natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Men de pågældende år er ikke så relevante, når det drejer sig om at vurdere, om der er overkapacitet på markedet på indeværende tidspunkt.
However, these years are not as relevant to assess the existence of structural overcapacity at present on the market.
I de næste tre år regner man i de tre scenarier med en kapacitetsmargin på mellem 18,7 % og 23,1 %, med et gennemsnit på ca. 21,5 %.
In the next three years, the three scenarios foresee a capacity margin between 18,7 and 23,1 %, with an average of around 21,5 %.
Tallet ligger lidt over det nævnte benchmark på 20 %.
This value is slightly above the 20 % benchmark.
Forskellen mellem 21,5 % og 20 %, svarende til spidsbelastningsefterspørgslen under gennemsnitskuldebølger, er på 1,5 % af 57000 MW [65], dvs. 855 MW.
However, the difference between 21,5 and 20 % of the ACS peak demand is 1,5 % of 57000 MW [65], that is, 855 MW.
Alle BE’s kernekraftværker har en kapacitet på over 855 MW.
This value is smaller than any of British Energy’s nuclear plants’ capacity.
Da tallet oven i købet er et statistisk gennemsnit, mener Kommissionen ikke, det er tilstrækkeligt statistisk signifikant til at svare til strukturel overkapacitet.
As it is furthermore the result of a statistical average, the Commission considers that it cannot be deemed to be statistically significant enough to represent a structural overcapacity.
I de følgende år bliver forskellen mellem de tre scenarier større, hvilket gør det endnu vanskeligere at drage meningsfyldte konklusioner på grundlag heraf.
In the following years, the difference between the three scenarios grows, which makes it even more difficult to draw meaningful conclusions from them.
Kommissionen konstaterer dog, at gennemsnittet for de tre scenarier i disse år svinger mellem 17,0 % og 22,7 %, med to år på ca. 20,2 %. Der synes således at være en generel tendens til at have en kapacitetsmargin på ca. 20 %, med forbehold af en vis fejlmargin.
However, the Commission notes that during these years the average of the three scenarios fluctuates between 17,0 and 22,7 %, with two years at around 20,2 % This seems to indicate that there is an overall tendency for the capacity margin to stay very much around 20 %, including some margin of error.
Kommissionen konkluderer derfor, at det ikke er strukturel overkapacitet på elmarkedet i England og Wales.
The Commission concludes from the above that there is no structural overcapacity on the England and Wales electricity market.
Storbritannien samlet
Global Great Britain
I Skotland er der i modsætning til England og Wales to netoperatører: Scottish and Southern Electricity og Scottish Power.
In contrast with England and Wales, there are two network operators in Scotland: Scottish and Southern Electricity and Scottish Power.
De to operatører offentliggør prognoser for deres eget regionale område.
These two operators publish forecasts for their own regional area.
Disse prognoser er dog mindre detaljerede end NGTransco’s med hensyn til eventuelle scenarier for fremtiden.
These forecasts are however less detailed than NGTransco’s as to possible scenarios for the future.
Kommissionen har af den grund koncentreret sin analyse af Skotland om den nuværende situation og har derfor mindre behov for forskellige scenarier.
For these reasons, the Commission has concentrated its analysis for Scotland on the present situation, for which there is less need to envisage various scenarios.
Da ingen af de to skotske operatører har fremsat kommentarer til Kommissionen i forbindelse med proceduren, baseres analysen på offentligt tilgængelige dokumenter.
Since neither of the two Scottish operators has submitted comments to the Commission in the context of these proceedings, the analysis is based on documents available to the public.
For Scottish and Southern Electricity brugte Kommissionen tallene i operatørens »Seven Year Statement« fra 2003 [66].
For Scottish and Southern Electricity, the Commission used the figures provided in its 2003 Seven-year Statement [66].
For Scottish Power brugte Kommissionen tallene i operatørens »Transmission Seven Year Statement« fra april 2003 [67].
For Scottish Power, the Commission used the figures provided in its April 2003 Transmission Seven-year Statement [67].
Nedenstående skema indeholder en oversigt over forventet spidsbelastningsefterspørgsel og installeret kapacitet i de forskellige geografiske områder i 2004/2005.
The following chart summarises forecast peak demand and installed capacity in the various geographical regions for 2004/2005.
