natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Energy Act III put an end to the existence of the public utility segment but nevertheless kept household customers and some commercial customers – as permitted by the second Electricity Directive [15] – under a universal service obligation.
Villamos Energia Törvény megszüntette a közüzemi szektort, azonban a háztartási fogyasztókra és néhány kereskedelmi fogyasztóra vonatkozóan – ahogyan azt a második villamosenergia-irányelv [15] lehetővé tette – megőrizte az egyetemes szolgáltatási kötelezettséget.
Energy Act I required MVM to assess the country's total energy demand and to prepare, every two years, a National Power Plant Construction Plan (Országos Erőműépítési Terv).
Az I. Villamos Energia Törvény arra kötelezte az MVM-et, hogy felmérje az ország teljes villamos energia igényét és kétévente Országos Erőműépítési Tervet dolgozzon ki.
This Plan had then to be submitted to and accepted by the Hungarian Government and the Parliament.
E Tervet elfogadásra be kellett nyújtani a magyar kormány és az Országgyűlés részére.
It appears from Energy Act I and from the submissions of the Hungarian government [16] that the most urgent objectives on the Hungarian energy market in the mid-1990s were security of supply at the lowest possible cost, modernisation of the infrastructure with particular regard to the prevailing standards of environmental protection, and the necessary restructuring of the power sector.
Az I. Villamos Energia Törvényből és a magyar kormány beadványaiból [16] kitűnik, hogy a kilencvenes évek közepén a magyar energiapiac legsürgetőbb célkitűzései a következők voltak: a lehető legalacsonyabb költségek mellett biztosítani a magyarországi energiaellátás biztonságát, korszerűsíteni az infrastruktúrát, különös figyelemmel a mindenkori környezetvédelmi szabványokra, valamint elvégezni az áramszolgáltatási ágazat szükséges szerkezeti átalakítását.
With a view to achieving these general objectives, long-term power purchase agreements were proposed to foreign investors that would undertake to invest in the construction and modernisation of power plants in Hungary.
Ezen általános célkitűzések megvalósítása érdekében hosszú távú villamos energia vásárlási megállapodást ajánlottak fel az olyan külföldi befektetőknek, akik vállalták, hogy befektetnek magyarországi erőművek építésébe és modernizálásába.
The PPAs were signed by the power generators on the one hand and by the company MVM on the other hand.
Az egyes HTM-eket egyrészről az erőművek, másrészről az MVM írták alá.
The PPAs
A HTM-ek
The PPAs entered into between MVM and individual power plants [17] established a balanced production portfolio enabling MVM to meet its obligation of ensuring security of supply.
Az MVM és az egyes erőművek [17] között létrejött HTM-ek kiegyensúlyozott termelési portfóliót hoztak létre, amely lehetővé teszi az MVM számára hogy eleget tegyen az energiaellátás biztonságára vonatkozó kötelezettségének.
They allow MVM to satisfy both base load demand (with lignite-fired and nuclear power stations) and peak load demand (with gas-fired power plants).
A HTM-ek lehetővé teszik az MVM számára, hogy eleget tegyen mind a zsinórterhelési igénynek (széntüzelésű erőművekkel és atomerőművel), mind pedig a csúcsterhelési igénynek (gáztüzelésű erőművekkel).
The PPAs require the power generators to duly maintain and operate their generation facilities.
A HTM-ek értelmében a villamosenergia-termelők kötelesek a termelő egységek megfelelően karbantartására és üzemeltetésére.
They reserve all or the bulk of the power plants’ generation capacities (MW) for MVM.
A HTM-ek az MVM részére az erőművek termelői kapacitásának (MW) egészét, vagy túlnyomó részét lekötik.
This capacity allocation is independent of the actual use of the power plant.
A kapacitás lekötése független az erőmű tényleges kihasználtságától.
Beyond the reserved capacities, the PPA requires MVM to purchase a specific minimum quantity of electricity (MWh) from each power plant.
A lekötött kapacitáson felül az MVM minden HTM keretében működő erőműtől köteles egy meghatározott minimális mennyiségű villamos energiát (MWh) vásárolni (garantált átvétel).
