This site uses cookies.
Some of these cookies are essential to the operation of the site,
while others help to improve your experience by providing insights into how the site is being used.
For more information, please see the ProZ.com privacy policy.
Official translator for police/courts, NAV, health trusts and hospitals. Fast, accurate and efficient. Translating from Norwegian, Swedish and Danish to English since 2005
Kontotype
Freelance translator and/or interpreter, Verifisert medlem
Data security
This person has a SecurePRO™ card. Because this person is not a ProZ.com Plus subscriber, to view his or her SecurePRO™ card you must be a ProZ.com Business member or Plus subscriber.
Tilknytninger
This person is not affiliated with any business or Blue Board record at ProZ.com.
Tjenester
Subtitling, Language instruction, Terminology management, Translation, Editing/proofreading, Transcription
Ekspertise
Spesialiserer seg på:
Engineering: Industrial
Construction / Civil Engineering
Law (general)
Economics
Investment / Securities
Engineering (general)
Government / Politics
Petroleum Eng/Sci
Energy / Power Generation
Transport / Transportation / Shipping
Arbeider også i:
Medical (general)
Law: Contract(s)
Accounting
Management
Finance (general)
Certificates, Diplomas, Licenses, CVs
Human Resources
Military / Defense
Safety
Fisheries
Insurance
Real Estate
Law: Patents, Trademarks, Copyright
Tourism & Travel
Automotive / Cars & Trucks
Mining & Minerals / Gems
Social Science, Sociology, Ethics, etc.
Marketing
Ships, Sailing, Maritime
Media / Multimedia
International Org/Dev/Coop
Education / Pedagogy
Cooking / Culinary
Art, Arts & Crafts, Painting
Advertising / Public Relations
Food & Drink
More
Less
Priser
Norwegian to English - Priser: 0.11 - 0.13 EUR per ord / 60 - 120 EUR per time Swedish to English - Priser: 0.09 - 0.13 EUR per ord / 60 - 120 EUR per time Danish to English - Priser: 0.09 - 0.12 EUR per ord / 60 - 120 EUR per time English to Norwegian - Priser: 0.11 - 0.12 EUR per ord / 60 - 700 EUR per time Spanish to English - Priser: 0.11 - 0.12 EUR per ord / 60 - 700 EUR per time
Poeng på PRO-nivå: 523, Besvarte spørsmål: 308, Stilte spørsmål: 304
Blue Board-oppføringer lagt inn av denne brukeren
13 innslag
Access to Blue Board comments is restricted for non-members. Click the outsourcer name to view the Blue Board record and see options for gaining access to this information.
Norwegian to English: Tender Regulations - Bridge construction
Kildetekst - Norwegian B TILBUDSREGLER
B1
B Tilbudsregler
B1.1. Alminnelige tilbudsregler
Lov om offentlige anskaffelser av 16. juli 1999, nr 69 med lov om endringer 30 juni 2006 nr. 41, samt forskrift om offentlige anskaffelser av 7. april 2006, nr 402 med senere endringer gjelder.
B1.2. Endringer og administrative bestemmelser
Følgende tekster tas inn som tillegg til de korresponderende bestemmelsene i forskrift om offentlige anskaffelser:
1. Endelig frist for mottak av tilbud, § 8-1 (1)c. (del II) / § 17-1 (1) c. (del Ill)
Tilbud er rettidig levert dersom det er kommet frem til innleveringsstedet før tilbudsfristens utløp.
2. Bruk av tekniske spesifikasjoner, § 8-3 (del II) / § 17-3 (del Ill):
Som teknisk beskrivelse gjelder "Prosesskode 1, Standard beskrivelsestekster for vegkontrakter" og "Prosesskode 2, Standard beskrivelsestekster for bruer og kaier", eventuelt spesiell teknisk beskrivelse. NS 3420 gjelder bare i den utstrekning dette fremgår av konkurransegrunnlaget.
3. Utlevering og tilbakelevering av konkurransegrunnlaget:
De som tilbudsinnbydelsen er rettet til, skal få utlevert det antall eksemplarer av konkurransegrunnlaget eller deler av dette som er nødvendig for å gi tilbud og innhente tilbud fra underentreprenører.
Når mengdeliste (prosess-element) utleveres på datadiskett eller elektronisk post med NS 3459 format, leveres normalt tilbake diskett med enhetspriser sammen med datautskrift.
Mengdefortegnelsen er skrevet i Gprog Beskrivelse. Den blir utlevert i sin helhet i filtypene NS3459 utg 3 (*.xml) / NS3459 utg 1 / Gprog Linker (*.gab) som en del av konkurransegrunnlaget.
*.gab-filen kan åpnes ved hjelp av programmet Gprog Linker som kan lastes ned i en gratisversjon fra http://www.nois.no/.
Ved innlevering av tilbud bør entreprenøren levere tilsvarende priset mengdefortegnelse på diskett/CD, som NS 3459 utg 3 fil, NS 3459 utg 1 fil eller som Gprog Linker (*.gap) fil, i tillegg til utfylt/utskrevet mengdefortegnelse på papir.
Ved uoverensstemmelse mellom konkurransegrunnlag og opplysninger på EDB-medium gjelder konkurransegrunnlaget.
4. Befaringer
Befaring kan avholdes for å gi nærmere opplysninger om oppdraget. Til slike befaringer innkalles samtlige som har mottatt konkurransegrunnlaget. Befaring skal holdes i tilstrekkelig tid før tilbudsfristens utløp. Referat fra befaringen sendes uten ugrunnet opphold til samtlige som har mottatt konkurransegrunnlaget.
5. Rettelse, supplering eller endring av konkurransegrunnlaget: § 8-2 (del II) / § 17-2 (del Ill):
Det forutsettes at tilbyderen setter seg inn i forhold som kan ha betydning for anlegget og den måte arbeidet tenkes gjennomført på. Han kan ikke senere gjøre gjeldende forhold han burde blitt oppmerksom på.
Dersom en tilbyder oppdager mangler eller uklarheter i konkurransegrunnlaget som har betydning for prissettingen eller ferdigstillelsesdatoen, plikter han umiddelbart å varsle byggherren om dette.
Alle skriftlige endringer av konkurransegrunnlaget skal det tas hensyn til i tilbudet. Melding skal være sendt i rimelig tid, og senest 1 uke, før tilbudsfristens utløp.
Oversettelse - English B TENDER REGULATIONS
B1
B TENDER REGULATIONS
B1.1. General tender regulations
The Public Procurements Act of 16 July 1999 no. 69, the Act modifying this of 30 June 2006 no. 41, as well as the Public Procurement Regulation of 7 April 2006 no. 402 with later amendments, are all applicable.
B1.2. Amendments and administrative stipulations
The following texts are included as an enclosure document to the corresponding provisions in the Public Procurement Regulation:
1. Final deadline for receiving tender bids, § 8-1 (1) c. (part II) / § 17-1 (1) c. (part Ill)
The bid is considered delivered on time if it arrives at the delivery location before the bidding deadline expires.
2. Use of technical specifications, § 8-3 (part II) / § 17-3 (part Ill):
"Process Code 1, Standard description text for roadway contracts" and "Process Code 2, Standard description texts for bridges and quays" are used for technical descriptions of the project, in addition to any other special technical descriptions. NS 3420 is only applicable to the extent stated by the Document for Competitive Dialogue, and information on which the bidding competition is based.
3. Distribution and return of the Document for Competitive Dialogue:
Companies which are to receive an invitation to tender shall be sent the number of copies of the Document for Competitive Dialogue or parts of this that are considered necessary to enter a bid and gather offers from sub-contractors.
When the List of Quantities (process elements) is distributed on a floppy disk or by electronic mail in NS3459 format, the disk is normally returned with unit prices, together with a computer printout.
The Bill of Quantities is written in Gprog Description. It is distributed in its entirety in file types NS3459 version 3 (*.xml), NS3459 version 1 or Gprog Linker (*.gab), as a part of the Document for Competitive Dialogue.
The *.gab file can be opened using Gprog Linker, which may be downloaded free-of-charge from http://www.nois.no/.
When returning the bidding offer, the contractor should include the corresponding Bill of Quantities with prices on a disk/CD, as NS3459 version 3 file, NS3459 version 1 file, or as a Gprog Linker (*.gap) file, in addition to the filled-in/printout of the Bill of Quantities in paper format.
In case of any discrepancies between the Document for Competitive Dialogue and information found on an EDB medium, the Document for Competitive Dialogue is given priority.
4. Inspections
Pre-bidding inspections may be held to give further information about the assignment. For such an inspection, all those who have received the Document for Competitive Dialogue will be invited. The inspection will be held in reasonable time before the bidding deadline expires. Minutes from the inspection will be sent without undue delay to all those who receive the Document for Competitive Dialogue.
5. Corrections, supplemental information or alterations to the Document for Competitive Dialogue: § 8-2 (part II) / § 17-2 (part Ill):
It is expected that the bidder understands any conditions that might be of consequence for construction works and operations and the manner in which these works are thought to be carried out. He may not assert conditions or terms at a later time which he should have been aware of.
If a bidder discovers lacks, deficiencies or ambiguities in the Document for Competitive Dialogue which might be significant to pricing or completion dates, he is then obligated to notify the developer about this immediately.
All written changes to the Document for Competitive Dialogue must be dealt with in the contractor's bidding offer. Notifications of this kind should be sent within a reasonable period of time no later than 1 week before the expiration of the bidding deadline.
Norwegian to English: Subject Curriculum Plan for Norwegian General field: Social Sciences Detailed field: Education / Pedagogy
Kildetekst - Norwegian Utdrag frå fagplan i norsk 1(30studiepoeng), trinn 1-7
Innleiing
Norsk er eit obligatorisk fag i grunnskolelærarutdanninga for 1. – 7. trinn. I norsk 1 står begynnaropplæring i lesing og skriving sentralt, men også vidareutvikling av lese- og skriveferdigheitene til elevar til og med sjuande klasse. Språk er grunnleggjande for tenking, forståing, oppleving og kommunikasjon. Norsklærarar må ha kunnskapar om språkutvikling, ordforråds- og omgrepslæring. Forskingsbasert kunnskap om språk og tekst, fagdidaktisk refleksjon og eit fleirkulturelt og fleirspråkleg perspektiv er viktige dimensjonar i norskfaget.
Studentane skal lære å arbeide med dei grunnleggande ferdigheitene lesing, skriving, munnleg bruk av språket. Dei skal kunne nytte ulike arbeidsmåtar som passar frå første til og med sjuande trinn, og dei skal få kjennskap til korleis praktisk-estetiske arbeidsmåtar kan brukast i faget. Dei skal utvikle ei god forståing av samanhengen mellom fag, fagdidaktikk og praksis.
Studentane møter kulturarven og moderne tekstar i form av skjønnlitteratur og sakprosa, og dei vert utfordra til å drøfte og reflektere omkring identitet og fellesskap, etikk og verdiformidling i eit fleirkulturelt samfunn.
Innhald
Norskstudiet er delt inn i fire hovudemne. Emna må sjåast i samanheng.
Fagemne
Grunnleggjande lese- og skriveopplæring
• Munnleg språkutvikling og språklæring
• Skolestart: seksåringens språkkompetanse, også i eit andrespråksperspektiv
• Kartlegging av lese- og skriveferdigheiter
• Førebygging av lese- og skrivevanskar
• Vurdering av læremiddel for lese- og skriveopplæring, mellom anna digitale verktøy og læringsressursar
Litteratur og litterær danning
• Barnelitteratur: rim og regler, dikt for barn, biletbøker, romanar, noveller og forteljingar (norske/nordiske og frå andre kulturar)
• Sakprosatekstar for barn
• Vaksenlitteratur som tematiserer barndom og oppvekst
• Filmatiserte, digitaliserte og dramatiserte tekstar
• Eventyr (nordiske, samiske og ikkje-nordiske) og mytar
Språket som system og språket i bruk
• Grammatisk kunnskap
• Talemålsvariasjon og skriftspråksnormering
• Fleirspråklegheit, fleirspråkleg praksis og om det å lære norsk som eit andrespråk
• Skriftkompetanse i bokmål og nynorsk
• Didaktisk kompetanse i to norske skriftspråk
• Retorikk
• Munnleg formidling, til dømes høgtlesing, dramatisering, forteljing, presentasjon og diskusjon
Vidareutvikling av lese- og skriveferdigheiter
• Sakprosa med vekt på læreboktekstar
• Prosessorientert skriving og skrivemappe
• Samansette tekstar, skjermtekstar
• Skriftspråkutvikling, elevtekstanalyse (forteljing og sakprosa) og vurdering av elevtekst
• Kartlegging som grunnlag for tilpassa vidaregåande lese- og skriveopplæring
• IKT som reiskap i norskfaget, mellom anna bruk av digitale mapper i skriveprosessar, elektronisk respons på tekstar, biletbehandling og nettbaserte verktøy
Eksamen i haustsemesteret
Individuell skriftleg 6-timars skoleeksamen i språkkunnskap (15 studiepoeng). Målform: bokmål .
Eksamen i vårsemesteret
Digital vurderingsmappe (15 studiepoeng). Målform: nynorsk. Studentane vel tre tekstar frå arbeidsmappa etter nærare retningslinjer i undervisningsplanen. I tillegg skriv dei ein refleksjonstekst, der dei mellom anna grunngir vala. Refleksjonsteksten inngår i vurderingsmappa saman med dei tre valde tekstane.
Oversettelse - English Extract from the Subject Curriculum Plan for Norwegian 1(credits), Year Levels 1-7
Introduction
Norwegian Language is a compulsory subject during primary and lower secondary education for year levels 1–7. Norwegian 1 consists of beginner-level learning in reading and writing, but it also includes the development of reading and writing comprehension up to the end of year level seven. Language is a basic component of thought, understanding, life experience and communication. Teachers of Norwegian must be skilled in teaching vocabulary and trained in language and concept development. Knowledge founded on research about language, text, subject didactic reflection, and multicultural and multilingual perspectives are important dimensions of teaching and learning the Norwegian language.
The teacher education students will be taught how to work with basic skills development in reading, writing and the use of the spoken language. They will learn to use various types of working methods that are suited to year levels 1-7, and they will learn practical and aesthetical techniques for how to teach the subject. They will learn to develop a good understanding of the interrelationship between the subject, subject didactics and practical experience in working with the subject.
Students will learn about cultural heritage and modern texts in the Norwegian language in the form of fictional literature and factual prose, and they will be challenged to discuss and reflect on the ideas of identity and community, ethics and value creation in a multicultural society.
Content
Norwegian is divided into four main topics. Each of the topics must be seen as a part of the comprehensive subject as a whole.
Subject topics
Learning the basics of reading and writing
• Oral language development and learning the language
• Starting school: six-year-old language competence, also from the perspective of the Norwegian as a second language
• Mapping and charting a pupil's reading and writing skills
• preventing developmental problems in reading and writing
• choosing suitable teaching tools and aids for teaching reading and writing, using digital tools and books, workbooks and other learning material
Literature and literary formation
• Children's literature: rhymes and rules, poetry for child, picture books, novels, short stories and Norwegian and Scandinavian folk stories and nursery rhymes etc. from other cultures)
• Factual prose for children
• Literature for adults that have childhood and upbringing as themes
• Films, digitalised media and dramatic texts
• Fairy tales (Scandinavian, Sami and non-Nordic) and myths
Language as a system and language in use
• Knowledge of grammar
• Variation in ways of speaking and forms of speech, and the standardisation of the written language
• Multilingualism, multilingualism in practice, and learning Norwegian as a second language
• Mastering writing skills and comprehension in the two forms of Norwegian: Bokmal and Nynorsk
• Didactic competence in the two forms of Norwegian as a written language
• Rhetoric
• Oral communication: for example reading out loud, dramatic representation, storytelling, presentations and discussions
Further development of a pupil's reading and writing skills
• Factual prose with an emphasis on textbooks
• Process-oriented writing and the pupil's writing folder
• Composing texts, computer-based text lexicons
• Written language development, contextual analysis of pupil work (storytelling and factual prose) and assessing pupil texts
• Mapping as the basis for adapting future learning in reading and writing
• ICT as a tool in the subject of Norwegian, such as using digital portfolios for developing writing processes, electronic responses to texts, image manipulation and web-based tools
Examinations during the fall semester
Individual 6-hour written school exams in basic knowledge of the language (15 credits).
The form/variant of the Norwegian language: Bokmål.
Examinations during the spring semester
The digital assessment folder (15 credits).
The form/variant of the Norwegian language: Nynorsk (New Norwegian).
Students will choose three texts from their schoolwork folder based on the guidelines for this in the teaching plan. They will also write a reflective text in which they justify the choices they made.
The reflective text will be included in the assessment folder, together with the three chosen texts.
Norwegian to English: customs regulations - excise duties General field: Law/Patents Detailed field: Law: Taxation & Customs
Kildetekst - Norwegian AVGIFT PÅ
HYDROFLUOR-
KARBONER (HFK)
OG PERFLUOR-
KARBONER (PFK)
2010
Rundskriv nr. 7/2010 S
Avgiftskode FK
Oslo 5. januar 2010
TOLL- OG
AVGIFTSDIREKTORATET
Særavgiftsavdelingen
Schweigaards gate 15
Postboks 8122 Dep
0032 OSLO
Telefon 0 30 12
Telefaks 22 86 02 35
Internett: www.toll.no
Innhold:
Stortingets vedtak om avgift på hydrofluorkarboner (HFK) og perfluorkarboner (PFK) 4
Lov 19. mai 1933 nr. 11 om særavgifter 6
Utdrag av forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter 8
Utdrag av forskrift 1. juni 2004 nr. 930 om gjenvinning og behandling av avfall (avfallsforskriften) 17
Utdrag av lov 17. juni 2005 nr. 67 om betaling og innkreving av skatte- og avgiftskrav
(skattebetalingsloven) 19
Utdrag av forskrift 21. desember 2007 nr. 1766 til utfylling og gjennomføring mv. av
skattebetalingsloven (skattebetalingsforskriften) 24
Toll- og avgiftsdirektoratets kommentarer 28
Endringer i forhold til rundskriv nr. 7/2009 S:
Stortingets vedtak om avgift på hydrofluorkarboner (HFK) og perfluorkarboner (PFK):
-§ 1 annet ledd: endret ordlyd i siste setning -§ 1: nytt tredje ledd
- § 2 første ledd: satsene endret
- § 2 annet ledd: ny ordlyd
- § 2 tredje ledd: opphevet
- § 3: tekniske endringer
§ 4: opphevet
§ 5: blir ny § 4 § 6: blir ny § 5
Tekniske endringer i avgiftsvedtaket
I avgiftsvedtakene for 2010 er det foretatt en rekke mindre redaksjonelle endringer. Disse innebærer ingen materielle endringer i regelverket.
For det første er det gjort endringer i fritakene for varer som innføres, utføres eller leveres til eller fra produsents eller importørs lager. Det er blant annet foretatt en språklig forenkling og samordning av fritakene for å gjøre avgiftsvedtakene enklere. Fritaket for returvarer er gitt et eget bokstavpunkt i alle aktuelle avgiftsvedtak. Enkelte bestemmelser er endret ved at de er
splittet opp eller slått sammen. Det er imidlertid ikke ment å gjøre endringer i hvordan fritakene skal forstås.
Videre er det foretatt endringer i fullmaktsbestemmelsene. Fullmakt til å gi forskrift om avgrensning av avgiftsplikten og til å gi forskrift om grunnlaget for avgiften er tatt inn i én bestemmelse. Der forskriftsfullmakt tidligere har manglet, er slik fullmakt tatt inn.
Lov om særavgifter (heretter ”sal.”):
§ 4: endring (avgiftsfri biodiesel) -§ 7: henvisning til ny tollov § 12-1
Forskrift om særavgifter (heretter ”saf.”):
-§ 2-1 fjerde ledd: endring
-§ 5-1: innledningen endret
-§ 5-9 første ledd: nytt siste punktum
§ 5-9 fjerde ledd: siste to punktum er nye
Toll- og avgiftsdirektoratets kommentarer:
-Pkt. 8 om dispensasjon: endret
-Pkt. 11 om avgiftskoder: satsene i tabellen endret, nye avgiftsgrupper, noen avgiftsgrupper fjernet og ny kommentar
-Pkt. 13.1 om renteberegning: endret
Stortingets vedtak om avgift på hydrofluorkarboner (HFK) og perfluorkarboner (PFK)
§ 1 Fra 1. januar 2010 skal det i henhold til lov 19. mai 1933 nr. 11 om særavgifter betales avgift til statskassen ved innførsel eller innenlands produksjon av hydrofluorkarboner (HFK) og perfluorkarboner (PFK), herunder gjenvunnet HFK og PFK.
Avgiftsplikten omfatter også HFK og PFK som inngår som bestanddel i andre varer. Departementet kan gi forskrift om at avgift på HFK og PFK som inngår som bestanddel i andre varer, fastsettes på annen måte enn etter vekt og at avgiften i slike tilfeller skal betales etter sjablonsatser.
Departementet kan gi forskrift om hva som omfattes av avgiftsplikten og om grunnlaget for avgiften.
§ 2 Avgift skal betales med følgende beløp:
Produkttyper Kjemisk formel Avgiftssats (kr/ kg)
HFK
HFK-23 CHF3 2 442
HFK-32 CH2 F2 136
HFK-41 CH3 F 31
HFK-43-10mee C5 H2F10 271
HFK-125 C2 HF5 584
HFK-134 C2 H2F4 209
HFK-134a CH2 FCF3 271
HFK-152a C2 H4F2 29
HFK-143 C2 H3F3 63
HFK-143a C2 H3F3 793
HFK-227ea C3 HF7 605
HFK-236fa C3 H2F6 1 315
HFK-245ca C3 H3F5 117
PFK
Perfluormetan CF4 1 356
Perfluoretan C2 F6 1920
Perfluorpropan C3 F8 1 461
Perfluorbutan C4 F10 1 461
Perfluorcyklobutan c-C4 F8 1 816
Perfluorpentan C5 F12 1 565
Perfluorheksan C6 F14 1 544
Er produkttypen ukjent, skal avgift beregnes etter den høyeste avgiftssats av de produkttyper det kan være. For gassblandinger skal avgift beregnes for hver produkttype i blandingen. Er blandingsforholdet ukjent, benyttes satsen for produkttypen med den høyeste satsen for hele vekten.
§ 3. Det gis fritak, refusjon eller ytes tilskudd for avgift på varer som
a) utføres til utlandet,
b) legges inn på tollager når varene er bestemt til utførsel,
c) innføres
1. som reisegods etter tolloven § 5-1,
2. til bruk i transportmidler i ervervsmessig virksomhet etter tolloven § 5-2,
3. etter tolloven § 5-9 og er av mindre verdi,
4. for midlertidig bruk etter tolloven § 6-1 annet ledd,
d) etter tolloven § 5-3 leveres til eller innføres av
1. diplomater,
2. NATO og styrker fra land som deltar i Partnerskap for fred,
3. Den nordiske investeringsbank,
e) kommer i retur til registrert virksomhets lager,
f) gjenvinnes. Departementet kan gi forskrift om avgrensing av og vilkår for fritak.
§ 4 Oppstår det tvil om omfanget av avgiftsplikten, avgjøres spørsmålet av departementet.
§ 5 Departementet kan frita for eller sette ned avgiften når det oppstår enkelttilfeller eller situasjoner som ikke var overveid da avgiftsvedtaket ble truffet og når avgiften i det spesielle enkelttilfellet får en utilsiktet virkning.
§ 5. 1 Avgiften svares etter de regler som gjelder på det tidspunkt avgiftsplikten oppstår.
Er det ved avgiftspåleggets ikrafttreden inngått kontrakt om leveranse, plikter mottageren å betale et tillegg motsvarende avgiften medmindre det godtgjøres at det ved prisansettelsen har vært tatt hensyn til avgiften. 2
0 Endret ved lover 13 april 1951 nr. 2, 26 juni 1992 nr. 73 (som endret fra § 5 til § 6), 27 mars 1998 nr. 13, 17 juni 2005 nr. 67 (i kraft 1 jan 2008 iflg. res. 21 des 2007 nr. 1616), endret paragraftall fra § 6.
1 Sml. lov 19 juni 1969 nr. 66 § 74.
2 Sml. lov 19 juni 1969 nr. 66 § 74 (2).
§ 6. De myndigheter som er tillagt funksjoner etter lov om pristiltak, 1 plikter på forlangende og uten hinder av den taushetsplikt som ellers påhviler dem, 2 å gi skattekontoret og Skattedirektoratet opplysninger om tilskudd som de har latt utbetale av offentlige midler eller av særskilte prisreguleringsfond.
Departementet kan bestemme at politiet, skattemyndighetene og Mattilsynet 3 uten hinder av taushetsplikt plikter å gi toll- og avgiftsetaten nødvendige opplysninger for behandling av søknader om registrering for avgift på alkoholholdige drikkevarer.
0 Tilføyd ved lov 19 juni 1964 nr. 17, endret ved lover 26 juni 1992 nr. 73 (som endret fra § 6 til § 7), 11 juni 1993 nr. 66, 20 juni 2003 nr. 45 (i kraft 1 juli 2003 iflg. res. 20 juni 2003 nr. 712), 17 des 2004 nr. 86 (i kraft 1 juli 2005 iflg. res. 17 juni 2005 nr. 599), 29 juni 2007 nr. 46 (i kraft 31 des 2007 iflg. res. 7 des 2007 nr. 1370), 17 juni 2005 nr. 67 (i kraft 1 jan 2008 iflg. res. 21 des 2007 nr. 1616), endret paragraftall fra § 7.
1 Lov 11 juni 1993 nr. 66.
2 Jfr. lov 10 feb 1967 § 13 flg.
3 Jfr. lov 19 des 2003 nr. 124 § 23.
§ 7 Reglene om taushetsplikt mv. i tolloven 1 § 12-1 gjelder tilsvarende for tollmyndighetenes arbeid knyttet til denne lov.
0 Tilføyd ved lov 9 mai 2008 nr. 14, endret ved lov 19 juni 2009 nr. 50. 1 Lov 21 des 2007 nr. 119.
§ 8 Denne lov trer i kraft straks.
0 Endret ved lover 19 juni 1964 nr. 17 (tidligere § 6), 26 juni 1992 nr. 73 (som endret fra § 7 til § 8), 17 juni 2005 nr. 67 (i kraft 1 jan 2008 iflg. res. 21 des 2007 nr. 1616), endret paragraftall fra § 8, 9 mai 2008 nr. 14, endret paragraftall fra § 7.
Utdrag av forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter
Kapittel 1. Innledende bestemmelser
§ 1-1. Virkeområde
Denne forskriften får anvendelse på avgifter som oppkreves etter lov 19. mai 1933 nr. 11 om særavgifter.
0 Endret ved forskrift 22 juni 2005 nr. 682 (i kraft 1 juli 2005).
§ 1-2. Definisjoner
(1) Med avgiftspliktig vare menes en vare som er innført til eller produsert her i landet og som omfattes av Stortingets avgiftsvedtak.
(2) Med produksjon menes enhver behandling, herunder pakking, ompakking eller montering, som medfører at varen blir avgiftspliktig eller endrer avgiftsmessig status.
(3) Med registrert virksomhet menes virksomhet som er registrert etter bestemmelsene i § 5-1 til § 5-6.
(4) Med godkjent lokale menes lager, produksjonslokale e.l. som er godkjent av tollregionen etter bestemmelsene i § 5-7.
0 Endret ved forskrift 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004).
Kapittel 2. Alminnelige bestemmelser om avgiftsplikt
§ 2-1. Når avgiftsplikten oppstår
(1) For registrerte virksomheter oppstår avgiftsplikten ved
a) uttak fra virksomhetens godkjente lokaler, herunder tyveri og manko. Driftsmessig svinn anses ikke som uttak,
b) innførsel, når varene ikke legges inn på godkjent lokale,
c) ved opphør av registrering.
(2) For uregistrerte importører oppstår avgiftsplikten ved innførselen.
(3) For konkursbo eller panthaver oppstår avgiftsplikten ved uttak av avgiftspliktige varer dersom det ikke tidligere er beregnet avgift for disse.
(4) For avgift på teknisk etanol, forbruksavgift på elektrisk kraft, avgift på sluttbehandling av avfall og avgift på utslipp av NOx, oppstår avgiftsplikten etter bestemmelsene i henholdsvis § 3-3-3, § 3-12-2, § 3-13-2, § 3-13-6 og § 3-19-4.
(5) For bruker som er berettiget til helt eller delvis avgiftsfri bruk av ellers avgiftspliktige varer, oppstår avgiftsplikten også dersom vilkårene for fritak likevel ikke oppfylles.
0 Endret ved forskrifter 25 juni 2004 nr. 1040 (i kraft 1 juli 2004), 10 des 2004 nr. 1599 (i kraft 1 jan 2005), 22 juni 2005 nr. 682 (i kraft 1 juli 2005), 15 des 2006 nr. 1442 (i kraft 1 jan 2007), 27 nov 2009 nr. 1432.
§ 2-2. Avgiftsfri overføring
Registrerte virksomheter kan overføre avgiftspliktige varer uten at avgiftsplikten oppstår til egne godkjente lokaler og til andre virksomheters godkjente lokaler dersom disse virksomhetene er registrert for samme vareomfang.
§ 2-3. Varer til avgiftsfri bruk (råvarer mv.)
(1) Varer som etter Stortingets vedtak er fritatt for avgift som råstoffmv., kan kjøpes avgiftsfritt hos registrert virksomhet mot erklæring om at varene er til slik bruk. Den registrerte virksomheten kan føre slike varer uten avgift i avgiftsoppgaven.
(2) Den som importerer varer som brukes som råstoff mv. i egen virksomhet, kan registreres som bruker og dermed innføre varer uten at avgiftsplikt oppstår.
(3) Ikke registrert bruker kan søke om refusjon av innbetalt avgift. Søker må fremlegge dokumentasjon som viser at avgift er betalt, samt erklæring om at varene er til avgiftsfri bruk.
§ 2-4. Returvarer
(1) Registrerte virksomheter kan føre tidligere beregnet avgift på returvarer til fradrag i avgiftsoppgaven på følgende vilkår:
a) varene er tilbakeført til den registrerte virksomhetens godkjente lokale,
b) varene er tilgangsført lagerbeholdningen,
c) det er utstedt kreditnota for vare- og avgiftsbeløp og
d) varene er returnert innen to år regnet fra faktureringsdato.
(2) Dersom tilbakeføring til den registrerte virksomhetens godkjente lokale er upraktisk, kan tollregionen samtykke i at varene tilintetgjøres etter § 2-5 istedenfor å tilbakeføres. Vilkårene i første ledd bokstav b-d gjelder tilsvarende.
0 Endret ved forskrift 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004).
§ 2-5. Tilintetgjøring av varer
(1) Ved tilintetgjøring av varer i den registrerte virksomhetens godkjente lokale gis fritak for avgift på følgende vilkår:
a) tilintetgjøringen skjer i nærvær av tollvesenet om ikke tollregionen har gitt samtykke til annet, og
b) tilintetgjorte varer føres som uttak uten avgift i avgiftsoppgaven for samme avgiftstermin som tilintetgjøringen finner sted.
(2) Tollregionen kan samtykke i at tilintetgjøringen skjer på annet sted når dette er mest praktisk.
(3) For tollvesenets bistand ved tilintetgjøring av alkoholholdige drikkevarer oppkreves et gebyr på kr 500,-.
0 Endret ved forskrift 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004).
§ 2-6. Innførsel
Bestemmelser om innførsel av varer gitt i eller i medhold av tolloven gjelder så langt de passer og ikke annet er bestemt i eller i medhold av denne forskrift.
0 Endret ved forskrift 17 des 2008 nr. 1413 (i kraft 1 jan 2009).
§ 2-7. Utførsel m. m.
(1) Registrerte virksomheter kan føre varer som utføres til utlandet uten avgift i avgiftsoppgaven. Med utføres til utlandet menes utførsel av varer fra Norge og til en annen stats landterritorium. Tilsvarende gjelder avgift på varer som legges inn på tollager i samsvar med bestemmelsene i Stortingets avgiftsvedtak.
(2) Ikke registrerte importører kan søke tollregionen om refusjon.
0 Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 15 des 2006 nr. 1442 (i kraft 1 jan 2007).
§ 2-8. Dokumentasjon for avgiftsfritak
Krav om avgiftsfritak skal kunne dokumenteres. Med mindre annet er bestemt i denne forskriften, skal kravets omfang og vilkårene for at fritak er oppfylt, fremgå av dokumentasjonen.
Kapittel 3. Særskilte bestemmelser om de enkelte avgiftene
(kap. 3-1– kap. 3-17)
Kap. 3-18. Avgift på hydrofluorkarbon (HFK) og perfluorkarbon (PFK)
0 Kapitlet tilføyd ved forskrift 19 des 2002 nr. 1836 (i kraft 1 jan 2003).
§ 3-18-1. Saklig virkeområde
(1) Avgiftsplikten omfatter:
a) HFK-23, HFK-32, HFK-41, HFK-43-10mee, HFK-125, HFK-134, HFK-134a, HFK-143, HFK-143a, HFK-152a, HFK-227ea, HFK-236fa og HFK-245ca,
b) PFK (perfluormetan, perfluoretan, perfluorpropan, perfluorbutan, perfluorpentan, perfluorheksan og perfluorcyklobutan).
(2) Avgiftsplikten omfatter alle blandinger av HFK og PFK, både innbyrdes blandinger og blandinger med andre stoffer.
(3) Avgiftsplikten etter første ledd omfatter også HFK og PFK som inngår som bestanddel i andre varer.
(4) Avgiftsplikten omfatter ikke gjenvinning av HFK og PFK.
0 Tilføyd ved forskrift 19 des 2002 nr. 1836 (i kraft 1 jan 2003). Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 25 juni 2004 nr. 1040 (i kraft 1 juli 2004).
§ 3-18-2. Avgiftsgrunnlag og -beregning
(1) Avgiften beregnes på grunnlag av varens nettovekt. For blandinger beregnes avgiften av nettovekten av de enkelte avgiftspliktige typene i blandingen.
