natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Adjusted earnings after tax were NOK 1.6 billion, compared to NOK 4.3 billion in the same period last year. 
Justert driftsresultat etter skatt var 1,6 milliarder kroner, sammenlignet med 4,3 milliarder kroner i samme periode i fjor.
Statoil’s net operating income according to IFRS for the quarter was NOK 1.7 billion, compared to NOK 9.0 billion in the same period in 2014. 
Statoils driftsresultat i henhold til IFRS var 1,7 milliarder kroner i fjerde kvartal, sammenlignet med 9,0 milliarder kroner i samme periode i 2014.
Net impairment charges of NOK 10.1 billion related to impairment of various assets, provisions of NOK 4.8 billion and gain on sale of assets of NOK 3.2 billion impacted the IFRS results. 
IFRS-resultatet ble påvirket av netto regnskapsmessige nedskrivninger knyttet til ulike eiendeler på 10,1 milliarder kroner, kostnadsavsetninger på 4,8 milliarder kroner samt gevinst ved salg av eiendeler på 3,2 milliarder kroner.
Earnings per share in the period were negative NOK 2.89 compared to negative NOK 2.81 in the same period last year. 
Resultat per aksje i perioden var negativt 2,89 kroner, sammenlignet med negativt 2,81 kroner i samme periode i fjor.
Statoil delivered equity production of 2,046 mboe per day in the fourth quarter, a reduction of 3% compared to the same period in 2014. 
Statoil leverte en egenproduksjon på 2,046 millioner foe per dag i fjerde kvartal, en nedgang på 3 % sammenlignet med samme periode i 2014.
Adjusting for divestments, the underlying production was at the same level as in the fourth quarter last year. 
Justert for salg av andeler var underliggende produksjon på samme nivå som i fjerde kvartal i fjor.
Statoil reported cash flow from operations in 2015 of NOK 165.8 billion before taxes paid and working capital items. 
I 2015 var Statoils kontantstrøm fra driften på 165,8 milliarder kroner før skatt og arbeidskapitalposter.
Statoil completed 39 exploration wells during 2015, with three wells on-going at year-end. 
Statoil fullførte 39 letebrønner i 2015, mens boring pågikk i tre brønner ved årets slutt.
Adjusted exploration expenses in the quarter were NOK 4.2 billion, down from NOK 7.5 billion in the fourth quarter of 2014, mainly as a result of lower drilling activity and less expensive wells being drilled. 
De justerte letekostnadene var 4,2 milliarder kroner i kvartalet, en nedgang fra 7,5 milliarder kroner i fjerde kvartal 2014, hovedsakelig som følge av lavere boreaktivitet og færre kostnadsintensive brønner.
Statoil experienced three contractor fatalities related to our activities in the fourth quarter; one on the NCS and two in our US onshore operations. 
Det var tre dødsfall blant kontraktøransatte knyttet til Statoils virksomhet i fjerde kvartal; en på norsk sokkel og to i den landbaserte virksomheten vår i USA.
"These fatalities are clear reminders that the safety and security of our people, and the integrity of our operations, must remain our top priority", says CEO Eldar Sætre. 
– Dødsfallene er en klar påminnelse om at sikkerheten til våre medarbeidere og integriteten i våre operasjoner må forbli vår førsteprioritet, sier konsernsjef Eldar Sætre.
The Serious Incident Frequency (SIF) was 0.6 in 2015. 
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) var 0,6 i 2015.
Delivering faster and deeper cost reductions: Stepping up the improvement programme by 50% to USD 2.5 billion annually in 2016 
Levere raskere og større kostnadsreduksjoner: Trappe opp forbedrings-programmet med 50 % til 2.5 milliarder USD med årlige besparelser i 2016.
Preparing to invest in the next generation portfolio: Investing in a radically improved project portfolio, with an average break-even of USD 41 per boe 
Forberedt på å investere i neste generasjons portefølje: Investere i en radikalt forbedret prosjektportefølje, med en gjennomsnittlig balansepris på 41 USD per fat oljeekvivalenter.
Capturing the upturn in oil and gas prices: Sustaining the efficiency gains and investing in attractive projects to benefit from the expected price recovery 
Utnytte oppgang i olje- og gasspriser: Opprettholde effektiviserings-gevinstene og investere i attraktive prosjekter for å utnytte forventet prisoppgang.
