natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Този модел продължава да се прилага по отношение на концесии, предоставени преди 10 април 1959 г., и по-нататък се нарича „модел за определяне на цената въз основа на себестойността“.
This model is still applied to concessions granted prior to 10 April 1959, and is in the following referred to as the ‘cost price’ model.
Концесионната електроенергия, която се продава в съответствие с този модел за определяне на цената, се нарича по-нататък „концесионна електроенергия с цена, определена въз основа на себестойността“.
Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘cost price concession power’.
За концесии, предоставени след 10 април 1959 г., цената на концесионната електроенергия се определя от Министерство на енергетиката и петрола въз основа на средните разходи за представителна извадка от водноелектрическите централи в държавата.
For concessions granted after 10 April 1959, the concession price is set by the Ministry of Energy and Petroleum on the basis of the average cost for a representative sample of hydroelectric plants throughout the country.
Този метод за определяне на цената се нарича по-нататък „метод за определяне на цената от министерството“.
This pricing method is in the following referred to as the ‘ministry price’ method.
Концесионната електроенергия, която се продава в съответствие с този модел за определяне на цената, се нарича по-нататък „концесионна електроенергия с определена от министерството цена“.
Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘ministry price concession power’.
В Закона за индустриално лицензиране се предвижда, че правото на общините на концесионна електроенергия може да бъде преразгледано от норвежката Дирекция за водни ресурси и енергия (наричана по-нататък „NVE“) 20 години след предоставяне на концесията [13].
The Industrial Licensing Act provides that the municipalities entitlement to concession power may be brought up for review by Norwegian Water Resources and Energy Directorate (‘NVE’) 20 years after the concession was granted [13].
Норвежките органи обясниха, че макар че процесът на преглед може да доведе до прецизиране на обема на концесионната електроенергия от страна на NVE, той не може да доведе до съществени промени в правото на общината на концесионна електроенергия.
The Norwegian authorities have explained that while the review process can lead to a fine-tuning, by NVE, of the volume of concession power, it cannot lead to substantial changes of the municipality’s entitlement to concession power.
Повечето права на Narvik на концесионна електроенергия подлежат на преразглеждане през 2019 г.
The majority of Narvik’s concession power entitlements are due for review in 2019.
Общините поемат разходите за подаването на концесионната електроенергия в електроенергийната мрежа.
The municipalities carry the cost of feeding the concession power into the grid.
Концесионна електроенергия на Narvik
Narvik’s concession power
Годишно Narvik има право на общо около 128 GWh концесионна електроенергия, от които цената на приблизително 116,3 GWh се определя съгласно метода за определяне на цената от министерството, а цената на останалите приблизително 11,7 GWh се определя въз основа на себестойността.
Per year, Narvik is entitled to a total of approximately 128 GWh of concession power, of which approximately 116,3 GWh is priced according to the ministry price method and the remaining approximately 11,7 GWh is priced according to the cost price method.
Норвежките органи обясниха, че определената от министерството цена през 2000 г. е била приблизително 0,10 NOK и че съответната себестойност на електроенергията, произведена от Håkvik и Nygård през 2000 г., е била между 0,14 NOK и 0,178 NOK.
The Norwegian authorities have explained that the ministry price in 2000 was approximately NOK 0,10 and the relevant cost price for Håkvik and Nygård in 2000 was in the range of NOK 0,14 to NOK 0,178.
Собственик на електроцентралата към момента на транзакцията
Plant owner at time of the transaction
Електроцентрала
Plant
Прибл. GWh/годишно
Approx. GWh/year
Метод за определяне на цената
Price method
Håkvik и Nygård
Håkvik and Nygård
Себестойност
Cost price
Определена от министерството цена
Ministry price
Skjomen, Båtsvann и Norddalen
Skjomen, Båtsvann and Norddalen
Narvik Energi AS („NEAS“)
Narvik Energi AS (‘NEAS’)
Дружеството NEAS е разположено в община Narvik в област Nordland.
NEAS is located in Narvik municipality in the county of Nordland.
То произвежда и продава електроенергия.
It produces and sells electricity.
До 2001 г. NEAS е било притежавано изцяло от община Narvik.
