natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The liabilities of the significant creditors to be compromised, as reflected in BE’s unaudited financial statements for the six months to 30 September 2002, were as follows:
Kompromisslepingu esemeks olevad kohustused oluliste võlausaldajate ees, olid vastavalt BE kuue kuu auditeerimata finantsaruannetele kuni 30. septembrini 2002 järgmised:
bondholders: GBP 408 million
võlakirjade omanikud: 408 miljonit Inglise naela,
bank lenders: GBP 490 million
pangapoolsed laenuandjad: 490 miljonit Inglise naela,
PPA counterparties: GBP 365 million.
PPA osapooled: 365 miljonit Inglise naela.
Under the Heads of Terms the claim amounts in relation to the PPAs have since been set at GBP 316 million for the purposes of the Restructuring Package.
Vastavalt põhitingimustele on ümberkorralduste paketi jaoks PPAdega seotud nõude suuruseks määratud 316 miljonit Inglise naela.
The liabilities will be restructured and rescheduled as follows:
Kohustused restruktureeritakse ja ajastatakse uuesti järgmiselt:
GBP 275 million of new bonds will be issued to the bondholders, bank lenders, RBS, TPL, TFE, and Enron;
võlakirjade omanikele, pangapoolsetele laenuandjatele, RBS-le, TPL-le, TFE-le ja Enronile emiteeritakse uusi võlakirju 275 miljoni Inglise naela ulatuses;
a revised CTA will be entered into with the Eggborough banks with a financial return for the banks equivalent to GBP 150 million of New Bonds;
Eggborough pankadega sõlmitakse muudetud CTA, mis annab pankadele finantskasu, mis võrdub uute võlakirjade väärtusega 150 miljonit Inglise naela;
ordinary shares in BE will be issued to the bondholders, bank lenders, RBS, TPL, TFE, and Enron.
BE lihtaktsiaid emiteeritakse võlakirjade omanikele, pangapoolsetele laenuandjatele, RBSile, TPLile, TFE-le ja Enronile;
Measure E: Introduction of a new trading strategy
Meede E: Uue kauplemisstrateegia juurutamine
BE has revised its trading strategy, seeking to reduce its exposure to output and price risks.
BE on vaadanud üle oma kauplemisstrateegia, otsides võimalusi toodanguga seotud riskide ja hinnariskide vähendamiseks.
The revisions constitute one of the elements in the restructuring package which enhance BE’s financial robustness.
Tehtud parandused moodustavad ühe osa ümberkorralduste paketi nendest punktidest, mis aitavad tõsta BE finantsstabiilsust.
Background
Tagapõhi
BE is one of the largest electricity generators within the United Kingdom, contributing over 20 % of UK power generation.
BE on Ühendkuningriigi üks suurimaid elektritootjaid, andes üle 20 % Ühendkuningriigi elektritoodangust.
This electricity generation portfolio consists of nuclear generation (83 % by capacity) and coal-fired generation (17 % by capacity), capable of producing approximately 75 TWh per annum.
Elektritootmine hõlmab tuumaelektrijaamasid (83 % võimsusest) ja kivisöejõujaama (17 % võimsusest), mille tootmisvõimsus on ligikaudu 75 TWh aastas.
The trading arm of BE, BEPET is responsible for selling the output of BE’s generation portfolio, managing the exposure of BE to electricity market price fluctuations and maximising the sales prices achieved by BE relative to the market.
BE kauplemisega tegelev äriühing BEPET vastutab BE toodetava elektri müügi eest, kaitseb BEd elektrituru hinnakõikumiste eest ning maksimeerib BE müügihinnad vastavalt turule.
Since 83 % of BE’s generation capacity is nuclear, a key focus for BEPET is the sale of this mainly continuous production.
Kuna 83 % BE tootmisvõimsusest põhineb tuumaenergial, on BEPETi põhitähelepanu suunatud peamiselt jätkuva tuumaenergia toodangu müümisele.
The coal-fired Eggborough plant is also an important element in the trading portfolio.
Eggborough kivisöejõujaam moodustab samuti olulise osa kauplemisportfellist.
It offers output flexibility to accommodate changing customers’ demand levels and valuable ‘insurance’ in the event of a nuclear outage.
