natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Det er derimod vanskeligt at sætte et nøjagtigt tal på de forpligtelser, der er forbundet med nedlukning af kernekraftværker og forpligtelser, som der ikke er indgået aftale om.
In contrast, liabilities linked to the decommissioning of nuclear power plant and to uncontracted liabilities are difficult to quantify precisely.
Nedlukning af kernekraftværker er en meget speciel opgave.
The decommissioning of nuclear plants is a very specific activity.
Der er kun ganske få erfaringer i hele verden med fuldstændigt afsluttet arbejde inden for dette område [53].
There is little experience world wide of totally completed work in this field [53].
Ifølge eksperter kan sådanne omkostninger beløbe sig til 15 % af de samlede investeringsomkostninger eller mere [54], eller til 50 % af den nukleare del af investeringen [55].
Experts indicate that such costs may be 15 % of the total investments costs or more [54], or 50 % of the nuclear part of the investment [55].
Selv om sådanne skøn skulle vise sig at være fuldstændigt konsekvente og nøjagtige, skal der foretages en præcis beregning af de oprindelige investeringsomkostninger i et givet kraftværk for at opstille et skøn over nedlukningsomkostningerne, hvilket navnlig ville være vanskeligt for ældre kraftværker som BE’s, hvor optegnelserne over tidligere omkostninger er meget upræcise.
Even if such estimates proved completely consistent and accurate, one would need to compute the exact original investment costs in a power plant in order to estimate its decommissioning costs, which would be particularly difficult for old power plants like BE’s, for which costs history is very imprecise.
Endvidere er de fleste af BE’s værker AGR-værker, som ikke blot adskiller sig fra værker i andre lande, men også i et vist omfang fra hinanden.
Furthermore, most of BE’s plants are AGR plants, which are not only different from plants existing in other countries, but also to a certain extent different from each other.
Man kan derfor ikke forvente at kunne bygge på erfaringer enten fra andre lande eller fra Det Forenede Kongerige i et forsøg på at opstille et mere præcist skøn over omkostningerne ved nedlukning af BE's reaktorer.
One can therefore not expect to build on experience acquired either in other countries or in the United Kingdom to improve the accuracy of BE’s reactors’ decommissioning costs estimate.
Det er i sagens natur også vanskeligt at bestemme forpligtelser, som der ikke er indgået aftale om.
Similarly, uncontracted liabilities are by their very nature difficult to determine.
De vedrører hovedsageligt endelig bortskaffelse af brugt brændsel.
They relate mostly to the final disposal of spent fuel.
Som det fremgår af erfaringerne fra Nirex Intermediate Level Waste-depotet, er det fortsat uvist, hvordan brugt nukleart brændsel skal endeligt bortskaffes i Det Forenede Kongerige.
The manner in which nuclear fuel will be finally disposed of in the United Kingdom remains uncertain, as the experience of the Nirex Intermediate Level Waste repository has shown.
Erfaringer fra andre lande har også vist, at det kan være både en teknisk og en politisk udfordring at finde steder, hvor visse typer affald kan deponeres.
Experience in other countries has also shown that finding places to dispose of certain types of waste can be both technically and politically challenging.
Det er meget vanskeligt at bestemme omkostningerne ved en aktivitet tilstrækkeligt præcist, når der foreligger så få oplysninger om, hvordan aktiviteten skal gennemføres.
It is very hard to quantify with sufficient precision the cost of an activity where so little information is available as to how it will be achieved.
Oplysninger fra de britiske myndigheder viser endvidere, at der kan være meget stor forskel på skøn over omkostninger til deponering fra institutioner i andre medlemsstater.
Information forwarded by the UK authorities also shows that estimates of storage costs by institutions of other Member States may vary drastically.
Derfor mener Kommissionen, at forsøg på at fastsætte de maksimale omkostninger ved nedlukning og afvikling af forpligtelser, som der ikke er indgået aftale om, nødvendigvis må have en stor fejlmargin.
In view of the above, the Commission considers that trying to determine a maximum cost for decommissioning and uncontracted liabilities would only be possible with a large margin of error.
Der er alvorlig risiko for at overvurdere omkostningerne.
There would be a serious risk of overestimating that value.
I dette tilfælde mener Kommissionen derfor, at sættes der en høj uvis og sandsynligvis overvurderet værdi som loft for støtten, så svarer det faktisk til at tilsidesætte kravet om minimumsstøtte, for usikkerhedsmarginer kan nemlig åbne mulighed for unødvendig støtte, når de ikke holder stik.