Until 2001, NEAS was 100 per cent owned by Narvik municipality.
През 2001 г. Narvik продаде 49,99 % от своя дял на две дружества за електроенергия, Vesterålskraft AS и Hålogalandskraft AS.
In 2001, Narvik sold off 49,99 % of its shares to two power companies, Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
След сливане през 2006 г. и промяна на наименованието през 2009 г. понастоящем NEAS е част от дружеството Nordkraft AS (наричано по-нататък „Nordkraft“).
After a merger in 2006 and a name change in 2009, NEAS is now part of the company Nordkraft AS (‘Nordkraft’).
Събития, довели до продажбата на концесионна електроенергия
Events leading up to the sale of concession power
До края на 1998 г. Narvik е продавала своите годишни права на приблизително 128 GWh на NEAS съгласно краткосрочни или по-дългосрочни договори.
Until the end of 1998, Narvik sold its annual entitlement of approximately GWh 128 of concession power to NEAS under short- or longer-term contracts.
В началото на 1999 г. обаче, след като не успя да постигне споразумение с NEAS, Narvik продаде своята концесионна електроенергия на спотови цени на фондовата борса.
However, at the beginning of 1999, after failing to reach an agreement with NEAS, Narvik sold its concession power on a power exchange at spot prices.
През март 1999 г. общината организира тръжна процедура за продажбата на своята концесионна електроенергия за останалата част от 1999 г. На 30 март 1999 г. Narvik сключи договор с оферента, предлагащ най-висока цена — Kraftinor AS.
In March 1999, the municipality arranged a tender procedure for the sale of its concession power for the remainder of 1999. On 30 March 1999, Narvik concluded a contract with the highest bidder, Kraftinor AS.
Цената беше 109,50 NOK/MWh.
The price was NOK 109,50 per MWh.
Тъй като Narvik бе закупила концесионната електроенергия на цена 111,10 NOK/MWh плюс разходите за подаване на електроенергия в размер на 20 NOK/MWh, общината понесе загуба в размер на приблизително 2,3 млн. NOK по този договор.
Since it paid NOK 111,10 per MWh plus feeding costs of NOK 20 per MWh for the concession power, Narvik incurred a loss of approximately NOK 2,3 million under this contract.
Първоначално Narvik е очаквала печалба в размер на 3,5 млн. NOK.
Narvik had initially expected a surplus of NOK 3,5 million.
На 19 октомври 1999 г. изпълнителният комитет към общинския съвет (наричан по-нататък „изпълнителният комитет“) отправи препоръка до общинския съвет, съгласно която общата цел за разпореждане с концесионната електроенергия на общината следва да бъде увеличаване до максимум на възвръщаемостта в дългосрочен план с цел постигане на солидна перспектива за планиране.
On 19 October 1999, the Municipal Council Executive Committee (‘Executive Committee’) recommended to the Municipal Council that the overall goal for handling the municipality’s concession power should be to maximize return on a long-term basis in order to obtain a stable planning horizon.
Предложената стратегия за постигане на тази цел съдържаше четири елемента:
The proposed strategy for achieving this goal had four elements:
концесионната електроенергия се продава на оферента, предлагащ най-висока цена по дългосрочни договори с фиксирана възвръщаемост, но с клаузи за регулиране, съгласно които се осигурява допълнителна възвръщаемост, ако цените са значително по-високи от прогнозираните цени в обхванатия от договора период;
Concession power is sold to the highest bidder on long-term contracts with a fixed return, however with adjustment clauses that give additional returns if the prices are substantially higher than the projected prices in the contract period;
концесионната електроенергия се продава по различни договори с различна продължителност за диверсифициране на риска;
Concession power is sold under different contracts of different lengths to diversify risk;
кметът се упълномощава да сключва споразумения съгласно стратегията, приета от общинския съвет;
The Mayor is granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council;
постъпленията от продажбата на концесионна електроенергия се депозират във фонд, средствата от който се изразходват в съответствие с решения на общинския съвет.
Profits from the sale of the concession power is deposited into a fund to be dispersed according to decisions by the Municipal Council.
