natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Според Надзорния орган фактът, че и четирите доклада са дали сходни резултати [21] е допълнителен фактор в полза на доклада на DT и може би също за останалите три доклада.
In the view of the Authority, the fact that all of the four reports give similar results [21] however strengthens the results of the DT report and arguably also those of the three other reports.
Надзорният орган отбелязва, че макар по принцип да може да се счита, че цена, определена от независим оценител на стойността, не води до предимство при продажбата на земи или сгради с общо приложение, които лесно могат да бъдат оценени и които са били обект на многобройни сделки, случаят не е непременно такъв при земите и сградите с по-специални характеристики или когато обстоятелствата във връзка с продажбата вероятно биха могли да породят съмнения дали експертната оценка отразява действителната пазарна стойност на имота [22].
The Authority notes that although a price determined by an independent value assessor normally can be held to exclude the presence of an advantage in the sale of easily appraisable generic land or buildings that have been subject to numerous transactions, this is not necessarily the case for land and buildings with more unique qualities or where the circumstances surrounding the sale are liable to cast doubt on whether the expert evaluation reflect the actual market value of the property [22].
Както се обяснява по-нататък, договорите за снабдяване с електроенергия на фиксирана цена с продължителност над 6 години са необичайни и не се срещат често.
As explained in the following, fixed price power supply contracts of a duration exceeding 6 years are unusual and not commonly observed.
Експертната оценка не е толкова подходяща като инструмент за определяне на пазарната цена на договор за 50,5 години за електроенергия на фиксирана цена поради липсата на пазар, на който да се наблюдават съпоставими цени, и поради нестабилността на цените на електроенергията [23].
Due to the lack of a market where comparable prices can be observed and due to the volatility of electricity prices, an expert evaluation is less suitable as an instrument to determine the market price of a fixed price 50,5 year power contract [23].
Във всеки случай Надзорният орган припомня, че тестът за частния инвеститор в условията на пазарна икономика, а не SOL, който е свързан с продажбата на публични земи и сгради, е приложимият тест за оценка дали сключен от публичен орган договор за електроенергия води до предимство, което „подпомага“ дадено предприятие.
In any event, the Authority recalls that it is the market economy investor test, and not the SOL, which concerns sale of public land and buildings, that is the applicable test to assess whether a power contract concluded by a public authority involves an advantage ‘favouring’ an undertaking.
В действителност Общият съд потвърди, че общият принцип за частен инвеститор в условията на пазарна икономика се прилага по отношение на дългосрочни договори за електроенергия в решението по делото Budapesti Erőmű Zrt/Комисия, в което Общият съд одобри подхода на Европейската комисия (наричана по-нататък „Комисията“) по случай, свързан с дългосрочни договори за електроенергия, сключени от унгарските органи [24].
Indeed, that the general market economy investor principle applies to long term power contracts, has been confirmed by the General Court in Budapesti Erőmű Zrt v Commission where the General Court endorsed the approach taken by the European Commission (‘the Commission’) in a case concerning long term power contracts concluded by the Hungarian authorities [24].
В този случай Комисията определи основните практики на търговските оператори на европейските пазари за електроенергия, които са подходящи за целите на нейния анализ, и оцени дали споразуменията в този случай са били сключени при условия, които нямаше да бъдат приемливи за оператор, действащ изцяло от търговски съображения [25].
In that case the Commission identified the main practices of commercial operators on European electricity markets that were relevant for the purposes of its analysis and assessed whether the agreements in the case at hand were in line with those practices, or whether the contracts were concluded on terms that would not have been acceptable to an operator acting purely on commercial grounds [25].
Комисията заключи, че дългосрочни договори за електроенергия с продължителност над 6 години рядко се сключват на европейския пазар [26].
The Commission found that long term power contracts with a duration of more than 6 years are rarely concluded on the European market [26].
Информацията, с която Надзорният орган разполага, потвърждава тази констатация.
The information available to the Authority confirms this finding.
Поради това съществуват малко, ако изобщо има сключени дългосрочни договори за електроенергия, с които да бъде сравнена цената на електроенергия, продадена за 50,5 години в бъдещето.
There are therefore few if any long term power contracts with which to benchmark the price of power sold for 50,5 years into the future.
Потенциалните купувачи и продавачи на електроцентрали обаче трябва да направят изготвят прогнози за бъдещите цени на електроенергията в дългосрочен план.
Long term estimates of future power prices do however have to be made by potential buyers and sellers of power plants.
Именно на тази основа норвежките органи твърдят, че продажбата на правото на Narvik на концесионна електроенергия следва да се съпостави с продажбата на водноелектрическа централа.
It is on this basis the Norwegian authorities have argued that the sale of Narvik’s entitlement to concession power should be likened to the sale of a hydro power plant.
