natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Úprava vysoké počáteční podpory, zejména pro solární fotovoltaické elektrárny, odradila potenciální investory 37 Příznivé podmínky podpory umožňují „zelené ekonomice“ růst. Členské státy však musí trh pravidelně monitorovat, aby se začal regulovat sám; podporu lze upravit směrem dolů, aby se zabránilo nadměrným náhradám, vysokým cenám elektřiny pro spotřebitele a odlivu veřejných financí. 
Adjustment of the high initial levels of support, especially for solar PV, deterred potential investors 37 Favourable support conditions allow a ‘green economy’ to grow. However, Member States need to regularly monitor the market, so that when it becomes self-regulating, support may be adjusted downwards to avoid overcompensation, high electricity prices for consumers and a drain on public finances.
Nadměrné dotování projektů ze strany členských států 38 Účinný režim podpory by měl stimulovat investice bez nadměrných kompenzací. 
Oversubsidisation of projects by Member States 38 An efficient support scheme should encourage investment without providing overcompensation.
Za účelem dosažení tohoto cíle by měly být na základě měrných nákladů na výrobu elektřiny (LCOE, viz Rámeček 1) určeny náklady na výrobu energie z obnovitelných zdrojů, což by umožnilo lépe stanovit tarify výkupních cen (FIT) nebo výkupní bonusy (FIP) nabízené potenciálním investorům33. 
To achieve this goal the levelised costs of electricity (LCOE, see Box 1) should be used to define the renewables generation costs and help to determine the FITs/FIPs offered to potential investors33.
39 V roce 2010 činily měrné náklady na výrobu elektřiny (LCOE) v solárních fotovoltaických zařízeních 360 USD / MWh (přibližně 270 EUR / MWh, viz obrázek 3). 
39 In 2010, the LCOE for solar PV installations was 360 US $/MWh (approximately 270 €/MWh, see Figure 3).
Například mezi lety 2008 a 2010 byl tarif výkupních cen (FIT) pro solární fotovoltaická zařízení v Německu, Řecku a Španělsku o 18 % až 67 % vyšší než měrné náklady na výrobu elektřiny (LCOE), což výrobcům vyneslo značné zisky (viz rámeček 4). 
For example, between 2008 and 2010, the FIT for solar PV installations in Germany, Greece and Spain was between 18 % and 67 % higher than the LCOE, leading to sizeable profits for producers (see Box 4).
32 Zvláštní zpráva č. 16/2015: „Zlepšení bezpečnosti dodávek energie rozvíjením vnitřního trhu s energií: je zapotřebí většího úsilí“. 
5. 32 Special Report No 16/2015: ‘Improving the security of energy supply by developing the internal energy market: more efforts needed’.
33 Ecofys, Design features of support schemes for renewable electricity (Koncepční otázky režimů podpory pro elektřinu z obnovitelných zdrojů), 27.1.2014. 
33 Ecofys, ‘Design features of support schemes for renewable electricity’, 27.1.2014.
40 Velmi lákavá byla až do roku 2011 také výše polských cen obchodovatelných certifikátů: hodnota certifikátu za vyrobenou MWh byla v průměru rovna 59 % příjmů výrobců. 
40 Poland’s pricing of tradable certificates was also very attractive until 2011: the certificate value per MWh produced was on average equal to 59 % of the producers’ revenue.
V roce 2011 dosahovala cena těchto certifikátů 282 PLN / MWh (přibližně 60 EUR / MWh), zatímco cena zaplacená za elektřinu byla v průměru 199 PLN / MWh (přibližně 50 EUR / MWh). 
In 2011, certificates were priced at 282 zł/MWh (approximately 60 €/MWh), while the price paid for electricity was on average 199 zł/MWh (approximately 50 €/MWh).
41 V témže období se díky technologickým inovacím prudce zvýšila výrobní kapacita nových zařízení a klesly náklady na materiály i vedlejší náklady, zejména pokud jde o solární fotovoltaiku. 
41 During the same period, technological innovation boosted the production capacity of new installations and drove down material and ancillary costs, especially for solar PV.