Общинският съвет одобри препоръката на изпълнителния комитет с една промяна, предложена от кмета и одобрена като изменение към стратегията:
The Municipal Council confirmed the recommendation of the Executive Committee with one adjustment, suggested by the Mayor and confirmed by way of an amendment to the strategy:
вместо кметът изрично да „се упълномощава да сключва споразумения съгласно стратегията, приета от общинския съвет“, в окончателното решение се посочва, че „като първа стъпка за изпълнение на тази стратегия NEAS е поканено да се обсъди неговият интерес по този въпрос, както е посочено в неговото писмо до общината от 9 ноември“.
instead of the Mayor being explicitly ‘granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council’, the final decision stated that ‘as a first step in executing this strategy, NEAS is invited to discuss their interest in the matter as outlined in their letter to the municipality dated 9 November.’
В писмо от NEAS от 9 ноември 1999 г. се поставя под въпрос предложената стратегия концесионната електроенергия да се продава по различни договори с различна продължителност за диверсифициране на риска.
A letter from NEAS dated 9 November 1999 questioned the proposed strategy of selling the concession power under different contracts of different lengths to diversify risk.
Вместо това NEAS предложи един дългосрочен договор („например 50 години“) и заяви готовност за включване на клауза за корекция на цената в договора с Narvik.
Instead, NEAS suggested one long-term contract (‘for example 50 years’) and was open to including a price adjustment clause in the contract with Narvik.
Освен това в писмо от 15 април 1999 г. NEAS заяви своя интерес да сключи дългосрочен договор относно концесионната електроенергия, основно чрез закупуване с авансово плащане на еднократна сума или алтернативно като дългосрочен лизинг — с първоначално предложение за 60 години — с годишни плащания в полза на Narvik.
Also in a letter dated 15 April 1999, NEAS stated its interest in entering into a long-term contract regarding the concession power, primarily through a purchase with an upfront lump sum payment, or alternatively as a long-term lease - suggested initially at 60 years - with annual payments to Narvik.
Освен въпроса с концесионната електроенергия са обсъдени също бъдещата роля на NEAS на пазара и ролята на Narvik като собственик на NEAS.
Aside from the issue of the concession power, there were also discussions about NEAS’ future role in the market, and Narvik’s role as the owner of NEAS.
Според норвежките органи в онзи момент NEAS е в ситуация, в която се наблюдава широкообхватно регионално консолидиране сред дружествата за електроенергия и навлизането на национални/международни оператори на местните пазари.
According to the Norwegian authorities, NEAS was at the time observing extensive regional consolidation amongst power companies and the entry of national/international operators into local markets.
NEAS е трябвало да подсили своята капиталова база, за да придобие дялове в други дружества за електроенергия, по-специално Nordkraft AS.
NEAS needed to strengthen its equity base in order to acquire shares in other electricity companies, particularly Nordkraft AS.
Освен това NEAS е подписало писма за намерение с Hålogaland Kraft AS и Vesterålskraft AS за създаването на регионално производствено дружество и регионално дружество за пренос на електроенергия.
NEAS had also signed letters of intent with Hålogaland Kraft AS and Vesterålskraft AS to form a regional production company and a regional energy transportation company.
Било е планирано тези промени да се осъществят на 1 януари 2001 г. За да може NEAS да извърши тези транзакции с комбинация от собствен и заемен капитал, от Narvik — единственият собственик на NEAS — се е очаквало да влее допълнителен капитал в NEAS.
These changes were planned to take effect as of 1 January 2001. In order for NEAS to be able to complete these transactions with a combination of equity and borrowed capital, Narvik - NEAS’ sole owner - was expected to inject additional equity into NEAS.
На проведено на 16 декември 1999 г. заседание на общинския съвет е взето решение собствеността на общината в NEAS, капиталовите нужди на дружеството и разпореждането с концесионната електроенергия да бъдат оценени заедно от преговарящ екип, състоящ се от кмета, заместник-кмета, лидера на опозицията, както и директора, заместник-директора и ръководителя, отговарящ за обществените поръчки към общинската администрация (наричан по-нататък „преговарящият екип“).