"Resetting costs – capturing opportunities, that’s the core of our strategy. 
«Redusere kostnadsnivået - utnytte fremtidige muligheter, det er kjernen i vår strategi.
As an early mover on cost efficiency, we are now shaping our next generation portfolio. 
At vi var tidlig ute med kostnadseffektivisering, gjør at vi nå kan forme neste generasjons prosjektportefølje.
Statoil is positioned for value creation in a low price environment, and well placed to capture the gains when the oil price recovers", says Eldar Sætre 
Statoil er posisjonert for verdiskapning i et marked med lave priser og for å utnytte den forventede oppgangen i oljeprisen», sier Eldar Sætre.
Furthermore, Statoil announces its updated outlook for 2016-2019: 
Statoil kunngjør videre sine oppdaterte framtidsutsikter for 2016-2019:
Statoil will invest around USD 13 billion in 2016 
Statoil skal investere om lag 13 milliarder USD i 2016.
From 2014 to 2017, Statoil estimates an annual organic production growth of around 1% from a rebased equity production level. 
Fra 2014 til 2017 anslår Statoil en årlig organisk produksjonsvekst på om lag 1 % fra et re-basert egenproduksjonsnivå.
From 2017 to 2019 Statoil expects 2–4% organic annual production growth 
Fra 2017 til 2019 forventer Statoil en årlig organisk produksjonsvekst på 2-4%.
The exploration spend in 2016 will be around USD 2 billion 
Leteaktiviteten i 2016 vil være på omlag 2 milliarder USD.
Key events since third quarter 2015: 
Viktige hendelser siden tredje kvartal 2015:
The plan for development and operation (PDO) of the North Sea Oseberg Vestflanken 2 was submitted to the authorities 
Plan for utbygging og drift (PUD) for Oseberg Vestflanken 2 i Nordsjøen ble levert til myndighetene.
Gas production started from the Corrib field off the northwest coast of Ireland 
Gassproduksjon startet fra Corrib-feltet utenfor nordvest-kysten av Irland.
To optimise its exploration portfolio Statoil decided to exit Alaska following recent exploration results in neighbouring leases 
For å optimalisere leteporteføljen besluttet Statoil å trekke seg ut av Alaska i lys av nye leteresultater i nabolisenser.
Statoil was awarded interest in 24 licences on the NCS in the 2015 APA round 
Statoil ble tildelt andeler i 24 lisenser på norsk sokkel i TFO-runden for 2015.
Statoil entered into a transaction on the UK shelf, where Statoil acquired First Oil’s 24% share in the UK licence for the Alfa Sentral field 
Statoil inngikk transaksjon på britisk sokkel, der Statoil kjøpte First Oils andel på 24 % i den britiske lisensen for Alfa Sentral-feltet.
The 20% interest in Trans Adriatic Pipeline AG was divested to the Italian gas infrastructure company Snam SpA for a total consideration of EUR 208 million 
Andelen på 20 % i Trans Adriatic Pipeline AG ble solgt til det italienske gassinfrastrukturselskapet Snam SpA for et samlet vederlag på 208 millioner euro.
Statoil and Repsol entered into transactions that saw Statoil farming down a 15% interest in the Gudrun field on the NCS to Repsol, in return for a 13% interest and operatorship in Eagle Ford and operatorship of the BM-C-33 licence in Brazil 
Statoil og Repsol inngikk transaksjoner der Statoil solgte en andel på 15 % i Gudrun-feltet på norsk sokkel til Repsol, mot operatørskap og en eierandel på 13 % i Eagle Ford, samt operatørskap for BM-C-33 lisensen i Brasil.
In November, Statoil made the final investment decision to build Hywind pilot park in Scotland, the world’s first floating wind farm 
I november tok Statoil endelig investeringsbeslutning om å bygge pilotprosjektet Hywind i Skottland, verdens første flytende vindpark.
In January Statoil acquired 11.93% of Lundin Petroleum, increasing the company’s exposure to core field development projects and growth assets on NCS, including Johan Sverdrup and Edvard Grieg 
I januar kjøpte Statoil 11,93 % av Lundin Petroleum og økte selskapets eksponering i viktige feltutbyggingsprosjekter og veksteiendeler på norsk sokkel, inkludert Johan Sverdrup- og Edvard Grieg-feltene.