За да подкрепят този аргумент, норвежките органи предоставиха на Надзорния орган прегледа Pareto, в който се проучват пет водноелектрически централи, продадени в Норвегия през 2000 г.
To support this argument, the Norwegian authorities have provided the Authority with the Pareto Review which gives an overview over five hydro power plants sold in Norway in the year 2000.
Норвежките органи твърдят, че както при продажбата на водноелектрическа централа, така и при продажбата на правото на Narvik на концесионна електроенергия, продажната цена представлява ННС на очакваните парични потоци на производствения обем.
The Norwegian authorities argue that both in the case of a hydro power plant sale as well as Narvik’s sale of its entitlement to concession power, the sales prices represent the NPV of the expected cash flows of the production volume.
Следователно подобно на Narvik и NEAS в този случай всеки купувач или продавач на водноелектрическа централа ще трябва да оцени стойността на централата въз основа на очакваните печалби от производството минус очакваните разходи, дисконтирани с приложимата сконтова ставка за целия период, в който новият собственик може да използва съответната водноелектрическа енергия.
Thus, like Narvik and NEAS in the case at hand, any buyer or seller of a hydro power plant will have to assess the plant’s value based on expected production incomes minus expected costs discounted at a relevant discount rate for as long as the new owner can exploit the relevant hydropower.
Норвежките органи твърдят, че ако се направят корекции на определени подходящи коефициенти, цените за петте водноелектрически централи, посочени в доклада Pareto, са съпоставими с цената за продажбата на правото на Narvik на концесионна електроенергия.
The Norwegian authorities argue that, corrected for certain relevant factors, the prices of the five hydro power plants mentioned in the Pareto report are comparable to the price obtained in the sale of Narvik’s entitlement to concession power.
В този контекст Надзорният орган отбелязва корекционните коефициенти, посочени от норвежките органи, както са обяснени в глава I.11 по-горе.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
За петте водноелектрически централи диапазонът на продажните цени за KWh производствена мощност е бил между 1,66 и 1,74 NOK.
For the five hydro power plants, the range of sales prices per KWh of production capacity was between NOK 1,66 and 1,74.
Окончателната продажба на даден актив ще увеличи ННС на актива в сравнение с продажбата на право на закупуване на концесионна електроенергия за период от 50,5 години, тъй като се приема, че активът ще бъде с положителен паричен поток след тези 50,5 години.
A permanent sale of an asset will increase the NPV of the asset compared to a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years, as the asset is assumed to have positive cash flow beyond year 50,5.
Норвежките органи са приели ставка на капитализация в размер на 4 %, която ще доведе до корекция надолу на продажните цени с приблизително 10—15 %, за да се сравни окончателна продажба с продажбата на концесионна електроенергия за ограничен период от време [27].
The Norwegian authorities have assumed a 4 % capitalisation rate which result in a downward adjustment of the sales price by approximately 10-15 % in order to compare a permanent sale with the time limited concession power sale [27].
Втората разлика между окончателната продажба и продажбата на право за закупуване на концесионна електроенергия за срок от 50,5 години е свързана с разходната база, която се използва в модела за ННС — общо производствени разходи в сравнение с концесионна цена.
The second difference between a permanent sale and a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years concerns the cost base to use in the NPV model – total production costs vs. the concession price.
Норвежките органи твърдят, че обичайните оперативни разходи, включително за реинвестиране за по-нова електроцентрала, се равняват на приблизително 0,05 NOK/KWh, докато цената съгласно определянето на цената от министерството към онзи момент е била приблизително 0,10 NOK/KWh.
The Norwegian Authorities have argued that the typical operating cost including reinvestment for a newer power plant was approximately NOK 0,05 per KWh while the ministry price at the time was approximately NOK 0,10 per KWh.
За да се оцени дали цените за електроцентралите представляват подходящи сравнителни показатели за пазарната цена на разглежданата концесионна електроенергия, е необходимо да се разгледа по-подробно всеки елемент от аргумента.
In order to assess whether the prices for the power plants constitute appropriate proxies for the market price of the concession power at issue, it is necessary to look at each element of the argument in more detail.
Оценката на Надзорния орган се основава на информацията, предоставена от норвежките органи, и друга публично достъпна информация.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
По-нататък във всички изчисления в анализа се използват номинални стойности [28].
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
За петте водноелектрически централи, посочени в прегледа Pareto, продажните цени за KWh производствена мощност са били в диапазона 1,66—1,74 NOK.
For the five hydro power plants mentioned in the Pareto Review, the sales prices per KWh of production capacity was in the range from NOK 1,66 to 1,74.
В доклад, издаден от икономическата консултантска фирма Econ Pöyry, в който се анализират продажбите на електроцентрали между 1996 и 2005 г., средната стойност на сделките за 2000 г. изглежда е малко по-висока, като се изчислява на приблизително 1,85 NOK.