In a municipal council meeting on 16 December 1999, it was decided that the municipality’s ownership stake in NEAS, the company’s capital needs and the handling of concession power, should be assessed jointly by a negotiation team consisting of the Mayor, the Deputy Mayor, the leader of the opposition, as well as the Director, the Deputy Director and the Head of Procurement of the municipal administration (‘the negotiation team’).
Външни оценки
External assessments
NEAS възложи изготвянето на два доклада на Arthur Andersen (наричано по-нататък „AA“) и Deloitte & Touche (наричано по-нататък „DT“), за да определи стойността на концесионната електроенергия с определена от министерството цена.
NEAS commissioned two reports from Arthur Andersen (‘AA’) and Deloitte & Touche (‘DT’) in order to determine the value of the ministry price concession power.
В доклада на AA се прилага методика за настояща нетна стойност („ННС“), но не се описват подробно залегналите в основата предположения.
The AA report applies a net present value (‘NPV’) methodology, but does not describe the underlying assumptions in great detail.
В доклада на DT също се използва методика за ННС, но съответните предположения и изчисления се описват по-подробно отколкото в доклада на AA.
The DT report also utilises an NPV methodology, but goes further than the AA report in explaining relevant assumptions and calculations.
Например в доклада на DT се обяснява подробно как е определена изискваната възвръщаемост въз основа на модела за оценка на капиталовите активи („CAPM“) и как е определена среднопретеглената цена на капитала („WACC“).
For example, the DT report explains in detail how the required return is determined based on the capital asset pricing model (‘CAPM’) and how the weighted average cost of capital (‘WACC’) is determined.
Освен това анализът съдържа подробно описание на изчислението на концесионната цена и включва анализ на чувствителността въз основа на постепенно увеличаване на цената на електроенергията и WACC.
The analysis also contains a detailed description of the calculation of the concession price and include sensitivity analysis based on incremental changes in both the price of electricity and WACC.
Narvik възложи изготвянето на два доклада на Danske Securities (наричани по-нататък „DS1“ и „DS2“).
Narvik commissioned two reports from Danske Securities (‘DS1’ and ‘DS2’).
По отношение на първия доклад, DS1, на Danske Securities бе възложено да оцени дали общината следва да продаде своите права на концесионна електроенергия на пазара или да ги прехвърли на NEAS.
For the first report, DS1, Danske Securities was commissioned to assess whether or not the municipality should sell its entitlement to concession power in the market or transfer it to NEAS.
В DS1 Danske Securities по своя инициатива представи прогноза за стойността на правото на концесионна електроенергия за срок от 50 години.
In DS1, Danske Securities, on its own initiative, provided an estimate of the value of the entitlement to concession power for a period of 50 years.
Освен своите предположения за развитието на цените на електроенергията в бъдеще Danske Securities представи и ограничени насоки относно това как е била изчислена стойността на правото на концесионна електроенергия.
Apart from stating its assumptions made for future developments of electricity prices, Danske Securities provided limited guidance on how the value of the entitlement to concession power was calculated.
В DS2 Danske Securities поиска от три оператора на пазара да представят своите прогнози по отношение на цените и разходите:
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
CBF Kraftmegling AS (наричано по-нататък „CBF“), Norwegian Energy Brokers AS (наричано по-нататък „NEB“) и Statkraft SF (наричано по-нататък „Statskraft“).
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
Въз основа на тези прогнози Danske Securities изчисли приблизителната пазарна стойност на правото на концесионна електроенергия.
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
Съгласно прогнозата на CBF стойността в основния сценарий възлиза на 127 млн. NOK.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
Съгласно прогнозата на NEB стойността в основния сценарий възлиза на 75 млн. NOK.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
Тъй като NEB не бе коригирало своите прогнози по отношение на цените и разходите с процента на инфлация, Danske Securities подчерта, че не счита неговата прогноза за надеждна.
As NEB had not adjusted its price and cost expectations for inflation, Danske Securities stressed that it did not find NEB’s expectations to be credible.
Съгласно прогнозата на Statkraft изчислената стойност бе в диапазона 115—140 млн. NOK.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Въз основа на тези три оценки Danske Securities заключи, че прогнозната ННС на правото на концесионна електроенергия е в диапазона 100—140 млн. NOK.
On the basis of these three value assessments, Danske Securities concluded that the estimated NPV of the entitlement to concession power would be in the range of NOK 100-140 million.