Some PPAs include so-called ‘system services’ [18] in the case of power plants technically capable of providing them, which MVM provides to the system operator, MAVIR.
Néhány HTM tartalmaz úgynevezett „rendszerszintű szolgáltatásokat” [18] olyan erőművek esetében, amelyek mőszakilag képesek azokat nyújtani. Az MVM e rendszerszintű szolgáltatásokat a rendszerirányító MAVIR számára kínálja.
The PPAs signed in 1995-1996 (seven of the ten PPAs under assessment) were awarded in view of the privatisation of the power plants.
Az 1995–1996-ban kötött HTM-eket (a vizsgált tíz HTM közül hét) a felek az erőművek privatizációjának előkészítése keretében írták alá.
These PPAs followed a model agreement drafted by an international law firm at the Hungarian Government's request.
E HTM-ek egy szerződésmintát követtek, amelyet a magyar kormány kérésére egy nemzetközi ügyvédi iroda készített.
There was no tendering procedure for the signature of these PPAs.
Ezen HTM-ek aláírására nem versenytárgyalási eljárás keretén belül került sor.
There was, however, a tendering procedure for the privatisation of the power plants.
Az erőművek privatizációja azonban versenytárgyalási eljárás keretében folyt.
The PPAs (signed before privatisation) formed part of the privatisation package.
A (privatizáció előtt aláírt) HTM-ek a privatizációs szerződések részét képezték.
Some of these agreements (mainly the Mátra, Tisza and Dunament agreements) were partially amended by the parties after privatisation.
A privatizációt követően e megállapodások egy részét (főként a Mátrai Erőművel, a Tiszai Erőművel és a Dunamenti Erőművel kötött megállapodások) a felek részben módosították.
The PPA of Csepel power plant was signed in 1997 and followed a somewhat different model.
A Csepeli Áramtermelő Kft.-vel 1997-ben aláírt HTM némileg eltérő szerződésmintát követett.
However, there was no tendering procedure in this case either and the signature of the PPA was similarly linked to the power plant's privatisation.
E megállapodás odaítélése sem versenytárgyalási eljárás keretében történt, és szintén az erőmű privatizációjához kapcsolódott.
The PPA of Ujpest power plant (one of the three plants of Budapest power plant) was signed with Budapest power plant in 1997, likewise without a specific tendering procedure.
Az Újpesti Erőmű (a Budapesti Erőmű három erőművének egyike) esetében kötött HTM-et a Budapesti Erőművel 1997-ben írták alá, szintén versenytárgyalási eljárás nélkül.
Only the PPA of the Kispest plant (another – aging – plant of Budapest power plant which was essentially rebuilt at the time) was signed in 2001 as a result of an open tendering procedure.
Csupán a Kispesti Erőművel (a Budapesti Erőmű egy másik – elöregedő – erőműve, amely abban az időben lényegében átépítés alatt állt) kötött HTM aláírására került sor nyílt versenytárgyalási eljárást követően, 2001-ben.
From 2000 to 2004, the capacities reserved by the PPAs covered approximately 80 % of total Hungarian electricity demand (MW).
A 2000–2004 közötti időszakban a HTM-ek által lekötött kapacitás a teljes magyarországi villamosenergia-igény (MW) hozzávetőlegesen 80 %-át tette ki.
From 2005 to the date of this Decision, the share has been around 60-70 %.
2005-től a jelen határozat időpontjáig e részesedés 60-70 % körül mozgott.
It was expected that this would gradually decrease in the period between 2011 and 2024 [19].
A HTM-ek megszüntetésével ez az arány 2011 és 2024 között várhatóan fokozatosan csökkenne [19].
Of the nearly twenty PPAs signed between 1995 and 2001, ten were still in force at the date of Hungary's accession to the EU (1 May 2004).
Magyarország EU-csatlakozásának időpontjában (2004. május 1.) az 1995 és 2001 között aláírt közel húsz HTM közül tíz még mindig hatályban volt.
Although some PPAs (see recital 28 above) were ended by the parties in April 2008, this Decision covers these and assesses their State aid nature and compatibility with the common market in the period between 1 May 2004 and their end date (April 2008).