V Německu podle spolkového ministerstva hospodářství a energetiky klesly náklady na typický střešní solární fotovoltaický systém o výkonu 10 kWp až 100 kWp mezi rokem 2008 a 2009 zhruba o 27 % (ze 4 100 EUR / kWp na 3 000 EUR / kWp). 
In Germany, according to the federal ministry of economic affairs and energy, the cost of a typical 10 kWp to 100 kWp rooftop solar PV system dropped by approximately 27 % (from 4 100 €/kWp to 3 000 €/kWp) between 2008 and 2009.
V Řecku se podle ministerstva životního prostředí a energetiky náklady na zařízení stejného typu a velikosti snížily mezi rokem 2009 a polovinou roku 2013 o 70 %. 
In Greece, according to the ministry of environment and energy, the cost of the same type and size of installation dropped by 70 % between 2009 and mid-2013.
42 Německo, Řecko a Španělsko nabízely rovněž tarify / bonusy pro větrné elektrárny na pevnině v rozmezí od 80 EUR / MWh do 100 EUR / MWh, a to po více než 34 Měrná jednotka kWp (kilowatt peak) udává špičkový výkon solárního fotovoltaického panelu. 
42 Germany, Greece and Spain also offered tariffs/premiums for onshore wind power, ranging from 80 €/MWh to 100 €/MWh, for more than a decade. In 2010, onshore wind power was much more economical per MWh produced compared to that of solar PV.
Množství elektřiny vyprodukované solárními fotovoltaickými panely, které jsou v provozu, se udává v kilowatthodinách (kWh). 
Solar PV panels, when in operation, produce in kilowatt-hours (kWh).
Například fotovoltaické panely se špičkovým výkonem 300 kWp, které pracují na plný výkon, vyprodukují za jednu hodinu 300 kWh. 
For example, PV panels with a peak power of 300 kWp when working at their maximum capacity for one hour will produce 300 kWh.
27 Rámeček 4 Příklady výše tarifů pro solární fotovoltaické projekty ve třech prověřovaných členských státech, které využívaly FIT V roce 2009 se tarif výkupních cen (FIT) vztahující se na jednu dvacetiletou smlouvu v Německu pohyboval mezi 430 EUR / MWh pro malá zařízení do 30 kWp34 a 319 EUR / MWh pro velká pozemní zařízení. 
24 Box 4 Examples of the level of tariffs for solar PV projects in the three Member States examined that used FITs In 2009, the FIT for a 20-year contract in Germany ranged from 430 €/MWh for small installations up to 30 kWp34, to 319 €/MWh for large ground-mounted installations.
V letech 2009 a 2010 nabídlo Řecko tarif výkupních cen (FIT) s dvacetiletou zárukou ve výši 450 EUR / MWh pro zařízení od 10 do 100 kWp a ve výši 400 EUR / MWh pro zařízení nad 100 kWp. 
In 2009 and 2010, Greece offered a 20-year FIT of 450 €/MWh for installations between 10 and 100 kWp, and 400 €/MWh for installations above 100 kWp.
V roce 2008 uzavíralo Španělsko 25leté smlouvy garantující tarif výkupních cen (FIT) ve výši 440 EUR / MWh pro zařízení s výkonem nižším než 100 kW a 418 EUR / MWh pro zařízení mezi 100 kW a 10 MW. 
In 2008, Spain was signing 25-year contracts with a FIT of 440 €/MWh for installations of less than 100 kW, and 418 €/MWh for installations between 100 kW and 10 MW.
V roce 2010 činily měrné náklady na výrobu elektřiny (LCOE) pro solární fotovoltaická zařízení přibližně 270 EUR / MWh. 
In 2010, the LCOE for solar PV installations was approximately 270 €/MWh.
43 Štědré režimy tarifů výkupních cen (FIT) či výkupních bonusů (FIP), vysoké ceny obchodovatelných certifikátů společně s klesajícími náklady na technologie byly v prvních letech zdrojem značných zisků, zejména v případě solárních fotovoltaických zařízení. 
43 In the early years, generous FIT/FIP schemes, high prices of tradable certificates and falling technology costs combined to mean significant profits, especially for solar PV installations.
