natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Proto existuje, pokud vůbec, jen málo dlouhodobých smluv o prodeji energie, s nimiž lze srovnat cenu energie prodané na období 50,5 roku.
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.
Dlouhodobé odhady budoucích cen energie však musejí provádět potenciální kupci a prodejci elektráren.
Long term estimates of future power prices do however have to be made by potential buyers and sellers of power plants.
A právě z tohoto důvodu norské orgány tvrdí, že prodej nároku obce Narvik na koncesní energii by měl být připodobněn prodeji vodních elektráren.
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.
Na podporu tohoto tvrzení předložily norské orgány Kontrolnímu úřadu přezkum Pareto, který obsahuje přehled pěti vodních elektráren prodaných v Norsku v roce 2000.
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.
Norské orgány tvrdí, že jak v případě prodeje vodních elektráren, tak v případě prodeje nároku obce Narvik na koncesní energii představují prodejní ceny čistou současnou hodnotu očekávaných peněžních toků plynoucích z daného objemu výroby.
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.
Proto bude muset každý kupec či prodejce vodní elektrárny stejně jako obec Narvik a společnost NEAS ocenit hodnotu elektrárny na základě očekávaných příjmů z výroby, od nichž odečte očekávané náklady snížené o příslušnou diskontní sazbu během doby, po kterou může nový majitel danou vodní elektrárnu využívat.
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.
Norské orgány tvrdí, že pokud se upraví o určité relevantní faktory, jsou ceny pěti vodních elektráren zmíněných ve zprávě Pareto srovnatelné s cenami získanými prodejem nároku obce Narvik na koncesní energii.
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.
Kontrolní úřad v této souvislosti bere na vědomí opravné faktory uvedené norskými orgány, jak je vysvětleno v kapitole I.11 výše.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
U pěti vodních elektráren se prodejní ceny jedné KWh výrobní kapacity pohybovaly v rozmezí od 1,66 NOK do 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.
Trvalý prodej majetku zvýší čistou současnou hodnotu majetku oproti prodeji nároku na nákup koncesní energie po dobu 50,5 roku, jelikož se předpokládá, že majetek bude mít po uplynutí 50,5 roku pozitivní peněžní tok.
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.
Norské orgány předpokládaly 4 % míru kapitalizace, která povede k tomu, že se prodejní cena upraví směrem dolů, a to přibližně o 10–15 %, aby bylo možné porovnat trvalý prodej s prodejem koncesní energie na omezenou dobu [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].
Druhý rozdíl mezi trvalým prodejem a prodejem nároku na koncesní energii na dobu 50,5 roku se týká nákladového základu pro použití modelu NPV – celkové výrobní náklady vs. cena koncese.
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.
Norské orgány tvrdily, že typické provozní náklady včetně opětovných investic dosahují u novější elektrárny přibližně 0,05 NOK za KWh, zatímco cena stanovená ministerstvem byla v té době přibližně 0,10 NOK za 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.
Aby bylo možné posoudit, zda ceny za elektrárny představují odpovídající zástupné hodnoty tržní ceny dané koncesní energie, je nezbytné se podrobněji podívat na každou složku tvrzení.
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.
Posouzení provedené Kontrolním úřadem vychází z informací poskytnutých norskými orgány a z dalších veřejně dostupných informací.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
V následující analýze jsou ve všech výpočtech použity pouze nominální údaje [28].
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
U pěti vodních elektráren zmíněných v přezkumu Pareto se prodejní ceny za KWh výrobní kapacity pohybovaly v rozmezí od 1,66 NOK do 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.
Ve zprávě, kterou vydala ekonomická poradenská společnost Econ Pöyry a která analyzuje prodeje elektráren v letech 1996 až 2005, je průměrná hodnota transakcí v roce 2000 podle všeho o něco vyšší a podle odhadů činí přibližně 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.
Jelikož se zpráva ECON odvolává na vyšší průměrnou hodnotu transakce než přezkum Pareto, použije Kontrolní úřad v další analýze rozmezí od 1,70 NOK do 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.