(2) For HFK og PFK som inngår som bestanddel i andre varer, betales avgift av andelen HFK og PFK.
(3) Dersom type HFK eller PFK ikke kan dokumenteres, benyttes avgiftsvedtakets høyeste sats av de produkttyper HFK/ PFK det ikke kan utelukkes å være.
(4) Dersom blandingsforholdet i en blanding hvor HFK og/ eller PFK inngår ikke kan dokumenteres, benyttes satsen for produkttypen i blandingen med høyeste sats for hele blandingen. Det tas hensyn til dokumentasjon som eventuelt utelukker enkelte blandingsforhold.
(5) Dersom mengde HFK og PFK som bestanddel i andre varer ikke kan dokumenteres, betales avgift etter følgende grunnlag for følgende varer:
a) husholdningskjøleskap og -frysere: 250 gram pr. kjøleenhet.
b) kompakte væskekjølere (til luftkondisjoneringsanlegg til bygninger): 0,25 kg pr. kW kjøleytelse.
c) luftkjølere (til luftkondisjoneringsanlegg til bygninger), varmepumper og avfuktere: 0,5 kg pr. kW kjøleytelse.
d) melkeanlegg, indirekte: 1 kg pr. kW kjøleytelse.
e) melkeanlegg, direkte: 2 kg pr. kW kjøleytelse.
f) industrielle kjøle- og fryserom: 1,5 kg pr. kW kjøleytelse.
g) kommersielle kjøle- og fryseanlegg, herunder kjølerom uten offentlig adgang: 2,5 kg pr. kW kjøleytelse.
h) spraybokser: 0,5 kg pr. enhet, unntatt astmaspraybokser hvor det benyttes 10 gram pr.
enhet.
i) klimaanlegg (airconditioner) til motorkjøretøyer som person-, vare-, kombinerte- og campingbiler, traktorer, trucker: 1 kg pr. enhet.
j) klimaanlegg (airconditioner) til lastebiler, anleggsmaskiner, skurtreskere, spesialbiler: 2,5 kg pr. enhet.
k) klimaanlegg (airconditioner) i busser: 5 kg pr. enhet.
l) fugeskum: 0,5 kg pr. kg.
m) isolerte dører og porter: 0,25 kg pr. m 2.
n) ekstrudert polystyren til isolering: 2,5 kg pr. m 3.
o) paneler til kjøle- og fryserom: 6 kg pr. m 3.
(6) Dersom avgiftsgrunnlaget ikke kan fastsettes etter første eller femte ledd, benyttes det grunnlaget som tollregionen finner mest sannsynlig.
0 Tilføyd ved forskrift 19 des 2002 nr. 1836 (i kraft 1 jan 2003). Endret ved forskrift 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004).
(kap. 3-19 – kap. 4-8)
Kap. 4-9. Militære styrker og internasjonale organisasjoner
0 Kapitlet tilføyd ved forskrift 17 des 2008 nr. 1413 (i kraft 1 jan 2009).
§ 4-9-1. Militære styrker og kommandoenheter
(1) Varer til bruk for utenlandske NATO-styrker og styrker som er med i Partnerskap for fred, NATOs hovedkvarter i Norge og personer tilknyttet NATO, kan innføres uten avgift. Fritak gis på samme vilkår som nevnt i tollforskriften § 5-3-5.
(2) Registrerte virksomheter kan levere avgiftsbelagte varer uten avgift til bruk som nevnt i første ledd.
0 Tilføyd ved forskrift 17 des 2008 nr. 1413 (i kraft 1 jan 2009).
§ 4-9-2. Internasjonale organisasjoner
(1) Varer til bruk for internasjonale organisasjoner kan innføres uten avgift. Fritak gis på samme vilkår som nevnt i tollforskriften § 5-3-6 og § 5-3-7.
(2) Registrerte virksomheter kan levere varer til bruk som nevnt i første ledd uten avgift.
0 Tilføyd ved forskrift 17 des 2008 nr. 1413 (i kraft 1 jan 2009).
(Kap. 4-10 – kap. 4-11)
Kapittel 5. Avgiftsforvaltning mv.
I. Registrering
§ 5-1. Registreringsplikt
Følgende skal registreres for den enkelte avgift:
a) produsenter av avgiftspliktige varer, med unntak av mikrokraftverk og energigjenvinningsanlegg som leverer elektrisk kraft direkte til sluttbruker,
b) virksomheter som produserer eller innfører teknisk etanol med alkoholstyrke over 2,5 volumprosent,
c) virksomheter som driver deponi eller forbrenningsanlegg for sluttbehandling av avfall,
d) virksomheter som gjenvinner TRI og PER når gjenvinning skjer med sikte på videresalg,
e) virksomheter som transporterer elektrisk kraft til forbruker,
f) importører av alkoholholdig drikk med alkoholstyrke over 2,5 volumprosent, når det ikke foreligger særskilt tillatelse eller bevilling,
g) virksomheter som eier eller driver NOx -avgiftspliktige enheter, med unntak av virksomheter som kun har avgiftsfrie utslipp eller utenlandske virksomheter som benytter representant registrert etter § 5-2 bokstav d.
0 Endret ved forskrifter 19 des 2002 nr. 1836 (i kraft 1 jan 2003), 19 des 2003 nr. 1758 (i kraft 1 jan 2004), 25 juni 2004 nr. 1040 (i kraft 1 juli 2004), 22 juni 2005 nr. 682 (i kraft 1 juli 2005), 15 des 2006 nr. 1442 (i kraft 1 jan 2007), 20 des 2006 nr. 1587 (i kraft 1 jan 2007), 15 des 2009 nr. 1524 (i kraft 1 jan 2010).
§ 5-2. Registreringsadgang
Følgende virksomheter kan etter søknad til tollregionen registreres:
a) importører av avgiftspliktige varer som er merverdiavgiftspliktige etter lov 19. juni 1969 nr. 66 om merverdiavgift § 28,
b) importører av avgiftspliktige varer når varene skal brukes som råvarer eller de er til avgiftsfri bruk etter bestemmelsene i Stortingets avgiftsvedtak,
c) importører av båtmotorer og virksomheter som driver ervervsmessig produksjon av fartøyer for salg.
d) representant for utenlandsk virksomhet som eier eller driver NOx -avgiftspliktige fartøy eller luftfartøy.
0 Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 15 des 2006 nr. 1442 (i kraft 1 jan 2007), 20 des 2006 nr. 1587 (i kraft 1 jan 2007).
(§ 5-3)
§ 5-4. Registreringssted
Registrering skal skje i den tollregionen virksomheten har sitt forretningssted. Virksomheter som har forretningssted i flere tollregioner, skal registrere virksomheten i den tollregion hvor de har sitt hovedkontor.
0 Endret ved forskrift 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004).
§ 5-5. Registreringsmelding mv.
(1) Melding eller søknad om registrering skal sendes senest en måned før produksjonen eller innførselen starter.
(2) Meldingen eller søknaden skal inneholde opplysninger om
a) produksjons- og lagerlokalene (tegninger), herunder lokalenes beliggenhet,
b) hva slags varer som skal produseres eller lagres,
c) når produksjon eller lagring skal begynne,
d) varebeholdning,
e) budsjettert og nåværende omsetning,
f) størrelse på import og mottak av avgiftspliktige varer,
g) regnskapsrutiner og lagerhold,
h) hvem som skal foreta den løpende innbetaling av avgiften,
i) eventuelt tollkredittnummer,
j) organisasjonsnummer,
k) gate- og postadresse,
l) eventuell bevilling, konsesjon eller uttalelser om vandel.
(3) Endringer om forhold som nevnt i annet ledd skal straks meldes til tollregionen. Videre skal det gis melding når virksomheten opphører eller stanser i over tre måneder, samt ved en eventuell gjenopptakelse av virksomheten.
(4) For forbruksavgift på elektrisk kraft, sluttbehandlingsavgift på avfall og NOX -avgift gjelder bestemmelsene i annet ledd tilsvarende med de tilpasninger som er nødvendig av hensyn til avgiftens karakter.
0 Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 19 des 2003 nr. 1758 (i kraft 1 jan 2004), 22 juni 2005 nr. 682 (i kraft 1 juli 2005), 15 des 2006 nr. 1442 (i kraft 1 jan 2007).
§ 5-6. Nektelse eller tilbakekallelse av registrering
(1) Tollregionen kan nekte eller tilbakekalle registreringen dersom
a) virksomheten, styret eller ledelsen ikke anses kredittverdig,
b) virksomheten har uoppgjorte restanser med hensyn til skatter, avgifter eller toll eller har overtrådt regelverket om særavgifter, toll eller merverdiavgift eller
c) virksomhetens karakter endres.
(2) Tollregionen skal tilbakekalle registreringen om vilkårene i § 5-3 ikke lenger er oppfylt, eller den registrerte ikke lenger oppfyller sine forpliktelser etter denne forskrift eller skattebetalingsforskriften.
(3) Ved tilbakekalling av registrering for håndtering av teknisk etanol, eller dersom innehaveren dør, skal eieren eller boet sørge for at lageret med slike varer selges eller overlates til virksomhet som er registrert. Ellers skal varene inndras eller destrueres.
0 Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 18 feb 2004 nr. 411, 22 juni 2005 nr. 682 (i kraft 1 juli 2005), 21 des 2007 nr. 1775 (i kraft 1 jan 2008).
II. Godkjenning av lokaler
§ 5-7. Godkjenning av lokaler
(1) Når avgiftsplikten ikke har oppstått, skal produksjon og lagring av avgiftspliktige varer bare foregå i lokaler som er godkjent av tollregionen. Lokalene skal være forsvarlig låst og sikret, og innrettet slik at de sikrer en forsvarlig kontroll av avgiftsberegning og -betaling mv.
(2) Tollregionen kan godkjenne flere lokaler for den enkelte virksomhet. Forandringer av et godkjent lokale skal meldes til tollregionen uten ugrunnet opphold.
(3) Tollregionen kan fastsette nærmere vilkår for godkjenning av lokalet, herunder ved forandringer av lokalet.
(4) Et lokale kan nektes godkjent dersom kontrollmessige hensyn tilsier det.
0 Endret ved forskrift 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004).
III. Regnskap
§ 5-8. Regnskap
(1) For registrerte virksomheter som etter lov 17. juli 1998 nr. 56 om årsregnskap m.v. (regnskapsloven) skal føre regnskap, skal regnskapet vise bruk av råstoff og produksjonens omfang. Regnskapet skal videre innrettes slik at omfanget av de avgiftspliktige varene lett kan
kontrolleres og påvises. For registrerte virksomheter som deklarerer terminvise særavgifter, skal det føres lagerregnskap over særavgiftspliktige varer som lagres. Lagerregnskapet skal inneholde beholdning, tilgang og levering av særavgiftsbelagte varer, herunder eventuelle avgiftsfrie overføringer til andre registrerte virksomheter eller til eget godkjent lokale, samt uttak til eget utsalg eller eget bruk. Regnskapet skal vise eventuell differanse mellom oppmålt eller opptalt beholdning og beholdning i følge lagerregnskapet.
(2) Før utløpet av oppgavefristen for vedkommende avgiftstermin skal registrerte virksomheter som skal føre lagerregnskap etter første ledd avstemme de tall som fremgår av avgiftsoppgaven mot lagerregnskapet. Denne avstemmingen inngår sammen med lagerregnskapet som en del av det oppbevaringspliktige regnskapsmaterialet.
(3) Registrerte virksomheter som ikke er regnskapspliktige etter regnskapsloven, kan av tollregionen pålegges å oppbevare dokumenter av betydning for avgiftspliktens omfang, for eksempel innkjøps- og salgsfakturaer, kontrakter og betalingsbilag. Virksomheten kan videre pålegges å føre lagerregnskap og å foreta avstemminger som nevnt over. Oppbevaringsplikten for dokumenter, eventuelt lagerregnskap og avstemminger gjelder i ti år.
0 Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 18 feb 2004 nr. 411.
IV. Kontrollbestemmelser mv.
§ 5-9. Alminnelige regler om kontroll
(1) Tollvesenet kan når som helst kontrollere om korrekt avgift er beregnet og betalt og om vilkårene i § 5-3 er oppfylt. I denne forbindelse kan tollvesenet kontrollere lokaler hvor avgiftspliktige varer produseres eller lagres, tilstøtende rom og transportmidler som frakter avgiftspliktige varer. Videre kan tollvesenet kontrollere hele regnskapet med tilhørende dokumentasjon, herunder elektroniske dokumenter og programvare. Ved gjennomsyn av virksomhetens arkiver kan tollvesenet foreta kopiering til datalagringsmedium for senere gjennomgang hos den opplysningspliktige eller hos tollvesenet.
(2) Tollvesenet kan foreta undersøkelser av avgiftspliktige varer. Vareprøver kan kreves avgitt uten vederlag.
(3) Undersøkelsene som nevnt over kan foretas hos produsent, importør, eksportør, forhandler, formidler, lagerholder og transportør av avgiftspliktige varer, samt bruker som påberoper seg avgiftslettelse eller -fritak. Undersøkelsen kan videre foretas hos produsent og forhandler av varer som kan brukes i eller til produksjon av en avgiftspliktig vare.
(4) Virksomhetens eier, styre, daglige leder, samt øvrige ansatte plikter å yte nødvendig bistand og veiledning i forbindelse med undersøkelsen. Regnskapsmateriell og andre dokumenter som skal kontrolleres, skal uten opphold fremlegges, utleveres eller sendes tollvesenet. Med dokumenter menes også elektronisk lagrede dokumenter. Pliktene foran gjelder også elektroniske programmer og programsystemer.
0 Endret ved forskrifter 22 juni 2005 nr. 682 (i kraft 1 juli 2005), 2 feb 2009 nr. 104.
(§ 5-10 – § 5-14)
Kapittel 6. Avgiftsoppgave og -betaling mv.
§ 6-1. Avgiftsoppgave
(1) Registrerte virksomheter skal for hver måned sende avgiftsoppgave til tollregionen innen den 18. i påfølgende måned (oppgavefristen). Det skal sendes oppgave selv om det ikke skal oppkreves avgift for perioden (0-oppgave).
(2) Registrerte virksomheter for avgift på elektrisk kraft skal sende oppgave til tollregionen innen 1 måned og 18 dager etter utløpet av det kvartal faktura er sendt eller levering/ uttak uten faktura er foretatt.
(3) Registrert virksomhet for avgift på utslipp av NOx skal sende oppgavene til tollregionen innen den 18. i måneden etter utløpet av det kvartal utslippet fant sted.
(4) Tollregionen kan fastsette en kortere oppgavefrist dersom det foreligger opplysninger om virksomhetens forhold som gjør det sannsynlig at avgiftsbetalingen ikke vil skje rettidig.
(5) Virksomheter som er registrert etter § 5-1 bokstav b, og som utelukkende innfører eller produserer teknisk etanol med godkjent denaturering, er ikke oppgavepliktige.
(6) Importører som er registrert etter § 5-2 bokstav b er ikke oppgavepliktige.
(7) Avgiftsoppgaven gis på skjema fastsatt av direktoratet og skal være undertegnet av den avgiftspliktige eller en som kan forplikte vedkommende.
0 Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 19 des 2003 nr. 1758 (i kraft 1 jan 2004), 22 juni 2005 nr. 682 (i kraft 1 juli 2005), 20 des 2006 nr. 1587 (i kraft 1 jan 2007).
§ 6-2 - § 6-5. (Opphevet 1 jan 2008, jf. forskrift 21 des 2007 nr. 1775.)
§ 6-6. Etterberegning av avgift mv.
(1) Tollregionen kan foreta etterberegning ved manglende eller mangelfull beregning av avgift.
(2) Tollregionen kan videre foreta etterberegning dersom avgift og renter er refundert på grunnlag av uriktige eller mangelfulle opplysninger. Det samme gjelder når varer som er levert uten avgift eller med redusert sats er blitt benyttet til avgiftspliktige formål. (3) For tilfeller som nevnt i annet ledd kan tollregionen bestemme at fritaket for framtiden skal gjennomføres på annen måte enn fastsatt i denne forskriften.
0 Endret ved forskrift 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004).
§ 6-7 - § 6-9. (Opphevet 1 jan 2008, jf. forskrift 21 des 2007 nr. 1775.) Kapittel 7. Avsluttende bestemmelser
§ 7-1. Utfyllende forskrifter mv.
(1) Spørsmål om avgiftspliktens omfang forelegges tollregionen.
(2) Tollregionen kan påby montering av måleutstyr o.l. av hensyn til avgiftsberegning og kontroll. Direktoratet kan fastsette forskrifter om krav til måleutstyr og målemetoder.
(3) Direktoratet kan fastsette forskrifter om å benytte faste omregningsfaktorer når salg av avgiftspliktige varer skjer etter hulmål i stedet for etter vekt.
(4) Direktoratet kan fastsette forskrifter om at Norges Birøkterlag AS kan beholde en fastsatt sum til administrasjonskostnader pr. innvilget søknad om tilskudd til biavl, jf. § 3-16-4. (5) Direktoratet kan fastsette forskrifter til presisering, utfylling og gjennomføring av denne forskriften, herunder beregning, tilbakebetaling og kontroll mv. Direktoratet kan videre fastsette forskrifter om vilkår for avgiftsfritak, herunder krav til dokumentasjon og minstegrenser for fritak.
0 Endret ved forskrifter 12 des 2003 nr. 1533 (i kraft 1 jan 2004), 21 des 2007 nr. 1775 (i kraft 1 jan 2008).
§ 7-2. (Opphevet 1 jan 2009, jf. forskrift 17 des 2008 nr. 1413.)
§ 7-3. Overgangsregler
Virksomheter med godkjente lokaler må innen to år fra denne forskriftens ikrafttredelse fornye sin godkjenning av disse i samsvar med § 5-7.
§ 7-4. Ikrafttredelse m. m.
(1) Forskriften gjelder fra 1. januar 2002. -
Utdrag av forskrift 1. juni 2004 nr. 930 om gjenvinning og behandling av avfall (avfallsforskriften)
(kap.1– kap. 7)
Kapittel 8. Refusjon av avgift på hydrofluorkarboner (HFK) og perfluorkarboner (PFK)
§ 8-1. Formål
Formålet med bestemmelsene i dette kapitlet er å redusere utslipp til miljøet av hydrofluorkarboner (HFK) og perfluorkarboner (PFK).
§ 8-2. Saklig virkeområde
Bestemmelsene i dette kapitlet omfatter HFK og PFK som nevnt i forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter § 3-18-1 første ledd uavhengig av om stoffene forekommer som ren vare, inngår i blandinger eller inngår som bestanddel i andre varer.
Bestemmelsene i dette kapitlet gjelder ikke PFK som dannes under produksjon av aluminium.
§ 8-3. Rett til utbetaling
Det utbetales refusjon for den mengden HFK og PFK som er levert til godkjent destruksjonsanlegg for destruksjon. Refusjonssatsene vil være lik de gjeldende differensierte avgiftssatsene for avgiften på HFK og PFK ved innleveringstidspunktet, jf. Stortingets årlige avgiftsvedtak og forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter § 3-18-2.
Retten til refusjon bortfaller dersom avfallet ikke oppbevares ved destruksjonsanlegget for kontroll i minst to uker etter at søknad om refusjon er innsendt. Retten til refusjon bortfaller også dersom avfallet i løpet av denne perioden ikke er merket med hvem som har levert avfallet, eller hvis avfallet ikke er påført en referanse til et analysebevis.
Statens forurensningstilsyn kan fastsette nærmere regler for utbetaling av refusjon i de tilfeller HFK- og PFK-avfall eksporteres.
§ 8-4. Søknad
Søknad om refusjon kan fremmes av den som har levert HFK og PFK til destruksjonsanlegg. Søknaden fremsettes for Statens forurensningstilsyn eller den som Statens forurensningstilsyn bestemmer.
§ 8-5. Dokumentasjonskrav
Søknaden må inneholde resultat fra representativ analyseprøve som viser hvilke mengder og typer HFK og PFK som er levert til destruksjonsanlegg. Analysen skal være utført i henhold til Norsk Standard, eller ekvivalent metode, av en uavhengig tredjepart akkreditert for å gjennomføre HFK- og PFK-analyse.
Søknaden må i tillegg inneholde dokumentasjon som viser at den mengden HFK og PFK det søkes refusjon for, er levert til destruksjonsanlegg.
Dersom søknaden gjelder HFK-avfall som er deklarasjonspliktig i medhold av kapittel 11 § 11-12, skal kopi av deklarasjonsskjemaet være vedlagt søknaden.
Statens forurensningstilsyn kan fastsette nærmere regler om krav til dokumentasjon.
§ 8-6. Utbetalingen
Utbetalingen foretas av Statens forurensningstilsyn, eller den Statens forurensningstilsyn bestemmer.
§ 8-7. Overgangsbestemmelser
Det kan bare kreves refusjon for HFK og PFK som er levert til destruksjonsanlegg for destruksjon etter ikrafttredelsen av denne forskriften.
Inntil en Norsk Standard som nevnt i § 8-5 foreligger skal analysemetodene godkjennes av Statens forurensningstilsyn.
Utdrag av lov 17. juni 2005 nr. 67 om betaling og innkreving av skatte- og avgiftskrav (skattebetalingsloven)
For hele loven, se http://www.lovdata.no/all/hl-20050617-067.html [• •]
§ 10-40. Innenlands særavgifter
(1) Innenlands særavgifter 1 forfaller til betaling samtidig med at avgiftsplikten oppstår. Dette gjelder likevel ikke:
a) årsavgift for kjøretøyer som 1. januar er registrert i motorvognregistret, som forfaller til betaling 20. mars
b) vektårsavgiften for kjøretøyer som 1. januar eller 1. juni er registrert i motorvognregisteret, som forfaller til betaling i to like store terminer henholdsvis 20. februar og 20. august.
c) engangsavgiften for registrerte virksomheter, som forfaller til betaling den 18. i måneden etter at avgiftsplikten oppstod.
d) avgift ved urettmessig bruk av merket olje etter særavgiftsloven § 4, som forfaller til betaling tre uker etter at melding om kravet er sendt.
(2) For virksomheter som er registrert som særavgiftspliktige hos tollregionene, forfaller særavgiften for en periode til betaling samme dag som det skal leveres oppgave over avgiftsplikten.
(3) Departementet kan i forskrift 2 gi nærmere regler om forfallstidspunktene for krav som omhandlet i første ledd.
0 Endret ved lover 15 juni 2007 nr. 26, 12 des 2008 nr. 100.
1 Jfr. lov 19 mai 1933 nr. 1.
2 Jfr. lov 10 feb 1967 § 2 og kap. VII.
§ 10-41. Toll, merverdiavgift og særavgifter som oppstår ved innførsel
(1) Toll og avgifter som oppstår ved innførsel, og som ikke belastes tollkreditten eller dagsoppgjørsordningen, jf. § 14-20, forfaller til betaling samtidig med at tollplikten oppstår.
(2) Krav som belastes tollkreditten en kalendermåned, forfaller til betaling den 18. i neste måned.
(3) Skatte- og avgiftskrav belastet dagsoppgjørsordningen forfaller til betaling første virkedag etter fortolling. Tollregionen kan fastsette en nærmere frist for når på forfallsdagen betaling må ha skjedd.
0 Endret ved lov 15 des 2006 nr. 85.
[• •]
§ 10-53. Skatte- og avgiftskrav ved vedtak om endring mv. og egenretting 1
(1) Treffer skatte- eller avgiftsmyndighetene vedtak om endring mv. som medfører økning av skatte- eller avgiftsplikten for krav som ordinært forfaller etter §§ 10-10 til 10-12, § 10-21, § 10-22 annet ledd eller §§ 10-30 til 10-41, skal økningen og renter etter § 11-2 betales senest tre uker etter at melding om vedtaket er sendt. Dette gjelder likevel bare dersom fristen for betaling kommer senere enn det ordinære forfallstidspunkt for kravet. Skyldes økningen at den skatte- eller avgiftspliktige selv endrer en tidligere levert oppgave, regnes fristen fra melding om endringen er kommet fram til skatte- eller avgiftsmyndighetene.
(2) Ved økning av restskatt 2 som følge av endring etter reglene i ligningsloven 3 kapittel 9, regnes fristen fra melding om ny avregning 4 er sendt skyldneren. Restskatt for personlige skattytere skal 5 betales tidligst sammen med annen termin.
1 Jfr. § 1-3.
2 Jfr. § 7-1 (2).
3 Lov 13 juni 1980 nr. 24 (lignl.).
4 Jfr. § 7-2.
5 Jfr. § 4-1 (1), b.
[...]
§ 10-60. Tilgodebeløp 1
(1) Når det er betalt for mye skatt eller avgift og når det ellers oppstår tilgodebeløp, skal beløpet og renter etter § 11-4 utbetales til den skatte- eller avgiftspliktige så snart som mulig, og senest tre uker etter at vedtaket som medførte tilbakebetaling ble truffet, når ikke annet er bestemt i lov 2 eller forskrift. Utbetalingen skal også omfatte renter 3 som er betalt av refusjonsbeløpet. Renter som er påløpt, men ikke betalt, bortfaller.
(2) For tilgodebeløp som oppstår ved egenretting av tidligere levert oppgave regnes fristen fra skatte- og avgiftsmyndighetene har godkjent beløpet til utbetaling.
(3) For tilgodebeløp som oppstår etter ordinær avregning, jf. § 7-1, regnes fristen fra skatteoppgjøret er ferdig eller utlegging av skattelistene er kunngjort. I andre tilfeller regnes fristen fra det tidspunktet avregningen ble foretatt.
(4) For krav på tilbakebetaling av merverdiavgift til registrerte næringsdrivende etter merverdiavgiftsloven 4 § 11-5 regnes fristen fra omsetningsoppgaven er mottatt av avgiftsmyndigheten. 5
0 Endret ved lover 15 des 2006 nr. 85, 14 des 2007 nr. 110, 19 juni 2009 nr. 58 (i kraft 1 jan 2010 iflg. res. 6 nov 2009 nr. 1347).
1 Jfr. bl.a. § 7-1 (3) annet punktum.
2 Jfr. annet ledd.
3 Jfr. § 11-1.
4 Lov 19 juni 2009 nr. 58.
5 Jfr. lov 19 juni 2009 nr. 58 § 15-8.
[ ... ]
§ 11-1. Renter vedforsinket betaling 1
(1) Det skal beregnes rente av skatte- og avgiftskrav som ikke betales innen forfallstidspunktet etter kapittel 10. Renten beregnes på grunnlag av kravet tillagt eventuell
rente etter §§ 11-2 eller 11-5. Renten løper fra forfallstidspunktet fram til betaling skjer. For krav etter § 10-52 løper renten fra forfallstidspunktet for det skatte- eller avgiftskravet som ansvarskravet skal dekke, fram til betaling skjer.
(2) Lov 17. desember 1976 nr. 100 om renter ved forsinket betaling m.m. § 2 annet ledd gjelder tilsvarende.
(3) Reglene om fremskyndet forfall i § 10-20 fjerde ledd og § 10-21 annet ledd er uten betydning for renteberegningen etter første ledd.
0 Endret ved lov 9 des 2005 nr. 115. 1 Jfr. § 11-6 (1).
§ 11-2. Renter ved vedtak om endring, egenretting, arveavgift betalt etterforfall mv. 1
(1) Det skal beregnes rente av økning i skatt og avgift som fastsettes ved vedtak om endring mv. 2 eller som skyldes at den skatte- og avgiftspliktige selv endrer en tidligere levert oppgave. Det skal ikke beregnes rente ved summarisk endring etter ligningsloven 3 § 9-9.
(2) Renten er beregnet fra forfallstidspunktet for kravene etter §§ 10-1 til 10-41, fram til det treffes vedtak om endring mv. eller ny endret oppgave kom fram til skatte- og avgiftsmyndighetene, med de unntak som følger av tredje til syvende ledd.
(3) Av økning i skatt etter ny avregning, jf. § 7-2, beregnes renten fra 1. januar i året etter ligningsåret.
(4) Av petroleumsskatt etter ny avregning, jf. § 7-2, beregnes renten fra 1. januar i året etter inntektsåret.
(5) Av for mye utbetalt refusjon etter merverdiavgiftsloven 4 § 10-1 og for mye utbetalt avgift etter merverdiavgiftsloven § 11-5, beregnes renten fra beløpet ble utbetalt og fram til det treffes vedtak om endring mv.
(6) Dersom arveavgift i medhold av § 10-31 fjerde ledd blir betalt senere enn den forfallstid som følger av § 10-31 første og annet ledd, skal det betales rente av avgiftsbeløpet for tiden fra ordinært forfall og fram til endelig avgiftsfastsettelse skjer.
(7) Er det foretatt innbetalinger til dekning av skatte- og avgiftskravet før det er truffet vedtak om endring mv. eller før melding om egenretting av tidligere levert oppgave er kommet fram til skatte- og avgiftsmyndighetene, beregnes renten fram til betalingstidspunktet.
0 Endret ved lover 15 des 2006 nr. 85, 14 des 2007 nr. 110, 19 juni 2009 nr. 58 (i kraft 1 jan 2010 iflg. res. 6 nov 2009 nr. 1347).
1 Jfr. § 11-6 (2).
2 Jfr. bl.a. lov 19 juni 2009 nr. 58 kap. XIII og lov 13 juni 1980 nr. 24 (lignl.) kap. 9.
3 Lov 13 juni 1980 nr. 24 (lignl.).
4 Lov 19 juni 2009 nr. 58.
§ 11-3. Rentegodtgjørelse vedforsinket utbetaling 1
(1) Ved utbetaling av skatt 2 eller avgift senere enn forfallstidspunktet i § 10-60, skal det ytes rentegodtgjørelse for tiden fra forfallstidspunktet fram til utbetaling skjer.
(2) Lov 17. desember 1976 nr. 100 om renter ved forsinket betaling m.m. § 2 annet ledd gjelder tilsvarende.
0 Endret ved lover 9 des 2005 nr. 115, 14 des 2007 nr. 110. 1 Jfr. § 11-6 (1).
2 Jfr. § 7-1 (3).
§ 11-4. Rentegodtgjørelse ved utbetaling etter vedtak om endring mv. og egenretting 1
(1) Ved utbetaling av for mye betalt skatt eller avgift som følge av vedtak om endring mv. eller ved egenretting av tidligere levert oppgave, skal det ytes rentegodtgjørelse fra betaling fant sted fram til forfallstidspunktet i § 10-60.
(2) Ved tilbakebetaling etter ny avregning2 beregnes renten fra det ferdige skatteoppgjøret eller utlegg av skattelisten er kunngjort.
(3) Ved utbetaling av merverdiavgift som tidligere ikke er innbetalt, ytes renter fra tre uker etter fristen for innlevering av oppgave for vedkommende termin, jf. lov 19. juni 1969 nr. 66 om merverdiavgift §§ 31, 31a, 33 og 40.
(4) Ved utbetaling i andre tilfeller enn omhandlet i første ledd kan det ytes rentegodtgjørelse når særlige forhold tilsier det. Departementet kan i forskrift 3 bestemme at rentegodtgjørelse skal ytes i andre tilfeller selv om det ikke foreligger særlige forhold.
(5) Ved utbetaling av for mye betalt petroleumsskatt etter ny avregning, jf. § 7-2, skal det beregnes renter fra 1. januar i året etter inntektsåret frem til forfallstidspunktet i § 10-60.
0 Endret ved lover 14 des 2007 nr. 110, 19 juni 2009 nr. 55.
1 Jfr. § 11-6 (2) annet punktum.
2 Jfr. § 7-2.
3 Jfr. lov 10 feb 1967 § 2 og kap. VII.
[• •]
§ 11-6. Rentesatser
(1) Rentesatsen forrente etter §§ 11-1 og 11-3 skal tilsvare satsen fastsatt i medhold av lov 17. desember 1976 nr. 100 om renter ved forsinket betaling m.m. § 3 første ledd første punktum. Er det innvilget betalingsordning for arveavgift fordi arven eller gaven vesentlig omfatter næringsvirksomhet, 1 skal renten være halvparten av satsen etter første punktum.
(2) Rentesatsen for rente etter § 11-2 skal tilsvare den pengepolitiske styringsrenten slik denne er fastsatt av Norges Bank per 1. januar det aktuelle året tillagt ett prosentpoeng. Rentesatsen for rente etter § 11-4 skal tilsvare den pengepolitiske styringsrenten slik denne er fastsatt av Norges Bank per 1. januar det aktuelle året.
(3) Endring i rentens størrelse får virkning fra tidspunktet endringen trer i kraft, også for skatte- og avgiftskrav hvor det løper rente før ikrafttredelsen.
1 Jfr. lov 19 juni 1964 nr. 14 § 20.
[• •]
§ 12-1. Foreldelse
(1) Foreldelsesloven 1 gjelder med de unntak som følger av annet til femte ledd.
(2) For skatte- og avgiftskrav2 løper foreldelsesfristen fra utgangen av det kalenderåret da kravene, eller i tilfelle siste termin av kravene, forfaller til betaling. 3
(3) For forskuddsskatt 4 løper foreldelsesfristen først fra utgangen av det kalenderåret da ligningen ble foretatt. For krav på arveavgift løper foreldelsesfristen fra det tidspunktet kravet forfaller til betaling etter §§ 10-31 og 10-32. For krav på avgift av gaver og utdelinger fra
uskiftebo begynner fristen likevel ikke i noe tilfelle å løpe før det beviselig er gitt melding til avgiftsmyndigheten om gaven eller utdelingen i samsvar med arveavgiftsloven § 25 annet ledd.
(4) For arveavgift er foreldelsesfristens lengde ti år.
(5) Er foreldelsen avbrutt etter lov 18. mai 1979 nr. 18 om foreldelse av fordringer § 17, foreldes ikke senere forfalte forsinkelsesrenter av skatte- eller avgiftskravet før hovedstolen foreldes.
