natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Kromě vytížené kapacity je MVM povinna od každé elektrárny činné v rámci DDD odkupovat určené minimální (MWh) množství elektřiny (garantovaný odběr).
Beyond the reserved capacities, the PPA requires MVM to purchase a specific minimum quantity of electricity (MWh) from each power plant.
Několik DDD obsahuje tzv. „systémové služby“ [18] v případě takových elektráren, které jsou z technického hlediska schopny tyto poskytovat. MVM tyto systémové služby nabízí společnosti MAVIR řídicí soustavu.
Some PPAs include so-called ‘system services’ [18] in the case of power plants technically capable of providing them, which MVM provides to the system operator, MAVIR.
DDD uzavřené v letech 1995–1996 (sedm z deseti kontrolovaných DDD) byly stranami podepsány v rámci přípravy privatizace elektráren.
The PPAs signed in 1995-1996 (seven of the ten PPAs under assessment) were awarded in view of the privatisation of the power plants.
Tyto DDD byly uzavřeny dle vzoru smlouvy, který byl na žádost maďarské vlády vypracován mezinárodní advokátní kanceláří.
These PPAs followed a model agreement drafted by an international law firm at the Hungarian Government's request.
Podpis těchto DDD nebyl realizován v rámci výběrového řízení.
There was no tendering procedure for the signature of these PPAs.
Avšak privatizace elektráren probíhala v rámci výběrového řízení.
There was, however, a tendering procedure for the privatisation of the power plants.
DDD (podepsané před privatizací) byly součástí privatizačních smluv.
The PPAs (signed before privatisation) formed part of the privatisation package.
Po privatizaci bylo několik takových dohod (především dohody uzavřené s elektrárnou „Mátrai Erőmű“, „Tiszai Erőmű“ a „Dunamenti Erőmű“) stranami částečně modifikováno.
Some of these agreements (mainly the Mátra, Tisza and Dunament agreements) were partially amended by the parties after privatisation.
DDD podepsaná v roce 1997 se společností „Csepeli Áramtermelő Kft.“ byla uzavřena dle poněkud odlišného vzoru smlouvy.
The PPA of Csepel power plant was signed in 1997 and followed a somewhat different model.
Ani uzavření této dohody neproběhlo v rámci výběrového řízení a také souviselo s privatizací elektrárny.
However, there was no tendering procedure in this case either and the signature of the PPA was similarly linked to the power plant's privatisation.
DDD uzavřená v případě elektrárny „Újpesti Erőmű“ (jedna ze tří elektráren společnosti „Budapesti Erőmű“) byla podepsána se společností „Budapesti Erőmű“ v roce 1997, také bez výběrového řízení.
The PPA of Ujpest power plant (one of the three plants of Budapest power plant) was signed with Budapest power plant in 1997, likewise without a specific tendering procedure.
Pouze podepsání DDD s elektrárnou „Kispesti Erőmű“ (další, již zastaralá elektrárna společnosti „Budapesti Erőmű“, která byla v té době prakticky v přestavbě) proběhlo po skončení veřejného výběrového řízení v roce 2001.
Only the PPA of the Kispest plant (another – aging – plant of Budapest power plant which was essentially rebuilt at the time) was signed in 2001 as a result of an open tendering procedure.
V letech 2000–2004 znamenala kapacita vytížená DDD přibližně 80 % z celkového množství spotřeby elektřiny (MW) v Maďarsku.
From 2000 to 2004, the capacities reserved by the PPAs covered approximately 80 % of total Hungarian electricity demand (MW).
Od roku 2005 až do data tohoto rozhodnutí se tento podíl pohyboval okolo 60–70 %.
From 2005 to the date of this Decision, the share has been around 60-70 %.
Zrušením DDD by se tento podíl v období let 2011 až 2024 podle předpokladů postupně snižoval [19].
It was expected that this would gradually decrease in the period between 2011 and 2024 [19].
V době přistoupení Maďarska k EU (1. květen 2004) bylo stále ještě v platnosti deset DDD z téměř dvaceti dohod podepsaných v letech 1995 až 2001.