Situace mohla být ještě příznivější, když se projektu podařilo získat nad rámec lákavých tarifů výkupních cen (FIT) či výkupních bonusů (FIP) i investiční grant (což je grant pokrývající část pořizovacích nákladů). 
The situation became even more advantageous whenever, on top of an attractive FIT/FIP, a project was awarded investment aid (a grant partly covering installation costs).
Zjistili jsme, že mnohé projekty, které jsme prověřovali, dosáhly vyrovnané bilance během čtyř až šesti let, a bývaly by se tedy mohly uskutečnit i při nižších úrovních podpory (viz bod 72). 
We found that a number of the projects we examined were breaking even within four to six years and would therefore have been implemented even with lower levels of support (see paragraph 72).
Vysoká úroveň podpory zvýšila ceny elektřiny a přispěla ke schodkům státních rozpočtů. 44 Náklady na pobídky k využívání obnovitelných zdrojů energie prostřednictvím tarifů výkupních cen (FIT) či výkupních bonusů (FIP) jsou hrazeny buď přímo konečným spotřebitelem, anebo ze státního rozpočtu. 
High level of support has driven up electricity prices and contributed to national public deficits 44 The cost of incentivising renewables through FITs/FIPs is covered either directly by the final consumer or by the state budget.
V Německu jsou náklady na podporu obnovitelných zdrojů energie významnou složkou účtů za elektřinu a mají formu „příplatku“ (viz rámeček 5). 
In Germany, the cost of supporting renewables is a major component of electricity bills, and takes the form of a ‘surcharge’ (see Box 5).
Studie ukazují, že „příplatek“ se sníží teprve poté, co skončí stávající dvacetileté smlouvy o tarifech výkupních cen (FIT) či výkupních bonusech (FIP)35. 
Studies show that the ‘surcharge’ will decrease only when the current 20-year FIT/FIP contracts come to an end35.
45 Ve Španělsku je podpora obnovitelných zdrojů hrazena především ze státního rozpočtu. 
45 In Spain support for renewables is primarily covered by the national budget.
Vysoké tarify výkupních cen (FIT) či výkupní bonusy (FIP) tak vedly k výraznému odlivu veřejných financí. 
Thus, high FITs/FIPs led to a significant drain on public finances.
Vládě se podařilo stabilizovat náklady na podporu poskytovanou formou těchto tarifů či bonusů na všechny obnovitelné zdroje energie od roku 2013 přibližně na úrovni 6,5 miliardy EUR ročně, čehož dosáhla řadou opatření zacílených na výrobce. 
The government has managed to stabilise the cost of FIT/FIP support for all renewables at around €6.5 billion/year since 2013, through a series of measures which targeted the producers.
V Řecku byl původní záměr takový, že podpora se bude hradit ze státního rozpočtu. 
In Greece, the initial intention was to cover the support through the national budget.
30 Rámeček 6 V důsledku neúčinných podmínek národních režimů podpory je řada polských větrných elektráren ztrátová V Polsku vysoká zaváděcí cena certifikátů ve spojení s lákavou výší investiční pomoci podnítila řadu investorů k tomu, aby vstoupili na trh s energií z obnovitelných zdrojů. 
26 Box 6 Ineffective national aid scheme conditions led to many Polish wind farms operating at a loss In Poland, the high launch price of certificates, combined with attractive levels of investment aid, encouraged numerous investors to enter the renewables market.
To zase přispělo k příliš velké nabídce certifikátů, jejichž cena tak neustále klesala, což mělo dominový účinek na příjmy výrobců. 
This in turn contributed to an oversupply of certificates, whose price steadily fell, with a knock-on effect on the income of producers.
V roce 2017 byla hodnota certifikátů o 86 % nižší než v roce 201138. 
By 2017, certificates were worth 86 % less than in 201138.
Podle údajů Agentury pro trh s energií byl v prvním pololetí roku 2017 provoz 70 % polských větrných elektráren nad 10 MW ztrátový. 
According to the Energy Market Agency data for the first half of 2017, 70 % of Polish wind farms over 10 MW were operating at a loss.
38 V roce 2017 klesla hodnota certifikátů pod 39 PLN (9 EUR) / MWh, zatímco cena elektřiny dosahovala v průměru 164 PLN (39 EUR) / MWh. 