This is why, in this case, the Commission considers that setting a highly uncertain and probably overestimated value as a cap for the aid would actually go against the minimum aid necessary requirement, as uncertainty margins may, where they do not materialise, turn into scope for granting unnecessary aid.
Skal man sikre, at minimumsprincippet overholdes, ville det være meget bedre at undlade at forsøge at beregne et loft for støtten og i stedet indføre en ordning, som sigter mod at begrænse fremtidige udgifter til et minimum.
A much better way to ensure the fulfilment of the minimum necessary principle would consist in not trying to compute a cap for the aid but, rather, setting up a mechanism aimed at ensuring that future expenditure will be restricted to the minimum.
Det defineres præcist, hvilke kategorier af forpligtelser, staten kan overtage omkostningerne for.
categories of liabilities the cost of which can be taken over by the State will be precisely defined;
De britiske myndigheder overvåger disse omkostninger nøje, både forudgående og efterfølgende, via Nuclear Decommissioning Agency (NDA).
the UK authorities will closely monitor these costs via the Nuclear Decommissioning Agency (NDA); This monitoring will be both ex ante and ex post;
NDA giver nedlukningen i udbud, hvilket sikrer, at omkostningerne holdes på markedsniveau.
decommissioning activities will be tendered by the NDA, which will ensure that costs are kept to market standards;
NDA's egne aktiviteter vil i sidste ende blive kontrolleret af det britiske handels- og industriministerium og af rigsrevisionen.
the NDA activities themselves will be ultimately controlled by the UK Department of Trade and Industry and the National Audit Office;
For at styrke Kommissionens kontrol med udgifterne yderligere, vil det oprindelige samlede skøn over begge forpligtelser (dvs. 1629000000 GBP [56]) blive anvendt som tærskel.
to further strengthen the Commission’s control on the spending, the original aggregate estimate of both liabilities (e.g. GBP 1629000000 [56]) will be used as a threshold.
Hvis de kumulerede udgifter i forbindelse med de to forpligtelser overstiger tærsklen, modtager Kommissionen en supplerende rapport både om betalinger til dækning af omkostningsforpligtelser og om foranstaltninger til minimering af disse omkostninger.
Should the cumulated expenditure linked to the two liabilities exceed this threshold, the Commission will receive enhanced reporting both on payments made to meet liabilities costs and on steps taken to minimise these costs.
Rapporten baseres på analyser fra uafhængige regnskabseksperter.
This report shall be based on analysis carried out by independent accounting experts.
Det er muligt, at enkelte, meget begrænsede beløb, som BE skylder BNFL i forbindelse med forpligtelser vedrørende brugt brændsel, kommer til at overstige det oprindelige skøn.
It could be possible that some very limited payments due by BE to BNFL in the framework of spent fuel liabilities exceed their original estimate.
Det vil navnlig være tilfældet, når enkelte brugte brændselselementer ikke svarer til specifikationerne og kræver særlig behandling.
This is the case in particular where some spent fuel elements do not conform to specification and require special treatment.
I så fald giver de nuværende aftaleordninger mellem BE og BNFL mulighed for at hæve den almindelige pris for forvaltning af brugt brændsel.
Indeed, in such a case, existing arrangements contracts between BE and BNFL allow the normal spent fuel management price to be increased.
Hvis det sker, modregnes de beløb, som staten skal betale på BE’s vegne for at indfri de forpligtelser, der overstiger det oprindelige skøn, i ovennævnte tærskel på 1629000000 GBP, uden at tærsklen ændres.
Should this happen, amounts to be paid by the State to discharge BE from these liabilities in excess of the original estimate would be counted against the GBP 1629000000 threshold mentioned above, without that threshold being altered.
Kommissionen mener, at beløbene i betragtning 350 og 358 bør beregnes ved brug af Kommissionens almindelige referencesats.
For the purpose of computing the amounts referred to in recitals (350) and (358), the Commission considers that the normal Commission reference rate should be used.
I betragtning af tidsperiodens længde bør referencesatsen dog justeres hver femte år [57].
Nevertheless, given the length of the period concerned the reference rate should be adapted every five years [57].
Det er vigtigt at bemærke, at det loft og den tærskel, der omtales i betragtning 350 og 358, gælder for alle udgifter til indfrielse af forpligtelser, uanset om de finansieres af NLF eller staten.
It is important to note that the cap and threshold referred to in recitals (350) and (358) apply to all expenditures made to meet liabilities, be they funded by the NLF or by the State.