Press Bård Glad Pedersen, vice president Media relations +47 9180 1791 (mobile) 
Presse Bård Glad Pedersen, informasjonsdirektør +47 9180 1791 (mobil)
Financial statements and review Q4 2015 PDF 1 MB 
Financial statements and review Q4 2015 PDF 1 MB
Press release 4th Quarter 2015 PDF 87 KB 
Pressemelding 4. kvartal 2015 PDF 104 KB
Presentation - Business Areas PDF 5 MB 
Presentation - Business Areas PDF 5 MB
Presentation - CEO CMU 2016 PDF 1 MB 
Presentation - CEO CMU 2016 PDF 1 MB
Presentation CFO CMU 2016 PDF 2 MB 
Presentation CFO CMU 2016 PDF 2 MB
Buyback of shares An approval would allow Hydro to buy back, before the share split is taken into consideration, approximately 4,494,096 of its own shares in the market over a 12-month period starting 9 May 2006. 
Tilbakekjøp av aksjer Under fullmakten, før aksjesplitt er hensyntatt, vil Hydro kunne gjennomføre tilbakekjøp av omlag 4.494.096 av selskapets egne aksjer i markedet over en 12 måneders periode fra og med 9. mai 2006.
The proposed share price interval for which buybacks can be made is for share prices between NOK 250 and NOK 1,500 per share. 
Hver aksje kan kjøpes til kurser mellom 250 og 1.500 kroner.
The Annual General Meeting is scheduled for May 9. 
Generalforsamlingen avholdes 9. mai 2006.
At a later General Meeting the Board of Directors will propose to cancel the purchased shares through a capital reduction. 
Styret vil på en senere generalforsamling foreslå å slette de tilbakekjøpte aksjene gjennom nedskriving av aksjekapitalen.
Implementation of the buyback authorization requires an agreement with the Norwegian state to participate by redemption and cancellation of a proportional number of shares, approximately 3,505,904 shares, in order for the state’s ownership interest to remain unchanged. 
Det er en forutsetning for gjennomføring av tilbakekjøpet at det inngås en avtale med den norske stat om innløsning og sletting av en proporsjonal andel av statens aksjer, om lag 3.505.904 aksjer, slik at statens eierandel forblir uendret.
The structure and conditions in such an agreement are expected to be similar to the terms in the last buyback agreement with the state. 
Strukturen og betingelsene i en slik avtale vil i hovedsak være de samme som for avtalen inngått med staten i forbindelse med forrige tilbakekjøpsprogram.
The Norwegian state has an ownership interest in Hydro of 43.82 percent, calculated based on the number of issued shares. 
Den norske stat har en eierandel på 43,82 prosent i Hydro, beregnet basert på antall utstedte aksjer.
A total of 8 million shares may be cancelled, corresponding to approximately three percent of the total number of shares outstanding. 
Samlet vil inntil 8 millioner aksjer kunne bli slettet, tilsvarende omlag tre prosent av antall utestående aksjer.
The decision to cancel the shares requires a two-thirds majority vote by the shares represented at the Annual General Meeting. 
Beslutningen om sletting må treffes med minst 2/3 flertall av aksjene som er representert på generalforsamlingen.
It is expected that the Norwegian state will commit to support such a proposal, through the abovementioned agreement. 
Det forventes at staten vil forplikte seg til å stemme for et slikt vedtak gjennom den overnevnte avtalen.
Hydro’s Extraordinary General Meeting on 1 December 2004 approved a similar buyback authorization. 
Hydros ekstraordinære generalforsamling vedtok 1. desember 2004 en tilsvarende fullmakt om tilbakekjøp.
Under this authorization Hydro has purchased 934,400 shares in the market. 
Under denne fullmakten har Hydro kjøpt tilbake 934.400 aksjer i markedet.
These shares together with 728,937 shares held by the Norwegian state will be proposed cancelled at the Annual General Meeting on 9 May this year. 
Disse aksjene, samt 728.937 aksjer tilhørende den norske stat, vil bli forslått slettet på generalforsamlingen 9. mai i år.