Druhým faktorem, který je třeba zvážit, je způsob, jímž je nutné upravit cenové úrovně, aby se odlišil trvalý prodej od prodeje na omezenou dobu, tedy na 50,5 roku.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
Norské orgány tvrdily, že vhodný faktor úpravy je 10–15 % na základě 4 % míry kapitalizace.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
Kontrolní úřad dospěl k závěru, že výběr míry kapitalizace úzce souvisí s výběrem diskontní sazby v modelu NPV.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
Nominální diskontní sazba po zdanění použitá ve zprávě DT byla 6,8 %, zpráva AA použila 7 %.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
Rovněž se podotýká, že při posuzování projektů nových elektráren ředitelství NVE použilo sazbu 6,5 % [29].
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
Model výpočtu založený na režijní ceně používá 6 % sazbu [30].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
Na základě výše uvedených skutečností zastává Kontrolní úřad názor, že přibližná diskontní sazba, a tím i vhodná míra kapitalizace, která se uplatní při srovnání trvalého prodeje a prodeje na dobu omezenou, se pohybuje v rozmezí 6–7 %, vyjádřeno nominálně po zdanění.
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.
S ohledem na tyto úvahy se vhodná úprava hodnoty k rozlišení trvalého prodeje od prodeje na dobu 50,5 roku nepohybuje v rozmezí 10–15 %, jak tvrdí norské orgány, ale blíží se spíše rozmezí 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 %.
Třetím faktorem, který je třeba vzít v úvahu, je očekávaná budoucí tržní cena elektřiny.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
Jak je vysvětleno výše, je velice obtížné předpovědět, jaké budou ceny energie v období příštích 50 let či později.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
Výše popsané oceňovací zprávy, zejména zprávy AA a DT, očekávají, že tržní cena energie vyrovnaně poroste po dobu 10–20 let a poté se ceny v reálných hodnotách podle očekávání ustálí (tj. porostou pouze s očekávanou inflací) [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].
Z toho je patrné, že v dané době panovala shoda, že budoucí ceny energie v reálných hodnotách zůstanou dlouhodobě stálé a že nadále neporostou [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].
Kontrolní úřad předpokládá, že stejně nejistí byli ohledně budoucích cen energie všichni ostatní účastníci trhu, rovněž ti, kteří ve stejnou dobu, kdy docházelo k prodeji nároku na koncesní energii, kupovali či prodávali elektrárny.
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.
Proto není důvod předpokládat, že různí účastníci trhu mají přístup k výrazně odlišným informacím o odhadech tržní ceny.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Přejdeme-li od příjmů k nákladům, srovnání předložené norskými orgány zmiňuje scénář, v němž existuje rozdíl mezi peněžními odtoky za KWh u trvalého prodeje a u prodeje koncesní energie ve výši 0,05 NOK, a to kvůli očekávané ceně koncesní energie dosahující přibližně 0,10 NOK a provozním nákladům včetně opětovných investic ve výši přibližně 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.
Pokud jde o cenu koncesní energie stanovenou ministerstvem, konzultanti, kteří poskytovali poradenství obci Narvik a společnosti NEAS, očekávají, že ceny zůstanou v reálných hodnotách poměrně vyrovnané, což znamená, že nelze očekávat výrazný nárůst účinnosti ani značnou volatilitu nákladového základu.
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.
V zásadě se očekává, že cena koncesní energie stanovená ministerstvem poroste souběžně s inflací [33].
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
Na základě dostupných informací zastává Kontrolní úřad stanovisko, že stejné předpoklady by učinil obezřetný investor, a tudíž v další analýze předpokládá, že nedojde k výrazným změnám v ceně koncesní energie, která je stanovena na základě režijní ceny.
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.
Ve výpočtu hodnoty koncesní energie tvoří tyto náklady relevantní peněžní odtok [34].
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
Jelikož existuje řada proměnných, které mohou ovlivnit míru finančních investic v průběhu času, je třeba posoudit údaj 0,05 NOK, který kombinuje provozní náklady a náklady na opětovné investice, na základě jeho různých složek.
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.
Za prvé, je zřejmé, že elektrárna bude vyžadovat určitou úroveň obecných provozních nákladů a nákladů na údržbu.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
Předpokládá se, že náklady na provoz a údržbu vodní elektrárny jsou obecně poměrně nízké a vyrovnané a pohybují se v rozmezí 0,02–0,05 NOK za 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].
Tento fakt podporují údaje o nákladech použité k určení ceny stanovené ministerstvem.