However, 38 In 2017, certificates were worth less than 39 zł (9 €)/MWh, while the electricity price averaged 164 zł (39 €)/MWh.
Jinak řečeno, z certifikátů bylo hrazeno pouze 19,2 % průměrných příjmů výrobců ve výši 202 PLN (48 EUR) / MWh. 
In other words, just 19.2 % of producers’ average revenue of 202 zł (48 €)/MWh came from their certificates.
39 Hodnocení REFIT směrnice RED I, strana 6. 
39 REFIT evaluation of RED I, page 6.
31 Rámeček 7 Díky transparentnosti a předvídatelnosti podpory se růst investic do větrné a solární fotovoltaické energie v Německu nezastavil V průběhu let 2012–2016, kdy se výstavba větrných elektráren zpomalovala a solární fotovoltaika ve většině členských států stagnovala, se větrné a solární fotovoltaické kapacity v Německu stále zvyšovaly, i když v případě solární fotovoltaiky pomalejším tempem než dříve (viz obrázek 4). 
Box 7 Transparency and predictability of support have sustained the increase in investment in both wind and solar PV in Germany During 2012-2016, when wind deployment was slowing down and solar PV was stagnating in most Member States, Germany’s wind and solar PV capacity continued to increase, albeit for solar PV at a slower pace than before (see Figure 4).
Pomalejší tempo růstu od roku 2014 je však možné vysvětlovat i přijetím nového opatření v podobě ročních horních a dolních kapacitních mezí (tzv. „koridory výstavby“). 
The slower rate of increase since 2014 can be attributed, however, to a new measure in the form of annual upper and lower capacity limits (the so-called ‘deployment corridors’).
49 Prudké snížení sazeb však odradilo investory do solární fotovoltaiky v Řecku. 
49 However, severe tariff cuts have discouraged solar PV investors in Greece.
Své tarify výkupních cen (FIT) pro solární fotovoltaická zařízení snížilo Řecko poprvé v roce 2010, a to i v situaci, kdy smlouvy uzavřené s výrobci neobsahovaly žádné doložky o změnách cen. 
In 2010, the country first lowered its FITs for solar PV, even if no clause for price amendments was included in the contracts signed with the producers.
Od té doby se tarify snížily ještě několikrát, ve dvou případech se zpětným účinkem. 
Since then it has lowered tariffs again several times, in two cases with retroactive effect.
Od roku 2013 do roku 2016, kdy Řecko uspořádalo své první pilotní dražby, nevznikla prakticky žádná nová solární fotovoltaická kapacita. 
Between 2013 and 2016, when Greece organised its first pilot auctions, virtually no new solar PV capacity was installed.
Řeckých větrných elektráren se naopak snižování tarifů nikdy nedotklo a jejich kapacita vykazuje každoročně téměř lineární 10% růst, který neustal ani v období řecké hospodářské krize. 
By contrast, the Greek wind sector has never experienced tariff cuts and wind capacity has shown an almost linear increase of around 10 % per year, even during the years of the Greek economic crisis.
50 Vlivem změn ve španělském právním rámci se investice do odvětví větrné a solární fotovoltaické energie zastavily na několik let. 
50 Changes in the Spanish legal framework brought investment in wind and solar PV to a complete stop for several years.
V roce 2010 začala španělská vláda omezovat počet hodin, za které bylo možné čerpat podporu na výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů, a začala dokonce žádat, aby výrobci za dodávání elektřiny do sítě odváděli poplatek; na nová větrná nebo solární fotovoltaická zařízení nenabízela do roku 2012 žádné dotace. 
In 2010, the Spanish government started limiting the number of hours for which renewable production could be remunerated and even required producers to pay a fee for feeding electricity into the grid; by 2012 it offered no subsidies for new wind or solar PV installations.
V roce 2013 s konečnou platností opustila model tarifů výkupních cen (FIT) či výkupních bonusů (FIP) a dala přednost systému náhrad, který na základě vymezených kritérií zlepšoval návratnost investic. 
The FIT/FIP model was finally abandoned in 2013 in favour of a compensation system that offered a return on investment based on defined criteria.
