natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The duration shown refers to the initially scheduled end date of the PPAs as established in the PPAs themselves.
Den angivna löptid refererar till det ursprungligen planerade slutdatumet för energiköpsavtalen som angavs i själva avtalen.
Overview of the generation companies under PPA, the main shareholders and the duration of the PPAs
Översikt över elproducenter med energiköpsavtal, huvudsakliga aktieägare och avtalens löptid
Name of generation company
Elproducent
Majority shareholder group
Främsta aktieägargrupp
Power plant under PPA
Kraftverk med energiköpsavtal
Duration of PPA
Energiköpsavtalets löptid
Dunament F blocks
Dunament F block
(signed in 1995, entered into force in 1996)
(undertecknat 1995, trädde i kraft 1996)
(initial duration until 2015, extended to 2022 in 2005)
(ursprunglig löptid fram till 2015, förlängt år 2005 till 2022)
(signed in 1997, entered into force in 2000)
(undertecknat 1997, trädde i kraft 2000)
1995-2017 [20](signed in 1995, entered into force in 1996)
1995–2017 [20](undertecknat 1995, trädde i kraft 1996)
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’.
I regeringsdekret 1074/1995 (VIII.4.) om en reglering av elpriserna förband sig regeringen att från den 1 januari 1997 (inledningen på den så kallade första prisregleringscykeln) ”förutom att täcka motiverade driftskostnader, grossistförsäljnings- och detaljhandelspriser garantera 8 % avkastning på eget kapital”.
The government thereby guaranteed an 8 % rate of return on capital to the power plants under PPA.
Regeringen garanterade därmed kraftverken med energiköpsavtal 8 % avkastning på kapital.
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.
Från den 1 januari 2001 (starten för den andra prisregleringscykeln) omfattade de officiella priserna 9,8 % vinst på tillgångar för kraftverken.
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).
Ökningen i procent innebar inte nödvändigtvis en förändring i de faktiska beloppen, eftersom grunderna för de två vinstsatserna var olika (den första beräknades på kapital medan den andra beräknades på tillgångar).
The prices reflected changes in inflation.
Priserna återspeglade ändringar i inflationen.
The regulated prices remained in place for the power plants until 31 December 2003.
De reglerade priserna fortsatte att gälla för kraftverken fram till den 31 december 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.
Under den här prisregleringsperioden analyserade det ungerska energiverket kostnadsstrukturen för alla kraftverk och fastställde priset för elköp för MVM till ett värde som säkerställde lönsamhet.
The list of costs covered by this price-setting mechanism included the following main cost items [21]:
Listan över kostnader som täcktes av detta prissättningssystem omfattade följande huvudsakliga kostnadsposter [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’];
Fasta kostnader avskrivning, försäkring, vissa fasta underhålls- och driftskostnader, låneränta [”hitelkamatok”], stängning [”rekultivációs költségek”], skatter, personalkostnader [”személyi jellegű költségek”], kostnader för miljöskydd, utgifter till Centrala kärnkraftsfonden [”Központi Nukleáris Alap befizetések”] för kärnkraftsanläggningen och extraordinära utgifter [”rendkívüli ráfordítások”].
variable costs fuel costs.
Rörliga kostnader bränslekostnader.
The Hungarian Energy Office had the task of ensuring that the costs covered were reasonable and necessary.
Den ungerska energimyndigheten hade i uppgift att säkerställa att de kostnader som täcktes var rimliga och nödvändiga.
The official price overwrote the price established by the PPAs.
Det officiella priset åsidosatte det pris som fastställts i energiköpsavtalen.
As of 1 January 2004, the prices were determined on the basis of the PPAs’ price formulae.
Från den 1 januari 2004 fastställdes priserna utifrån prisformlerna i energiköpsavtalen.
The exact meaning of the formulae was clarified in the context of the yearly price negotiations between MVM and the power generators.
Den exakta innebörden av formlerna förtydligades i samband med de årliga prisförhandlingarna mellan MVM och elproducenterna.
(According to the submission, ‘the agreements copied in the formulae and definitions contained in the decree’.)
(Enligt inlagan ”kopierades i avtalen de formler och definitioner som fanns i dekretet”.)
Consequently, the price-fixing principles of the PPAs are based, similarly to the mechanism used for setting regulated prices, on the justified cost categories.
Därmed grundas prissättningsprinciperna i energiköpsavtalen, i likhet med systemet för fastställande av reglerade priser, på motiverade kostnadskategorier.
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.
Varje energiköpsavtal innehåller två typer av avgiftskomponenter: kapacitetsavgift (eller avgift för att göra kapacitet tillgänglig) för reserverad kapacitet (MW) som täcker fasta kostnader + vinst (kapitalkostnad), och elavgift som täcker rörliga kostnader.
The different PPAs provide for different additional charges.
