natgillin/translations-raw huggingface dataset:
British Energy plc-gruppen
The British Energy plc group
BE er et elproduktionsselskab.
BE is an electricity generator.
Det blev privatiseret af de britiske myndigheder i 1996.
It was privatised by the UK authorities in 1996.
Med undtagelse af tre særlige aktieposter, som indehaves af de britiske myndigheder (en i BE og en i hver af selskabets to største datterselskaber i Det Forenede Kongerige), ejes BE nu helt af private investorer.
Except for three special shares held by the UK authorities (one in BE and one in each of its two principal UK subsidiaries), BE is now wholly owned by private investors.
Da selskabet blev privatiseret, bestod BE’s forretning hovedsageligt af seks kernekraftværker i England og to kernekraftværker i Skotland.
At the time of privatisation the primary components of BE’s business were six nuclear power stations in England and two nuclear power stations in Scotland.
BE driver fortsat disse værker, hvis samlede registrerede kapacitet er på 9820 MW, hvoraf 7281 MW findes i England og Wales, og 2539 MW findes i Skotland.
BE continues to operate these stations which have a total registered capacity of 9820 MW, of which 7281 MW is in England and Wales and 2539 MW is in Scotland.
BE er det eneste privatejede selskab i Det Forenede Kongerige, der driver kernekraftværker.
BE is the only private sector owned operator of nuclear power stations in the UK.
Det leverer el til engrosmarkedet og visse store industri- og erhvervskunder, men ellers ikke til detailmarkedet.
It supplies electricity to the wholesale market and to certain large industrial and commercial (I & C) customers but not otherwise by retail.
Efter privatiseringen er BE gået ind i et 50/50 joint venture i USA (som hedder Amergen) med henblik på at købe og drive kernekraftværker i USA, og selskabet har ydermere købt en andel på 82,4 % i Bruce Power LP i Ontario, Canada.
Since privatisation, BE has entered a 50:50 joint venture in the USA (called Amergen) to purchase and operate US nuclear generating plants and acquired an 82,4 % interest in the lease of Bruce Power LP in Ontario, Canada.
I Det Forenede Kongerige købte BE i 1999 South Wales Electricity, som leverer til detailmarkedet (efterfølgende solgt i 2000), og i 2000 blev det kulfyrede værk i Eggborough med en kapacitet på 1970 MW købt for at opnå større fleksibilitet og en vis grad af sikring mod udfald på kernekraftværkerne.
In the United Kingdom BE acquired in 1999 the retail supply business of South Wales Electricity (subsequently sold in 2000) and, in 2000, the 1970 MW Eggborough coal-fired station to get greater flexibility and a measure of security against outage of its nuclear plants.
Af BE’s otte kernekraftværker i Det Forenede Kongerige er syv avancerede gaskølede reaktorer (»AGR«), en udformning og teknologi, som kun findes i Det Forenede Kongerige.
Of the eight UK BE nuclear stations, seven are advanced gas-cooled reactors (AGR), a design and technology unique to the UK.
Det ottende, Sizewell B, er en trykvandsreaktor (»PWR«), en udformning og teknologi, som er vidt udbredt på internationalt plan.
The eighth, Sizewell B, is a pressurised water reactor (PWR), a design and technology widely adopted internationally.
BE’s vigtigste datterselskaber i Det Forenede Kongerige er som følger:
BE’s principal UK subsidiaries are:
British Energy Generation Ltd (»BEG«), som ejer og driver de seks kernekraftværker i England og har tilladelse til direkte levering
British Energy Generation Ltd (BEG), which owns and operates the six nuclear power stations in England and holds the supply licence for the direct supply business;
British Energy Generation (UK) Ltd (»BEGUK«), som ejer og driver de to kernekraftværker i Skotland
British Energy Generation (UK) Ltd (BEGUK), which owns and operates the two nuclear power stations in Scotland;
Eggborough Power (Holdings) Ltd (»EPL«), som ejer og driver det kulfyrede kraftværk i Eggborough, England
Eggborough Power (Holdings) Ltd (EPL), which owns and operates the Eggborough coal fired power station in England;
Den seneste udvikling
The recent developments
Som følge af det betragtelige fald i elpriserne på det marked, hvor BE opererer, samt manglende risikoafdækning fra BE’s side og en række uforudsete udfald på kraftværkerne faldt indtægterne fra BE’s kraftværker markant i 2002.
