natgillin/translations-raw huggingface dataset:
první je pro koncese udělené před 10. dubnem 1959, druhý pro koncese udělené 10. dubna 1959 nebo později.
the first for concessions granted prior to 10 April 1959, the other for concessions granted on 10 April 1959 or later.
U koncesí udělených před 10. dubnem 1959 je cena koncesní energie vypočtena jako funkce režijní ceny individuální elektrárny, k níž se přičte přirážka ve výši 20 %.
For concessions granted before 10 April 1959, the concession power price is calculated as a function of the individual power plant’s cost-price, plus a premium of 20 %.
Tento model se stále uplatňuje u koncesí udělených před 10. dubnem 1959, a v následujícím textu je označován jako model „založený na režijní ceně“.
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.
Koncesní energie prodávaná na základě tohoto modelu stanovení cen je v následujícím textu označována jako „koncesní energie, jejíž cena je stanovena na základě režijní ceny“.
Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘cost price concession power’.
U koncesí udělených po 10. dubnu 1959 je cena koncesní energie stanovena ministerstvem pro energetiku a ropu na základě průměrných nákladů u reprezentativního vzorku vodních elektráren z celého Norska.
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.
Tato metoda stanovení cen je v následujícím textu označována jako metoda založená na „ceně stanovené ministerstvem“.
This pricing method is in the following referred to as the ‘ministry price’ method.
Koncesní energie prodávaná na základě tohoto modelu stanovení cen je v následujícím textu označována jako „koncesní energie, jejíž cenu stanoví ministerstvo“.
Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘ministry price concession power’.
Zákon o průmyslových licencích stanoví, že nárok obcí na koncesní energii může být 20 let po udělení licence předložen k přezkumu norskému ředitelství pro vodní zdroje a energii („NVE“) [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].
Norské orgány vysvětlily, že i když může proces přezkumu vést k tomu, že ředitelství NVE mírně upraví objem koncesní energie, nemůže dojít k podstatným změnám v nároku obce na koncesní energii.
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.
Většina nároků obce Narvik na koncesní energii má být přezkoumána v roce 2019.
The majority of Narvik’s concession power entitlements are due for review in 2019.
Obce nesou náklady na dodání koncesní energie do rozvodné sítě.
The municipalities carry the cost of feeding the concession power into the grid.
Koncesní energie Narviku
Narvik’s concession power
Narvik má každoročně nárok celkem přibližně na 128 GWh koncesní energie, z čehož u zhruba 116,3 GWh je cena stanovena metodou založenou na ceně stanovené ministerstvem a u zbývajících 11,7 GWh je cena stanovena podle metody založené na režijní ceně.
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.
Norské orgány vysvětlily, že cena stanovená ministerstvem v roce 2000 byla přibližně 0,10 NOK a příslušná režijní cena elektráren Håkvik a Nygård se v roce 2000 pohybovala v rozmezí od 0,14 NOK do 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.
Majitel elektrárny v době transakce
Plant owner at time of the transaction
Elektrárny
Plant
Přibližně GWh/rok
Approx. GWh/year
Metoda stanovení ceny
Price method
Håkvik a Nygård
Håkvik and Nygård
Režijní cena
Cost price
Cena stanovená ministerstvem
Ministry price
Skjomen, Båtsvann a Norddalen
Skjomen, Båtsvann and Norddalen
NEAS se nachází na území obce Narvik v kraji Nordland.
NEAS is located in Narvik municipality in the county of Nordland.
Vyrábí a prodává elektrickou energii.
It produces and sells electricity.
Do roku 2001 byla stoprocentním vlastníkem společnosti NEAS obec Narvik.
Until 2001, NEAS was 100 per cent owned by Narvik municipality.
V roce 2001 Narvik odprodal 49,99 % svých akcií dvěma energetickým společnostem, Vesterålskraft AS a Hålogalandskraft AS.
In 2001, Narvik sold off 49,99 % of its shares to two power companies, Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
Po spojení společností v roce 2006 a změně názvu v roce 2009 je společnost NEAS nyní součástí společnosti Nordkraft AS (dále jen „Nordkraft“).
After a merger in 2006 and a name change in 2009, NEAS is now part of the company Nordkraft AS (‘Nordkraft’).
Události, které vedly k prodeji koncesní energie
Events leading up to the sale of concession power
Do konce roku 1998 prodával Narvik svůj roční nárok na koncesní energii o objemu přibližně 128 GWh společnosti NEAS na základě krátkodobých a dlouhodobějších smluv.