See võimaldab paindlikumat tootmist, et kohanduda tarbijate poolt nõutavate koguste muutumisega ning pakkuda väärtuslikku “kindlust” tuumaelektrijaamade rikete korral.
It offers flexibility in relation to the purposes of its large I & C customers and also part of its wholesale trading.
See võimaldab paindlikkust arvestamaks suurte tööstus- ja äritarbijate seatud eesmärkidega ning samuti osana äriühingu hulgimüügist.
In order to manage BE’s exposure to market prices whilst maximising the sales price achieved relative to market, BEPET sells its output forward.
Et kaitsta BEd turuhindade kõikumise eest, samas maksimeerides turul saadavaid müügihindu, müüb BEPET oma toodangut ette.
By the time the electricity is produced, BEPET, in common with other generators, seeks to have sold 100 % of its generation to avoid exposure to the typically volatile prices in the balancing mechanism.
BEPET on, sarnaselt teistele tootjatele, seadnud eesmärgiks müüa enne elektritootmise alustamist toodangut ette 100 % ulatuses, et pakkuda selle tasakaalustava mehhanismiga kaitset tüüpiliselt kõikuvate hindade eest.
By selling ahead, the Company is able to ensure that future output volumes are sold at the prevailing price at that time and, in some cases, that prices for future output are fixed.
Toodangu ettemüümisega suudab äriühing kindlustada, et tulevane toodang müüakse sel hetkel valitseva hinnaga, ning et osaliselt on tulevase toodangu müügihinnad kindlaks määratud.
BEPET has a number of routes through which it can sell BE generation and sells 32 % of its total generation through the Direct Supply Business (DSB).
BEPETil on mitmeid kanaleid, mille kaudu tal on võimalik BE toodangut müüa ning 32 % selle kogutoodangust müüb ta otsemüügi teel.
The DSB has grown organically and represents a key element of BE’s business strategy.
Otsemüük on kasvanud orgaaniliselt ning see kujutab endast BE äristrateegia põhiosa.
BE’s retail market position accounts for a small part of its generating output relative to other significant generators in Great Britain.
Jaeturu osakaal on BE toodangu jaoks väike võrreldes teiste oluliste Suurbritannia elektritootjatega.
BE’s growth in this market is driven by the goal of diversifying delivery channels for generation output rather than any goal with respect to the retail market by itself.
BE kasv sellel turul on ajendatud pigem eesmärgist mitmekesistada toodangu müügikanaleid, mitte niivõrd jaeturuga endaga seonduvatest eesmärkidest.
BE achieves a gross margin of approximately 2 % [13] on its direct sales reflecting the competitive nature of this market.
Otsemüügi puhul on BE marginaal ligikaudu 2 %, [13] mis väljendab kõnealuse turu tihedat konkurentsi.
The reasons for the financial difficulties faced by BE in September 2002 included three substantially out-of-the-money power purchase agreements and contracts for differences into which it had entered as part of earlier trading and corporate activity.
Põhjused, miks BE 2002. aasta septembris rahalistesse raskustesse sattus, hõlmasid kolme rahalise katteta energiaostu lepingut ja hinnavahelepinguid, mida BE oli sõlminud seoses äriühingu varasema kauplemise ja tegevusega.
Each was included in the compromise agreement with significant creditors reached as part of the restructuring package.
Kõik need lepingud hõlmati kompromisslepinguga, mis sõlmiti peamiste võlausaldajatega ümberkorralduste paketi raames.
The first one is the contract with TFE.
Neist lepingutest esimene on leping TFEga.
Compared to today’s prevailing market prices, the exercise price within this contract is very high.
Võrreldes praeguste valitsevate turuhindadega on selles lepingus määratud hind väga kõrge.
The agreement was struck in 1997, at a time when prices were on average much higher than is currently the case.
Kokkulepe sõlmiti 1997. aastal, ajal, mil keskmised hinnad olid tunduvalt kõrgemad kui praegu.
The agreement is substantially out-of-the-money for BE and the claim amount due to TFE is GBP 85 million.
BE jaoks on see leping põhimõtteliselt tulutu ning TFE nõue on 85 miljonit Inglise naela.
The second relates to the swap contract with Enron, dated 1 April 1996, which is a financially settled instrument, based on the difference between peak and off-peak pool prices.