Det er ensbetydende med, at loft- og tærskelmekanismen automatisk tager hensyn til de midler, der er til rådighed i fonden.
This means that the cap and threshold mechanism will automatically take account of moneys available in the fund.
Endelig indebærer omstruktureringspakken også fritagelse for skat af den stigning i BE-kraftværkernes bogførte værdi, som skyldes, at en del af de tilknyttede forpligtelser indfries af den britiske regering.
Finally, the restructuring package also contains a tax disregard with respect to the increase of the accounting value of BE’s power plants due to the fact that part of the liabilities that are attached to them will be paid for by the UK Government.
Da disse forpligtelser plejede at blive opført i BE’s regnskaber, får muligheden for delvis indfrielse ved den britiske regerings mellemkomst deres værdi til at stige med et beløb svarende til højst den værdi, den britiske regering tegner sig for.
Since these liabilities used to be laid down in BE’s accounts, their partial and potential relief by the UK Government’s undertaking increases their value by an amount potentially up to the maximum value undertaken by the UK Government.
I henhold til Det Forenede Kongeriges almindelige regnskabs- og finansieringsregler skal stigningen beskattes.
Under normal UK accounting and financial rules, this increase should be taxable.
Den fritagelse, regeringen indrømmer, kan derfor blive til konkurrencemæssig fordel for BE, som defineret i EF-traktatens artikel 87, stk. 1.
Its disregard by the Government is therefore a potential competitive advantage for BE within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
Eventuel beskatning ville dog forringe BE’s muligheder for at indfri forpligtelserne på egen hånd, hvilket til gengæld ville øge den britiske regerings faktiske forpligtelser.
However, the potential taxation would decrease BE’s ability to fund the liabilities itself, which would in turn increase the UK Government’s actual liabilities.
Skattefritagelsens statsstøtteelement kan derfor helt eller delvist blive udlignet af en stigning i den endelige finansiering af de forpligtelser, regeringen skal indfri.
Hence, all or part of the State aid element in the tax disregard may be offset by the increase in the final funding of the liabilities to be met by the Government.
Det egentlige statsstøtteelement i skattefritagelsen svarer kun til den del af fritagelsen, som ikke udlignes af en stigning i de beløb, som den britiske regering skal betale for at opfylde sit løfte om at indfri de nukleare forpligtelser.
The actual State aid element in the tax disregard is only equal to that part of the disregard that is not offset by the increase of payments to be made by the UK Government to honour its undertaking to meet the nuclear liabilities.
Stigningen i kraftværkernes værdi er kun fiktiv, for forpligtelserne vil bestå, indtil den britiske regering anmodes om at gribe ind, og i det omfang det rent faktisk kan lade sig gøre, og skal i videst muligt omfang indfries af NLF, som BE bidrager til.
This increase in power plant value is only artificial, since the liabilities will still remain until the UK Government undertaking is called for, and to the extent that it is actually available, and will have to be met as much as possible by the NLF to which BE contributes.
Hvis regeringen havde betalt for manglende finansiering af forpligtelser på anden måde eller på et andet tidspunkt, f.eks. gennem ad hoc tilskud, da forpligtelserne opstod, ville der måske ikke have været behov for skattefritagelse.
Furthermore, should the Government have paid for the shortfall in liability funding in another way or at another time, for example through ad hoc grants paid at the time the liabilities were actually incurred, it is possible that no tax disregard would have been necessary.
Kommissionen anser derfor ikke skattefritagelsens statsstøtteelement for at være andet og mere, end hvad der er nødvendigt, for at støtten kan virkeliggøre omstruktureringens mål.
In view of the above, the Commission considers that the State aid element in the tax disregard does not go beyond what is necessary for the aid to meet the restructuring objective.
Endelig bemærker Kommissionen, at en eventuel stigning i BE’s fortjeneste, f.eks. på grund af højere elpriser, stort set vil gå til at finansiere BE’s bidrag til NLF.
Finally, the Commission notes that any increase in BE’s profits, like in the case of an increase of electricity prices, will largely be destined to finance BE’s contribution to the NLF.
En sådan stigning i BE’s bidrag ville automatisk indebære et fald i støtten.
Such increase in BE’s contribution would automatically imply a reduction of the amount of aid.
Kommissionen mener derfor, at ovennævnte mekanismer tilsammen vil sikre, at statsstøtten under foranstaltning A reduceres til et minimum.