Jóllehet egyes HTM-eket a felek 2008 áprilisa folyamán önként megszüntettek (lásd a fenti (28) preambulumbekezdést), a jelen határozat ezen HTM-ekre is kiterjed, és megvizsgálja azok állami támogatási jellegét, valamint a közös piaccal való összeegyeztethetőségüket a 2004. május 1. és a megszűnésük időpontja (2008 áprilisa) közötti időszakban.
The power plants under PPA and the duration of the PPAs
HTM keretében működő erőművek és a HTM-ek időtartama
The power plants under PPA covered by this Decision are listed in the table below.
A jelen határozat hatálya alá tartozó, HTM keretében működő erőműveket az alábbi táblázat sorolja fel.
The duration shown refers to the initially scheduled end date of the PPAs as established in the PPAs themselves.
A HTM-ek e táblázatban feltüntetett futamideje az eredetileg kijelölt – maguk a HTM-ek által meghatározott – lejárati időpontot jelölik.
Overview of the generation companies under PPA, the main shareholders and the duration of the PPAs
táblázat A HTM alatt álló termelők, a többségi tulajdonosok és a HTM-ek futanidejének áttekintése
Name of generation company
A termelő társaság neve
Majority shareholder group
A többségi tulajdonos csoport
Power plant under PPA
A HTM keretében működő erőmű
Duration of PPA
A HTM időtartama
Dunament F blocks
Dunamenti Erőmű F blokkjai
(signed in 1995, entered into force in 1996)
(1995-ben írták alá, 1996-ban lépett hatályba)
Dunament G2 block
Dunamenti Erőmű G2 blokkja
(initial duration until 2015, extended to 2022 in 2005)
(az eredeti futamidő: 2015-ig, amelyet 2005-ben 2022-ig meghosszabbítottak)
(signed in 1997, entered into force in 2000)
(1997-ben írták alá, 2000-ben lépett hatályba)
1995-2017 [20](signed in 1995, entered into force in 1996)
1995–2017 [20](1995-ben írták alá, 1996-ban lépett hatályba)
In Government Decree 1074/1995 (VIII.4) on electricity price regulation, the government made a commitment that, as of 1 January 1997 (the beginning of the so-called first price regulation cycle), ‘in addition to covering the justified operating costs, wholesale and retail prices shall ensure 8 % return on equity’.
A villamos energia árszabályozásáról szóló 1074/1995. (VIII.4.) kormányhatározatban a kormány kötelezettséget vállalt arra, hogy 1997. január 1-től (az úgynevezett első árszabályozási ciklusban) „a viszonteladói és végfelhasználói áraknak az indokolt működési költségeken túl 8 %-os tőkearányos nyereséget kell tartalmazniuk”.
The government thereby guaranteed an 8 % rate of return on capital to the power plants under PPA.
A kormány ezáltal 8 %-os tőkemegtérülést garantált a HTM keretében működő erőművek számára.
As of 1 January 2001 (the beginning of the second price regulation cycle), the official prices included 9,8 % profit on assets (eszközarányos megtérülés) for the power plants.
2001. január 1-jétől (a második árszabályozási ciklus kezdetétől) a hatósági árak 9,8 %-os eszközarányos megtérülést tartalmaztak az erőművek számára.
The increase in percentage did not necessarily mean a change in actual amounts, as the bases of the two rates of return were different (the first one was calculated on equity while the second one was calculated on assets).
A százalék emelkedése nem szükségszerűen jelentette a tényleges összegek változását, mivel a két megtérülési ráta alapja különbözött (az első számítási alapja a saját tőke, a másodiké pedig az eszközérték).
The prices reflected changes in inflation.
Az árak az infláció változását tükrözték.
The regulated prices remained in place for the power plants until 31 December 2003.
A hatósági árak az erőművek tekintetében 2003. december 31-ig maradtak hatályban.
During this period of price regulation, the Hungarian Energy Office analysed the cost structure of each power plant and fixed the price for the purchase of electricity by MVM at a value that ensured guaranteed profitability.
