natgillin/translations-raw huggingface dataset:
BE kan derfor ikke anses for at have en ubetydelig andel af det relevante marked.
BE can therefore not be considered to have a negligible share of the relevant market.
Endelig er der mange andre aktører på det pågældende marked end BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power og Powergen for blot at nævne et par af de større.
To conclude, there are many other actors in the relevant market than BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power and Powergen to name only a few major ones.
Skulle BE forsvinde, opstår der hverken et monopol eller et snævert oligopol på det relevante marked.
Should BE disappear, the relevant market would neither become a monopoly, nor a tight oligopoly.
Ovennævnte bekræfter Kommissionens oprindelige markedsanalyse som beskrevet i beslutningen om at indlede proceduren.
The findings above confirm the Commission’s initial market analysis as described in the Decision to initiate proceedings.
Kommissionen bemærker, at ingen af de tredjeparter, som fremsatte bemærkninger, satte spørgsmålstegn ved disse foreløbige resultater.
The Commission notes that none of the third parties that submitted comments questioned these preliminary findings.
Kapacitet på markedet
Capacity situation on the market
Vurdering i forhold til elprisernes udvikling
Assessment in view of the evolution of electricity prices
I beslutningen om at indlede proceduren gjorde Kommissionen det klart, at der ved vurdering af kapaciteten på et givet elmarked bør tages hensyn til de særlige fysiske kendetegn ved elektricitet og til de potentielt omfattende forstyrrelser, som elektricitetsudfald kan skabe både for økonomien og for borgernes dagligdag.
In its decision to initiate proceedings, the Commission made it clear that the assessment of the capacity situation of an electricity market should take account of the physical specificities of electricity, and of the potentially enormous disturbance that electricity black-outs can create both for the economy and for citizens’ everyday life.
Ved en vurdering af, hvorvidt der er strukturel overkapacitet, bør man derfor regne med en tilstrækkeligt stor kapacitetsmargin for at kunne dække spidsbelastningsefterspørgslen under alle rimelige forhold.
The assessment of the existence of structural overcapacity should therefore include a sufficient capacity margin such as to allow the satisfaction of peak demand under any reasonable scenario.
Kommissionen konstaterede, at kapacitetsmarginen på det relevante marked ikke var særligt høj sammenlignet med internationale standarder og tidligere værdier.
The Commission noted that the capacity margin existed on the relevant market was not particularly high as compared to international standards and to past values.
Den konstaterede dog, at der muligvis var plads til et beskedent fald i denne kapacitetsmargin i sammenligning med enkelte andre medlemsstater eller værdier i Det Forenede Kongerige i 1995/1996.
It noted however that there might have been room for a small decrease in that capacity margin as compared to a few other Member States or to values in the United Kingdom in 1995/1996.
Tredjeparters bemærkninger angående strukturel overkapacitet har været koncentreret om prisudviklingen og vurderingen af den eksisterende kapacitetsmargin i Storbritannien.
Third parties’ comments as regards the existence of structural overcapacity have focused on the evolution of prices, and on the assessment of the existing capacity margin in Great Britain.
Nogle tredjeparter antydede, at der er en forbindelse med elprisernes udvikling og strukturel overkapacitet på markedet.
Some third parties have indicated that there was a link between the evolution of electricity prices and the existence of structural overcapacity on the market.
På et så konkurrencepræget marked som NETA viser prisen efter deres mening, om der er behov for ny kapacitet.
They consider that in such a competitive market as NETA, price plays the role of a signal for the need of new capacity.
Hvis der er behov for ny kapacitet på et bestemt tidspunkt i fremtiden, udløser den forventede mangel på kapacitet i den pågældende periode en stigning i de tilsvarende terminspriser.
Where new capacity would be needed at a specific period in the future, the foreseen shortfall in capacity for this period would trigger an increase of corresponding forward prices.
Priserne vil stige så meget, at omkostningerne ved opførelse af nye værker dækkes, og nye aktører kommer ind på markedet.
Prices would reach such a level as to enable the recovery of new plant construction costs, which would trigger new entry on the market.
Selvom priserne er steget på det seneste, er de ifølge disse tredjeparter endnu ikke nået op på et sådant niveau, at de har fået nye aktører til at komme ind på markedet.
