natgillin/translations-raw huggingface dataset:
S ohledem na výše uvedené skutečnosti a aby byla zajištěna návaznost na zkušenosti z minulosti i na hypotézy předložené místními operátory bude Komise ve zbývající části tohoto rozhodnutí uvažovat, že propojovací kapacita mezi Anglií a Walesem na jedné straně a Skotskem na druhé straně je připisována Anglii a Walesu.
In view of the above, and to be consistent with both past experience and the hypothesis put forward by the local operators, the Commission will consider in the rest of this Decision that the England and Wales/Scotland interconnector’s capacity is attributed to England and Wales.
Pro celou oblast Anglie a Walesu existuje pouze jeden operátor energetické sítě: společnost NGTransco.
There is only one network operator for the whole of England and Wales: NGTransco.
Komise založila svoji analýzu stavu kapacity na tomto trhu na prognóze společnosti NGTransco, kterou společnost pravidelně zveřejňuje ve svých „Výkazech na sedm let“.
The Commission has based its analysis of the capacity situation on this segment on NGTransco’s forecast, which are published periodically in the company’s Seven Year Statement.
NGTransco provedla po zahájení řízení revizi svých prognóz rozpětí kapacity na trhu Anglie a Walesu.
Since the opening of proceedings, NGTransco has revised its forecast for capacity margin in the England and Wales market.
Tato nová prognóza byla Komisi odeslána společně s vyjádřením společnosti NGTransco.
A new forecast was sent to the Commission with NGTransco’s submission.
Ještě novější verzi stejné prognózy zveřejnila NGTransco ve svých „Výkazech na sedm let“ pro rok 2004 [64].
An even newer version of the same forecast has been published by NGTransco in its 2004 Seven Year Statement [64].
Komise pro svou analýzu použila tuto nejnovější verzi.
The Commission used this later newer version for the purpose of its analysis.
Novější verze je založena na stejné základní hypotéze, zejména pokud jde o vstupní údaje, jaká byla použita pro prognózu, která byla považována společností NGTransco za relevantní ve vyjádření odeslaném Komisi.
Indeed, this newer version is based on the same fundamental hypothesis, in particular for input data, as that taken in the forecast that was considered as relevant by NGTransco in its submission to the Commission.
Obsahuje pouze aktuálnější informace o vývoji trhu.
It only incorporates more up to date input on market development.
Tato prognóza uvažuje tři scénáře.
This forecast envisages three scenarios.
Nejoptimističtější scénář („prostředí SYS“) předpokládá, že možnosti výroby elektrické energie budou odpovídat podepsaným smlouvám.
The most optimistic scenario (SYS background) assumes that generation availability will correspond to signed transmission contracts.
Nejpesimističtější scénář („prostředí stávající nebo ve výstavbě“) předpokládá, že nebudou k dispozici žádné jiné elektrárny než stávající nebo ty, které jsou v současné době ve výstavbě.
The most pessimistic scenario (‘existing or under construction background’) assumes that no plants other than existing ones and plants currently under construction will be available.
Scénář střední cesty („prostředí shody“) předpokládá, že dostupné elektrárny budou ty, které jsou nyní v provozu, ty, které jsou již ve výstavbě a ty, pro které již bylo dosaženo shody v rámci zákona o elektrické energii (Electricity Act) a energetického zákona (Energy Act).
The intermediate scenario (‘consents background’) assumes that available plants will be the existing ones, the ones already under construction and the ones for which necessary consents under the Electricity Act and the Energy Act have already been granted.
Prognózy podle těchto tří scénářů shrnuje následující tabulka.
The following chart summarises the forecast in the three scenarios.
Scénáře rozpětí kapacity pro Anglii a Wales podle společnosti NGTransco zpracované v roce 2004
2004 NGTransco capacity margin scenarios for England and Wales
Poznámka: Rozpětí kapacity je vyšší než zimní špičková poptávka (ACS).