Teine leping puudutab Enroniga 1. aprillil 1996 sõlmitud swap-tehingut, mille puhul on tegu rahaliselt määratud instrumendiga, mis põhineb kartellihindade kõrgeima ja madalaima taseme erinevusel.
The contract was entered into by BE prior to its acquisition of Eggborough.
BE sõlmis lepingu enne Eggborough jõujaama omandamist.
It was intended as a hedge against the varying shape of BE’s growing I & C consumer business.
See oli mõeldud kaitseks BE kasvava tööstus- ja äritarbijate hulga muutumise vastu.
The claim amount due to Enron recognised in respect of this out-of-the-money PPA in the restructuring package is GBP 72 million.
Selle tulutu PPA raames ümberkorralduste paketis kajastuv võlg Enronile on 72 miljonit Inglise naela.
The third one concerns an agreement inherited through BE’s 1999 acquisition of SWALEC, with TPL.
Kolmas leping puudutab kokkulepet TPLiga, mis läks BE-le üle 1999. aastal SWALECi omandamise kaudu.
The contract was originally signed on 26 June 1991.
See leping allkirjastati algselt 26. juunil 1991.
The contract is substantially out-of-the-money.
Lepingu täitmiseks puudub raha.
The claim amount due to TPL recognised in respect of this PPA in the Restructuring Package is GBP 159 million.
Seoses selle PPAga on ümberkorralduste paketis kajastuv võlg TPLile 159 miljonit Inglise naela.
BE’s new trading strategy
BE uus kauplemisstrateegia
As part of the restructuring package, BE has determined to secure more medium-term fixed price sales of its output.
Ümberkorralduste paketi raames on BE võtnud eesmärgiks suurendada toodangu müüki keskpika tähtajaga fikseeritud hindadega.
According to the UK Government, the implementation of this strategy will reduce the volatility of cash flow and reinforce the longer-term financial viability of the Company.
Ühendkuningriigi valitsuse sõnul vähendab selle strateegia elluviimine rahakäibe kõikumist ning kindlustab äriühingu pikaajalise majandusliku elujõulisuse.
Under the new strategy, fixed price forward sales of output will result in the Company pre-selling a higher portion of its output for the next three to five years at a fixed price, such that BEPET fixes the value of a greater proportion of its future generation.
Uue strateegia kohaselt aitab fikseeritud hindadega forward-müük äriühingul suurema osa oma toodangust järgneva 3–5 aasta jooksul fikseeritud hindadega ette müüa, nii et BEPET saab fikseerida suurema osa edaspidise toodangu hinna.
The key objectives of the new trading strategy are: (i) to limit price risks by securing further fixed-price contracts; (ii) to maintain viable sales channels for significant generation volumes, and (iii) to provide additional cash to maintain adequate financial reserves.
Uue kauplemisstrateegia põhieesmärkideks on (i) hinnariskide piiramine fikseeritud hinnaga lepingute laialdasema sõlmimisega, (ii) elujõuliste müügikanalite säilitamine oluliste tootmismahtude tarbeks ning (iii) täiendava raha muretsemine piisavate rahavarude kindlustamiseks.
Since the new strategy was articulated in early December 2002, BE has succeeded in selling or extending an additional 14,8 TWh of DSB sales for 2003 to 2006 through the renewal of annual contracts and some extensions to multi-year agreements.
Alates uue strateegia esitamisest 2002. aasta detsembri algul on BE suutnud müüa või laiendada müügitegevust otsemüügi kaudu täiendavalt 14,8 TWh võrra aastateks 2003 kuni 2006, tehes seda aastaste lepingute uuendamisega või mitmeaastaste kokkulepete täiendamisega.
As at 6 March 2003, BE had also had negotiations with a number of wholesale counterparties on the subject of structured trades.
märtsiks 2003 oli BE juba pidanud mitme hulgimüügiettevõtjaga läbirääkimisi kauplemise korrastamiseks.
On 6 February 2003, a significant contract was signed with British Gas Trading Limited for the sale of approximately 10 TWh per annum until 1 April 2007, more than half of which is at a fixed price.
veebruaril 2003 allkirjastati oluline leping äriühinguga British Gas Trading Limited ligikaudu 10 TWh müügiks aastas kuni 1. aprillini 2007ssellest rohkem kui pool fikseeritud hinnaga.
