natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Long term estimates of future power prices do however have to be made by potential buyers and sellers of power plants.
A jövőbeni villamosenergia-árakra vonatkozó hosszú távú becsléseket azonban az erőművek potenciális vevőinek és eladóinak kell megtenni.
It is on this basis the Norwegian authorities have argued that the sale of Narvik’s entitlement to concession power should be likened to the sale of a hydro power plant.
A norvég hatóságok ezen az alapon érveltek úgy, hogy Narvik koncessziós áramra való jogosultságának eladásának hasonlónak kellene lennie a vízerőmű eladásához.
To support this argument, the Norwegian authorities have provided the Authority with the Pareto Review which gives an overview over five hydro power plants sold in Norway in the year 2000.
Ezen érvelés alátámasztására a norvég hatóságok a Hatóságnak megküldték a Pareto felülvizsgálatot, amely áttekintést ad öt vízerőműről, amelyet Norvégiában 2000-ben értékesítettek.
The Norwegian authorities argue that both in the case of a hydro power plant sale as well as Narvik’s sale of its entitlement to concession power, the sales prices represent the NPV of the expected cash flows of the production volume.
A norvég hatóságok úgy vélik, hogy mind a vízerőművek eladásának esetében, mind Narvik koncessziós áramra való jogosultságának eladása esetében, az eladási árak a termelési volumen várható pénzforgalmának nettó jelenértéket képviselik.
Thus, like Narvik and NEAS in the case at hand, any buyer or seller of a hydro power plant will have to assess the plant’s value based on expected production incomes minus expected costs discounted at a relevant discount rate for as long as the new owner can exploit the relevant hydropower.
Így, mint ez esetben Narvik és a NEAS, a vízerőművek bármely vevőjének vagy eladójának fel kell becsülnie a vízerőmű értékét a következők alapján: a termeléssel kapcsolatos várható bevételek, csökkentve azokat a várható költségekkel a vonatkozó diszkontrátán diszkontálva, mindaddig amíg az új tulajdonos hasznosítani tudja az érintett vízerőművet.
The Norwegian authorities argue that, corrected for certain relevant factors, the prices of the five hydro power plants mentioned in the Pareto report are comparable to the price obtained in the sale of Narvik’s entitlement to concession power.
A norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy bizonyos releváns tényező korrigálásával, a Pareto jelentésben említett öt vízerőmű ára összehasonlítható a Narvik koncessziós áramra való jogosultságának eladásából kapott árral.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
Ebben az összefüggésben, a Hatóság tudomásul veszi a norvég hatóságok által, a fenti I. fejezet (11) bekezdésében ismertetett módon hivatkozott korrekciós tényezőket.
For the five hydro power plants, the range of sales prices per KWh of production capacity was between NOK 1,66 and 1,74.
Az öt vízerőműre vonatkozóan az eladási árak tartománya a termelési kapacitás per KWh szerint a 1,66 és 1,74 NOK között volt.
A permanent sale of an asset will increase the NPV of the asset compared to a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years, as the asset is assumed to have positive cash flow beyond year 50,5.
Egy vagyoneszköz végleges értékesítése növeli a vagyoneszköz nettó jelenértékét összehasonlítva a koncessziós áram vásárlására való jogosultság 50 és fél évre történő eladásával, mivel a vagyoneszközről feltételezik, hogy pozitív pénzforgalmat generál majd 50 és fél év múlva.
The Norwegian authorities have assumed a 4 % capitalisation rate which result in a downward adjustment of the sales price by approximately 10-15 % in order to compare a permanent sale with the time limited concession power sale [27].
A norvég hatóságok 4 %-os tőkésítési rátát feltételeznek, amely az eladási ár kb. 10-15 %-os lefelé történő kiigazítását eredményezte, annak érdekében, hogy összehasonlítsák a végleges értékesítést a koncessziós áram meghatározott idejű eladásával [27].
The second difference between a permanent sale and a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years concerns the cost base to use in the NPV model – total production costs vs. the concession price.
A második különbség a végleges értékesítés és a koncessziós áram vásárlására való jogosultság 50 és fél évre történő eladása között a költségalapra vonatkozik, amelyet a nettó jelenérték modellben használnak – a termelésre vonatkozó összköltségek szemben a koncessziós díjakkal.
The Norwegian Authorities have argued that the typical operating cost including reinvestment for a newer power plant was approximately NOK 0,05 per KWh while the ministry price at the time was approximately NOK 0,10 per KWh.