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
V roce 2000 činila vyrovnávací platba za náklady na provoz a údržbu v rámci uvedeného modelu 0,267 NOK za KWh.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
Při výpočtu čisté současné hodnoty jsou důležité také jiné peněžní odtoky.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
Při výpočtu ceny stanovené ministerstvem za rok 2000 byly daně vyrovnány částkou 0,021 NOK.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
Skutečná daň vyměřená dané elektrárně by samozřejmě závisela na zisku, ale vzhledem k tomu, že cena stanovená ministerstvem má být reprezentativní pro průměrné náklady typických elektráren v Norsku, zdá se rozumné předpokládat daňové náklady v přibližně výši 0,02 NOK za 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.
Závěrečnou část peněžního odtoku v modelu NPV tvoří náklady na opětovné investice, které do velké míry závisejí na načasování a úrovni potřeb elektrárny, pokud jde o opětovné investice.
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.
Kontrolní úřad má za to, že pro účetní účely je hospodářská životnost vodní elektrárny 40 let [36], skutečná životnost však může být delší.
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.
V mnoha případech je úroveň opětovných investic značná, a tudíž má při výpočtech čisté současné hodnoty velký význam načasování finanční investice, jak rovněž uvádí norské orgány.
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.
Pokud k opětovné investici dojde brzy v období, na které se vztahuje výpočet, je snížení čisté současné hodnoty výrazně větší než v případě, kdy k opětovné investici dojde později v období, které se vztahuje výpočet.
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.
Norské orgány však Kontrolnímu úřadu neposkytly informace o tom, jaké potřeby ohledně opětovných investic měly vodní elektrárny prodané v roce 1999 a 2000, které jsou použity jako základ pro srovnání.
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.
Kontrolní úřad podotýká, že vzhledem k jejich stáří a nejspíše citlivé obchodní povaze nejsou s největší pravděpodobností takové údaje bezprostředně k dispozici ani není snadné je získat.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
Norské orgány tvrdí, že při úpravě cen dotčených vodních elektráren s ohledem na dva výše uvedené rozdíly, tedy na období a nákladový základ, je cenové rozmezí 1,66 NOK a 1,74 NOK za KWh srovnatelné s cenou získanou u koncesní energie, tj. přibližně 1,00 za KWh [37].
When adjusting the prices for the hydro power plants in question for the two differences mentioned above, the time period and the cost base, the Norwegian authorities argue that the price range of NOK 1,66 and 1,74 per KWh is comparable to the price obtained on the concession power of approximately NOK 1,00 per KWh [37].
Jak je vysvětleno výše, z informací, které má Kontrolní úřad k dispozici, vyplývá, že průměrná hodnota transakce v letech 1999 a 2000 byla nepatrně vyšší než zmíněné rozmezí (v hodnotě přibližně 1,85 NOK).
As explained above, the information available to the Authority indicates that the average transaction value for 1999 and 2000 was somewhat higher than this range (approximately NOK 1,85).
Kontrolní úřad proto srovná cenové rozmezí od 1,70 NOK do 1,80 NOK za KWh s prodejní cenou 1,00 NOK, kterou získala obec Narvik.
Therefore, the Authority will compare a price range of NOK 1,70 to NOK 1,80 per KWh with the price of NOK 1,00 obtained by Narvik.
První úprava by spočívala v přizpůsobení cen trvalého prodeje tak, aby byly srovnatelné s cenami u smlouvy na dobu 50,5 roku.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Kontrolní úřad použil 6 % míru kapitalizace, která snižuje hodnotu trvalého prodeje přibližně o 5,5 %.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
Srovnatelné rozmezí cen získaných při prodeji elektráren je tudíž 1,61–1,70 NOK.
The comparable range of prices obtained in power plant sales is therefore NOK 1,61-1,70.
Tento rozdíl by musel být vysvětlen rozdílem v čistých peněžních tocích v hodnotě od 0,61 NOK do 0,70 NOK za KWh u cen koncesní energie a u provozních nákladů elektrárny, aby bylo dosaženo uspokojivého výsledku při testu, který se opírá o zásadu investora v tržním prostředí, a aby byla vyloučena podpora.
The difference in net cash flows of NOK 0,61-0,70 per KWh between concession power prices and the operating cost of a power plant would have to explain the difference in order to satisfy the market investor test and exclude aid.
Jak je uvedeno výše, celkové provozní náklady se odhadují v rozmezí od 0,02 NOK do 0,05 NOK za KWh plus odhadovaná daň ve výši 0,02 NOK za KWh, což činí celkem 0,04–0,07 NOK za KWh.