The new contracts with BNFL also provide some element of electricity price hedging to BE due to the variable price, linked to electricity prices, to be paid for AGR fuel supply and AGR spent fuel management services.
Uued lepingud BNFLiga aitavad samuti elektrihinna kõikumisega seotud riske teatud määral maandada tänu elektrihindadega seotud muutuvhinnale, mida tuleb maksta gaasijahutusega reaktorite kütusetarnete eest ja gaasijahutusega reaktorites kasutatud tuumkütuse käitlemisteenuste eest.
At current market prices, the new agreements with BNFL provide a partial hedge on approximately 60 % of BE’s AGR output of approx. 58 TWh p.a.
Kehtivates turuhindades arvestatuna pakuvad need uued kokkulepped BNFLiga osalist riskimaandust ligikaudu 60 % ulatuses BE gaasijahutusega reaktorite toodangust, mis on ligikaudu 58 TWh aastas.
BE proposes to focus on the following objectives in its medium-term strategy:
BE teeb ettepaneku keskenduda enda keskmise tähtajaga strateegias järgmistele eesmärkidele:
ensuring that BE’s nuclear plants are operating to world safety and performance levels,
BE tuumajaamade töökorra tagamine vastavalt maailmas kehtivatele ohutus- ja jõudlustasemetele;
enhancing safety while improving productivity and competitiveness;
ohutuse suurendamine, tõstes samal ajal tootlikkust ja konkurentsivõimet;
reducing exposure to wholesale electricity prices in the United Kingdom whilst continuing to maintain a reliable route to market.
Ühendkuningriigis kehtivate elektri hulgihindade mõju vähendamine, säilitades samas kindlad turustuskanalid.
This will be achieved through a mixture of contract terms, access to flexible generation through Eggborough and DSB, focusing primarily on the I & C Consumer sector;
See saavutatakse erinevate lepingutingimuste kaudu, paindliku tootmise rajamisega Eggborough’is ja otsemüügi kaudu, keskendudes peamiselt tööstus- ja äritarbijate sektorile;
developing a profitable renewables business to support the competitiveness of the DSB;
tasuvate taastuvenergiate kasutuselevõtt, et toetada otsemüügi konkurentsivõimet;
a continuing commitment to supporting EU-sponsored safety-related activities in the former Soviet Union and Eastern Europe.
jätkuv kohustus toetada ELi rahastatud ohutusega seonduvaid tegevusi endises Nõukogude Liidus ja Ida-Euroopas.
Measure F: asset disposals to help finance restructuring
Meede F: varade müük ümberkorraldamise rahastamise toetuseks
On 23 December 2002, BE announced that it had entered into binding heads of agreement to dispose of its 82,4 % interest in Bruce Power as follows: 79,8 % to a consortium made up of Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust and TransCanada PipeLines Limited (together, the Consortium) and 2,6 % to the Power Workers’ Union Trust No1 and The Society.
detsembril 2002 teatas BE, et oli sõlminud siduvad kokkulepped, et müüa 82,4 % oma osalusest äriühingus Bruce Power järgmiselt: 79,8 % konsortsiumile, kuhu kuuluvad Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust ja TransCanada PipeLines Limited (edaspidi koos nimetatud “konsortsium”) ning 2,6 % ühingule Power Workers' Union Trust No1 and The Society.
In addition, the Consortium agreed to acquire BE’s 50 % interest in Huron Wind, a wind turbine project in Ontario.
Lisaks sellele oli konsortsium nõus ostma BE 50 % osaluse äriühingus Huron Wind, mille puhul on tegemist tuuleturbiini projektiga Ontarios.
The sale of Bruce Power and Huron Wind to the Consortium was completed on 14 February 2003.
Äriühingute Bruce Power ja Huron Wind müük konsortsiumile vormistati 14. veebruaril 2003.
At the closing, BE received CAD 678 million in cash.
Tehingu lõpetamisel sai BE 678 miljonit Kanada dollarit.
In addition, BE expects to receive up to CAD 140 million from contingent on the restart of two Bruce A units and escrow accounts.