At present, according to these third parties, although they have been increasing in the recent past, prices would not yet have reached a sufficient level to trigger new entry.
Derfor må der være overkapacitet på markedet.
This would demonstrate that there is overcapacity on the market.
Kommissionen medgiver, at der er en sammenhæng mellem priserne på et givet marked og kapaciteten.
The Commission acknowledges that there is a relationship between prices on a market and the capacity situation on that market.
Den mener dog, at elmarkeder som NETA er alt for komplicerede til, at man kan drage endelige konklusioner om strukturel overkapacitet på markedet udelukkende på basis af prisobservationer.
However, it considers that electricity markets like NETA are too complex to allow a definitive conclusion to be drawn as to the existence of structural overcapacity on the market on the basis only of price observation.
For det første har NETA i modsætning til pool-markeder ikke en ligevægtspris.
Firstly, unlike in markets structured around a pool, there is no such thing as a clearing price in NETA.
NETA er baseret på tosidige aftaler, som kan være af meget forskellig art, og som ikke altid har let gennemskuelige prisrapporteringsmekanismer.
NETA is based around bilateral contracts, that may take very different forms, and that do not always provide very transparent price reporting mechanisms.
Elektricitetsbørser som UKPX er mere gennemsigtige, men de repræsenterer ikke en tilstrækkeligt stor del af markedet til at gøre det muligt at drage egentlige konklusioner.
Power exchanges like UKPX are more transparent, but they do not represent a sufficient share of the market to make it possible to to draw significant conclusions.
De fokuserer endvidere på handel på kort sigt og er derfor af begrænset nytte, hvis man vil skaffe sig viden om den fremtidige udvikling.
Furthermore, they focus on short term trade and are hence of limited use for gaining knowledge on future trends.
Man er derfor henvist til prisindekser fra uafhængige kilder som Heren eller Argus.
One therefore has to rely on price indexes reported by independent sources like Heren or Argus.
Disse prisindekser har deres egne begrænsninger, for de refererer kun til engrosmarkedet, der tegner sig for ca. to tredjedele af den samlede eludveksling, og kan derfor ikke opfange andet end ekstreme fald i den forventede elproduktion.
These price indexes themselves have their limits, since they represent only the wholesale market, which is about two thirds of the total exchanged electricity, and are therefore unable to catch non extreme shortfalls in foreseen electricity generation.
For det andet forudsætter begrundelsen i betragtning 389, at terminspriserne er et korrekt udtryk for den fremtidige situation på markedet.
Secondly, the reasoning in recital (389) is based on the assumption that forward prices represent faithfully the market situation in the future.
Kommissionen mener ikke, det altid vil være tilfældet.
The Commission considers this might not always be the case.
Priserne afspejler nemlig et mere kompliceret forhold, som i højere grad tager udgangspunkt i, hvordan henholdsvis køber og sælger mener, deres situation vil være i fremtiden.
As a matter of fact, these prices reflect a more complex situation, rather based upon what both the buyer and the seller think their position will be in the future.
De er derfor baseret på forventninger til det fremtidige marked, som kan være meget urealistiske, for både udbud og efterspørgsel er udsat for mange udsving på det pågældende marked.
This means that they are based on expectations on the future market, which can be very far from the reality, since both demand and offer are subject to many fluctuations on this market.
Terminspriser er således i virkeligheden ikke udtryk for balancen mellem udbud og efterspørgsel i fremtiden, men snarere for, hvad nuværende aktører mener, den vil blive.
In other words, forward prices do not really represent the balance between demand and offer in the future, but rather what current actors think the balance will be.
Når man ser man bort fra udsving i brændselspriserne, er det én af grundene til, at terminspriser kan ændre sig meget med tiden, selv for en bestemt periode i fremtiden.
Aside from fuel price fluctuation, this is one of the reasons why forward prices can fluctuate a lot with time, even for a fixed period in the future.
For det tredje forholder det sig således, at selv hvis man antager, at rapporterede priser er helt relevante og afspejler udbud og efterspørgsel korrekt, er det ikke logisk både at konkludere, at priserne ikke giver mulighed for fuld dækning af nye aktørers omkostninger, og at der er overkapacitet eller endda strukturel overkapacitet på markedet.