De olika energiköpsavtalen ger utrymme för olika ytterligare avgifter.
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).
Beroende på energiköpsavtalen kan dessa ytterligare avgifter vara bonus/straffavgifter som används som ett incitament för elproducenterna att arbeta enligt principen om lägsta kostnad, och ytterligare avgifter för att bibehålla produktionsreserver, planera om underhåll på MVM:s begäran, öka belastningen i höglastperioder och minimera den under avtalad kapacitet under låglastperioder, o.s.v. De periodiska (årliga, kvartalsvisa, månadsvisa) ändringarna av kapacitetsavgifterna beror på ett flertal olika faktorer: aktivering av genomförda eftermonteringsprojekt, olika intressekategorier, utländska växelkurser, inflationsindex, o.s.v.
Essentially, electricity fees are related to fuel costs and specific fuel heat utilisations (fajlagos tüzelőhő felhasználása).
Kapacitetsavgiften och de extra avgifterna täcker också systemtjänster (som omfattas av energiköpsavtalen). Elavgifterna är i huvudsak kopplade till bränslekostnader och särskilda bränsletillämpningar.
They are calculated on the basis of the principle of pass-through of the variable costs.
De beräknas utifrån principen om övervältring av rörliga kostnader.
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.
Noteras bör att definitionen av täckta kostnadskategorier inte nödvändigtvis var densamma i prisregleringen före 1 januari 2004 och i energiköpsavtalen.
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.
Ungerns inlagor [23] visar att exempelvis kapacitetsavgiften för kraftverken […] och Dunament var högre i deras energiköpsavtal än under prisregleringen.
This was because these PPAs took retrofitting into account, thereby leading to higher fixed costs.
Detta berodde på att de här energiköpsavtalen tog hänsyn till eftermontering, vilket ledde till högre fasta kostnader.
These higher fixed costs appeared gradually (following the gradual retrofitting) in higher capacity fees under the PPAs than under price regulation.
Dessa högre fasta kostnader visade sig efterhand (enligt den successiva eftermonteringen) i högre kapacitetsavgifter med energiköpsavtalen än under prisregleringen.
Other differences due to bilateral negotiations between MVM and the generators could also be observed between regulated prices and PPA prices.
Andra skillnader på grund av bilaterala förhandlingar mellan MVM och producenterna mellan de reglerade priserna och priserna enligt energiköpsavtalen kunde också noteras.
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.
Trots dessa skillnader bekräftades, i Ungerns inlagor av den 20 oktober 2004 och den 20 juli 2005, av alla kraftverk med energiköpsavtal att prisberäkningsmetoden och även kostnadskategorierna som tillämpades efter slutet på prisregleringen i stort sett var desamma som dem som användes av den ungerska energimyndigheten före detta datum.
The prices under the PPAs applied after 1 January 2004 thus remained based on the calculation of justified (fixed and variable) costs + profit.
Priserna i energiköpsavtalen som användes efter den 1 januari 2004 grundades därmed fortfarande på en beräkning av motiverade (fasta och rörliga) kostnader + vinst.
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].
Av detta följer att även om prisregleringen tog slut den 31 december 2003 avreglerades priserna inte helt, eftersom prissättningen på grossistnivå av el fortsatte att styras av principen om avkastning på investering vilket fastslås i energiköpsavtalen [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.
Den 6 februari 2006 antog det ungerska parlamentet lag XXXV från 2006 [25] i vilken regeringens prisreglering av el som säljs till MVM enligt energiköpsavtal återinfördes.
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.
Från och med den 1 januari 2008 blev energilag III inom ramen för avregleringen av marknaden slutet för de reglerade priserna och för allmännyttiga och fria marknadssegment samtidigt.
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.
Från och med den 1 januari 2008 fastställs därmed återigen priset på el som elproducenterna säljer till MVM enligt energiköpsavtal av prisformlerna i energiköpsavtalen.
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).
De underliggande principerna för dessa formler har inte ändrats sedan de senast tillämpades: de följer alltså samma principer som under perioden 1 januari 2004 till 8 december 2006 (se skälen 54 till 59).
Accordingly, pricing under PPA remains driven by the principle of return on investment.
Det innebär att prissättningen enligt energiköpsavtal fortfarande styrs av principen om avkastning på investering.
Reserved capacities
Reserverad kapacitet
The PPAs reserve for MVM all or a substantial part of the capacities of the generating units under PPA.
Med energiköpsavtalen reserveras hela eller en större del av producentenheternas kapacitet för MVM.