Of the nearly twenty PPAs signed between 1995 and 2001, ten were still in force at the date of Hungary's accession to the EU (1 May 2004).
Přestože některé DDD byly stranami v průběhu dubna 2008 dobrovolně zrušeny (viz výše odstavec (28) preambule), toto rozhodnutí se vztahuje i na tyto DDD a prověřuje charakter státní podpory, dále slučitelnost se společným trhem v období mezi 1. květnem 2004 a datem jejich zrušení (duben 2008).
Although some PPAs (see recital 28 above) were ended by the parties in April 2008, this Decision covers these and assesses their State aid nature and compatibility with the common market in the period between 1 May 2004 and their end date (April 2008).
Elektrárny fungující v rámci DDD a doba trvání DDD
The power plants under PPA and the duration of the PPAs
Elektrárny spadající pod účinnost tohoto rozhodnutí a fungující v rámci DDD jsou uvedeny v následující tabulce.
The power plants under PPA covered by this Decision are listed in the table below.
Doba trvání DDD uvedená v této tabulce označuje původně stanovenou – vymezenou samotnými DDD – dobu ukončení.
The duration shown refers to the initially scheduled end date of the PPAs as established in the PPAs themselves.
Přehled výrobců vázaných DDD, většinových majitelů a doby trvání DDD
Overview of the generation companies under PPA, the main shareholders and the duration of the PPAs
Název výrobní společnosti
Name of generation company
Skupina většinového majitele
Majority shareholder group
Elektrárna činná v rámci DDD
Power plant under PPA
Doba trvání DDD
Duration of PPA
Dunamenti Erőmű F bloky
Dunament F blocks
(podepsána v roce 1995, v platnost vstoupila v roce 1996)
(signed in 1995, entered into force in 1996)
Dunamenti Erőmű G2 blok
Dunament G2 block
(původní doba trvání: do 2015, v roce 2005 prodloužena do roku 2022)
(initial duration until 2015, extended to 2022 in 2005)
(podepsána v roce 1997, v platnost vstoupila v roce 2000)
(signed in 1997, entered into force in 2000)
1995–2017 [20](podepsána v roce 1995, v platnost vstoupila v roce 1996)
1995-2017 [20](signed in 1995, entered into force in 1996)
V rozhodnutí vlády č. 1074/1995 (4.VIII.) o regulaci cen elektřiny se vláda zavázala, že od 1. ledna 1997 (v tzv. prvním cyklu regulace cen) musí „distribuční a konečná spotřebitelská cena kromě odůvodněných provozních nákladů zahrnovat také 8 % zisk kapitálového poměru“.
In Government Decree 1074/1995 (VIII.4) on electricity price regulation, the government made a commitment that, as of 1 January 1997 (the beginning of the so-called first price regulation cycle), ‘in addition to covering the justified operating costs, wholesale and retail prices shall ensure 8 % return on equity’.
Tímto vláda elektrárnám fungujícím v rámci dohod DDD zaručovala návratnost kapitálu ve výši 8 %.
The government thereby guaranteed an 8 % rate of return on capital to the power plants under PPA.
Od 1. ledna 2001 (od počátku druhého cyklu regulace cen) zahrnovaly oficiální ceny návratnost ve výši 9,8 % poměru prostředků elektrárnám.
As of 1 January 2001 (the beginning of the second price regulation cycle), the official prices included 9,8 % profit on assets (eszközarányos megtérülés) for the power plants.
Zvýšení procenta neznamenalo nutně změnu skutečných částek, jelikož se základ dvou záloh návratnosti od sebe odlišoval (základem výpočtu první zálohy je vlastní kapitál, druhé pak hodnota prostředků).
The increase in percentage did not necessarily mean a change in actual amounts, as the bases of the two rates of return were different (the first one was calculated on equity while the second one was calculated on assets).
Ceny reflektovaly změny inflace.
The prices reflected changes in inflation.
Oficiální ceny týkající se elektráren zůstaly v platnosti do 31. prosince 2003.
The regulated prices remained in place for the power plants until 31 December 2003.
