertainty in the long term and how different forces can influence this uncertainty. 
Det er et mål at rapporten skal skape større forståelse for usikkerhet på lang sikt og hvordan ulike drivkrefter kan påvirke denne usikkerheten.
Each year the team behind the report is invited to international meetings and conferences to present their perspectives. 
Teamet bak rapporten inviteres hvert år til internasjonale møter og konferanser for å presentere sine perspektiver.
There may be visible flames (controlled burn-off of gas) from the three process flares at the facility while this continues. 
Det vil kunne være synlige flammer (kontrollert avbrenning av gass) fra de tre prosessfaklene på anlegget mens dette pågår.
All personnel have been accounted for and there is now only a skeleton crew of 25 people who are at the facility to manage the incident. 
Alt personell er gjort rede for og det er nå kun skiftbemanning på 25 personer som er på anlegget for å håndtere hendelsen.
The cause of the incident has not as yet been determined. 
Årsakene til hendelsen er foreløpig ikke avklart.
*********************************************************************** At 10:30 pm on Thursday night, a gas leak was reported at Kårstø processing plant. 
Klokken 22:30 torsdag kveld ble det meldt om en gasslekkasje på Kårstø.
The emergency services and authorities have been notified about the situation and Statoil’s emergency response organisation has been established. 
Den offentlige redningstjenesten og myndighetene er varslet om situasjonen, og beredskapsorganisasjon er etablert.
All personnel have been accounted for and brought to safety. 
Alt personell gjort rede for og er bragt i sikkerhet.
A notice to neighbours has also been sent in accordance with protocol. 
Det er også sendt ut nabovarsel i henhold til plan.
The emergency response organisation’s most important task is now to obtain an overview of the situation and mobilise the resources required to manage the situation. 
Beredskapsorganisasjonens viktigste oppgave er nå å få oversikt og mobilisere de ressurser som skal til for å håndtere situasjonen.
The emergency response organisation will be in continual contact with the emergency services and other relevant authorities. 
Beredskapsorganisasjonen vil være i løpende kontakt med den offentlige redningstjenesten og andre relevante myndigheter.
The media can contact the Information Department via +47 51 99 00 00. 
Medier kan henvende seg til informasjonsavdelingen via +47 51 99 00 00.
Kårstø processing plant 
Kårstø prosessanlegg
The Kårstø processing plant in Nord-Rogaland is the largest of its kind in Europe. 
Kårstø prosessanlegg i Nord-Rogaland er Europas største i sitt slag.
(Photo: Koos Boertjens / Vattenfall) 
(Foto: Koos Boertjens / Vattenfall)
Statoil, Vattenfall and Gasunie have signed a Memorandum of Understanding (MoU) to evaluate the possibilities of converting Vattenfall’s gas power plant Magnum in the Netherlands into a hydrogen-powered plant. 
Statoil, Vattenfall og Gasunie har undertegnet en intensjonsavtale for å vurdere muligheten for å konvertere Vattenfalls gasskraftverk Magnum i Nederland til hydrogendrift.
The potential CO2 emission reduction is 4 million tons of CO2 per year. 
Reduksjon i CO2-utslipp anslås til 4 millioner tonn per år.
This is equivalent to emissions from more than 2 million cars. 
Dette tilsvarer utslippene fra om lag 2 millioner biler.
The next steps will involve feasibility studies to evaluate the conversion of one of the three Magnum units of Vattenfall Nuon in Eemshaven to run on hydrogen. 
Avtalen omfatter mulighetsstudier for å vurdere ombygging av en av de tre Magnum-enhetene til Vattenfall i Eemshaven til hydrogendrift.
The units are operated by the company’s Dutch subsidiary. 
Enhetene drives av det nederlandske datterselskapet Nuon.
In addition, Gasunie examines which infrastructure for transport and storage is needed. 
I tillegg skal Gasunie se på hvilken infrastruktur for transport og lagring som trengs.
The scope of the MoU also includes exploring how to design a large-scale value chain where production of hydrogen is combined with CO2 capture, transport and permanent storage as well as considering potential business models. 
Intensjonsavtalen innebærer også å undersøke hvordan en verdikjede i stor skala skal utformes for produksjon av hydrogen kombinert med fangst, transport og permanent lagring av CO2.