Prognoser for Storbritanniens kapacitet og efterspørgsel i 2004/2005.
Great Britain Capacity and demand forecasts for 2004/2005.
Alle tal er i MW
All figures are in MW
Kapacitet forbundet med Scottish Power’s netværk
Capacity connected to Scottish Power’s network
Kapacitet forbundet med Scottish and Southern Electricity’s netværk
Capacity connected to Scottish and Southern Electricity’s network
Kapacitet forbundet med NGTransco’s netværk, eksklusive samkøringslinjer
Capacity connected to NGTransco’s network, excluding interconnectors
Irland/Skotland samkøringskapacitet
Ireland/Scotland interconnector capacity
Frankrig/England samkøringskapacitet
France/England interconnector capacity
Forhåndenværende kapacitet i Storbritannien
Available capacity in Great Britain
Maksimal efterspørgsel i Scottish Power’s område
Maximum demand in Scottish Power’s zone
Maksimal efterspørgsel i Scottish and Southern Electricity’s område
Maximum demand in Scottish and Southern Electricity’s zone
Spidsbelastningsefterspørgsel under gennemsnitskuldebølger i NGTransco’s område
ACS peak demand in NGTransco’s zone
Samlet spidsbelastningsefterspørgsel [68]
Aggregate peak demand [68]
Storbritanniens kapacitetsmargin ligger derfor på ca. 23,6 % [69].
Capacity margin for Great Britain is therefore about 23,6 % [69].
Tallet er højere end det benchmark på 20 %, der blev nævnt i betragtning 400, men, som anført, skal et benchmark på 20 % for et fleksibelt netværk som det i England og Wales øges for at tage højde for begrænsninger i netværk med flaskehalse.
This figure is higher than the 20 % benchmark referred to in recital (400), but as was noted, the 20 % benchmark that applies to a flexible network such as the one in England and Wales has to be increased to accommodate constraints in networks with bottlenecks.
Tallene forudsætter endvidere, at samkøringslinjerne med Nordirland og Frankrig kan udnyttes fuldt ud til import, hvilket ikke altid er givet.
Furthermore, these figures are computed on the hypothesis that both interconnectors with Northern Ireland and France are available at full capacity for imports, which is not always granted.
Hvis samkøringslinjerne anvendes til eksport på tidspunktet for spidsbelastningsefterspørgsel under en gennemsnitskuldebølge, trækkes deres kapacitet fra den forhåndenværende kapacitet og lægges til efterspørgslen, hvorved kapacitetsmarginen falder til 15,5 %.
Should these interconnectors be used for export at the time of ACS peak demand, their capacity should be netted of the available capacity, and at the same time added to the power demand, which would decrease the capacity margin to 15,5 %.
Kommissionen mener derfor ikke, at der er statistisk signifikant strukturel overkapacitet på det britiske marked.
In view of the above, the Commission considers that there is no statistically significant structural overcapacity on the Great Britain market.
Kommissionen mener derfor ikke, at der er strukturel overkapacitet på det relevante marked.
In view of the above, the Commission judges that there is no structural overcapacity on the relevant market.
Kompensationsforanstaltninger i form af uigenkaldelig reduktion af produktionskapaciteten er derfor ikke obligatoriske.
Compensatory measures in the form of irreversible reduction of production capacity are therefore not mandatory.
Støttens konsekvenser for konkurrencen på det relevante marked
Impact of the aid on competition on the relevant market
Da der ikke er strukturel overkapacitet på det relevante marked, er Kommissionen nødt til at vurdere behovet for kompensationsforanstaltninger og deres form efter sagens beskaffenhed.
Since there is no structural overcapacity on the relevant market, the Commission must assess the necessity of compensatory measures and the form they should take on the case’s merit.
Eventuelle kompensationsforanstaltninger skal tage hensyn til støttens mulige konkurrencefordrejende virkninger.
Possible compensatory measures must take account of the potentially distortive effects of the aid on competition.
De britiske myndigheder hævder, at støttepakken ikke indvirker på konkurrencen.
‘The UK authorities argue that the aid package has no impact on competition.
Ifølge dem afhænger kernekraftværkernes økonomiske evne til at producere elektricitet inden for NETA af deres kortsigtede marginalomkostninger.
According to them, within NETA, power plants’ economical ability to generate is determined by their short run marginal costs (SRMC).