V době regulace cen Energetický úřad Maďarské republiky analyzoval strukturu nákladů každé jednotlivé elektrárny a cenu za elektřinu vykupovanou společností MVM stanovil tak, že byla zajištěna výše garantovaného zisku.
During this period of price regulation, the Hungarian Energy Office analysed the cost structure of each power plant and fixed the price for the purchase of electricity by MVM at a value that ensured guaranteed profitability.
K rejstříku nákladů krytých uvedeným mechanismem stanovení ceny náležely následující hlavní nákladové položky [21]:
The list of costs covered by this price-setting mechanism included the following main cost items [21]:
stálé (fixní) náklady amortizace, pojištění, určité stálé náklady na údržbu a provoz, úvěrové úroky, rekultivační náklady, daně, náklady personálního charakteru, náklady na ochranu životního prostředí, v případě jaderné elektrárny platby Ústřednímu nukleárnímu fondu a mimořádné výlohy,
fixed costs depreciation, insurance, certain fixed maintenance and operating costs, loan interest [‘hitelkamatok’], decommissioning [‘rekultivációs költségek’], fiscal costs (taxes), personnel expenditure [‘személyi jellegű költségek’], environmental protection costs, expenditures to the Central Nuclear Fund [‘Központi Nukleáris Alap befizetések’] for the nuclear power plant and extraordinary expenses [‘rendkívüli ráfordítások’];
proměnlivé náklady náklady na palivo.
variable costs fuel costs.
Úlohou Energetického úřadu Maďarské republiky byla kontrola, zda kryté výlohy byly skutečně vzniklé a nutné náklady.
The Hungarian Energy Office had the task of ensuring that the costs covered were reasonable and necessary.
Oficiální ceny převýšily ceny stanovené v DDD.
The official price overwrote the price established by the PPAs.
Ceny od 1. ledna 2004 byly stanoveny dle cenového vzorce v DDD.
As of 1 January 2004, the prices were determined on the basis of the PPAs’ price formulae.
Přesný obsah cenových vzorců byl dohodnut v rámci ročních jednání o cenách uskutečněných mezi MVM a výrobci elektřiny.
The exact meaning of the formulae was clarified in the context of the yearly price negotiations between MVM and the power generators.
(Dle podání „smlouva jakoby překlenula vzorce, pojmy uvedené v Rozhodnutí vlády“.)
(According to the submission, ‘the agreements copied in the formulae and definitions contained in the decree’.)
Výsledkem je, že zásady stanovení ceny v DDD – podobně jako mechanismus stanovení oficiálních cen – vycházejí z kategorií odůvodněných nákladů.
Consequently, the price-fixing principles of the PPAs are based, similarly to the mechanism used for setting regulated prices, on the justified cost categories.
Každá samostatná DDD zahrnuje dva cenové elementy: cenu za kapacitu (nebo cenu za poskytnutí k dispozici) hrazenou za rezervovanou kapacitu (MW), která kryje stálé (fixní) náklady a zisk (kapitálové náklady), dále cenu za energii pokrývající nestálé náklady.
Each PPA contains two main types of fee components: the capacity fee (or fee for making capacity available) for the reserved capacities (MW) covering fixed costs + profit (cost of capital), and the electricity fee covering variable costs.
Různé DDD stanovují další různé ceny.
The different PPAs provide for different additional charges.
V závislosti na DDD mohou být stanoveny další ceny, bonus/malus ceny, které podněcují výrobce elektřiny k provozu při co možná nejnižších nákladech, dále takové doplňující ceny, ke kterým je výrobce oprávněn např. pro dodržení rezervy, v případě úpravy harmonogramu údržby na žádost MVM, zvýšení výkonu v době špičky, respektive minimalizace zatížení v době minimálního zatížení, apod. Periodické změny ceny za kapacitu (roční, čtvrtletní, měsíční) závisí na mnoha faktorech: aktivace realizovaných projektů modernizace, různé úrokové kategorie, devizové kurzy, indexy inflace, apod. Cena za kapacitu, respektive doplňující ceny pokrývají také systémové služby (tam, kde o tom pojednává i DDD).