Thirdly, even if one accepts that reported prices are totally pertinent and reflect faithfully the offer and demand, there is a logical gap between the conclusion that prices do not allow the full repayment of new entrants’ costs and the conclusion that there is overcapacity on the market, and even more so that there is structural overcapacity on the market.
Kommissionen mener derfor ikke, at priserne alene er en tilstrækkeligt pålidelig indikator for, hvorvidt et elektricitetsmarked som NETA har strukturel overkapacitet eller ej.
In view of the above, the Commission considers that the observation of prices alone is not a sufficiently reliable indicator to decide whether an electricity market such as NETA is in a situation of structural overcapacity.
Kommissionen konstaterer dog, at terminspriserne for vinterhalvåret er steget meget kraftigt, siden BE fik problemer.
The Commission notes however that since the time BE encountered difficulties, winter forward prices have very much increased.
Ifølge flere prisrapporteringsagenturer kommer vinterens priser for el fra grundbelastningselværker til at ligge på over 20 GBP/MWh i de næste par år og kan endda nå op på 27 GBP/MWh [60].
Various price reporting agencies have reported values above GBP 20/MWh for winter baseload prices in the next few years, even reaching figures as high as GBP 27/MWh [60].
Denne udvikling i opadgående retning lader til at fortsætte og være bæredygtig.
The upward trend seems to be continuing and sustainable.
De anslåede omkostninger for nye aktører ligger på 20-25 GBP/MWh [61].
New entrant costs estimates range between GBP 20/MWh and GBP 25/MWh [61].
Vurdering i forhold til kapacitetsmargin
Assessment in view of capacity margin
Kommissionen er overbevist om, at det er lettere at vurdere, om der er overkapacitet, hvis man analyserer de faktiske tal for installeret kapacitet og spidsbelastningsefterspørgsel.
The Commission trusts that the existence of overcapacity is easier to assess by analysing the actual physical figures of installed capacity and peak demand.
Den margin, der er mellem installeret kapacitet og spidsbelastningsefterspørgslen under gennemsnitskuldebølger [62], kaldes systemets kapacitetsmargin.
The margin by which installed capacity exceeds average cold spell peak demand [62] is known as the system’s capacity margin.
Hvis man skal vurdere, om der er strukturel overkapacitet på markedet, skal man således vurdere, om den nuværende og den forventede kapacitetsmargin er tilstrækkelig.
In this framework, to assess whether the market is in structural overcapacity means to assess whether the present and foreseen capacity margin is adequate.
Det er helt klart en meget vanskelig opgave at fastsætte en bestemt kvantitativ norm for en passende kapacitetsmargin.
It is obvious that setting a definitive quantitative norm for adequate capacity margin is a very difficult task.
Normen ville være afhængig af en række parametre, som er forskellige fra net til net.
The norm would have to depend on a number of parameters that vary from one network to the other.
Den ville også være meget afhængig af kravet om forsyningssikkerhed, som igen ville være forbundet med mindre objektive forhold, som f.eks. de psykologiske konsekvenser af en given periode uden elektricitet i en bestemt region.
It would also depend very much on the level of security of supply to be achieved, which would in turn be linked to less objective notions, like the psychological impact of a given period without electricity in a specific region.
Selv hvis alle fysiske og psykologiske parametre lå fast, ville den nødvendige kapacitetsmargin med sikkerhed også være meget afhængig af markedsstrukturen.
Furthermore, even if all physical and psychological parameters were under control, the necessary capacity margin would certainly also depend very much on market structure.
Nogle eksperter mener, at mere liberale markeder ikke har brug for så stor en kapacitetsmargin som stærkt regulerede centraliserede markeder, selvom de fleste er enige om, at det ikke er muligt at sætte tal på denne virkning på indeværende tidspunkt, fordi der ikke foreligger tilstrækkeligt historisk bevismateriale.
Some experts believe that more liberalised markets need less capacity margin than strongly regulated centralised markets, although most agree that quantifying this effect is not possible at present in view of the lack of historical evidence.