Furthermore the Board of Directors proposes that the remaining authorization is withdrawn, as it will be replaced by the new authorization. 
Videre foreslår styret at den resterende del av denne fullmakten trekkes tilbake, i det den erstattes av den nye fullmakten.
Share split The value of each Hydro share is now significantly above other shares listed on the Oslo Stock Exchange. 
Aksjesplitt Verdien av hver Hydro-aksje er vesentlig høyere enn for andre aksjer notert på Oslo Børs.
The Board of Directors considers it appropriate that the value of the Hydro share is brought more in line with the other shares listed on the Oslo Stock Exchange. 
Styret anser det som hensiktsmessig at Hydro-aksjen verdimessig kommer mer på linje med andre aksjer notert på Oslo Børs.
The Board of Directors will propose to the Annual General Meeting on 9 May, that one Hydro share is split into five new shares. 
Styret foreslår derfor overfor generalforsamlingen 9. mai at Hydro-aksjen splittes, slik at én Hydro-aksje blir fem nye aksjer.
The number of issued shares, before cancellation of treasury shares and the redemption and cancellation of the Norwegian state’s shares, will increase from 258,954,428 to 1,294,772,140 shares. 
Antall utstedte aksjer, før sletting av egne aksjer og innløsning av statens aksjer, blir således endret fra 258.954.428 til 1.294.772.140 aksjer.
If approved, the Hydro share will be quoted after split on the Oslo Stock Exchange from 10 May 2006. 
Hvis vedtatt, vil Hydro aksjen noteres etter splitt på Oslo Børs fra og med 10. mai 2006.
The number of shares that may be purchased in the market according to the new authorization after split is 22,470,482 shares, at share prices between NOK 50 and NOK 300 per share. 
Antall aksjer som kan kjøpes tilbake i markedet i henhold til ny fullmakt for tilbakekjøp etter splitt er 22.470.482 aksjer, til aksjekurser mellom 50 og 300 kroner.
In addition, up to 17,529,518 of the Norwegian state’s shares may be redeemed and cancelled, resulting in a total buyback of up to 40,000,000 shares. 
I tillegg vil inntil 17.529.518 av den norske stats aksjer kunne bli innløst og slettet slik at samlet tilbakekjøp kan bli inntil 40.000.000 aksjer.
The Board of Directors of Norsk Hydro ASA will ask the Annual General Meeting in May to approve a new share buyback authorization, and in addition propose to split the Hydro share into five shares to bring the value per share more in line with other shares listed on the Oslo Stock Exchange. 
Styret i Norsk Hydro ASA vil på selskapets generalforsamling i mai be om ny fullmakt til tilbakekjøp av aksjer og samtidig foreslå at Hydro-aksjen splittes i fem, slik at verdien per aksje kommer mer på linje med andre aksjer notert på Oslo Børs.
"This programme will give us the best environmental monitoring of any facility in Norway today," says environmental engineer Vegard Lyngmo in the Snøhvit plant's operations organisation. 
– Dette programmet gir oss den beste miljøovervåkning av noe anlegg i Norge i dag, sier miljøingeniør Vegard Lyngmo i driftsorganisasjonen for Snøhvit-anleggene.
It is a follow-up of the impact assessment which was performed for Snøhvit in 2001. 
Miljøovervåkingsprogrammet er en oppfølging av konsekvensutredningen som ble laget for Snøhvit i 2001.
Surveys are now being carried out to chart environmental factors. 
Nå gjennomføres grunnlagsundersøkelser for å kartlegge miljøforholdene.
By comparing these with future measurements, Statoil will be able to document any impact on the environment. 
Ved å sammenlikne med seinere målinger, vil Statoil kunne dokumentere eventuell miljøpåvirkning.
The surveys cover marine life at sea and in the coastal area around the gas liquefaction plant at Melkøya off Hammerfest. 
Grunnlagsundersøkelsene omfatter marint liv til havs og i kystmiljøet rundt LNG-anlegget på Melkøya.
Airborne and freshwater pollution levels in the Hammerfest area are also being measured. 
I tillegg skal forurensningsnivået i luft og ferskvann i Hammerfest-området måles.
The Snøhvit project and operations organisations began planning the programme in detail in the spring of 2005. 