0 Endret ved lov 9 des 2005 nr. 115.
1 Lov 18 mai 1979 nr. 18.
2 Jfr. § 1-1 (2).
3 Jfr. kap. 10.
4 Jfr. kap. 4.
[• •]
§ 14-1. Tvangsgrunnlagfor utlegg
Skatte- og avgiftskrav 1 er tvangsgrunnlag for utlegg. 2
1 Jfr. § 1-1 (2).
2 Jfr. lov 26 juni 1992 nr. 86 (tvangsl.) kap. 7.
[• •]
§ 14-21. Sikkerhetsstillelse for særavgiftene
(1) Tollregionen skal ved registrering av avgiftspliktige kreve at det stilles sikkerhet for skyldig engangsavgift på motorvogn. De nærmere kravene til sikkerheten, herunder sikkerhetens omfang, fastsettes av tollregionen ved registreringen, og kan senere endres.
(2) Tollregionen kan kreve at virksomheter som er registrert som avgiftspliktige etter særavgiftsloven, stiller sikkerhet for fremtidig skyldig avgift. Krav om sikkerhetsstillelse kan stilles ved registrering av virksomheten eller senere. De nærmere kravene til sikkerhet, herunder sikkerhetens omfang, fastsettes av tollregionen i det enkelte tilfellet.
(3) Departementet kan i forskrift 1 sette nærmere vilkår for sikkerhetsstillelsen og angi hvilke momenter som skal vektlegges ved vurderingen av om sikkerhet skal kreves.
1 Jfr. lov 10 feb 1967 § 2 og kap. VII.
[• •]
§ 16-42. Ansvar ved avgiftsfri levering av varer og tjenester
Departementet kan i forskrift 1 bestemme at mottakeren av avgiftsfrie varer og tjenester som ellers er avgiftspliktige etter lov 19. mai 1933 nr. 11 om særavgifter, er ansvarlig for avgiften dersom vedkommende ikke oppfyller vilkårene for avgiftsfrihet. I slike tilfeller er også leverandøren ansvarlig for avgiften dersom han visste eller burde ha visst at vilkårene for avgiftsfritak ikke var oppfylt.
1 Jfr. lov 10 feb 1967 § 2 og kap. VII.
[• •]
Utdrag av forskrift 21. desember 2007 nr. 1766 til utfylling og gjennomføring mv. av skattebetalingsloven (skattebetalings- forskriften)
For hele forskriften, se http://www.lovdata.no/cgi-wift/ldles?doc=/sf/sf/sf-20071221- 1766.html
[ • • ]
§ 10-4-1. Beløpsgrense for betaling og tilbakebetaling av skatte- og avgiftskrav
(1) Skatte- og avgiftskrav samt tilgodebeløp, inkludert eventuelle gebyrer og renter etter skattebetalingsloven § 11-5, som alene utgjør under 100 kroner betales eller tilbakebetales ikke. Dette gjelder likevel ikke for:
a) sjømenn som er skattepliktig etter skatteloven § 2-3 første ledd, hvor beløpsgrensen er 2 000 kroner,
b) betaling av krav på toll, merverdiavgift og særavgifter som kreves opp ved innførsel, jf. skattebetalingsloven § 10-41, hvor beløpsgrensen er 50 kroner, unntatt for alkoholholdig drikk og tobakk, hvor det ikke gjelder noen beløpsgrense,
c) betaling av vektårsavgift med døgnsats etter bestemmelsene om korttidsbruk av tilhenger jf. forskrift 29. juni 2000 nr. 688 om vektårsavgift § 7,
d) engangsavgift på motorvogner, hvor beløpsgrensen er 200 kroner, og
e) tilleggsavgift for forsinket betaling av årsavgift med redusert sats, hvor beløpsgrensen er 50 kroner.
(2) For skatte- og avgiftskrav som betales i terminer eller i henhold til nærmere fastsatt avgiftspesifikasjon eller deklarasjon, gjelder beløpsgrensen for den enkelte termin, spesifikasjon eller deklarasjon.
§ 10-4-2. Beløpsgrense for renter og rentegodtgjørelse
Forsinkelsesrenter, jf. skattebetalingsloven § 11-1 og § 11-3, mindre enn 50 kroner betales eller tilbakebetales ikke.
§ 10-4-3. Avrunding
Ved beregning av skatte- og avgiftskrav avrundes beløpet ned til nærmeste hele krone.
[• •]
§ 11-1-6. Forsinkelsesrenteberegning ved nedsettelse av skatt eller avgift
(1) Nedsettes et skatte- eller avgiftskrav skal det foretas ny forsinkelsesrenteberegning på grunnlag av den endrede skatt eller avgift.
(2) Dersom et skattekrav forfalt til betaling i flere terminer, blir etter ny renteberegning så vidt mulig like meget av hver termin å anse som frafalt. Er skattekravet tidligere forhøyet, anses forhøyelsen frafalt først, og en senere forhøyelse før en tidligere forhøyelse.
[• •]
§ 11-2-1. Beregningsgrunnlag
Ved beregning av renter etter skattebetalingsloven § 11-2 skal følgende ikke inngå i beregningsgrunnlaget: tilleggsskatt, tilleggsavgift, tilleggstoll og forsinkelsesavgift, samt for mye utbetalt rentegodtgjørelse etter skattebetalingsloven § 11-3 og § 11-4.
0 Endret ved forskrift 19 des 2008 nr. 1487.
§ 11-2-2. Renteberegning ved endringer i flere terminer eller år
Ved beregning av renter etter vedtak om endring og egenretting, skal renter beregnes for hver enkelt termin eller år. Ved beregningen skal det ikke tas hensyn til endringer i andre terminer eller år.
§ 11-2-3. Renteberegning vedflere endringer i samme termin eller år
(1) Dersom et skatte- eller avgiftskrav økes i forhold til foregående oppgave, egenretting eller vedtak, skal renteberegningen skje på grunnlag av økningen. Er det foretatt flere egenrettinger før skatte- og avgiftsmyndigheten har godkjent oppgavene, skal renter bare beregnes av det beløpet som samlet blir å betale.
(2) For skatte- og avgiftskrav som tidligere har vært innbetalt en periode, og som det er ytt renter for etter skattebetalingsloven § 11-4, skal det ved den nye beregningen benyttes samme sats som etter § 11-4 for den perioden.
[• •]
§ 11-3-1. Beregningsgrunnlag
(1) Ved beregning av renter etter skattebetalingsloven § 11-3 skal også tilleggsskatt, tilleggsavgift, tilleggstoll og forsinkelsesavgift, samt renter etter skattebetalingsloven § 11-1, § 11-2, § 11-4 og § 11-5 inngå i beregningsgrunnlaget.
(2) Det senest innbetalte beløpet regnes som tilbakebetalt først. Ved beregning av renter skal tilgodebeløp som nyttes til motregning anses tilbakebetalt samme dag som motregningen foretas.
§ 11-3-2. Krav som godskrives tollkreditten eller kredittordningen for engangsavgift
Rente etter skattebetalingsloven § 11-3 skal beregnes dersom krav som er belastet konto for tollkreditten eller kredittordningen for engangsavgift, tilbakebetales ved godskriving av kontoen. Renten skal beregnes fra den første i måneden etter forfallstidspunktet som følger av skattebetalingsloven § 10-60, og frem til den første i den måned beløpet godskrives den løpende kreditt.
[• •]
§ 11-4-1. Beregningsgrunnlag
(1) Ved beregning av renter etter skattebetalingsloven § 11-4 skal også tilleggsskatt, tilleggsavgift, tilleggstoll og forsinkelsesavgift, samt renter etter skattebetalingsloven § 11-1, § 11-2 og § 11-5 inngå i beregningsgrunnlaget.
(2) Det senest innbetalte beløpet regnes som tilbakebetalt først. Utleggstrekk nedlagt av skatteoppkrever regnes som innbetalt første dag i den oppgjørsperiode trekket skjer.
[• •]
§ 11-4-3. Renteberegning ved endringer i flere terminer eller år
Ved beregning av renter etter vedtak om endring og egenretting, skal renter beregnes for hver enkelt termin eller år. Ved beregningen skal det ikke tas hensyn til endringer i andre terminer eller år.
0 Endret ved forskrift 19 des 2008 nr. 1487.
§ 11-4-4. Renteberegning vedflere endringer i samme termin eller år
(1) Ved nedsettelse i forhold til sist foregående oppgave, egenretting eller vedtak skal renteberegning skje på grunnlag av nedsettelsen. Er det foretatt flere egenrettinger før skatte- og avgiftsmyndigheten har utbetalt tilgodebeløp, skal renter bare beregnes av det beløpet som samlet blir å utbetale.
(2) Tidligere beregnede renter etter skattebetalingsloven § 11-1 og § 11-2 av krav som ikke fastholdes, bortfaller.
§ 11-4-5. Renter ved særskilt refusjon av særavgifter
Det skal ytes renter etter skattebetalingsloven § 11-4 ved refusjon av avgift etter § 4-1-1, § 4-2-1 og § 4-3-1 i forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter, jf. § 11-6-1.
[• •]
§ 11-6-1. Rentesats ved refusjon av avgift
Rentesatsen ved refusjon av avgift etter § 11-4-5 er 2,1 prosent av refusjonsbeløpet.
0 Endret ved forskrift 19 des 2008 nr. 1487.
[• •]
§ 11-7-1. Avrunding av rentebeløp
Rentebeløp avrundes nedover til nærmeste hele krone. § 11-7-2. Utsatt beregning eller bortfall av renter
Skattedirektoratet og Toll- og avgiftsdirektoratet kan bestemme at beregning av renter etter skattebetalingsloven § 11-1, § 11-2 og § 11-5 i enkelte tilfeller skal utsettes eller bortfalle.
[• •]
§ 14-21-2. Sikkerhetsstillelse for særavgiftene
(1) Tollregionen kan kreve at virksomheter som er registrert som avgiftspliktige etter særavgiftsloven stiller sikkerhet for fremtidig skyldig avgift. Krav om sikkerhetsstillelse kan stilles ved registrering av virksomheten eller senere.
(2) Ved vurderingen av om sikkerhet skal kreves, skal det blant annet tas hensyn til
a. om virksomheten gjentatte ganger har betalt avgiften for sent eller for øvrig har overtrådt avgiftsbestemmelsene,
b. om virksomheten har uoppgjorte restanser med hensyn til skatter, avgifter og toll, c. om virksomheten, styret eller ledelsen kan anses kredittverdig.
(3) I de tilfeller der sikkerhet kreves gjelder bestemmelsene i § 14-20-4 annet ledd tilsvarende.
(4) De nærmere krav til sikkerheten, herunder sikkerhetens omfang, fastsettes av tollregionen. Som hovedregel skal sikkerheten til enhver tid dekke avgiftskravet for to terminer. Dersom
nye omstendigheter eller opplysninger tilsier det, kan tollregionen stille ytterligere krav til sikkerheten.
[• •]
§ 16-42-1. Særlige regler om ansvar for særavgift
(1) Ved levering av elektrisk kraft etter § 3-12-4, § 3-12-5, § 3-12-9 til § 3-12-13, mineralolje og smøreolje etter § 4-4-1 til § 4-4-3 og avgiftsfri biodiesel etter § 3-11-7 i forskrift 11. desember 2001 nr. 1451 om særavgifter, er det mottaker som er ansvarlig for innbetaling av avgiften dersom vedkommende ikke oppfyller vilkårene for avgiftsfritak. I den utstrekning leverandøren visste eller burde ha visst at kravene for fritak ikke var oppfylt, kan krav rettes mot denne.
(2) Ved levering av avgiftsfri teknisk etanol, er mottaker ansvarlig for innbetaling av avgiften dersom vedkommende ikke oppfyller vilkårene for avgiftsfritak.
0 Endret ved forskrift 15 des 2009 nr. 1528 (i kraft 1 jan 2010).
[• •]
Toll- og avgiftsdirektoratets kommentarer
1. Bakgrunn for avgiften
Fra 1. januar 2003 ble det innført avgift på klimagassene hydrofluorkarbon (HFK) og perfluorkarbon (PFK). HFK og PFK er grupper med moderate til kraftige klimagasser som i varierende grad brukes som erstatningsstoffer for KFK, HKFK og haloner. Ingen av gassene produseres i Norge. Klimagassene påvirker den globale oppvarmingen av jordkloden. Hvor stor påvirkningen er, måles ved GWP-verdien (Global Warming Potential), som er et uttrykk for hvor mange ganger sterkere den aktuelle klimagassen er i forhold til CO2.
HFK og PFK benyttes bl.a. som kuldemedium i de fleste kjøle- og fryseanlegg, kjøle¬kompressorer, i stasjonære og mobile klimaanlegg etc., som brannslukningsmiddel og som drivgass i produksjon av isolasjonsskum.
2. Fritak for levering i tilknytning til NATO
(jf. Stortingets vedtak om avgift på hydrofluorkarboner (HFK) og perfluorkarboner (PFK) (heretter 'stortingsvedtaket') § 3 bokstav d nr. 2 og forskrift om særavgifter (heretter 'saf. ') § 4-9-1)
Norge har gjennom avtale mellom partene i traktaten for det nordatlantiske området om status for deres styrker (NATO SOFA) av 19. juni 1951, forpliktet seg til å frita for særavgift. Partnerskap for Fredsamarbeidets avtale av 19. juni 1995 (PFP SOFA) gir NATO SOFA til¬svarende anvendelse for disse landene. Andre bestemmelser om fritak for særavgifter følger av Avtale om status for den nordatlantiske traktats organisasjon, de nasjonale representanter og dens internasjonale stab av 20. september 1951, og Protokoll om status for internasjonale, militære hovedkvarterer opprettet i henhold til traktaten for det nordatlantiske området av
28. august 1952.
3. Fritak for internasjonale organisasjoner (jf. saf. § 4-9-2)
Det følger av saf. § 4-9-2 at det gis fritak for avgift på varer til bruk for internasjonale organisasjoner. Fritaket gjelder kun organisasjoner som er nevnt i stortingsvedtaket. For HFK/PFK gis det avgiftsfritak for Den nordiske investeringsbanken, jf. stortingsvedtaket § 3 bokstav d nr. 3.
4. Fritak for reisegods (jf. stortingsvedtaket § 3 bokstav c nr. 1)
Reisegods som inneholder HFK/PFK, er fritatt for avgift etter reglene i tolloven § 5-1.
5. Midlertidig bruk
(jf. stortingsvedtaket § 3 bokstav c nr. 4)
Forskrift 20. juni 1991 nr. 381 om avgiftsfri innførsel og midlertidig bruk av utenlandsk- registrert motorvogn i Norge gjelder motorvogn. I praksis er det blitt gitt fritak etter denne
forskriften også for deler av eller utstyr til kjøretøy som inneholder FIFK og PFK. Fritaket er nå kodifisert i vedtaket § 3 ved en henvisning til tolloven § 6-1 annet ledd.
6. Vare av mindre verdi (jf. stortingsvedtaket § 3 bokstav c nr. 3)
Etter forvaltningspraksis er det gitt avgiftsfritak for varer som sendes av mindre verdi. Dette fritaket er nå kodifisert ved at det i stortingsvedtaket er tatt inn en henvisning til tolloven § 5-9 om vare av mindre verdi. Per 1. januar 2010 er beløpsgrensen på kr 200.
7. Gjenvinning (jf. stortingsvedtaket § 3 bokstavf)
Fra 1. juli 2004 ble fritaket for gjenvinning utvidet slik at det ikke lenger er en forutsetning for fritak at gjenvinning av gass skjer til eget bruk. Dette er en følge av at refusjonsordningen knyttet til innlevering av tidligere avgiftsbelagt gass kun gjelder gass som leveres til destruksjon.
Fritaket gjennomføres ved at gjenvinningsprosessen faller utenfor produksjonsbegrepet. Som en følge av dette er også registreringsplikten for virksomheter som gjenvinner gass, bortfalt. Innførsel av gjenvunnet gass faller utenfor fritaket. Dersom gass utføres for gjenvinning og senere gjeninnføres, må det dokumenteres at dette er samme gass. Ut- og innførsel må ekspederes gjennom Tollvesenet.
8. Dispensasjon fra avgiftsplikten (jf. stortingsvedtaket § 5)
Tollregionen kan etter søknad frita for eller sette ned avgiften dersom det oppstår enkelt¬tilfeller eller situasjoner som ikke var overveid da stortingsvedtaket ble truffet, og når avgiften i det spesielle enkelttilfellet etter avgiftsmyndighetenes syn får en utilsiktet virkning. Bestemmelsen oppstiller med andre ord to vilkår som begge må være oppfylt. Dispensasjons¬adgangen er som en følge av dette snever.
Det følger av St.prp. nr. 1 (1985-86) s. 24-25, som gir en generell omtale av dispensasjons¬adgangen på særavgiftsområdet, at blant annet økonomiske, sosiale, helsemessige, nærings¬politiske eller lignende forhold ikke skal tillegges vekt i vurderingen av om vilkårene for dispensasjon er oppfylt. Dette er også lagt til grunn i fast praksis.
9. Avgiftsfri overføring (jf. saf. §§ 2-1, 2-2 og 2-8)
Registrert virksomhet kan overføre avgiftspliktige varer til andre registrerte virksomheters godkjente lokale uten at avgiftsplikten oppstår. Den som mottar de avgiftspliktige varene ved avgiftsfri overføring, er ansvarlig for at varene tilgangsføres lokalet og at avgiften blir be¬regnet og betalt ved videresalg/uttak. Avgiftsfri overføring av avgiftspliktige varer skal legitimeres.
10. Avgiftsgrunnlaget (jf. saf. § 3-18-2)
Avgiften skal beregnes av det faktiske innholdet av HFK eller PFK. Det er den enkelte avgiftspliktige som må dokumentere innholdet i de enkelte produktene. Dersom produkttypen ikke kan dokumenteres, er utgangspunktet at høyeste sats skal benyttes.
Det skal også kreves opp avgift av blandinger og av varer som inneholder disse gassene. Hvilke avgiftspliktige grunnlag som skal benyttes, går fram av vedtaket § 2 og saf. § 3-18-2. Dersom det ikke kan dokumenteres hvilke(n) gasser varene inneholder, skal det benyttes høyeste sats. Kan det ikke dokumenteres hvor mye gass varen inneholder, er det for en del varer fastsatt sjablongrunnlag som kan benyttes, jf. saf. § 3-18-2 femte ledd bokstav a-o. For klimaanlegg i motorkjøretøy legges inntil videre satsen for HFK 134a til grunn, dersom det ikke fremlegges dokumentasjon for annet innhold.
Importører av slike varer kan også søke Tollvesenet om registrering.
11. Avgiftskoder og utfylling av avgiftsoppgave (blankett RD-0007) (jf. saf. § 6-1)
For registrerte virksomheter som ikke legger varene inn på godkjent lokale, oppstår avgifts¬plikten ved innførselen, jf. saf. § 2-1 (1) bokstav b. Disse virksomhetene skal deklarere varene på ordinær måte via avgiftsoppgave, jf. saf § 6-1. Dette betyr at registrerte virksomheter ikke skal deklarere særavgifter via TVINN.
Ved deklarering av avgift på HFK og PFK skal det på avgiftsoppgaven benyttes avgiftstype FK og følgende avgiftsgrupper:
Type/Gruppe Produkttyper Satser (kr/kg)
FK 100 HFK-23 2442
FK 101 HFK-32 136
FK 102 HFK-41 31
FK 103 HFK-43-10mee 271
FK 104 HFK-125 584
FK 105 HFK-134 209
FK 106 HFK-134a 271
FK 107 HFK-152a 29
FK 108 HFK-143 63
FK 109 HFK-143a 793
FK 110 HFK-227ea 605
FK 111 HFK-236fa 1315
FK 112 HFK-245ca 117
FK 200 Perfluormetan 1356
FK 201 Perfluoretan 1920
FK 202 Perfluorpropan 1461
FK 203 Perfluorbutan 1461
FK 204 Perfluorcyklobutan 1816
FK 205 Perfluorpentan 1565
FK 206 Perfluorhexan 1544
FK 306 R-404A 680,16
FK 307 R-407B 476,60
FK 308 R-407C 318,20
FK 310 R-410A 360,00
FK 311 R-413A 369,97
FK 312 R-417A 407,644
FK 313 R-507 688,50
FK 314 R-508B 2160,12
FK 316 R-442A 527,565
FK 317 R-407A 369,2
Fra 1. januar 2010 vil det være forbudt å innføre, produsere og bruke HKFK R-22, og fra 1. januar 2015 vil også bruk av gjenvunnet eller brukt gass bli forbudt. Dette gjelder
tilsvarende for gassblandinger der R-22 er en bestanddel. På bakgrunn av dette utgår dermed gassblandingene med avgiftskodene FK 300, 301, 302, 303, 304, 305, 309 og 315 fra
1. januar 2010.
Tilleggskoder
Avgiftsfri omsetning skal også deklareres på avgiftsoppgaven, men med en tilleggskode fra 00 til 99. For avgiften på klimagasser er det følgende tilleggskoder:
11 levert til utenlandske diplomatiske og konsulære tjenestemenn som nyter personlig
tollfrihet
12 levert til NATO eller NATOs hovedkvarter, styrker eller personell iht. internasjonale
avtaler, herunder Partnerskap for fred
13 levert til Den nordiske investeringsbanken
20 utført til utlandet (unntatt Svalbard og Jan Mayen)
21 utført til Svalbard og Jan Mayen
28 lagt inn på tollager
30 overført til andre registrerte for avgift på FK
50 varer kommet i retur (til det registrerte lageret)
51 varer kommet i retur (til det registrerte lageret) som ble levert avgiftsfritt
99 manko
Fritak
Alle de forannevnte kodene, unntatt kodene 50, 51 og 99, er fritakskoder. Disse skal oppgis i avgiftsoppgavene, ut for riktige avgiftstyper og avgiftsgrupper, med antall enheter, men det skal ikke beregnes avgift.
Kode 50 – returer
Varer kommet i retur til den registrerte avgiftspliktiges lager, skal også oppgis i avgiftsopp¬gaven ut for den riktige avgiftstypen og avgiftsgruppen, med antall enheter. Her må det i tillegg oppgis en dato dersom “returen” ble levert med annen avgiftssats enn den som gjelder i oppgaveperioden. Antall enheter skal her multipliseres med gjeldende sats for den oppgitte
datoen. Beløpet som blir beregnet skal trekkes fra i avgiftsoppgaven (dersom avgiftsoppgaven totalt blir i minus, kan dette trekkes fra i neste oppgave).
Kode 51- returer som ble levert avgiftsfritt
Varer som ble levert avgiftsfritt og kommer i retur til den registrerte avgiftspliktiges lager, må ha egen kode fordi det ikke skal trekkes fra avgift i dette tilfelle. Denne koden har samme funksjon som “fritakskoder”.
Kode 99 - manko
Manko på lageret er i følge regelverket avgiftspliktig, og det skal beregnes avgift på vanlig måte. For å kunne skille eventuell oppgitt manko fra vanlig uttak/omsetning, skal dette oppgis med egen tilleggskode.
12. Registreringssted (jf. saf. § 5-4)
Registrering skal skje i den tollregionen virksomheten ifølge Enhetsregisteret har sitt forretningssted/hovedkontor.
13. Renteberegning, beløpsgrenser og sikkerhetsstillelse
Lov 17. juni 2005 nr. 67 om betaling og innkreving av skatte- og avgiftskrav (skattebetalings- loven, heretter ”sktbl.”) og forskrift 21. desember 2007 nr. 1766 til utfylling og gjennomføring av skattebetalingsloven (skattebetalingsforskriften, heretter ”sktbf.”) trådte for særavgiftenes del i kraft 1. januar 2008. Direktoratet gjør i denne sammenheng oppmerksom på at fra samme tidspunkt er samtlige bestemmelser vedrørende avgiftsbetaling og renter overført til dette lovverket.
13.1 Renteberegning
(jf. sktbl. kap. 11 og sktbf. kap. 11)
I skattebetalingsloven hjemles fire rentetyper: forsinkelsesrente jf. sktbl. § 11-1, etterberegningsrente jf. sktbl. § 11-2, rente ved forsinket tilbakebetaling jf. sktbl. § 11-3 og tilbakebetalingsrente jf. sktbl. § 11-4.
Renter ved forsinket betaling etter sktbl. § 11-1 skal beregnes av krav som ikke betales innen forfall og løper frem til betaling skjer. Etterberegningsrente i tråd med lovens § 11-2 skal også inngå i beregningen av forsinkelsesrente når et hovedbeløp og renter ikke blir betalt innen fastsatt frist.
Renter av økning ved vedtak om endring/egenretting (etterberegningsrente) etter sktbl. § 11-2 skal beregnes av økning i avgift som fastsettes ved vedtak om endring m.v. Rentene løper fra kravene opprinnelig skulle ha vært betalt og frem til det treffes vedtak om økning. Renteberegning etter § 11-2 skjer ved korrigering av en tidligere fastsettelse, enten etter initiativ fra den toll- eller avgiftspliktige eller Tollvesenet. Det samme er tilfelle når det ikke er skjedd en tidligere fastsettelse, f.eks. i smuglingstilfeller som a
Oversettelse - English
EXCISE DUTY ON
HYDROFLUOROCARBONS (HFCs)
AND
PERFLUOROCARBONS (PFCs)
2011
Circular no. 7/2011 S
Excise Duty Code FK
Oslo, 7 January 2011
(English translation)
DIRECTORATE OF CUSTOMS AND EXCISE
Excise Department
Schweigaards gate 15
P.O. Box 8122 Dep
0032 OSLO
Telephone 0 30 12
Telefax 22 86 02 35
Internet: www.toll.no
In the event of conflict between the Norwegian and the English circular, the Norwegian circular shall have priority.
Contents:
Storting resolution concerning excise duties on hydrofluorocarbons (HFCs) and perfluorocarbons (PFCs) 4
Act of 19 May 1933 no. 11 concerning Excise Duties 6
Extract from the Regulations of 11 December 2001 no. 1451 concerning Excise Duties 9
Extract of the Regulations of 1 June 2004 no. 930 concerning the Recycling and Treatment of Waste 20
(The Norwegian Waste Regulations) 20
Extract from the Act of 17 June 2005 no. 67 concerning the Payment and Collection of Claims for Taxes and Excise Duties (the Tax Payment Act) 22
Extract from the Regulations of 21 December 2007 no. 1766 concerning Complementing and Implementing Etc. of the Tax Payment Act (the Tax Payment Regulations) 29
Comments by the Directorate of Customs and Excise 34
Changes in relation to Circular no. 7/2010 S:
The Storting resolution concerning hydrofluorocarbons (HFCs) and perfluorocarbons (PFCs):
- Section 2 first paragraph: rates and formulas amended
- Section 3: technical changes
Technical changes in the Storting resolution regarding excise duties
The following page gives a short description of the various technical changes that were made to the Storting resolution for 2011.
The introductions to the provisions for exemption have been amended by having the phrase "exemption, or entitled to a refund or grant" being changed to simply "exemption". The exemptions still include the allocation of a refund or a grant to the same extent as before. The new wording is therefore not meant to imply substantive changes to legislation.
The Storting resolutions for 2011 also contain some minor adjustments to wording. Among other things, the legal authority to provide supplementary regulatory provisions concerning excise duty exemptions has been amended, and the names or designations of some of the individual excise duties are new or have been changed.
Pursuant to Section 3 of the Storting resolution for 2010 concerning the excise duty on petrol, Section 5 second paragraph of the CO2 excise duty on mineral products, Section 3 of the excise duty on sulphur and Section 3 of the excise duty on lubricating oils, the Ministry may deny an exemption, reduction or grant for shorter or longer periods in case of violations to the conditions for exemption. The provisions have been removed from the Storting resolutions for 2011. The right to deny an exemption is now covered by the new Section 2-10 of the Excise Duties Regulations. The new provision here generally applies to the excise duties and thereby implies a substantive change to excise duty legislation.
The Excise Duties Regulations:
- Section 2-1 second and fourth paragraphs: amended
- Section 2-9: new
- Section 2-10: new
- Section 3-18-1 first paragraph letter b: amended
- Section 5-1 letter c: amended
- Section 5-2 letter a: amended
- Section 5-5 fourth paragraph: amended
- Chapter 5: new paragraph V. Duty of disclosure
- Section 5-15: new
The comments from the Directorate of Customs and Excise:
- Item 1 concerning the reasons for the duty: new table
- Item 6 concerning products of lesser value: amended
- Item 10 concerning the basis for calculating the excise duty: new information concerning conversion factors
- Item 11 concerning the excise duty codes: the rates in the table have been amended, new tax codes were added, the name of the PFC gases was changed, and some text about the additional codes has been changed
- New item 13 concerning stock accounts
- Item 13 and 14: changes to items 14 and 15:
- Item 14 (previously item 13): amended, as well as new information about due dates and their payments
Storting resolution concerning excise duties on hydrofluorocarbons (HFCs) and perfluorocarbons (PFCs)
Section 1. As of 1 January 2011 and pursuant to the Act of 19 May 1933 no. 11 concerning Excise Duties, an excise duty shall be paid to the State Treasury upon any importation and domestic production of hydrofluorocarbons (HFCs) and perfluorocarbons (PFCs), including recycled HFCs and PFCs.
This excise duty also includes HFCs and PFCs as ingredients in other products. The Ministry may regulate whether the excise duties on HFCs and PFCs that are included as ingredients in other products may be established in a different manner than measures in weight, and whether the duties shall be paid based on a table of tariffs for this.
The Ministry may regulate which products are subject to the excise duty and may formulate the basis for calculation of the duty.
Section 2. This excise duty shall be paid in the following amounts:
Product types Chemical formula Fee rate (NOK/ kg)
HFC
HFC-23 CHF3 2486
HFC-32 CH2 F2 138
HFC-41 CH3 F 32
HFC-43-10mee CF3 CF2 CHFCHFCF3 276
HFC-125 CF3 CHF2 595
HFC-134 CHF2 CHF2 213
HFC-134a CF3 CH2 F 276
HFC-152a CHF2 CH3 30
HFC-143 CHF2 CH2 F 64
HFC-143a CF3 CH3 807
HFC-227ea CF3 CHFCF3 616
HFC-236fa CF3 H2 CF3 1339
HFC-245ca CHF2 CF2 CH2 F 119
PFC
PFC-14 CF4 1380
PFC-116 CF3 CF3 1955
PFC-218 CF3 CF2 CF3 1487
PFC-3-1-10 CF3 CF2 CF2 CF3 1487
PFC-c318 c-C4 F8 1849
PFC-4-1-12 CF3 CF2 CF2 CF2 CF3 1593
PFC-5-1-14 CF3 CF2 CF2 CF2 CF2 CF3 1572
The excise duty to be paid shall be calculated at the highest rate for all product types if the product type is unknown. For gaseous mixtures, an excise duty shall be calculated and paid for each product type in the mixture. If the mixing proportion of this is unknown, one shall pay the rate for the product type with the highest rate of the product's entire weight.
Section 3. An exemption is made on this excise duty for a product that:
a) is meant for export to foreign countries,
b) is stored in customs warehouses when the products are designated for exportation,
c) is imported
1. as personal effects , pursuant to Section 5-1 of the Norwegian Customs Act,
2. for use in means of transportation for commercial activities, pursuant to Section 5-2 of the Norwegian Customs Act,
3. according to Section 5-9 of the Norwegian Customs Act and is of little or no economic value,
4. are for temporary use, pursuant to Section 6-1 second paragraph of the Norwegian Customs Act,
d) pursuant to Section 5-3 of the Norwegian Customs Act, delivered to or introduce by
1. diplomats,
2. NATO and military forces from countries that are participating in the Partnership for Peace Programme,
3. The Nordic Investment Bank,
e) is returned to the registered company’s warehousing facilities,
f) is recycled.
The Ministry may regulate may regulate the conditions, limitations and implementation for the exemptions.
Section 4. The Ministry is the delegating authority as to the question of any doubts that may arise to the scope and application of the excise duty.
Section 5. The Ministry may exempt or reduce the excise duty in individual cases or in situations that were not apparent when the resolution was decided, and when the duty in that individual case has an unintended effect.
Act of 19 May 1933 no. 11 concerning Excise Duties
The title of this act was amended by the act of 27 March 1998 no. 13. Cf. the acts of 4 November 1948 no. 1 (visual art), of 19 June 1959 no. 2 (motor vehicles and boats) and of 19 June 2009 no. 58 (value added tax).
Section 1. When with reference to this act the Storting adopts excise duties to be paid to the State Treasury not provided for in other acts 1, the Ministry 2 will issue further provisions relating to calculation and control.3 The Ministry will issue regulations concerning prohibition, production, import, export and sales if the excise duty concerns ethanol for technical use.
0 Amended by the acts of 18 December 1970 no. 97, of 28 April 1978 no. 17, of 27 March 1998 no. 13, of 14 April 2000 no. 23, of 10 December 2004 no. 77 (coming into force on 1 July 2005 as per the resolution of 17 June 2005 no. 658), of 17 June 2005 no. 67 (coming into force on 1 January 2008 as per the resolution of 21 December 2007 no. 1616) as amended by the act of 9 December 2005 no. 115.
1 Cf. for example, see the act of 19 June 1959 no. 2.
2 The Ministry of Finance
3 Cf. see the act of 17 June 2005 no. 67, Section 10-40.
Section 2. Violation of regulations that are issued pursuant to this act shall also be punishable with fines 1 if the violation occurs with negligence, to the extent the violation is not already described with a particular punishment in the Penal Code. 2
A punishment of fines or imprisonment for up to two years may be applied, or imprisonment for up to six years if wilful or gross negligence is involved, if the violation of the first paragraph of section one is especially serious.
In deciding whether a violation shall be deemed especially serious, emphasis shall be placed on whether the scope of the violation was extensive, or whether the importation, exportation or use is prohibited or subject to special conditions, or whether the offender intended to sell the products to which the violation applies, or whether the offender has previously been convicted of violation of tax legislation, or whether other circumstances of a particularly aggravating nature are present.
0 Amended by the acts of 16 May 1947 no. 2, of 27 March 1998 no. 13, of 10 December 2004 no. 77 (coming into force on 1 July 2005 as per the resolution of 17 June 2005 no. 658). Amended by the act of 20 May 2005 no. 28 (coming into force at the time established for this in the act) and amended by the act of 19 June 2009 no. 74.
1 See Section 27 and Chapter 3a of the Norwegian Penal Code of 1902, and Chapters 4 and 9 of the Norwegian Penal Code of 2005 (not coming into force).