Note: Capacity margin is over ACS peak demand.
Předpokládá se, že propojení s Francií a Skotskem budou plně využito pro import.
Interconnectors with France and Scotland are assumed to be fully used for import.
Scénář
Scenario
Prostředí SYS
SYS background
Prostředí shody
Consents background
Prostředí stávající a ve výstavbě
Existing and under construction background
Uvedené tři scénáře se nejvíce liší v pozdějších létech, což není překvapující s uvážením skutečnosti, že jejich základní hypotézy činí rozdíly především v budoucnosti.
The three scenarios differ principally on the latest years, which is not surprising in view of the fact that their underlying hypotheses make differences mainly in the future.
Tato léta však nejsou relevantní pro posouzení existence nadbytečné strukturální kapacity na trhu v současnosti.
However, these years are not as relevant to assess the existence of structural overcapacity at present on the market.
Scénáře předpokládají rozpětí kapacity pro příští tři roky mezi 18,7 % a 23,1 %, s průměrnou hodnotou přibližně 21,5 %.
In the next three years, the three scenarios foresee a capacity margin between 18,7 and 23,1 %, with an average of around 21,5 %.
Tato hodnota je mírně nad měřítkem 20 %.
This value is slightly above the 20 % benchmark.
Avšak rozdíl mez 21,5 % a 20 % špičkové poptávky i je 1,5 % z 57000 MW [65], což je 855 MW.
However, the difference between 21,5 and 20 % of the ACS peak demand is 1,5 % of 57000 MW [65], that is, 855 MW.
Tato hodnota je menší než kapacita kterékoliv jaderné elektrárny společnosti British Energy.
This value is smaller than any of British Energy’s nuclear plants’ capacity.
Kromě toho, protože se jedná o výsledek statistického průměru, se Komise domnívá, že tato hodnota nemůže být považována za statisticky dostatečně významnou k tomu, aby představovala nadbytečnou strukturální kapacitu.
As it is furthermore the result of a statistical average, the Commission considers that it cannot be deemed to be statistically significant enough to represent a structural overcapacity.
V další létech se rozdíl mezi třemi scénáři zvýší, což ještě více znesnadňuje odvození smysluplných závěrů.
In the following years, the difference between the three scenarios grows, which makes it even more difficult to draw meaningful conclusions from them.
Komise však bere na vědomí, že během těchto roků se průměrná hodnota tří scénářů pohybuje mezi 17,0 % a 22,7 %, z toho dva roky je přibližně 20,2 %. Zdá se, že to ukazuje na skutečnost, že existuje celková tendence, aby rozmezí kapacity zůstalo přibližně na hodnotě 20 %, a to včetně určité tolerance chyby.
However, the Commission notes that during these years the average of the three scenarios fluctuates between 17,0 and 22,7 %, with two years at around 20,2 % This seems to indicate that there is an overall tendency for the capacity margin to stay very much around 20 %, including some margin of error.
Komise z výše uvedených skutečností odvozuje, že na trhu elektrické energie v Anglii a Walesu neexistuje nadbytečná strukturální kapacita.
The Commission concludes from the above that there is no structural overcapacity on the England and Wales electricity market.
Velká Británie celkově
Global Great Britain
Oproti Anglii a Walesu působí ve Skotsku dva operátoři energetické sítě: společnost Scottish and Southern Electricity a společnost Scottish Power.
In contrast with England and Wales, there are two network operators in Scotland: Scottish and Southern Electricity and Scottish Power.
Tito dva operátoři zveřejňují prognózy pro svůj vlastní region.
These two operators publish forecasts for their own regional area.
Jejich prognózy jsou však ohledně možných budoucích scénářů méně podrobné, než je prognóza společnosti NGTransco.
These forecasts are however less detailed than NGTransco’s as to possible scenarios for the future.
Z těchto důvodů zaměřila Komise analýzu Skotska na současnou situaci, u které je menší nutnost předpokládat různé scénáře.