Endvidere viser kommentarer fra tredjeparter, at der er forskellig opfattelse af, hvor stor Storbritanniens kapacitetsmargin bør være.
Also, comments by third parties provide different views on the capacity margin that should be adequate for Great Britain.
I de fleste kommentarer henvises der til tal fra de »Seven Year Statements«, som udgives af National Grid Transco (NGTransco), der ejer netværket i England og Wales.
Most of the comments which address this issue quote figures from the England and Wales network operator’s (NGTransco) Seven Year Statements.
I disse rapporter anfører NGTransco, at en kapacitetsmargin på 20 % bør være det nominelle benchmark til planlægningsformål.
In these statements, NGTransco states that it considers that a 20 % capacity margin should be the nominal benchmark for planning purposes.
NGTransco antyder dog, at det muligvis er tilstrækkeligt med en mindre kapacitetsmargin ved realtidsforvaltning af systemet, og nævner i den forbindelse 10 %.
It hints though that smaller capacity margin could be possible for real time management of the system, and refers to a possible 10 % figure for such a use.
Drax og Greenpeace har foreslået 10 % som benchmark for en tilstrækkeligt stor kapacitetsmargin, når det skal vurderes, om der foreligger strukturel overkapacitet.
Drax and Greenpeace have suggested that this 10 % figure should be used as the proper reference for adequate capacity margin for the purpose of the assessment of the existence of structural overcapacity.
Andre organisationer foretrak at beholde de 20 %, herunder institutter, som Greenpeace havde bedt om at udarbejde rapporter om spørgsmålet [63].
Other organisations have preferred to keep the reference to the 20 % figure, including institutes commissioned by Greenpeace to provide reports on the subject [63].
NGTransco tilkendegiver i sine egne bemærkninger, hvilket af de to tal, der bør anvendes til at vurdere, om der foreligger strukturel overkapacitet. Det hedder nemlig, at »som systemoperatør for England og Wales mener vi ikke, at marginer på under 20 % kan være udtryk for overkapacitet på markedet i England og Wales«.
In its own observations, NGTransco made it clear which of the two figures it considered should be used for the purpose of assessing the existence of structural overcapacity, by stating ‘In our role as System Operator for England and Wales, we would consider that any plant margin below the 20 % level can not represent overcapacity within the England and Wales market’.
Kommissionen mener derfor, at 20 % er det korrekte benchmark til vurdering af kapaciteten på markedet i England og Wales.
In view of the above, the Commission considers that the 20 % level is a proper benchmark to assess the capacity situation in the England and Wales market.
Selvom det skotske marked snart knyttes til markedet i England og Wales, vil der fortsat være en meget skarp fysisk adskillelse mellem markederne.
Although the Scotland market will soon be joined to the England and Wales market, it is still very much physically segregated from it.
Samkøringslinjen mellem de to regioner har en kapacitet på 2200 MW. Det er for lidt til at sikre fuld fleksibilitet og til at udligne de enkelte regioners mangel på eller overskud af elkraft.
The 2200 MW interconnection between the two regions is too small to allow a completely flexible use to balance each region’s lack or excess of power.
Den anvendes faktisk næsten hele tiden til eksport af energi fra Skotland til England og Wales.
As a matter of fact, it is nearly always used for export of energy from Scotland to England and Wales.
Der er tale om en væsentlig begrænsning, og derfor mener Kommissionen, at det nævnte benchmark på 20 % bør forhøjes i forbindelse med de samlede tal for Storbritannien.
Because of this major constraint, the Commission considers that the 20 % benchmark should be increased while considering the global Great Britain figures.
Det engelske og walisiske marked tegner sig i geografisk henseende for langt størstedelen af det britiske marked.
The England and Wales market is by far the largest geographical segment of the Great Britain market.
Endvidere er de fleste økonomiske data baseret på den del af markedet, for de skotske priser fastsættes i overensstemmelse med de engelske og walisiske data.
It is also the segment on which most of the economical data are set, since prices in Scotland are set in line with the England and Wales data.
De allerfleste kommentarer fra tredjeparter vedrører også den engelske og walisiske del.
The vast majority of third parties’ comments also concentrate on the England and Wales segment.
Kommissionen startede derfor sin markedsanalyse med den del.