A norvég hatóságok azzal érveltek, hogy a jellemző működési költségek, beleértve az újbóli beruházást egy újabb erőműbe, kb. 0,05 NOK/KWh-t tettek ki, miközben a hatósági ár abban az időben mintegy 0,10 NOK/KWh volt.
In order to assess whether the prices for the power plants constitute appropriate proxies for the market price of the concession power at issue, it is necessary to look at each element of the argument in more detail.
Annak értékelése céljából, hhogy az erőművek ára megfelelő összehasonlítási alapnak minősül-e a szóban forgó koncessziós áram piaci ára tekintetében, az érvelés mindegyik elemét meg kell vizsgálni részletesebben.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
A Hatóság értékelése a norvég hatóságok által szolgáltatott és egyéb nyilvánosan hozzáférhető információkon alapul.
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
A következő elemzésben a névleges értékek szerepelnek valamennyi számításban [28].
For the five hydro power plants mentioned in the Pareto Review, the sales prices per KWh of production capacity was in the range from NOK 1,66 to 1,74.
A Pareto felülvizsgálatban említett öt vízerőműre vonatkozóan az eladási árak/KWh a termelési kapacitás szerint a 1,66 és 1,74 NOK közötti tartományban alakultak.
In a report issued by the economic consultancy firm Econ Pöyry analysing power plant sales between 1996 and 2005, the average transaction value in the year 2000 appears to be somewhat higher, estimated at approximately NOK 1,85.
Az Econ Pöyri gazdasági tanácsadó cég által kiadott jelentésben, amelyben az a 1996 és 2005 közötti vízerőmű-értékesítéseket elemzi, az ügyletek átlagos értéke a 2000. évben valamivel magasabbnak tűnik, a becslések szerint kb. 1,85 NOK.
Since the ECON report refers to a higher average transaction value than the Pareto review, the Authority will use a range of NOK 1,70 to 1,80 in the further analysis.
Mivel az ECON jelentés az ügyletek magasabb átlagos értékére utal, mint a Pareto felülvizsgálat, a Hatóság az 1,70 és 1,80 NOK közötti tartományt használja a további elemzésekben.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
A második megfontolandó tényező az, hogy miként lehet az árszinteket kiigazítani a végleges értékesítésről az 50 és fél évnél hosszabb, meghatározott idejű eladáshoz.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
A norvég hatóságok azzal érveltek, hogy a megfelelő kiigazítási együttható a 10-15 %, amely 4 %-os tőkésítési rátán alapul.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
A Hatóság megállapítja, hogy a tőkésítési ráta megválasztása szorosan összefügg a diszkontráta megválasztásával a nettó jelenérték modellben.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
Az adózás utáni diszkontráta névleges értéke, amelyet a DT jelentésében használtak 6,8 %, míg az AA jelentésben használt 7 % volt.
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
Azt is meg kell jegyezni, hogy az NVE 6,5 %-os rátát használt, amikor értékelte az új vízerőmű projekteket [29].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
A költségalapú ár számítási modellje 6 %-os rátát alkalmaz [30].
The Authority is, on the basis of the above, of the opinion that the appropriate discount rate and hence the appropriate capitalisation rate to apply when comparing a permanent sale to a time-limited sale, is in the range of 6-7 % nominally after tax.
A Hatóság a fentiek alapján azon a véleményen van, hogy a megfelelő diszkontráta és ezért a megfelelő tőkésítési ráta, amelyet alkalmazni kell a végleges és a határozott idejű értékesítés összehasonlítására, az adózás után névleges értéken 6-7 % közötti tartományban van.
On this basis, the appropriate adjustment of value from a permanent sale to a 50,5 year sale is not 10-15 % as argued by the Norwegian authorities but closer to 4-5 %.
Ezen az alapon, a megfelelő kiigazítás értéke a végleges értékesítés és az 50 és fél évre történő értékesítés között nem a norvég hatóságok szerinti 10-15 %, hanem közelebb áll a 4-5 %-hoz.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
A harmadik figyelembe veendő tényező a villamos energia jövőben várható piaci ára.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
A fentiek szerint, a jövőbeni energiaárak 50 évre vagy annál hosszabb időre szóló prognózisa nehézségekkel járó feladat.
In the valuation reports described above, in particular the AA and the DT report, the market price of power was expected to increase steadily for a period of 10-20 years beyond which the prices were expected to be constant in real terms (i.e. only increase with expected inflation) [31].