Az árszabályozás ideje alatt a Magyar Energia Hivatal elemezte minden egyes erőmű költségstruktúráját és úgy határozta meg az MVM által megvásárolandó elektromos áram árát, hogy az biztosította a garantált haszonkulcsot.
The list of costs covered by this price-setting mechanism included the following main cost items [21]:
Az említett árrögzítő mechanizmus által fedezett költségek listájához tartoztak a következő fő költségtételek [21]:
fixed costs depreciation, insurance, certain fixed maintenance and operating costs, loan interest [‘hitelkamatok’], decommissioning [‘rekultivációs költségek’], fiscal costs (taxes), personnel expenditure [‘személyi jellegű költségek’], environmental protection costs, expenditures to the Central Nuclear Fund [‘Központi Nukleáris Alap befizetések’] for the nuclear power plant and extraordinary expenses [‘rendkívüli ráfordítások’];
állandó (fix) költségek értékcsökkenés, biztosítás, bizonyos állandó karbantartási és üzemeltetési költségek, hitelkamatok, rekultivációs költségek, adók, személyi jellegű költségek, környezetvédelmi költségek, Központi Nukleáris Alap befizetések az atomerőmű esetében és rendkívüli ráfordítások,
variable costs fuel costs.
változó költségek tüzelőanyag-költségek.
The Hungarian Energy Office had the task of ensuring that the costs covered were reasonable and necessary.
A Magyar Energia Hivatal szerepe volt annak ellenőrzése volt, hogy a fedezett költségek ténylegesen felmerült és szükségszerű kiadások voltak.
The official price overwrote the price established by the PPAs.
A hatósági árak felülírták a HTM-ekben megszabott árat.
As of 1 January 2004, the prices were determined on the basis of the PPAs’ price formulae.
2004. január 1-jétől az árakat a HTM-ek árképlete határozta meg.
The exact meaning of the formulae was clarified in the context of the yearly price negotiations between MVM and the power generators.
Az árképletek pontos tartalmát az MVM és a villamosenergia-termelők éves ártárgyalások keretében tisztázták.
(According to the submission, ‘the agreements copied in the formulae and definitions contained in the decree’.)
(A beadvány szerint „a szerződés mintegy átemelte a Kormányhatározatban szereplő képleteket, meghatározásokat”.)
Consequently, the price-fixing principles of the PPAs are based, similarly to the mechanism used for setting regulated prices, on the justified cost categories.
Ennek eredményeként a HTM-ek árrögzítési elvei – a hatósági árak árrögzítési mechanizmusához hasonlóan – az indokolt költségek kategóriáin alapulnak.
Each PPA contains two main types of fee components: the capacity fee (or fee for making capacity available) for the reserved capacities (MW) covering fixed costs + profit (cost of capital), and the electricity fee covering variable costs.
Minden egyes HTM két fajta díjelemet tartalmaz: a lekötött kapacitásért (MW) fizetett kapacitásdíjat (vagy rendelkezésre állási díjat), amely fedezi az állandó (fix) költségeket és a nyereséget (tőkeköltség), valamint a változó költségeket fedező energiadíjat.
The different PPAs provide for different additional charges.
A különböző HTM-ek különböző további díjakról rendelkeznek.
Depending on the PPAs, these additional fees can be bonus/malus fees applied as an incentive for the power generators to operate in accordance with the lowest cost principle, and supplementary fees for maintaining generating reserves, rescheduling maintenance at MVM's request, increasing load in peak periods and minimising load below that contracted during the minimum demand period, etc. The periodical (annual, quarterly, monthly) changes of capacity fees depend on a number of factors: activation of implemented retrofit projects, various interest categories, foreign exchange rates, inflation indices, etc. The capacity fee and the supplementary fees also cover the system services (covered by the PPA).