Четирите доклада са обобщени в таблицата по-долу.
The four reports are summarised in the following table.
По-нататък в решението тези доклади се наричат заедно „четирите доклада“.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
Автор на доклада
Author of report
Дата на доклада
Date of report
Докладът е възложен от
Report commissioned by
Оценен обем на концесионната електроенергия (в GWh) [14]
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Срок (в години)
Period (in years)
Прогнозна ННС (в млн. NOK)
Estimated NPV (in NOK million)
Вътрешни оценки
Internal assessments
В допълнение към външните консултации ръководителят за обществените поръчки в община Narvik направи свои собствени оценки.
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
В първата оценка, представена на изпълнителния комитет през октомври 1999 г., той заключи, че общият риск за общината е висок за дългосрочните договори, които се определят като договори с продължителност между 10 и 40 години.
In the first assessment presented to the Executive Committee in October 1999, he concluded that the overall risk for the municipality was high for long-term contracts defined as contracts between 10 and 40 years.
Във втората му оценка, представена на преговарящия екип на 16 март 2000 г., бяха обсъдени различни варианти за разпореждане с концесионната електроенергия.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
Към този момент обаче преговарящият екип вече бе ограничил обхвата на своя мандат единствено до оценка на риска, момент на сетълмент, данъчни последствия и увеличаване до максимум на печалбите по отношение на трите сценария (като всички те са включвали прехвърляне на правото на концесионна електроенергия от Narvik на NEAS за срок от 50 години и намаляване на дяла на общината в NEAS).
By this time, however, the negotiation team had narrowed the scope of his mandate to only assess risk, time to settlement, tax implications and profit maximization for three scenarios (all involving Narvik transferring the concession power right to NEAS for a 50-year period and reducing its ownership stake in NEAS).
Независимо от това в своята втора оценка ръководителят за обществените поръчки отново се насочи към значението на продължителността на договора.
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Неговата оценка на маржовата стойност на правото на концесионна енергия във времето гласеше, че „…сключването на договор с много голяма продължителност, като например 50 години, ни дава твърде малко допълнителна стойност като продавачи в сравнение с по-краткосрочен договор (например 20 години с 83 млн. NOK)“.
His assessment of the marginal value of the entitlement to concession power over time was that ‘…to enter into a very long contract such as 50 years gives very little additional value for us as sellers compared to a shorter contract (for example 20 years with NOK 83 million)’.
След вътрешни обсъждания на предимствата и недостатъците на дългосрочния договор преговарящият екип отправи своята препоръка към общинския съвет, в която препоръча договор с продължителност от 50,5 години като подходящ за намаляване на риска за общината и осигуряване на дългосрочна перспектива за планиране.
After internal discussions regarding the advantages and disadvantages of a long-term contract, the negotiation team made its recommendation to the Municipal Council where it recommended a contract with a duration of 50,5 years as appropriate to reduce the municipality’s risk and to provide a long-term planning horizon.
Продажбата на концесионна електроенергия
The sale of concession power
Целта на NEAS бе да закупи единствено онези 116,3 GWh концесионна електроенергия, чиято цена се определя от министерството.
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
В преговорите с дружеството обаче Narvik настоя, че нейното право на концесионна електроенергия трябва да се купи като пакет и че оставащите 11,7 GWh концесионна електроенергия, чиято цена се определя въз основа на себестойността, трябва да бъдат продадени заедно с концесионната електроенергия с определена от министерството цена.
In the negotiations with the company, Narvik however insisted that its entitlement to concession power be bought in full, and that the 11,7 GWh cost price concession power therefore be bundled with the ministry price concession power.
През май 2000 г. страните в крайна сметка се договориха всичките 128 GWh концесионна електроенергия да бъдат включени в споразумението и NEAS да заплати 120 млн. NOK за концесионната електроенергия с определена от министерството цена и 6 млн. NOK за концесионната електроенергия с цена, определена въз основа на себестойността.
In May 2000, the parties finally agreed to have the full 128 GWh of concession power covered by the agreement and that NEAS would pay NOK 120 million for the ministry price concession power and NOK 6 million for the cost price concession power.