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.
Na počátku roku 1999, poté, co Narvik nedosáhl dohody se společností NEAS, prodal svoji koncesní energii na burze energie za spotové ceny.
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.
Cena byla 109,50 NOK za MWh.
The price was NOK 109,50 per MWh.
Jelikož společnost za koncesní energii uhradila 111,10 NOK za MWh plus náklady na dodání do sítě ve výši 20 NOK za MWh, vznikla Narviku v souvislosti s touto smlouvou ztráta ve výši přibližně 2,3 milionu NOK.
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.
Původně však Narvik očekával přebytek ve výši 3,5 milionu NOK.
Narvik had initially expected a surplus of NOK 3,5 million.
Dne 19. října 1999 výkonný výbor městské rady (dále jen „výkonný výbor“) doporučil městské radě, aby celkovým cílem nakládání s obecní koncesní energií byla maximalizace dlouhodobé návratnosti za účelem získání stabilního horizontu pro plánování.
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.
Navrhovaná strategie pro dosažení tohoto cíle měla čtyři prvky:
The proposed strategy for achieving this goal had four elements:
koncesní energie se prodá uchazeči, který předloží nejvyšší nabídku, na základě dlouhodobé smlouvy s pevnou návratností, smlouva nicméně obsahuje ustanovení o úpravě ceny, která zajišťují dodatečné výnosy, jsou-li ceny výrazně vyšší než ceny plánované po dobu trvání smlouvy;
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;
koncesní energie se prodává na základě různých smluv o různé délce, aby se diverzifikovalo riziko;
Concession power is sold under different contracts of different lengths to diversify risk;
starostovi je udělena plná moc uzavírat dohody podle strategie, o které rozhodne městská rada;
The Mayor is granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council;
zisky z prodeje koncesní energie se ukládají do fondu, který se bude využívat podle rozhodnutí městské rady.
Profits from the sale of the concession power is deposited into a fund to be dispersed according to decisions by the Municipal Council.
Městská rada potvrdila doporučení výkonného výboru s jednou úpravou, kterou navrhl starosta a která byla potvrzena změnou strategie:
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:
místo toho, aby byla starostovi výslovně „udělena plná moc uzavírat dohody podle strategie, o které rozhodne městská rada“, konečné rozhodnutí stanoví, že „jako první krok při provádění této strategie je společnost NEAS vyzvána k diskusi o vlastním zájmu v této věci, jak jej popsala v dopise obci ze dne 9. listopadu“.
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.’
Dopisem ze dne 9. listopadu 1999 společnost NEAS zpochybnila navrhovanou strategii prodeje koncesní energie na základě různých smluv s různou dobou trvání s cílem diverzifikovat riziko.
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.
Místo toho navrhla jednu dlouhodobou smlouvu („např. na dobu 50 let“) a byla přístupná tomu, aby do smlouvy s Narvikem bylo zahrnuto ustanovení o úpravě ceny.
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.
V dopise ze dne 15. dubna 1999 společnost NEAS rovněž vyjádřila zájem uzavřít dlouhodobou smlouvu na koncesní energii, a to primárně formou nákupu zálohovou jednorázovou platbou nebo případně formou dlouhodobého nájmu – který byl původně navržen na dobu 60 let – s ročními platbami obci 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.
Kromě otázky koncesní energie se diskutovalo také o budoucí úloze společnosti NEAS na trhu a o úloze Narviku jakožto vlastníka společnosti 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.
Podle norských orgánů společnost NEAS v té době zaznamenala rozsáhlou regionální konsolidaci energetických společností a vstup vnitrostátních/mezinárodních hospodářských subjektů na místní trhy.
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.
Společnost NEAS potřebovala posílit svoji kapitálovou základnu, aby získala podíly v jiných elektrárenských společnostech, zejména ve společnosti Nordkraft AS.
NEAS needed to strengthen its equity base in order to acquire shares in other electricity companies, particularly Nordkraft AS.
Společnost NEAS rovněž společně se společnostmi Hålogaland Kraft AS a Vesterålskraft AS podepsala prohlášení o záměru vytvořit regionální výrobní společnost a regionální společnost pro přenos energie.
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.