2 Penal Code of 1902, see Section 406 of this act; Penal Code of 2005, see Section 378 of this act (not coming into force).
Section 3. 1 Any person who wilfully or negligently violates this act or any regulations issued in pursuance of the act - whereby the State Treasury is or might have been deprived of an excise duty - shall be required to pay an additional duty equivalent to double and in repeated instances four times the amount of excise duty due.
With respect to responsibility under this section, the person liable for the excise duty is answerable for the actions of customs representatives, assistants, spouse 2 and children. 3
0 Amended by the act of 26 June 1992 no. 73.
1 Compare with the act of 19 June 2009 no. 58, Section 21-3.
2 See the act of 4 July 1991 no 47.
3 Cf. Penal Code of 1902 Section 48a and 48b; Penal Code of 2005 Chapter 4 (not coming into force.).
Section 4. 1 An administrative fine shall be imposed on the registered owner of any vehicle for the unlawful use of labelled oil or duty-free biodiesel, to be calculated in accordance with further rules laid down by the Ministry. The Ministry may decide to double the administrative fine for any repetition of such violations. The Ministry may waive or reduce the claim in respect of one or more of the parties liable for the duty if for reasons relating to the fixing of the duty it would be unreasonable to uphold the claim in its entirety.
0 Added by the act of 26 June 1992 no. 73, amended by the acts of 15 December 2006 no. 70 (coming into force on 1 January 2007), of 17 June 2005 no. 67 (coming into force on 1 January 2008 as per the resolution of 21 December 2007 no. 1616) and the act of 11 December 2009 no. 113 (coming into force on 1 January 2010).
1 Compare with the act of 19 June 1959 no. 2, Section 3.
Section 5. 1 The excise duty is to be paid in accordance with the rules that apply at the time the obligation to pay excise duties arises.
If a contract for supply has been entered into at the time the excise duty comes into force, the recipient of the contract is obligated to pay an additional sum equivalent to the excise duty unless evidence is produced to show that account was taken of this duty when the price was determined.
0 Amended by the acts of 13 April 1951 no. 2, of 26 June 1992 no. 73 (changing Section 5 to Section 6), of 27 March 1998 no. 13, of 17 June 2005 no. 67 (coming into force on 1 January 2008 as per the resolution of 21 December 2007 no. 1616) and the changing of the section number for Section 6.
1 Compare with the act of 19 June 2009 no. 58, Section 22-1.
Section 6. Those authorities who are invested with functions in pursuance of the Norwegian Price Controls Act 1 are required upon enquiry and notwithstanding the obligation of secrecy otherwise incumbent upon them 2 to provide the county tax offices and the Directorate of Taxation with information concerning grants they have allowed to be paid out of the public purse or out of special price regulation funds.
The Ministry may decide that the Police, the Taxation Authorities and the Norwegian Food Safety Authority 3 are obligated to furnish the Customs and Excise Agency - notwithstanding the obligation of secrecy - with the information necessary for the processing of applications for registration of excise duties on alcoholic beverages.
0 Added by the act of 19 June 1964 no. 17, amended by the acts of 26 June 1992 no. 73 (Section 6 change to Section 7), of 11 June 1993 no. 66, of 20 June 2003 no. 45 (coming into force on 1 July 2003 as per the resolution of 20 June 2003 no. 712), of 17 December 2004 no. 86 (coming into force on 1 July 2005 as per the resolution of 17 June 2005 no. 599), of 29 June 2007 no. 46 (coming into force on 31 December 2007 as per the resolution of 7 December 2007 no. 1370), of 17 June 2005 no. 67 (coming into force on 1 January 2008 as per the resolution of 21 December 2007 no. 1616), amended the paragraph number for Section 7.
1 See the act of 11 June 1993 no. 66.
2 Cf. see the act of 10 February 1967 Sections 13 and onward.
3 Cf. see Section 23 of the act of 19 December 2003 no. 124.
Section 7. Rules regarding the obligation to secrecy etc. in 1 Section 12-1 of the Norwegian Customs Act also apply to the work done by customs authorities related to this act.
0 Added by the act of 9 May 2008 no. 14, amended by the act of 19 June 2009 no. 50.
1 See the act of 21 December 2007 no. 119.
Section 8. This act comes into force with immediate effect.
0 Amended by the acts of 19 June 1964 no. 17 (previously Section 6), of 26 June 1992 no. 73 (changed from Section 7 to Section 8), of 17 June 2005 no. 67 (coming into force on 1 January 2008 as per the resolution of 21 December 2007 no. 1616), changed the paragraph numbers from Section 8, of 9 May 2008 no. 14, changed the paragraph number for Section 7.
Extract from the Regulations of 11 December 2001 no. 1451 concerning Excise Duties
Chapter 1. Introductory provisions
Section 1-1. Area of application
This regulation shall apply to excise duties collected pursuant to the Act of 19 May 1933 no. 11 concerning Excise Duties.
0 Amended by the regulation of 22 June 2005 no. 682 (coming into force on 1 July 2005).
Section 1-2. Definitions
(1) products that are subject to an excise duty means products that have been imported into or manufactured in this country which is encompassed by an excise duty resolution enacted by the Storting.
(2) production means any and all processing - including packaging, repackaging or assembly – resulting in the product being subject to a taxation such as an excise duty, or if the product changes its tax status.
(3) a registered undertaking means an entity that is registered in accordance with the provisions of Sections 5-1 to 5-6.
(4) approved premises means premises used for storage and production or the like, which are approved by the Customs Region in accordance with the provisions laid down in Section 5-7.
0 Amended by the regulation of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004).
Chapter 2. Ordinary provisions concerning the obligation to pay excise duties
Section 2-1. Circumstances under which the excise obligation will arise
(1) For registered undertakings, the obligation to pay excise duties will occur when
a) products are withdrawn from the enterprise's approved premises, including incidents of theft and shortages. Losses during operations do not constitute withdrawal,
b) at the time of importation, when the products are not stored in approved premises,
c) at the time of cessation of registration.
(2) In the case of non-registered importers, the obligation to pay excise duties arises at the time of importation.
(3) In the case of bankruptcy estates or mortgagees, the obligation to pay excise duties arises at the time of withdrawal of the products if the excise duty has not been calculated for the products at an earlier time.
(4) In the case of duties on technical ethanol, electrical power, final treatment of waste and NOx emissions, the obligation to pay excise duties arises in accordance with the provisions laid down in Sections 3-3-3, 3-12-2, 3-13-2 and 3-19-4, respectively.
(5) In the case of users entitled to full or partial exemption from the duties on the use of products that are otherwise subject to such a duty, the obligation to pay excise duties will also arise if the preconditions for exemption are nevertheless not satisfied.
0 Amended by the regulations of 25 June 2004 no. 1040 (coming into force on 1 July 2004), of 10 December 2004 no. 1599 (coming into force on 1 January 2005), of 22 June 2005 no. 682 (coming into force on 1 July 2005), of 15 December 2006 no. 1442 (coming into force on 1 January 2007), of 27 November 2009 no. 1432 , of 1 September 2010 no. 1233 (coming into force on 1 October 2010) and of 7 December 2010 no. 1552 (coming into force on 1 January 2011).
Section 2-2. Duty-free transfers
Registered undertakings may transfer their taxable products without an obligation arising to pay duties on these products if they are sent to the undertaking's own approved premises and to approved premises of other undertakings if these companies are registered for the same type of products.
Section 2-3. Products for duty-free use, (raw materials, etc.)
(1) Products that, according to the Storting resolution are exempt from excise duties because these are used as raw materials etc., may be purchased from registered undertakings if these products are declared as products for just such use. The registered undertaking may list these products as "zero return" items on the excise duty return.
(2) The entity that imports the products used as raw materials etc. for own activities may register as a user of this function, and thereafter import these products such that no duties need be paid.
(3) Non-registered users may also apply for a refund on duties already paid in. Applicants must provide documentation that shows these duties were paid, as well as providing a declaration that the products are meant for duty-free use.
Section 2-4. Return products
(1) Registered undertakings may list previously calculated duties on return products for deductions on the excise duty return, based on the following conditions:
a) the products are re-allocated to the registered undertaking's approved premises,
b) the products are re-allocated as products in stock,
c) a credit note has been issued for the product and its duty amount, and
d) the products are returned within two years, calculated from the date of invoice.
(2) If re-allocating to the registered undertaking's approved premises is impractical, the Customs Region may consent to the products being destroyed pursuant to Section 2-5, instead of being re-allocated. The conditions for first paragraph letters b-d apply similarly.
0 Amended by the regulation of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004).
Section 2-5. Destruction of products
(1) An exemption may be granted on the destruction of products by the registered undertaking's approved premises on the following conditions:
a) the destruction is done with the customs authority present, unless the Customs Region consents to another solution, and
b) the destruction of products is listed on the excise duty return as a duty-free extraction for the same taxation period as the destruction took place.
(2) The Customs Region may consent to the destruction being done at another location, if and when this is more expedient.
(3) A fee of NOK 500 is charged for the customs authority's assistance in the destruction of alcoholic beverages.
0 Amended by the regulation of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004).
Section 2-6. Importation
The provisions regarding importation of products provided for or pursuant to the Norwegian Customs Act are applicable to the extent these apply and no other decisions are made for this or not covered by this regulation.
0 Amended by the regulation of 17 December 2008 no. 1413 (coming into force on 1 January 2009).
Section 2-7. Exportation, etc.
(1) Registered undertakings may list products for export to foreign countries as "zero return" on the excise duty return. By export to a foreign country is meant the export of products from Norway to another country's landed territory. Possible duties on products that are stored in customs warehouses in accordance with the provisions of the Storting resolution on excise duties apply similarly.
(2) Non-registered importers may also apply for refunds with the Customs Region.
0 Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004) and of 15 December 2006 no. 1442 (coming into force on 1 January 2007).
Section 2-8. Documenting the right to an exemption on excise duties
Claims for exemption from excise duties must be documentable and documented. Unless otherwise provided for in this regulation, the documentation must show the scope of the claim and that the preconditions for an exemption have been fulfilled.
Section 2-9. Exemptions in accordance with the general block exemption
The exemption on excise duties and reduced rates as per Section 3-6-6 first paragraph item 2, Section 3-6-7 first paragraph, Sections 3-12-5, 4-3-1, 4-3-2 and 4-5-2 first paragraph satisfies the conditions in the Regulations of 14 November 2008 no. 1213 concerning Exceptions from the Duty of Notification for Government Aid, cf. EEA Agreement Attachment XV no. 1j, Art. 25 of Commission Regulation (EC) No 800/2008 (EUT L 214, 9.8.2008, p. 3).
0 Added by the regulation of 15 September 2010 no. 1271 .
Section 2-10. Violation of the conditions for excise duty exemption
The customs authority may refuse an exemption, reduction or any grant that was issued regarding excise duties for a limited period of time, if the conditions set for the exemption are breached or contravened.
0 Added by the regulation of 7 December 2010 no. 1552 (coming into force on 1 January 2011).
Chapter 3. Special provisions regarding each particular excise duty
(Chapter 3-1 – Chapter 3-17)
Chapter 3-18. The excise duty on hydrofluorocarbons (HFCs) and perfluorocarbons (PFCs)
0 This Chapter was added by the regulation of 19 December 2002 no. 1836 (coming into force on 1 January 2003).
Section 3-18-1. Technical area of application
(1) The obligation to pay this duty encompasses:
a) HFC-23, HFC-32, HFC-41, HFC-43-10mee, HFC-125, HFC-134, HFC-134a, HFC-143, HFC-143a, HFC-152a, HFC-227ea, HFC-236fa and HFC-245ca,
b) PFC (PFC-14, PFC-116, PFC-218, PFC-3-1-10, PFC-c318, PFC-4-1-12 and PFC-5-1-14).
(2) The excise obligation includes all mixtures of HFC and PFC, both as own compounds and mixed with other substances.
(3) The excise obligation according to paragraph one also includes HFC and PFC as ingredients in other products.
(4) The obligation to pay this duty does not include the recycling of HFCs and PFCs.
0 Added by the regulation of 19 December 2002 no. 1836 (coming into force on 1 January 2003). Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004), of 25 June 2004 no. 1040 (coming into force on 1 July 2004) and of 7 December 2010 no. 1552 (coming into force on 1 January 2011).
Section 3-18-2. The basis for and calculation of the duty
(1) This duty is calculated on the basis of the product's net weight. For mixtures of these substances, the duty is calculated based on the net weight of each individual type of compound in the mixture.
(2) The excise duty for HFCs and PFCs used as ingredients in other products is calculated based on the proportion of HFC and PFC in the product.
(3) If the type of HFC or PFC cannot be documented, one must apply the highest possible rate established by the Storting resolution for the HFC or PFC product types in question which cannot be ruled out.
(4) If one is unable to document the mixing proportions in a mixture where HFC and/or PFC are included, then one is to use the rate for the product type in the mixture with the highest rate for the entire mixture. Consideration will be made to documentation that might exclude any individual mixture proportions.
(5) One must pay the excise duty based on the list below for the following products if the quantity of HFC and PFC as ingredients in other products cannot be documented:
a) household refrigerators and freezers: 250 grams per cooling unit.
b) compact liquid coolers (for air conditioning units for buildings): 0.25 kg per kW of cooling capacity.
c) air coolers (for air conditioners for buildings), heat pumps and dehumidifiers: 0.5 kg per kW of cooling capacity.
d) indirect milking systems: 1 kg per kW of cooling capacity.
e) direct milking systems: 2 kg per kW of cooling capacity.
f) industrial refrigeration and freezer compartments: 1.5 kg per kW of cooling capacity.
g) commercial refrigeration and freezer units, including cooling rooms not for public use: 2.5 kg per kW of cooling capacity.
h) spray cans: 1.5 kg per unit, except for asthma inhalers where 10 grams per unit is used.
i) air conditioners for motor vehicles such as passenger cars, products transport vehicles, combination vehicles and motor caravans, tractors, forklifts: 1 kg per unit.
j) air conditioners for lorries, vehicles for construction work, combine harvesters, specialised cars: 2.5 kg per unit.
k) air conditioners in buses: 5 kg per unit.
l) expanding foam insulation: 0.5 kg per kg.
m) insulated doors and entry gates: 0.25 kg per m2.
n) extruded polystyrene for insulation: 2.5 kg per m3.
o) panels for industrial refrigeration and freezer compartments: 6 kg per m3.
(6) If the basis for calculating the excise duty cannot be established according to the first or fifth paragraph, then one must use the basis that the Customs Region finds is most likely to be in use in each case.
0 Added by the regulation of 19 December 2002 no. 1836 (coming into force on 1 January 2003). Amended by the regulation of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004).
(Chapter 3-19 – Chapter 4-8)
Chapter 4-9. Military forces and international organizations
0 Chapter added by the regulation of 17 December 2008 no. 1413 (coming into force on 1 January 2009).
Section 4-9-1. Military forces and command units
(1) Products may be imported into Norway with no excise duty being imposed if these are used by NATO forces from foreign countries and forces participating in the Partnership for Peace Programme, NATO's headquarters in Norway and people affiliated with NATO. This exemption is provided under the same conditions as those described in Section 5-3-5 of the Customs Regulations.
(2) Registered undertakings are permitted to supply such products duty-free to the institutions and persons mentioned in paragraph one.
0 Added by the regulation of 17 December 2008 no. 1413 (coming into force on 1 January 2009).
Section 4-9-2. International organizations
(1) Products to be used by international organizations may be imported into Norway duty-free. This exemption is provided under the same conditions as those described in Section 5-3-6 and Section 5-3-7 of the Customs Regulations.
(2) Registered undertakings are permitted to supply such products duty-free under the conditions explained in paragraph one.
0 Added by the regulation of 17 December 2008 no. 1413 (coming into force on 1 January 2009).
(Chapter 4-10 – Chapter 4-11)
Chapter 5. Administration of the excise duties, etc.
I. Registration
Section 5-1. The obligation to register
The following undertakings shall be registered for each separate excise duty:
a) Producers of products that are subject to the excise duty, with the exception of micro power stations and energy recovery plants that supply electrical power directly to the end user.
b) undertakings that produce or import technical ethanol with an alcoholic strength of over 2.5 volume percent.
c) undertakings operating refuse dumping sites for the final treatment of waste,
d) undertakings that recover TRI and PER where recovery is conducted with a view to resale,
e) undertakings that transport electrical power to the consumer,
f) importers of alcoholic beverages with an alcoholic strength of over 2.5 volume percent where no special permit or licence has been granted,
g) undertakings that own or operate entities subject to the NOx excise duty, with the exception of undertakings that have only duty-free emissions or foreign activities using a representative registered pursuant to Section 5-2 letter d.
0 Amended by the regulations of 19 December 2002 no. 1836 (coming into force on 1 January 2003), of 19 December 2003 no. 1758 (coming into force on 1 January 2004), of 25 June 2004 no. 1040 (coming into force on 1 July 2004), of 22 June 2005 no. 682 (coming into force on 1 July 2005), of 15 December 2006 no. 1442 (coming into force on 1 January 2007), of 20 December 2006 no. 1587 (coming into force on 1 January 2007), of 15 December 2009 no. 1524 (coming into force on 1 January 2010) and of 1 September 2010 no. 1233 (coming into force on 1 October 2010).
Section 5-2. The right to register
The following undertakings may be registered subject to application to the Customs Region:
a) importers of taxable products subject to registration pursuant to Section 2-1 of the Value Added Tax Act,
b) Importers of taxable products when the products are to be used as raw materials or are for duty-free use, pursuant to the provisions of resolutions for excise duties adopted by the Storting.
c) importers of boat engines and undertakings engaged in commercial production of vessels for sale.
d) representatives of foreign undertakings that own or operate vessels or aircrafts that are subject to the NOx excise duty.
0 Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004), of 15 December 2006 no. 1442 (coming into force on 1 January 2007), of 20 December 2006 no. 1587 (coming into force on 1 January 2007) and of 24 June 2010 no. 964 (coming into force on 1 July 2010).
(Section 5-3)
Section 5-4. Place of registration
Registration shall occur in the Customs Region in which the place of business of the undertaking is located. Undertakings with places of business in multiple customs regions shall register the undertaking in the Customs Region in which their head office is located.
0 Amended by the regulation of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004).
Section 5-5. Registration notification, etc.
(1) Notification of or application for registration shall be sent no later than one month before production or importation commences.
(2) The notification or application shall contain information on
a) the production and storage premises (drawings), including the location of the premises,
b) the type of products that will be produced or stored,
c) when production or storage will commence,
d) stocks of products,
e) budgeted and current sales,
f) the size and scope of imports and reception of products that are subject to excise duties,
g) accounting procedures and stock holding,
h) who will effect ongoing payment of the excise duty,
i) customs credit number if applicable,
j) the business' Enterprise Organization Number,
k) street address and postal address,
l) where applicable, licences and concession or statements of good conduct.
(3) Changes in the circumstances provided for in the second paragraph shall be reported to the Customs Region without delay. Notification shall also be filed if the business ceases or stops for more than three months and in the event of the resumption of the business.
(4) In the case of an excise duty on electrical power, or excise duty on the final treatment of waste and for the NOx excise duty, the provisions of the second paragraph shall apply correspondingly, subject to the adjustments necessary in light of the nature of the excise duty.
0 Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004), of 19 December 2003 no. 1758 (coming into force on 1 January 2004), of 22 June 2005 no. 682 (coming into force on 1 July 2005), of 15 December 2006 no. 1442 (coming into force on 1 January 2007) and of 7 December 2010 no. 1552 (coming into force on 1 January 2011).
Section 5-6. Refusal or revocation of registration
(1) The Customs Region may refuse or revoke registration if
a) the undertaking, board members or management are not considered creditworthy,
b) the undertaking has unpaid arrears with regard to taxes, excise or customs duties or is in breach of legislation governing excise duties, customs duties or value added tax, or
c) the nature of the undertaking's business activities has changed.
(2) The Customs Region shall revoke registration if the conditions provided for in Section 5-3 are no longer fulfilled, or if the registered undertaking is no longer fulfilling the obligations provided for in these regulations or in the Tax Payment Regulations.
(3) In the event of the revocation of registration for the handling of technical ethanol or the death of the holder, the owner or the estate shall ensure that the stock of these products is sold or transferred to a registered undertaking. Failing this, the products shall be confiscated or destroyed.
0 Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004), of 18 February 2004 no. 411 , of 22 June 2005 no. 682 (coming into force on 1 July 2005) and of 21 December 2007 no. 1775 (coming into force on 1 January 2008).
II. Approval of premises
Section 5-7. Approval of premises
(1) In cases such as this when no excise obligation arises, all production and storage of taxable products may only occur in premises that have been approved by the Customs Region. These premises must be properly locked, safeguarded and organized so that reasonable inspections, calculation of excise duties and payments etc. can be done.
(2) The Customs Region may approve various premises for each individual undertaking. The Customs Region must be notified without undue delay of any changes that are made to the approved premises.
(3) The Customs Region may establish the details of conditions for approval of the premises, including approving any changes to these premises.
(4) The approval provided for these premises may be revoked if inspections and supervisory controls give grounds for revoking the approval.
0 Amended by the regulation of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004).
III. Accounts
Section 5-8. Accounts
(1) For registered undertakings that, pursuant to the Norwegian Act concerning Annual Accounts Etc. (the Accounting Act) of 17 July 1998 no. 56, are required to keep accounts of business activities, these accounts must contain a list and description of the use of raw materials and the scope and extent of production. Furthermore, the accounts shall be set out in such a way that the quantities of taxable products can be readily controlled and verified. In the case of registered undertakings that declare excise duties on a terminal basis, stock accounts shall be recorded of products in stock that are subject to the excise duties. The stock accounts shall contain products in stock, reception and delivery of products that are subject to excise duties, including any duty-free transfers to other registered undertakings or to approved premises, as well as withdrawals for own sales outlets or own use. The accounts shall show any difference between measured or counted stocks and the stocks as shown in the stock accounts.
(2) Before the end of the filing deadline for the tax term in question, registered undertakings that record stock accounts in accordance with the first paragraph shall reconcile the figures contained in their excise duty return with the stock accounts. This reconciliation will be included together with the stock accounts as part of the accounting material that the undertaking is required to store.
(3) Registered undertakings that are not subject to the accounting requirement under the Accounting Act may be instructed by the Customs Region to store documents of significance to the scope of excise duties, such as purchase and sales invoices, contracts and payment vouchers. Moreover, the undertaking may be instructed to record stock accounts and to reconcile the accounts in the way provided for above. The obligation to store documents, where applicable stock accounts and reconciliations, remains in force for ten years..
0 Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004) and of 18 February 2004 no. 411 .
IV. Inspection provisions etc.
Section 5-9. General rules on inspection
(1) Customs and Excise may at any time inspect whether the correct excise duties have been calculated and paid and whether the conditions established in Section 5-3 have been fulfilled. To this end, Customs and Excise may inspect premises in which taxable products are produced or stored, adjoining rooms and vehicles used to transport such products. Moreover, Customs and Excise may check the accounts in their entirety and associated documentation, including electronic documents and software. During the inspection of the entity's archives, Customs and Excise is permitted to copy documents to a digital storage medium for future review, either with the entity in question – which is subject to the duty of disclosure - or at the offices of Customs and Excise itself.
(2) Customs and Excise may investigate taxable products. Sample products may be collected, without any form of payment being made to the entity.
(3) Investigations as provided for above may be conducted at the manufacturer, importer, exporter, dealer, intermediary, warehousing agent of stocks and carriers of taxable products, as well as from users claiming a reduction or exemption on such excise duties. Moreover, investigations may take place at manufacturers and dealers of products that can be used in or for the production of a taxable product.
(4) The undertaking's owner, board members, general manager and other employees are required to provide the necessary assistance and guidance in connection with the investigation. Accounting material and other documents to be inspected shall be presented, released or forwarded to Customs and Excise without delay. By documentation is also meant electronically stored documents. The obligations described above also apply to electronic software, programs and program systems.
0 Amended by the regulations of 22 June 2005 no. 682 (coming into force on 1 July 2005) and of 2 February 2009 no. 104 .
(Section 5-10 – Section 5-14)
V. The duty to provide information
0 Added by the regulation of 11 January 2010 no. 23 .
Section 5-15. The duty to provide information
The entity obligated to provide information pursuant to this regulation must behave in an attentive and loyal manner toward the authorities. The entity that is subject to the duty of disclosure must assist the authorities in regard to questions of the obligation to pay such excise duties at the correct time and with the purpose of clarity and the intention to comply with legislation in this regard, and is obligated to inform Customs and Excise about any errors in the calculation of excise duties.
0 Added by the regulation of 11 January 2010 no. 23 .
Chapter 6. The excise duty return and payments etc.
Section 6-1. The excise duty return
(1) Registered undertakings shall file a monthly excise duty return specific to these duties with the Customs Region, by the 18th of the following month (the deadline for filing such returns). A return shall be filed even if no excise duty is collectable for the period (zero return).
(2) Undertakings registered for excise duties on electrical power shall file this monthly return with the Customs Region within one month and eighteen days after the end of the quarter in which the invoice was sent or the delivery/extraction without invoicing having occured.
(3) Undertakings registered for paying the excise duty on emissions of NOx shall file these excise duty returns with the Customs Region within the 18th of the month after the end of the quarter in which the emission took place.
(4) The Customs Region may fix a shorter time for filing such returns if information exists on the circumstances of the undertaking that indicate that it is likely the duty will not be paid on time.
(5) Undertakings registered pursuant to Section 5-1 letter b that exclusively import or produce technical ethanol with approved denaturing are not required to file such returns.
(6) Importers registered pursuant to Section 5-2 letter b are not required to file such returns.
(7) This return shall be provided on the form specified by the Directorate and shall be signed by the party that is subject to pay excise duties, or by a party authorised to commit the entity to such payments.
0 Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004), of 19 December 2003 no. 1758 (coming into force on 1 January 2004), of 22 June 2005 no. 682 (coming into force on 1 July 2005) and of 20 December 2006 no. 1587 (coming into force on 1 January 2007).
Section 6-2 - Section 6-5. (Repealed 1 January 2008; see the Regulations of 21 December 2007 no. 1775.)
Section 6-6. Calculation of excise duties in arrears, etc.
(1) In the event of non-calculation or incomplete calculation of excise duties, the Customs Region may calculate excise duties in arrears.
(2) Moreover, the Customs Region may calculate these duties in arrears if the duty to be paid with interest has been refunded on the basis of incorrect or incomplete information. The same applies if products that have been supplied duty-free or at a reduced rate have been used for taxable purposes.
(3) In instances as provided for in the second paragraph, the Customs Region may decide that the exemption should in the future be practised in some other way than provided for in these regulations.
0 Amended by the regulation of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004).
Section 6-7 - Section 6-9. (Repealed 1 January 2008; see the Regulations of 21 December 2007 no. 1775.)
Chapter 7. Final provisions
Section 7-1. Supplementary regulations, etc.
(1) Questions concerning the scope of the obligation to pay excise duties must be put to the Customs Region.
(2) The Customs Region may require the installation of measuring equipment and the like for the purpose of calculating excise duties, and for inspections. The Directorate may issue regulations concerning requirements for measuring equipment and methods of measuring.
(3) The Directorate may issue regulations requiring the use of fixed conversion factors where taxable products are sold by measure of capacity rather than by weight.
(4) The Directorate may issue regulations according to which the Norwegian Beekeepers Association may retain a predetermined amount for administration costs for each application granted for subsidies for beekeeping, cf. Section 3-16-4 .
(5) The Directorate may issue regulations clarifying, supplementing and implementing these regulations, including on calculation, repayment and inspection etc. Moreover, the Directorate may issue regulations concerning the preconditions for exemption from the excise duty, including requirements as to documentation and minimum limits for exemption.
0 Amended by the regulations of 12 December 2003 no. 1533 (coming into force on 1 January 2004) and of 21 December 2007 no. 1775 (coming into force on 1 January 2008).
Section 7-2. (Repealed 1 January 2009; see the Regulations of 17 December 2008 no. 1413.)
Section 7-3. Transitional provisions
Undertakings with approved premises must within two years from the coming into force of these regulations renew their approval in accordance with Section 5-7.
Section 7-4. Coming into force, etc.
(1) These regulations apply from 1 January 2002.
[...]
Extract of the Regulations of 1 June 2004 no. 930 concerning the Recycling and Treatment of Waste
(The Norwegian Waste Regulations)
(Chapter 1 – Chapter 7)
Chapter 8. Refunds on the excise duty on hydrofluorocarbons (HFCs) and perfluorocarbons (PFCs)
Established by authority of Section 4 of the Act of 11 June 1976 no. 79 concerning Inspections and Controls of Products and Consumer Services (the Product Control Act).
0 Chapter 8 added by the regulation of 30 June 2004 no. 1060 (coming into force on 1 July 2004).
Section 8-1. Purposes
The purpose of the provisions in this chapter is to reduce emissions of hydrofluorocarbons (HFCs) and perfluorocarbons (PFCs) into the environment.
Section 8-2. Technical area of application
The provisions of this chapter are concerned with HFC and PFC as laid down in Section 3-18-1 first paragraph of the Regulations of 11 December 2001 no. 1451 concerning Excise Duties, regardless of whether these products arise as pure substances, are included as mixtures in other substances, or come as ingredients in other products.
The provisions of this chapter do not apply to PFC that is formed during the production of aluminium.
Section 8-3. Right to disbursements
Refunds for quantities of HFC and PFC are paid for these substances that are delivered to approved refuse disposal plants for destruction. Refund rates will equal the current differential excise duty rates that apply to HFC and PFC at the time of delivery to the disposal plant, cf. Section 3-18-2 of the annual Storting resolutions and the Regulations of 11 December 2001 no. 1451 concerning Excise Duties.
The right to a refund will be denied if the waste is not stored at the disposal plant for confirmation and inspection for at least two weeks after the refund application was delivered to the authorities. The right to a refund will also be waived if the waste during this time is not labelled with the name of the undertaking that delivered the waste, or if the waste has not been issued a reference code for analytic evidence.
The Norwegian Climate and Pollution Agency may establish additional rules for disbursement of refunds in cases where HFC or PFC waste will be exported.
0 Amended by the regulation of 21 June 2010 no. 1073 .
Section 8-4. The application
The application for a refund may be sent to the authorities by the undertaking that delivers the HFC and/or PFC to the disposal plant. This application will be filed and processed by the Climate and Pollution Agency, or a representative appointed by this agency.
0 Amended by the regulation of 21 June 2010 no. 1073 .
Section 8-5. Requirements to documentation
The application must contain the results from a representative analysis test that shows which quantities and types of HFC and PFC have been delivered to the refuse disposal plant. This analysis should be carried out pursuant to a Norwegian Standard, or an equivalent method, by an independent third party that is accredited for carrying out HFC and PFC analyses.
The application must also contain documentation that shows that the quantity of HFC and PFC that the refund application encompasses has been delivered to the refuse disposal plant.
A copy of the declaration form must be attached to the application form if the application applies to HFC waste that is subject to the duty of declaration pursuant to Section 11-12 of Chapter 11.
The Climate and Pollution Agency may establish further rules for the requirements to documentation.
0 Amended by the regulation of 21 June 2010 no. 1073 .
Section 8-6. Disbursements
Disbursements are issued by the Climate and Pollution Agency or by its appointed representative.
0 Amended by the regulation of 21 June 2010 no. 1073 .
Section 8-7. Transitional provisions
Refunds for HFC and PFC may only be paid for these substances if they are delivered to an approved refuse disposal plants for destruction, after these regulations come into force.
Until a Norwegian Standard as described in Section 8-5 exists for this purpose, the analysis methods used must be approved by the Climate and Pollution Agency.
0 Amended by the regulation of 21 June 2010 no. 1073 .
Extract from the Act of 17 June 2005 no. 67 concerning the Payment and Collection of Claims for Taxes and Excise Duties (the Tax Payment Act)
To review the entire act (in Norwegian), please refer to http://www.lovdata.no/all/hl-20050617-067.html
[…]
Section 10-1. Unconditional obligation to pay and the prohibition against conveyance of outstanding credit
(1) Claims for taxes and excise duties 1 shall be paid when due and in the amount originally determined, even if the amount determined has been appealed or brought before the courts.
(2) Claims for repayment of taxes and duties cannot be charged or assigned. 2
(3) The second paragraph shall not apply to disbursements under Section 3 letter c fifth paragraph of the Petroleum Taxation Act 3. Nevertheless, the right to set off takes precedence above rights established by charge or assignment.
0 Amended by the act of 15 December 2006 no. 85.
1 Cf. see section 1-1 (2).
2 Compare with Section 12 of the act of 14 August 1918 no. 4.
3 Act of 13 June 1975 no. 35.
Section 10-2. Deferred due date
The time limit will be postponed until the next working day if the time for payment expires on a Saturday, Sunday, a holiday 2 or a statutory public holiday 1.
1 See the act of 26 April 1947 no 1.
2 Section 2 of the act of 24 February 1995 no. 12
[…]
Section 10-40. Domestic excise duties
(1) Domestic excise duties come due for payment at the same time as the obligation to pay excise duties arises.
Nevertheless, this does not apply to:
a) the annual motor vehicle tax for vehicles registered in the Motor Vehicle Register on 1 January which comes due for payment on 20 March.
b) the heavy goods vehicle tax for vehicles registered in the Register of Motor Vehicles which comes due for payment in two equal instalments on 20 February and 20 August respectively.
c) the non-recurring tax for registered undertakings which comes due for payment on the eighteenth day of the month after obligation to pay excise duties arose.
d) the incorrect use of labelled oil according to Section 4 of the Excise Duties Act which falls due for payment three weeks after the notification of the demand is sent.
(2) In the case of undertakings that are registered with the customs regions and obliged to pay such duties, the duty for any period in question falls due for payment on the same day as the return is to be submitted.
(3) The Ministry may issue regulations 2 containing detailed rules concerning the due dates for claims as provided for in the first paragraph.