“We are very excited about getting the opportunity to evaluate the possibilities of converting a gas power plant in to run on hydrogen. 
– Vi gleder oss over at vi nå skal se på mulighetene til å konvertere et gasskraftverk til hydrogendrift.
We are still in an early phase and like all pioneer projects there are uncertainties that need to be addressed. 
Vi er fremdeles i en tidlig fase, og i likhet med alle pionerprosjekter, er det flere usikkerhetsmomenter som må undersøkes.
But the potential CO2 emission reduction is significant”, says Irene Rummelhoff, executive vice president for New Energy Solutions in Statoil. 
Potensialet for å redusere CO2-utslippene er store, sier Irene Rummelhoff, konserndirektør for Nye energiløsninger i Statoil.
The results of the feasibility studies will form the basis for a decision on further progress. 
Resultatene av studiene vil danne grunnlaget for en beslutning om å gå videre med prosjektet.
Irene Rummelhoff, executive vice president for New Energy Solutions in Statoil. 
Irene Rummelhoff, konserndirektør for Nye energiløsninger i Statoil.
The Magnum gas power plant has three combined cycle gas turbines (CCGT) with a capacity of 440 MW each. 
Magnum gasskraftverk har tre kombinerte gass-/dampturbiner som hver har en kapasitet på 440 MW.
One CCGT emits approximately 1.3 million tons of CO2 per year. 
Hver enhet slipper ut om lag 1,3 millioner tonn CO2 per år.
Designing a large-scale value chain 
Utforme storskala verdikjede
The technology for producing hydrogen by converting natural gas into hydrogen and CO2 is proven and known. 
Teknologien for å omdanne gass til hydrogen er bevist og kjent.
The new element is to design a large-scale value chain. 
Det nye elementet er å utforme en verdikjede i stor skala.
“Designing a large-scale value chain where production of hydrogen from natural gas is combined with CO2 capture, transport and storage can open up new business opportunities”, says Rummelhoff. 
– Utforming av en verdikjede i stor skala, der produksjon av hydrogen fra gass kombineres med fangst, transport og permanent lagring av CO2, kan føre til nye forretningsmuligheter, sier Rummelhoff.
So far, high costs combined with lack of CO2 storage facilities have limited the development of a low-carbon value chain for hydrogen based on natural gas. 
Hittil har høye kostnader, kombinert med mangel på anlegg for lagring av CO2, begrenset utviklingen av en lavkarbon verdikjede for hydrogen basert på gass.
In 2016, the Norwegian government initiated a new national CO2 capture, transport and storage project. 
I 2016 startet norske myndigheter et nasjonalt prosjekt for CO2-fangst og -lagring.
Studies confirmed the feasibility of storing CO2 on the Norwegian continental shelf, with high storage capacity and the potential to expand the facilities to manage additional CO2 volumes beyond the initial demonstration project. 
Studier bekreftet at det er mulig å lagre CO2 på norsk sokkel, og at lagerkapasiteten er så høy at det er mulig å håndtere ytterligere CO2-volumer utover det første demonstrasjonsprosjektet.
If the Norwegian CCS demonstration project is realized, this may open up for future CO2 storage from other projects, including the joint Vattenfall, Gasunie and Statoil project. 
Dersom det blir realisert, er formålet å undersøke hvordan den planlagte CO2-infrastrukturen kan utnyttes til permanent lagring av CO2 fra andre prosjekter, som dette i Nederland.
Giving new possibilities 
Åpner nye muligheter
Statoil has more than 20 years of experience with CO2 storage on the Norwegian continental shelf. 
Statoil har over 20 års erfaring med CO2-lagring på norsk sokkel.
The company has launched a climate roadmap, which details our targets for CO2 emission reductions and improved carbon intensity and energy efficiency. 
Selskapet har lansert et klimaveikart, som beskriver mål for reduksjon av CO2-utslipp og økt karbonintensitet og energieffektivitet.
“Statoil has introduced several measures to reduce emissions from our oil and gas activities. 
– Statoil har innført en rekke tiltak for å redusere utslipp fra selskapets olje- og gassvirksomhet.
With the joint Statoil, Gasunie and Vattenfall project we see the possibility of also helping potential customers reduce their CO2 emissions at a large scale. 
Dette samarbeidsprosjektet mellom Statoil, Gasunie og Vattenfall vil også vurdere muligheten for å hjelpe mulige kunder til å redusere sine CO2-utslipp i stor skala.