As a consequence of the substantial fall in electricity prices in the market in which BE operates coupled with BE’s lack of hedging and the unplanned power station outages, revenues generated by BE’s power stations decreased markedly during 2002.
Den store andel af uundgåelige omkostninger [4] i BE’s omkostningsstruktur for kernekraftværkerne har også betydet, at selskabet kun i ringe grad har kunnet reagere på lavere priser ved at reducere omkostningerne.
The high proportion of non avoidable costs [4] in BE’s cost structure in its nuclear power stations has also given it little opportunity to respond to lower prices by reducing costs.
Det prisfald på 8,56 GBP/MWh i løbet af de to år forud for 2002 svarer til et årligt indtægtsfald på 642 mio. GBP om året ved en produktion på 75 TWh (produktionen på BE’s kraftværker i det pågældende finansår).
A price fall of GBP 8,56/MWh, that has occurred in two years preceding 2002, is equivalent to an annual reduction of income of GBP 642 million per annum on output of 75 TWh (the output of BE’s power stations in the financial year).
Hverken elsalgskontrakter eller det direkte salg har i tilstrækkeligt omfang kunnet afbøde virkningerne af dette prisfald for BE’s indtægter.
Neither electricity trading contracts nor the direct sales business have sufficiently mitigated the effect of this price fall on BE’s income.
Som følge af disse faktorer forværredes BE’s likviditet betydeligt i løbet af sommeren 2002, hvor likviditeten blev reduceret fra 231 mio. GBP i begyndelsen af april 2002 til kun 78 mio. GBP i slutningen af august 2002 med den største reduktion fra slutningen af juni 2002.
As a result of these factors, BE’s cash position deteriorated significantly during the summer of 2002, with cash balances reducing from GBP 231 million at the beginning of April 2002 to only GBP 78 million at the end of August 2002, with the decline accelerating from the end of June 2002.
Ud over den betydelige forværring af likviditeten forventede BE betydelige udbetalinger i perioden fra september 2002 til marts 2003.
In addition to the significant reduction in cash balances, BE anticipated substantial cash outflows in the period from September 2002 to March 2003.
Disse udbetalinger omfattede betalinger til British Nuclear Fuel Limited (»BNFL«) i henhold til aftalerne vedrørende forvaltning af brugt brændsel, betydelige kapitaludgifter på BE’s anlæg Bruce Power i Canada og tilbagebetaling af første lånetranche vedrørende selskabets obligationer, som forfaldt til betaling den 25. marts 2003.
These outflows included payments to British Nuclear Fuel Limited (BNFL) under its spent fuel management contracts, significant capital expenditure at BE’s Bruce Power facility in Canada and the repayment of the first tranche of its bonds, due on 25 March 2003.
Den 5. september 2002 meddelte selskabets juridiske rådgivere BE’s bestyrelse, at det på baggrund af en fejlslagen obligationsudstedelse om sommeren og usikkerhed om selskabets evne til at udnytte sine bankfaciliteter ikke ville være muligt for selskabet at opnå kredit.
On 5 September 2002, in the light of a failed bond offering in the summer and concern about its ability to access its undrawn bank facilities, BE’s Board received legal advice that the company would not be able to draw down credit facilities.
Da bestyrelsesmedlemmerne ikke så sig i stand til at udtale, at de mente, at selskabet kunne indfri en eventuel kredit, ville opnåelse af kredit have svaret til at handle uden realistisk mulighed for at undgå insolvens.