Hungary's domestic generation capacity [26] [26](MW)
Ungerns inhemska produktionskapacitet [26] [26](MW)
Installed total generation capacity [27]
Installerad total produktionskapacitet [27]
Gross available capacity [28]
Tillgänglig bruttokapacitet [28]
Net available capacity [29]
Tillgänglig nettokapacitet [29]
Peak load of the Hungarian electricity system
Höglast i det ungerska elsystemet
Generation capacity of the power plants under PPA [30] [30](MW)
Produktionskapacitet för kraftverk med energiköpsavtal [30] [30](MW)
Power plant
Kraftverk
Net available capacity
Tillgänglig nettokapacitet
Contracted capacity [31]
Avtalad kapacitet [31]
Contracted capacity
Avtalad kapacitet
Total net available capacity of the power plants under PPA
Total tillgänglig nettokapacitet för kraftverken med energiköpsavtal
Total contracted capacity
Total avtalad kapacitet
The above figures show that in the period under assessment, around 60 % of Hungarian net available generation capacity is contracted by MVM under PPAs.
Ovanstående siffror visar att de energiköpsavtal som MVM ingick under bedömningsperioden omfattande cirka 60 % av den ungerska tillgängliga nettokapaciteten.
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.
Om den faktiska tillgängliga kapaciteten hos kraftverken (”Ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség”) minus deras egen förbrukning (”Önfogyasztás”) tas med i beräkningen är andelen högre än vad som anges ovan.
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.
I ovanstående tabeller visas att den kapacitet som reserveras för MVM genom energiköpsavtalen täcker hela eller större delen av respektive anläggnings tillgängliga kapacitet.
MVM pays a capacity fee for these capacity reservations (recital 56 above), irrespective of the actual use of the plant.
MVM betalar kapacitetsavgift för dessa kapacitetsreservationer (se skäl 56), oavsett hur anläggningen faktiskt används.
Import capacity in Hungary is around 1000-1300 MW.
Importkapaciteten i Ungern är cirka 1000–1300 MW.
Around 600 MW of this import capacity is reserved for MVM under other long-term agreements.
Cirka 600 MW av denna importkapacitet är reserverad för MVM med andra långfristiga avtal.
Sold quantities
Sålda kvantiteter
When MVM actually makes use of its reserved capacity and buys electricity from the power plant, it then pays the energy fee for the off-taken electricity (see recital 56 above).
När MVM faktiskt köper sin reserverade kapacitet och köper el från kraftverket, betalar de energiavgift för den köpta elektriciteten (se skäl 56).
There is a certain minimum off-take guaranteed by the PPAs for each power plant.
Energiköpsavtalen innehåller ett visst garanterat minimiköp för varje kraftverk.
The overall domestic electricity production in Hungary is between 32 and 36 TWh (= 32 – 36000000 GWh) a year.
Den totala inhemska elproduktionen i Ungern ligger mellan 32 och 36 TWh (32–36000000 GWh) per år.
Electricity produced under PPAs [38] [38]
El som producerats med energiköpsavtal [38] [38]
Produced electricity
Producerad elektricitet
(including Kelenföld, Újpest and Kispest)
(inklusive Kelenföld, Újpest och Kispest)
Total generated electricity
Totalt producerad elektricitet
Own consumption
Egen konsumtion
Minimum guaranteed off-take
Garanterat minimiköp
Actual off-take
Faktiskt köp
Own consumption of the plant
Egen konsumtion of the plant
The minimum guaranteed off-take is the quantity MVM is required to purchase irrespective of market demand.
Det garanterade minimiköpet är den mängd som MVM är skyldig att köpa oavsett marknadsbehovet.
Should MVM not purchase the fixed minimum quantities, it still has to pay for the fuel costs incurred (Dunament, Kelenfold, Pécs and […]), all costs or compensation incurred by the generator on the basis of its Fuel Supply Agreement (Csepel), and all justified costs (Kispest and Ujpest).
Om MVM inte köper den fastställda minimikvantiteten måste de ändå betala för uppkomna bränslekostnader (Dunament, Kelenfold, Pécs och […]), alla kostnader eller ersättning till producenten utifrån dennes bränsleavtal (Csepel) och alla motiverade kostnader (Kispest och Ujpest).
In its Opening Decision, the Commission reached the preliminary conclusion that the PPAs constituted State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty to the power generators parties to a PPA with MVM.
I sitt beslut att inleda förfarandet drog kommissionen den preliminära slutsatsen att energiköpsavtalen utgör statligt stöd enligt artikel 87.1 i EG-fördraget till elproducenterna med ett energiköpsavtal med MVM.
It expressed the view that PPAs were applicable after accession within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act [40] and that they did not constitute existing aid, since they do not come under the aid categories that were regarded, as of accession, as existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty.
Kommissionen uttryckte åsikten att energiköpsavtalen var tillämpliga efter anslutningen enligt bilaga IV, kapitel 3, punkt 1 c i anslutningsfördraget [40] och att de inte utgjorde befintligt stöd eftersom de inte faller under de stödkategorier som vid tidpunkten för anslutningen anses utgöra befintligt stöd i den mening som avses i artikel 88.1 i EG-fördraget.