Depending on the PPAs, these additional fees can be bonus/malus fees applied as an incentive for the power generators to operate in accordance with the lowest cost principle, and supplementary fees for maintaining generating reserves, rescheduling maintenance at MVM's request, increasing load in peak periods and minimising load below that contracted during the minimum demand period, etc. The periodical (annual, quarterly, monthly) changes of capacity fees depend on a number of factors: activation of implemented retrofit projects, various interest categories, foreign exchange rates, inflation indices, etc. The capacity fee and the supplementary fees also cover the system services (covered by the PPA).
Nutno poznamenat, že stanovení kategorií krytých nákladů uvedených v regulaci cen před 1. lednem 2004 se ve všech případech neshodovalo se skutečnostmi uvedenými v DDD.
It must be noted that the definition of the covered cost categories was not necessarily identical in the price regulation before 1 January 2004 and in the PPAs.
Z podání [23] Maďarské republiky vyplývá, že například cena za kapacitu […] a elektrárny „Dunamenti Erőmű“ byla dle jejich DDD vyšší, než cena dle regulace.
Hungary's submissions [23] show that, for example, the capacity fee of […] and Dunament power plants were higher in their PPA than under price regulation.
Důvodem je skutečnost, že DDD přihlížely k retrofit, což vedlo k vyšším stálým nákladům.
This was because these PPAs took retrofitting into account, thereby leading to higher fixed costs.
Tyto vyšší stálé náklady se postupně projevovaly (sledujíce postupný retrofit) ve vyšších cenách za kapacitu dle DDD, než jak bylo stanoveno regulací cen.
These higher fixed costs appeared gradually (following the gradual retrofitting) in higher capacity fees under the PPAs than under price regulation.
Ve výsledku dvoustranných jednání mezi MVM a výrobci lze pozorovat i další rozdíly mezi cenami dle regulace cen a cenami dle DDD.
Other differences due to bilateral negotiations between MVM and the generators could also be observed between regulated prices and PPA prices.
Navzdory takovým rozdílům jednotlivé elektrárny fungující v rámci DDD v podáních Maďarské republiky ze dne 20. října 2004 a 20. července 2005 potvrdily, že kategorie nákladů dle metodiky výpočtu cen aplikované po dokončení období cenové regulace se ve velké míře podobaly cenám uplatňovaným Energetickým úřadem Maďarské republiky před daným termínem.
Notwithstanding such differences, in Hungary's submissions of 20 October 2004 and 20 July 2005 each power plant under PPA confirmed that the price calculation method as well as the cost categories applied after the end of price regulation were largely similar to those applied by the Hungarian Energy Office before that date.
Ceny dle DDD uplatňované po 1. lednu 2004 tak i nadále vycházely z výpočtu odůvodněných (stálých a proměnlivých) nákladů + zisku.
The prices under the PPAs applied after 1 January 2004 thus remained based on the calculation of justified (fixed and variable) costs + profit.
Z výše uvedeného vyplývá, že regulace cen dnem 31. prosince 2003 skončila, avšak ceny ve skutečnosti liberalizovány nebyly, protože na základě DDD výrobní cenu elektřiny i nadále určoval princip návratnosti investic. [24]
It follows from the above that although price regulation ended on 31 December 2003, prices were not genuinely liberalised as the wholesale pricing of electricity remained driven by the principle of return on investments enshrined in the PPAs [24].
Dne 6. února 2006 přijal maďarský parlament zákon č. XXXV [25] z roku 2006 a tak byl obnoven proces oficiální regulace cen v rámci DDD v souvislosti s elektřinou prodávanou společnosti MVM.
On 6 February 2006, the Hungarian Parliament adopted Act XXXV of 2006 [25] which reinstated governmental price regulation for the electricity sold to MVM under the PPAs.
Počínaje dnem 1. ledna 2008 – v souvislosti s liberalizací trhu – III. Zákon o elektrické energii zrušil oficiální výrobní ceny, stejně jako podvojný model zahrnující spotřebitelský sektor a sektor volného trhu.
