natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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;
Energia electrică din concesiune este vândută ofertantului care oferă cel mai mare preț prin intermediul contractelor pe termen lung cu randament fix, dar care conțin clauze de ajustare care oferă randamente suplimentare în cazul în care prețurile sunt în mod substanțial superioare prețurilor preconizate în perioada contractuală;
Concession power is sold under different contracts of different lengths to diversify risk;
Energia electrică din concesiune este vândută în temeiul a diferite contracte încheiate pe diferite perioade contractuale pentru diversificarea riscului;
The Mayor is granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council;
Primarul este împuternicit să încheie acorduri în conformitate cu strategia stabilită de consiliul municipal;
Profits from the sale of the concession power is deposited into a fund to be dispersed according to decisions by the Municipal Council.
Profiturile provenite din vânzarea de energie electrică din concesiune sunt depuse într-un fond care urmează să fie repartizat în conformitate cu deciziile consiliului municipal.
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:
Consiliul municipal a confirmat recomandarea comitetului executiv, cu o singură ajustare, sugerată de primar și confirmată printr-o modificare a strategiei:
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.’
în loc ca primarul să fie împuternicit în mod explicit „să încheie acorduri în conformitate cu strategia stabilită de consiliul municipal”, decizia finală prevede că „într-o primă etapă în realizarea acestei strategii, întreprinderea NEAS este invitată să discute interesul său în acest aspect, astfel cum a fost evidențiat în scrisoarea sa din 9 noiembrie adresată municipalității.”
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.
Scrisoarea din partea NEAS din 9 noiembrie 1999 a pus sub semnul întrebării strategia propusă de a vinde energia electrică din concesiune în temeiul a diferite contracte încheiate pe diferite perioade contractuale pentru diversificarea riscului.
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.
În schimb, NEAS a sugerat încheierea unui contract pe termen lung („de exemplu, pe o perioadă de 50 de ani”) și a fost dispusă să includă o clauză de ajustare a prețurilor în contractul cu Narvik.
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.
De asemenea, în scrisoarea din 15 aprilie 1999, NEAS și-a exprimat interesul pentru încheierea unui contract pe termen lung în ceea ce privește energia electrică din concesiune, în primul rând, prin intermediul unei achiziții cu plata în avans a unei sume forfetare, sau, alternativ, prin intermediul unei închirieri pe termen lung – inițial, sugerată pe o perioadă de 60 de ani – cu plăți anuale către Narvik.
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.
În afară de problema energiei electrice din concesiune, au existat, de asemenea, dezbateri privind viitorul rol al întreprinderii NEAS pe piață și rolul municipalității Narvik în calitate de proprietar al NEAS.
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.
Potrivit autorităților norvegiene, la momentul respectiv, NEAS supraveghea consolidarea extinsă la nivel regional în rândul întreprinderilor care furnizează energie electrică și intrarea operatorilor naționali/internaționali pe piețele locale.
NEAS needed to strengthen its equity base in order to acquire shares in other electricity companies, particularly Nordkraft AS.
NEAS avea nevoie să își consolideze baza de capitaluri proprii pentru a achiziționa acțiuni în cadrul altor întreprinderi furnizoare de energie electrică, în special în cadrul Nordkraft AS.
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.
De asemenea, NEAS semnase scrisori de intenție cu Hålogaland Kraft AS și cu Vesterålskraft AS în vederea înființării unei întreprinderi regionale de producere a energiei electrice și a unei întreprinderi regionale de transport a energiei.
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’).
În cadrul unei reuniuni a consiliului municipal din 16 decembrie 1999, s-a decis că participația municipalității în cadrul NEAS, necesitățile de capital ale întreprinderii și manipularea energiei electrice din concesiune ar trebui să fie evaluate în comun de către o echipă de negociere formată din primar, viceprimar, liderul opoziției, precum și directorul, directorul adjunct și directorul departamentului de achiziții al administrației municipalității („echipa de negociere”).