A HTM-től függően e további díjak lehetnek bonus/malus díjak, amelyek ösztönzik a villamosenergia-termelőket a legkisebb költség elve melletti működésre, valamint olyan kiegészítő díjak, amelyekre a termelő tartalék tartása után, a karbantartásnak az MVM kérésére történő átütemezése esetén, a csúcsidei teljesítmény növelése illetve a minimális terhelésű időszakban a terhelés minimalizálása esetén, stb. jogosult. A kapacitásdíj periodikus (éves, negyedéves, havi) változása számos tényezőtől függ: a végrehajtott retrofit beruházások aktiválása, a különféle kamatkategóriák, devizaárfolyamok, inflációs indexek stb. A kapacitásdíj illetve a kiegészítő díjak fedezik a rendszerszintű szolgáltatásokat is (ahol a HTM erre is kiterjed).
It must be noted that the definition of the covered cost categories was not necessarily identical in the price regulation before 1 January 2004 and in the PPAs.
Meg kell jegyezni, hogy a fedezett költségek kategóriáinak a 2004. január 1. előtti árszabályozásban foglalt meghatározása nem minden esetben egyezett meg a HTM-ekben foglaltakkal.
Hungary's submissions [23] show that, for example, the capacity fee of […] and Dunament power plants were higher in their PPA than under price regulation.
Magyarország beadványából [23] úgy tűnik, hogy például a […] és a Dunamenti Erőmű kapacitásdíja magasabb volt a HTM-ük szerint, mint az árszabályozás szerint.
This was because these PPAs took retrofitting into account, thereby leading to higher fixed costs.
Ennek oka az a tény, hogy a HTM-ek figyelembe vették a retrofitet, ami magasabb állandó költségekhez vezetett.
These higher fixed costs appeared gradually (following the gradual retrofitting) in higher capacity fees under the PPAs than under price regulation.
E magasabb állandó költségek fokozatosan jelentek meg (a fokozatos retrofitet követve) az árszabályozás szerinti kapacitásdíjaknál magasabb, HTM-ek szerinti kapacitásdíjakban.
Other differences due to bilateral negotiations between MVM and the generators could also be observed between regulated prices and PPA prices.
Az MVM és a termelők közötti kétoldalú tárgyalások eredményeként egyéb különbségek is megfigyelhetők az árszabályozás szerinti árak és a HTM-ek szerinti árak között.
Notwithstanding such differences, in Hungary's submissions of 20 October 2004 and 20 July 2005 each power plant under PPA confirmed that the price calculation method as well as the cost categories applied after the end of price regulation were largely similar to those applied by the Hungarian Energy Office before that date.
Az ilyen különbségek ellenére Magyarország 2004. október 20-i és 2005. július 20-i beadványában a HTM keretében működő egyes erőművek megerősítették, hogy az árkalkuláció módszere, valamint az árszabályozási időszak végét követően alkalmazott költségkategóriák nagymértékben hasonlítottak a Magyar Energia Hivatal által az adott időpont előtt alkalmazottakhoz.
The prices under the PPAs applied after 1 January 2004 thus remained based on the calculation of justified (fixed and variable) costs + profit.
A HTM-ek szerinti – 2004. január 1-je után – alkalmazott árak így továbbra is az indokolt (állandó és változó) költségek + nyereség kiszámításán alapultak.
It follows from the above that although price regulation ended on 31 December 2003, prices were not genuinely liberalised as the wholesale pricing of electricity remained driven by the principle of return on investments enshrined in the PPAs [24].
A fentiekből következik, hogy az árszabályozás ugyan 2003. december 31-én megszűnt, az árakat ténylegesen nem liberalizálták, hiszen a villamos energia termelői árát a HTM-ek alapján továbbra is a beruházások megtérülésének elve határozta meg [24].
On 6 February 2006, the Hungarian Parliament adopted Act XXXV of 2006 [25] which reinstated governmental price regulation for the electricity sold to MVM under the PPAs.
2006. február 6-án a magyar Országgyűlés elfogadta a 2006. évi XXXV. törvényt [25], és ezáltal visszaállította a hatósági árszabályozást a HTM-ek keretében az MVM-nek értékesített villamos energia vonatkozásában.
As of 1 January 2008, in the context of the liberalisation of the market, Energy Act III put an end to the regulated generation prices as well as to the existence of the dual public utility and free market segments.