Na zasedání obecní rady dne 16. prosince 1999 bylo rozhodnuto, že vlastnický podíl Narviku ve společnosti NEAS, kapitálové potřeby společnosti a nakládání s koncesní energií by měly být společně posouzeny vyjednávacím týmem, který tvořil starosta, místostarosta, vedoucí představitel opozice, jakož i ředitel, zástupce ředitele a vedoucí oddělení veřejných zakázek obecní správy (dále jen „vyjednávací tým“).
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’).
Externí posudky
External assessments
Společnost NEAS nechala vypracovat dvě zprávy, a to společností Arthur Andersen (dále jen „AA“) a Deloitte & Touche (dále jen „DT“), které měly určit hodnotu koncesní energie, jejíž cena je stanovena ministerstvem.
NEAS commissioned two reports from Arthur Andersen (‘AA’) and Deloitte & Touche (‘DT’) in order to determine the value of the ministry price concession power.
Zpráva AA uplatňuje metodiku založenou na čisté současné hodnotě (dále jen „NPV“, net present value), ale nepopisuje podrobněji předpoklady, o které se metoda opírá.
The AA report applies a net present value (‘NPV’) methodology, but does not describe the underlying assumptions in great detail.
Také zpráva DT využívá metodiku NPV, ale ve srovnání se zprávou AA vysvětluje relevantní předpoklady a výpočty podrobněji.
The DT report also utilises an NPV methodology, but goes further than the AA report in explaining relevant assumptions and calculations.
Zpráva DT například podrobně vysvětluje, jak je na základě modelu oceňování kapitálových aktiv (dále jen „CAPM“, capital asset pricing model) určena požadovaná návratnost a jak jsou určeny průměrné vážené kapitálové náklady (dále jen „WACC“, weighted average cost of capital).
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.
Analýza rovněž obsahuje podrobný popis výpočtu koncesní ceny a obsahuje analýzu citlivosti vycházející z dílčích změn jak v ceně elektřiny, tak 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 nechal vypracovat dvě zprávy u společnosti Danske Securities („DS1“ a „DS2“).
Narvik commissioned two reports from Danske Securities (‘DS1’ and ‘DS2’).
V první zprávě, tedy DS1, měla společnost Danske Securities podle zadání posoudit, zda by obec měla prodat svůj nárok na koncesní energii na trhu, či nikoli, nebo zda by jej měla převést na společnost 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.
Ve zprávě DS1 společnost Danske Securities z vlastního podnětu poskytla odhad hodnoty nároku na koncesní energii na dobu 50 let.
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.
Kromě toho, že uvedla vlastní předpoklady ohledně budoucího vývoje cen elektřiny, poskytla společnost Danske Securities omezené pokyny ke způsobu, jímž byla vypočtena hodnota nároku na koncesní energii.
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.
V případě zprávy DS2 Danske Securities požadovala, aby jí svá očekávání ohledně cen a nákladů poskytly 3 tržní subjekty:
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
CBF Kraftmegling AS („CBF“), Norwegian Energy Brokers AS („NEB“) a Statkraft SF („Statkraft“).
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
Na základě těchto očekávání společnost Danske Securities vypočetla odhadovanou tržní hodnotu nároku na koncesní energii.
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
Na základě očekávání společnosti CBF vznikl odhad základního scénáře ve výši 127 milionů NOK.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
Na základě očekávání společnosti NEB vznikl odhad základního scénáře ve výši 75 milionů NOK.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
Jelikož společnost NEB neupravila svá očekávání ohledně cen a nákladů podle inflace, Danske Securities zdůraznila, že očekávání společnosti NEB nepovažuje za věrohodné.
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.
Na základě očekávání společnosti Statkraft bylo vymezeno rozmezí od 115–140 milionů NOK.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Na základě těchto tří ocenění hodnoty dospěla Danske Securities k závěru, že odhadovaná čistá současná hodnota nároku na koncesní energii by se pohybovala v rozmezí od 100 do 140 milionů 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.
Čtyři zprávy jsou shrnuty v následující tabulce.
The four reports are summarised in the following table.
Uvedené zprávy jsou v ní souhrnně označovány jako „čtyři zprávy“.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
Autor zprávy
Author of report
Datum zprávy
Date of report
Zadavatel zprávy
Report commissioned by
Oceněný objem koncesní energie (v GWh) [14]
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Doba (v letech)
Period (in years)
Odhad čisté současné hodnoty (v milionech NOK)
Estimated NPV (in NOK million)
Interní posudky
Internal assessments
Kromě externího poradenství provedl vedoucí oddělení veřejných zakázek obce Narvik i vlastní posudky.