As the upstream facilities required to reform natural gas into hydrogen need to be large scale, there is a significant scope for economy-of-scale by introducing additional markets to the energy system”, says Rummelhoff. 
Siden oppstrømanleggene som kreves for å omdanne gass til hydrogen må være store, er det store muligheter for stordriftsfordeler ved å introdusere flere markeder til energisystemet, sier Rummelhoff.
New energy solutions 
Nye Energiløsninger
Photo of Irene Rummelhoff - Photo: Ole Jørgen Bratland / Statoil JPG 5 MB 
Foto av Irene Rummelhoff - Foto: Ole Jørgen Bratland / Statoil JPG 5 MB
From 12 May 2017, the shares in Statoil at Oslo Stock Exchange (Oslo Børs) will be traded ex dividend USD 0.2201 and ex rights to participate in the dividend issue (scrip dividend programme) for fourth quarter 2016. 
Fra og med 12. mai 2017 vil aksjene i Statoil på Oslo Børs noteres ex utbytte USD 0,2201 og ex rettigheter til å delta i utbytteemisjonen (utbytteaksjeprogrammet) for fjerde kvartal 2016.
Record date at New York Stock Exchange and Oslo Børs is 15 May 2017. 
Record date/eierregisterdato på New York Stock Exchange og Oslo Børs er 15. mai 2017.
Statoil will soon commence a three-well exploration drilling campaign on the UK continental shelf. 
Statoil vil snart begynne en 3-brønners leteboringskampanje på britisk sokkel.
In early July, the Transocean Spitsbergen semi-submersible rig will spud the first well in the campaign. 
Tidlig i juli vil Transocean Spitsbergen, en halvt nedsenkbar rigg, begynne på den første brønnen i kampanjen.
“This is an exciting campaign testing three very different opportunities on the UKCS. 
– Dette er en spennende kampanje hvor vi vil teste tre veldig forskjellige muligheter på britisk sokkel.
We hope to make discoveries that can add value to existing projects and also provide the resources necessary for new developments on the UKCS,” says Jenny Morris, vice president Exploration, UK. 
Vi håper vi kan gjøre funn som kan skape tilleggsverdier til eksisterende prosjektere og også finne ressurser som kan gi nye utbyggingsprosjekter på britisk sokkel, sier Jenny Morris, letesjef på britiske sokkel.
Jenny Morris, VP, Exploration, UK 
Jenny Morris, letesjef på britiske sokkel
The first well, Mariner Segment 9, could prove additional resources and increase the extent of the Mariner Field. 
Den første brønnen, Mariner Segment 9, kan gi tilleggsressurser og øke omfanget av Mariner-feltet.
After completing the well, expected to take between 15 and 25 days, the rig will move to Jock Scott, a prospect on the underexplored margins of the Viking Graben. 
Etter å ha fullført den første brønnen, planlagt til å ta mellom 15 og 25 dager, vil riggen seile til Jock Scott, et prospekt i marginen av Viking Graben som det har blitt lett lite i.
The well is expected to be completed in 20-40 days. 
Denne brønnen er forventet å fullføres på 20-40 dager.
The last well of the campaign will be the Verbier opportunity in the Moray Firth area. 
Den siste brønnen i kampanjen vil være Verbier-brønnen i Moray Firth området.
The well is assumed to take 30-70 days to complete. 
Denne brønnen er det forventet at det vil ta 30-70 dager å fullføre.
Segment 9 partners: Statoil 65.1111%, JX Nippon 20%, Siccar Point Energy 8.889%, Dyas 6% 
Segment 9 partnere: Statoil 65.1111%, JX Nippon 20%, Siccar Point Energy 8.889%, Dyas 6%
Jock Scott partners: Statoil 75%, BP Exploration Operating Company 25% 
Jock Scott partnere: Statoil 75%, BP Exploration Operating Company 25%
Verbier partners: Statoil 70%, Jersey Oil and Gas 18% and CIECO Exploration and Production (UK) 12% 
Verbier partnere: Statoil 70 %, Jersey oil and gas 18 % og CIECO Exploration and Production (UK) 12 %
Nicholas Alan Maden, senior vice president for exploration in Statoil. 
Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
Map of block 14 GIF 865 KB 
Kart over Blokk 14 GIF 865 KB
Photo 
Foto - til nedlasting
Nicholas Alan Maden JPG 13 MB 
Nicholas Alan Maden JPG 13 MB
“With this transaction, we are positioning ourselves in yet another underexplored basin with upside potential. 
– Med denne transaksjonen posisjonerer vi oss i nok ett basseng med oppsidepotensial som er lite utforsket.
This is in line with our exploration strategy of early access at scale, and strengthens Statoil’s long-term international portfolio,” says Nicholas Alan Maden, senior vice president for exploration in Statoil. 
Dette er i tråd med vår letestrategi om tidlig tilgang i stor skala, og styrker Statoils langsiktige internasjonale portefølje, sier Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
Total has completed an extensive data collection programme, including acquiring new 3D seismic data covering the block. 
Total har fullført et omfattende datainnsamlingsprogram, som inneholder ny 3D-seismikk som dekker hele blokken.
The partnership is now preparing to drill the Raya prospect during the first half of 2016. 
Partnerne forbereder nå boring i Raya-prospektet i første halvår 2016.
“It is exciting that we are able to test this opportunity so quickly, to explore a new geological concept in this frontier deep-water area,” says Maden. 
– Det er spennende at vi får testet denne muligheten så raskt, slik at vi kan utforske et nytt geologisk konsept i dette uutforskede dypvannsområdet, sier Maden.
Block 14 was awarded to Total in 2012. 
Blokk 14 ble tildelt Total i 2012.
Based on the results of the Raya well, the partnership will decide further steps. 
Når resultatene av Raya-brønnen foreligger vil partnerne beslutte hvilke skritt som skal tas videre.
Statoil’s entry into Uruguay further expands its extensive position in Latin-America. 
Statoils inngang i Uruguay betyr en ytterligere styrking av selskapets solide posisjon i Latin-Amerika.
In neighbouring Brazil, Statoil operates the Peregrino field, the Pão de Açúcar discovery and holds a large portfolio of exploration acreage. 
I nabolandet Brasil er Statoil operatør for Peregrino-feltet, Pão de Açúcar-funnet og har i tillegg en betydelig leteportefølje i landet.
Statoil is also present in Mexico, Nicaragua, Colombia, Venezuela and Suriname. 
Statoil er også til stede i Mexico, Nicaragua, Colombia, Venezuela og Surinam.
This will further strengthen Statoil’s position in New Zealand. 
Dette bygger videre på Statoils eksisterende posisjon i New Zealand.
The permit covers an area of 9,800 square kilometres in the East Coast Basin, and sits in water depths of 1,000-2,000 metres. 
Tillatelsen dekker et område på 9.800 kvadratkilometer i East Coast-bassenget, og ligger i havdyp mellom 1.000 og 2.000 meter.
OMV will remain the operator with 70% working interest. 
OMV fortsetter som operatør med 70 prosent eierandel.
The transaction is subject to regulatory approval. 
Transaksjonen krever myndighetsgodkjenning.
“This is an underexplored area with the potential for multiple plays, offering a considerable exploration upside,” says Nicholas Alan Maden, senior vice president for Exploration. 
– Dette er et underutforsket område med flere mulige letemodeller, noe som gir en betydelig oppsidemulighet for leting, sier Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
The permit is adjacent to permits 57083, 57085 and 57087 which were awarded to Chevron and Statoil in 2014. 
Tillatelsen ligger inntil lisensene 57083, 57085 og 57087 som Chevron og Statoil fikk tildelt sammen i 2014.
“We now hold a working interest in more than 46,000 square kilometres of exploration acreage in New Zealand, and all of these permits have staged exploration programmes. 
– Vi har nå eierandeler i mer enn 46.000 kvadratkilometer med leteareal i New Zealand, og alle disse tillatelsene har stegvise arbeidsprogrammer.
This is in line with our exploration strategy of accessing at scale,” says Maden. 
Dette er i tråd med letestrategien vår om å sikre tilgang i stor skala, sier Maden.
OMV and Statoil will work together on the exploration programme in PEP 57073. 
OMV og Statoil vil arbeide sammen om leteprogrammet for lisens 57073.
This includes geological and geophysical studies, as well as seismic acquisition over the coming years. 
Dette programmet inkluderer geologiske og geofysiske studier, samt innhenting av nye seismiske data i de kommende årene.