Lisaks sellele loodab BE saada kuni 140 miljonit Kanada dollarit kahe Bruce A üksuse taaskasutusse võtmise ja tingdeponeerimiskontode kaudu.
The initial proceeds of GBP 275 million, less certain amounts for transaction costs, have been paid into an account approved by and charged in favour of the DTI under the rescue Credit Facility Agreement (CFA).
Esialgsed tulud 275 miljoni Inglise naela ulatuses, millest on maha arvatud teatud osa tehingukulusid, on tasutud DTI poolt heaks kiidetud kontole ja DTI nimele ettevõtte päästmisabi laenuinstrumentide kokkuleppe kohaselt.
Exelon Generation Company, LLC (Exelon) and British Energy Investment Ltd. have been soliciting proposals for their respective interests in AmerGen with respect to a sale of AmerGen.
Seoses BE osalustega AmerGenis on Exelon Generation Company, LLC (edaspidi “Exelon”) ja British Energy Investment Ltd. teinud ettepanekuid BE osaluste müügiks.
On 22 December 2003, BE shareholders approved the disposal to Exelon Generation Company LLC of BE’s 50 % interest in Amergen.
detsembril 2003 kiitsid BE aktsionärid heaks BE 50 % Amergeni osaluse müügi äriühingule Exelon Generation Company LLC.
BE received approximately USD 277 million in cash.
Selle tehingu eest sai BE ligikaudu 277 miljonit Ameerika Ühendriikide dollarit.
Measure G: local tax deferrals
Meede G: kohalike maksude ajatamine
A number of local authorities have agreed to defer without interest the payment of business rates owed to them by BE.
Mitmed kohalikud asutused on leppinud kokku ajatada BE kohalike maksude tasumine ilma intressi määramata.
According to the information forwarded by the UK authorities, these authorities are:
Vastavalt Ühendkuningriigi ametivõimude poolt esitatud teabele, on need asutused järgmised:
Lancaster City Council, in respect of the Heysham plant, for GBP 1775240,
Lancasteri linnavolikogu, seoses Heyshami jaamaga, 1775240 Inglise naela ulatuses,
Shepway District Council, in respect of the Dungeness plant, for GBP 578524,
Shepway ringkonnanõukogu, seoses Dungenessi jaamaga, 578524 Inglise naela ulatuses,
Hartlepool Borough Council, in respect of the Hartlepool plant, for GBP 447508,
Hartlepooli linnavolikogu, seoses Hartlepooli jaamaga, 447508 Inglise naela ulatuses,
North Ayrshire Council, in respect of the Hunterston plant, for GBP 735947,
North Ayrshire’i volikogu, seoses Hunterstoni jaamaga, 735947 Inglise naela ulatuses,
East Lothian Council, in respect of the Torness plant, for GBP 765986.
East Lothian’i volikogu, seoses Tornessi jaamaga, 765986 Inglise naela ulatuses.
In total, as much as GBP 4303205 in rates payments were postponed from November 2002 to February 2003.
Kokku ajatati 2002. aasta novembrist 2003. aasta veebruarini 4303205 Inglise naela ulatuses kohalikke makse.
As to Measure G the rates were paid by BE in full in February 2003 and interest of GBP 65656,24 for late payment was paid on 7 October 2003.
Meetme G raames tasus BE need kohalikud maksud täies ulatuses 2003. aasta veebruaris, tasudes maksete hilinemise tõttu 7. oktoobril 2003. aastal intressi 65656,24 Inglise naela ulatuses.
The interest rate calculation is based on the Commission reference rates for the United Kingdom of 6,01 % up to 31 December 2002 and 5,42 % thereafter.
Intressimäär arvutati vastavalt komisjoni baasmääradele Ühendkuningriigi kohta, mis 31. detsembrini 2002 oli 6,01 % ning pärast seda 5,42 %.
Financial implications of the restructuring package
Ümberkorralduste paketi finantsmõju
Before presenting the effect of the restructuring plan on the viability of BE, the UK authorities described the economics of nuclear generation.
Enne kui selgitati ümberkorralduste kava mõju BE elujõulisusele, kirjeldasid Ühendkuningriigi ametivõimud tuumaenergia tootmise ökonoomikat.