Nová opatření, která měla v některých případech zpětnou účinnost, měla nepříznivý dopad na důvěru investorů a vedla k tomu, že investice do odvětví větrné (2012) a solární fotovoltaické energie (2011) se ve Španělsku naprosto zastavily. 
The new measures, which were retroactive in some cases, affected investor confidence and brought wind (2012) and solar PV (2011) investments in Spain to a complete stop.
Až do roku 2015, kdy byly zahájeny první pilotní dražby, nevznikla v zemi ani jedna nová kapacita. 
Until 2015, when the first pilot auctions were launched, the country implemented no new capacity at all.
51 V Polsku měly přísné požadavky na umístění turbín negativní dopad na investice do větrné energie. 
51 In Poland, strict location requirements have damaged investment in wind.
Zákon z roku 2016 o investicích do větrných turbín stanovil přísné požadavky na umístění zařízení, zakázal jakoukoli modernizaci stávajících turbín, které nesplňují nový požadavek na umístění, a drasticky zvýšil daň odváděnou z větrných elektráren (modernizační a daňové doložky byly v polovině roku 2018 nakonec zrušeny). 
The 2016 law on investment in wind turbines set strict location requirements, prohibited any modernisation of existing turbines not meeting the new location requirement and drastically increased the tax levied on wind installations (the modernisation and tax clauses were eventually repealed in mid-2018).
Systém obchodovatelných certifikátů se v polovině roku 2016 pro nové 
The tradable certificates system was closed to new entrants in mid-2016, and no auctions were held for standard-size wind
V důsledku toho se v Polsku kapacita větrné energetiky od poloviny roku 2016 do poloviny roku 2018 zvýšila jen nepatrně. 
As a result, from mid-2016 until mid-2018 wind capacity in Poland increased only marginally.
Zvyšování objemu výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů brání nedostatečné množství dražeb a praktické překážky, s nimiž se výrobci potýkají 52 V rámci našeho auditu jsme posuzovali, zda by dražby a účast občanů mohly přispět k řešení problému pomalého růstu v odvětví větrné a solární fotovoltaické energie: dražby tím, že by omezily výši státní podpory, a občané tím, že by se stali dalším zdrojem soukromého financování. 
The growth of renewable electricity is hindered by insufficient auctions and practical barriers for producers 52 As part of our audit, we assessed whether auctions and citizen participation could address the slow growth in the wind and solar PV sectors — auctions by lowering levels of state support and citizens by providing an additional source of private funding.
Ve dvou prověřovaných členských státech nebude plánovaná kapacita, která má být předmětem dražeb, stačit k zajištění splnění cílů do roku 2020 53 Zjistili jsme, že všechny čtyři navštívené členské státy již v souladu s nejnovějšími pokyny pro státní podporu (viz bod 11) začaly pořádat dražby na přidělování nových kapacit výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů. 
In two of the Member States examined the capacity scheduled to be auctioned will not be sufficient to ensure that 2020 targets are met 53 We found that all four Member States visited, in compliance with the most recent state aid guidelines (see paragraph 11), have organised auctions when allocating new renewable capacity.
Výsledky dražeb, které se konaly v letech 2016 a 2017, ukázaly, že některé investice do větrných a solárních fotovoltaických elektráren v Německu (a podle GŘ ENER i v Nizozemsku) se nyní obejdou bez státní podpory, třebaže připojení k přenosové síti je stále financováno státem. 
The results of auctions held in 2016 and 2017 have shown that some wind and solar PV investments in Germany (and, according to DG ENER, in the Netherlands) are now undertaken without state support — although grid connections are state-funded.
Také ve Španělsku byly nedávné zakázky zadány bez veřejné podpory kromě záruky dorovnání ceny elektřiny v případě, že klesne pod určitou hranici. 
In Spain too, recent contracts were awarded without public support other than a guarantee to cover electricity price falls below a certain threshold.
Naopak výsledkem nedávných dražeb v Řecku40 a Polsku41 byly ceny, které jsou stále vyšší než ekvivalent fosilních paliv, ale v případě Řecka v mnohem menší míře, než tomu bylo v rámci režimu tarifů výkupních cen (FIT). 