2008. január 1-jétől – a piac liberalizációjával összefüggésben – a III. Villamos Energia Törvény megszüntette a hatósági termelői árakat, valamint a közüzemi és szabadpiaci szektort tartalmazó kettős modellt is.
Consequently, as of 1 January 2008 the price of the electricity sold by the power generators to MVM under the PPAs is again defined by the price formulae of the PPAs.
Következésképpen 2008. január 1-jétől a villamosenergia-termelők által az MVM számára értékesített villamos energia árát ismét a HTM-ek árképlete határozza meg.
The underlying principles of these formulae have not been altered since their last application: they thus follow the same principles as in the period between 1 January 2004 and 8 December 2006 (see recitals 54 to 59 above).
Ezen árképletek alapjául szolgáló alapelvek nem változtak legutóbbi alkalmazásuk óta: tehát ugyanazon elveket követik, mint a 2004. január 1. és 2006. december 8. közötti időszakban (vö. a fenti (54)–(59) preambulumbekezdést).
Accordingly, pricing under PPA remains driven by the principle of return on investment.
Ennek megfelelően a HTM-ek keretében működő termelők áralakítását továbbra is a beruházás megtérülésének elve vezérli.
Reserved capacities
Lekötött teljesítőképesség (kapacitás)
The PPAs reserve for MVM all or a substantial part of the capacities of the generating units under PPA.
A HTM-ek az MVM számára lekötik a HTM-ek keretében működő termelő egységek kapacitásának egészét vagy egy jelentős részét.
Hungary's domestic generation capacity [26] [26](MW)
Magyarország belföldi termelői teljesítőképessége [26] [26] (MW)
Installed total generation capacity [27]
Beépített teljesítőképesség [27]
Gross available capacity [28]
Rendelkezésre álló állandó teljesítőképesség [28]
Net available capacity [29]
Igénybe vehető teljesítőképesség [29]
Peak load of the Hungarian electricity system
A magyar villamosenergia-rendszer csúcsterhelése
Generation capacity of the power plants under PPA [30] [30](MW)
A HTM-ek keretében működő erőművek termelői kapacitása [30] [30](MW)
Power plant
Erőmű
Net available capacity
Igénybe vehető teljesítőképesség
Contracted capacity [31]
Rendelkezésre álló átlag teljesítőképesség szerződött értéke [31]
Contracted capacity
Rendelkezésre álló átlag teljesítőképesség szerződött értéke
Total net available capacity of the power plants under PPA
A HTM keretében működő erőművek teljes igénybe vehető teljesítőképessége
Total contracted capacity
Rendelkezésre álló átlag teljesítőképesség szerződött értéke összesen
The above figures show that in the period under assessment, around 60 % of Hungarian net available generation capacity is contracted by MVM under PPAs.
A fenti adatokból kitűnik, hogy az értékelt időszakban az MVM a HTM-ekkel a magyarországi igénybe vehető teljesítőképesség hozzávetőlegesen 60 %-át köti le.
If the actually available capacities of the power plants (Ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség) minus their own consumption (Önfogyasztás) are taken into account, the ratio is higher than the above.
A ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség valamint az önfogyasztás figyelembevétele esetén az arány a fentieknél magasabb.
The above tables also show that the capacity reserved under the PPAs for MVM cover all or the bulk of the respective plants’ available capacities.
A fenti táblázatokból az is kitűnik, hogy a HTM-ek az egyes erőművek rendelkezésre álló kapacitásának egészét, vagy annak egy jelentős részét lekötik az MVM részére.
MVM pays a capacity fee for these capacity reservations (recital 56 above), irrespective of the actual use of the plant.
Az MVM rendelkezésre állási díjat fizet a kapacitás lekötésért (lásd a fenti (56) preambulumbekezdést), függetlenül az erőmű tényleges használatától.
Import capacity in Hungary is around 1000-1300 MW.
Magyarország importkapacitása 1000–1300 MW.
Around 600 MW of this import capacity is reserved for MVM under other long-term agreements.
Az importkapacitásból az MVM részére körülbelül 600 MW-t egyéb hosszú távú szerződések kötnek le.
Sold quantities
Értékesített mennyiségek