For these reasons, the Commission has concentrated its analysis for Scotland on the present situation, for which there is less need to envisage various scenarios.
Protože žádný ze dvou skotských operátorů nepředložil Komisi svoje připomínky k řízení, je analýza založena na dokumentech dostupných veřejnosti.
Since neither of the two Scottish operators has submitted comments to the Commission in the context of these proceedings, the analysis is based on documents available to the public.
V případě společnosti Scottish and Southern Electricity použila Komise údaje uvedené v jejím „Výkazu na sedm let“ z roku 2003 [66].
For Scottish and Southern Electricity, the Commission used the figures provided in its 2003 Seven-year Statement [66].
V případě společnosti Scottish Power použila Komise údaje uvedené v jejím „Výkazu na sedm let“ z dubna roku 2003 [67].
For Scottish Power, the Commission used the figures provided in its April 2003 Transmission Seven-year Statement [67].
Následující tabulka shrnuje předpokládanou špičkovou poptávku a instalovanou kapacitu v různých geografických regionech pro období roků 2004/2005.
The following chart summarises forecast peak demand and installed capacity in the various geographical regions for 2004/2005.
Tabulka 11
Table 11
Kapacita Velké Británie a předpokládaná poptávka pro období roků 2004/2005.
Great Britain Capacity and demand forecasts for 2004/2005.
Všechny údaje jsou v MW.
All figures are in MW
Kapacita společnosti Scottish Power
Capacity connected to Scottish Power’s network
Kapacita společnosti Scottish and Southern Electricity
Capacity connected to Scottish and Southern Electricity’s network
Kapacita společnosti NGTransco, kromě propojení
Capacity connected to NGTransco’s network, excluding interconnectors
Propojovací kapacita Irsko/Skotsko
Ireland/Scotland interconnector capacity
Propojovací kapacita Francie/Anglie
France/England interconnector capacity
Kapacita dostupná ve Velké Británii
Available capacity in Great Britain
Maximální poptávka v zóně společnosti Scottish Power
Maximum demand in Scottish Power’s zone
Maximální poptávka v zóně společnosti Scottish and Southern Electricity
Maximum demand in Scottish and Southern Electricity’s zone
Špičková zimní poptávka (ACS) v zóně společnosti NGTransco
ACS peak demand in NGTransco’s zone
Celková špičková poptávka [68]
Aggregate peak demand [68]
Rozpětí kapacity pro Velkou Británii je proto přibližně 23,6 % [69].
Capacity margin for Great Britain is therefore about 23,6 % [69].
Tento údaj je vyšší, než měřítko 20 % uvedené v bodu 400, ale jak bylo poznamenáno, měřítko 20 %, které se týká flexibilní sítě, jaká je v Anglii a Walesu, je třeba zvýšit, aby se zmírnila omezení u sítí s překážkami.
This figure is higher than the 20 % benchmark referred to in recital (400), but as was noted, the 20 % benchmark that applies to a flexible network such as the one in England and Wales has to be increased to accommodate constraints in networks with bottlenecks.
Kromě toho jsou tato čísla vypočtena na základě hypotézy, že propojení v severním Irsku i ve Francii jsou plně k dispozici pro import, což není vždy zaručeno.
Furthermore, these figures are computed on the hypothesis that both interconnectors with Northern Ireland and France are available at full capacity for imports, which is not always granted.
Pokud by tato propojení měla být využita pro export v okamžiku zimní špičkové poptávky (ACS), měla by být jejich kapacita stanovena z dostupné kapacity a ve stejném okamžiku připočtena k požadavku na dodávku výkonu, což by rozpětí kapacity snížilo na 15,5 %.
Should these interconnectors be used for export at the time of ACS peak demand, their capacity should be netted of the available capacity, and at the same time added to the power demand, which would decrease the capacity margin to 15,5 %.
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že na trhu Velké Británie neexistuje statisticky významná nadbytečná strukturální kapacita.