As of 1 January 2008, in the context of the liberalisation of the market, Energy Act III put an end to the regulated generation prices as well as to the existence of the dual public utility and free market segments.
Následovně od 1. ledna 2008 byla cena za elektřinu od výrobců elektřiny prodávanou společnosti MVM opět určena cenovým vzorcem dle DDD.
Consequently, as of 1 January 2008 the price of the electricity sold by the power generators to MVM under the PPAs is again defined by the price formulae of the PPAs.
Principy pro stanovení těchto cenových vzorců se od doby poslední aplikace nezměnily: jsou tedy shodné s principy platnými v období mezi 1. lednem 2004 a 8. prosincem 2006 (viz výše odstavec (54)–(59) preambule).
The underlying principles of these formulae have not been altered since their last application: they thus follow the same principles as in the period between 1 January 2004 and 8 December 2006 (see recitals 54 to 59 above).
V souladu s tímto se tvorba cen výrobců fungujících v rámci DDD i nadále řídí principem návratnosti investic.
Accordingly, pricing under PPA remains driven by the principle of return on investment.
Rezervovaný výkon (kapacita)
Reserved capacities
DDD rezervují společnosti MVM celkovou kapacitu nebo převážnou část kapacity výrobních jednotek činných v rámci DDD.
The PPAs reserve for MVM all or a substantial part of the capacities of the generating units under PPA.
Výkon tuzemských výrobců v Maďarsku [26] [26] (MW)
Hungary's domestic generation capacity [26] [26](MW)
Nominální výkon [27]
Installed total generation capacity [27]
Stálý využitelný výkon [28]
Gross available capacity [28]
Využitelný výkon [29]
Net available capacity [29]
Zatížení maďarské elektrické soustavy ve špičce
Peak load of the Hungarian electricity system
Výrobní kapacita elektráren činných v rámci DDD [30] [30](MW)
Generation capacity of the power plants under PPA [30] [30](MW)
Elektrárna
Power plant
Využitelný výkon
Net available capacity
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici [31]
Contracted capacity [31]
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici
Contracted capacity
Celkový využitelný výkon elektráren činných v rámci DDD
Total net available capacity of the power plants under PPA
Smluvní hodnota průměrného výkonu, který je k dispozici celkem
Total contracted capacity
Z výše uvedených údajů vyplývá, že v hodnoceném období společnost MVM rezervuje DDD přibližně 60 % z využitelného výkonu v Maďarsku.
The above figures show that in the period under assessment, around 60 % of Hungarian net available generation capacity is contracted by MVM under PPAs.
V případě přihlédnutí ke skutečně využitelnému výkonu a samospotřebě je tento poměr vyšší, než je výše uvedeno.
If the actually available capacities of the power plants (Ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség) minus their own consumption (Önfogyasztás) are taken into account, the ratio is higher than the above.
Z výše uvedených tabulek dále vyplývá, že DDD rezervují pro společnost MVM celkovou nebo významnou část stávající kapacity jednotlivých elektráren.
The above tables also show that the capacity reserved under the PPAs for MVM cover all or the bulk of the respective plants’ available capacities.
Společnost MVM platí poplatek za rezervaci kapacity (viz výše uvedený odstavec (56) preambule), nezávisle na skutečném využití kapacity elektrárny.
MVM pays a capacity fee for these capacity reservations (recital 56 above), irrespective of the actual use of the plant.
Dovozní kapacita Maďarska je 1000–1300 MW.
Import capacity in Hungary is around 1000-1300 MW.
Z dovozní kapacity je pro společnost MVM vázáno zhruba 600 MW jinými dlouhodobými smlouvami.
Around 600 MW of this import capacity is reserved for MVM under other long-term agreements.
Prodané množství
Sold quantities
Když společnost MVM skutečně využije rezervovanou kapacitu a od elektrárny vykupuje elektřinu, pak za převzatou energii hradí cenu za energii (výše uvedený odstavec (56) preambule).
When MVM actually makes use of its reserved capacity and buys electricity from the power plant, it then pays the energy fee for the off-taken electricity (see recital 56 above).
