natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Per year, Narvik is entitled to a total of approximately 128 GWh of concession power, of which approximately 116,3 GWh is priced according to the ministry price method and the remaining approximately 11,7 GWh is priced according to the cost price method.
Narvik évente összesen kb. 128 GWh koncessziós áramra jogosult, amelyből kb. 116,3 GWh árát hatósági árazási módszer szerint állapítják meg, és a fennmaradó kb. 11,7 GWh árát költségalapú árazási módszer szerint állapítják meg.
The Norwegian authorities have explained that the ministry price in 2000 was approximately NOK 0,10 and the relevant cost price for Håkvik and Nygård in 2000 was in the range of NOK 0,14 to NOK 0,178.
A norvég hatóságok kifejtették, hogy a hatósági ár 2000-ben kb. 0,10 NOK, a vonatkozó költségalapú ár a Håkvik és Nygård esetében 2000-ben 0,14 NOK 0,178 NOK között alakult.
Plant owner at time of the transaction
Az erőmű tulajdonosa az ügylet idején
Approx. GWh/year
Kb. GWh/év
Price method
Ármegállapítás módszere
Håkvik and Nygård
Håkvik és Nygård
Cost price
Költségalapú ár
Ministry price
Hatósági ár
Skjomen, Båtsvann and Norddalen
Skjomen, Båtsvann és Norddalen
Narvik Energi AS (‘NEAS’)
A Narvik Energi AS (NEAS)
Until 2001, NEAS was 100 per cent owned by Narvik municipality.
g a NEAS Narvik önkormányzatának 100 %-os tulajdonában állt.
In 2001, Narvik sold off 49,99 % of its shares to two power companies, Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
2001-ben Narvik eladta részvényeinek 49,99 %-át két villamosenergia-vállalat, a Vesterålskraft AS és a Hålogalandskraft AS részére.
After a merger in 2006 and a name change in 2009, NEAS is now part of the company Nordkraft AS (‘Nordkraft’).
A 2006-os fúziót, valamint a 2009-es névváltozást követően a NEAS jelenleg a Nordkraft AS (a továbbiakban: Nordkraft) vállalat részét képezi.
Events leading up to the sale of concession power
A koncessziós áram értékesítéséhez vezető események
Until the end of 1998, Narvik sold its annual entitlement of approximately GWh 128 of concession power to NEAS under short- or longer-term contracts.
1998 végéig, Narvik önkormányzata rövid és hosszabb távú szerződések keretében eladta az évenként kb. 128 GWh koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát a NEAS részére.
However, at the beginning of 1999, after failing to reach an agreement with NEAS, Narvik sold its concession power on a power exchange at spot prices.
1999 elején azonban, miután nem sikerült megállapodásra jutnia a NEAS-szal, Narvik az energiatőzsdén azonnali (spot) árakon értékesítette az őt megillető koncessziós áramot.
The price was NOK 109,50 per MWh.
Az árat 109,50 NOK/MWh-ban határozták meg.
Since it paid NOK 111,10 per MWh plus feeding costs of NOK 20 per MWh for the concession power, Narvik incurred a loss of approximately NOK 2,3 million under this contract.
Miután 111,10/MWh NOK plusz 20 NOK/MWh betáplálási költséget fizetett a koncessziós áramért, Narvik önkormányzatának kb. 2,3 millió NOK vesztesége keletkezett a szerződés alapján.
Narvik had initially expected a surplus of NOK 3,5 million.
Narvik eredetileg 3,5 millió NOK bevételi többletet várt.
On 19 October 1999, the Municipal Council Executive Committee (‘Executive Committee’) recommended to the Municipal Council that the overall goal for handling the municipality’s concession power should be to maximize return on a long-term basis in order to obtain a stable planning horizon.
1999. október 19-én az önkormányzati tanács végrehajtó bizottsága (a továbbiakban: végrehajtó bizottság) azt az ajánlást fogalmazta meg az önkormányzati tanács felé, hogy az önkormányzati koncessziós áram kezelésének – a biztonságos, tervezhető jövő érdekében – arra az átfogó célra kell irányulnia, hogy hosszú távon a ráfordítások maximálisan megtérüljenek.