Indeed, as the directors were not in a position to state that they believed that the Company could repay those credit facilities, drawing them down would have been equivalent to trading without any reasonable prospect of avoiding insolvent liquidation.
Dette fik BE til at søge om økonomisk støtte fra de britiske myndigheder med henblik på at undgå insolvensbehandling.
This led BE to seek financial support from the UK authorities in order to avoid insolvency proceedings.
Denne økonomiske støtte blev godkendt som redningsstøtte ved Kommissionens beslutning af 27. november 2002.
That financial support was approved as rescue aid by the Commission’s decision of 27 November 2002.
I denne beslutning henvises der til, at den britiske regering forpligtede sig til at give Kommissionen meddelelse om en likvidations- eller omstruktureringsplan eller forelægge dokumentation for, at hele kreditbeløbet var blevet indfriet, og/eller at der ikke længere blev stillet garanti, senest seks måneder efter der var blevet givet tilladelse til redningsstøtten.
That decision referred to the undertaking by the UK Government to notify a liquidation or a restructuring plan or proof that the facilities had been reimbursed in full and/or that the guarantee had been terminated to the Commission no later than six months after the rescue aid was authorised.
Den 7. marts 2003 gav de britiske myndigheder Kommissionen meddelelse om BE’s omstruktureringsplan.
On 7 March 2003, the UK Government notified BE’s restructuring plan to the Commission.
Omstruktureringsplanen
The restructuring plan
Årsagerne til BE’s vanskeligheder
Origin of BE’s difficulties
Den britiske regering har peget på følgende årsager til BE’s vanskeligheder:
The UK Government has identified the origin of BE’s difficulties to be as follows:
Manglende risikoafdækning fra BE’s side
BE’s unhedged position
I modsætning til de øvrige elselskaber i den private sektor har BE ikke noget detailsalg, som giver en naturlig risikoafdækning for prisrisikoen i forbindelse med salget af el på engrosmarkedet.
Unlike the other large private sector generating companies, BE does not own a retail customer business that provides a natural hedge for its wholesale electricity price risk.
BE sælger i stedet primært sin elektricitet på engrosmarkedet og en begrænset andel til store industri- og erhvervskunder.
BE instead sells its electricity primarily in the wholesale market and a small share to large Industrial and Commercial (I & C) Consumers.
BE’s stilling på markedet for detailsalg til store industri- og erhvervskunder gav ikke nogen risikoafdækning mod engrosprisernes fald.
BE’s position in the market for retail supply to large I & C Consumers did not provide a hedge against the fall in wholesale prices.
Dette marked har været åbnet helt op for konkurrence siden 1994.
This market has been fully open to competition since 1994.
Det er konkurrencepræget med prisfølsomme forbrugere.
It is competitive with price sensitive consumers.
Følgelig har der ikke været nogen stigning i overskuddet fra detailsalget, som har kunnet afbøde virkningen af faldende engrospriser.
Accordingly, there has been no increase in retail margins to offset the effects of falling wholesale prices.
Den store andel af uundgåelige omkostninger hos BE
BE’s high proportion of non-avoidable costs
Kernekraftværkers omkostningsstruktur er præget af meget store uundgåelige omkostninger og lave undgåelige omkostninger [5].
The cost structures of nuclear plants are characterised by very high non-avoidable costs and low avoidable costs [5].
Visse af BE’s uundgåelige omkostninger er særlige for kernekraftværker.
Some of BE’s non-avoidable costs are unique to nuclear power stations.
For det første er der ingen sammenhæng mellem nedlukningsforpligtelserne for kernekraftværker og disses produktion, med mindre der er tale om tidsplanen herfor, som er afhængig af tidsplanen for nedlukningen af værkerne.
Firstly, nuclear decommissioning liabilities are unrelated to output, except in respect to their timing, which is based on the timing of station closures.