In a report issued by the economic consultancy firm Econ Pöyry analysing power plant sales between 1996 and 2005, the average transaction value in the year 2000 appears to be somewhat higher, estimated at approximately NOK 1,85.
Съгласно този доклад същата приблизителна цена е била получена и през 1999 г. В съответствие с това ценовият диапазон за съпоставяне изглежда е малко по-висок от този в прегледа Pareto.
According to the same report, the same approximate price was obtained in 1999. Accordingly, the price range to compare with appears to be slightly higher than the one in the Pareto Review.
Тъй като в доклада на ECON се посочва по-висока средна стойност на сделките в сравнение с прегледа Pareto, в по-нататъшния анализ Надзорният орган ще използва диапазона 1,70—1,80 NOK.
Since the ECON report refers to a higher average transaction value than the Pareto review, the Authority will use a range of NOK 1,70 to 1,80 in the further analysis.
Вторият фактор, който следва да се проучи, е как да се коригират ценовите равнища от окончателната продажба до продажба за ограничен срок от 50,5 години.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
Норвежките органи твърдят, че подходящият корекционен коефициент е 10—15 % въз основа на ставка на капитализация в размер на 4 %.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
Надзорният орган счита, че изборът на ставка на капитализация е тясно свързан с избора на сконтова ставка в модела за ННС.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
Номиналната сконтова ставка след данъчно облагане, която е използвана в доклада на DT, е 6,8 %, докато в доклада на AA тя е 7 %.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
Освен това се отбелязва, че NVE е използвала ставка в размер на 6,5 % при оценката на нови проекти за водноелектрически централи [29].
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
При модела за определяне на цената въз основа на себестойността ставката е 6 % [30].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
Въз основа на горепосоченото Надзорният орган счита, че подходящата сконтова ставка и съответно подходящата ставка на капитализация, която следва да се прилага при сравнение на окончателна продажба с продажба за ограничено време, е в диапазона 6—7 % в номинално изражение след данъчно облагане.
The Authority is, on the basis of the above, of the opinion that the appropriate discount rate and hence the appropriate capitalisation rate to apply when comparing a permanent sale to a time-limited sale, is in the range of 6-7 % nominally after tax.
Въз основа на това подходящата корекция на стойността от окончателна продажба до продажба за 50,5 години не е 10—15 %, както твърдят норвежките органи, а по-скоро 4—5 %.
On this basis, the appropriate adjustment of value from a permanent sale to a 50,5 year sale is not 10-15 % as argued by the Norwegian authorities but closer to 4-5 %.
Третият фактор, който следва да се проучи, е очакваната бъдеща пазарна цена на електроенергията.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
Както бе обяснено по-горе, да се прогнозират бъдещите цени на електроенергия за 50 или повече години е изключително трудна задача.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
В докладите за оценка, описани по-горе, и по-специално в докладите на AA и DT, пазарната цена на електроенергията се очаква да се увеличава стабилно за период от 10—20 години, след което се очаква цените да останат постоянни в реално изражение (т.e. да се увеличават единствено с процента на очакваната инфлация) [31].
In the valuation reports described above, in particular the AA and the DT report, the market price of power was expected to increase steadily for a period of 10-20 years beyond which the prices were expected to be constant in real terms (i.e. only increase with expected inflation) [31].
Това предполага, че в онзи момент на пазара е съществувал консенсус, че бъдещите цени на електроенергия в дългосрочен план ще останат постоянни в реално изражение и няма да продължат да се увеличават [32].
This suggest that the consensus in the market at the time was that future power prices in the long term would remain constant in real terms and not continue to increase [32].
Надзорният орган приема, че тази несигурност относно бъдещите цени на електроенергията е била налице за всички участници на пазара, също така за купувачите и за продавачите на електроцентрали в периода, в който е извършена продажбата на правото на концесионна електроенергия.
The Authority assumes that the same uncertainty about future power prices was present for all market participants, also those that were buying and selling power plants during the same period as the sale of the concession power entitlement.
Така че няма причина да се приеме, че различните пазарни участници биха имали достъп до различаваща се в значителна степен информация относно очаквания за цените на пазара.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Ако оставим приходите и се насочим към разходите, в представеното от норвежките органи сравнение се описва сценарий, в който има разлика в изходящите парични потоци за KWh между окончателната продажба и продажбата на концесионна електроенергия в размер на 0,05 NOK, тъй като очакваната концесионна цена е приблизително 0,10 NOK, а оперативните разходи, включително за реинвестиране, са приблизително 0,05 NOK.
Moving from revenue to costs, the comparison presented by the Norwegian authorities refers to a scenario where there is a difference in cash outflows per KWh between a permanent sale and the sale of concession power of NOK 0,05 due to an expected concession price of approximately NOK 0,10 and an operating cost including reinvestment of approximately NOK 0,05.