The proposed strategy for achieving this goal had four elements:
Az e cél elérésére javasolt stratégia négy részből állt:
Concession power is sold to the highest bidder on long-term contracts with a fixed return, however with adjustment clauses that give additional returns if the prices are substantially higher than the projected prices in the contract period;
A koncessziós áramot a legmagasabb árat kínáló ajánlattevőnek adják el hosszú távú szerződések alapján fix hozammal, azonban árkiigazítási záradékokkal, amelyek pótlólagos hozamot tesznek lehetővé, amennyiben az árak lényegesen magasabbak, mint a szerződés időszakára előrejelzett árak;
Concession power is sold under different contracts of different lengths to diversify risk;
A koncessziós áramot különböző időtartamú különböző szerződések alapján adják el a kockázatok diverzifikálása érdekében;
The Mayor is granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council;
A polgármester felhatalmazást kap szerződések megkötésére az önkormányzati tanács által meghatározott stratégia szerint;
Profits from the sale of the concession power is deposited into a fund to be dispersed according to decisions by the Municipal Council.
A koncessziós áram eladásából származó hasznot egy alapba helyezik letétbe, hogy az önkormányzati tanács döntései alapján kerüljön elosztásra.
The Municipal Council confirmed the recommendation of the Executive Committee with one adjustment, suggested by the Mayor and confirmed by way of an amendment to the strategy:
Az önkormányzati tanács a polgármester javaslatára egy kiigazítással megerősítette a végrehajtó bizottság ajánlását, és a stratégia módosításával erősítette azt meg: ahelyett, hogy a polgármester kifejezetten „felhatalmazást kap a szerződések megkötésére az önkormányzati tanács által meghatározott stratégia szerint” a végleges határozat szerint a következő szöveg szerepel:
instead of the Mayor being explicitly ‘granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council’, the final decision stated that ‘as a first step in executing this strategy, NEAS is invited to discuss their interest in the matter as outlined in their letter to the municipality dated 9 November.’
„e stratégia megvalósításának első lépésként a NEAS-t felkérik, hogy vitassák meg a tárgyhoz fűződő érdekeltségeiket az ügyben, amint azt az önkormányzatnak november 9-én megküldött levelükben felvázolták.”
A letter from NEAS dated 9 November 1999 questioned the proposed strategy of selling the concession power under different contracts of different lengths to diversify risk.
A NEAS 1999. november 9-én kelt levele megkérdőjelezte a javasolt stratégiát, amely szerint a koncesszió alapján termelt áramot eltérő időtartamú különböző szerződések alapján értékesíti a kockázat diverzifikálása érdekében.
Instead, NEAS suggested one long-term contract (‘for example 50 years’) and was open to including a price adjustment clause in the contract with Narvik.
A NEAS ehelyett egyetlen hosszú távú szerződést javasolt („például 50 évre szóló szerződés”) és kész volt elfogadni az árkiigazítási záradék felvételét a Narvikkal kötendő szerződésbe.
Also in a letter dated 15 April 1999, NEAS stated its interest in entering into a long-term contract regarding the concession power, primarily through a purchase with an upfront lump sum payment, or alternatively as a long-term lease - suggested initially at 60 years - with annual payments to Narvik.
Egy, szintén 1999. április 15-i levélben a NEAS kinyilvánította érdekeltségét a koncessziós árammal kapcsolatos hosszú távú szerződés megkötésében, a szerződéskötéskor történő, egyösszegű átalánykifizetéssel való vásárlás útján, vagy ennek alternatívájaként – eredetileg 60 évre javasolt – hosszú távú bérlettel, a Narvik önkormányzatának történő éves kifizetéssel.
Aside from the issue of the concession power, there were also discussions about NEAS’ future role in the market, and Narvik’s role as the owner of NEAS.
A koncessziós áram témája mellett, megbeszéléseket folytattak a NEAS jövőbeni piaci szerepéről, valamint Narvik önkormányzatának a NEAS tulajdonosaként betöltött szerepéről.
According to the Norwegian authorities, NEAS was at the time observing extensive regional consolidation amongst power companies and the entry of national/international operators into local markets.
A norvég hatóságok szerint a NEAS abban az időszakban annak lehetett tanúja, hogy széles körű regionális konszolidáció ment végbe a villamosenergia-vállalatok között, valamint nemzeti/nemzetközi üzemeltetők léptek be a helyi piacokra.
NEAS needed to strengthen its equity base in order to acquire shares in other electricity companies, particularly Nordkraft AS.
A NEAS-nak meg kellett erősítenie saját tőkéjét, hogy részesedést szerezhessen más villamosenergia-vállalatokban, különösen a Nordkraft AS-ben.
NEAS had also signed letters of intent with Hålogaland Kraft AS and Vesterålskraft AS to form a regional production company and a regional energy transportation company.
