natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Ve sledovaném období společnost MVM dodávala elektřinu jak regionálním dodavatelským podnikům (poskytovatelé spotřebitelského sektoru), tak dodavatelům sektoru volného trhu.
In the period of assessment, MVM supplied power to both the regional distribution companies (suppliers on the public utility segment) and to suppliers on the free market segment.
Současně však – jak jsme uvedli v odstavcích preambule (221)–(231) – znamenal prodej ze strany MVM směrem k dodavatelům na volném trhu pouze množství, které bylo odkoupeno v rámci DDD a které nebylo požadováno spotřebitelským sektorem.
However, as outlined in recitals 221 to 231, MVM's sales to suppliers on the free segment were only intended to release the surplus quantities purchased under the PPAs and not needed by the public utility segment.
Takový prodej neznamenal samostatnou obchodní činnost, ale byl realizován spíše jako důsledek DDD.
It is a consequence of the PPAs themselves rather than an autonomous commercial activity.
Proto musí být existence výhody s prvotním cílem stanoveným pro MVM – tedy poskytováním dostatečného množství elektřiny regionálním dodavatelským podnikům za účelem zásobování požadavků spotřebitelského sektoru – posuzována společně.
Therefore, the existence of an advantage must be analysed against the primary objective assigned to MVM, which was to supply enough power to the regional distribution companies to fulfil the needs of the public utility segment.
Musí se tedy zjistit, zda by bez existence DDD účastník hospodářského dění konající výhradně na obchodní bázi, který by byl pověřen zásobovat regionální dodavatelské podniky dostatečným množstvím elektřiny, nabídl stejné jistiny, jako subjekty uvedené v těchto dohodách.
Consequently, what needs to be verified is whether, in the absence of PPAs, a market operator entrusted with supplying the regional distribution companies with sufficient amounts of electricity, and acting on purely commercial grounds, would have offered the same guarantee as that enshrined in the PPAs.
Toto posouzení je nutné provést z hlediska velkoobchodního trhu fungujícího dle podmínek soutěže.
This assessment has to be carried out in the light of the operation of competitive wholesale markets.
Následující odstavce preambule poskytují nejprve přehled typických obchodních metod podstatných z hlediska analýzy, poté porovnávají DDD se zmiňovanými metodami.
The recitals below provide first, an overview of typical commercial practices relevant for this analysis and second, a comparison between the PPAs and these practices.
V závěru Komise z hlediska porovnání prošetřila důsledky DDD, se kterými mohly orgány počítat v době přistoupení Maďarska k Evropské unii, respektive zda by v případě dohod jiného typu mohli počítat s lepší rovnováhou mezi příznivými a nepříznivými důsledky.
Finally, in the light of this comparison the Commission analysed the consequences of the PPAs that the public authorities could expect when Hungary joined the European Union, and whether they could have expected a better balance between positive and negative consequences from other types of agreements.
Stručný popis obchodních metod na evropském trhu s elektřinou relevantním z hlediska posouzení existence výhod zajištěných DDD
Short description of commercial practices on European electricity markets relevant for the assessment of the existence of an advantage within the PPAs
V průběhu revize sektoru elektřiny v Evropě [55] Komise do detailů prošetřila podmínky distribuce elektřiny na evropských velkoobchodních trzích.
In its Sector Inquiry on electricity markets in Europe [55], the Commission examined in detail the conditions governing trade in electricity on European wholesale markets.
S elektřinou – v závislosti na období plnění – lze obchodovat na okamžitých (spot) nebo termínových trzích.
Depending on the delivery period, bulk electricity can be traded on spot and forward markets.
Na okamžitých trzích se zpravidla v den, který předchází skutečnému plnění, uzavírají obchody s elektřinou na následující den.
Spot markets are mainly day-ahead markets, on which electricity is traded one day before physical delivery takes place.
Burzovní „spot“ prodej elektřiny se vždy provádí na marginálních cenách, které zaručují výhradně krytí krátkodobých hraničních nákladů [56].
Trade in power on spot market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs are covered [56].
Na termínových trzích se elektřina prodává s daty pozdějšího plnění.
On forward markets, power is traded for delivery further ahead in time.
Termínové produkty mohou být týdenní, měsíční, čtvrtletní a roční.
Forward products include weekly, monthly, quarterly and yearly products.
Distribuce okamžitých a termínových produktů může být realizována na energetických burzách, stejně jako formou transakcí realizovaných mimo burzu (OTC) prostřednictvím „clearing house“.