By contrast, recent auctions in Greece40 and Poland41 resulted in prices that are still higher than the fossil fuel equivalent, but in Greece to a far lesser extent than under the FIT scheme.
54 Španělsko žádné dražby neplánuje a nová kapacita kolem 8 500 MW, která byla dražena v letech 2015 až 2017, nestačí k vyrovnání pomalého růstu, k němuž v posledních letech dochází. 
54 However, Spain has not scheduled any auctions, and the new capacity of around 8 500 MW which was auctioned between 2015 and 2017 is not enough to offset the recent years’ slowdown.
Polsko až do poloviny roku 2018 nepořádalo žádné dražby 40 Na řeckých dražbách byl vážený průměr nabídkové ceny v roce 2018 následující: solární fotovoltaika (max. 
These facts raise further concerns as to whether these two 40 The weighted average prices bid in the 2018 auctions in Greece were: solar PV (max.
1 MW) 78,4 EUR / MWh; solární fotovoltaika (1 až 20 MW) 63,8 EUR / MWh; a větrná energie (3 až 50 MW) 69,5 EUR / MWh. 
1 MW) 78.4 €/MWh; solar PV (1 to 20 MW) 63.8 €/MWh; and wind (3 to 50 MW) 69.5 €/MWh.
41 V polských dražbách se nabídkové ceny v roce 2017 pohybovaly mezi 195 PLN (47 EUR) / MWh a 390 PLN (93 EUR) / MWh v případě solární fotovoltaiky (max. 
41 The prices bid in the 2017 auctions in Poland fluctuated between 195 zł (47 €)/MWh and 390 zł (93 €)/MWh for solar PV (max.
1 MW) a mezi 285 PLN (68 EUR) / MWh a 320 PLN (76 EUR) / MWh v případě větrné energie (max. 
1 MW); and between 285 zł (68 €)/MWh and 320 zł (76 €)/MWh for wind (max.
1 MW). 
1 MW).
Vzhledem k uvedeným skutečnostem se lze také obávat, zda tyto dva členské státy budou schopny splnit cíle, které mají stanoveny do roku 2020, uvážíme-li čas potřebný k realizaci projektů větrných elektráren. 
28 Member States will be in a position to meet their 2020 targets, taking into consideration the necessary timespan for the implementation of wind projects.
V Německu a Řecku jsou dražby naplánovány a probíhají podle stanoveného harmonogramu. 
In Germany and Greece, auctions have been planned and are taking place as scheduled.
Dražební kapacitu však stále limitují koridory výstavby v Německu a Řecko stále řeší problém, jak na tyto dražby přilákat dostatek investorů. 
However, deployment corridors in Germany continue to limit the auction capacity, and Greece still faces the challenge of attracting enough investors to participate in its auctions.
55 Klíčovou součástí úspěchu každé dražby je získat důvěru investorů a k tomu je nezbytné, aby její účastníci mohli transparentním způsobem určovat nabídkovou cenu (viz rámeček 8). 
55 The key part of the success of any auction is to gain investor trust by allowing participants to determine the bidding price in a transparent way (see Box 8).
33 Rámeček 8 Transparentnost dražeb podporuje hospodářskou soutěž: elektronická platforma řeckého regulačního orgánu Řecký regulační orgán vytvořil internetovou platformu pro uzavírání smluv dražby. 
29 Box 8 Transparency in auctions fosters competition: the Greek regulatory authority’s IT platform Greece’s regulatory authority has developed an online platform for contracting by auction.
Každá dražba trvá 30 minut a účastníci podávají v reálném čase své nabídky a zároveň vidí i nabídky ostatních účastníků soutěže. 
Each auction lasts for 30 minutes, and participants bid in real time and can see their competitors’ bids.
V dražbě kapacity pro větrné elektrárny, která se konala v červenci 2018, podalo celkem 14 účastníků 342 nabídek; cena během dražby klesla z 90 EUR / MWh na 68,2 EUR / MWh. 
In the wind auction held in July 2018, a total of 14 participants submitted 342 bids; during the auction the price dropped from 90 €/MWh to 68.2 €/MWh.