0 Amended by the acts of 15 June 2007 no. 26 and 12 December 2008 no. 100.
1 Cf. act of 19 May 1993 no. 1.
2 Cf. see Item c of Section 2 and Chapter VII of the Public Administration Act.
Section 10-41. Customs duties, value added tax and excise duties incumbent on importations
(1) Customs duties and excise duties that arise upon importation and which are not charged to customs credit or to a daily settlement arrangement, cf. Section 14-20, come due for payment at the same time as the obligation to pay such customs duties arises.
(2) Claims charged to customs credit for a calendar month come due for payment on the eighteenth day of the following month.
(3) Claims for tax and duty charged to a daily settlement arrangement come due for payment on the first business day after the customs declaration was completed. The Customs Region may specify a deadline before which payment shall be effected on the due date.
0 Amended by the act of 15 December 2006 no. 85.
[…]
Section 10-52. Liability claims
Liability claims pursuant to Chapter 16, liability claims pursuant to Section 4-1 second paragraph, and liability claims pursuant to Section 7 of the Act of 13 December 1996 no. 87 concerning Tax on Fees Paid to Non-resident Performers Etc. must be paid no later than two weeks after the notification of the claim has been sent; see Section 4-18 of the Norwegian Enforcement Act 1.
0 Amended by the acts of 15 December 2006 no. 85 and of 12 June 2010 no. 40.
1 Cf. Section 11-1.
2 Act of 26 June 1992 no. 86.
Section 10-53. Claims for tax and duty in amendment decisions etc. and adjustment by the taxpayer 1
(1) When the tax authorities amend an administrative decision which leads to an increase in a tax or duty for a claim that ordinarily falls due for payment pursuant to Sections 10-10 to 10-12, 10-21, 10-22 second paragraph or Sections 10-30 to 10-41, then this increase and its interest according to Section 11-2 must be paid no later than three weeks after the notification of the decision is sent. Nevertheless, this will apply only if the deadline for payment comes later than the ordinary due date for the claim. If the increase comes about because the entity which is obligated to pay the tax or duty has altered a previously submitted return, the deadline will be calculated from the date upon which the notification of the change reaches the tax or duty authorities.
(2) In the event of an increase in tax arrears 2 as a consequence of changes pursuant to the rules provided for in Chapter 9 of the Tax Assessment Act 3, the deadline for payment shall be calculated from the date upon which notification of a new assessment of a tax or duty 4 has been sent to the debtor. Tax arrears for personal taxpayers shall be paid as early as possible, together with the second instalment.
1 Cf. see Section 1-3.
2 Cf. Section 7-1(2).
3 Act of 13 June 1980 no. 24.
4 Cf. Section 7-2.
5 Cf. Section 4-1 (1), b.
[…]
Section 10-60. Credit balances
(1) Where an excess amount of a tax or duty has been paid and otherwise where a credit balance arises, the amount and interest pursuant to Section 11-4 shall be reimbursed to the party that is obligated to pay the tax or duty, as soon as possible and no later than three weeks after the decision that resulted in repayment was adopted, except as otherwise provided for in statute or regulations. The payment shall also include interest 1 paid on the repayable amount. Interest that has accrued but has not been paid will not apply.
(2) In the case of credit balances arising as a result of adjustment by the taxpayer on previously submitted returns, the deadline will be calculated from the date upon which the tax or duty authorities approved the amount for disbursement.
(3) In the case of credit balances that arise following ordinary assessment, cf. Section 7-1, the deadline for any settlement will be sent to the taxpayer. In other cases, the deadline will be calculated from the date on which assessment took place.
(4) In the case of claims for disbursement of value added tax to registered business undertakings pursuant to Section 11-5 of the new Value Added Tax Act 2, the deadlines will be calculated from the date upon which the VAT return was received by the tax authority. 3
0 Added by the acts of 15 December 2006 no. 85, of 14 December 2007 no. 110, of 19 June 2009 no. 58 (coming into force on 1 January 2010 as per the resolution of 6 November 2009 no. 1347) and of 10 December 2010 no. 69 (coming into force on 1 January 2010).
1 Cf. Section 11-1.
2 Act of 19 June 2009 no. 58.
3 Cf. Section 15-8 of the act of 19 June 2009 no. 58.
[…]
Section 11-1. Interest on overdue payments 1
(1) Interest shall be calculated on claims for taxes and duties that are not paid by the due date in accordance with Chapter 10. Interest is calculated on the basis of the claim with the addition of interest pursuant to Sections 11-2 or 11-5, where applicable. Interest accrues from the due date and until payment has been made. In the case of claims pursuant to Section 10-52, interest accrues from the due date for the claim on the tax or duty that the liability claim shall cover and until payment has been made.
(2) Section 2 second paragraph of the Act of 17 December 1976 no. 100 concerning Interest on Overdue Payments Etc. applies correspondingly.
(3) The rules on accelerated maturity in Section 10-20 fourth paragraph and Section 10-21 second paragraph do not apply for interest calculations pursuant to the first paragraph.
0 Amended by the act of 9 December 2005 no. 115.
1 Cf. Section 11-6 (1).
Section 11-2. Interest in the case of amendment decisions, adjustment by the taxpayer, inheritance tax paid after the due date etc. 1
(1) Interest shall be calculated on increases in tax and duty determined by amendment decisions etc. 2 or as a result of the party that is subject to the tax or duty having amended a previously submitted return. Interest shall not be calculated on summary amendments pursuant to Section 9-9 of the Tax Assessment Act 3.
(2) Interest is calculated from the due date of the claims pursuant to Sections 10-1 to 10-41, and until the decision is adopted on amendment etc., or a new and altered return arrives at the tax authorities, with the exception of items stated paragraphs three to seven.
(3) Interest on increases in tax following a new assessment, cf. Section 7-2, will be calculated from 1 January in the year after the year of assessment.
(4) Interest on petroleum tax following a new assessment, cf. Section 7-2, will be calculated from 1 January in the year after the financial year.
(5) Interest on excess repayments according to Section 10-1 4 of the VAT Act and interest on excess reimbursements according to Section 11-5 of the VAT Act are calculated from the time the amount was paid until a decision is made regarding a change of these types of payments etc.
(6) If inheritance tax pursuant to Section 10-31 fourth paragraph is paid after the due date that follows from Section 10-31 first and second paragraphs, interest shall be paid on the tax or duty amount for the period from the ordinary due date and until the fee is determined with final effect.
(7) If payments have been made to cover the claim for a tax or duty before a decision on amendment etc. is made, or before notification of adjustment by the taxpayer of a previously submitted return has reached the tax and duty authorities, then interest will be calculated until the date of payment.
0 Amended by the acts of 15 December 2006 no. 85, of 14 December 2007 no. 110 and of 19 June 2009 no. 58 (coming into force on 1 January 2010 as per the resolution of 6 November 2009 no. 1347).
1 Cf. Section 11-6 (2).
2 Cf. inter alia Chapter XIII of the act of 19 June 2009 no. 58 and Chapter 9 of the Tax Assessment Act.
3 Act of 13 June 1980 no. 24.
4 Act of 19 June 2009 no 58.
Section 11-3. Interest compensation on late disbursements 1
(1) In the case of a refund of a tax or duty later than the due date provided for in Section 10 60, interest shall be paid for the period from the due date and until payment has been made.
(2) Section 2 second paragraph of the Act of 17 December 1976 no. 100 concerning Interest on Overdue Payments Etc. applies correspondingly.
0 Amended by the acts of 9 December 2005 no. 115 and of 14 December 2007 no. 110.
1 Cf. Section 11-6 (1).
Section 11-4. Interest compensation on disbursements pursuant to an amendment decision etc. and adjustment by the taxpayer 1
(1) In the event of repayment of excess tax or duty as a consequence of an amendment decision etc., or adjustment by the taxpayer of a previously submitted return, interest compensation shall be paid from the date on which payment was effected and until the due date in accordance with Section 10-60.
(2) In the event of repayment following a new assessment 2, interest will be calculated from the finalised tax settlement after the ordinary assessment was sent to the taxpayer. In cases dealing with a withholding tax on dividends, interest is calculated from the finished tax settlement after the ordinary assessment was sent to the withholding company.
In the case of disbursement of value added tax not previously paid in, interest will be paid from three weeks after the deadline for submission of the return for the instalment in question, cf. Section 15-8 of the Value Added Tax Act 3.
(4) In case of other types of disbursements than those discussed in the first paragraph, a compensatory interest may be paid when special circumstances call for this. The Ministry may issue regulations 4 determining that interest compensation shall be paid in other cases even where special circumstances do not exist.
(5) In case of disbursement of an excess of the petroleum tax after a new assessment, cf. Section 7-2, interest shall be calculated from 1 January of the year following the year of income up until the date that payment is due as in Section 10-60.
0 Amended by the acts of 14 December 2007 no. 110, of 19 June 2009 no. 55, of 25 June 2010 no. 40 and of 10 December 2010 no. 69 (coming into force on 1 January 2011).
1 Cf. Section 11-6 (2) second item.
2 Cf. Section 7-2.
3 Act of 19 June 2009 no 58.
4 Cf. see Section 2 and Chapter VII of the Public Administration Act.
[…]
Section 11-6. Interest rates
(1) The rate of interest for interest pursuant to Sections 11-1 and 11-3 shall correspond to the rate determined pursuant to Section 3 first paragraph item one of the Act of 17 December 1976 no. 100 concerning Interest on Overdue Payments Etc. If a payment arrangement has been granted for inheritance tax because the inheritance or gift largely encompasses business activities 1, the rate of interest shall be half of the rate provided for in the first item.
(2) The rate of interest for interest pursuant to Section 11-2 shall be equivalent to the monetary key rate of interest as determined by Norges Bank as at 1 January in the year in question with the addition of one percentage point. The rate of interest for interest pursuant to Section 11-4 shall be equivalent to the monetary key rate of interest as determined by Norges Bank as at 1 January in the year in question.
(3) Changes to the size of the rate of interest shall take effect from the time at which the change enters into force, including for claims for tax and duty where interest accrues before the entry into force.
1 Cf. Section 20 of the act of 19 June 1964 no. 14.
[…]
Section 12-1. Rules on limitations
(1) The Statute of Limitations 1 applies with the exceptions that are stated in paragraphs two to five.
(2) For claims on taxes and duties 2, the limitation period runs from the end of the calendar year of the claims, or in case of the last term of the claims when these are due for payment. 3
(3) For advance payments on taxes 4, the limitation period runs from the end of the calendar year when the tax assessment was taken. For claims on inheritance tax, the period of limitations runs from the time the claim is due until payment is made, pursuant to Sections 10-31 and 10-32. For claims on duties from gifts and distributions from undivided estates, the deadline shall still in no case begin to accrue until the taxation authorities have received a verified notification about the gift or the distribution, in accordance with Section 25 second paragraph of the Norwegian Inheritance Tax Act.
(4) For inheritance tax, the period of limitations has a duration of ten years.
(5) If the limitation is discontinued according to Section 17 of the Act of 18 May 1979 no. 18 concerning the Limitation Period for Claims (the Statute of Limitations), then overdue interest that falls due for payment at a later date is not discontinued for claims on taxes or duties until the capital sum becomes obsolete.
0 Amended by the act of 9 December 2005 no. 115.
1 Act of 18 May 1979 no 18.
2 Cf. Section 1-1 (2) and chapter 1.
3 Cf. Chapter 10.
4 Cf. Chapter 4.
[…]
Section 14-1. Basis for enforcement of execution
The claim on taxes and duties 1 provides the enforcement basis for execution. 2
1 Cf. Section 1-1 (2) ) and chapter 1.
2 Cf. Section 7-2 letter e of the Norw
Norwegian to English: History of Oil and Gas, technical museum exhibition text General field: Social Sciences Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Kildetekst - Norwegian 0: Olje og gass
(Intro utstilling)
”Olje og gass” forteller historien om det norske oljeeventyret. Etter at Ekofisk ble funnet i 1969 gikk det bare et tiår før olje og gass var blitt grunnlaget for Norges største næring. I dag er 250 000 arbeidsplasser knyttet til industrien. Olje og gass står for halvparten av all norsk eksport, og en fjerdedel av Statens inntekter. Like mye som er produsert ligger fortsatt under havbunnen, også i felt som ennå ikke er oppdaget. Olje og gass kommer derfor også i fremtiden til å spille en stor rolle for norsk industri og økonomi, og for verdens energiforsyning.
På 1960-tallet startet det norske oljeeventyret. Etter flere års letting ble det første store feltet, Ekofisk, funnet høsten 1969. Nye funn fulgte, og olje- og gassnæringen vokste seg på under ti år til å bli Norges ledende næring. Utbyggingen av olje- og gassfeltene til havs ga store oppdrag, inntekter og titusenvis av arbeidsplasser. Salg av olje og gass ga selskapene og Staten enorme inntekter. Norge ble et av verdens rikeste land.
1. Lete og finne (Search and find pipe)
I 1969 ble det første norske oljefeltet, Ekofisk, funnet etter flere års leting. Å lete etter olje og gass krever kunnskap om hvor man skal lete, og utstyr til å bore. Ny kunnskap og teknologi gjør det mulig å fortsatt kunne gjøre like viktige funn som det i 1969.
1.1 Olje og gass – sol fra juratiden (FORMATION OF OIL AND GAS – JURASSIC SUNLIGHT)
1.1.1 Olje og gass – planter og dyr fra millioner av år siden
Det vi i dag utvinner som olje og gass er rester av planter og dyr fra millioner av år siden. Solenergien organismene tok opp i seg den gang kan vi i dag hente ut som varmeenergi. Det meste av norsk olje og gass finnes i bergformasjoner fra Juratiden eller Triastiden. Dette er 150-250 millioner år siden.
Planter, alger, mikroorganismer og annet organisk materiale sank til havbunnen og dannet leireformasjoner lag for lag gjennom millioner av år. Jordskjelv og vulkaner førte det organiske materialet dypt ned i berggrunnen. Trykk og temperatur har over lang tid forvandlet restene av planter og dyr til olje og gass.
De organiske restene har dannet forbindelser av hydrogen og karbon – hydrokarboner.
1.2 GEOLOGI - GEOLOGY
1.2.1 Tre typer fjell
Geologene leter etter tre hovedtyper av bergarter som må finnes for at det skal være sjanse for å finne olje og gass. En kildebergart inneholder spor av planter og dys som har blitt omdannet til olje og gass. En reservoarbergart er porøs og har plass til olje og gass, omtrent som en svamp har plass til vann. En lukkebergart eller takbergart er hard og holder oljen og gassen på plass i reservoaret. Ligger disse tre typene av bergarter i riktig formasjon nede i berggrunnen, er det en god mulighet for at det finnes olje eller gass akkurat der.
Nøtt: Hva tror du skjer med en oljekilde dersom det ikke ligger en hard bergart over den som et lokk?
1.3 1969 FIRST FINDINGS
1.3.1 Det første store funnet
En oktobernatt i 1969 arbeidet Ståle Salvesen nok et skift på boredekket på Ocean Viking. Han overvåket en jevn strøm av boreslam slik han hadde gjort i to år etter 32 tørre borehull. Noen hadde inneholdt spor av olje og gass, men ikke i mengder som ga grunnlag for produksjon. Denne natten så han noen nye striper av gult i slammet, og kjente at ”det luktet litt løye”. Ståle og arbeidskameraten bestemte seg for å vekke sjefen, den litt hissige amerikanske borelederen fra Phillips, Ed Seaborn. Han var ikke glad for å bli vekket midt på natten, men irritasjon ble til jubel i nattøy og tøfler på boredekket da Ed med en gang skjønte hva de hadde funnet: Endelig et stort oljefunn! Det de hadde funnet denne natten var Ekofisk-feltet, som fortsatt er et av våre største og viktigste oljekilder.
1.3.2 En viking fra Oslo
Leteriggen Ocean Viking ble bygd på Akers Mek. Verksted, midt i Oslo på dagens Aker Brygge. Oljeselskapet Phillips Petroleum hadde fått tillatelse til å letebore i Nordsjøen og trengte en egnet borerigg. Riggselskapet Odecos plattform Ocean Traveler var allerede leid ut til Esso, som var først ute med leteboring i Nordsjøen i 1966.
Philips bestilte en kopi av Ocean Traveler. Siden norske myndigheter bestemte at den nye oljevirksomheten også skulle gi oppdrag til norsk industri, ble plattformen bygd av Aker. Arbeidet ble ledet av Odeco, men Akers ingeniører bidro med mange endringer i konstruksjonen basert på et års erfaring i Nordsjøen med Ocean Traveler. Ocean Viking var ferdig og seilte ut Oslofjorden i mars 1967.
1.3.3 Flere gigantfunn i 1970-årene
I årene etter Ekofisk-funnet ble det gjort mange store funn på norsk sokkel. I 1971 gjorde franske Elf og Petronord-gruppen et stort gassfunn som fikk navnet Frigg. Norsk Hydro var en av de større medeierne i gassfeltet.
I 1973 ble et av Nordsjøens største oljefunn gjort på norsk sokkel. Det fikk navnet Statfjord. Det amerikanske oljeselskapet Mobil var operatør og ledet utbyggingen på vegne av eierne. Statoil, opprettet av den norske stat i 1972, eide 50 prosent av funnet og en rett til å overta som driftsoperatør. Dette gjorde at Statoil i løpet av et tiår ble et stort oljeselskap.
”Gullblokken”, blokk 34/10 var navnet på et område ved fiskefeltet Tampen i Nordsjøen som ble åpnet i 1978. Forventningene var store, og de tre norske selskapene Statoil, Hydro og Saga fikk for første gang lisensen alene. I Gullblokken ble Gullfaks-feltet funnet. Like ved ble de store olje- og gassfeltetene Oseberg og Snorre funnet.
Videre nord i Nordsjøen ble det i 1979 gjort et av verdens største funn: Troll olje og gass. Det står alene for 60% av alle gassreserver i Nordsjøen, og medførte at Norge for alvor ble en gassnasjon like mye som en oljenasjon.
(alt: Teksten over kan settes på et sokkelkart med mindre etiketter i stedet for en tekstblokk?)
1.3.4. Fra oljenasjon til gassnasjon
I 1980-årene ble det oppdaget nye, store gassreserver på norsk sokkel. Oljedirektoratets anslag over påviste, utvinnbare gassreserver ble mer enn fordoblet fra 1978 til 1982. Norge er den tredje største gassprodusenten i Europa. Så langt har all gass blitt eksportert. Ut fra hva vi i dag vet vil Norge i det 21. århundre komme til å eksportere mer gass enn olje.
1.4 SEARCH TECHNOLOGY
1.4.1 Skattekartet tegnes med seismikk
For å finne olje og gass trengs et godt ”skattekart”. Seismologer og geologer kan lage dette kartet gjennom seismiske undersøkelser. Ved å sende lydbølger ned i fjellet, og fange opp ekkoet kan de ”se” hvilke bergarter som ligger i lag mange kilometer ned i grunnen.
1.4.2 3D-seismikk – flomlys i stedet for lommelykt
Etter 1980 ble teknologien for seismiske undersøkelser kraftig forbedret. I stedet for en enkelt målekabel ble det lagt ut et stort nett av kabler bak seismikk-skipene. Store stykker av havbunnen kunne undersøkes samtidig. Det var omtrent som å sette på fullt flomlys der man tidligere hadde lett med lommelykt.
Dataene som ble samlet inn kunne brukes til å tegne ”skattekart” ikke bare som enkle flater eller snitt, men som tredimensjonale modeller av berggrunnen. Med et slikt kart ble det mye enklere å lete seg fram til oljen og gassen, og planlegge boringen.
Det er enorme datamengder som samles inn i slike undersøkelser. Superdatamaskiner må brukes for å analysere dataene og regne ut modeller og kart.
3D-visualiserng brukes til å planlegge brønnboring og produksjon.
(bilde eller video fra ”visualizer”… ConocoPhilips?)
4-d: ConocoPhilips permanent fiberoptisk system for 4D-seismikk?
1.4.3 Prøveboring – hente opp stein
Gode kart og beregninger kan gjøres av seismologer, geologer og geofysikere ut fra seismiske undersøkelser og andre data. Helt sikre på funn kan man ikke være før man borer. Et viktig redskap er et kjernebor, som stikker ut en prøve av berggrunnen og løfter den opp. Da kan geologene kartlegge de faktiske grunnforholdene ut fra fysiske prøver. Kjerneprøver er viktige dokumenter, og blir lagret i Oljedirektoratets ”steinkjeller” i Stavanger.
(Gjenstander / prøver)
http://www.npd.no/no/Tema/Bronner/Temaartikler/Tilgang-til-kjerner-og-oljeprover-/
1.4.4 Badger- en grevling i brønnen
Fremtidens prøveboring vil kanskje bli en robot som graver seg gjennom berggrunnen – som en grevlig på jakt etter olje og gass. Det norske firmaet Badger Explorer har utviklet en første type, og fremtidens roboter blir trolig både mer kompakte og trådløse.
(venter på mer info om Badger)
1.4.5 Drivverdig?
Selv om det blir funnet olje og gass etter prøveboringen er det ikke sikkert at det er nok til å kunne produseres lønnsomt. Det må først gjennomføres tester. Borestrengen tas opp av brønnen, og det settes inn ventiler med instrumenter som kontrollerer trykket i brønnen. For at vann, gass og olje kan strømme inn i brønnen, sprenges det huller i foringsrøret, slik at den nederste delen av røret blir som en sil. Testingen gir svar på hvor mye olje eller gass som kan produseres pr. døgn.
Analyser av borekaks og kjerneprøver, logging og testing sammen med geofysiske undersøkelser gir et bilde av funnets tykkelse, hvor dypt det ligger, hvor store reserver som finnes og produksjonsevnen til reservoarbergarten. Ut fra en totalvurdering av alle disse faktorene blir det fastslått om et olje- eller gassfunn er økonomisk drivverdig.
1.5 WHERE? WHEN? WHY?
1.5.1 Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet
Det var i Nordsjøen det norske oljeeventyret startet. Kunnskap om geologien under havbunnen er første steg i jakten på olje og gass, og det var ny kunnskap rundt 1960 som sendte leteriggene til Nordsjøen. Da hadde det blitt gjort et stort gassfund i Groningen i Nederland, som ligger i samme geologiske formasjon som Nordsjøen.
1.5.2 Grenser til havs
Norge tok tidlig kontroll over jakten på olje utenfor norskekysten. Grensene til havs måtte reguleres mer nøyaktig enn for tidligere tiders fiskerigrenser. I internasjonale havrettskonvensjoner og gjennom direkte forhandlinger med naboland rundt Nordsjøen ble grensene for havbunnen trukket etter midtlinjeprinsippet.
Havbunnen måtte deretter deles i stykker som kunne fordeles mellom selskapene. Stykkene ble kalt blokker, og er fortsatt grunnlaget for regulering av olje- og gassvirksomheten gjennom blant annet tildeling av letetillatelser.
1.5.3 Dansk Ekofisk?
Mange dansker har hevdet at danske myndigheter ga Norge for mye i grenseforhandlingene i 1965. Det blir blant annet hevdet at det gigantiske oljefeltet Ekofisk like gjerne kunne vært dansk som norsk. Dette er imidlertid usikkert. Det var svært kompliserte forhandlinger, med mange hensyn som skulle balanseres. Midtlinjeprinsippet sto sterkest i de fleste land, i havretten og i bransjen, og sikret også Danmark gunstige havgrenser mot Tyskland.
1.5.4 Lisenser og blokker
Olje- og energidepartementet tildeler et selskap eller flere selskaper sammen utvinningstillatelse eller lisens til å lete etter og utvinne olje og gass i et bestemt område. Lisensene gis et nummer, som er knyttet til én eller flere blokker.
1.5.5 Noen kjendiser:
Lisens 001, blokk 25/11, ble tildelt Esso Exploration & Production Norway A/S i den første konsesjonsrunden I september 1965. Det ble påvist olje i den første letebrønnen, 25/11-1, i 1967. Funnet, som fikk navnet Balder, var imidlertid ikke stort nok til å erklæres drivverdig. Først etter at det i 1991 ble vist at det var mulig å gjennomføre lønnsom produksjon fra flytende produksjonsskip, ble det besluttet å bygge ut Balder-feltet.
Lisens 018, blokk 2/4, tildelt en gruppe selskaper i 1965 med Phillips Petroleum Co. Norway som operatør, er kjent som Ekofisk.
Lisens 037, blokenek 33/9 og 33/12, tildelt i august 1973, er Statfjord-feltet.
Lisens 050, blokk 34/10 (”Gullblokken”) ble lisensiert til Statoil i juni 1978, og fikk navnet Gullfaks-feltet
Lisens 054 (blokk 32/2) og lisens 085 (blokkene 31/1, 31/5 og 31/6), tildelt i flere runder fra 1979 til Shell, Statoil, Hydro og Saga, ble kjent som Troll. De to lisensene ble samordnet før utbygging
Lisensene 501 (blokk 16/2) 502 og 265 utgjør til sammen giganten som nå har fått navnet Johan Sverdrup. Funnene bak Sverdrup er tidligere kjent som Avaldsnes, tildelt Lundin Norway, og Statoils Aldous Major. Sverdrup viste seg i 2011 å kunne være det største oljefeltet i Nordsjøen etter Ekofisk.
Fram til 2013 var det tildelt over 700 lisenser eller utvinningstillatelser på norsk sokkel - i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
1.6 FUTURE FINDINGS
1.6.1. Peak oil?
Etter 2000 var det mye snakk om at norsk olje- og gassindustri hadde passert topproduksjonen. I bransjen kalles dette toppunktet for ”peak oil” for et enkelt oljefelt. For Norge ble det oppfattet av mange at hele oljeeventyret nærmet seg snipp snapp snute. Flere nye funn og fremtidige storutbygginger var ikke å vente.
I 2011 ble det på kort tid annonsert flere store nye funn av olje og gass både i Nordsjøen og i Barentshavet. Et av dem lå i områder som hadde blitt grundig undersøkt på 1970-tallet, men som like vel lå der uoppdaget som et av Nordsjøens aller største oljefelt. Det fikk navnet Johan Sverdrup.
Funnet styrket også troen på at det vil være mulig å gjøre nye funn også i områder som er grundig kartlagt tidligere. Olje- og gassutvinningen kommer til å forbli en storindustri og viktig inntektskilde i mange tiår fremover. I industrien snakket man om en ny soloppgang, ellet at mange hadde ventet solnedgang.
1.6.2 Nye funn i nye områder?
For å sikre videre vekst i bransjen og en stabil energiforsyning i årene som kommer er man avhengig av nye funn. Det gjøres fortsatt nye oppdagelser i de områdene som er åpnet for olje- og gassvirksomhet. De største mulighetene ligger likevel i å uforske nye områder. Diskusjonen om hvilke områder som bør åpnes for leting etter og eventuell utnyttelse av nye olje- og gassfelt er en av de viktigste politiske diskusjonene vi har, der hensyn til næringsutvikling og energiforsyning må veies opp mot miljø- og klimahensyn.
1.6.3 Norske funn over hele verden (Mulig innhold i ”kikkert”)
De største multinasjonale oljeselskapene bruker kunnskaper og erfaringer fra norsk sokkel i operasjoner over hele verden. Også norske selskaper har store internasjonale engasjementer. Statoil alene har i dag operasjoner i mer enn 30 land i alle verdensdeler.
1.6.4 Stort behov for rigger og utstyr (Mulig innhold i ”kikkert”)
De siste årenes funn både i norske og internasjonale farvann vil føre til stor etterspørsel etter nye oljerigger, produksjonsutstyr, installasjoner på havbunnen osv. i flere tiår fremover. All ekspertisen som norsk offshore, skipsbygging og utstyrsindustri har tilegnet seg vil sikre norsk industri store engasjementer, og det er bruk for mange kreative og flinke folk i bransjen.
2. Globale linjer (Global pipe)
Olje og gass er en av verdens viktigste råvarer. Alle land trenger det, og de land som er selvforsynte eller produserer for eksport har store fortrinn. Da Norge ble en oljenasjon forandret det både muligheter innenlands og Norges globale posisjon. Oljepolitikk er viktig både nasjonalt og globalt.
2.1. OLJE OG GASS I NORGE OG VERDEN (OILED WORLD)
2.1.1. Verdens viktigste råvare
Med god grunn ble det 20. århundre kalt oljens århundre. Ingen råvare har påvirket menneskets historie sterkere enn oljen. Kriger ble startet og avgjort på grunn av olje. Kapprustningen mot 1. og 2. verdenskrig var i stor grad en overgang til olje og bensin som energikilde for marine, hær og det nye flyvåpenet. Panserdivisjoner og tysk blitzkrig ville ikke vært mulig uten olje. Tilgangen til olje var en viktig grunn til at de allierte beseiret Tyskland og Japan i 2. verdenskrig.
Olje og gass er fortsatt verdens viktigste råvare. Verdensøkonomien svinger i takt med oljeprisen. Uten olje som drivstoff stopper det meste av bil- og flytrafikken. Olje og gass gir også råstoff til et av verdens mest anvendte materialer: Plast.
Olje og gass vil dekke det meste av verdens energibehov ennå i mange tiår. Etter hvert vil fornybar energi sørge for en stadig større andel av energiforsyningen, særlig innen produksjon av elektrisk kraft.
2.2 OIL USE
2.2.1 Hele verden bruker olje og gass
For å forså hvorfor olje og gass er blitt så viktig for norsk økonomi er det bare å se på det store behovet som finnes for produktet. Ingen land i verden kan i dag klare seg helt uten olje og gass.
For 100 år siden var det ikke slik. Kull var den viktigste energikilden for industri og transport. Av kull produserte man gass som ble brukt i husholdninger, belysning osv. Olje og naturgass var funnet i USA og Midtøsten, og begynte å få større betydning særlig som drivstoff.
Bilismen, flyindustrien, motorskip og andre globale transportsystemer utviklet seg på 1900-tallet til å bli storforbrukere av olje, mens naturgass tok en stadig større plass som energikilde i industri, husholdninger og kraftproduksjon.
I tillegg til dette er olje og gass et svært viktig råstoff i verdens produksjon av bl.a. plast og plastprodukter. Verdens årlige plastproduksjon tilsvarer omtrent hele Norges oljeproduksjon. (180 millioner tonn)
(Overgang til utstillingen Plast)
2.3 VERDESNMARKEDET (WORLD MARKET)
2.3.1. Et sensitivt marked
Oljeproduksjonen er en av Norges største næringer og dominerer norsk eksport. Norsk økonomi er derfor svært sårbar for endringer i oljepriser og dollarkurs. Store svingninger gir sterk og rask innvirkning på økonomien. Prisfall medfører lavere inntekter for Staten. Samtidig synker oljebransjens etterspørsel etter norske varer og tjenester. Slike spørsmål står sentralt i den politiske diskusjonen om utbyggingstakt og utvinningstempo i Nordsjøen og andre havområder.
2.3.2 Historiske hendelser som påvirket oljeprisen
Gasspriser er stabile og forhandlet på langsiktige kontrakter. Olje handles på korte frister, og dermed kan prisen endres fra time til time.
Mange faktorer påvirker oljeprisen. Først og fremst er det tilgangen på olje i verdensmarkedet, etterspørselen og samarbeid i pris- og produksjonsregulering mellom oljeproduserende land som påvirker prisen. Her er noen eksempler på verdensbegivenheter etter 1945 som har påvirket oljeprisen:
1950 Koreakrigen
1956 Suez-krisen
1967 Seks-dagers-krigen doblet oljeprisen
1973 Yom-Kippur-krigen firedoblet oljeprisen
1979 Revolusjonen i Iran
1991 Gulf-krigen
1998 Økonomisk krise i Asia gir stort prisfall
2007-2008 Finanskrise og uro i oljeproduksjonen ga først stort prishopp og deretter stort prisfall
2011”Arabisk vår” – politisk uro i Egypt, Libya, Yemen, Bahrain og andre ga høye oljepriser
2.4. 1973 A GLOBALE RINGVIRKNINGER
2.4.1.Kongen tok trikken
16. desember 1973 tok Kong Olav V trikken til Holmenkollen for å gå på ski. Det var oljekrise i verden, og forbud mot bruk av motorkjøretøy i helgene. Dette bildet er viser Kong Olav V som en jordnær og folkekjær konge. Det at han gikk foran med et godt eksempel understreket alvoret i situasjonen. Samtidig var Kongen og Norge i ferd med å bli uavhengig av det globale oljemarkedets svingninger. Vi var selv i ferd med å bli en oljeeksportør, og kongen en oljesjeik.
2.5. NORSK OLJE OG GASS (NORWEGIAN OIL)
De store funnene av olje og gass i norske farvann har kommet Norge til gode. Dette var ikke selvsagt, men et resultat av politisk styring over en næring som utviklet seg fra null til Norges viktigste på noen få tiår.
2.5.1. Industribyggerne
Olje og gasseventyret har betydd svært mye for norsk industri og økonomi. Skatteinntekter og direkte inntekter fra salg av olje og gass har ikke vært det viktigste. Oppbyggingen av en kunnskapsnæring og høyteknologisk spisskompetanse i en global industri betyr kanskje vel så mye.
2.5.2. Kunnskaps- og teknologioverføring og nyskaping
(ref. Sejersted m.fl.)
2.6. NORSK OLJEPOLITIKK
2.6.1. Politikk for en ny bransje
Norske politikere bestemte tidlig at den kommende oljeutbyggingen måtte komme hele fellesskapet til gode, og gi utvikling av norsk industri og næringsliv. Rettigheter til funn og økonomisk utnyttelse av disse ble strengt regulert i konsesjonsvilkårene til utenlandske selskaper som fikk lisens til å lete og utvinne olje og gass. Norske arbeidere, ingeniører, skipsverft og selskaper skulle arbeide sammen med mer erfarne utenlandske selskaper for å sikre overføring av teknologi ok kompetanse slik at næringen kunne videreutvikles i Norge. Et nytt stort kunnskapsfelt ble dyrket fram i Norge.
2.6.2. Oljetroll med tre hoder - Statoil, Hydro og Saga
Det ble bestemt at norske selskaper måtte utvikle en norsk oljebransje. Industrilokomotivet Norsk Hydro ble invitert med i oljeletingen fra starten i 1965. Staten startet selv oljeselskapet Statoil i 1972 og ga det i oppdrag å bli et fullt integrert oljeselskap så fort som mulig. Samme år gikk norske rederier og industriselskaper sammen om å opprette oljeselskapet Saga Petroleum. Navnet ble valgt fordi stifterne mente oljeperioden ville bli like viktig i norsk historie som vikingtiden.