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
V prvním posudku, který byl výkonnému výboru předložen v říjnu 1999, dospěl k závěru, že dlouhodobé smlouvy, které jsou definována jako smlouvy v délce od 10 do 40 let, představují pro obec vysoké celkové riziko.
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.
Druhý posudek, který byl předložen vyjednávacímu týmu dne 16. března 2000, rozebírá různé možnosti nakládání s koncesní energií.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
Tou dobou však již vyjednávací tým zúžil oblast jeho mandátu na pouhé posuzování rizika, doby vypořádání, daňových důsledků a maximalizace zisku u tří scénářů (u všech scénářů Narvik převedl svůj nárok na koncesní energii na společnost NEAS na dobu 50 let a snížil svůj vlastnický podíl ve společnosti 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).
Bez ohledu na tuto skutečnost vedoucí oddělení veřejných zakázek v druhém posudku nadále zdůrazňoval význam doby trvání smlouvy.
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
V posouzení mezní hodnoty nároku na koncesní energii v průběhu času uvedl, že „…uzavření smlouvy na velmi dlouhou dobu, např. na 50 let, nám jako prodejcům poskytuje jen velmi malou dodatečnou hodnotu ve srovnání s krátkodobějšími smlouvami (např. na dobu 20 let v hodnotě 83 milionů 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)’.
Po interních diskusích o výhodách a nevýhodách dlouhodobé smlouvy vyjednávací tým obecní radě doporučil, aby uzavřela smlouvu na dobu 50,5 roku, čímž vhodně sníží riziko pro obec a zajistí dlouhodobý plánovací horizont.
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.
Prodej koncesní energie
The sale of concession power
Společnost NEAS usilovala o koupi pouze 116,3 GWh koncesní energie, jejíž cena je stanovena ministerstvem.
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
Při vyjednávání s touto společností však Narvik trval na tom, že společnost musí koupit celý jeho nárok na koncesní energii a že 11,7 GWh koncesní energie, jejíž cena je určena podle režijní ceny, má být tudíž sloučeno s koncesní energií, jejíž cenu stanoví ministerstvo.
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.
V květnu 2000 se strany konečně dohodly, že se dohoda bude vztahovat na celý objem 128 GWh koncesní energie a že společnost NEAS uhradí 120 milionů NOK za koncesní energii, jejíž cena je stanovena ministerstvem, a 6 milionů NOK za koncesní energii, jejíž cena je určena podle režijní ceny.
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.
Dne 25. května 2000 obecní rada formálně rozhodla, že by obec měla prodat svůj roční nárok na 128 GWh koncesní energie společnosti NEAS na dobu 50,5 roku, a to za 126 milionů NOK.
On 25 May 2000, the Municipal Council formally decided that the municipality should sell its annual 128 GWh entitlement to concession power to NEAS for 50,5 years for NOK 126 million.
Dne 16. října 2000 Narvik a NEAS formálně stvrdily dohodu podpisem smlouvy, jejímž prostřednictvím Narvik za výše uvedených podmínek prodal svůj nárok na koncesní energii.
On 16 October 2000, Narvik and NEAS formalised the agreement by signing the contract where Narvik sold the entitlement to concession power on the above described terms.
Do smlouvy nebyl začleněn žádný mechanismus úpravy ceny a peníze měly být uhrazeny v rámci zálohové jednorázové platby.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
Dne 29. listopadu 2000 Narvik a NEAS podepsaly dodatkovou dohodu, ve které se společnost NEAS zavázala, že za nákup nároku na koncesní energii zaplatí Narviku 60 milionů NOK v hotovosti a zbývajících 66 milionů NOK zaplatí formou příspěvku k vlastnímu kapitálu ve formě věcného plnění, který vloží do společnosti NEAS (v té době byla ze 100 % vlastněna obcí).
On 29 November 2000, Narvik and NEAS signed a supplementary agreement where NEAS for the purchase of the entitlement to concession power committed to pay Narvik NOK 60 million in cash, and the remaining NOK 66 million as an equity contribution in kind injected into NEAS (at the time 100 % owned by the Municipality).
Prodej akcií společnosti NEAS
Sale of NEAS shares
V roce 2001 odprodal Narvik 49,99 % svých akcií ve společnosti NEAS společnostem Vesterålskraft AS a Hålogalandskraft AS.
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.