Thirdly, the Commission had not been given notice of the PPAs under the so-called ‘interim procedure’.
För det tredje hade kommissionen inte underrättats om energiköpsavtalen enligt det s.k. interimsförfarandet.
The Commission expressed the view that the guaranteed return on investment and the high purchase price secured by the PPAs put power generators operating under a PPA in a more advantageous economic situation than other power generators not parties to a PPA, including possible new entrants on the market and companies in other, comparable sectors in which such long-term agreements have not even been offered to market players.
Kommissionen ansåg att den garanterade avkastningen på investeringar och det högre inköpspris som säkrades med energiköpsavtalen gav de berörda elproducenterna en fördelaktigare ekonomisk ställning än andra producenter som inte hade energiköpsavtal, däribland nya aktörer på marknaden och företag i andra jämförbara sektorer där sådana långfristiga avtal inte ens hade föreslagits för marknadsaktörerna.
The measure was therefore found, on a preliminary basis, to confer a selective advantage on those power generators.
Som en preliminär uppfattning ansågs därför stödåtgärden ge de berörda elproducenterna en selektiv fördel.
The Commission also noted that the electricity markets had been opened to competition and that electricity had been traded between Member States at least since the entry into force of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity [41].
Kommissionen noterade också att elmarknaderna har öppnats upp för konkurrens och att handel med el förekom mellan medlemsstaterna, åtminstone sedan Europaparlamentets och rådets direktiv 96/92/EG av den 19 december 1996 om gemensamma regler för den inre marknaden för el [41] trädde ikraft.
Measures favouring particular companies in the energy sector in one Member State were therefore regarded as potentially impeding the scope for companies from other Member States to export electricity to that Member State, or favouring exports of electricity from that Member State to other Member States.
Åtgärder som gynnar företag inom energisektorn i en medlemsstat kan därför hämma möjligheterna för företag från andra medlemsstater att exportera el till den första medlemsstaten eller gynna export av el till andra medlemsstater.
The Commission also expressed the view that this advantage stemmed from the use of state resources, because the decision to sign the PPAs was a consequence of state policy implemented via the State-owned public utility wholesaler MVM.
Kommissionen ansåg också att denna fördel beviljades med statliga medel eftersom energiköpsavtalen tecknades som resultat av en regeringspolitik som genomfördes via det statsägda allmännyttiga grossistföretaget MVM.
Under the case law of the Court of Justice of the European Communities (Court of Justice), when a State-owned company uses its funds in a way that is imputable to the State, these funds should be regarded as State resources within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty [42].
Enligt rättspraxis i Europeiska gemenskapernas domstol (EG-domstolen) gäller att när ett statsägt företag använder sina medel på ett sätt som kan anses motsvara en statlig åtgärd, ska dessa medel anses utgöra statliga medel enligt artikel 87.1 i EG-fördraget [42].
The Commission therefore came to the preliminary conclusion that the PPAs constituted State aid to the power generators within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty, such aid being ‘still applicable after’ within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act.
Kommissionen slöt sig därför preliminärt till att energiköpsavtalen utgjorde statligt stöd åt elproducenterna enligt artikel 87.1 i EG-fördraget, eftersom sådant stöd ”fortfarande var tillämpligt efter” i den mening som avses i bilaga IV, kapitel 3, punkt 1.c i anslutningsavtalet.
Compatibility of the PPAs with the EC Treaty
Energiköpsavtalens förenlighet med EG-fördraget
The Commission went on to state that the Stranded Costs Methodology should be used to analyse the State aid received by the power generators.
Kommissionen konstaterade vidare att analysmetoden skulle användas för att utvärdera det statliga stöd som elproducenterna hade mottagit.
On the basis of the documents in its possession at the time of the Opening Decision, the Commission had doubts as to the PPAs’ compatibility with the criteria set out in the Methodology.
På grundval av de dokument som kommissionen hade till sitt förfogande vid tiden då förfarandet inleddes hyste kommissionen tvivel rörande energiköpsavtalens förenlighet med de kriterier som definieras i analysmetoden.
Firstly, the Commission had doubts that the very principles governing a PPA which create a barrier to free competition on the market could be deemed compatible with the fundamental objective of the Methodology, i.e. to assist by means of State aid the liberalisation of the sector by granting adequate compensation to incumbents facing new conditions of competition.
För det första hyste kommissionen tvivel om huruvida själva principerna för energiköpsavtal som utgör ett hinder för den fria konkurrensen på marknaden kan anses vara förenliga med analysmetodens grundläggande kriterier, dvs. att påskynda avregleringen av sektorn genom att bevilja lämplig ersättning till aktörer som utsätts för nya konkurrensvillkor.