A NEAS szándéknyilatkozatokat írt alá a Hålogaland Kraft AS és a Vesterålskraft AS vállalatokkal is, hogy egy regionális termelővállalatot és egy regionális energiaszállító vállalatot alapítsanak.
In a municipal council meeting on 16 December 1999, it was decided that the municipality’s ownership stake in NEAS, the company’s capital needs and the handling of concession power, should be assessed jointly by a negotiation team consisting of the Mayor, the Deputy Mayor, the leader of the opposition, as well as the Director, the Deputy Director and the Head of Procurement of the municipal administration (‘the negotiation team’).
Az önkormányzati tanács 1999. december 16-i ülésén, úgy döntöttek, hogy az önkormányzat NEAS-beli tulajdoni hányadát, a vállalat tőkeigényét és a koncessziós áram kezelését együttesen kell értékelnie egy, a polgármesterből, a polgármester-helyettesből, az ellenzék vezetőjéből, valamint az igazgatóból, az igazgatóhelyettesből és az önkormányzat közbeszerzésért felelős vezetőjéből álló tárgyaló csoportnak.
External assessments
Külső értékelések
NEAS commissioned two reports from Arthur Andersen (‘AA’) and Deloitte & Touche (‘DT’) in order to determine the value of the ministry price concession power.
A NEAS megbízására két jelentést készített el az Arthur Andersen (a továbbiakban: AA) és a Deloitte & Touche (a továbbiakban: DT) a hatósági áras koncessziós áram értékének megállapítása érdekében.
The AA report applies a net present value (‘NPV’) methodology, but does not describe the underlying assumptions in great detail.
Az AA jelentése nettó jelenérték módszert alkalmaz, azonban nem magyarázza nagy részletességgel az alapul szolgáló feltételezéseket.
The DT report also utilises an NPV methodology, but goes further than the AA report in explaining relevant assumptions and calculations.
A DT jelentése szintén alkalmaz nettó jelenérték módszert, azonban szélesebb körben kifejti az AA jelentésénél a releváns feltételezések és számítások magyarázatát.
For example, the DT report explains in detail how the required return is determined based on the capital asset pricing model (‘CAPM’) and how the weighted average cost of capital (‘WACC’) is determined.
A DT jelentése például részletesen magyarázza, hogy miként határozták meg az elvárt megtérülést a tőkeeszköz-árazási modell alapján és hogyan állapították meg a súlyozott átlagos tőkeköltséget.
The analysis also contains a detailed description of the calculation of the concession price and include sensitivity analysis based on incremental changes in both the price of electricity and WACC.
Az elemzés tartalmazza a koncessziós ár kiszámításának részletes leírását is, beleértve a villamos energia árában és a súlyozott átlagos tőkeköltségben bekövetkezett fokozatos változásokra alapozott érzékenységi elemzést.
Narvik commissioned two reports from Danske Securities (‘DS1’ and ‘DS2’).
Narvik önkormányzata két jelentést rendelt meg a Danske Securities-tól (a továbbiakban: DS1 és DS2).
For the first report, DS1, Danske Securities was commissioned to assess whether or not the municipality should sell its entitlement to concession power in the market or transfer it to NEAS.
Az első jelentésre, a DS1-re vonatkozóan, a Danske Securities arra kapott megbízást, hogy értékelje, vajon az önkormányzatnak el kellene-e adnia a piacon a koncessziós áramra való jogosultságát vagy át kellene-e adnia a NEAS-nak.
In DS1, Danske Securities, on its own initiative, provided an estimate of the value of the entitlement to concession power for a period of 50 years.
A DS1-ben a Danske Securities, saját kezdeményezésére, becslést adott a koncessziós áram jogosultságának értékére, 50 éves időtartamra vonatkozóan.
Apart from stating its assumptions made for future developments of electricity prices, Danske Securities provided limited guidance on how the value of the entitlement to concession power was calculated.
A villamos energia árának jövőbeni alakulására vonatkozóan tett feltételezéseitől eltekintve, a Danske Securities csupán korlátozott útmutatást adott arról, hogy a koncessziós áramra való jogosultság értéke miként került kiszámításra.
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
A DS2-ben a Danske Securities a következő 3 piaci szereplőtől kért árra és költségre vonatkozó becsléseket:
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
a CBF Kraftmegling AS (a továbbiakban: CBF), a Norwegian Energy Brokers AS (a továbbiakban: NEB) és a Statkraft SF (a továbbiakban: Statskraft).
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
E becslésekre alapozva, a Danske Securities kiszámította a koncessziós áramra való jogosultság becsült piaci értékét.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
A CBF várakozásai szerint alapesetben ez 127 millió NOK-ra becsülhető.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
A NEB várakozásai szerint alapesetben ez 75 millió NOK-ra becsülhető.