Prosjekt- og driftsorganisasjonene i Snøhvit begynte detaljplanleggingen av programmet våren 2005.
The Norwegian Institute for Air Research (NILU) will take readings of the air, while Akvaplan-niva will look at the coastal areas. 
Norsk institutt for luftforskning (NILU) skal utføre luftmålinger, mens Akvaplan-niva skal gjennomføre målinger i kystområdene.
The Norwegian Institute for Water Research (NIVA) will analyse freshwater, while the Norwegian Institute for Nature Research (NINA) will study the soil. 
Norsk institutt for vannforskning (NIVA) skal analysere ferskvann, og Norsk institutt for naturforskning (NINA) skal undersøke jordsmonn.
The contract for readings in the marine environment has not yet been awarded. 
Kontrakten på målinger i marint miljø er ennå ikke tildelt.
Environmental monitoring of the air will be performed continuously for the first three years after Snøhvit comes on stream in 2007. 
Miljøovervåkningen for luft gjennomføres kontinuerlig de tre første årene etter at Snøhvit settes i drift i 2007.
Noise and light measurements in the area around Melkøya will also be part of the environmental monitoring programme. 
Støy- og lysmålinger i området rundt Melkøya er også en del av miljøovervåkningsprogrammet.
These will be conducted by Statoil. 
Disse målingene gjennomføres av Statoil.
Statoil is operator for the development and operation of the Snøhvit, Askeladd and Albatross gas fields outside Hammerfest. 
Statoil er operatør for utbygging og drift av gassfeltene Snøhvit, Askeladd og Albatross utenfor Hammerfest.
The gas will be landed at Melkøya, where it will be processed and converted to liquefied natural gas (LNG). 
Gassen skal føres i land ved Melkøya for prosessering og nedkjøling til flytende naturgass (LNG).
A programme to monitor the environment around the Snøhvit development in Finnmark county has been established by Statoil. 
Statoil har etablert et program for å overvåke miljøet rundt Snøhvit-utbyggingen i Finnmark.
The problems led to a reduction in gas exports from Oseberg from the normal 25 million sm3 of natural gas per day to around 20 million sm3 per day. 
Problemene reduserte gasseksporten fra om lag 25 millioner kubikkmeter per døgn til om lag 20 millioner kubikkmeter.
Platform personnel began work to clean internals of the dehydration facilities on Tuesday. 
Personell på plattformen begynte tirsdag å rengjøre deler av tørkeanlegget.
Hydro is the operator of the Oseberg field, with a 34 percent holding. 
Hydro er operatør for Oseberg-feltet og har en eierandel på 34 prosent.
Contact: Information Manager Lars Nermoen +47 90 24 01 53 
Kontakt: Informasjonsleder: Lars Nermoen +47 90 24 01 53
Hydro experienced operational problems over the weekend at the dehydration facilities at the Oseberg field center in the North Sea. 
Hydro opplevde i helgen driftsproblemer i tørkeanlegget på Oseberg feltsenter i Nordsjøen.
"It is important that Norwegian companies are at the forefront with regard to subsea installations." 
Det er viktig at norske selskaper er ledende på undervannsanlegg, sier han.
Production regularity in February was 99 per cent. 
Kristin hadde i februar en produksjonsregularitet på 99 prosent.
The corresponding percentage in January was 98. 
For januar var det tilsvarende tallet 98 prosent.
Current output is around 50 per cent of full production, which should be attained during the third quarter of this year. 
Produksjonen ligger nå på rundt 50 prosent av full produksjon som forventes nådd i løpet av tredje kvartal i år.
Twelve representatives of the Norwegian standing committee on energy and the environment visited the Kristin platform in the Norwegian Sea yesterday, 7 March. 
12 representanter fra Energi- og miljøkomiteen på Stortinget besøkte i går Kristin-plattformen i Norskehavet.
The contract – which has a duration of 32 months, with additional options – states that the shipping company is to build a new vessel. 
Kontraktsvarighet er 32 måneder med tillegg av opsjoner.
The vessel will join Hydro’s supply vessel pool serving Hydro’s production platforms and supplied from the base Mongstadbase, as well as supplying hired drilling rigs in the same area. 
Fartøyet vil inngå i Hydros fartøyspool som forsyner Hydros produksjonsplattformer og innleide borerigger fra Mongstadbase.