V případě každé elektrárny zaručují DDD určitý minimální odběr.
There is a certain minimum off-take guaranteed by the PPAs for each power plant.
Tuzemská výroba elektřiny v Maďarsku se pohybuje ročně mezi 32 a 36 TWh (= 32–36000000 GWh).
The overall domestic electricity production in Hungary is between 32 and 36 TWh (= 32 – 36000000 GWh) a year.
Vyrobená elektřina dle DDD [38] [38]
Electricity produced under PPAs [38] [38]
Vyrobená elektřina
Produced electricity
(včetně elektráren Kelenföldi, Újpesti a Kispesti)
(including Kelenföld, Újpest and Kispest)
Celková produkce elektřiny
Total generated electricity
Samospotřeba elektrárny
Own consumption
Zaručený odběr
Minimum guaranteed off-take
Skutečný odběr
Actual off-take
Samospotřeba elektrárny
Own consumption of the plant
Zaručené množství odběru je množství, které je MVM povinna v každém roce odebrat nezávisle na skutečných požadavcích trhu.
The minimum guaranteed off-take is the quantity MVM is required to purchase irrespective of market demand.
Pokud společnost MVM neodebere stanovené minimální množství, pak je povinna uhradit vzniklé náklady na palivo (v případě elektrárny „Dunamenti Erőmű“, „Kelenföld Erőmű“, „Pécs Erőmű“ a […] „Erőmű“), veškeré vzniklé náklady nebo položky výrobce na základě dohody o dodávce paliva (v případě společnosti „Csepeli Áramtermelő Kft.“), respektive veškeré potvrzené náklady (v případě elektrárny „Kispesti Erőmű“ a „Újpesti Erőmű“).
Should MVM not purchase the fixed minimum quantities, it still has to pay for the fuel costs incurred (Dunament, Kelenfold, Pécs and […]), all costs or compensation incurred by the generator on the basis of its Fuel Supply Agreement (Csepel), and all justified costs (Kispest and Ujpest).
V rozhodnutí o zahájení řízení dospěla Komise k předběžnému závěru, že DDD zajišťují výrobcům elektřiny, kteří tyto dohody podepsali, ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES státní podporu.
In its Opening Decision, the Commission reached the preliminary conclusion that the PPAs constituted State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty to the power generators parties to a PPA with MVM.
Komise vyjádřila svůj názor, že DDD jsou ve smyslu Aktu o přistoupení [40] příloha IV, kapitola 3, odstavec 1, písmeno c) opatření uplatnitelná i po přistoupení a nejsou považována za stávající podporu, jelikož DDD nesplňují kategorie podpory, které jsou po datu přistoupení na základě předpisů Dokumentu o přistoupení, ve smyslu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES považovány za stávající podpory.
It expressed the view that PPAs were applicable after accession within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act [40] and that they did not constitute existing aid, since they do not come under the aid categories that were regarded, as of accession, as existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty.
Aktu o přistoupení, za třetí DDD nebyly Komisi oznámeny v rámci tzv. „prozatímního řízení“.
Thirdly, the Commission had not been given notice of the PPAs under the so-called ‘interim procedure’.
Komise byla toho názoru, že zaručená návratnost investic a vysoké ceny garantované DDD zajišťují výrobcům elektřiny činným v rámci DDD hospodářské výhody v porovnání s takovými výrobci elektřiny, kteří nejsou účastníky DDD, včetně případných nových účastníků trhu, dále v porovnání se společnostmi působícími ve srovnatelných odvětvích, kde takové dlouhodobé dohody vůbec nebyly účastníkům trhu nabídnuty.
The Commission expressed the view that the guaranteed return on investment and the high purchase price secured by the PPAs put power generators operating under a PPA in a more advantageous economic situation than other power generators not parties to a PPA, including possible new entrants on the market and companies in other, comparable sectors in which such long-term agreements have not even been offered to market players.
Proto Komise předběžně konstatovala, že opatření znamená pro zmiňované výrobce elektřiny selektivní výhody.
The measure was therefore found, on a preliminary basis, to confer a selective advantage on those power generators.