For det andet er omkostningerne til forvaltning af brugt brændsel — udgifterne til oparbejdning, deponering og endelig bortskaffelse af brugt brændsel — heller ikke undgåelige, for så vidt angår brændsel, som allerede er blevet påfyldt reaktoren.
Secondly, spent fuel management costs, the costs of reprocessing, storage and final disposal of spent fuel, are also not avoidable for fuel that has already been loaded into the reactor.
På den anden side er kernekraftværkers undgåelige omkostninger lavere end andre værkers, herunder grundbelastningselværkers, undgåelige omkostninger.
On the other hand, avoidable costs of nuclear plants are below those of other plants on the system, including other baseload power stations.
Markedsprisernes fald har medført en stor reduktion i forskellen mellem BE’s indtægter og undgåelige omkostninger.
The fall in market prices has led to a large reduction in the margin BE earns above its avoidable costs.
Følgelig er det beløb, der er til rådighed til at dække de høje uundgåelige omkostninger, som hovedsageligt vedrører finansieringsomkostninger og nukleare forpligtelser i forbindelse med tidligere aktiviteter, blevet stærkt reduceret.
Consequently the funds available to meet its high non-avoidable costs, being mainly financing costs and nuclear liabilities arising from past actions, have been greatly reduced.
Dette har medført vanskeligheder med at betale gælden til kreditorerne, hvilket har nødvendiggjort en finansiel omstrukturering af virksomheden.
This has led to difficulties in meeting payments to creditors, which have required a financial restructuring of the business.
Ud over uundgåelige omkostninger på langt sigt, som skyldes nukleare forpligtelser, har BE også lidt under store mere kortsigtede uundgåelige omkostninger i form af finansieringsomkostninger, som er steget som følge af udbetaling af afkast på kapital til aktionærerne og overtagelserne i Eggborough og Nordamerika, og omkostningerne forbundet med energiforsyningsaftaler.
In addition to long term non-avoidable costs arising from the nuclear liabilities, BE also suffered from high shorter term non-avoidable costs in the form of financing expenses, increased as a result of its return of capital to shareholders and its Eggborough and North American acquisitions, and the cost of power purchase agreements.
Betydelige uforudsete udfald på BE’s kernekraftværker
Significant unplanned outages at BE’s nuclear stations
Nedgangen i BE’s indtægter efter faldet i engrospriserne på el blev yderligere forværret af betydelige uforudsete udfald på BE’s værker Torness 2 og Dungeness B. Den 13. august 2002 meddelte BE, at målsætningen for produktionen på kernekraftværkerne i Det Forenede Kongerige var blevet reduceret fra 67,5 TWh til 63 TWh (± 1 TWh) efter de uforudsete udfald på Torness.
BE’s loss of income following the drop in electricity wholesale prices was further exacerbated by significant unplanned outages at BE’s Torness 2 and Dungeness B stations. On 13 August 2002, BE announced that, following the unplanned outages at Torness, the target for nuclear output in the United Kingdom had been reduced from 67,5 TWh to 63 TWh (± 1 TWh).
Omstruktureringsforanstaltningerne
The restructuring measures
Omstruktureringspakken består af nedennævnte syv foranstaltninger, som blev aftalt mellem BE, de største kreditorer (herunder den offentligt ejede virksomhed BNFL, som behandler kernekraftbrændsel) og den britiske regering:
The restructuring package consists of the following seven measures, that were agreed between BE, its major creditors (including the publicly owned nuclear fuel processing company BNFL), and the UK Government:
Foranstaltning A Foranstaltninger vedrørende finansieringen af nukleare forpligtelser.
Measure A measures linked to the funding of nuclear liabilities;
Foranstaltning B Foranstaltninger vedrørende det brændselskredsløb, som er aftalt med BNFL.
Measure B measures concerning fuel cycle agreed with BNFL;
Foranstaltning C Standstill-foranstaltninger.
Measure C standstill measures;
Foranstaltning D En omstruktureringspakke for de vigtigste kreditorer.