In assessing the economics of BE’s generation activities the notification distinguishes between the avoidable costs and non-avoidable costs of running BE’s stations.
Hinnates BE tootmistegevuse ökonoomikat, eristati BE jaamade juhtimisega seonduvaid välditavaid kulusid ja vältimatuid kulusid.
Nuclear plants are characterised by very high non-avoidable costs and comparatively low avoidable costs, in particular short run marginal costs.
Tuumajaamadele on omane väga suur vältimatute kulude ning suhteliselt madal välditavate kulude osakaal, eelkõige lühiajaliste piirkulude näol.
According to the UK authorities, since the decision to generate is motivated by the level of avoidable costs and in view of the fact that nuclear plants have the lowest short run marginal costs, running nuclear plants is economically rational.
Vastavalt Ühendkuningriigi ametivõimudele on tuumajaamade ekspluatatsioon majanduslikult otstarbekas, sest elektri tootmise otsuse määrab välditavate kulude suurus, samal ajal kui tuumajaamade lühiajalised piirkulud on kõige madalamad.
The UK authorities then argue that if BE’s restructuring succeeds, the firm will not structurally be loss-making.
Ühendkuningriigi ametivõimud väidavad seejärel, et kui BE ümberkorraldamine õnnestub, ei ole äriühing oma struktuurilt kahjumit tootev.
According to the UK authorities, the plan is able to address the issues at the origin of BE’s difficulties and lead to long-term viability.
Vastavalt Ühendkuningriigi ametivõimudele on kava suuteline käsitlema BE raskuste tekkepõhjuseid ning taastama äriühingu pikaajalise elujõulisuse.
In particular, it will improve BE’s trading strategy to try to offset its unhedged position, relieve BE of some of its very high fixed costs in taking over historic nuclear liabilities and enable it to build sufficient cash reserves to secure its activities.
Eelkõige aitab see täiustada BE kauplemisstrateegiat, et tasakaalustada selle kindlusetut positsiooni, aitab varasemate tuumaenergiakohustuste ülevõtmisega vähendada osaliselt BE väga suuri püsikulusid ning võimaldab sellel moodustada piisava sularahavaru oma tegevuste tagamiseks.
The objective of BE’s restructuring plan is to restructure BE’s costs and liabilities and to put in place a stable capital structure in order for BE to continue to operate in the long term as a financially viable entity.
BE ümberkorralduste kava eesmärgiks on korraldada ümber BE kulud ja kohustused ning kehtestada stabiilne kapitali struktuur, et BE-l oleks võimalik jätkata pikaajalist tegevust majanduslikult elujõulise üksusena.
In order for BE to be considered financially viable, the UK Government has assumed that, over a period of time, the company must be profitable, with positive cash flow and able to finance its activities on an ongoing basis.
Et BEd saaks pidada majanduslikult elujõuliseks, on Ühendkuningriigi valitsus eeldanud, et teatud aja möödudes peab äriühing olema tulutoov, selle rahakäive peab olema positiivne ning ta peab olema suuteline oma tegevusi jooksvalt rahastama.
The following components of the restructuring plan were developed in order to achieve the objective of financial viability:
Ümberkorralduste kava järgmised osad töötati välja selleks, et saavutada majandusliku elujõulisuse eesmärki:
the sale of BE’s interests in Bruce Power and AmerGen, in order to build up cash resources within the business, enhance robustness and reduce the scope of the business;
BE osaluste müük äriühingutes Bruce Power ja AmerGen, et koguda äriühingus sularahavaru, suurendada stabiilsust ja vähendada tegevuspiire;
reduction in BE’s ongoing cost base through commercial negotiations with existing significant creditors to compromise their historic claims, and enter into Standstill Agreements until the restructuring is effected, in exchange for a combination of new debt and new equity in BE following completion of the Restructuring;
BE praeguse kulubaasi vähendamine olemasolevate peamiste võlausaldajatega peetavate kaubandusläbirääkimiste kaudu, et leida lahendused nende varasemate nõuete suhtes ning sõlmida maksete peatamise kokkulepped, mis kehtivad ümberkorraldamise jõustumiseni, vastukaaluks BE uutele võlgadele ja uuele omakapitalile ümberkorraldamise lõpuleviimise järel;