Total operating cost are as mentioned above estimated to be in the range NOK 0,02 to 0,05 per KWh plus estimate NOK 0,02 per KWh in taxes, which equals NOK 0,04-0,07 per KWh.
Kromě toho je třeba zohlednit opětovné investice, jejichž konečný účinek závisí na načasování a rozsahu, a je tudíž obtížné jej množstevně vyjádřit.
In addition, reinvestments have to be taken into account, the financial effect of which depends on timing and size and are therefore difficult to quantify.
S ohledem na uvedené skutečnosti provedl Kontrolní úřad analýzu citlivosti u prodeje 128 GWh [38] koncesní energie na dobu 50,5 roku.
Taking this into account, the Authority has carried out a sensitivity analysis on the sale of the 128 GWh [38] of concession power over the 50,5 year period.
Kontrolní úřad vyzkoušel různé kombinace nákladů a diskontních sazeb, přičemž nominální diskontní sazby po zdanění se pohybovaly v rozmezí od 5,5 % do 7,5 % a celkové provozní náklady mezi 0,05 NOK a 0,09 NOK za KWh, jak názorně ukazuje níže uvedená tabulka.
The Authority has tested various combinations of costs and discount rates with nominal after tax discount rates ranging from 5,5 % to 7,5 % and total operating costs between NOK 0,05 and 0,09 per KWh, as demonstrated in the table below.
Analýza
Sensitivity
citlivosti
analysis
Provozní náklady
Operating cost
Výsledky se pohybují pod rozmezím 0,61 NOK až 0,70 NOK v případě, kdy jsou provozní náklady 0,09 NOK při jakékoli diskontní sazbě v rozmezí 5,5–7,5 %, nebo v případě, že jsou provozní náklady 0,08 NOK a diskontní sazba je 7,5 % nebo vyšší.
The results are below the NOK 0,61 to NOK 0,70 range in the case where the operating costs are NOK 0,09 at any discount rate in the 5,5 % - 7,5 % range or in the case where both the operating costs are NOK 0,08 and the discount rate is 7,5 % or higher.
V těchto scénářích je rozdíl mezi cenou koncesní energie a provozními náklady tak malý, že při výpočtu čisté současné hodnoty rozdílu výsledek nevysvětluje rozdíl mezi vyššími cenami získanými při trvalém prodeji vodních elektráren.
In these scenarios the difference between the concession power price and the operating cost is so small that when the NPV of the difference is calculated, it does not explain the difference in the higher prices obtained in the permanent hydro power plant sales.
To však platí pouze v situacích, kdy jsou provozní náklady, jsou-li do nich zahrnuty náklady na opětovné investice, o 60 až 80 % vyšší než odhadované náklady předložené norskými orgány.
However, this is the case only in situations where the operating cost, when reinvestment costs are included, are 60 to 80 % higher than the cost estimates put forward by the Norwegian authorities.
Závěr a shrnutí
Conclusion and summary
Na základě informací od norských orgánů posuzoval Kontrolní úřad otázku, zda dohoda mezi obcí Narvik a společností NEAS poskytla této společnosti výhodu.
The Authority has assessed the question of whether Narvik’s agreement with NEAS conferred an advantage on the latter on the basis of the information provided by the Norwegian authorities.
Kontrolní úřad zjistil, že čtyři odborná hodnocení mají omezenou hodnotu.
The Authority has found the four expert evaluations to be of limited value.
S dlouhodobým vývojem budoucích cen elektřiny je spojena řada nejistot.
There are numerous uncertainties connected to the developments of future electricity prices over longer periods.
Dlouhodobé smlouvy o energii bez ustanovení o úpravě ceny jsou neobvyklé.
Long term power contracts without price adjustment clauses are unusual.
Navíc není zřejmé, zda lze prodej elektrárny jako takový srovnávat s prodejem koncesní energie, jelikož trvalý prodej je konečným rozhodnutím, u kterého musí být posouzeno riziko týkající se neomezené nebo budoucí hodnoty.
Moreover, it is not obvious that the sale of power plants as such can be compared with a sale of concession power since a permanent sale is a final decision for which the risk concerning the infinite or future value must be assessed.
To neplatí při prodeji koncesní energie, u nějž se optimální délka smlouvy může z hlediska rizika a hodnoty lišit.
This is not the case of concession power sale where the optimal length of the contract in terms of risk and value might be different.