Both spot and forward products can be traded on power exchanges or over-the-counter (OTC) markets.
V důsledku plynulé volby mezi těmito produkty se ceny stejných produktů na energetických burzách a na OTC trzích vzájemně přibližují.
As a result of continuous arbitrages, prices of identical products on power exchanges and OTC markets tend to converge.
Proto energetické burzy ve stále větší míře určují referenční ceny všech okamžitých a termínových produktů, tedy celého velkoobchodního trhu.
Therefore, power exchanges tend to set reference prices for all spot and forward products, and therefore for the entire wholesale market.
Cena termínových produktů je kromě toho ovlivňována předpoklady účastníků trhu týkajících se budoucího vývoje cen okamžitého trhu.
Furthermore, the price of forward products results from the expectations of market players with regard to future price development on spot markets.
Účastníci trhu uzavírají termínové transakce, protože upřednostňují jisté ceny před neznámými budoucími okamžitými cenami, tak termínové kupní ceny mohou také obsahovat rizikové prvky.
Since market players engage in forward contracts because they prefer price certainty to unknown spot prices in the future, forward prices also include a risk element.
V praxi ceny termínových produktů obsahují takový určující prvek, který zrcadlí předpoklady účastníků trhu týkající se vývoje okamžitých kupních cen, respektive – v závislosti na tom, zda účastníci trhu přikládají cenové jistotě velkou hodnotu – rizikovou prémii nebo slevu, ačkoli ta se v praxi zpravidla objevuje jako prémie.
In practice, prices of forward products include a central element which reflects market players’ expectations with regard to the development of spot prices and, depending on whether they attach a high value to price certainty, a risk premium or discount, though in practice it often appears to be a premium.
Z toho plyne, že okamžité kupní ceny jsou referenční pro všechny energetické ceny.
Consequently, spot prices constitute references for all electricity prices.
Pokud existuje okamžitý burzovní prodej, pak se jeho ceny považují za reference pro celý trh.
If a spot market exchange is in place, prices on that exchange constitute references for the whole market.
Na vícero velkoobchodních trzích se kupující – aby měli přehled o svých nákladech – zpravidla termínovými transakcemi pokouší krýt větší část svých předpokládaných potřeb.
In many wholesale markets, buyers usually try to cover a large share of their expected needs with forward contracts in order to have visibility over their costs.
Své potřeby, které přesahují pokrytí termínovými transakcemi, pak kryjí koupí realizovanou na okamžitých trzích.
The needs additional to those met with forward contracts are covered by purchases on spot markets.
Revize sektoru elektřiny prokázala, že vedle prodeje na standardizované energetické burze a mimo burzu prostřednictvím trhů OTC jsou realizovány i „individuální bilaterální transakce“.
The Energy Sector Inquiry noted that apart from standardised exchange and OTC trading there are also ‘bespoke bilateral transactions’.
Z hlediska dodávaných produktů nebo služeb se tyto transakce mohou velmi lišit, o cenách se zpravidla zprávy nevypracovávají.
These contracts can be very different in terms of products delivered or services and the prices of such transactions are usually not reported.
Avšak za tržních podmínek realizovaný prodej na energetické burze a prodej mimo burzu prostřednictvím trhů OTC nutně ovlivňuje tyto transakce, jelikož daný výrobce nebo dovozce by nepřistoupil na uzavření takového dvoustranného obchodu, který nabízí jednoznačně nevýhodnější podmínky, než standardní okamžitá nebo termínová transakce.
However, in competitive market conditions, the existence of standardised power exchanges and OTC trading necessarily influence such transactions, as a generator or importer would not agree to engage in a bespoke bilateral contract that would offer clearly worse conditions than a standardised spot or forward contract.
Standardní okamžité nebo termínové transakce realizované na evropských velkoobchodních trzích jsou tedy odpovídajícím podkladem pro zjištění, zda DDD znamenají pro výrobce výhody.
Therefore, standardised spot and forward contracts on European wholesale markets constitute a relevant basis for comparison in assessing the existence of an advantage conferred on generators by PPAs.
Nejdelším obdobím plnění na termínových trzích je jeden rok.
On forward markets the longest delivery period is one year.
Dále nejdelší období mezi datem uzavření smlouvy a datem zahájením plnění jsou následující: 4 roky – NordPool (skandinávské země), 3 roky – Powernext (Francie), 5 let – UKPX (Velká Británie) a 6 let – EEX (Německo).