External assessments
Evaluările externe
NEAS commissioned two reports from Arthur Andersen (‘AA’) and Deloitte & Touche (‘DT’) in order to determine the value of the ministry price concession power.
NEAS a comandat două rapoarte din partea întreprinderilor Arthur Andersen („AA”) și Deloitte & Touche („DT”) pentru a determina valoarea energiei electrice din concesiune vândută la prețul stabilit de minister.
The AA report applies a net present value (‘NPV’) methodology, but does not describe the underlying assumptions in great detail.
Raportul întocmit de AA aplică o metodologie bazată pe valoarea actualizată netă („VAN”), dar nu descrie foarte detaliat ipotezele subiacente.
The DT report also utilises an NPV methodology, but goes further than the AA report in explaining relevant assumptions and calculations.
Raportul elaborat de DT utilizează, de asemenea, o metodologie bazată pe VAN, însă depășește raportul AA în ceea ce privește nivelul de explicații oferite în privința ipotezelor și a calculelor relevante.
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.
De exemplu, raportul DT explică detaliat modul în care este determinat randamentul necesar pe baza modelului de stabilire a valorii activelor de capital („CAPM”) și modul în care este determinat costul mediu ponderat al capitalului („WACC”).
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.
De asemenea, analiza conține o descriere detaliată a modalității de calcul al prețului de concesiune și include o analiză a sensibilității bazată pe schimbările treptate atât ale prețului energiei electrice, cât și ale WACC.
Narvik commissioned two reports from Danske Securities (‘DS1’ and ‘DS2’).
Narvik a comandat două rapoarte din partea Danske Securities („DS1” și „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.
Primul raport, DS1, a fost comandat întreprinderii Danske Securities pentru a evalua dacă municipalitatea ar trebui sau nu să își vândă drepturile la energia electrică din concesiune pe piață sau să le transfere întreprinderii NEAS.
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.
În DS1, Danske Securities a furnizat, din proprie inițiativă, o estimare a valorii drepturilor la energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50 de ani.
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.
În afară de prezentarea ipotezelor formulate pentru evoluțiile viitoare ale prețurilor la energia electrică, Danske Securities a oferit orientări limitate privind modalitatea de calcul a valorii drepturilor la energia electrică din concesiune.
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
În DS2, Danske Securities a solicitat așteptările în materie de prețuri și de costuri din partea a 3 operatori de piață:
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
CBF Kraftmegling AS („CBF”), Norwegian Energy Brokers AS („NEB”) și Statkraft SF („Statskraft”).
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
Pe baza așteptărilor, Danske Securities a calculat o valoare de piață estimată a drepturilor la energia electrică din concesiune.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
Așteptările formulate de CBF au avut drept rezultat o estimare a scenariului de bază de 127 de milioane NOK.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
Așteptările formulate de NEB au avut drept rezultat o estimare a scenariului de bază de 75 de milioane NOK.
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.
Având în vedere faptul că NEB nu își adaptase la inflație așteptările în materie de prețuri și de costuri, Danske Securities a subliniat că nu consideră credibile așteptările prezentate de NEB.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Așteptările formulate de Statkraft au avut drept rezultat o estimare situată în intervalul 115-140 de milioane NOK.
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.
Pe baza celor trei evaluări ale valorii, Danske Securities a concluzionat că VAN estimată a drepturilor la energia electrică din concesiune va fi cuprinsă între 100 și 140 de milioane NOK.
The four reports are summarised in the following table.
Cele patru rapoarte sunt prezentate sintetic în tabelul de mai jos.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
În cele ce urmează, rapoartele sunt denumite în mod colectiv „cele patru rapoarte”.
Author of report
Autorul raportului
Date of report
Data raportului
Report commissioned by
Raport comandat de
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Volumul de energie electrică din concesiune evaluat (în GWh) [14]
Period (in years)
Perioada (în ani)
Estimated NPV (in NOK million)
VAN estimată (în milioane NOK)
Internal assessments
Evaluările interne
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
În plus față de consultanța externă, directorul departamentului de achiziții al municipalității Narvik a efectuat propriile evaluări.