Measure D significant creditors restructuring package;
Foranstaltning E Indførelse af en ny handelsstrategi.
Measure E introduction of a new trading strategy;
Foranstaltning F Afhændelse af aktiver som et bidrag til finansieringen af omstruktureringen.
Measure F asset disposals to help finance the restructuring;
Foranstaltning G Udsættelse af lokale skatter.
Measure G local tax deferrals.
Der findes en mere detaljeret redegørelse for disse foranstaltninger i betragtning 29 til 102.
These measures are described in further detail in recitals (29) to (102).
Foranstaltning A: Foranstaltninger vedrørende finansieringen af nukleare forpligtelser
Measure A: measures linked to the funding of nuclear liabilities
De nukleare forpligtelser
The nuclear liabilities
Nukleare forpligtelser opstår primært som følge af behovet for at oparbejde eller deponere og sluttelig bortskaffe brugt atombrændsel (»back end-forpligtelser«) og behovet for at nedlukke kernekraftværker, når de ikke længere kan anvendes kommercielt (»nedlukningsforpligtelser«).
Nuclear liabilities arise primarily from the need to reprocess or store and ultimately dispose of spent nuclear fuel (back-end liabilities) and from the need to decommission nuclear power stations at the end of their commercial lives (decommissioning liabilities).
Hvad angår visse af »back end-forpligtelserne« har BE indgået aftale med BNFL om levering af tjenesteydelser vedrørende forvaltning af brugt brændsel (»forpligtelser, der er indgået aftale om«).
For some of the Back-end Liabilities, BE has contracts for the provision of spent fuel management services by BNFL (contracted liabilities).
»Forpligtelser, der er indgået aftale om«, repræsenterer beløb, som BE er kontraktligt forpligtet til at betale BNFL i fremtiden for oparbejdning og/eller deponering af brugt AGR-brændsel og andre tjenesteydelser forbundet med forvaltningen af brugt brændsel.
Contracted liabilities represent amounts that BE is contractually liable to pay to BNFL in the future for the reprocessing and/or storage of AGR spent fuel and other services in connection with the management of the spent fuel.
Aftalerne omfatter oparbejdning og deponering af brugt brændsel og dermed forbundne affaldsprodukter fra AGR-værkernes brændsel indtil tidligst 2038 eller 2086.
The contracts cover reprocessing and storage of spent fuel and associated waste products for the fuel of the AGR stations up to at least 2038 or 2086.
I disse aftaler er der primært aftalt faste priser, og alle de tekniske risici forbundet med deponeringen og oparbejdningen af det brugte atombrændsel bæres af BNFL.
These contracts are primarily for a fixed price with all the technical risks associated with the storage and reprocessing of spent nuclear fuel residing with BNFL.
BE er dog fortsat ejer af alt brugt brændsel og det meste af det dermed forbundne affald i hele aftalernes løbetid.
Title to all spent fuel and most associated wastes remains with BE throughout the life of the contracts.
Der findes andre »back end-forpligtelser«, som muligvis er forbundet med det samme brugte brændsel, og som ikke på nuværende tidspunkt er blevet gjort til genstand for en tjenesteydelsesaftale (»forpligtelser, der ikke er indgået aftale om«).
There are other back-end liabilities, which may or may not be associated with the same spent fuel, for which no contract for services currently exists (uUncontracted liabilities).
»Forpligtelser, der ikke er indgået aftale om«, vedrører hovedsageligt endelig bortskaffelse af brugt brændsel, plutonium, uran og affald fra oparbejdningen af AGR-brændsel, deponering og endelig bortskaffelse af brugt PWR-brændsel, herunder konstruktion af et tørlager ved Sizewell B, og deponering og bortskaffelse af affald fra driften.
Uncontracted liabilities principally relate to final disposal of spent fuel, plutonium, uranium and wastes arising from the reprocessing of AGR fuel, the storage and final disposal of spent PWR fuel, including the construction of a dry store at Sizewell B, and the storage and disposal of operational wastes.