As NEB had not adjusted its price and cost expectations for inflation, Danske Securities stressed that it did not find NEB’s expectations to be credible.
Mivel a NEB nem igazította az ár és költségbecslését az inflációhoz, a Danske Securities hangsúlyozta, hogy nem találta hitelt érdemlőnek a NEB várakozásait.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
A Statkraft becslései 115-140 millió NOK közötti összeget eredményeztek.
On the basis of these three value assessments, Danske Securities concluded that the estimated NPV of the entitlement to concession power would be in the range of NOK 100-140 million.
A három értékbecslés alapján a Danske Securities azt a következtetést vonta le, hogy a koncessziós áramra való jogosultság becsült nettó jelenértéke 100-140 millió NOK között lehet.
The four reports are summarised in the following table.
A négy jelentés összefoglalását az alábbi táblázat mutatja.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
A következőkben ezekre a jelentésekre, mint „a négy jelentés” történik hivatkozás.
Author of report
A jelentés szerzője
Date of report
A jelentéstétel időpontja
Report commissioned by
A jelentés elkészítésére megbízást adott
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Az értékelt koncessziós áram volumene (GWh-ban) [14]
Period (in years)
Időtartam (években)
Estimated NPV (in NOK million)
Becsült nettó jelenérték (millió NOK)
Internal assessments
Belső értékelések
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
A külső értékeléseken felül, Narvik önkormányzatának közbeszerzésért felelős vezetője elkészítette saját értékelését.
In the first assessment presented to the Executive Committee in October 1999, he concluded that the overall risk for the municipality was high for long-term contracts defined as contracts between 10 and 40 years.
Az 1999 októberében a végrehajtó bizottság részére benyújtott első értékelésében arra a következtetésre jutott, hogy a 10 és 40 év közötti futamidejűként meghatározott hosszú távú szerződésekkel kapcsolatban nagyon magas az átfogó kockázat az önkormányzat számára.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
A második értékelésében, amelyet 2000. március 16-án a tárgyaló csoportnak mutatott be, a koncessziós áram kezelésére vonatkozó különböző opciókat tárgyalt.
By this time, however, the negotiation team had narrowed the scope of his mandate to only assess risk, time to settlement, tax implications and profit maximization for three scenarios (all involving Narvik transferring the concession power right to NEAS for a 50-year period and reducing its ownership stake in NEAS).
Addigra azonban a tárgyaló csoport a közbeszerzésért felelős vezető megbízatásának terjedelmét leszűkítette kizárólag a három forgatókönyv (mindegyik magában foglalta Narvik koncessziós áramra való jogosultságának a NEAS számára történő átadását 50 évre, valamint tulajdonrészének csökkentését a NEAS-ban) kockázatainak, elszámolási idejének, adóügyi vonatkozásainak és az azokhoz kapcsolódó profitmaximalizálásnak az értékelésére.
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Ennek ellenére a második értékelésében, a közbeszerzésért felelős vezető figyelmét továbbra is a szerződés hosszának fontosságára összpontosította.
His assessment of the marginal value of the entitlement to concession power over time was that ‘…to enter into a very long contract such as 50 years gives very little additional value for us as sellers compared to a shorter contract (for example 20 years with NOK 83 million)’.
A koncessziós áramra való jogosultság határértékéről szóló értékelése idővel a következő volt, hogy „…az olyan nagyon hosszú időre, mint 50 évre szóló szerződés megkötése nagyon kevés hozzáadott értéket ad számunkra, eladókra a rövidebb idejű szerződésekhez képest (például 20 évre kötött szerződés 83 millió NOK értékben)”.
After internal discussions regarding the advantages and disadvantages of a long-term contract, the negotiation team made its recommendation to the Municipal Council where it recommended a contract with a duration of 50,5 years as appropriate to reduce the municipality’s risk and to provide a long-term planning horizon.
A hosszú távú szerződések előnyeivel és hátrányaival kapcsolatos belső megbeszéléseket követően, a tárgyaló csoport megtette ajánlását az önkormányzati tanács felé, amelyben 50 és fél év időtartamra szóló szerződést ajánlott, amely megfelelő arra, hogy csökkentse az önkormányzat kockázatát, és biztosítsa a hosszú távú tervezést.
The sale of concession power
A koncessziós áram értékesítése
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
A NEAS csak a 116,3 GWh hatósági áras koncessziós áram megvásárlására törekedett.