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.
În prima evaluare prezentată comitetului executiv în octombrie 1999, acesta a concluzionat că exista un risc global ridicat pentru municipalitate în cazul contractelor pe termen lung definite pe o perioadă contractuală cuprinsă între 10 și 40 de ani.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
În a doua evaluare, prezentată echipei de negociere la 16 martie 2000, au fost discutate diferite opțiuni pentru manipularea energiei electrice din concesiune.
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).
Cu toate acestea, până la data respectivă, echipa de negociere își restrânsese deja domeniul de aplicare a mandatului, astfel încât să evalueze numai riscurile, momentul de decontare, implicațiile fiscale și maximizarea profitului pentru trei scenarii (toate implicând transferarea către NEAS a dreptului la energia electrică din concesiune deținut de Narvik pe o perioadă de 50 de ani și reducerea participației municipalității în cadrul NEAS).
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Fără a aduce atingere acestui aspect, în cea de-a doua evaluare a sa, directorul departamentului de achiziții a continuat să se axeze pe importanța perioadei contractuale.
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)’.
Evaluarea sa privind valoarea marginală în timp a dreptului la energia electrică din concesiune prevedea că „…încheierea unui contract pe o perioadă foarte lungă de timp, cum ar fi 50 de ani, oferă o valoare adăugată foarte scăzută pentru noi, în calitate de vânzători, în comparație cu un contract cu o perioadă contractuală mai scurtă (de exemplu, 20 de ani cu 83 de milioane NOK).”
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.
În urma discuțiilor la nivel intern privind avantajele și dezavantajele unui contract pe termen lung, echipa de negociere a formulat recomandarea adresată Consiliului municipal, în cadrul căreia a recomandat un contract cu o durată de 50,5 ani ca fiind adecvat pentru a reduce riscul municipalității și pentru a oferi un orizont de planificare pe termen lung.
The sale of concession power
Vânzarea energiei electrice din concesiune
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
NEAS a încercat să achiziționeze numai 116,3 GWh din energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister.
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.
Cu toate acestea, în cadrul negocierilor purtate cu întreprinderea, Narvik a insistat ca drepturile sale la energia electrică din concesiune să fie cumpărate în totalitate, prin urmare, cantitatea de 11,7 GWh de energie electrică din concesiune vândută la prețul de cost să fie vândută împreună cu energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister.
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.
În mai 2000, părțile au fost de acord în cele din urmă să încheie acordul pentru întreaga cantitate de 128 GWh de energie electrică din concesiune, iar NEAS să plătească 120 de milioane NOK pentru energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister și 6 milioane de NOK pentru energia electrică din concesiune vândută la prețul de cost.
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.
La 25 mai 2000, Consiliul municipal a hotărât în mod oficial că municipalitatea ar trebui să vândă întreprinderii NEAS dreptul său anual la 128 GWh din energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani pentru suma de 126 de milioane NOK.
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.
La 16 octombrie 2000, Narvik și NEAS au formalizat acordul prin semnarea contractului prin care Narvik a vândut dreptul la energia electrică din concesiune în condițiile descrise mai sus.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
În contract nu a fost inclus niciun mecanism de ajustare a prețului, iar suma de bani urma să fie plătită în avans, sub forma unei sume forfetare.
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).
La 29 noiembrie 2000, Narvik și NEAS au semnat un acord suplimentar prin care NEAS, pentru achiziționarea dreptului la energia electrică din concesiune, s-a angajat să plătească municipalității Narvik 60 de milioane NOK în numerar, iar restul de 66 de milioane NOK sub formă de contribuție în natură la capitalul propriu injectat în NEAS (la momentul respectiv, deținută în proporție de 100 % de către municipalitate).
Sale of NEAS shares
Vânzarea acțiunilor în cadrul NEAS
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
În 2001, Narvik a cesionat 49,99 % din acțiunile sale din cadrul NEAS întreprinderilor Vesterålskraft AS și Hålogalandskraft AS.
