natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This Plan had then to be submitted to and accepted by the Hungarian Government and the Parliament.
Planul trebuia prezentat spre aprobare guvernului maghiar și Parlamentului.
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.
Din Legea energiei electrice I și din comunicările [16] guvernului maghiar reiese că, la mijlocul anilor nouăzeci, obiectivele cele mai stringente ale pieței maghiare de energie electrică erau următoarele: asigurarea siguranței alimentării cu energie electrică a Ungariei cu cele mai reduse costuri posibile, modernizarea infrastructurii, acordând o atenție sporită standardelor în vigoare de protecție a mediului, respectiv realizarea restructurării necesare a sectorului de distribuție a energiei electrice.
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.
Pentru realizarea acestor obiective generale, s-au propus contracte de achiziție de energie electrică pe termen lung pentru investitorii străini care au acceptat să investească în construirea și modernizarea centralelor din Ungaria.
The PPAs were signed by the power generators on the one hand and by the company MVM on the other hand.
CAEE-urile au fost semnate, pe de o parte, de centrale și, pe de altă parte, de către MVM.
The PPAs
CAEE-urile
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.
CAEE-urile încheiate între MVM și fiecare centrală în parte [17] au creat un portofoliu de producție echilibrat, care permitea MVM să-și respecte obligația de a asigura siguranța aprovizionării cu energie electrică.
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).
CAEE-urile permit MVM să facă față exigențelor privind sarcina de bază (în cazul centralelor pe bază de cărbune și al celor nucleare), respectiv sarcina maximă (în cazul centralelor pe bază de gaz).
The PPAs require the power generators to duly maintain and operate their generation facilities.
Conform CAEE-urilor, producătorii de energie electrică sunt obligați să utilizeze și să mențină în stare corespunzătoare unitățile de producție.
They reserve all or the bulk of the power plants’ generation capacities (MW) for MVM.
CAEE-urile contractează către MVM întreaga capacitate de producție a centralelor (MW) sau cea mai mare parte a acesteia.
This capacity allocation is independent of the actual use of the power plant.
Contractarea capacității nu depinde de nivelul efectiv de utilizare a centralei.
Beyond the reserved capacities, the PPA requires MVM to purchase a specific minimum quantity of electricity (MWh) from each power plant.
MVM este obligat să preia o cantitate minimă de energie electrică (MWh), produsă peste capacitatea contractată, de la toate centralele care funcționează în cadrul unui CAEE (preluare garantată).
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.
Unele CAEE-uri includ și așa-numite „servicii prestate la nivelul sistemului” [18], în cazul centralelor care, din punct de vedere tehnic, pot asigura astfel de servicii. MVM asigură aceste servicii operatorului rețelelor de transport, MAVIR.
The PPAs signed in 1995-1996 (seven of the ten PPAs under assessment) were awarded in view of the privatisation of the power plants.
CAEE-urile încheiate între 1995-1996 (șapte dintre cele zece CAEE-uri evaluate) au fost semnate de părți în cadrul pregătirii privatizării centralelor.
These PPAs followed a model agreement drafted by an international law firm at the Hungarian Government's request.
CAEE-urile în cauză au la bază un model de contract realizat la cererea guvernului maghiar de către un birou internațional de avocatură.
There was no tendering procedure for the signature of these PPAs.
Semnarea CAEE-urilor nu s-a realizat în cadrul unor proceduri de licitație publică.
There was, however, a tendering procedure for the privatisation of the power plants.
Privatizarea centralelor, în schimb, a fost realizată în cadrul unor licitații publice.
The PPAs (signed before privatisation) formed part of the privatisation package.
CAEE-urile (semnate înainte de privatizare) au devenit parte a contractelor de privatizare.
Some of these agreements (mainly the Mátra, Tisza and Dunament agreements) were partially amended by the parties after privatisation.
După privatizare, o parte a contractelor în cauză (în special cele semnate cu Mátrai Erőmű, Tiszai Erőmű și Dunamenti Erőmű) au fost parțial modificate de către părți.
The PPA of Csepel power plant was signed in 1997 and followed a somewhat different model.
CAEE-ul semnat în 1997 cu Csepeli Áramtermelő Srl. a avut la bază un model de contract ușor diferit.
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.
Nici contractul respectiv nu a fost adjudecat în cadrul unei licitații publice, și acesta fiind legat de privatizarea centralei.
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.
CAEE-ul cu Újpesti Erőmű (una dintre cele trei centrale ale Budapesti Erőmű) a fost semnat cu Budapesti Erőmű în 1997, tot fără o procedură de licitație publică.
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.
Numai semnarea CAEE-ului cu Kispesti Erőmű (o altă centrală – învechită – aflată de fapt în reconstrucție la vremea respectivă, a Budapesti Erőmű) a avut loc în urma unei licitații publice, în anul 2001.
From 2000 to 2004, the capacities reserved by the PPAs covered approximately 80 % of total Hungarian electricity demand (MW).
În perioada 2000-2004, capacitatea contractată prin CAEE-uri a reprezentat aproximativ 80 % din necesarul total de energie electrică (MW) al Ungariei.
From 2005 to the date of this Decision, the share has been around 60-70 %.
Din 2005 până la data prezentei decizii, procentul s-a situat între 60-70 %.
It was expected that this would gradually decrease in the period between 2011 and 2024 [19].
Odată cu încetarea CAEE-urilor, este de așteptat ca procentul să scadă treptat în perioada 2011-2024 [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).
La data aderării Ungariei la UE (1 mai 2004), dintre cele aproape douăzeci de CAEE-uri semnate în perioada 1995 și 2001, zece erau încă în vigoare.
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).
Deși unele CAEE-uri au fost reziliate de bunăvoie de către părți în cursul lunii aprilie 2008 (a se vedea considerentul 29 de mai sus), prezenta decizie se referă și la CAEE-urile în cauză și va analiza caracterul de ajutor de stat al acestora, precum și compatibilitatea acestora cu piața comună, în perioada cuprinsă între 1 mai 2004 și data rezilierii (aprilie 2008).
The power plants under PPA and the duration of the PPAs
Centralele care au funcționat în cadrul unor CAEE-uri și durata CAEE-urilor
The power plants under PPA covered by this Decision are listed in the table below.
Centralele care au funcționat în cadrul unor CAEE-uri care se încadrează în domeniul de aplicare a prezentei decizii sunt prezentate în tabelul de mai jos.
The duration shown refers to the initially scheduled end date of the PPAs as established in the PPAs themselves.
Perioadele de valabilitate a CAEE-urilor prezentate în tabel sunt aceleași cu datele de expirare stabilite inițial – precizate chiar în CAEE-uri.
Overview of the generation companies under PPA, the main shareholders and the duration of the PPAs
Lista producătorilor și acționarilor majoritari care au încheiat CAEE-uri și perioada de valabilitate a CAEE-urilor
Name of generation company
Denumirea întreprinderii producătoare
Majority shareholder group
Grupul de acționari majoritari
Power plant under PPA
Centrală care funcționează în cadrul unui CAEE
Duration of PPA
Perioada de valabilitate a CAEE-ului
Dunament F blocks
Blocurile F ale centralei Dunamenti
(signed in 1995, entered into force in 1996)
(semnat în 1995, intrat în vigoare în 1996)
Dunament G2 block
Blocurile G2 ale centralei Dunamenti
(initial duration until 2015, extended to 2022 in 2005)
(perioada inițială: până în 2015, prelungită în 2005 până în 2022)
(signed in 1997, entered into force in 2000)
(semnat în 1997, intrat în vigoare în 2000)
1995-2017 [20](signed in 1995, entered into force in 1996)
1995-2017 [20](semnat în 1995, intrat în vigoare în 1996)
Prices
Prețuri
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’.
Prin Decretul guvernamental nr. 1074/1995 (VIII.4) privind reglementarea prețului energiei electrice, guvernul și-a asumat obligația ca, de la 1 ianuarie 1997 (așa-numitul prim ciclu de reglementare a prețului), „prețurile de furnizare și prețurile de consum să conțină, în afara costurilor de funcționare justificate, un profit raportat la capital de 8 %”.
The government thereby guaranteed an 8 % rate of return on capital to the power plants under PPA.
Guvernul a garantat astfel o rentabilitate de 8 % a investițiilor pentru centralele care au funcționat în cadrul CAEE-urilor.
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.
De la 1 ianuarie 2001 (al doilea ciclu de reglementare a prețului), prețurile stabilite de către autorități au asigurat o rentabilitate raportată la active de 9,8 % pentru centrale.
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).
Creșterea procentului nu a însemnat în mod obligatoriu și modificarea efectivă a sumelor, întrucât baza celor două rate de rentabilitate era diferită (baza de calcul în cazul primei rate era capitalul propriu, iar în cazul celei de-a doua, valoarea activelor).
The prices reflected changes in inflation.
Prețurile au reflectat evoluția inflației.
The regulated prices remained in place for the power plants until 31 December 2003.
Prețurile stabilite de autorități pentru centrale au rămas în vigoare până la 31 decembrie 2003.
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.
În perioada de reglementare a prețurilor, Oficiul Maghiar pentru Energie a analizat structura costurilor fiecărei centrale în parte și a stabilit prețul energiei electrice care avea să fie cumpărată de către MVM, astfel încât acesta să garanteze rata de profit.
The list of costs covered by this price-setting mechanism included the following main cost items [21]:
Printre costurile acoperite de mecanismul de stabilire a prețului menționat anterior se numărau următoarele [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’];
costuri fixe amortizare, asigurare, anumite costuri permanente de întreținere și funcționare, dobânzi de credit, costuri de dezafectare, impozite, costuri de personal, costuri de protecție a mediului, plățile către Fondul Nuclear Central, în cazul centralelor nucleare, și investiții speciale;
variable costs fuel costs.
costuri variabile costurile de combustibil.
The Hungarian Energy Office had the task of ensuring that the costs covered were reasonable and necessary.
Oficiul Maghiar pentru Energie avea rolul de a verifica dacă costurile acoperite erau justificate și dacă cheltuielile erau necesare.
The official price overwrote the price established by the PPAs.
Prețurile stabilite de către autorități au modificat prețurile stabilite prin CAEE-uri.
As of 1 January 2004, the prices were determined on the basis of the PPAs’ price formulae.
De la 1 ianuarie 2004, prețurile au fost stabilite pe baza formulei de preț a CAEE-urilor.
The exact meaning of the formulae was clarified in the context of the yearly price negotiations between MVM and the power generators.
Conținutul exact al formulelor de preț a fost stabilit de MVM și producătorii de energie electrică, în cadrul negocierilor anuale ale prețurilor.
(According to the submission, ‘the agreements copied in the formulae and definitions contained in the decree’.)
(Potrivit comunicării, „contractul a preluat practic formulele și definițiile din decretul guvernamental”.)
Consequently, the price-fixing principles of the PPAs are based, similarly to the mechanism used for setting regulated prices, on the justified cost categories.
Astfel, principiile CAEE-urilor de stabilire a prețului – asemenea mecanismului de reglementare a prețurilor de către autorități – se bazează pe categoriile de costuri justificate.
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.
Toate tipurile de CAEE-uri conțin două feluri de taxe: taxa de capacitate (sau taxa de punere la dispoziție a capacității), plătită pentru capacitatea contractată (MW), care acoperă costurile permanente (fixe) și profitul (costul de capital), respectiv taxa de energie, care acoperă costurile variabile.
The different PPAs provide for different additional charges.
Diferite CAEE-uri prevăd și alte taxe diferite.
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).
În funcție de CAEE, aceste alte taxe pot fi de tipul bonus/malus, care stimulează producătorii de energie electrică să funcționeze în baza principiului costului cel mai redus, respectiv taxe suplimentare, la care producătorul este îndreptățit dacă menține o rezervă, reprogramează lucrările de întreținere la solicitarea MVM, mărește producția în orele de vârf, respectiv reduce producția în orele de utilizare minimă etc. Modificarea periodică (anuală, trimestrială, lunară) a taxei de capacitate depinde de mai mulți factori: activarea proiectelor de retehnologizare realizate, diferite categorii de dobândă, cursuri valutare, indicele de inflație etc. Taxa de capacitate, respectiv taxele suplimentare, acoperă, de asemenea, serviciile la nivel de sistem (în cazul în care CAEE-ul cuprinde și acest domeniu).
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.
Trebuie menționat faptul că definiția categoriilor de costuri acoperite prin reglementarea de preț anterioară datei de 1 ianuarie 2004 nu a corespuns de fiecare dată cu cea din CAEE-uri.
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.
Din comunicarea prezentată de Ungaria [23] reiese că, de exemplu, taxa de capacitate a […] și Dunamenti Erőmű a fost mai ridicată în baza CAEE-ului acestora, decât în baza reglementării de preț.
This was because these PPAs took retrofitting into account, thereby leading to higher fixed costs.
Aceasta se datorează faptului că CAEE-urile au luat în calcul și retehnologizarea, ceea ce a condus la costuri fixe mai ridicate.
These higher fixed costs appeared gradually (following the gradual retrofitting) in higher capacity fees under the PPAs than under price regulation.
Costurile fixe mai ridicate s-au reflectat treptat (ca urmare a creșterii progresive a costurilor de retehnologizare) în taxele de capacitate în baza CAEE-urilor, fiind mai scăzute în taxele de capacitate în baza reglementării de preț.
Other differences due to bilateral negotiations between MVM and the generators could also be observed between regulated prices and PPA prices.
Ca urmare a negocierilor între MVM și producători, pot fi observate și alte diferențe între tarifele în baza reglementării de preț și tarifele din CAEE-uri.
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.
În pofida acestor diferențe, în comunicările trimise de Ungaria la 20 octombrie 2004 și 20 iulie 2005, centralele care au funcționat în cadrul CAEE-urilor au confirmat faptul că metoda de calculare a prețului, precum și categoriile de costuri folosite după perioada de reglementare a prețului semănau în mare măsură cu cele aplicate de Oficiul Maghiar pentru Energie, înainte de data respectivă.
The prices under the PPAs applied after 1 January 2004 thus remained based on the calculation of justified (fixed and variable) costs + profit.
În temeiul CAEE-urilor – după 1 ianuarie 2004 – taxele aplicate s-au bazat în continuare pe calculația costurilor justificate (fixe și variabile) + profit.
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].
Din cele de mai sus reiese că, într-adevăr, reglementarea prețului a încetat la 31 decembrie 2003, însă prețurile nu au fost liberalizate efectiv, întrucât prețul de producție a energiei termice a fost stabilit tot în baza principiului de rentabilitate a investițiilor, conform CAEE-urilor [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.
La 6 februarie 2006, Parlamentul maghiar a aprobat Legea XXXV din anul 2006 [25], restabilind astfel reglementarea de către autorități a prețului energiei electrice comercializate către MVM în cadrul CAEE-urilor.
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.
Cu începere de la 1 ianuarie 2008 – în concordanță cu liberalizarea pieței – Legea energiei electrice III a desființat atât prețurile de producție stabilite de autorități, cât și modelul dublu al sectoarelor de utilitate publică și de concurență.
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.
În consecință, de la 1 ianuarie 2008, prețul de producție al energiei electrice comercializate de producători către MVM a fost stabilit din nou, în baza formulei de preț din CAEE-uri.
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).
Principiile de bază ale acestor formule nu au fost modificate de la ultima aplicare: prin urmare, acestea au la bază aceleași principii ca și în perioada 1 ianuarie 2004 – 8 decembrie 2006 (a se vedea considerentele 54-59 de mai sus).
Accordingly, pricing under PPA remains driven by the principle of return on investment.
Prin urmare, modificarea prețului de către producătorii vizați de CAEE-uri se bazează în continuare pe principiul de rentabilitate a investițiilor.
Reserved capacities
Potențialul de producție contractată (capacitate)
The PPAs reserve for MVM all or a substantial part of the capacities of the generating units under PPA.
CAEE-urile contractează pentru MVM întreaga capacitate sau o parte semnificativă a capacității unităților de producție care funcționează în cadrul CAEE-urilor.
Hungary's domestic generation capacity [26] [26](MW)
Capacitatea de producție a producătorilor autohtoni din Ungaria [26] [26] (MW)
Capacity
Capacitate
Installed total generation capacity [27]
Capacitate instalată [27]
Gross available capacity [28]
Capacitate disponibilă în permanență [28]
Net available capacity [29]
Capacitate utilizabilă [29]
Peak load of the Hungarian electricity system
Sarcina de vârf a sistemului maghiar de energie electrică
Generation capacity of the power plants under PPA [30] [30](MW)
Capacitatea de producție a centralelor care funcționează în cadrul CAEE-urilor [30] [30](MW)
Power plant
Centrala
Net available capacity
Capacitate utilizabilă
Contracted capacity [31]
Capacitate medie disponibilă contractată [31]
Contracted capacity
Capacitate medie disponibilă contractată
Total net available capacity of the power plants under PPA
Capacitatea totală utilizabilă a centralelor care funcționează în cadrul CAEE-urilor
Total contracted capacity
Capacitatea contractată totală
The above figures show that in the period under assessment, around 60 % of Hungarian net available generation capacity is contracted by MVM under PPAs.
Din datele de mai sus reiese că, în perioada evaluată, MVM a contractat prin CAEE-uri circa 60 % din capacitatea de producție disponibilă în Ungaria.
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.
Luând în considerare capacitatea de producție efectiv disponibilă, precum și consumul propriu, raportul rezultat este și mai mare.
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.
Din tabele reiese, de asemenea, că prin CAEE-uri se contractează în favoarea MVM întreaga capacitate sau o parte semnificativă a capacității aflate la dispoziția fiecărei centrale în parte.
MVM pays a capacity fee for these capacity reservations (recital 56 above), irrespective of the actual use of the plant.
MVM plătește o taxă de punere la dispoziție pentru contractarea capacității (a se vedea considerentul 56 de mai sus), indiferent de folosirea efectivă a centralei.
Import capacity in Hungary is around 1000-1300 MW.
Capacitatea de import a Ungariei este de 1000-1300 MW.