A fent említett értékelési jelentésekben, különösen az AA és a DT jelentésében azt a várakozást fogalmazták meg, hogy az energia piaci ára folyamatosan emelkedik egy 10-20 éves időszakban, amelyet követően várhatóan reálértéken állandó marad (azaz csak a várható inflációval nő) [31].
This suggest that the consensus in the market at the time was that future power prices in the long term would remain constant in real terms and not continue to increase [32].
Ez arra utal, hogy abban az időben konszenzus volt a piacon, hogy a jövőbeni energiaárak hosszú távon reálértéken állandóak maradnak és nem növekednek tovább [32].
The Authority assumes that the same uncertainty about future power prices was present for all market participants, also those that were buying and selling power plants during the same period as the sale of the concession power entitlement.
A Hatóság feltételezi, hogy a jövőbeni energiaárakra vonatkozó bizonytalanság valamennyi piaci szereplő számára érzékelhető volt, azok számára is, akik a koncessziós áramra való jogosultság értékesítésének időszakában vettek vagy adtak el erőműveket.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Így nincs ok azt feltételezni, hogy a különböző piaci szereplőknek lényegesen eltérő információkhoz van hozzáférésük a piaci árakra vonatkozó várakozásokkal kapcsolatosan.
Moving from revenue to costs, the comparison presented by the Norwegian authorities refers to a scenario where there is a difference in cash outflows per KWh between a permanent sale and the sale of concession power of NOK 0,05 due to an expected concession price of approximately NOK 0,10 and an operating cost including reinvestment of approximately NOK 0,05.
A bevételekről a költségekre áttérve, a norvég hatóságok által bemutatott összehasonlítás olyan forgatókönyvre utal, amelyben különbség van a pénzeszköz-kiáramlásban/KWh a végleges értékesítés és a 0,05 NOK árú koncessziós áram értékesítése között, a kb. 0,10 NOK várható koncessziós ár, valamint a kb. 0,05 NOK újbóli beruházást is tartalmazó működési költség miatt.
As regards the ministry price for concession power, the consultants who advised Narvik and NEAS expected the prices to remain relatively constant in real terms meaning that neither significant efficiency gains nor great volatility in the cost base was expected.
A koncessziós áram hatósági ára tekintetében, a Narvik önkormányzatát és a NEAS-t tanácsaikkal segítő tanácsadó cégek azt várták, hogy az árak reálértéken viszonylag állandóak maradnak, ami azt jelenti, hogy nem számítottak sem a hatékonyság jelentős növekedésére, sem a költségalap jelentős ingadozására.
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
Elvben arra számítottak, hogy a koncessziós áram hatósági ára az infláció ütemének megfelelően növekszik majd [33].
Based on the available information, the Authority is of the opinion that the same assumptions would have been made by a prudent investor and therefore assumes that there would be no major changes to the cost price concession power price in the further analysis.
A rendelkezésre álló információk alapján, a Hatóság azon a véleményen van, hogy hasonló feltételezésekre jutott volna egy körültekintő befektető és ezért a következő elemzésben azt feltételezi, hogy a költségalapú áron értékesített koncessziós áram tekintetében nem kerül sor jelentős árváltozásra.
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
A koncessziós áram értékének kiszámítása során a fenti költségek teszik ki a releváns pénzkiáramlást [34].
As there are a number of variables that can affect the level of cash outlays over time, the NOK 0,05 figure combining operating and reinvestment cost needs to be assessed based on its various components.
Mivel számos változó van, ami idővel hatással lehet a készpénzfelhasználásra, a 0,05 NOK számadatot, amely ötvözi a működési költségeket és az újraberuházás költségeit, értékelni kell annak különböző komponensei alapján.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
Először is, nyilvánvaló, hogy egy erőműnek bizonyos fokú általános működési és karbantartási költségei lesznek.
It is assumed that the operating and maintenance costs of a hydropower plant generally is relatively low and constant in the range NOK 0,02-0,05 per KWh [35].
Feltételezhetően a vízerőmű működési és karbantartási költségei általában viszonylag alacsonyak és állandóak a 0,02 és 0,05 NOK/KWh közötti tartományban [35].
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
Ezt alátámasztják a hatósági ár meghatározására alkalmazott költségadatok.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
2000-ben e modell alapján a működési és karbantartási költségekre vonatkozó kompenzáció 0,267 NOK/KWh volt.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
Egyéb pénzkiáramlás is lényeges a nettó jelenérték kiszámításához.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
A hatósági ár kiszámításában a 2000. évtől kezdődően az adókat 0,021 NOK-kal kompenzálták.
The actual tax levied on a given power plant would of course depend on the profits but given that the ministry price is intended to be representative for the average cost of typical power plants in Norway, it appears reasonable to assume a tax cost of approximately NOK 0,02 per KWh.
Egy adott vízerőmű esetében a ténylegesen kivetett adó természetesen függne a haszontól mivel azonban a hatósági ár a szándék szerint reprezentatív lenne a tipikus norvég vízerőművek átlagos költségeire vonatkozóan, ésszerűnek tűnik azt feltételezni, hogy az adóteher kb. 0,02 NOK/KWh.
The final part of the cash outflows in the NPV is the reinvestment costs which depend crucially on the timing and level of reinvestments needs of the power plant.
A nettó jelenértéken vett pénzkiáramlások utolsó hányadát az újraberuházás költségei teszik ki, amelyek döntően a vízerőmű újraberuházási igényeinek időzítésétől és szintjétől függnek.
The Authority understands that, for accounting purposes, the economic lifetime of a hydropower plant is 40 years [36], however the actual lifetime may be longer.
A Hatóság értelmezése szerint számviteli szempontból a vízerőmű gazdasági élettartama 40 év [36], azonban a tényleges élettartam hosszabb lehet.
The level of reinvestment is in many cases substantial, and therefore the timing of the cash outlay, as also argued by the Norwegian authorities, is of great importance to the NPV calculations.
Az újraberuházás szintje sok esetben lényeges és ezért a pénzfelhasználás időzítése a norvég hatóságok szerint is nagyon fontos a nettó jelenérték kiszámításánál.
If the reinvestment occurs early in the calculation period, the reduction in NPV is significantly larger than if the reinvestment takes place later in the calculation period.
Amennyiben az újraberuházás a számítási időszak korai szakaszában történik, a nettó jelenérték csökkenése jelentősen nagyobb, mintha az újraberuházás a számítási időszak későbbi szakaszában következett volna be.
However, the Norwegian authorities have not provided the Authority with information on the reinvestment needs of the hydro power plants sold in 1999 and 2000 that they use as a basis for their comparison.
A norvég hatóságok azonban nem szolgáltattak információt a Hatóságnak az 1999-ben és 2000-ben értékesített vízerőművekkel kapcsolatos újraberuházások szükségességéről, amelyet azok összehasonlításuk alapjául használnak.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
A Hatóságok megjegyzik, hogy azok valószínűleg nem könnyen elérhetőek és nem könnyen beszerezhetőek, az azóta eltelt hosszú idő és a feltehetőleg üzleti szempontból érzékeny jellege miatt.
When adjusting the prices for the hydro power plants in question for the two differences mentioned above, the time period and the cost base, the Norwegian authorities argue that the price range of NOK 1,66 and 1,74 per KWh is comparable to the price obtained on the concession power of approximately NOK 1,00 per KWh [37].
A szóban forgó vízerőművek árának kiigazításakor a két fenti különbségre, az időtartamra és a költségalapra vonatkozóan, a norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy az 1,66 és 1,74 NOK/KWh ártartomány összehasonlítható a kb. 1,00 NOK/KWh koncessziós áramért kapott árral [37].
As explained above, the information available to the Authority indicates that the average transaction value for 1999 and 2000 was somewhat higher than this range (approximately NOK 1,85).
A fentiek szerint a Hatóság számára rendelkezésre álló információk azt jelzik, hogy az átlagos ügyletenkénti érték 1999-re és 2000-re vonatkozóan valamennyivel magasabb volt ennél a tartománynál (kb. 1,85 NOK).
Therefore, the Authority will compare a price range of NOK 1,70 to NOK 1,80 per KWh with the price of NOK 1,00 obtained by Narvik.
A Hatóság ezért össze fogja hasonlítani az 1,70 és 1,80 NOK/KWh közötti ártartományt a Narvik által kapott 1,00 NOK árral.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Az első kiigazítás azt szolgálná, hogy a végleges értékesítéskor kapott árakat összehasonlíthatóvá tegye az 50 és fél éves szerződéssel.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
A Hatóság 6 %-os tőkésítési rátát alkalmazott, amely a végleges értékesítés értékét kb. 5,5 %-kal csökkenti.
The comparable range of prices obtained in power plant sales is therefore NOK 1,61-1,70.
A vízerőmű-értékesítéseknél elért árak összehasonlítható tartománya ezért 1,61 és 1,70 NOK közötti.
The difference in net cash flows of NOK 0,61-0,70 per KWh between concession power prices and the operating cost of a power plant would have to explain the difference in order to satisfy the market investor test and exclude aid.