Rundt år 2000 ønsket selskapene å samle kreftene for å stå sterkere i en global oljeindustri. Saga ble fusjonert med Hydro i 1999, og i 2007 ble Hydros olje- og gassvirksomhet fusjonert med Statoil.
2.6.3. Statoil – Norge i lære
Statens oljeselskap, Statoil, skulle bli en storaktør på alle områder i bransjen. Det skulle drive oljeleting, stå for produksjon av olje og gass, transport, foredling og markedsføring av petroleumsprodukter. Flertallet på Stortinget valgte ved alle viktige korsveier i oljepolitikken på 1970-tallet, å favorisere Statoil i forhold til andre norske oljeselskaper og de utenlandske selskapene.
Statoil fikk andeler i store felt på 1970-tallet. Amerikanske Mobil fikk operatøransvar for det gigantiske Statfjord-feltet, som kom i produksjon i 1979. I konsesjonen til Mobil het det at Statoil skulle læres opp som operatør i denne perioden. Statoil kunne dermed ta operatøransvar. I 1984 ble det også bestemt at Mobil måtte overføre operatøransvaret for Statfjord til Statoil fra 1987. Læretiden var over.
2.6.4. 10 oljebud
Et enstemmig Storting vedtok i juni 1971 grunnsteinene i den fremtidige oljepolitikken. Dette ble utformet 10 oljebud:
1. All virksomhet på norsk sokkel skulle foregå under nasjonal styring og kontroll.
2. Petroleumsfunnene skulle utnyttes slik at Norge ble selvforsynt med råolje.
3. Det skulle utvikles ny næringsvirksomhet med utgangspunkt i petroleum.
4. Ny oljeindustri måtte ta hensyn til eksisterende virksomhet og til natur- og miljøvern.
5. Brenning av gass på norsk sokkel kunne bare aksepteres for kortere perioder.
6. Petroleum fra norsk sokkel skulle som hovedregel ilandføres i Norge. Det kunne gjøres unntak for tilfeller hvor samfunnspolitiske hensyn ga grunnlag for en annen løsning.
7. Staten skulle engasjere seg på alle plan av oljevirksomheten. Myndighetene skulle dessuten medvirke til en samordning av norske interesser innenfor norsk petroleumsindustri og til oppbygging av et norsk integrert miljø med så vel nasjonalt som internasjonalt siktepunkt.
8. Det skulle opprettes et statlig oljeselskap til å ivareta statens forretningsmessige interesser. Selskapet burde ha et formålstjenlig samarbeid med innenlandske og utenlandske oljeinteresser.
9. Oljeutvinning nord for 62. breddegrad måtte foregå slik at den tilfredsstilte de særlige samfunnspolitiske forhold i landsdelen.
10. Norske petroleumsfunn i større omfang ville stille norsk utenrikspolitikk overfor nye utfordringer.
2.7. STAVANGER
2.7.1. Oljebyen Stavanger
De utenlandske oljeselskapene valgte å etablere seg i Stavanger da leteboringen startet i 1966. Vestlandsbyen lå nær kontinentet og hadde god flyplass. Frakt av proviant og utstyr fra forsyningsbasene til borefartøyene ute i Nordsjøen var lettvint.
Stavanger la også forholdene godt til rette for å sikre ny næringsvirksomhet i den gamle hermetikkbyen. Etter Ekofisk-funnet slo stadig nye olje- og serviceselskaper seg ned i Stavanger. Stortinget bestemte i 1972 at kontorene til Oljedirektoratet og Statoil også skulle legges dit. Stavanger ble landets oljehovedstad.
2.7.2. Andre oljebyer – Bergen, Trondheim, Harstad – Oslo?
Selv om Stavanger for de fleste står som oljehovedstaden, er olje- og gassindustrien landsomfattende. Bergen fikk store kontorer for Statoil og Hydro knyttet til drift av nye felt, det ble bygd kystbaser og landanlegg for ilandføring og raffinering. I Trondheim anla Statoil en stor forskningsavdeling for å utnytte nærheten til det teknologiske utdannings- og forskningsmiljøet i byen. Statoil anla også en stor driftsavdeling i Stjørdal for feltene på midt-norsk sokkel. Shell valgte Kristiansund for driften av Draugen, det første oljefeltet som kom i produksjon nord for den 62. breddegrad. Harstad ble tidlig utpekt som et nordnorsk senter for oljevirksomheten i nord. Også i Hammerfest er det etabler store driftsmiljøer for de første feltene som er kommet i produksjon i Barentshavet.
Hovedstadsregionen har også hatt en sentral plass i oljeeventyret med mange hovedkontorer og avdelinger. Ikke minst har verftsindustrien og mange høyteknologibedrifter i det som kalles ”Subsea Valley” spesialisert seg på teknologiutvikling for olje- og gassnæringen.
(Kan løses som Norgeskart med tags?)
2.8. OLJEFONDET
2.8.1. Oljefondet – Norges sparegris
Oljebransjens store produksjons- og prisvariasjoner har til tider også skapt vanskeligheter for norsk økonomi. For å motvirke problemene, ble det i 1983 foreslått å lage et oljefond. Fondet skulle sikre større jevnhet i Statens inntekter og utgifter. Fondsmidlene skulle investeres i utlandet for å redusere landets oljeavhengighet. Samtidig ville oljepengene bli spart til kommende generasjoner.
Oljefondet ble opprettet i 1991. I dag heter det Statens Pensjonsfond Utland. Ved inngangen til år 2000 var verdien av fondet 295 milliarder kroner. I 2014 passerte det 5000 milliarder kroner.
2.8.2. En handlingsregel mot dyre tider
Deler av oljeinntektene brukes også direkte for å styrke statsbudsjettet. Et bredt flertall av de politiske partiene på Stortinget ble i 2001 enige om å være forsiktige med bruken av oljeinntektene, og innførte den såkalte handlingsregelen. Denne sier at man bare skal bruke en liten del av inntektene til å styrke statsbudsjettet. Slik unngår man inflasjon – at alt blir så dyrt i Norge at man ikke får solgt norske varer og tjenester til utlandet eller at utlendinger som for eksempel turister ikke har råd til å handle i Norge.
2.9. NORWAY WITHOUT OIL?
2.9.1. Olje og gass dominerer norsk økonomi
Olje- og gassressursene på norsk sokkel har tilført landet enorme rikdommer. Det gikk ikke lang tid før Staten og vårt velferdssamfunn ble avhengig av inntektene fra oljevirksomheten. Allerede mot slutten av 1970-tallet var dette blitt den ledende sektoren i norsk økonomi.
Oljevirksomheten skaffet ikke bare inntekter i form av skatter og avgifter. Den skapte nye arbeidsplasser og yrkesgrupper både i Nordsjøen og på land. Store utbyggingsprosjekter ga oppdrag til en verftsindustri i krise og bidro til omstillinger innen norsk verkstedindustri. Dessuten ble olje og gass fra Nordsjøen viktige råstoffkilder for raffinerier og for nyetablert petrokjemisk industri.
2.9.2. Norges avhengighet av oljeinntekter og oljepris
Oljevirksomhetens andel av landet brutto nasjonalprodukt (BNP) økte fra 3 prosent i 1975 til nesten 20 prosent i 1980. Da oljeprisen falt fra over 30 dollar til under 10 dollar fatet i 1986, ble oljeinntektenes andel av BNP redusert til 9 prosent i 1988. I 1990-årene steg oljeinntektene igjen til rundt 15 prosent av BNP.
Etter 2000 har oljeprisene vært stabilt høye, og inntektene fra olje- og gassvirksomheten steget jevnt. Mellom 2007 og 2012 var andelen av BNP mellom 20 og 25%. Den direkte inntekten til statskassen var steget til over 300 milliarder kroner – over 25% av alle statens inntekter. I tillegg kommer alle indirekte virkninger av næringens virksomhet.
WORLD WITHOUT OIL?
Verdensøkonomien er tett forbundet med olje og gass som råvare og energibærer. Om tilgangen på olje og gass blir dårlig stiger prisene. Dette får store konsekvenser for industri, transportnæring i og forbrukere i hele verden.
3. Arbeid (Work pipe)
Olje og gass kan bare finnes og produseres ved hjelp av arbeidsinnsatsen fra tusenvis av mennesker i alle tenkelige jobber. 250 000 mennesker arbeider direkte eller indirekte i norsk olje- og gassnæring. Spennende utfordringer venter også for fremtidens arbeidstakere.
3.1. PIONERER
Det norske oljeeventyret hadde ikke vært mulig uten innsatsen fra pionerene som arbeidet på oljeriggene, under vann, på land i oljeselskapenes kontorer og i statlige kontorer hvor den norske oljepolitikken ble utformet og iverksatt.
Det var norske arbeidere, sjøfolk og dykkere, ingeniører, jurister og økonomer. Det var et stort antall amerikanske, franske, tyske og britiske arbeidere, ingeniører og arbeidsledere. Sammen utførte de det viktige arbeidet med å finne og utvinne norsk olje og gass. Dette var et stort pionerarbeid – ingen hadde gjort det tidligere. Mye hardt arbeid måtte utføres. Store summer måtte investeres. Nye teknologier og regelverk måtte utvikles gjennom kreativt samarbeid, kompetanse og praktisk erfaring.
3.1.1. Amerikanske tilstander
De første borefartøyene på norsk sokkel ble drevet av amerikanske boreentreprenører. Disse brakte med seg en særpreget og røff arbeidskultur. Arbeidslederne var amerikanske, mens de underordnede mannskapene var norske. Det oppsto en kulturkonflikt. Plattformene var rene mannsarbeidsplasser, og omgangsform og språkbruk var preget av kjefting, banning og utskjelling. Det var lett å få sparken – med eller uten grunn.
3.1.2. Sikkerhetsfokus
Arbeidstempoet var høyt på de første borefartøyene i Nordsjøen. Sikkerhet kom ikke alltid først. Sju dødsulykker og et stort antall skader mellom 1967 og 1971 viste at risikoen var mye høyere på borefartøyene enn i industrien på land.
Operatørselskapene la press på de innleide selskapene for å få dem til å bedre sikkerheten. Nye borekontrakter ble gitt til dem med lavest skadetall. På 1980-tallet og utover på 1990-tallet ble holdningene til sikkerhet for arbeiderne på boredekket endret.
Etter 1980 har ulykkesstatistikken gått svært mye ned. Sammenligner man yrkesgrupper over alle årene etter 1970 er oljebransjen en av de næringene med færrest arbeidsulykker og dødsfall.
3.1.3. Dykkernes innsats (testgrunnlag for digitalfortellinger)
Utbyggingen av alle nødvendige installasjoner på havbunnen i Nordsjøen hadde ikke vært mulig uten dykkerne. Dykkerne hadde mange arbeidsoppgaver. De kontrollerte bunnen før oljeplattformene ble satt på plass, og utførte ulike typer reparasjons- og vedlikeholdsoppgaver. De deltok i monteringen av store konstruksjoner, og drev med sveising og skjærebrenning. De hadde viktige oppgaver ved legging av rørledninger. På 1980-tallet var det flere hundre dykkere i virksomhet på norsk sokkel.
De fleste pionerdykkerne ble rekruttert blant marinedykkere. Det var unge og tøffe menn som var villige til å påta seg hard og farefullt arbeid, ofte under press fra oppdragsgivere med både tidsnød og pengenød. Erfaringene med langvarig arbeid under slike forhold var mangelfulle. Arbeidet var tungt og til dels svært farefylt. De første årene var det høye ulykkestall blant dykkerne. Dykkersyke var utbredt.
Etter 1990 ble dykkeraktiviteten kraftig redusert. Nye undervannsinstallasjoner ble konstruert slik at de i minst mulig grad skulle være avhengig av dykkeroperasjoner. Mye av reparasjons- og vedlikeholdsarbeidet på dypt vann utføres dessuten nå av fjernstyrte undervannsroboter (ROV).
Fortsatt trengs dykkere ved nye konstruksjoner, til inspeksjon, vedlikehold og reparasjonsarbeid. I 2001 la dykkerne ned 73 000 arbeidstimer på overflate- og metningsdykk på norsk sokkel.
3.1.4. Bakkemannskapet
Oljepionerene var ikke bare dem som arbeidet på plattformene. Viktig arbeid ble også utført av byråkrater i regjeringskontorene, planleggere i oljeselskapene og de mange som bygde opp en hel norsk oljeindustri både i store selskaper og i styrende organer som oljedirektorat og petroleumstilsyn.
3.2. ARBEIDSFROHOLD (WORKING CONDITIONS OFF-SHORE)
3.2.1. Roughnecks og roustabouts på boredekket
Boredekksarbeiderne på en borerigg ble kalt roughnecks, mens hjelpearbeiderne gikk under navnet roustabouts. En av de risikable arbeidsoppgavene som ble utført på boredekket var manuell tilkobling og frakobling av borerør. Borestrengen består av om lag ti meter lange sammenkoblede rør. Borestrengen roterer og nederst sitter borekronen. Etter hvert som borekronen blir drevet nedover må det skjøtes på med nye rør. Roughneckene festet store tenger for å stramme eller løsne rørene, og de slengte en kjetting rundt det øvre røret for å styre det på plass. I høyt arbeidstempo på glatte dekk tilsølt av boreslam, hendte det at roughnecker omkom fordi de fikk rør over seg eller kom i klem mellom rør. Andre fikk fingre revet av eller tenner knust ved bruk av tenger og kjettinger.
3.2.2. Tårnmannen
En av de farligste jobbene på boreriggene ble utført av tårnmannen, eller derrickmannen som han gjerne ble kalt. Tårnmannen hadde sin arbeidsplass på et monkeyboard – en liten plattform – 30 meter over boredekket. Jobben hans var å få på plass rør i et lagringsstativ under demontering av borestrengen og hente fram og styre rørene sammen med boredekksarbeiderne under montering. Håndteringen av rørene var et tungt og risikabelt arbeid. Sikringstau var nødvendig, både på grunn av høyden, og fordi tårnmannen ofte måtte lene seg langt ut fra monkeyboardet for å få rørene på plass.
3.2.3. Sikkerhetsfokus etter uhell
Arbeidet med å lage sikkerhetsforskrifter for oljevirksomheten kom i gang i 1965. Oljeselskapene fryktet detaljerte statlige reguleringer og hadde en rekke innsigelser underveis. Men myndighetene var kritiske til selskapenes virksomhet. Flere store ulykker på oljerigger rundt om i verden ga økt oppmerksomhet om sikkerhetsspørsmål.
Et alvorlig uhell på norsk sokkel i 1966 virket i samme retning. Borefartøyet Ocean Traveler holdt på å velte og besetningen måtte evakueres etter at plattformen var blitt påkjørt av et forsyningsskip. Sikkerhetsforskriftene for oljesektoren ble vedtatt i 1967. Med unntak av arbeidstidsreglene, ble ikke arbeidervernloven gjort gjeldende for oljesektoren.
3.2.4. Automatisering av arbeidet på boredekket
Utover på 1980-tallet foregikk det en gradvis mekanisering av arbeidsoperasjonene på boredekket. Arbeidet med å koble rør til og fra borestrengen var likevel fortsatt risikabelt, og skadetallet holdt seg høyt til tross for innføring av nye redskaper. Fra slutten av 1980-tallet ble det tatt i bruk utstyr for fjernstyrt håndtering av borerørene. Tårnmannen trengte ikke lenger å stå på monkeyboardet høyt oppe i boretårnet i all slags vær, men fikk arbeidsplass ved siden av boreren i borebua. Roughneckenes arbeid ble enklere og sikrere når arbeidet med å skru borerørene sammen og fra hverandre ble automatisert. Dermed gikk også antallet ulykker nedover.
3.3. UTDANNING OG KUNSNKAP
3.3.1. Kompetanseløft
Pionertiden i oljeindustrien ble fort avløst av en voldsom vekst i antall norske ansatte i utenlandske oljeselskaper med kontorer i Norge. De tre norske oljeselskapene Hydro, Statoil og Saga trengte også tusenvis av arbeidere, ingeniører og folk med universitetsutdannelse i naturfag som geologi og geofysikk.
Verftsindustrien og entreprenørfirmaene fikk store oppdrag med understell og plattformer, undervannsinstallasjoner og utstyr, og trengte også spesialkompetanse og bruk av gamle kunnskaper på nye felt.
I 1970-årene fikk de første ingeniørskolene egne petroleumslinjer. Den tekniske høyskolen i Trondheim, dagens NTNU, flyttet sine bergingeniørstudenter over fra tradisjonell gruvevirksomhet til den nye oljeindustrien. Studentene på bygg- og skipslinjene fikk spesialisere seg i oljerelatert teknologi.
(Yrkesgrupper – offshore og onshore, se eget dokument)
3.4. 1980 SIKKERHET FØRST (SAFETY FIRST)
3.4. 1. Alexander Kielland-ulykken
Den 27. mars 1980 kl. 18.30 kantret oljeplattformen «Alexander Kielland» på Edda-feltet i Ekofisk-området. I sterk vind røk en av ankerkjettingene, og i rask rekkefølge ga dette alvorlige følger. Til slutt brøt ett av plattformens fem bein tvert av. Plattformen fikk sterk slagside med det samme, før den til slutt veltet helt rundt rett før kl. 19. «Alexander Kielland» ble brukt som bolig og det var 212 mennesker om bord. 123 av dem omkom. Det var en av de verste ulykkene i norsk historie.
Ulykken førte til nye og skjerpede krav til borefartøyer. Byggeprosessen for slike fartøyer og ettermontering av utstyr skulle kontrolleres atskillig grundigere enn før. Ulykken førte også til bedre rutiner for beredskap og redningsutstyr på plattformene og i området omkring. Det ble også innført strengere krav om opplæring og realistiske øvelser i evakuering.
3.5. LIVET PÅ EN PLATTFORM (LIFE ON A PLATFORM)
Livet på en plattform er en veksling mellom 12-14 timer på vakt og frivakt med søvn, mat og fritidssysler. Selv om mange av de faste installasjonene i Nordsjøen er rundt 40 år gamle, har de fleste god komfort på lugarer, godt tilbud av fritidsaktiviteter og mye god mat.
3.5.1. En offshorearbeider på rotasjon
Når det er tid for å mønstre på til vaktukene i turnusen, drar offshorearbeiderne til nærmeste flyplass som har helikopterterminal for offshoreflyvninger. De fleste flys fra Stavanger eller Bergen til plattformen i Nordsjøen eller Norskehavet på en tur som gjerne tar en time.
På plattformen sjekker offshorearbeideren inn og får utdelt vernestøvler, hjelm, vernebriller, hansker og kjeledress. Er det første gang blir det gitt en grundig omvisning og innføring i sikkerhetsrutiner. Så får man sin egen lugar med seng, bad, TV, internett og gratis telefon.
Når offshorearbeiderne har frivakt er det mat og søvn og kanskje litt fritidssysler som gjelder. Kaffepauser og måltider er viktige trivselsfaktorer og det legges mye ned i å gi offshorearbeiderne et godt og variert tilbud av mat. Ellers finnes det som regel kino, treningsstudio, badstue, bordtennis, biljardbord, dataspill etc. Noen fisker fra dekk eller arrangerer turmarsjer på plattformenes gangsoner dersom været tillater det.
3.5.2. Nordsjø-turnusen – noe for deg?
Det er til enhver tid over 5000 mennesker på jobb på plattformer og skip på norsk sokkel. Tre ganger så mange er med for å få ”Nordsjø-turnusen” til å gå opp: To uker med lange arbeidsdager på jobb på plattformen, avløst av tre eller fire uker helt fri hjemme. For mange er dette en fin måte å arbeide på som gjør det mulig å kombinere arbeid og lengre perioder med fritid som for eksempel gjør det mulig å reise mer eller dyrke friluftsliv og hobbyer.
3.6. SIKKERHETSKULTUR
3.6.1. Sikkerhetskultur
Spiller det en rolle om du bruker sykkelhjelm på fritiden, har på vernesko når du klipper gress eller hvilken vei du parkerer bilen? Sikkerhet handler om planlegging, utstyr og beskyttelse. Det handler også om holdning og kultur hos alle som jobber i bransjen – både på jobb og i fritiden. Er du en sikkerhetsagent? (Test)
3.6.2. Sikkerhetsopplæring
Alle som jobber offshore får grundig sikkerhetsopplæring som også inneholder spennende øvelser som evakueringslabyrint, helikoptervelt med evakuering under vann og test av stuplivbåt. Realistisk trening på å takle en nødsituasjon øker sikkerheten.
(Bildetekster)
3.7. HIGH-TECH
Dagens olje og gassindustri er full av spennende utfordringer i alle deler av industrien. De aller fleste jobber på land. Arbeidsforholdene på plattformene er også helt annerledes enn i pionertiden. De farligste arbeidsoppgavene har blitt overtatt av maskiner, og sikkerhetsfokuset er høyt i alle ledd.
3.7. 1. I trygg avstand til boredekket
Den hurtigroterende borestrengen må skjøtes sammen på boredekket etter hvert som brønnen blir dypere og dypere. Når strengen skal opp igjen må den demonteres lengde for lengde. Arbeidet kontrolleres fra borebua. Tekniske hjelpemidler på dekk griper fatt i rørene, skrur dem løs, heiser dem på plass og sørger for at farlig manuell håndtering kan unngås.
Fremtidens boredekk kan bli enda mer automatisert. Flere oljeselskap samarbeider om å utvikle en borerigg som kan bore mer uavbrutt, Continuous Motion Rig. Skjøtingen av borestrengen foregår ved hjelp av robotarmen mens boret arbeider.
(illustrasjon fra borebu / film av operasjon / animasjon Continuous Motion Rig)
3.7. 2. På jobb i en virtuell virkelighet
Avansert datateknologi og grafisk produksjon som også brukes i dataspill brukes i planlegging av mange typer arbeid i olje- og gass-næringen.
Med 3D-briller på nesen orienterer geologer og boreingeniører seg gjennom detaljerte 3D-modeller av berggrunnen, tegnet med bakgrunn i data fra de seismiske undersøkelsene. Slik kan de planlegge den beste måten å bore en brønn.
3.7. 3. Fjernstyrt på havets bunn
Med to joysticker og et stort bryterpanel styrer en ROV-operatør en mini-ubåt (ROV) mange hundre meter under vann. Med gripearm og annet utstyr kan miniubåten brukes til å montere eller skifte ut deler på undervannsinstallasjoner, inspisere og kontrollere.
(Illustrasjon / film ROV, inspeksjonsfilm / operatørfilm)
3.7. 4. Med borebua i Oslo?
Fremtidens feltutbygginger blir trolig dominert av undervannsinstallasjoner som er fjernstyrt fra land. I prinsippet kan et felt like gjerne kontrolleres fra en operasjonssentral på Østlandet som på en installasjon til havs, eller ved kysten nær feltet. Det vil fortsatt være bruk for servicefartøyer som kan rykke ut dersom fysisk arbeid kreves.
(Illustrasjon fra kontrollrom)
3.8. WE WANT YOU
3.8.1. Fremtidens oljearbeidere
Norsk olje og gassnæring trenger tusenvis av nye ansatte i årene som kommer. Ingeniører, økonomer, geologer og mange andre faggrupper trengs for å finne kreative løsninger på nye utfordringer som verdens energimarked står ovenfor.
Olje- og gassindustriens kvinner og menn har kunnskap og kompetanse i verdensklasse. Dette er avgjørende også for å finne nye løsninger og være med å utvikle norsk teknologi og industri både i og utenfor olje- og gass.
3.9. COMPANIES
3.9.1. Underentreprenører og serviceselskaper
Den internasjonale oljeindustrien har tradisjon for å benytte seg av et nettverk av underentreprenører, som leies inn til å utføre et mangfold av oppgaver. Boreentreprenører leies inn for å bore brønner. Egne selskaper har spesialisert seg på levering av riktig boreslam, brønnlogging, sementering av brønner eller levering av riktig type borekroner. Forsyningsskip frakter mat og utstyr. Cateringselskaper tilbereder maten, vasker opp, gjør rent på lugaren og sørger for rent sengetøy.
Ved utbygging av faste installasjoner blir moduler til plattformer kjøpt fra mekaniske verksteder i Norge og utlandet. Det finnes en hel underskog av firmaer som utfører tjenester med spesialfartøyer. Løftefartøyer sørger for at moduler på flere tusen tonn heises på plass ute i havet, og fjerner dem igjen når produksjonen er avsluttet. Dykkerselskaper står for installasjon og vedlikehold av utstyr på havbunnen. Rørleggingsfartøyer legger tusenvis av kilometer med rørledninger.
3.9.2. Olje i alle fylker
Det er vanlig å regne med at olje- og gassnæringen gir arbeid til 250 000 i Norge i selskaper som er direkte knyttet til industrien eller som har hoveddelen av sin leveranse knyttet til den. Dette er nesten 10% av alle ansatte i privat næringsliv. Det er leverandørindustrier i alle fylker som har store leveranser til olje- og gassnæringen.
I alle fylker bor det folk som jobber offshore. Flest er det i Rogaland og Hordaland, men selv i de fylkene med færrest offshorarbeidere, Finnmark, Oppland og Hedmark, er det nesten hundre mennesker som jobber på plattform.
4. Teknologiløft og industribygging (Tech pipe)
Olje- og gassproduksjon er avhengig av avansert teknologi. Leting, boring og produksjon krever alle sine teknologier. Utviklingen av norsk olje- og gassnæring ga et stort løft for industrien, med bygging av plattformer, undervannsinstallasjoner, rørledninger og skip. Ny teknologi utvikles stadig for å finne nye felt, forbedre produksjonen, minske kostnader, redusere utslipp og farlig arbeid, eller utnytte mer av reservene.
4.1. DRILLING
4.1.1. Boring
For å finne olje og gass bores det ned i undergrunnen, ofte flere tusen meter. Rotasjonsboring er den mest effektive metoden. Borestrengen er et rør som normalt har en diameter på 14 cm. Den består av lengder på 9-10 meter, som skjøtes sammen etter hvert som boret trenger ned gjennom berglagene. Borestrengen drives rundt av en kraftig motor som er festet til den øvre enden av strengen, på plattformen. I den andre enden, rett foran borekronen, er det plassert ekstra tunge rør, som sørger for riktig vekt på borekronen.
4.1.2. Borekroner
Det finnes mange typer borekroner. Boreingeniørene velger type etter hvilken bergart det skal bores i. Den vanligste typen ”tricone bit” fungerer som en meisel, som slår løs stykker av bergarten. Den andre vanlige typen er PDC-bor som skraper av det øverste laget av bergarten når borekronen roterer.
For hver omdreining arbeider borekronen seg lenger ned i berglagene. En borekrone varer ikke evig. Den kan slites ut etter noen få meters boring eller den kan vare i flere hundre meter. Hardheten i berglagene det bores i og vekten på boret avgjør det. Når borekronen må skiftes må hele borestrengen løftes og skrus fra hverandre igjen.
4.1.3. Brønnåpning, fôringsrør, sikkerhetsventiler og juletrær
Arbeidet med en brønn på havbunnen startes ved at det bores et hull med en ”hullåpner", en stor borekrone med diameter mellom 75-90 cm. Dette boret trekkes opp etter ca 100 meter. Brønnåpningen forsterkes med et fôringsrør som sementeres fast for å få et godt fundament. Deretter bores det videre med en mindre borekrone med en diameter på 26 tommer.
Når neste lengde har kommet ned til mellom 400 og 900 meter i grunnen sementeres det fast et foringsrør hele veien tilbake til brønnåpningen og videre opp til noen meter over havbunnen. Dette er brønnhodet.
Før brønnen bores videre med en enda mindre borekrone, blir det festet en sikkerhetsventil (BOP – blow-out preventer) til brønnhodet. BOP’en kan stenges av boresjefen fra plattformen hvis det blir problemer i den videre boringen.
Når brønnen er ferdig erstattes BOPen med et permanent ”juletre” – en mer avansert havbunnsinstallasjon som brukes til å kontrollere brønnen og styre strømmen av olje og gass som presses opp fra reservoaret.
4.1.4. Borestreng
Stålrørene som forbinder borekronen og boreplattformen kalles borestreng. Hver rørlengde er vanligvis rundt 10 meter. Borestrengen roterer og er også ledningsrør for boreslammet under boringen.
I brønner med en dybde mellom 3 og 5 km, blir borekronen skiftet ut 10 ganger eller mer. Når borekronen skal skiftes, må borestrengen trekkes ut av borehullet. Det er tidkrevende og kostbart å ta opp en borestreng på flere kilometer til boredekket for å skifte borekrone.
4.1.5. Boreslam og kaks
Boreslam (mud) består av leire, kjemikalier, olje og vann. Under boring pumpes slammet ned gjennom borestrengen og ut gjennom borekronen. På veien opp til overflaten tar slammet med grus og steinbiter (kaks) fra boringen. Geologene analyserer hele tiden borekaksen for å se hva slags berglag boret befinner seg i.
Mudloggere og mudingeniører overvåker boreslammet nøye og endrer miksen hele tiden. Dette er viktig fordi trykket i brønnen endres etter hvert som boret kommer dypere. Feil miks kan i verste fall føre til ukontrollert utblåsning – ”blow-out”.
Det er i de senere år blitt tatt i bruk vannbasert boreslam. Bruken av kjemikalier er også utviklet slik at skadelige utslipp blir mindre. Tidligere ble borekaksen dumpet på havbunnen. I dag blir den fraktet til land for deponering.
4.1.6. Logging av borehullet
Før foringsrøret settes ned, blir borehullet logget. Dette gjøres enten mens en borer (LWD = Logging While Drilling) eller ved at spesielle måleinstrumenter festes til en kabel og senkes i borehullet (Wireline logging). Sonder med forskjellige måleinstrumenter senkes ned til bunnen av hullet for deretter å bli trukket sakte opp mens det blir foretatt registrering av bergartenes fysiske egenskaper. Noen av de viktigste måleinstrumentene i loggen er:
Resitivitetslogg - måler om bergartens porer inneholder olje eller gass.
Gammalogg - registrerer naturlig gammastråling fra bergartene. Skiller mellom sandstein, kalkstein og skifer.
Sonisk logg - gir beskjed om hvor raskt lyden beveger seg gjennom bergartene og gir informasjon om porøsitet.
Tetthetslogg - registrerer bergartens tetthet.
Caliper logg - måler hullets diameter.
Gjenstandstekst:
Loggeinstrumentet du ser her er et “RFT-tool” (Repeat Formation Tester). Verktøyet måler trykket i reservoarlagene. Det kan også samle olje, gass eller vann fra lagene i små prøveflasker som blir med til overflaten.
4.1.7. Boring i alle retninger
En lang borestreng er bøyelig. Selv om den roterer kan den styres slik at den går fra et loddrett løp ned fra plattformen til en horisontal bane som gjør at man kan treffe lommer med olje og gass mange kilometer unna boreplattformen. Avansert teknologi brukes til å styre boret slik at man kan følge en planlagt bane gjennom berggrunnen.
AutoTrak: Den utstilte boremaskinen er den delen som sitter fremst i borestrengen, og er spesialutviklet for å kunne styre og skifte retning på borestrengen uten å stanse opp. Dette har redusert borekostnadene betydelig.
Utkast til en historie / anekdote som kanskje kan legges i en egen boks:
Den første AutoTrak-brønnen: I mai 1997 var spenningen stor i borebua på Statfjord C. En ny boremaskin 3d styreverktøy og måleverktøy var under utprøving.
Drilleren fra Smedvig satt ved spakene, og to ingeniører fra leverandøren Baker Hughes fulgte nøye med på datastrømmen som kom opp fra dypet. Iblant programmerte de inn nye kommandoer til datahjernen i den andre enden av borestrengen, 3000 meter unna.
I land på Statoils hovedkontor på Forus satt de som hadde bestilt brønnen og den nye boremaskinen og fulgte spent med. To tidligere forsøk hadde gått dårlig. Nå var det siste forsøk.
Klokken 17.35 rapporterte MWD-ingeniøren fra Baker om en viktig forandring: Innholdet i det som kom opp fra dypet tydet på at de hadde nådd frem til reservoaret! Posisjonsmålingene tydet på at de hadde kommet frem nøyaktig dit de skulle. De lå 12 dager foran programmet. For Statoil betydde dette flere titalls millioner kroner spart!
4.2. RIGGER OG PLATTFORMER (OIL RIGS)
For å drive virksomheten til havs trengs mange installasjoner – flytende plattformer, boreskip, plattformer som står fast på havbunnen eller konstruksjoner som står på havbunnen, usynlig fra overflaten.
4.2.1. Oljeeventyr for norsk skipsbyggingsindustri
Norske verft fikk store oppdrag for oljeindustrien – akkurat da de trengte det som mest. Oljekrisen i 1973 førte til kollaps i verdens tankmarked, og norske verft mistet milliarder i bestillinger av skip.
Nye bestillinger til oljeindustrien kom dels fordi det var et krav fra myndighetene at de som fikk tillatelse til å lete etter olje skulle gi oppdrag til norsk industri når de trengte ustyr.
Like viktig var det at norske verft hadde solid kompetanse og erfaring i å bygge fartøyer for norske farvann. Eiere, ledere, ingeniører, konstruktører og arbeidere viste seg også å være innovative og omstillingsdyktige når det trengtes helt nye løsninger for å møte de nye utfordringene i Nordsjøen.
4.2.2. Oljerigger i generasjoner
De første flytende oljeriggene kom til Nordsjøen midt på 1960-tallet. De var konstruert for enklere og grunnere farvann. Nye generasjoner måtte utvikles for bruk på norsk sokkel.
Halvt nedsenkbare plattformer kalles annen generasjons borefartøyer. Akers H3 ble i 1974 en industristandard. Den hadde åtte bein fordelt på to pontonger.
Kravene til oljerigger ble skjerpet etter "Alexander Kielland"-ulykken våren 1980. Samme år begynte leteboringen utenfor Nord-Norge. Det ble etterspørsel etter fartøyer som kunne bore på dypere vann og i arktiske strøk hele året.