Fase 1: Udtømning af brændsel fra reaktoren kort efter nedlukningen af værket og bortskaffelse af brændsel fra værket.
stage 1: defuelling the reactor shortly after station closure and removing the fuel from the power station;
Fase 2: Demontering af unødvendige udenomsbygninger og sikring af reaktorkomplekset, bl.a. således at det bliver vejrfast, hvorefter det vedligeholdes og overvåges, normalt over længere perioder.
stage 2: dismantling redundant ancillary buildings and making the reactor complex secure and weather proof, following which it is maintained and monitored, usually over long periods; and
Fase 3: Demontering af reaktoren, således at grunden kan bruges igen (for AGR-værkers vedkommende mindst 85 år efter, at der ikke længere produceres el, og for PWR-værkers vedkommende op til 50 år efter).
stage 3: dismantling the reactor to allow the site to be reused (at least 85 years after the end of generation for AGR stations and up to 50 years for PWR stations).
På nuværende tidspunkt er der blevet fastlagt en række ordninger for finansiering af de nukleare forpligtelser.
Until now several arrangements have been put in place for funding the nuclear liabilities.
Da privatiseringen fandt sted, blev der oprettet en separat fond, Nuclear Decommissioning Fund (»NDF«), i form af et aktieselskab, hvis aktier ejedes af en uafhængig fond.
At the time of privatisation, a separate fund, the Nuclear Decommissioning Fund (‘NDF’) was established in the form of a company limited by shares owned by an independent trust.
Formålet med denne var at skabe en separat fond, som skal anvendes til dækning af en del af nedlukningsforpligtelserne.
Its purpose has been to accumulate a segregated fund, to be applied to discharge part of the decommissioning liabilities.
Finansieringen af alle andre nukleare forpligtelser forventedes at blive dækket af de operationelle cash flows forbundet med BE’s fortsatte forretningsaktiviteter.
Funding of all other Nuclear Liabilities has been expected to be met out of operational cash flows from BE’s ongoing business.
Som følge af faldet i BE’s indtægter er de nuværende ordninger dog ikke tilstrækkelige til at finansiere de nukleare forpligtelser.
However as a consequence of the fall in BE’s revenues, these existing arrangements are not sufficient for the funding of nuclear liabilities.
Den britiske regering har i sin omstruktureringsplan medtaget en række instrumenter med henblik på at overtage det finansielle ansvar for en del af finansieringen af de nukleare forpligtelser.
The UK Government has included in its restructuring plan a number of instruments in order to take on the financial responsibility for at least part of the nuclear liabilities funding.
Disse nye instrumenters udformning vil blive fastlagt sammen med nye ordninger for BE’s økonomiske bidrag til dækning af omkostningerne forbundet med de nukleare forpligtelser samt forvaltningen af BE’s nukleare forpligtelser.
These new instruments will be established along with new arrangements for the contribution of funds by BE towards the costs of the Nuclear Liabilities together with the management of BE’s nuclear liabilities.
Oprettelse af en ny fond
The creation of a new fund
Omstruktureringsplanen indeholder bestemmelser om, at den eksisterende NDF skal udvides til eller suppleres med en ny fond, Nuclear Liabilities Fund (»NLF«).
The restructuring plan provides for the existing NDF to be enlarged into, or supplemented by, a new fund, the Nuclear Liabilities Fund (NLF).
Det er hensigten, at NLF skal være et aktieselskab, hvis aktier ejes af en uafhængig fond.
The NLF is intended to be a company limited by shares owned by an independent trust.
Det er hensigten, at NLF skal dække omkostningerne forbundet med »forpligtelser, der ikke er indgået aftale om« og nedlukningsforpligtelser for:
The NLF is intended to meet the costs of Uncontracted Liabilities and decommissioning liabilities for: