natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
Autoritățile norvegiene susțin că, luând în considerare anumiți factori relevanți, prețurile celor cinci hidrocentrale menționate în raportul Pareto sunt comparabile cu prețul obținut din vânzarea drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de municipalitatea Narvik.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
În acest context, Autoritatea ia act de factorii de corecție menționați de către autoritățile norvegiene, astfel cum se explică în capitolul I.11 de mai sus.
For the five hydro power plants, the range of sales prices per KWh of production capacity was between NOK 1,66 and 1,74.
Pentru cele cinci hidrocentrale, prețurile de vânzare per kWh de capacitate de producție s-au situat între 1,66 NOK și 1,74 NOK.
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.
Vânzarea permanentă a unui activ va crește VAN a activului în comparație cu vânzarea drepturilor de a achiziționa energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani, deoarece se consideră că activul va genera un flux pozitiv de numerar inclusiv după această perioadă.
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].
Pentru a compara vânzarea permanentă cu vânzarea limitată în timp a energiei electrice din concesiune, autoritățile norvegiene au presupus o rată de capitalizare de 4 %, care conduce la o scădere a prețului de vânzare cu aproximativ 10-15 % [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 doua diferență între vânzarea permanentă și vânzarea drepturilor de a achiziționa energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani se referă la baza de cost utilizată în modelul VAN — costurile totale de producție versus prețul de concesiune.
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.
Autoritățile norvegiene au afirmat că costurile tipice de exploatare, care includ reinvestirile, pentru o centrală electrică mai nouă, au fost de aproximativ 0,05 NOK per kWh, în timp ce prețul stabilit de minister la momentul respectiv era de aproximativ 0,10 NOK per kWh.
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.
Pentru a evalua dacă prețurile pentru centralele electrice constituie substituenți corespunzători pentru prețul de piață al energiei electrice din concesiune în discuție, este necesară examinarea detaliată a fiecărui element al argumentului.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
Evaluarea Autorității se bazează pe informațiile furnizate de autoritățile norvegiene și pe alte informații disponibile publicului.
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
În următoarea analiză sunt utilizate valori nominale în toate calculele [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.
Pentru cele cinci hidrocentrale menționate în analiza Pareto, prețurile de vânzare per kWh de capacitate de producție s-au situat în intervalul 1,66 – 1,74 NOK.
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.
Într-un raport emis de către întreprinderea de consultanță economică Econ Pöyry, în cadrul căruia s-au analizat vânzările de centrale electrice din perioada 1996-2005, valoarea medie a tranzacției în anul 2000 pare relativ mai mare, fiind estimată la aproximativ 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.
Având în vedere faptul că raportul ECON se referă la o valoare medie mai ridicată a tranzacției față de cea prevăzută de analiza Pareto, în analiza suplimentară, Autoritatea va utiliza intervalul 1,70-1,80 NOK.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
Al doilea factor care trebuie luat în considerare este modalitatea de ajustare a nivelurilor prețurilor de la vânzarea permanentă la vânzarea limitată la perioada de 50,5 ani.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
Autoritățile norvegiene au susținut că factorul adecvat de ajustare este cuprins în intervalul 10-15 %, pe baza unei rate de capitalizare de 4 %.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
Autoritatea constată că alegerea ratei de capitalizare este strâns legată de alegerea ratei de actualizare din modelul VAN.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
Rata nominală de actualizare după impozitare utilizată în raportul DT a fost de 6,8 %, în timp ce în raportul AA s-a utilizat o valoare de 7 %.
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
De asemenea, se observă că NVE a utilizat o rată de 6,5 % în evaluarea proiectelor de hidrocentrale noi [29].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
Modelul de calcul al prețului de cost utilizează o rată de 6 % [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.
Pe baza aspectelor menționate mai sus, Autoritatea este de părere că rata adecvată de actualizare, prin urmare, rata adecvată de capitalizare, care trebuie aplicate atunci când se compară vânzarea permanentă cu vânzarea limitată în timp, se situează în intervalul nominal de 6-7 % după impozitare.
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 %.
Pe această bază, ajustarea corespunzătoare a valorii de la vânzarea permanentă la vânzarea pe o perioadă de 50,5 ani nu este de 10-15 %, astfel cum au susținut autoritățile norvegiene, ci, mai degrabă, se situează mai aproape de intervalul 4-5 %.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
Al treilea factor care trebuie luat în considerare este viitorul preț de piață preconizat pentru energia electrică.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
Astfel cum s-a explicat mai sus, prognozarea viitoarelor prețuri la energia electrică pe o perioadă de minim 50 de ani este un exercițiu extrem de dificil.
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].
În rapoartele de evaluare descrise mai sus, în special în rapoartele AA și DT, se preconiza o creștere constantă a prețului de piață la energia electrică timp de 10-20 de ani, după care se preconiza că prețurile vor rămâne constante în termeni reali (și anume, vor crește doar cu inflația preconizată) [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].
Aceasta sugerează că, la momentul respectiv, pe piață exista consensul că prețurile viitoare pe termen lung la energia electrică vor rămâne constante în termeni reali și nu vor continua să crească [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.
Autoritatea presupune că toți participanții de pe piață împărtășeau aceleași incertitudini privind prețurile viitoare la energia electrică, inclusiv cei care cumpărau și vindeau centrale electrice în aceeași perioadă în care s-a realizat vânzarea drepturilor la energia electrică din concesiune.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Ca atare, nu există niciun motiv pentru a presupune că diferiții participanți pe piață au acces la informații care diferă în mod semnificativ în ceea ce privește așteptările în materie de prețul de piață.
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.
Trecând de la venituri la costuri, comparația prezentată de autoritățile norvegiene se referă la un scenariu în care există o diferență în ceea ce privește ieșirile de numerar per kWh între vânzarea permanentă și vânzarea de energie electrică din concesiune la prețul de 0,05 NOK din cauza unui preț de concesiune de aproximativ 0,10 NOK și a unui cost de exploatare, care include și reinvestirea, de aproximativ 0,05 NOK.
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.
În ceea ce privește prețul stabilit de minister pentru energia electrică din concesiune, consultanții contactați de Narvik și NEAS preconizau că prețurile vor rămâne relativ constante în termeni reali, în sensul că nu se așteptau nici la câștiguri semnificative în termeni de eficiență, nici la o volatilitate crescută a bazei de costuri.
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
În principiu, se preconiza o creștere odată cu inflația a prețului stabilit de minister pentru energia electrică din concesiune [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.
Pe baza informațiilor disponibile, Autoritatea este de părere că un investitor prudent ar fi formulat aceleași ipoteze, prin urmare, aceasta presupune că nu ar exista schimbări majore ale prețului la energia electrică din concesiune vândută la prețul de cost în analiza suplimentară.
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
Costurile respective alcătuiesc ieșirea de numerar relevantă în calculul valorii energiei electrice din concesiune [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.
Deoarece există o serie de variabile care, în timp, pot afecta nivelul de decontare, valoarea de 0,05 NOK, care combină costurile de exploatare și cele aferente reinvestirilor, trebuie să fie evaluată în funcție de diversele sale componente.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
În primul rând, este evident faptul că o centrală electrică va avea un anumit nivel al costurilor generale de exploatare și de întreținere.
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].
În general, se presupune că costurile de exploatare și de întreținere ale unei hidrocentrale sunt relativ reduse și constante, situându-se în intervalul 0,02 – 0,05 NOK per kWh [35].
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
Acest lucru este susținut de datele privind costurile utilizate pentru a determina prețul stabilit de minister.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
În anul 2000, compensațiile acordate în temeiul acestui model pentru costurile de exploatare și de întreținere erau de 0,267 NOK per kWh.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
De asemenea, pentru calculul VAN, sunt relevante și alte ieșiri de numerar.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
În calculul din 2000 al prețului stabilit de minister, impozitele au fost compensate cu 0,021 NOK.
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.
Bineînțeles, impozitul efectiv aferent unei anumite centrale electrice ar depinde de profiturile realizate, dar, având în vedere că prețul stabilit de minister este destinat să fie reprezentativ pentru costul mediu al centralelor electrice tipice din Norvegia, pare rezonabil să se presupună costuri fiscale de aproximativ 0,02 NOK per 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.
Partea finală a ieșirilor de numerar utilizate în calculul VAN reprezintă costurile aferente reinvestirilor, care depind într-o mare măsură de necesitățile legate de calendarul și nivelul reinvestirii la nivelul centralei.
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.
Autoritatea înțelege că, în sens contabil, durata de viață economică a unei hidrocentrale este de 40 de ani [36], însă durata de viață efectivă poate fi mai lungă.
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.
În multe cazuri, nivelul reinvestirii este substanțial, prin urmare, calendarul decontărilor, astfel cum au susținut și autoritățile norvegiene, are o importanță deosebită în calculele VAN.
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.
În cazul în care reinvestirea este realizată la începutul perioadei de calcul, reducerea VAN este mult mai pronunțată decât în cazul în care reinvestirea are loc mai târziu în perioada de calcul.
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.
Cu toate acestea, autoritățile norvegiene nu au prezentat Autorității informații cu privire la necesitățile de reinvestiții la nivelul hidrocentralelor vândute în perioada 1999-2000 pe care autoritățile le utilizează ca bază pentru comparația realizată.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
Autoritatea constată că este probabil ca astfel de informații să nu fie disponibile imediat și nici să nu poată fi obținute cu ușurință din cauza vechimii și a posibilului caracter comercial sensibil al acestora.
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].
La ajustarea prețurilor pentru hidrocentralele în cauză în funcție de cele două diferențe menționate mai sus, perioada de timp și baza de cost, autoritățile norvegiene susțin că intervalul de preț cuprins între 1,66 NOK și 1,74 NOK per kWh este comparabil cu prețul de aproximativ 1,00 NOK per kWh, obținut pentru energia electrică din concesiune [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).
Astfel cum s-a explicat mai sus, informațiile disponibile Autorității indică faptul că valoarea medie a tranzacției pentru anii 1999 și 2000 a fost relativ mai mare decât acest interval (aproximativ 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.
Prin urmare, Autoritatea va compara un interval de preț cuprins între 1,70 NOK și 1,80 NOK per kWh cu prețul de 1,00 NOK obținut de Narvik.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Prima ajustare ar fi transformarea prețurilor pentru vânzările permanente în prețuri comparabile cu cele corespunzătoare unui contract încheiat pe o perioadă de 50,5 ani.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
Autoritatea a utilizat o rată de capitalizare de 6 % care reduce valorile vânzărilor permanente cu aproximativ 5,5 %.
The comparable range of prices obtained in power plant sales is therefore NOK 1,61-1,70.
Prin urmare, intervalul comparabil de prețuri obținute pentru vânzarea centralelor electrice este 1,61 – 1,70 NOK.
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.
Diferența de 0,61 – 0,70 NOK per kWh în fluxurile nete de numerar între prețurile pentru energia electrică din concesiune și costurile de exploatare aferente unei centrale electrice ar trebui să explice diferența pentru a obține un rezultat pozitiv la testul investitorului în economia de piață și pentru a exclude ajutorul.
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.
Astfel cum s-a menționat anterior, se estimează că costurile totale de exploatare se situează în intervalul 0,02 – 0,05 NOK per kWh, la care se adaugă o valoare estimativă a impozitelor de 0,02 NOK per kWh, rezultând o valoare de 0,04 – 0,07 NOK per kWh.
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.
În plus, trebuie să fie luate în considerare reinvestirile, al căror impact financiar depinde de calendarul și de amploarea acestora și, care, prin urmare, sunt dificil de cuantificat.
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.
Luând în considerare acest aspect, Autoritatea a efectuat o analiză de sensibilitate privind vânzarea cantității de 128 GWh [38] de energie electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani.
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.
Autoritatea a testat diferite combinații de costuri și rate de actualizare cu rate nominale de actualizare după impozitare care variază între 5,5 % și 7,5 % și costuri totale de exploatare cuprinse între 0,05 NOK și 0,09 NOK per kWh, astfel cum se demonstrează în tabelul de mai jos.
Sensitivity
Analiza
analysis
sensibilității
Operating cost
Costuri de exploatare
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.
Rezultatele sunt inferioare intervalului 0,61 – 0,70 NOK în cazul în care costurile de exploatare sunt de 0,09 NOK pentru orice rată de actualizare cuprinsă în intervalul 5,5 % - 7,5 % sau în cazul în care costurile de exploatare sunt de 0,08 NOK și rata de actualizare este de minim 7,5 %.
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.
În aceste scenarii, diferența între prețul energiei electrice din concesiune și costurile de exploatare este atât de redusă încât atunci când se calculează VAN aferentă diferenței, aceasta nu explică diferența între prețurile mai ridicate obținută în cazul vânzărilor permanente de hidrocentrale.
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.
Cu toate acestea, acest lucru se întâmplă numai în situațiile în care costurile de exploatare, atunci când sunt incluse și costurile aferente reinvestirilor, sunt cu 60 % până la 80 % mai mari decât estimările privind costurile avansate de autoritățile norvegiene.
Conclusion and summary
Concluzie și rezumat
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.
Autoritatea a evaluat, pe baza informațiilor furnizate de autoritățile norvegiene, dacă acordul încheiat de Narvik cu NEAS a conferit sau nu un avantaj acesteia din urmă.
The Authority has found the four expert evaluations to be of limited value.
Autoritatea a constatat că cele patru evaluări ale experților au o valoare limitată.
There are numerous uncertainties connected to the developments of future electricity prices over longer periods.
Există numeroase incertitudini legate de evoluțiile pe perioade mai lungi de timp ale prețurilor viitoare la energia electrică.
Long term power contracts without price adjustment clauses are unusual.
Sunt neobișnuite contractele de furnizare a energiei electrice încheiate pe termen lung care nu conțin clauze de ajustare a prețurilor.
Moreover, it is not obvious that the sale of power plants as such can be compared with a sale of concession power since a permanent sale is a final decision for which the risk concerning the infinite or future value must be assessed.
De asemenea, nu este evident faptul că vânzarea de centrale electrice ca atare poate fi comparată cu vânzarea de energie electrică din concesiune, deoarece vânzarea permanentă reprezintă o hotărâre definitivă pentru care trebuie să fie evaluat riscul privind valoarea infinită sau viitoare.