The Commission has therefore begun its analysis of the market with this segment.
Historiske erfaringer viser, at samkøringslinjen mellem de to dele næsten udelukkende har været anvendt til eksport fra Skotland til England og Wales.
Historical experience has proven that the interconnector between the two segments was nearly only used for export from Scotland to England and Wales.
NGTransco betragter samkøringslinjens kapacitet som en kilde til elkraft for England og Wales.
NGTransco considers this interconnectors’ capacity as a source of power for England and Wales.
Omvendt anser Scottish Power, som er den skotske operatør, der er ansvarlig for den del af Skotland, som grænser op til England, samkøringslinjen for at være forbeholdt til eksport.
Conversely, Scottish Power, which is the Scottish operator responsible for the part of Scotland that shares a border with England, considers the interconnection’s capacity to be dedicated to export.
Under hensyn til tidligere erfaringer og de lokale operatørers forventninger vil Kommissionen derfor i resten af denne beslutning henregne den kapacitet, der forehaves i kraft af samkøringslinjen mellem England og Wales/Skotland, til England og Wales.
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.
Der er kun en enkelt netoperatør i hele England og Wales, nemlig NGTransco.
There is only one network operator for the whole of England and Wales: NGTransco.
Kommissionen har baseret sin analyse af kapaciteten inden for den del på NGTranscos prognose, som offentliggøres regelmæssigt i virksomhedens »Seven Year Statement«.
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.
Siden proceduren blev indledt, har NGTransco ændret sin prognose for det engelske og walisiske markeds kapacitetsmargin.
Since the opening of proceedings, NGTransco has revised its forecast for capacity margin in the England and Wales market.
Kommissionen fik tilsendt en ny prognose sammen med NGTranscos oplysninger.
A new forecast was sent to the Commission with NGTransco’s submission.
NGTransco offentliggjorde en endnu nyere udgave af samme prognose i sin »Seven Year Statement« for 2004 [64].
An even newer version of the same forecast has been published by NGTransco in its 2004 Seven Year Statement [64].
Kommissionen anvendte sidstnævnte nyere udgave til sin analyse.
The Commission used this later newer version for the purpose of its analysis.
Den tager faktisk udgangspunkt i de samme grundlæggende forventninger, navnlig for så vidt angår input-data, som den prognose, NGTransco anså for relevant i det materiale, den indsendte til Kommissionen.
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.
Den indeholder blot nyere data om markedsudviklingen.
It only incorporates more up to date input on market development.
Prognosen opererer med tre scenarier.
This forecast envisages three scenarios.
I det mest optimistiske scenarium (»SYS«) forudsættes produktionskapaciteten at svare til undertegnede transmissionsaftaler.
The most optimistic scenario (SYS background) assumes that generation availability will correspond to signed transmission contracts.
I det mest pessimistiske scenarium (»eksisterende eller under opførelse«) forudsættes det, at der ikke vil være andre værker til rådighed end de eksisterende og dem, der netop er under opførelse.
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.
I det mellemliggende scenarium (»tilsagn«) forudsættes de forhåndenværende værker at tælle eksisterende værker, værker, som allerede er under opførelse, og værker, som der allerede er givet tilsagn til som foreskrevet i »Electricity Act« og »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.
Nedenstående skema sammenfatter prognosen med de tre scenarier.
The following chart summarises the forecast in the three scenarios.
NGTransco’s scenarier for England og Wales’ kapacitetsmargin (2004)
2004 NGTransco capacity margin scenarios for England and Wales
NB: Kapacitetsmargin over spidsbelastningsefterspørgsel under gennemsnitskuldebølger.
Note: Capacity margin is over ACS peak demand.
Samkøringslinjerne med Frankrig og Skotland antages at blive brugt udelukkende til import.
Interconnectors with France and Scotland are assumed to be fully used for import.
Scenarier
Scenario
SYS
SYS background
Tilsagn
Consents background
Eksisterende og under opførelse
Existing and under construction background
De tre scenarier adskiller sig hovedsageligt fra hinanden i de sidste år. Det er ikke nogen overraskelse, for de bygger på antagelser, som først og fremmest udviser forskelle på sigt.
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.