A koncessziós áram ára és a vízerőmű működési költsége közötti, 0,61 és 0,70 NOK/KWh nettó pénzforgalmi különbségnek magyarázattal kellene szolgálnia az eltérésre ahhoz, hogy eleget tegyenek a piaci befektetői tesztnek és kizárják a támogatást.
Total operating cost are as mentioned above estimated to be in the range NOK 0,02 to 0,05 per KWh plus estimate NOK 0,02 per KWh in taxes, which equals NOK 0,04-0,07 per KWh.
Becslések szerint a fent említettnek megfelelő teljes működési költség a 0,02 és 0,05/KWh közötti tartományban alakul, amihez 0,02 NOK/KWh adó járul, így összesesen 0,04 – 0,07 NOK/KWh-t tesz ki.
In addition, reinvestments have to be taken into account, the financial effect of which depends on timing and size and are therefore difficult to quantify.
Ezen felül figyelembe kell venni az újraberuházásokat, amelyek pénzügyi hatása, az időzítéstől és a beruházás mértékétől függ és ezért nehéz számszerűsíteni.
Taking this into account, the Authority has carried out a sensitivity analysis on the sale of the 128 GWh [38] of concession power over the 50,5 year period.
Ezt figyelembe véve, a Hatóság érzékenységi elemzést végzett el a 128 GWh [38] koncessziós áram 50 és fél évre történő értékesítése tekintetében. A Hatóság tesztelte a költségek és diszkontráták és a névleges adózás utáni diszkontráták költségeinek különböző kombinációit.
The Authority has tested various combinations of costs and discount rates with nominal after tax discount rates ranging from 5,5 % to 7,5 % and total operating costs between NOK 0,05 and 0,09 per KWh, as demonstrated in the table below.
Ezek a ráták az 5,5 % – 7,5 % közötti, és az összes működési költség 0,05 és 0,09 NOK/KWh közötti tartományban alakulnak, az alábbi táblázat szerint.
Sensitivity
Érzékenységi
analysis
elemzés
Operating cost
Működési költségek
The results are below the NOK 0,61 to NOK 0,70 range in the case where the operating costs are NOK 0,09 at any discount rate in the 5,5 % - 7,5 % range or in the case where both the operating costs are NOK 0,08 and the discount rate is 7,5 % or higher.
Az eredmények 0,61 – 0,71 NOK tartomány alatt vannak abban az esetben, amikor a működési költségek 0,09 NOK értékűek bármely diszkontrátán az 5,5 % – 7,5 % tartományban vagy abban az esetben, ha mind a működési költségek 0,08 %-osak és a diszkontráta 7,5 %-os vagy magasabb.
In these scenarios the difference between the concession power price and the operating cost is so small that when the NPV of the difference is calculated, it does not explain the difference in the higher prices obtained in the permanent hydro power plant sales.
Ezekben a forgatókönyvekben a koncessziós áram ára és a működési költségek közötti különbség olyan kicsi, hogy amikor a különbség nettó jelenértékét kiszámítják, az nem magyarázza a különbséget a vízerőművek végleges értékesítésénél elért magasabb árak esetében.
However, this is the case only in situations where the operating cost, when reinvestment costs are included, are 60 to 80 % higher than the cost estimates put forward by the Norwegian authorities.
Ez azonban csak azokban a helyzetekben merül fel, amikor a működési költségek, amennyiben az újraberuházás költségeit is belefoglalják, 60–80 %-kal magasabbak, mint a norvég hatóságok által benyújtott becsült költségek.
Conclusion and summary
Következtetés és összefoglalás
The Authority has assessed the question of whether Narvik’s agreement with NEAS conferred an advantage on the latter on the basis of the information provided by the Norwegian authorities.
A Hatóság a norvég hatóságok által szolgáltatott információk alapján értékelte azt a kérdést, hogy vajon Narviknak a NEAS-szal kötött megállapodása előnyhöz juttatta-e az utóbbit.
The Authority has found the four expert evaluations to be of limited value.
A Hatóság úgy találta, hogy a négy szakértői értékelés korlátozott értékű.
There are numerous uncertainties connected to the developments of future electricity prices over longer periods.
Számos bizonytalanság felmerül a jövőbeni villamosenergia-árak hosszú távú alakulásával kapcsolatosan.
Long term power contracts without price adjustment clauses are unusual.
A hosszú távú villamosenergia-ellátásról szóló szerződések árkiigazítási záradék nélkül nem szokványosak.