The new vessel comes with the option of including newly-developed equipment for remote-controlled pipe handling in connection with the transfer of bulk cargo. 
Nybygget har opsjon for inkludering av nyutviklet utstyr for fjernstyrt slangehåndtering i forbindelse med overføring av bulklast.
This option also includes the securing of deck cargo, meaning that deck crew will to a lesser extent take part in hazardous activities on the loading deck. 
Dette betyr at dekksmannskapet i mindre grad vil ta direkte del i risikoutsatte aktiviteter på lastedekk.
Information on the contract and the vessel: Duration: 32 months Shipping company: Farstad Shipping ASA New vessel design: UT 751 E 
Informasjon om kontrakt og fartøy: Varighet: 32 måneder Rederi: Farstad Shipping ASA Nytt fartøydesign: UT 751 E
This acquisition includes the Luva gas find. 
Oppkjøpet inkluderer gassfunnet Luva.
BP recommends Statoil as new operator of the licence. 
BP anbefaler Statoil som ny operatør for lisensen.
The agreement, which was signed on 8 March, means that Statoil will have a 75 per cent interest in the licence following this transaction. 
Avtalen, som ble undertegnet 8. mars, innebærer at Statoil etter transaksjonen får en andel på 75 prosent i lisensen.
The other licensees are ExxonMobil with 15 per cent and ConocoPhillips with 10 per cent. 
De øvrige rettighetshaverne er ExxonMobil (15 prosent) og ConocoPhillips (10 prosent).
Through this transaction, Statoil is strengthening its position in terms of future export solutions for gas from this region. 
Gjennom denne transaksjonen styrker Statoil sin posisjon mot framtidige eksportløsninger for gass fra området.
Mr Dodson adds that, as a step in the development of the Luva find, it will be necessary to drill a new exploration well on an attractive prospect nearby. 
Dodson tilføyer at som et steg i utviklingen av Luva-funnet vil det bli nødvendig å bore en ny letebrønn på et attraktivt prospekt i nærheten.
Plans call for the well to be drilled as early as 2007/2008. 
Brønnen planlegges boret allerede i 2007/2008.
The Luva field is located about 240 kilometres west of Bodø. 
Luva-feltet ligger om lag 240 kilometer vest av Bodø.
The licence was awarded in 1996. 
Lisensen ble tildelt i 1996.
The water depth in the area is around 1,300 metres, and the reservoir is 2,800 metres beneath the seabed. 
Havdypet i området er rundt 1300 meter, og reservoaret ligger 2800 meter under havbunnen.
Recoverable reserves in the field are put at some 38 billion cubic metres of gas. 
Utvinnbare ressurser i feltet er anslått til om lag 38 milliarder kubikkmeter gass.
The parties have agreed not to disclose the purchase price. 
Partene er enige om ikke å offentliggjøre kjøpesummen.
The agreement is conditional on approval by the authorities. 
Avtalen er avhengig av myndighetenes godkjennelse.
Kristofer Hetland, vice president communication, +47 90 50 19 37 / +47 51 99 47 00 
Kristofer Hetland, informasjonsdirektør, +47 90 50 19 37 / +47 51 99 47 00
Geir Bjørnstad, vice president for investor relations in the USA, +1 203 978 6950, +1 203 570 5757 
Geir Bjørnstad, direktør Investor relations Nord-Amerika, +1 203 978 6950, +1 203 570 5757.
Statoil is buying BP's 25 per cent interest in licence 218 in blocks 6706/10 and 6706/12 in the Norwegian Sea. 
Statoil kjøper BPs andel på 25 prosent i lisens 218 i blokkene 6706/10 og 6706/12 i Norskehavet.
The project consists of a gas-fired power plant and methanol production facility at Tjeldbergodden in Mid-Norway, providing CO2 to the Draugen and Heidrun offshore oil and gas fields. 
Prosjektet består av et gasskraftverk på Tjeldbergodden i Midt-Norge, som skal forsyne CO2 til bruk i olje- og gassfeltene Draugen og Heidrun i Norskehavet.
Establishing this CO2 value chain is technologically and commercially challenging. 
Å etablere denne CO2-verdikjeden er teknologisk og økonomisk utfordrende.