In view of the above, the Commission considers that there is no statistically significant structural overcapacity on the Great Britain market.
S ohledem na výše uvedené skutečnosti Komise usuzuje, že na relevantním trhu neexistuje nadbytečná strukturální kapacita.
In view of the above, the Commission judges that there is no structural overcapacity on the relevant market.
Proto nejsou kompenzační opatření ve formě nevratného snížení výrobní kapacity povinná.
Compensatory measures in the form of irreversible reduction of production capacity are therefore not mandatory.
Dopad podpory na konkurenty na relevantním trhu
Impact of the aid on competition on the relevant market
Protože na relevantním trhu neexistuje nadbytečná strukturální kapacita, musí Komise odhadnout nutnost kompenzačních opatření a stanovit formu, jakou se musí provést.
Since there is no structural overcapacity on the relevant market, the Commission must assess the necessity of compensatory measures and the form they should take on the case’s merit.
Případná kompenzační opatření musí brát v úvahu možné vlivy podpory na narušení hospodářské soutěže.
Possible compensatory measures must take account of the potentially distortive effects of the aid on competition.
Orgány UK argumentují tím, že balíček na podporu nemá dopad na konkurenty.
‘The UK authorities argue that the aid package has no impact on competition.
Podle nich je v rámci NETA ekonomická schopnost elektrárny vyrábět elektrickou energii omezena jejími krátkodobými mezními náklady („SRMC“).
According to them, within NETA, power plants’ economical ability to generate is determined by their short run marginal costs (SRMC).
Trh se v daném čase chová tak, jako by se elektrárny využívaly podle třídění svých SRMC, od nejmenších nákladů po největší, dokud jejich kumulovaná kapacita nedosáhne požadované hodnoty.
At a given time, the market operates as if power plants were called by their SRMC ranking, from the lowest to the largest, until their cumulated capacity reaches demand.
Cena elektrické energie je v této době určena hodnotou SRMC poslední využité elektrárny, která se nazývá marginální elektrárna.
Electricity price at that time is set by the SRMC of the last power plant called, which is known as the marginal power plant.
Podle orgánů UK je podpora určena výhradně pro jaderné elektrárny.
According to the UK authorities, the aid is aimed solely at the nuclear plants.
To nezmění jejich SRMC v takové míře, aby došlo ke změně jejich pořadí podle hodnoty SRMC.
It would not change their SRMC to such an extent as to modify their rank in the SRMC order.
Kromě toho by výše SRMC jaderných elektráren společnosti BE byla vždy pod SRMC marginální elektrárny.
Furthermore, BE’s nuclear plants’ SRMC would be such that they are at all times below the marginal plant’s SRMC.
Podpora nikdy nebude mít dopad na schopnost konkurentů společnosti BE vyrábět elektrickou energii, ani na cenu, za kterou mohou vyrobenou energii prodávat.
The aid would never have an impact on BE’s competitors’ ability to generate, nor the price at which they can sell the electricity generated.
Proto nedojde k žádnému dopadu na konkurenty společnosti BE.
There would therefore be no impact on BE’s competitors.
Komise se domnívá, že odůvodnění orgánů UK by mohlo platit na dokonalém trhu, založeném na jediném, naprosto transparentním procesu dražby.
The Commission considers that the UK authorities’ reasoning might hold in a perfect market based on a single totally transparent auctioning process.
Ale jak bylo vysvětleno v bodech 389 a 390, NETA takovým trhem není.
However, as was explained in recitals (389) and (390), NETA is not such a market.
Komise se domnívá, ze podpora může mít v mnoha směrech dopad na konkurenty BE.
The Commission considers that the aid may have an impact on BE’s competitors in many ways.
Dva z nich mohou mít závažný dopad na hospodářskou soutěž.
Two of them might have a major impact on competition.
Zaprvé, BE nevlastní pouze jaderné elektrárny.