The longest duration between the conclusion of the contract and the beginning of the actual delivery period is four years in NordPool (Scandinavian countries), three years in Powernext (France), five years in UKPX (United Kingdom) and six years in EEX (Germany).
Na některých burzách, např. OMEL ve Španělsku, se termínové transakce vůbec neuzavírají.
On some exchanges, like OMEL in Spain, no forward contracts are concluded.
Standardní termínové transakce ukládají dodavateli povinnost dodávat určité množství elektřiny za předem stanovenou cenu po dobu nejvýše jednoho roku, v termínu nejdéle 6 let ode dne uzavření smlouvy.
A standardised forward contract places on the supplier the obligation to provide a certain amount of energy at a price agreed in advance, over a maximum period of one year starting within at maximum 6 years of the conclusion of the contract.
Uvedené časové horizonty nedosahují doby amortizace, respektive provozní doby kterékoli elektrárny.
The order of magnitude of these timeframes is significantly below the usual depreciation and lifetime of any power generation station.
Z toho plyne, že výrobci za běžných tržních podmínek nemají přehled o cenách a objemech prodeje elektřiny po dobu amortizace výrobních zařízení nebo provozní doby elektrárny ani v takovém případě, kdy převážnou část jimi vyrobené elektřiny prodávají prostřednictvím termínových transakcí.
Consequently, in normal market conditions and even if they trade most of their output in the form of forward contracts, generators have no visibility on prices and sales volumes over the depreciation and lifetime of power generation assets.
Kromě toho – jelikož ceny jsou stanoveny předem – musí výrobci čelit riziku, že jejich náklady převýší stanovené ceny.
Furthermore, as prices are fixed in advance, generators run the risk that their costs will exceed the agreed prices.
Toto riziko je významné především z hlediska kolísajících cen paliva. V případě nejčastějších výrobních technologií posledně uvedené představuje nejvýznamnější element proměnlivých nákladů.
This risk is not negligible, owing in particular to the volatility of fuel costs, which is for most generation technologies the main component of variable costs.
Dále musí výrobci čelit také konkurenčním tlakům, jelikož v provozním období svých výrobních zařízení musí mnohokrát obnovit své termínové smlouvy a upravit svou nabídku v souladu s vývojem tržních podmínek.
Furthermore, generators are faced with competitive pressure as they have to renew their forward contracts a significant number of times during the lifetime of their generation assets, and therefore adapt their offers to evolving competitive conditions.
Na velkoobchodních trzích existují také transakce spojené s rezervací výrobních kapacit formou „práva čerpání“ (drawing rights), které je proto vhodné porovnat s DDD.
Contracts involving the reservation of generation capacities may also be encountered on wholesale markets in the form of ‘drawing rights’, which are therefore worth comparing with the PPAs.
Získání práva čerpání znamená, že část výrobní kapacity dané elektrárny je zpravidla na předpokládanou provozní dobu zarezervována a provozovateli elektrárny je hrazena „kapacitní cena“ odpovídající výši kapitálu a stálých nákladů, které souvisejí s rezervovanou kapacitou.
Acquiring drawing rights consists in reserving part of the generation capacities of a given power plant, usually for the expected lifetime of the power station, and paying a ‘capacity fee’ to the plant operator, corresponding to the capital and fixed costs linked to the reserved capacities.
Provozovatel elektrárny nese technická rizika.
The technical risks are borne by the operator of the plant.
Osoba oprávněná k právům čerpání stanovuje stupeň využití vázaných kapacit a provozovateli elektrárny platí cenu odpovídající výši proměnlivých nákladů, které souvisejí s elektřinou vyrobenou prostřednictvím rezervovaných kapacit.
The holder of the drawing rights can decide on the level of use of the reserved capacities and pays to the power plant operator a price corresponding to the variable costs incurred for the energy generated from the reserved capacities.
Za účelem dalšího posouzení výhod poskytovaných v rámci DDD stojí za povšimnutí také situace velkých obchodních nebo průmyslových konečných spotřebitelů, kteří nejsou sice účastníky trhu velkoobchodního, ale maloobchodního (následující stupeň distribučního řetězce).
In order to further assess the existence or otherwise of an advantage within the PPAs, it is also useful to consider the situation of large business or industrial end-consumers, even though they act not on wholesale markets but on retail (downstream) markets.
Jelikož se stává, že výrobci zásobují elektřinou bezprostředně obchodní nebo průmyslové velkoodběratele, je i tady na místě porovnání s DDD.
As generators sometimes directly supply power to large business or industrial consumers, the comparison with the PPAs is relevant.