Comments from the Norwegian authorities
Observațiile formulate de autoritățile norvegiene
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
Autoritățile norvegiene sunt de părere că contractul cu NEAS a fost încheiat în condițiile pieței.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
În primul rând, acestea subliniază că acordul a fost încheiat deoarece situația financiară a municipalității Narvik era deosebit de tensionată și era nevoie de capital lichid.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
În al doilea rând, a fost necesară recapitalizarea NEAS pentru a restructura întreprinderea în vederea înființării unei întreprinderi regionale mai extinse.
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.
În sfârșit, la momentul încheierii contractului, municipalitatea înregistra pierderi în urma vânzării energiei electrice din concesiune, întrucât prețul energiei electrice din concesiune era mai mare decât prețul obținut pe piață.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
Cu titlu de exemplu, în perioada aprilie 1999 – decembrie 1999, Narvik a înregistrat pierderi în valoare de 2,3 milioane NOK din vânzarea energiei electrice din concesiune.
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.
Autoritățile norvegiene declară că valoarea de referință a pieței adecvată pentru acordul pe o perioadă de 50,5 ani este vânzarea permanentă a unei centrale electrice și că, ajustate în funcție de diferențele relevante, prețurile obținute de NEAS au fost în conformitate cu nivelurile prețurilor pentru vânzarea de centrale electrice din aceeași perioadă.
For price data about the sale of power plants in 2000, the Norwegian authorities refer to a so-called real time review of the electricity market for year 2000 carried out by Pareto (the ‘Pareto Review’).
Pentru datele privind prețurile de vânzare a centralelor electrice din anul 2000, autoritățile norvegiene fac referire la o așa-numită analiză în timp real a pieței de energie electrică pentru anul 2000 realizată prin Pareto („analiza Pareto”).
In that review, it appears that the market prices for power plants sold in 2000 varied between NOK 1,64 and 1,77 per KWh of annual production capacity.
Reiese din analiza respectivă că prețurile de piață pentru centralele electrice vândute în 2000 au variat între 1,64 NOK și 1,77 NOK per kWh din capacitatea anuală de producție.
Narvik’s sale of entitlement to concession power equals approximately NOK 1,00 per KWh of annual production capacity.
Vânzarea drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de Narvik reprezintă echivalentul a aproximativ 1,00 NOK per kWh din capacitatea anuală de producție.
According to the Norwegian authorities, the difference between these figures can be explained by the following factors.
Potrivit autorităților norvegiene, diferența dintre aceste cifre poate fi explicată de următorii factori.
Firstly, in 2000, the typical operating costs including ongoing reinvestment (without depreciation) for a newer power plant was about NOK 0,05 per KWh per year (plus feeding costs).
În primul rând, în 2000, costurile tipice de exploatare, care includ reinvestirea continuă (fără depreciere), pentru o centrală electrică mai nouă erau de aproximativ 0,05 NOK per kWh pe an (plus costurile de alimentare).
NEAS’ expected ongoing payment was twofold;
Plata continuă preconizată de către NEAS era dublă;
Thus, the 2000 scenario would lead to a net profit of NOK 0,07 per KWh for a plant owner, compared to NOK 0,02 per KWh on the concession power.
Prin urmare, scenariul din 2000 ar conduce la un profit net de 0,07 NOK per kWh pentru un proprietar de centrală, în comparație cu 0,02 NOK per kWh pentru energia electrică din concesiune.
At the time of the conclusion of the contract, the estimated 2010 price was NOK 0,20.
La momentul încheierii contractului, prețul estimat pentru anul 2010 era de 0,20 NOK.
On the basis of that estimate, the 2010 scenario would lead to a net profit of NOK 0,15 per KWh for a plant owner, compared to NOK 0,10 per KWh on the concession power.
Pe baza estimării, scenariul pentru 2010 ar conduce la un profit net de 0,15 NOK per kWh pentru un proprietar de centrală, în comparație cu 0,10 NOK per kWh pentru energia electrică din concesiune.