Firstly, BE does not only own nuclear power plants.
Vlastní také uhelnou elektrárnu v Eggborough, která je sama o sobě stejně velká jako celková kapacita některých konkurentů BE.
It also owns the Eggborough coal fired plant, which is by itself as big as some of BE’s competitors’ total capacity.
BE může využít podporu určenou pro jaderné elektrárny ve prospěch elektrárny v Eggborough.
BE could use the aid it receives for its nuclear plants for the benefit of the Eggborough power plant.
Může například použít tyto prostředky pro vybavení elektrárny v Eggborough zařízením pro odsíření kouřových plynů, což by jí umožnilo splnit požadavky nových ekologických nařízení, což může významně prodloužit životnost elektrárny.
For instance, it could use this money in order to fit Eggborough with flue gas desulphurisation devices that would allow it to comply with new environment regulations, which would in turn extend significantly the plant’s lifetime.
BE také může použít prostředky uvolněné díky podpoře pro pořízení dalších nejaderných zařízení pro výrobu elektrické energie.
Alternatively, BE could also use the funds made available by the aid in order to purchase more non-nuclear generation assets.
BE nepochybně potřebuje určité flexibilní zdroje pro výrobu elektrické energie, aby mohla kompenzovat nepružnost svých jaderných elektráren.
Admittedly, BE needs some flexible source of electricity generation to compensate for its nuclear stations’ inflexibility.
Když tedy podpora umožňuje BE rozšířit její nejaderné portfolio, umožňuje jí vlastně získat větší interní přístup k flexibilní výrobě elektrické energie. Tím se zvyšuje její možnost nabízet svým zákazníkům lepší podmínky a snižuje potřeba nakupovat flexibilní elektrickou energii od svých konkurentů.
Whenever the aid allows BE to extend its non nuclear portfolio, it allows it to have more internal access to flexible generation, and therefore increases its possibility to offer better deals to its customers, while at the same time decreasing its need to purchase flexible generation from its competitors.
Zadruhé, NETA není jednotný trh.
Secondly, NETA is not a single market.
NETA zahrnuje především segment velkoobchodního trhu, na kterém výrobci prodávají elektrickou energii dodavatelům, a segment přímého prodeje podnikům (Direct Sales to Business „DSB“), ve kterém výrobci prodávají elektrickou energii přímo velkým koncovým uživatelům.
NETA comprises in particular a wholesale market segment, in which generators sell electricity to suppliers and a direct sales to business (DSB) segment, in which generators sell electricity directly to large end users.
Výrobci zpravidla prodávají elektrickou energii na trh DSB výhodněji než na velkoobchodní trh [70].
Generators generally sell electricity on the DSB market with a premium over the wholesale market [70].
Proto je pro výrobce lepší prodávat elektrickou energii na segment DSB.
It is thus preferable for a generator to sell electricity on the DSB market segment.
Při analýze dopadu podpory je tedy třeba uvažovat nejen celkový objem elektrické energie, prodávaný každým výrobcem, ale také rozložení jeho prodeje na segment velkoobchodního trhu a trhu DSB.
While analysing the impact of the aid, one should therefore consider not only the global amount of electricity sold by each generator, but also the spread of its sales on the wholesale and DSB market segments.
Jedna část plánu restrukturalizace BE směřuje ke zvýšení podílu společnosti na segmentu DSB.
One element of the BE restructuring plan aims to increase the company’s share in the DSB segment.
Aby se tomu tak stalo, bude se společnost snažit nabízet zákazníkům na trhu DSB konkurenčně nižší cenu než na velkoobchodním trhu.
In order to do so, the company will have to try to offer DSB customers a competitively low premium over wholesale electricity prices.
Tuto konkurenční nabídku nebo její část bude BE schopna financovat ze snížení SRMC svých jaderných elektráren.
BE will be able to finance part or whole of this competitive offer via the decrease in its nuclear plants’ SRMC.