Що се отнася до определената от министерството цена за концесионната електроенергия, консултантите, които са съветвали Narvik и NEAS, са очаквали цените да останат относително стабилни в реално изражение, което означава, че не се се е очаквало нито значително увеличение на ефективността, нито високо ниво на нестабилност на разходната база.
As regards the ministry price for concession power, the consultants who advised Narvik and NEAS expected the prices to remain relatively constant in real terms meaning that neither significant efficiency gains nor great volatility in the cost base was expected.
По принцип се е очаквало определената от министерството цена за концесионната електроенергия да се увеличава с инфлацията [33].
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
Въз основа на достъпната информация Надзорният орган е на мнение, че разумен инвеститор би направил същите предположения и поради това органът приема, че при допълнителния анализ не биха се получили значителни разлики в концесионната електроенергия с цена, определена въз основа на себестойността.
Based on the available information, the Authority is of the opinion that the same assumptions would have been made by a prudent investor and therefore assumes that there would be no major changes to the cost price concession power price in the further analysis.
Тези разлики съставляват съответния изходящ паричен поток в изчислението на стойността на концесионната електроенергия [34].
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
Тъй като има редица променливи, които могат да окажат въздействие върху равнището на паричните разходи с течение на времето, стойността в размер на 0,05 NOK, която съчетава оперативните разходи и разходите за реинвестиране, трябва да се оцени въз основа на отделните ѝ компоненти.
As there are a number of variables that can affect the level of cash outlays over time, the NOK 0,05 figure combining operating and reinvestment cost needs to be assessed based on its various components.
На първо място, очевидно е, че една електроцентрала би имала определено равнище на общи разходи за експлоатация и поддръжка.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
Приема се, че разходите за експлоатация и поддръжка на една водноелектрическа централа обичайно са сравнителни ниски и постоянни в диапазона 0,02—0,05 NOK/KWh [35].
It is assumed that the operating and maintenance costs of a hydropower plant generally is relatively low and constant in the range NOK 0,02-0,05 per KWh [35].
Това се подкрепя от данните за разходи, използвани при определяне на цената от министерството.
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
През 2000 г. компенсацията съгласно този модел за разходи за експлоатация и поддръжка е била 0,267 NOK/KWh.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
За изчислението на ННС са от значение и други изходящи парични потоци.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
При изчислението на цената от министерството за 2000 г. данъците са били компенсирани с 0,021 NOK.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
Действителното ниво на данъчно облагане на дадена електроцентрала, разбира се, зависи от печалбата, но тъй като се предполага, че определената от министерството цена е предназначена да бъде представителна за средните разходи за типични електроцентрали в Норвегия, изглежда разумно да се приемат данъчни разходи в размер на приблизително 0,02 NOK/KWh.
The actual tax levied on a given power plant would of course depend on the profits but given that the ministry price is intended to be representative for the average cost of typical power plants in Norway, it appears reasonable to assume a tax cost of approximately NOK 0,02 per KWh.
Последната част от изходящите парични потоци в ННС са разходите за реинвестиране, които зависят в огромна степен от графика и нивото на нуждите от реинвестиране на електроцентралата.
The final part of the cash outflows in the NPV is the reinvestment costs which depend crucially on the timing and level of reinvestments needs of the power plant.
Надзорният орган разбира, че за счетоводни цели икономическият жизнен цикъл на една водноелектрическа централа е 40 години [36], но действителният жизнен цикъл може да е по-дълъг.
The Authority understands that, for accounting purposes, the economic lifetime of a hydropower plant is 40 years [36], however the actual lifetime may be longer.
Нивото на реинвестиране в много случаи е значително и поради това графикът на паричните разходи, както твърдят и норвежките органи, е от голямо значение при изчисленията на ННС.
The level of reinvestment is in many cases substantial, and therefore the timing of the cash outlay, as also argued by the Norwegian authorities, is of great importance to the NPV calculations.
Ако реинвестирането бъде извършено на ранен етап от периода на изчисление, намаляването на ННС е значително по-голямо, отколкото ако реинвестирането бъде осъществено на по-късен етап от този период.
If the reinvestment occurs early in the calculation period, the reduction in NPV is significantly larger than if the reinvestment takes place later in the calculation period.
При все това норвежките органи не предоставиха на Надзорния орган информация за нуждите от реинвестиране на водноелектрическите централи, продадени през 1999 и 2000 г., които използват като основа за своето сравнение.
However, the Norwegian authorities have not provided the Authority with information on the reinvestment needs of the hydro power plants sold in 1999 and 2000 that they use as a basis for their comparison.
Надзорният орган отбелязва, че тази информация вероятно не е налична или лесно достъпна поради отдалечеността ѝ назад във времето и евентуалния ѝ характер на чувствителна бизнес информация.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.