The Commission considers that the mechanisms described above will altogether ensure that the State aid contained in Measure A will be reduced to the minimum necessary.
Vedrørende forhindring af urimelig konkurrencefordrejning
On the avoidance of undue distortion of competition
I rammebestemmelsernes punkt 35 hedder det: »Det er desuden en betingelse for tildeling af omstruktureringsstøtte, at der træffes foranstaltninger for i videst muligt omfang at opveje eventuelle skadelige virkninger på konkurrenter«.
Point 35 of the guidelines provides that ‘measures must be taken to mitigate as far as possible any adverse effects of the aid on competitors’.
Bortset fra i undtagelsestilfælde, hvor det relevante markeds størrelse er uden betydning på fællesskabs- og EØS-niveau, eller hvor virksomhedens andel af det relevante marked er uden betydning, skal der gennemføres sådanne foranstaltninger, således at omstruktureringsplanens støtteelement er foreneligt med det fælles marked.
Except in exceptional cases where the size of the relevant market is negligible at Community and at EEA level or the firm’s share of the relevant market is negligible, such measures must be implemented in order for the aid element of a restructuring plan to be compatible with the Common market.
De skal tage form af en begrænsning af virksomhedens tilstedeværelse på markedet og stå i forhold til støttens fordrejende virkning.
They must take the form of a limitation of the company’s presence on the market and be in proportion to the distortive effect of the aid.
Man kan overveje at begrænse disse foranstaltninger, hvis de kan føre til en væsentlig forringelse af markedsstrukturen.
A relaxation of the need for these measures may be contemplated where they could lead to a manifest deterioration in the structure of the market.
Hvis der er behov for kompensationsforanstaltninger, bestemmes deres form og omfang af markedskapaciteten.
Where they are necessary, the form and extent of compensatory measures depend on the market capacity position.
I tilfælde af strukturel overkapacitet på markedet, skal kompensationsforanstaltningerne tage form af en uigenkaldelig reduktion af produktionskapaciteten.
Where there is structural overcapacity on the market, compensatory measures must take the form of an irreversible reduction of production capacity.
Selvom der ikke er strukturel overkapacitet, kan der alligevel være behov for kompensationsforanstaltninger, men de kan tage form af andet end en uigenkaldelig reduktion af produktionskapaciteten.
Where there is no structural overcapacity, compensatory measures may still be required, but they may take other forms than irreversible reductions of production capacity.
Det relevante marked
The relevant market
I henhold til fodnote 20 i rammebestemmelserne omfatter det relevante geografiske marked normalt EØS eller en væsentlig del heraf, hvis konkurrencevilkårene i det pågældende område kan udskilles i tilstrækkelig grad fra vilkårene i andre områder af EØS.
Footnote 20 of the guidelines indicates that the relevant geographical market usually comprises the EEA or, alternatively, any significant part of it if the conditions of competition in this area can be sufficiently distinguished from other areas of the EEA.
Medlemsstaterne har længe handlet med elektricitet, navnlig siden direktiv 96/92/EF trådte i kraft.
Electricity has been traded between Member States for a long time and in particular since the entry into force of Directive 96/92/EC.
Men medlemsstaternes handel med elektricitet er underlagt fysiske begrænsninger på grund af manglende samkøringskapacitet.
However, electricity trade between Member States is limited by physical constraints due to shortfalls in interconnection capacity.
Problemerne er endnu større, når geografiske begrænsninger reducerer mulighederne for at skabe nye samkøringslinjer.
These constraints are all the tighter where geographical limitations further limit the opportunities for the development of new interconnectors.
I forbindelse med politikken for de transeuropæiske net har Kommissionen opstillet en liste over sådanne flaskehalse på det indre elmarked.
Within the framework of trans-European networks policy, the Commission has made a list of such bottlenecks in the internal electricity market.
Ifølge bilag 1 til Europa-Parlamentets og Rådets beslutning nr. 1229/2003/EF af 26. juni 2003 om opstilling af et sæt retningslinjer for transeuropæiske net på energiområdet og om ophævelse af beslutning nr. 1254/96/EF [58] er Det Forenede Kongerige et af de geografiske områder, der ikke er tilstrækkeligt knyttet til den resterende del af nettet til, at det fælles marked kan fungere som en helhed.
Annex 1 to Decision No 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision No 1254/96/EC [58] shows that the United Kingdom is one of those geographical regions that are insufficiently connected to the rest of the network for the single market to function as a whole entity.