In the negotiations with the company, Narvik however insisted that its entitlement to concession power be bought in full, and that the 11,7 GWh cost price concession power therefore be bundled with the ministry price concession power.
A vállalattal folytatott tárgyalások során, Narvik azonban ragaszkodott, hogy a koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát teljes mértékben vásárolják meg és így a 11,7 GWh költségalapú áron értékesített koncessziós áramot kezeljék a hatósági áras koncessziós árammal egy csomagban.
In May 2000, the parties finally agreed to have the full 128 GWh of concession power covered by the agreement and that NEAS would pay NOK 120 million for the ministry price concession power and NOK 6 million for the cost price concession power.
2000 májusában, a felek végül megállapodtak, hogy a teljes 128 GWh koncessziós áramot beemelik a megállapodásba és a NEAS 120 millió NOK-ot fizet a hatósági áras koncessziós áramért, valamint 6 millió NOK-ot a költségalapú áron értékesített koncessziós áramért.
On 25 May 2000, the Municipal Council formally decided that the municipality should sell its annual 128 GWh entitlement to concession power to NEAS for 50,5 years for NOK 126 million.
2000. május 25-én, az önkormányzati tanács hivatalosan döntött arról, hogy az önkormányzatnak értékesítenie kell a NEAS részére 50 és fél évre 126 millió NOK összegért az évi 128 GWh koncessziós áramra való jogosultságát.
On 16 October 2000, Narvik and NEAS formalised the agreement by signing the contract where Narvik sold the entitlement to concession power on the above described terms.
2000. október 16-án Narvik és a NEAS hivatalossá tette a megállapodást a szerződés aláírásával, amelyben Narvik a fenti feltételekkel értékesítette a koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
A szerződésbe nem foglaltak árkiigazító mechanizmust, és a vételárat előre egy átalányösszegben kellett kifizetni.
On 29 November 2000, Narvik and NEAS signed a supplementary agreement where NEAS for the purchase of the entitlement to concession power committed to pay Narvik NOK 60 million in cash, and the remaining NOK 66 million as an equity contribution in kind injected into NEAS (at the time 100 % owned by the Municipality).
2000. november 29-én Narvik önkormányzata és a NEAS kiegészítő megállapodást írt alá, amely szerint a NEAS a koncessziós áramra való jogosultság megvásárlásáért köteles Narvik önkormányzatának 60 millió NOK-ot készpénzben megfizetni, valamint a fennmaradó 66 millió NOK-ot a NEAS-nak (amely akkor még Narvik önkormányzatának 100 %-os tulajdonában állt) juttatott természetbeni sajáttőke-hozzájárulásként teljesíteni.
Sale of NEAS shares
A NEAS részvényeinek eladása
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
2001-ben Narvik önkormányzata a NEAS-ban meglévő részesedésének 49,99 %-át eladta a Vesterålskraft AS-nak és a Hålogalandskraft AS-nak.
Comments from the Norwegian authorities
A norvég hatóságok észrevételei
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
A norvég hatóságok azon a véleményen vannak, hogy a szerződést a NEAS-szal piaci feltételek mellett kötötték.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
A hatóságok először is hangsúlyozzák, hogy a megállapodást azért kellett megkötni, mert Narvik önkormányzata pénzügyi szempontból nehéz helyzetben volt és szüksége volt likvid tőkére.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
Másodszor a NEAS-t fel kellett tőkésíteni, hogy a vállalat átalakításával egy nagyobb regionális vállalatot hozzanak létre.
Lastly, at the time of the conclusion of the contract, the municipality had been selling concession power at a loss because the concession power price was higher than the price obtained in the market.
Végezetül, a szerződés megkötésének időpontjában az önkormányzat a koncessziós áramot veszteséggel adta el, mivel a koncessziós áram ára magasabb volt, mint a piaci ár.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
Példaként, az 1999. április és 1999. december közötti időszakban, Narviknak 2,3 millió NOK összegű vesztesége keletkezett a koncessziós áram eladása kapcsán.
The Norwegian authorities argue that the appropriate market benchmark for the 50,5 year agreement is a permanent sale of a power plant, and that adjusted for relevant differences, the prices obtained by NEAS was in line with the price levels for the sale of power plants in the same period.
A norvég hatóságok úgy érvelnek, hogy az 50 és fél évre szóló megállapodásra vonatkozóan egy erőmű végleges eladása a megfelelő piaci viszonyítási alap és, hogy a releváns különbségek kiigazításával, a NEAS által kapott árak összhangban álltak az erőművek eladásából származó árak szintjével ugyanebben az időszakban.