Oborová revize sektoru elektřiny prokázala, že dodavatelé elektřiny často uzavírají s obchodními nebo průmyslovými velkoodběrateli transakce obsahující pevné ceny.
The Energy Sector Inquiry has shown that it was common practice for electricity suppliers to sign fixed-price contracts with large business or industrial consumers.
Období takových transakcí je obvykle omezeno na dobu jednoho roku nebo dvou let.
The duration of such contracts is usually limited to one to two years.
Zpravidla je na základě dřívější spotřeby stanoven harmonogram dodávek.
They usually provide for a delivery schedule based on historical consumption.
Ceny jsou odvozeny od velkoobchodních cen na termínových trzích, dále zahrnují také další nákladové prvky, jako předpokládané náklady na vyrovnání sítě nebo míru zisku dodavatele.
The price is derived from wholesale prices on forward markets and contains other cost components such as expected costs of balancing or the supplier's margin.
V případě odchýlení od harmonogramu dodávek vstupuje v platnost doložka „take or pay“, která ukládá kupujícímu povinnost uhradit buď cenu elektřiny, kterou nepotřebuje, nebo přirážku.
Deviation from the delivery schedule entails the application of a ‘take or pay’ clause, which compels the buyer to pay for energy which it does not need, or to pay an excess charge.
Z tohoto hlediska se zdá, že transakce jsou založeny na společné aplikaci minimálního zaručeného množství odběru a rezervace kapacit [57].
In this respect, such contracts may be regarded as based on a minimum guaranteed off-take combined with the reservation of capacity [57].
Za účelem zjišťování výhod poskytovaných v rámci DDD je nutné přihlédnout k dalšímu typu dohody, a to ke smlouvám uzavřeným za účelem vyrovnávacích služeb poskytovaných provozovateli přenosové soustavy (TSO).
Another type of agreement has to be considered for the purpose of assessing the advantage within the PPAs, namely contracts concluded for the provision of balancing services to the Transmission System Operators (TSOs).
Jelikož elektřinu nelze skladovat, nabídka a poptávka se musí vždy vzájemně shodovat.
As electricity cannot be stored, demand and supply must be matched at each point in time.
Pokud se poptávka či nabídka odchýlí od prognostik a je nutná výroba další energie, je úlohou provozovatele soustavy požádat jisté výrobce o zvýšení produkce v krátkém termínu.
If demand or supply deviate from forecasts and result in a need for additional generation, it is the responsibility of the Transmission System Operator to call on certain generators to increase production at short notice.
Pro zajištění, aby v takových případech potřeby byly k dispozici nutné výrobní kapacity, rezervují TSO část kapacity takových výrobních jednotek, které jsou schopny v krátkém termínu změnit úroveň své produkce.
In order to ensure the availability of generation capacities to face such situations, TSOs reserve capacities in generation units which are capable of modifying their production level at short notice.
Vzhledem k tomu, že Maďarsko nemá vodní elektrárnu se zásobníkem, disponují technickými parametry potřebnými pro poskytování těchto služeb plynové elektrárny.
In Hungary, as there is no pump storage plant, natural gas fired plants have the most appropriate technical characteristics to provide these services.
Oborová revize sektoru elektřiny poskytla přehled o evropské praxi TSO souvisejících se smlouvami rezervace kapacit, které se vztahují na poskytování vyrovnávajících služeb.
The Energy Sector Inquiry has provided an overview of European TSOs’ practice with respect to capacity reservation contracts for the provision of balancing services.
Z přehledu vyplývá, že kapacity jsou rezervovány prostřednictvím tendrů.
This overview shows that capacities are reserved by means of tenders.
Období jednoho roku lze považovat za obvyklou dobu, která poskytuje požadovanou reflektivnost pro TSO, aby množství rezervovaných kapacit bylo upraveno dle skutečných potřeb.
One year may be regarded as a standard duration, which grants flexibility to TSOs to adjust the amounts of reserved capacities to their actual needs.
Smlouvy zpravidla stanovují technické parametry požadovaných služeb, rezervované kapacity, dále pouze cenu poskytované elektřiny nebo cenu energie i kapacity současně.
The contracts generally specify the technical characteristics of the required service, the reserved capacity and a price either for the energy provided or for both energy and capacity.