Sjette generasjons borerigger er konstruert for store havdyp og kan bore brønner på 12 kilometer. De tåler tøffe værforhold i nordlige farvann, har store dekk, plass til hundrevis av arbeidere, og tilfredsstiller stadig tøffere krav til sikkerhet.
(Foto: Aker Barents, Deepsea Atlantic)
4.2.3. Havets skyskrapere - Condeep
Faste oljeplattformer står på understell på havbunnen. Før 1970 hadde alle plattformer understell av stål.
Flere ledene norske byggentreprenører etablerte selskapet Norwegian Contractors (NC) i 1970, og gikk nye veier ved å introdusere konstruksjoner av betong. Erfaringer fra bygging av høyhus, broer og demninger ble overført til oljeplattformer.
Betongunderstellet Condeep ble utviklet fra en enkel skisse på en serviett. Designet fikk sitt gjennombrudd sommeren 1973 da NC og Aker fikk kontrakt på to plattformer for britisk side av Nordsjøen, Beryl A og Brent B.
De i alt 17 Condeep-plattformene regnes ofte som Norges viktigste bidrag til offshore-industrien, og er for mange selve symbolet på oljevirksomheten i Nordsjøen. På 1990-tallet ble Condeep utkonkurrert av billigere stålløsninger og mer avanserte undervannsløsninger. Undervannsinstallasjoner gjør i dag at nye olje- og gassfelt kan drives uten synlige konstruksjoner over havoverflaten.
4.2.3. Understell til produksjonsplattformer fra Norwegian Contractors
(Bildetekst)
Vanndyp Levert
Ekofisktanken 70 m Phillips, 1973
Frigg CDP1 104 m Total, 1975
Beryl A Condeep 120 m Mobil, 1975
Brent B Condeep 140 m Shell, 1975
Brent D Condeep 140 m Shell, 1976
Frigg TCP2 Condeep 104 m Elf, 1977
Statfjord A Condeep 146 m Mobil, 1977
Statfjord B Condeep 146 m Mobil, 1981
Statfjord C Condeep 146 m Mobil, 1984
Gullfaks A Condeep 135 m Statoil, 1986
Gullfaks B Condeep 142 m Statoil, 1987
Oseberg A Condeep 109 m Norsk Hydro, 1988
Gullfaks C Condeep 216 m Statoil, 1989
Draugen Condeep 251 m Shell, 1993
Sleipner A Condeep 82 m Statoil, Betongunderstellet sank i Gandsfjorden den 23. august 1991. Nytt understell ble plassert på feltet i 1993
Troll A Condeep 303 m Norske Shell, 1995
Heidrun TLP 350 m Conoco, 1995
4.2.4. Ingeniørbragd og hardt arbeid på "gliden"
Konstruksjonen av Condeep var en dristig ingeniørbragd. Prinsippet er en stor betongsokkel av runde celler som brukes som lagertanker for olje, og gir en tung og stabil såle på havbunnen. Fra sokkelen går skaft opp til 40 meter over havoverflaten, og på toppen plasseres selve plattformdekket med boretårn, prosessanlegg og boligkvarter.
Produksjonen av betongunderstellet var avhengig av hardt arbeid på "gliden". Det ble lagd en stor byggeplass for Condeep i Hinnavågen utenfor Stavanger. Byggingen startet på land og fortsatte på dypere vann utenfor vågen i Gandsfjorden etter hvert som plattformen ble høyere.
I den mest hektiske perioden ble betongcellene og skaftene støpt kontinuerlig med glidestøping. Forskalingen ble hevet ca. 1,5 cm. hvert kvarter ved hjelp av hydrauliske jekker.
Rundt tusen mann arbeidet døgnet rundt med å binde armeringsjern og kjøre betong i trillebårer ut til forskalingsrammen. Barn i Rogaland likte å skryte av at ”far min jobber på gliden”. Om sommeren tjente studenter gode penger på noen ukers slit på "gliden".
(Foto: Betongkjøring på gliden, serviett med condeepskisse (?))
4.2.5. Utrangerte installasjoner
(Bildetekst? Film fra riving)
Norske oljeinstallasjoner har stått for vær og vind i Nordsjøen i opptil 40 år eller mer. Mange installasjoner er byttet ut med nye. Den opprinnelige Ekofisk-tanken står snart under vann, og mange av Ekofiskplattformene er byttet ut med nye. Plattformen på Odin-feltet var den første installasjonen som ble fjernet i sin helhet. Frigg er det bare understellene igjen av. Snart vil også Statfjord-plattformene være utrangert. Hva skjer med oljeplattformene når de er ferdig med jobben? Blir de kulturminner?
Fysisk bevaring av plattformer er lite hensiktsmessig. Det meste av de fysiske konstruksjonene blir derfor demontert og gjenvunnet. Oljemuseet i Stavanger behandler likevel hele oljefelt som kulturminner. Dokumentasjon i form av bilder, filmer, tegninger, produksjonsdata og intervjuer med dem som har arbeidet der samles inn og bevares for ettertiden. Du kan utforske kulturminnene på nettet:
www.kulturminneekofisk.no (QR)
www.kulturminnestatfjord.no (QR)
www.kulturminnefrigg.no (QR)
4.3. YARDS (riggbyggen)
4.3.1. Fra skip til oljeinstallasjoner – og skip
Norske skipsverft var blant verdens ledende. De fleste norske kystbyer hadde skipsverft sentralt plassert ved havnen. Oljeutbyggingen på 1970-tallet ga nye store oppdrag i en tid hvor tradisjonelle skipsverft i Norge møtte hardere internasjonal konkurranse om passasjer- og lasteskip.
Midt i Oslo lå Akers Mek., og store oljerigger tegnet seg mot himmelen i hovedstaden. Gamle skipsverft langs kysten ble omstilt til å bygge oljeinstallasjoner eller supplybåter. Nye store verft tilpasset offshore kom til.
De store plattformene i Nordsjøen er bygd i moduler. Ulike verft i Norge og andre land fikk delkontrakter på byggingen. Ferdige moduler ble fraktet til hovedbyggplassen og montert på plass før plattformen ble slept ut på feltet.
4.4. 1995 BIG STUFF & HIGH TECH
Et stort høydepunkt i norsk oljehistorie var da Troll-plattformen ble slept på plass i 1995.
4.4.1. Med centimeters marginer
Onsdag 25. januar 1995, vindstille, rundt null grader. Perfekt vær i Yrkefjorden for den store operasjonen sivilingeniør Anne Mürer og hennes team på 100 i Norwegian Contractors hadde forberedt til minste detalj. Nå holdt de nesten pusten mens de store lekterne med hele det gigantiske dekket til Troll A ble slept på plass. Bare de siste seks meterne av verdens høyeste plattformunderstell stakk opp over den stille vannflaten.
Onsdag kveld var vekten av dekket overført fra lekterne til understellet, og pumpene satte i gang å lense ut vann fra de lange skaftene slik at hele byggverket reiste seg sakte til det fredag hevet seg 30 meter over fjorden. Da kunne Anne Mürer og resten av teamet ta velfortjent helgefri og vente på neste etappe som skulle starte i mai: Slepingen av det gigantiske byggverket fra Haugalandet til Troll-feltet, 80 kilometer ut i havet fra Bergen.
4.4.2. Troll - århundrets norske ingeniørbragd
I 1995 ble Troll A-plattformen slept ut fra byggeplassen til sin produksjonsplass på Troll-feltet, 80 kilometer nordvest for Bergen på 300 meters havdyp. Plattformen var på plass 17. mai. Med sine 472 meter var Troll A det høyeste byggverket som noen gang var blitt flyttet av mennesker. Ved utsleping veide den 1,2 millioner tonn. Det gikk med 245 000 m3 betong og 100 000 tonn armeringsstål under byggingen - tilsvarende 15 Eiffel-tårn.
Det tok fire år å bygge det gigantiske betongunderstellet til plattformen. På det meste var over to tusen mennesker engasjert i byggingen. Da Troll A ble slept ut på feltet i 1995, markerte den et høydepunkt i Condeep-historien. De store betongkonstruksjonene hadde dominert norsk oljeutbygging siden 1970-tallet.
Etter Troll tok ingeniørbragdene nye vendinger mot mer avanserte undervannsinstallasjoner som minsket behovet for gigantplattformene.
4.5. SUBSEA
Det å operere dagens og morgendagens olje- og gassfelt minner mer om å drive en base på en annen planet enn å bore huller i Nordsjøen. Fremtidens olje og gass finnes på dypere havdyp. Avansert produksjonsutstyr plasseres på havbunnen. Krav til teknisk utstyr, styring, kontroll og vedlikehold har endret seg.
4.5. 1. Romfartsteknologi fra havbunnen
Hvorfor etablerte NASA-partneren Mars Institute seg i Stavanger? Svaret ligger i teknologikompetansen som oljeindustrien har bygd opp i byen.
I de neste tiårene skal vår naboplanet Mars utforskes enda grundigere med bl.a. seismiske undersøkelser og prøveboring. Den erfaringen som bygges opp i oljeindustrien på robotsystemer for boring på store dyp og i arktiske strøk vil ha stor overføringsverdi. Fjernstyring av avanserte operasjoner er én side. Utviklingen av avanserte robotsystemer som gjør verktøyet i slike operasjoner mer selvgående og i stand til å løse akutte problemer på egen hånd er kanskje det mest spennende.
(Eksempel)
4.5. 2. Robotoperasjoner
Fjernstyrte operasjoner på store dyp har blitt dagligdags i oljeindustrien. Mini-ubåter inspiserer og reparerer, styrt av operatører på skip eller land. Produksjonsanlegg, ventiler og bunninstallasjoner overvåkes og fjernstyres fra store kontrollrom.
Robot-teknologien man utvikler for oljeindustrien er mer enn fjernstyrte verktøy eller programmerte industriroboter. Det arbeides med mer selvstyrte og intelligente systemer som kan utføre avanserte operasjoner, bruke sensorer til å orientere seg i ukjent terreng og løse oppgaver som ikke er planlagt ved hjelp av avanserte programmer og stor regnekraft.
http://www.statoil.com/no/NewsAndMedia/News/2012/Pages/13Sep_hottap.aspx
4.5. 3. Snøhvit – felt uten plattform
Utbyggingen av gassfelter i Barentshavet vil høste store fordeler av å kun bruke undervannsinstallasjoner. Værhardt og kaldt klima over havet merkes ikke på den temperaturstabile havbunnen.
Snøhvitfeltet utenfor Hammerfest var på mange måter en banebrytende feltutbygging. I dag når feltet er i drift er det ingen synlige installasjoner på feltet. Bare på havbunnen er det produksjonsinstallasjoner som tar imot strømmen fra brønnene og sender dem til landanlegget på Melkøya for prosessering og videre transport til markedet.
En viktig forutsetning for dette var utviklingen av såkalt flerfaseteknologi. Dette innebærer at en en strøm av gass og vann fra en brønn kan transporteres helt til land for behandling. For Snøvit er dette et transport på 142 kilometer inn til Melkøya ved Hammerfest, der prosessanlegget ligger.
http://www.statoil.com/no/OurOperations/pipelines/Documents/veien_til_lng_norsk_enkel.swf
4.5. 4. Undervannsfabrikk
Installasjoner på havbunnen er nødvendig i all oljeboring. Det enkleste er nødvendige sikkerhetsventiler på brønnhodet under boring, og ulike ventiler på brønnholdet i produksjonsfasen. Brønnhodeventiler styres fra plattformen på land. Installasjon og vedlikehold gjøres av dykkere eller fjernstyrt med mini-ubåt.
Fremtidens undervannsinstallasjoner på brønnhodene vil være mer som undervannsfabrikker enn enkle ventiler. Prosesser som i dag utføres på oljeplattformene, som å rense det som kommer opp fra brønnen og skille vann, olje, gass, sand og grus og annen forurensing, komprimere gass, sprøyte gass eller væske ned i reservoarene osv, foregår i større og større grad i utstyr på havbunnen. Brønnhodeventilene har blitt til undervannsfabrikker.
– Jeg vil ikke pensjonere meg før vi har på plass en komplett undervannsfabrikk med separasjon og kompresjon på havbunnen. Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring i Statoil
Bilde: Åsgard gasskompresjon, Mikkel og Midgard; fabrikk på størrelse med fotballbane bygges i Egersund. Ferdig i 2015.
http://www.statoil.com/no/NewsAndMedia/PressRoom/PressKitAsgardCompression/Pages/default.aspx
4.5.5. Flerfaseteknologi – an av våre viktigste oppfinnelser?
En viktig forutsetning for mange av de smarte løsningene som dominerer moderne utbygging av olje- og gass-felt, særlig på store havdyp, er at det går an å transportere både olje, gass og vann i samme rør.
Oljeselskapene og flere forskningsmiljøer gikk tidlig på 1990-tallet sammen om å utvikle systemer for flerfaseteknologi. Først og fremst handlet dette om å få kunnskaper om hvordan en blanding av væske og gass ville oppføre seg under transport i en lang rørledning. Simulatorprogrammer, modellforsøk og utbygginger i full skala gjorde at Norge fikk en ledende posisjon i verdensmarkedet på slik teknologi.
4.6. DISTRIBUTION
Transport av olje og gass fra feltene til havs og frem til markedene har gitt noen av våre største tekniske systemer og ingeniørbragder. Bestemmelsen i Stortinget om at norsk olje og gass skulle føres i land i Norge krevde store transportsystemer. Det er lagt over 10 000 kilometer med olje- og gassrørledninger på norsk sokkel.
4.6.1. Rørledningene – våre motorveier til Europa
22 rørledninger på til sammen over 8000 kilometer sørger for at norsk gass strømmer til markedene i Europa. Hoveddelen går innom terminaler i Norge. De største er på Kårstø og Kollsnes. Her blir gassen renset og skilt i v�
Oversettelse - English 0: Oil and Gas
(Introduction to the exhibition)
Our exhibition entitled Oil and Gas tells the story of Norway’s oil adventure. It only took about ten years after oil was first discovered on the Ekofisk field in 1969 until oil and gas became Norway's most important industry. There are about 250 000 jobs currently associated with this industry. Oil and gas represent half of Norway’s export value and one-fourth of the nation’s income. Norway has been extracting oil for production for some time now, but half of the nation’s oil is still waiting below the sea floor in undiscovered deposits. Oil and gas will therefore continue to play an important industrial and economic role in Norway’s future and as a source of global energy.
Norway’s oil adventure began in the 1960s. Ekofisk is the name of the first major field that was discovered in the autumn of 1969 after many years of exploration. New deposits were found later as the nation’s oil and gas industry grew in a period of ten years to become the most important national source of income. The development and construction of oil and gas fields at sea created massive projects that spawned jobs and income for tens of thousands of workers. The sale of oil and gas brought enormous earnings to private companies and to the nation as a whole. Norway was slowly becoming one of the world’s richest countries.
1. SEARCH AND FIND
Oil was first discovered off the coast of Norway on the Ekofisk oil field in 1969 after many years of searching. The exploration for oil and gas requires the right drilling equipment and knowledge about where to look. New knowledge and technology allow us to continue locating deposits that are just as significant as the deposits found in 1969.
1.1 THE FORMATION OF OIL AND GAS – JURASSIC SUNLIGHT
1.1.1 Oil and gas – plants and animals from millions of years ago
What we today call oil and gas comes from the remains of plants and animals that died millions of years ago. We are able to extract heat energy now because these organisms absorbed solar energy long ago. Most of the oil and gas found in Norway hides in rock formations from the Jurassic and Triassic periods. That was 150-250 million years ago!
It took millions of years for the plants, algae, micro-organisms and other organic materials to sink into mud on the sea floor and form layer upon layer of clay formations. Earthquakes and volcanoes forced this organic material deeper into rock formations. Pressure, temperature and lots of time were essential to change the remains of plants and animals into oil and gas.
These remains formed organic compounds made of hydrogen and carbon, known as hydrocarbons.
1.2 GEOLOGY
1.2.1 Three kinds of rock
Geologists have to find three kinds of rock in the same area if they want to discover oil or gas. Source rock contains traces of plants and animals that have turned into oil and gas. Reservoir rock is a permeable subsurface rock with space to hold the oil and gas in the same way as a sponge holds water. Seal rock or cap rock is hard rock that keeps the oil and gas in its place inside the reservoir. If these three types of rock are found in a bedrock formation there is a good chance of finding oil or gas down there.
Brain-teaser: What do you think happens to an oil deposit if there is no hard rock on top of it to act as a cap?
1.3 FIRST FINDINGS - 1969
1.3.1 The first great discovery
A man named Ståle Salvesen was working late one night in October 1969 on the drill floor of the Ocean Viking drilling platform. He was watching drilling mud ooze out of the deck just as he had been doing for two years now after participating in the drilling of 32 dry holes so far. Some of these holes did show traces of oil and gas but not in quantities that would justify further production. But that night he saw something yellow streaming out of the mud and he noticed how it smelled kind of funny. Ståle and his partner decided to wake their short-tempered drilling supervisor that night, an American who worked for Phillips by the name of Ed Seaborn. Ed was not happy about getting out of bed in the middle of the night, but his annoyance soon turned to joy as he wandered onto the drill floor in his pyjamas and slippers: They finally found a giant deposit of oil! That was the night the Ekofisk field was discovered, which continues to be one of Norway’s biggest and most important sources of oil.
1.3.2 A Viking from Oslo
Ocean Viking was an search rig constructed at Akers Mekaniske Verksted, which produced mechanical equipment and ships in the heart of what is now the Aker Brygge wharf and shopping centre in downtown Oslo. Phillips Petroleum was the name of the oil company that was licensed to do exploration drilling in the North Sea, and it needed its own drilling rig. A rig company called Odeco owned a platform named Ocean Traveler but that platform was already being used by Esso, which was the first company to start exploration drilling in the North Sea in 1966.
Philips ordered a replica of Ocean Traveler. The Norwegian government had already decided that oil activities in the North Sea would benefit Norwegian industry, so the platform was built by the Aker Mekaniske shipyard. This work was supervised by Odeco, but Aker’s engineers came up with many modifications for the construction based on only a year of experience using Ocean Traveler in the North Sea. Ocean Viking was completed and departed Oslofjord in March of 1967.
1.3.3 More giant discoveries in the 1970s
Many major deposits were discovered on the Norwegian Continental Shelf in the years following the Ekofisk discovery. In 1971 the French company Elf and the Petronord Group made a huge gas discovery, which they named the Frigg field. Norsk Hydro had a large ownership share in the gas field.
One of the biggest North Sea deposits was discovered on the Norwegian Continental Shelf in 1973. It was called the Statfjord field. The American oil company Mobil was the operator of the field and, leading development on behalf of the owners. Statoil was founded by the Norwegian parliament in 1972, which owned 50 percent of this discovery and the right to take over as field operator. This allowed Statoil to grow to become a major international oil company within a period of ten years.
The Gold Block (block 34/10) was the name given to an area that opened in 1978 near the Tampen fishing banks in the North Sea. Expectations were high when a unified group composed of the three Norwegian companies Statoil, Hydro and Saga got their first license to drill independently. The Gullfaks field was discovered in the Gold Block. Two more gas fields were discovered not far away at the Oseberg and Snorre fields.
One of the world’s biggest deposits was discovered a bit farther north in 1979: An oil and gas field that was given the name Troll. Troll is the source of 60 percent of all gas reserves in the North Sea which makes Norway just as much a gas nation as an oil nation.
(alt: The text above can be put on a map of the shelf unless the etiquettes would serve well as a text block?)
1.3.4. From oil nation to gas nation
Even bigger gas reserves were discovered on the Norwegian Continental Shelf in the 1980s. Estimates published by the Petroleum Directorate (displayed above) show how extractable gas reserves had more than doubled between 1978 and 1982. Norway was now the third largest producer of gas in all of Europe. Thus far, all this gas has been exported. Norway will be exporting more gas than oil in the 21st century according to information available to us today.
1.4 SEARCH TECHNOLOGY
1.4.1 A treasure map drawn with seismology
You need a good treasure map to find oil and gas. Seismologists and geologists can create such a map using seismic surveys. Sending sound waves into bedrock to capture echoes allows us to see what kinds of rocks are located many kilometres below the ocean floor.
1.4.2 3D seismic data – floodlights instead of flashlights
Vast improvements in seismic technology have provided better and more accurate surveys ever since 1980. Instead of using a single seismic streamer we know use a seismic array composed of various streamers in a network of cables towed from a seismic ship. Large expanses of sea floor are surveyed all at once. Compare a floodlight to the strength of a pocket flashlight to understand the difference.
The collected data can be used to draw a treasure map composed not only of flat surfaces or cross sections, it can also now be used to create three-dimensional models of the bedrock below the sea floor. This kind of map makes it easier to search for oil and gas and to plan drilling operations.
Enormous amounts of data are collected during this kind of survey. Supercomputers are needed to analyse the data and create models and maps.
3D visualisation is used to plan well drilling and production processes.
(picture or video from "visualizer"… ConocoPhilips?)
4D: ConocoPhilips’ permanent 4D seismic fibre optic system?
1.4.3 Exploratory drilling – collecting stones
Good maps and good calculations can be made by seismologists, geologists and geophysicists based on seismic surveys and other kinds of data. Yet one can never be certain of a discovery until one starts to drill. An important tool in searching for oil and gas is the exploratory core drill that removes samples of bedrock. These samples allow geologists to chart real ground conditions based on physical samples. Core samples are important and valuable documents. So valuable in fact that the Petroleum Directorate collects and stores them in its stone archiving cellar in Stavanger.
(Objects / samples)
http://www.npd.no/no/Tema/Bronner/Temaartikler/Tilgang-til-kjerner-og-oljeprover-/
1.4.4 Badger – a predator in a well
The future of exploratory drilling will quite likely be automated and use robots to dig through the bedrock like a badger digs for worms. A Norwegian company named Badger Explorer has developed a working prototype of this digger; future robots will probably be more compact and be operated by remote control.
(waiting for more info about Badger)
1.4.5 Commercial, or not?
Even if oil or gas is found during exploratory drilling one must be certain there is enough oil or gas down there to make extraction profitable. A number of tests must be done first. The drill column is taken out of the well so valves can be installed that contain instruments to test pressure inside the well. The casing pipe is then perforated so the lowest part of the pipe acts as a sieve to allow water, gas and oil to flow into the well. Testing tells us how much oil or gas can be produced by the well in a 24-hour period.
Tests, analyses of drilling mud and core samples, recording findings in logbooks and geophysical surveys provide a picture of the thickness, depth and size of the reserves and the production capabilities of the reservoir rock. Based on a comprehensive assessment of all these factors one can estimate the amount of oil or gas to determine whether the well can be commercialised or not.
1.5 WHERE? WHEN? WHY?
1.5.1 The North Sea, the Norwegian Sea and the Barents Sea
The Norwegian oil adventure all started in the North Sea. Understanding the geology of what lies below the mud line is the first step in hunting for oil and gas. Our understanding has grown ever since 1960 as science and technology led to new knowledge that led us to the North Sea in search of hydrocarbons. A large gas deposit was discovered in Groningen, Netherlands only a year earlier. This area is similar to that of the North Sea, proving this type of geology could contain oil and gas.
1.5.2 Maritime boundaries
Norway did not waste time in taking control of the search for oil off its coast. Territorial waters had to be more precisely determined now than in the past when sea boundaries were mostly used to determine fishing rights. The international maritime conventions and one-on-one negotiations with neighbouring countries around the North Sea formed the basis for creating the Median Line principle that is used to determine national maritime boundaries and oil rights at sea.
After that the sea floor had to be divided into sections that formed the basis for granting exploration and drilling rights to the oil companies. These sections are called Blocks and they are still the basis for granting oil and gas rights through the issuance of exploration licenses.
1.5.3 Danish Ekofisk?
Many Danes argue that the Danish authorities gave Norway too much territory during the 1965 boundary negotiations. It has been argued that the gigantic Ekofisk oil field could just as well have been Danish. This however is uncertain. These negotiations were very complicated and many considerations had to be weighed by all the involved parties. The Median Line principle was the predominant philosophy among most governments, within international law and was used a standard in the trade, which also benefited Denmark in terms of maritime boundaries with Germany.
1.5.4 Licenses and blocks
Norway’s Ministry of Petroleum and Energy grants a company or groups of companies a production license to search, extract and sell oil and gas within a specified area. The licenses are numbered as a designation for one or more blocks.
1.5.5 Some superstars:
License 001 for Block 25/11 was granted to Esso Exploration & Production Norway A/S during the first licensing round in September 1965. Oil was found in the very first wildcat well in 1967 (number 25/11-1). This discovery was given the name Balder, but it was not large enough to be commercialised. Production on the Balder field had to wait until 1991 when floating production ships could be used to commercialise the well and make it profitable.
License 018 for Block 2/4 (which we know under the name Ekofisk) was granted to a group of companies in 1965 that included Phillips Petroleum Company of Norway as the operator.
License 037 for blocks 33/9 and 33/12 was granted for the Statfjord field in August 1973.
License 050 for Block 34/10 (the Gold Block) was granted to Statoil in June of 1978 and took the name Gullfaks.
License 054 for Block 32/2 and License 085 for blocks 31/1, 31/5 and 31/6 were granted to Shell, Statoil, Hydro and Saga after various licensing rounds that started in 1979. This field became known as the Troll field. These two licenses were consolidated before development began.
Licenses 501 (block 16/2), 502 and 265 amount to the giant we know as the Johan Sverdrup field. Discoveries that led to Sverdrup were previously known as Avaldsnes, which was granted to Lundin Norway, and Statoil’s Aldous Major. In 2011 Sverdrup began showing potential to become the biggest oil field in the North Sea after Ekofisk.
As of 2013 more than 700 production licenses have been granted on the Norwegian Continental Shelf in the North Sea, the Norwegian Sea and the Barents Sea.
1.6 FUTURE FINDS
1.6.1. Peak oil?
Ever since 2000 people were saying that Norway’s oil and gas adventure had reached peak production. The trade calls this moment peak oil referring to any oil field at the apex of production. Many people thought the oil adventure was coming to an end. They were saying we should not expect any new discoveries or major development projects up here.
But in 2011 a number of new and big discoveries were announced for the North Sea and the Barents Sea. One was found in an area that was thoroughly explored in the 1970s but not discovered again until now, which will prove to be one of the North Sea’s biggest oil fields ever. Its name is the Johan Sverdrup field.
This discovery inspired the hope of finding new deposits in areas that had already been thoroughly explored and charted in the past. Oil and gas production will continue to be a major industry and source of income for Norway for many decades to come. The oil industry is calling this the new sunrise because everyone was expecting the sun to set, until now.
1.6.2 Discoveries in new areas?
The industry depends on new discoveries to ensure further growth and to provide us with a stable supply of energy for years to come. Discoveries are still being made in areas that have been open for oil and gas activities in the past. The greatest opportunities however lie in exploring new areas. The discussion as to which areas should or should not be explored or commercialised is one of the most important political discussions on the agenda today; a discussion which needs to balance business development against energy supply with a thought to environmental and climate issues.
1.6.3 Norwegian discoveries around the world (Possibly content for the "telescope")
Multinational oil companies are using knowledge and experienced gained from working on the Norwegian Continental Shelf in their operations in other parts of the world. Norwegian companies are also involved in major international projects. Statoil alone has ongoing operations in more than 30 countries on almost all the continents.
1.6.4 A great need for rigs and equipment (Possibly content for the "telescope")
Discoveries of oil and gas in Norwegian and international waters in recent years is creating a demand for new oil rigs, production equipment, sea floor installations etc., which will continue for decades to come. All expertise acquired by the Norwegian offshore, shipbuilding and machine production trades will help keep Norwegian industry busy, and the industry will continue to need many creative and talented people.
2. GLOBAL
Oil and gas are two of the world’s most important commodities. Every country around the world needs oil and gas; countries with their own supply or that produce oil or gas for export have a great advantage. Norway’s role as an oil nation provides opportunities at home and strengthens Norway's global position. National oil policies are important for Norway on a national and international level.
2.1. A LUBRICATED WORLD
2.1.1. The world’s most important commodity
The 20th century will be known as the Century of Oil for good reason. No commodity has influenced the history of man more than oil. Wars are won and lost because of oil. The arms race leading up to the First and Second World Wars initiated the transition to oil and gasoline as energy sources for navies, armies and modern air forces. German Panzer divisions and the Blitzkrig would not have been possible without oil. Access to oil was an important factor when the allies defeated Germany and Japan in the Second World War.
Oil and gas are still the world’s most important commodities. The global economy fluctuates in line with changing oil prices. Automobiles and aircraft are literally grounded without fuel oil. Oil and gas also provide the raw material for one of the world's most used materials: Plastic
Oil and gas will continue to be the primary source of global energy for decades to come. Renewable energy is becoming more important as a source of energy, especially in the production of electric power.
2.2 OIL USE
2.2.1 The whole world uses oil and gas
In order to understand why oil and gas have become so important for the Norwegian economy, one must consider the immense market demand for this product. No country on earth can survive without oil and gas.
This was not true a hundred years ago. Coal was the most important source of energy for industry and transport. Coal was used to produce gas for households and lighting, among other uses. Oil and natural gas were discovered in the United States and in the Middle East just as these commodities were gaining importance as fuels.
Motoring, the aeronautical industry, motorships and other global transport systems developed throughout the 1900s to become major consumers of oil, while natural gas found its place as an energy source for industry, households and electrical power.
Oil and gas are also very important raw materials for world production of plastics and plastic products. The world's annual production output of plastic is just about equal to all of Norway's oil production. (180 million tons)
(Transition/Passage to the Plastic exhibition)
2.3 THE WORLD MARKET
2.3.1. A sensitive market
Oil production is one of Norway's biggest industries; it is also the country’s dominant export product. That makes the Norwegian economy vulnerable to fluctuating oil prices and changes in the dollar exchange rate. Rapid or abrupt fluctuations can have a powerful and immediate influence on the nation’s economy. A fall in prices means less income for the State. There may also be less demand from the oil sector for Norwegian goods and services. These questions are an essential part of political discussions about the rate of development and extraction in the North Sea and other maritime areas.
2.3.2 Historic incidents that influence the price of oil
Gas prices are stable and tend to be negotiated on long-term contracts. Oil is traded on short-term contracts, so prices can change from hour to hour.
Many things can influence the price of oil. The main factors that influence prices are: access to oil on the world market, demand and cooperation on price and production adjustments between oil-producing countries. Here are a list of world events after 1945 that have influenced the price of oil:
1950 The Korean War
1956 The Suez Crisis
1967 The Six-Day War doubled the price of oil
1973 The Yom Kippur War quadrupled the price of oil
1979 The Iranian Revolution
1991 The Gulf War
1998 Economic crisis in Asia leads to a major fall in the price of oil
2007-2008 The financial crisis and an instable oil production sector produced a preliminary price increase that was followed by a dramatic fall in the price of oil
2011 The Arab Spring – political unrest in Egypt, Libya, Yemen, Bahrain and other countries led to higher oil prices
2.4. GLOBAL RIPPLE EFFECTS IN 1973
2.4.1. When the King took the tram
The date was 16 of December 1973 when His Majesty The King of Norway Olav V took the city tram to the top of Holmenkollen to go skiing. The world was in the midst of an oil crisis and the use of motor vehicles on weekends was prohibited in Norway. This picture shows King Olav V as he will be remembered, a down-to-earth king beloved by the people. By setting an example he emphasised the seriousness of the situation. All the while the king and his nation were becoming less dependent on the fluctuations in the global oil market. We were turning into an oil-exporting nation, and the king was becoming our oil sheik.
2.5. NORWEGIAN OIL AND GAS
Norway has benefited greatly from the giant discoveries of oil and gas in Norwegian waters. This was no accident; it was the result of deliberate political governance of a sector that rose from nothing to become Norway's most important industry in only a couple decades.
2.5.1. The Industrialists
The Norwegian oil and gas adventure has meant a great deal to Norwegian industry and to the nation's economy. Income from taxes related to oil and gas and direct income from the sale of oil and gas are not the most important factors in this success story. The creation of a knowledge industry on a national scale and the development of high-tech expertise related to a global industry may be the most important factors of all.
2.5.2. Sharing knowledge, trading technology and harvesting innovation
(ref. Sejersted et al.)
2.6. NORWAY'S OIL POLICY
2.6.1. Policies for a new industry
Norwegian politicians made a decision early in the development of the nation’s oil industry: The entire population of Norway would benefit from the adventure while continuing developments in Norwegian business and industry were being supported. The right to a discovery and the manner in which earnings are utilised by society are strictly regulated in the licensing terms granted to foreign companies that wish to explore for and exploit Norway's oil and gas deposits. Norwegian labourers, engineers, shipyards and businesses intended to work together with more experienced foreign companies to ensure the exchange of knowledge, technology and skills so the industry could continue to develop in Norway. A new and immense field of knowledge was being cultivated and harvested in Norway.
2.6.2. The three-headed petroleum troll: Statoil-Hydro-Saga
Politicians decided that Norwegian companies would head the development of the nation’s oil industry. The industrial giant Norsk Hydro was invited to participate in the search for oil that started in 1965. The State founded its own oil company in 1972 (Statoil). Statoil‘s mandate was to become a fully-integrated oil company as soon as possible. That same year Norwegian shipping and industrial companies joined forces to create a company named Saga Petroleum. The name was chosen because the founders of Saga felt the Oil Age would be just as important for the nation as the Viking Age.
It was not until the year 2000 that these companies were able to gather the strength to become industrial giants in the global oil industry. Saga merged with Hydro in 1999 and in 2007 Hydro’s oil and gas division merged again, this time with Statoil.
2.6.3. Statoil – Norway as apprentice
The Norwegian State Oil Company (Den Norske Stats Oljeselskap A/S) was founded with a goal of becoming a major international operator in the oil sector within all fields related to oil. The company wanted to manifest its presence in oil and gas production, transport, refining and marketing petroleum products. A majority of the Norwegian parliament (Storting) voted to favour Statoil over other domestic and foreign companies at the most important crossroads in decisions related to oil policies in the 1970s.