Ud over at være isoleret fra den resterende del af Fællesskabets elnet er Det Forenede Kongeriges elmarked også karakteriseret ved sin meget specielle handelsordning.
On top of its insulation from the rest of the Community’s electricity network, the United Kingdom’s electricity market is further characterised by its very specific trading system.
Denne specielle handelsordning, New Electricity Trading Arrangements (»NETA«), er hovedsageligt baseret på tosidige aftaler mellem værker, leverandører og kunder, i modsætning til de mere klassiske pool-markeder. Der er meget stor forskel på konkurrencevilkårene i forbindelse med NETA og på et pool-marked.
This specific trading system, known as the New Electricity Trading Arrangements (NETA), is based mostly on bilateral contracts between generators, suppliers and customers, as opposed to more classical pool markets.
Det fremgik tydeligt, da Det Forenede Kongerige skiftede fra en pool-struktur til NETA i 2001, og elengrospriserne faldt kraftigt.
Conditions of competition on NETA are very different from those on a pool market, as is evidenced by the fact that the transition in the United Kingdom from a pool structure to NETA in 2001 resulted in a large drop in electricity wholesale prices.
På nuværende tidspunkt dækker NETA kun England og Wales.
At present, NETA covers only England and Wales.
Det skotske marked er dog i høj grad knyttet til NETA, fordi elpriserne i Skotland indeksreguleres efter priserne i England og Wales.
However, the Scottish market is very much linked to NETA via the indexation of electricity prices in Scotland to prices witnessed in England and Wales.
Endvidere skal NETA efter planerne meget snart udvides til at omfatte Skotland.
Furthermore, NETA is planned to be very soon extended to Scotland.
Resultatet bliver et britisk marked, som skal begynde at fungere i 2005.
The resulting Great Britain market is due to start operations in 2005.
Det skal dog bemærkes, at Skotland kun vil udgøre en begrænset del af dette marked, da installeret kapacitet i Skotland kun svarer til lidt over 10 % af installeret kapacitet i England og Wales.
It must be noted though that Scotland will represent only a small part of this market, as installed capacity in Scotland is no more than slightly above 10 % of installed capacity in England and Wales.
Det nordirske elmarked vil ikke blive knyttet til det britiske inden for en overskuelig fremtid.
The Northern Ireland electricity market will not be joined to the Great Britain market in the foreseeable future.
De nuværende elforbindelser mellem Storbritannien og Nordirland er faktisk meget ringe (den nominelle kraft er på 0,5 GW, hvilket svarer til mindre end 1 % af den registrerede installerede kapacitet i Storbritannien).
Indeed, electricity links between Great Britain and Northern Ireland are for the moment weak (its nominal power is 0,5 GW, which represents less than 1 % of the registered installed capacity in Great Britain).
Konkurrencevilkårene i Nordirland vil derfor fortsat være meget anderledes end i Storbritannien.
Competition conditions in Northern Ireland will therefore remain very different from those in Great Britain.
Da BE kun opererer i Storbritannien, anser Kommissionen derfor Storbritannien for at være det relevante geografiske område for denne beslutning [59].
In view of the above, and since BE operates only in Great Britain, the Commission considers that the relevant geographical market for the purpose of this Decision is Great Britain [59].
I henhold til tal fra de britiske myndigheder lå den samlede installerede kapacitet i de 15 stater, der var EU-medlemmer på det tidspunkt, omstruktureringsplanen blev bekendtgjort, på ca. 565 GW.
According to figures submitted by the UK authorities, the total installed capacity in the 15 States that were Members States at the time the restructuring plan was notified is about 565 GW.
Den samlede registrerede installerede kapacitet i Storbritannien svarer til ca. 10 % heraf.
The total registered installed capacity in Great Britain is about 10 % of that value.
Endvidere er Det Forenede Kongeriges marked, hvoraf Storbritannien tegner sig for ca. 95 %, et af de største i EØS, kun overgået af det tyske og det franske marked.
Furthermore, the United Kingdom market, of which the Great Britain market represents about 95 %, is one of the largest in the EEA, second only to those of Germany and France.
Markedet kan derfor ikke anses for ubetydeligt i fællesskabs- og EØS-sammenhæng.
It can therefore not be considered that this market is negligible at Community and EEA level.
BE’s kapacitet udgør ca. 14 % af den registrerede kapacitet i England og Wales og ca. 24 % i Skotland.
BE’s capacity represents about 14 % of the registered capacity in England and Wales and about 24 % in Scotland.