Porovnání DDD se standardní obchodní praxí
Comparison of the PPAs with standard commercial practices
Komise porovnala kupní závazky uvedené v DDD s termínovými a okamžitými transakcemi, s transakcemi uplatňujícími „práva čerpání“, dále s nejvýznamnějšími charakteristikami dlouhodobých smluv uzavřených konečnými velkospotřebiteli, dále smlouvami uzavřenými mezi výrobci a TSO za účelem poskytování vyrovnávacích služeb.
The Commission has compared the purchase obligation enshrined in the PPAs with the main features of standard forward and spot contracts, ‘drawing rights’ contracts, long-term contracts concluded by large end-consumers, and contracts concluded between generators and TSOs for the provision of balancing services.
Standardní okamžité (spot) a termínové transakce
Standard spot and forward contracts
Ze situace uvedené v odstavcích preambule (195)–(200) vyplývá, že současné uplatnění dlouhodobé rezervace kapacit elektřiny, zaručeného minimálního odběru a mechanismu tvorby cen kryjících proměnlivé, stálé a kapitálové náklady není v souladu s obvyklými transakcemi evropských velkoobchodních trhů a že ochraňuje výrobce před více riziky, než standardní termínové a okamžité transakce.
It follows from the description presented in recitals 195 to 200 that the combination of long-term capacity reservation, a minimum guaranteed off-take and price-setting mechanisms covering variable, fixed and capital costs do not correspond to usual contracts on European wholesale markets and that they shield generators from more risks than standard forward and spot contracts.
Burzovní „spot“ prodej elektřiny je vždy realizován na marginálních cenách, které zaručují krytí výhradně krátkodobých marginálních nákladů – nikoli krytí všech stálých a kapitálových nákladů.
Trade in power on spot-market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs, and not all fixed and capital costs are covered.
Kromě toho na okamžitých trzích nedisponují společnosti vyrábějící elektřinu jistinami týkajícími se stupně využití jejich výrobních kapacit.
Furthermore, on spot markets, a power generating company has no assurance as regards the level of utilisation of its generating capacities.
Nemožnost ekonomického skladování elektřiny – což je charakteristika výhradně tohoto odvětví – a v porovnání s většinou ostatních výrobních odvětví značně zvyšuje toto riziko.
This risk is much higher than for most manufacturing sectors and is due to the fact that it is impossible to store electricity economically, a very specific feature of that industry.
Pokud je v daném okamžiku nabízeno větší množství elektřiny, než je množství dostačující ke krytí poptávky, za nižší cenu, než je cena od daných výrobních jednotek vyrábějících elektřinu, pak tyto výrobní jednotky nejsou spuštěny, jinými slovy propadá výrobní kapacita této jednotky pro dané období.
If at a given point in time enough power to meet demand is offered at lower prices than those offered by a given generator for one of its power generation units, that unit will not be despatched, which means that its generation capacities will be lost for the concerned period of time.
Z toho vyplývá, že okamžitý „spot“ tržní prodej je z hlediska návratnosti stálých a kapitálových nákladů a z hlediska využitelnosti výrobních kapacit doprovázen značnou nejistotou.
Therefore, sales on spot markets entail a significant degree of uncertainty concerning the remuneration of fixed and capital costs and the level of utilisation of generation capacities.
Termínové trhy – jejichž ceny jsou odvozeny od okamžitých „spot“ kupních cen – také neposkytují výrobcům jistotu, že jejich prodej bude pokrývat jejich veškeré stálé a kapitálové náklady, jelikož ceny jsou určeny předem.
Nor do forward markets, whose prices are derived from spot prices, provide assurance to generators that all their fixed and capital costs are covered by their sales, because prices are fixed in advance.
Pokud dojde v průběhu období plnění ke zvýšení nákladů na palivo ve větší míře, než se předpokládalo, pak náklady na výrobu elektřiny překročí předem stanovené ceny.
If fuel costs increase unexpectedly over the period of delivery, the costs of producing electricity may exceed the price set in advance.
Díky delšímu období transakcí na termínových trzích je nejistota související s využitím výrobních kapacit nižší, než v případě „spot“ trhů.
On forward markets, the risk concerning the use of the production capacities is lower than in the case of spot products owing to the longer time horizon of forward contracts.
Současně však – i pokud výrobce dokáže větší část své produkce elektřiny prodat prostřednictvím termínových transakcí – v porovnání s délkou provozní doby získá přehled týkající se stupně využití svých jednotek vyrábějící elektřinu pouze na omezené období.
However, even if a generator is able to sell most of its output through forward contracts, it enjoys visibility over the utilisation rate of its power generation units over a limited period of time compared to their lifetime.