Statoil was granted licenses in the biggest North Sea blocks in the 1970s. The operator of the gigantic Statfjord field that entered production in 1979 was an America oil company named Mobil. The concession stated that Mobil would train Statoil’s employees in the role of oil field operator. That would allow Statoil to learn how to become an operator in its own right. The decision was made in 1984 that Mobil would hand over the role of operator for the Statfjord field to Statoil in 1987. That was when Statoil’s apprenticeship ended.
2.6.4. The ten petroleum commandments
A unanimous Storting agreed on the wording of the cornerstones of the nation’s future petroleum policy in June 1971. This policy can be described in the 10 petroleum commandments:
1. Activities on the Norwegian Continental Shelf are subject to national governance and control.
2. Petroleum discoveries must be utilised to make Norway self-sufficient where the supply of crude oil is concerned.
3. A petroleum industry will be developed on a national scale.
4. The new petroleum industry must respect existing businesses and industries in areas of exploration and production and show utmost concern for nature and the natural environment.
5. Burning gas on the Norwegian Continental Shelf is only acceptable for very limited periods.
6. Petroleum from the Norwegian Continental Shelf must primarily be transported to the Norwegian mainland. Exceptions can be made where special social-political considerations favour another solution.
7. The State must be involved in and regulate all sector planning and activities related to the nation’s petroleum industry. The authorities would also assist in coordinating Norwegian interests within the nation’s petroleum industry and aid in the creation and further development of a comprehensive national petroleum environment with national goals and international objectives.
8. A national oil company must be developed to attend to the nation’s commercial interests. The company should establish suitable, appropriate and expedient cooperation with domestic and foreign stakeholders.
9. The extraction of oil north of the 62nd parallel is only permitted if it serves the special social and political conditions of the region.
10. Norwegian petroleum will provide new challenges for Norwegian foreign policy.
2.7. STAVANGER
2.7.1. Stavanger, the Oil Capital of Norway
Foreign oil companies decided to establish their main offices in Stavanger as exploration drilling began in 1966. This town on the west coast of Norway was not far from the continent and it had a good airport. It was easier to transport cargo (including provisions, supplies and equipment) from a mainland supply base in Stavanger for drilling platforms and vessels on the North Sea.
Stavanger was a centre for canned food production so conditions were optimal here for growing auxiliary activities and businesses that were needed to support petroleum activities. A steady stream of new companies related to petroleum and other services flowed into Stavanger after the discovery in the Ekofisk field. The Storting decided to set up the offices for the Petroleum Directorate and Statoil in Stavanger in 1972. Stavanger had become the oil capital of Norway.
2.7.2. Other petroleum towns – Bergen, Trondheim, Harstad – Oslo?
Even if most people consider Stavanger the oil capital of Norway, the oil and gas industry is certainly a nationwide phenomenon. Bergen was chosen for the location of the Statoil and Hydro offices for these companies’ field operations. oil refineries, other onshore facilities and coastal bases were established here to bring oil and gas to the mainland. Statoil chose Trondheim as the location of its research department in order to take advantage of the city’s research and technology environment. Statoil also set up a large operational division in Stjørdal for the fields located closer to the mid-Norwegian Continental Shelf. Shell chose Kristiansund as its operational base for the Draugen field, which was the first oil field north of the 62nd parallel to enter production. Harstad was chosen as the hub of petroleum activities in Northern Norway at an early stage. Hammerfest also became an important operational environment for the first fields to enter production in the Barents Sea.
Norway's capital city has also played an important role in the oil adventure as the location of many main offices and branch offices. The shipyard industry and many high-tech companies have planted roots in what is known as the Subsea Valley that specialises in technological developments for the oil and gas industry.
(Can we show this on a map of Norway with tags?)
2.8. THE OIL FUND
2.8.1. The Oil Fund – Norway’s piggy bank
Production costs and price variations in the oil sector occasionally create problems for the Norwegian economy. An oil fund was proposed in 1983 to counteract these problems. The fund would ensure predictability and stability of the State’s income and expenses. The assets from the oil fund shall be invested abroad to reduce the country's direct dependence on oil. Profits from oil activities on a national level shall be stockpiled so future generations can also benefit from petroleum that is extracted today.
The Oil Fund was established in 1991. The fund's official name is the Government Pension Fund – Global (Statens Pensjonsfond Utland). The fund was valued at 295 billion kroner in January of 2000. In 2014 the fund will be worth 5000 billion kroner.
2.8.2. A budgetary rule to safeguard the funds for difficult times
A fraction of the income from petroleum activities is used to fortify the annual fiscal budget. In 2001 a broad majority of the political parties represented in the Norwegian parliament expressed their intention to show the utmost care in using the profits generated from petroleum activities. This was the reason for introducing the so-called Budgetary Rule. This rule states that the nation should never use more than a modicum of the income from petroleum activities to fortify the nation’s annual budget. This will help hold off inflation. Inflation would make everything in Norway so expensive that Norwegian goods and services would be difficult to sell abroad and foreign visitors such as tourists could not afford to travel or spend money in Norway.
2.9. NORWAY WITHOUT OIL?
2.9.1. Oil and gas dominate the Norwegian economy
The oil and gas resources taken from the Norwegian Continental Shelf have brought great wealth to the nation. It did not take long before the State and its welfare society became completely dependent on income from oil and gas. By the end of the 1970s the petroleum and gas sector had become the leading sector in the economy.
Petroleum activities are not only a source of income in the form of taxes and fees. They also create new places of employment and new occupations in the North Sea and on the mainland. Large development projects provided contracts for shipyards and a shipping industry in the midst of a crisis and help the nation’s engineering and mechanical industries thrive. Oil and gas from the North Sea are also important raw materials for refineries and for a new and growing petrochemical industry.
2.9.2. Norway's dependence on oil revenues and the price of oil
The value of petroleum activities for the nation’s Gross National Product increased from 3 percent in 1975 to nearly 20 percent in 1980. The value oil revenues have in terms of GNP fell to 9 percent in 1988 when the price of oil dropped from more than 30 dollars a barrel to less than 10 dollars in 1986. In the 1990s oil revenues had risen again to about 15 percent of the GNP.
Oil prices have been stable and high ever since 2000 – meaning revenues from activities related to oil and gas have been rising steadily since then. Between 2007 and 2012 the value oil and gas had for the GNP amounted to 20 to 25 percent. Direct income entering the state treasury rose to more than 300 billion kroner – amounting to 25 percent of the entire State income. In addition this come the indirect effects from sector activities.
A WORLD WITHOUT OIL?
The world economy is tethered to oil and gas as a commodity and as a source of energy. If access to oil or gas becomes difficult the price of oil or gas will rise. This has enormous consequences for business and industry, the transport industry and consumers around the whole world.
3. Work
Oil and gas can only be located and extracted with help from thousands of people in all kinds of jobs. There are 250 000 people working directly or indirectly within the Norwegian oil and gas sector. Exciting challenges await future workers as well.
3.1. PIONEERS
The Norwegian oil adventure would not have been possible without the efforts of the pioneers who worked on the oil rigs, under the sea, on land and at the offices of the oil companies - and government employees who helped formulate and implement the nation’s oil policies.
These workers include Norwegian workers, seamen and divers, engineers, jurists and economists. There were many American, French, German and British workers, engineers and supervisors involved as well. Everyone worked together on the difficult tasks involved in searching, extracting, producing, selling and administering oil and gas found in Norwegian waters. They were nothing less than pioneers – nobody had ever done this work before them. A lot of this was very hard work. Vast sums of money had to be invested. New technologies had to be developed; rules and regulations formulated. Creativity, cooperation, competence and practical experience were needed.
3.1.1. American circumstances
The first drilling vessels on the Norwegian Continental Shelf were run by American drilling companies. They imported an offbeat and characteristically tough work ethic. The supervisors on the rigs were Americans, but the roughneck crews were composed of Norwegians. This led to a clash of cultures. The platforms were exclusively occupied by men, the social conventions and language were rough, foulmouthed and boisterous. It was not hard to get fired – often for no reason at all.
3.1.2. Focusing on safety
The work pace was fast on the first drilling vessels on the North Sea. Safety did not always come first in the earliest years. There were seven occupational deaths and many injuries from 1967 to 1971; the risk of injury was much higher on a drilling vessel compared to industrial jobs on the mainland.
The operators put pressure on the hired companies to improve safety. New drilling contracts were granted to the companies that the lowest accident rates. The attitude toward the safety of workers on drill floor changed in the 1980s and continued into the 1990s.
The occupational injury statistics for the sector have been falling since 1980. If we compare occupational groups for all years from 1970 onward the oil sector is one of the best sectors in terms of occupational safety where statistics for injury and death are concerned.
3.1.3. The sacrifices made by divers (testing base for digital storytelling)
Developing installations intended for the bottom of sea that were necessary for the industry could not have been possible without the divers. The divers had many different jobs to do. They checked the sea floor before platforms were put in place and they did different kinds of repairs and maintenance work. They participated in the installation of the big structures and they did welding and blowtorch cutting. They had the important task of actually laying the pipelines. There were hundreds of divers working on the Norwegian Continental Shelf throughout the 1980s.
Most of the pioneer divers were recruited from among navy divers. They were young and tough and willing to do hard and dangerous work. They were often pressed for time and pressured by bosses with tight budgets. There were not a lot of people who had experience working in these conditions for extended periods of time. The work was hard and very dangerous at times. Accident rates among diver were high in the early years. Decompression sickness was widespread.
There has been less need for divers since 1990. New subsea installations are built in ways that depend less on diving operations. A lot of the deepwater repair and maintenance work is now done by Remote Operated Vehicles (ROV).
Divers are still needed to help with new constructions, inspections, maintenance and repairs. Divers worked almost 73 000 hours in 2001 doing surface and saturation dives on the Norwegian Continental Shelf.
3.1.4. Ground crews
Oil pioneers were not only working on platforms. Important work had to be done by bureaucrats in government offices, planners at the oil companies and many others who helped build a purely Norwegian industry at large companies and at government agencies like the Petroleum Directorate and the Petroleum Safety Authority.
3.2. WORKING CONDITIONS OFF-SHORE
3.2.1. Roughnecks and roustabouts on the drill floor
The workers on a drill rig who worked on the drill floor are called roughnecks, while their helpers are known as roustabouts. One of the riskiest tasks on the drill floor was manually assembling and dismantling the drill pipes. Drill columns consist of about 10-metre long pipes known as joints that are connected together. The drill column rotates with a drill bit at the bottom end. New joints have to be added to the column as the drill bit moves slowly downward, deeper into the rock. The roughneck’s job is to wrap large clamps called elevators around the pipe to tighten or loosen it and using a heavy chain to wrap around the upper part of the pipe to guide it into place. This work required speed, and the deck of the drill floor could often be slippery and covered with drilling mud. Roughnecks often risked death by getting hit by a falling pipe or getting caught between pipes. Other roughnecks would lose fingers or teeth using the elevators and chains.
3.2.2. The derrickman
One of the most dangerous jobs on a drill rig was done by the derrickman, as he is usually called. The derrickman worked on a monkeyboard – a little platform about 30 metres above the drill floor. His job was to get a pipe from the fingerboard (a suspended rack in which pipes are stored above the deck) when the drill column is being dismantled, or to take a pipe from the fingerboard and guide it to the drill floor with help from roustabouts. Handling pipes was hard, heavy and risky business. Safety harnesses were essential due to the height at which a derrickman worked and because he often needed to lean off the edge of the monkeyboard to position the pipes in the right place.
3.2.3. Focusing on safety after accidents
Work formulating safety regulations for petroleum activities started in 1965. The oil companies were worried out excessive government regulation; the companies often objected to such encroachments. The authorities on their side were critical to a lot of these companies’ activities. A number of serious accidents occurred at oil rigs all around the world helped focus attention on questions of safety.
There was one serious accident on the Norwegian Continental Shelf in 1966 which was a decisive to this process. The drilling ship Ocean Traveler almost capsized and its crew had to be evacuated after a supply ship collided with the platform. Safety regulations for the petroleum sector were adopted in 1967. With the exception of the rules for working hours, the Workers Protection Act was not applicable to the petroleum sector.
3.2.4. Automating work on the drill floor
Work done on the drill floor was gradually being mechanised throughout the 1980s. The work to connect and dismantle pipes on a drill column was still risky and injury statistic remained high despite the introduction of new tools. At the end of the 1980s new equipment for handle drill pipes remotely began to reach the drill rig. The derrickman did not need to stand on a monkeyboard high above the drill floor anymore regardless of weather. He finally got a chair in the drill cabin next to the head driller. The roughnecks’ work got easier and safer when connecting and dismantling pipes became an automated task. This decreased the number of accidents significantly.
3.3. EDUCATION AND KNOWLEDGE
3.3.1. Competence Enhancement
The time of the oil pioneers in the nation’s oil industry changed rapidly with the intense flood of Norwegian employees who worked for foreign oil companies with offices in Norway. The three Norwegian oil companies (Hydro, Statoil and Saga) also needed thousands of workers, engineers and university-educated employees from the natural sciences like geology and geophysics.
The shipyards and construction contractors got huge contracts to build the superstructures, undercarriages, platforms, subsea installations and equipment, but they also needed specialised expertise, skills and not least old-school knowledge that could be applied to new fields.
The engineering colleges in Norway opened their first petroleum departments in the 1970s. Norway's so-called Norwegian Institute of Technology in Trondheim (which has grown to become the Norwegian University of Science and Technology) changed the programme of its mining engineering students overnight to create a programme for petroleum industry studies. Students in the construction engineering and shipbuilding fields were allowed to specialise in technology that was specifically related to petroleum technology.
(Occupational Groups – offshore and onshore - see the separate document)
3.4. SAFETY FIRST - 1980
3.4. 1. The Alexander Kielland accident
An oil platform christened Alexander Kielland on the Edda field within the Ekofisk zone capsized on 27 March 1980 at 18:30 in the evening. An anchor cable broke in driving rain and wind, which quickly brought dire consequences. One of the platform’s five legs finally broke clean off. The platform heeled over instantaneously before turning over completely just before the clock struck 19:00. Alexander Kielland was used as a flotel with 212 people on board. 123 of them died. This was one of the worst accidents in Norwegian history.
The incident led to new and stricter requirements for drill ships. The construction process for building such vessels and the installation of equipment on such vessels would be checked much more carefully now. The accident also led to better routines for emergency preparedness and better rescue equipment on platforms and on auxiliary vessels and base stations. Stricter training requirements were introduced, and evacuation drills became more realistic.
3.5. LIFE ON A PLATFORM
Life on a platform alternates between a 12-14 hour workday and off-duty time for sleeping, eating and leisure activities. Even if many of the permanent installations on the North Sea are about 40 years old we can still say that most of them have comfortable cabins, a good selection of leisure activities and plenty of good food.
3.5.1. An offshore worker on rotation
Workers head for the nearest airport with an offshore helicopter terminal when the time comes to join their crews on the platform. Most helicopters leave Stavanger or Bergen heading for a platform on the North Sea or on the Norwegian Sea. The trip takes about one hour.
Offshore workers check in once they get to the platform. They are issued safety boots, helmets, goggles, gloves and coveralls. If this is your first time you will need to participate in a thorough guided tour that involves learning the safety routines on the platform. The workers are then given a berth in a cabin with a bed, bathroom, TV, internet and free telephone use.
When the offshore worker is not working he is probably sleeping, enjoying a meal or passing time in some leisure activity. Coffee breaks and meals are gratifying moments during a long and hard workday, so the platforms have shown talent in offering the workers good food full of variety. There are usually such rooms on board such as a movie theatre, a training studio and sauna facilities, table tennis and billiards tables, computer games etc. Some people even spend time fishing from the deck or arranging hikes on platform walkways and catwalks if weather permits.
3.5.2. Is a North Sea job something for you?
There are more than 5000 people working on platforms and ships on the Norwegian Continental Shelf at any given time. But this number must be tripled to account for everyone who keeps the North Sea rotations going: A rotation usually consists of two weeks of long hard work on a platform followed by three or four paid weeks at home. Many people consider this an excellent job so they can combine work with long periods of free time to travel, enjoy leisure activities at home or immerse themselves in their hobbies and other projects.
3.6. A WORKING CULTURE BASED ON SAFETY
3.6.1. A working culture based on safety
Does it matter if you wear a helmet when enjoying a bike ride with the family or if you wear safety boots when mowing the lawn at home? Or does it matter how you park your car? Safety is all about planning, using the right equipment and protective gear. It also involves the working culture of everyone working for the oil industry and one’s attitude at work and at home. Are you a safety representative? (Test)
3.6.2. Safety training
Everyone who works offshore receives thorough safety training that includes exciting exercises such as evacuation labyrinth drills, helicopter crash simulations and underwater evacuation and taking a dive in a freefall lifeboat. Realistic training in how to deal with an emergency situation is one way to improve safety.
(Image caption)
3.7. HIGH-TECH
The modern oil and gas industry is full of exciting challenges in all aspects of the trade. Most jobs are located on land. The working conditions on the platforms have also changed completely compared with the pioneer years. The most dangerous tasks are taken over by machines and safety is a key issue at all levels of planning and production.
3.7. 1. At a safe distance to the drill floor
The individual elements of a drill column rotating at high speed have to be connected together on the drill floor as a well goes deeper and deeper into the rock. If a drill column needs to be lifted out of the well it will have to be dismantled, piece by piece, as it comes out of the well. This work is controlled from the drill cabin. Mechanical equipment on the drill floor grabs the joints, disconnects them, hoists them up to the fingerboard – eliminating as much dangerous manual labour as possible.
Future drill floors may be even more automated than now. Many oil companies are collaborating on projects to develop drill rigs that can bore deeper and deeper into the rock without interruption, so-called Continuous Motion Rigs. Connecting the joints along the drill column is done by a robotic arm as the drill continues to dig.
(Illustration from a drill cabin / film of operations / animation of a Continuous Motion Rig)
3.7. 2. At work in virtual reality
Advanced computer technology and graphic production from the computer game industry are also used to plan many kinds of oil and gas work.
Geologists and drill engineers use 3D glasses to explore and analyse detailed 3D models of subsea rock drawn from data that comes from seismic surveys. This is the best way to plan how a well should be drilled.
3.7. 3. Remote-control on the sea floor
Two joysticks and a large control panel in the drill cabin is all an operator needs to operate a mini-submarine (Remotely Operated Vehicle, ROV) located hundreds of metres away deep beneath the waves. Using a robotic claw and other equipment the mini-sub can install and replace parts on subsea installations and carry out inspections or check machinery.
(Illustration / film of a ROV, inspection film / operator film)
3.7. 4. Remote control from a drill cabin in Oslo?
Future oil fields will probably be subsea installations controlled remotely from the mainland. In theory an oil field can be operated from a centre of operations far away from the oil field itself. There will be no difference from operating the field from a sea-based station or somewhere else on the coast. Service vessels will still be needed if physical work needs to be done.
(Illustration from a control room)
3.8. WE WANT YOU
3.8.1. The future oil worker
Norway's oil and gas sector needs thousands of new employees in the years to come. Engineers, economists, geologists and many other professions are needed to find creative solution to the challenges faced by the world energy market.
The woman and men who work within the Norwegian oil and gas sector possess all the knowledge and skills needed to face these challenges. This will be decisive in years to come if we want to find new solutions to these challenges and if we want to develop new technologies from a Norwegian point of view and develop our national industries within the oil and gas sector.
3.9. COMPANIES
3.9.1. Subcontractors and service companies
The international oil industry traditionally uses a network of subcontractors that are hired to do many different kinds of jobs. Drilling contractors are hired to drill the wells. Some companies specialise in delivering the right kind of drilling mud, well logbooks, cement work for wells or delivering the right type of drill bits. Supply ships deliver food and equipment. Catering companies prepare food and clean dishes or provide services such as cleaning cabins and washing bed linens.
The modules for parts of a permanent installation are often constructed at mechanical workshops in Norway and abroad before they are transported and installed on the platform. There are thousands of companies providing services from specialised vessels. Heavy lift ships make certain modules weighing thousands of tons make it onto platforms far out to sea and remove the modules again when the production phase is over. Diving companies help install and maintain equipment on the mud line. Pipe-laying vessels can lay thousands of kilometres of pipeline from their ships.
3.9.2. Oil in all counties
There are an estimated 250 000 workers in Norway employed directly for companies that work mostly for the oil and gas industry. That amounts to nearly 10 percent of all employees in the private business and industry sector. There are supplier industries in all the counties in Norway delivering supplies needed for the oil and gas industry.
Offshore workers reside in all 20 counties in Norway. Most come from the counties of Rogaland and Hordaland, but even the counties that provide the fewest offshore workers (Finnmark, Oppland and Hedmark) provide hundreds of people for working on platforms.
4. Giving technology and industry a boost
Oil and gas production depend on very advanced forms of technology. Exploration, drilling and production require to some extent different kinds of technology. Developing the Norwegian oil and gas industry was a tremendous boost for industry because platforms, subsea installations, pipelines and ships had to be designed and built. New technology is constantly developing so new fields can be discovered, production improved, costs lowered, emissions reduced, work tasks made less dangerous and so oil and gas reserves can be utilised to the utmost.
4.1. DRILLING
4.1.1. Drilling
To find oil and gas deposits a driller often needs to drill thousands of metres underground. Rotary drilling has proven to be the most effective method so far. A drill column is a chain of pipes with a standard diameter of 14 cm. It consists of individual pipes that are 9-10 metres long known as joints that are joined together as the drill moves slowly into the rock. The drill column is driven by a powerful motor fastened to the upper end of the column on the platform. The drill bit is located at the other end and connected to an especially heavy pipe that provides extra weight for the drill bit.
4.1.2. Drill bits
There are many different kinds of drill bits. A drilling engineer selects the type of bit needed based on the type of rock the bit will encounter. The most common bit for oil and gas drilling is called a tricone bit that functions like a chisel breaking rock into small pieces as the bit rotates and pushes downward. The second most popular bit is a PDC bit that scraps away the upper layer of the rock as the drill bits rotates.
The bit works its way deeper into the rock layer for each rotation of the cutter head. A drill bit does not last forever. It can be worn down after just a few metres of drilling or it can work for hundreds of metres. The hardness of the rock layers and the weight of the drill determine the time it takes for the bit to wear out. When the drill bit needs replacing the entire drill column must be lifted out of the drill hole so it can be unscrewed from the column.
4.1.3. Well opening, riser package, blowout preventer and christmas tree
Working a well on the sea floor begins with opening a hole with a hole opener, which is a large drill bit about 75-90 cm in diameter. This bit is removed after it has drilled approximately 100 metres into the rock. The well opening is reinforced with a casing or lining, which is cemented permanently in place to form a solid foundation. After that a smaller drill bit is used to continue drilling. This bit is about 26 inches in diameter.
After the next phase reaches a depth between 400 and 900 metres a permanent casing is cemented into place from this point all the way up to the well opening and a few metres out of the sea bed. This is called the well head.
A safety valve, known as a blow-out preventer (BOP), is fastened to the well at this point before the well is drilled farther using an even smaller bit. The head of drilling operations is called a toolpusher. He can shut off the BOP from the platform if problems arise at any point in the next phase of drilling.
When the well is finished the BOP is replaced with a christmas tree – a more advanced permanent sea floor installation used to control the well and regulate the flow of oil and gas being extracted from the reservoir.
4.1.4. The drill column
The steel pipes that connect the drill bit to the drill platform are called a drill column or drill string. Each length of pipe along the string is known as a joint and is about 10 metres long. The drill column rotates and acts as the evacuation pipe for removing drilling mud during drilling.
A well between 3 and 5 km deep will have its drill bit replaced 10 times or more. When the drill bit needs to be replaced the whole drill column must be pulled out of the drill hole. Removing a drill column is time-consuming and expensive work because many kilometres of pipe need to be removed from the hole and lifted out of the drill floor so the bit can be replaced.
4.1.5. Drilling mud and debris
Drilling mud consists of clay, chemicals, oil and water. The mud is pumped downward through the drill column and out through the drill bit. On its way up to the surface the mud brings a lot of debris with it like small rocks and crushed stone from the drilling process. Geologists analyse the mud continuously to see what kind of rock the bit is moving through.
Mud loggers and mud engineers monitor drilling mud carefully and change its consistency all the time. This is important because the pressure in the well changes as the drill gets deeper. The wrong mix can in worst case lead to an uncontrolled blowout.
Water-based drilling mud has been used more and more in recent years. The use of chemicals has also changed so the emissions become less hazardous. In the past drilling mud was just dumped onto the sea floor. Today it is transported to a landfill on the mainland.
4.1.6. Logging the drill hole
A well log is created for the drill hole before the casing is put in place. This is either done during the drilling process (LWD = Logging While Drilling) or by fastening special measuring instruments to a cable that is sunk into the drill hole (Wireline Logging). A probe with different measuring instruments is lowered to the bottom of the hole and pulled up again slowly while recording the physical properties of the rock it passes. Some of the most important measuring instruments in the well log are:
The resistivity log – assesses the rock’s pores to verify the existence of oil or gas in the pores.
The gamma log – records data about natural gamma radiation from the rocks. It can distinguish between sandstone, limestone and shale.
The sonic log – provides information about how quickly sound moves through the rock types and records information about porosity.
The density log – records info about the density of the rock types.
The caliper log – measures the diameter of the hole.
Object label:
The logging instrument displayed here is an RFT tool (Repeat Formation Tester). This tool measures the pressure of reservoir layers. It can also collect samples of oil, gas or water from the layers in small specimen vials that accompany the tool to the surface.
4.1.7. Drilling in any direction
A drill column becomes flexible as it gets longer. Even if the column is rotating it can be positioned to change direction when leaving the platform and move along a horizontal trajectory, making it possible to hit pockets of oil and gas that are many kilometres away from the drill platform. Advanced technology is used to position the drill bit to follow a planned trajectory through bedrock.
AutoTrak: The drilling machine exhibited here is the part that sits on the front of a drill column and is specially designed to guide a column and change direction without stopping the drilling process. This has helped reduce the cost of drilling significantly.
Rough draft of a story / anecdote that could be put in a separate box:
The first AutoTrak well: You could feel the excitement in the drill cabin of Statfjord C in the month of May 1997. A new 3D control panel and measuring tool was being tested for the drilling machine.
A driller from Smedvig was operating the joysticks and two engineers from the supplier (Baker Hughes) were watching the data feed very carefully as information arrived from the deep. They would occasionally punch in new commands or change some programming that told the drill bit at the other end of the drill column to alter direction…3000 metres away.
The group of people responsible for the well who bought the new-fangled drilling machine were sitting at Statoil’s main office at Forus in Stavanger on the mainland watching developments very closely. Two previous attempts did not go well. This was the last chance.
At 17:35 the MWD engineer from Baker reported an important change: Information arriving from the deep seemed to imply the system had worked and the drill column had actually made it to the reservoir! Position measurements implied the drill bit had arrived exactly where they intended it to. And they were 12 days ahead of schedule. For Statoil that meant a savings of millions of dollars!
4.2. RIGS AND PLATFORMS
Offshore activities require many different kinds of structures and installations – floating platforms, drillships, platforms that are fixed permanently to the ocean floor or constructions that stand on the sea floor that cannot be seen from the ocean’s surface.
4.2.1. An oil adventure for the Norwegian shipbuilding industry
Norwegian shipyards were awarded contracts to build structures and ships for the oil industry just when they needed work most. The oil crisis of 1973 caused the collapse of the world's tankship market; Norwegian shipyards were not receiving orders to build ships; they lost billions of kroner.
The shipyards have the Norwegian authorities to thank. If an oil company wanted to search for oil the government required it to give work to Norwegian industry when it needed equipment.
But just as important was the fact that the Norwegian shipyards already had a lot of experience building ships that could navigate Norwegian waters. Owners, supervisors, engineers, builders and workers at the shipyards proved to be innovative and adaptable when new solutions were needed to meet the challenges presented by the North Sea.
4.2.2. Many generations of oil rigs
The first floating oil rigs came to the North Sea in the mid-1960s. They were built for easier conditions in shallow waters. The new generation of rigs had to be designed and built for use on the Norwegian Continental Shelf.
The second generation of drilling vessels are known as semisubmersible platforms. Aker’s H3 became a standard for the industry in 1974. It had eight legs that stood on two pontoons.
Oil rigs were subject to higher standards and stricter requirements after the Alexander Kielland accident in the spring 1980. Exploration drilling started off the coast of Northern Norway that same year. There was suddenly a demand for vessels that could drill in deeper waters and that could function in arctic conditions in all four seasons.
The sixth generation of drill rigs was composed of rigs that could drill in deep waters at well depths of 12 kilometres. They had to withstand the rough weather of northern waters, have large decks, space for hundreds of workers and satisfy safety requirements that were continuously becoming more strict.
(Photo: Aker Barents, Deepsea Atlantic)
4.2.3. Condeep - the skyscrapers of the ocean
These oil platforms are permanently fixed to an undercarriage that stands on the sea floor. Prior to 1970 all platforms used undercarriages of steel.
A group of leading Norwegian construction companies established a company called Norwegian Contractors (NC) in 1970 that broke new ground introducing rig constructions made of concrete. Experience from building high-rises, bridges and dams was applied to constructing oil platforms.
The first design sketch of a CONcrete DEEP water structure was made on a napkin. The design saw its breakthrough in the summer of 1973 when NC and Aker were awarded a contract to build two platforms the British side of the North Sea, at Beryl A and Brent B.
These 17 Condeep platforms are often considered Norway's most important contribution to the offshore industry. For many people they are the symbol of petroleum activities in the North Sea. The Condeep concept could not compete with cheaper steal constructions and more advanced subsea solutions that appeared in the 1990s. Subsea installations allow modern oil and gas fields to be run from constructions that are not visible from the ocean surface.
4.2.3. Undercarriages for production platforms from Norwegian Contractors
(Image caption)
Water depth Delivered
Ekofisk tank 70 m Phillips, 1973
Frigg CDP1 104 m Total, 1975
Beryl A Condeep 120 m Mobil, 1975
Brent B Condeep 140 m Shell, 1975
Brent D Condeep 140 m Shell, 1976
Frigg TCP2 Condeep 104 m Elf, 1977
Statfjord A Condeep 146 m Mobil, 1977
Statfjord B Condeep 146 m Mobil, 1981
Statfjord C Condeep 146 m Mobil, 1984
Gullfaks A Condeep 135 m Statoil, 1986
Gullfaks B Condeep 142 m Statoil, 1987
Oseberg A Condeep 109 m Norsk Hydro, 1988
Gullfaks C Condeep 216 m Statoil, 1989
Draugen Condeep 251 m Shell, 1993
Sleipner A Condeep 82 m Statoil, Concrete undercarriage sank in Gandsfjord on 23 August 1991.
A new undercarriage was built for this field in 1993
Troll A Condeep 303 m Norske Shell, 1995
Heidrun TLP 350 m Conoco, 1995
4.2.4. A feat of engineering and non-stop hard work
Condeep constructions are a daring feat of engineering. The basic idea is to create a concrete pedestal made of round cells that will function as storage tanks for oil while simultaneously providing a heavy stable foundation that rests on the sea floor. Massive shafts rise from the sea floor out of the sea and 40 metres
More
Less
Oversettelsesutdannelse
Bachelor's degree - California Lutheran University
Erfaring
År med oversettelseserfaring: 22. Registrerte seg på ProZ.com: Apr 2006. Ble medlem: Jun 2006.
Akkrediteringer
Norwegian to English (norfag) Norwegian to English (American Translators Association)
Get help on technical issues / improve my technical skills
Learn more about the business side of freelancing
Stay up to date on what is happening in the language industry
Buy or learn new work-related software
Bio
Expert translator in various fields: Annual reports, annual accounts, balance sheets, auditor reports - financial, legal,taxation, courts, medical, police, immigration, education, major tender contracts for road, railways, tunnels and bridges.
ProZ
Certified Norwegian to English translator. Swedish and Danish as well. Full-time since 2005. Trusted collaborator of translation agencies and organizations in Norway, Europe & USA.
Fast, accurate and efficient. Member of the Norwegian Association of Professional Translators (Norfag) and member of American Translators Association.
Longstanding associations with Salita/Noricom in Norway, Tolkenett, Diction, Easytranslate Scandinavia, Snelvertaler/Hurtigoversetter Netherlands/Norway and many other agencies.
I defend minimum rates for translations in my language pair and I offer the highest quality of translations possible.
Major jobs in recent past: vegvesen, jernbaneverk, prosesskoder, vegvesen kontrakter, krav spesifikasjoner....
Denne brukeren har tjent KudoZ-poeng ved å hjelpe andre oversettere med PRO-nivå uttrykk Klikk på totale poeng for å se på oversatte uttrykk
This user has reported completing projects in the following job categories, language pairs, and fields.
Project History Summary
Total projects
4
With client feedback
1
Corroborated
1
100% positive (1 entry)
positive
1
neutral
0
negative
0
Job type
Translation
4
Language pairs
Norwegian to English
3
1
Specialty fields
Construction / Civil Engineering
2
Government / Politics
2
Transport / Transportation / Shipping
1
Law: Contract(s)
1
Law: Taxation & Customs
1
Education / Pedagogy
1
Other fields
Nøkkelord: oversetter, oversettelser, norsk til engelsk, norsk/engelsk, norwegian to english, norwegian/english, translator, translations, kunst, bygg- og anlegg. See more.oversetter, oversettelser, norsk til engelsk, norsk/engelsk, norwegian to english, norwegian/english, translator, translations, kunst, bygg- og anlegg, building and construction, språktjenest, språktjenester, teknisk oversetter, bygg- og anlegg oversetter, jeff engberg, jeffrey engberg, jeffengberg.com, statens vegvesen, jernbaneverk, tunneller, Konkurransegrunnlag, Byggherreforskriften, TEK, SAK, Byggeherre, entreprenør, anbudskonkurranse, *** Spesiell Beskrivelse ***, Rigg og felles prosesser, Beskrivelse NS 3420 VA, Statnett, Hovedprosess 1, Forberedende tiltak og generelle kostnader, Kunngjøring om kontraktstildeling, Bygge- og anleggsarbeid, CPV-klassifisering, doffin, . See less.
Medlem siden Jun '06
Ekspertise 
positive