Takže i když pořadí elektráren společnosti BE podle jejich SRMC by mohlo zůstat stejné a nemělo by tedy žádný dopad na její konkurenty, změna úrovně SRMC umožní BE přesunout část svého prodeje z velkoobchodního trhu na trh DSB.
Therefore, even though BE’s plants’ SRMC ranking might remain the same and hence not have any impact on its competitors’ load, the variation of their level will allow BE to shift part of its sales from the wholesale market to the DSB market.
To naopak přesune část výstupu konkurence z trhu DSB na velkoobchodní trh.
This in turn will shift part of the competitors’ output from the DSB to the wholesale market.
Tímto způsobem může podpora zvýšit zisk BE a snížit zisk jejích konkurentů.
In this way, the aid might increase BE’s profits and decrease those of its competitors.
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že podpora má významný dopad na konkurenty společnosti BE a že je nutné přijmout kompenzační opatření pro zmírnění tohoto dopadu.
In view of the above, the Commission considers that the aid has a significant impact on BE’s competitors, and that compensatory measures are necessary to mitigate this impact.
Kompenzační opatření, která je nutno realizovat
Compensatory measures to be implemented
Kompenzační opatření musí najít rovnováhu mezi nutností zmírnit dopad podpory na konkurenty a nutností udržet vyhlídky na životaschopnost společnosti přijímající podporu.
Compensatory measures must strike a balance between the need to mitigate the impact of the aid on competitors and the need to preserve the beneficiary company’s prospects of viability.
Z tohoto důvodu se Komise domnívá, že kompenzační opatření se musí přesně zaměřit na mechanismus, kterým by podpora mohla poškodit konkurenty BE.
For this purpose, the Commission considers that compensatory measures should target precisely the mechanisms by which the aid could be detrimental to BE’s competitors.
To znamená, že kompenzační opatření v tomto případě musí směřovat na zajištění toho, aby BE nepoužila vládní podporu za účelem nadměrného zvýšení své možnosti pružně měnit výrobu elektrické energie nebo získání podílu na trhu DSB.
This means that compensatory measures in this case should aim at ensuring that BE will not use the aid granted by the Government for the purpose of unduly increasing its flexible generation portfolio or gaining DSB market shares.
Tento cíl vedl Komisi ke stanovení tří kompenzačních opatření.
This goal has lead the Commission to ask for three compensatory measures.
Tato kompenzační opatření byla navrhnuta orgány UK na základě opatření navržených konkurenty BE v jejich připomínkách.
These compensatory measures were proposed by the UK authorities on the basis of the measures suggested by BE’s competitors in their submission.
Kompenzační opatření č. 1.
Compensatory measure No 1.
Jak bylo vysvětleno v bodu 437, jedním ze způsobů, jak by podpora mohla mít případně větší dopad na konkurenty BE je ten, že by BE, namísto úhrady nákladů vzniklých provozem jejího jaderného parku použila tyto prostředky na zvýšení své kapacity pro výrobu nejaderné elektrické energie.
As was explained in recital (437), one way the aid could potentially have a greater impact on BE’s competitors would be if, instead of paying for charges incurred by BE’s nuclear fleet as intended, it was used for the purpose of improving BE’s non nuclear generation capacity.
To by společnosti BE umožnilo snadněji soutěžit se svými konkurenčními elektrárnami [71] a umožnilo by jí to zajistit flexibilnější výrobu, než jakou má v současnosti, což by snížilo potřebu BE nakupovat tuto flexibilní energii od jiných společností.
This would allow BE to compete with its competitors’ plants more easily [71], and would give it more access to flexible generation than it presently has, which would in turn decrease BE’s need to purchase this flexibility from outside.
Aby k této možnosti nedošlo, musí být ostatní obchodní činnost BE rozdělena do různých právních subjektů se samostatným účetnictvím.
In order to avoid this possibility, BE’s different businesses should be separated into different legal entities with separate accounts.