The work will provide information necessary to decide, in 2021, if a well commitment should be made in the permit. 
Arbeidet vil gi nødvendig informasjon for å kunne avgjøre – i 2021 – om partnerskapet skal ta på seg en brønnforpliktelse i lisensen.
In addition to the partnerships with Chevron and OMV in the East Coast and Pegasus basins, Statoil also operates two exploration permits in the Reinga basin. 
I tillegg til parterskapene med Chevron og OMV i East Coast- og Pegasus-bassengene, operer Statoil to letelisenser i Reinga-bassenget.
Map of Petroleum Exploration Permit 57073 
Kart for letelisens 57073
Our activities in New Zealand 
Våre aktiviteter i New Zealand
A responsible search for energy 
A responsible search for energy
The operator Statoil and its partners in the Snøhvit licence have signed a contract with the yard, today, 28 June. 
Operatøren Statoil og de øvrige partnerne i Snøhvit-lisensen har i dag, 28. juni, undertegnet kontrakt med verftsgruppen.
The contract is worth about NOK 170 million. 
Oppdraget har en verdi på om lag 170 millioner kroner.
The barge – 154 metres long, 54 metres broad and nine metres high – will be built at Izar's yard in Ferrol, Spain. 
Lekteren, som blir 154 meter lang, 54 meter bred og 9 meter høy, skal bygges ved Izars verft i Ferrol i Spania.
The gas liquefaction plant will convert natural gas from the Snøhvit field into liquefied natural gas (LNG). 
LNG-fabrikken (liquefied natural gas) skal omdanne naturgassen fra Snøhvit-feltet til flytende form.
Snøhvit will start production in 2006. 
Feltet begynner å produsere i 2006.
About 70 cargos of LNG per year will be shipped out from Melkøya. 
Om lag 70 skipslaster med LNG skal årlig skipes ut fra Melkøya.
The Spanish shipyard group Izar Construcciones Naval is to build the barge which will carry the process equipment for the Snøhvit project's gas liquefaction plant at Melkøya in the north of Norway. 
Den spanske verftsgruppen Izar Construcciones Naval skal bygge lekteren som skal bære prosessutstyret til Snøhvit-prosjektets LNG-fabrikk på Melkøya i Finnmark.
Statoil will have a 50% interest in the Banarli licences, while the operator Valeura Energy Inc., a Canadian exploration company listed on the Toronto Stock Exchange will keep the remaining 50%. 
Statoil får 50% eierandel i Banarli-lisensene, mens operatøren Valeura Energy Inc., et kanadisk leteselskap som er notert ved børsen i Toronto, beholder de resterende 50%.
The shallow formations above 2,500 meters will be 100% retained by Valeura. 
Rettighetene til de grunne formasjonene over 2.500 meter beholdes 100% av Valeura.
The work programme in the licences consists of several phases, where the first includes the commitment of drilling one exploration well, with planned spudding late 2016 or early 2017. 
Arbeidsprogrammet i lisensene består av flere faser, der den første omfatter en forpliktelse til å bore én letebrønn, med planlagt borestart sent 2016 eller tidlig 2017.
The exploration phase will test unconventional gas potential in the deep parts of the basin. 
I letefasen vil potensialet til ukonvensjonell gass i de dypere formasjonene testes.
The exploration licenses cover an area of approximately 540 km2 in proximity to existing infrastructure in a region where gas has been produced since the 1920s. 
Letelisensene dekker et område på omkring 540 km2 i nærheten av eksisterende infrastruktur i en region der gassutvinning har foregått siden 1920-årene.
“Entry into the north-western part of Turkey is in accordance with our exploration strategy to build a diverse portfolio of low commitment frontier opportunities with impact potential,” says Erling Vågnes, senior vice president for Statoil`s exploration activities in the Northern Hemisphere. 
– Statoils inntreden i den nordvestlige delen av Tyrkia er i samsvar med letestrategien vår om diversifisering av porteføljen mot områder med høyt potensial og lave forpliktelser, sier Erling Vågnes, direktør for Statoils letevirksomhet på den nordlige halvkule.
“We look forward to explore the licenses further together with the operator Valeura, and we are optimistic with regards to the potential. 
– Vi ser fram mot å utforske lisensene videre sammen med operatøren Valeura, og vi er optimistiske med hensyn til potensialet.