Markedet fungerer til enhver tid, som om kraftværkerne anvendes i rækkefølge efter, hvem der har de laveste kortsigtede marginalomkostninger, indtil deres kumulerede kapacitet dækker efterspørgslen.
At a given time, the market operates as if power plants were called by their SRMC ranking, from the lowest to the largest, until their cumulated capacity reaches demand.
På det tidspunkt fastsættes elektricitetsprisen på grundlag af de kortsigtede marginalomkostninger i det sidste kraftværk, der tages i anvendelse, det såkaldte marginalkraftværk.
Electricity price at that time is set by the SRMC of the last power plant called, which is known as the marginal power plant.
Ifølge de britiske myndigheder tager støtten udelukkende sigte på kernekraftværkerne.
According to the UK authorities, the aid is aimed solely at the nuclear plants.
Den ændrer ikke deres kortsigtede marginalomkostninger i et sådant omfang, at de får en anden indplacering i rækkefølgen.
It would not change their SRMC to such an extent as to modify their rank in the SRMC order.
Endvidere vil de kortsigtede marginalomkostninger i BE's kernekraftværker til enhver tid være lavere end de tilsvarende omkostninger i marginalværket.
Furthermore, BE’s nuclear plants’ SRMC would be such that they are at all times below the marginal plant’s SRMC.
Støtten vil aldrig få konsekvenser hverken for BE’s konkurrenters evne til at producere elektricitet eller den pris, de kan sælge den producerede elektricitet til.
The aid would never have an impact on BE’s competitors’ ability to generate, nor the price at which they can sell the electricity generated.
Støtten vil derfor ikke få konsekvenser for BE’s konkurrenter.
There would therefore be no impact on BE’s competitors.
Ifølge Kommissionen holder de argumenter, de britiske myndigheder fremsætter, kun på det ideelle marked, som er baseret på en enkelt fuldstændigt gennemsigtig auktionsproces.
The Commission considers that the UK authorities’ reasoning might hold in a perfect market based on a single totally transparent auctioning process.
Men som det fremgår af betragtning 389 og 390 er NETA ikke et sådant marked.
However, as was explained in recitals (389) and (390), NETA is not such a market.
Kommissionen mener, at støtten kan få konsekvenser for BE’s konkurrenter på mange måder.
The Commission considers that the aid may have an impact on BE’s competitors in many ways.
To af dem kan få større konsekvenser for konkurrencen.
Two of them might have a major impact on competition.
For det første ejer BE ikke kun kernekraftværker.
Firstly, BE does not only own nuclear power plants.
BE ejer også kulkraftværket i Eggborough, som i sig selv har en kapacitet, der er ligeså stor som nogle af BE’s konkurrenters samlede kapacitet.
It also owns the Eggborough coal fired plant, which is by itself as big as some of BE’s competitors’ total capacity.
BE kunne anvende støtten til kernekraftværkerne til kraftværket i Eggborough.
BE could use the aid it receives for its nuclear plants for the benefit of the Eggborough power plant.
BE kunne f.eks. anvende pengene til at udstyre Eggborough med røggasafsvovlingsanordninger, således at kraftværket kan overholde nye miljøregler og dermed få forlænget levetiden betydeligt.
For instance, it could use this money in order to fit Eggborough with flue gas desulphurisation devices that would allow it to comply with new environment regulations, which would in turn extend significantly the plant’s lifetime.
BE kunne også anvende midler fra støtten til at erhverve flere ikke-nukleare produktionsaktiver.
Alternatively, BE could also use the funds made available by the aid in order to purchase more non-nuclear generation assets.
BE har ganske rigtigt behov for fleksible elproduktionskilder til at kompensere for kernekraftværkernes manglende fleksibilitet.
Admittedly, BE needs some flexible source of electricity generation to compensate for its nuclear stations’ inflexibility.
Hvis støtten sætter BE i stand til at udvide sin ikke-nukleare portefølje, får BE større intern adgang til fleksibel produktion. BE kan derfor give kunderne bedre tilbud og får samtidig mindre behov for at købe fleksibel produktion fra konkurrenterne.
Whenever the aid allows BE to extend its non nuclear portfolio, it allows it to have more internal access to flexible generation, and therefore increases its possibility to offer better deals to its customers, while at the same time decreasing its need to purchase flexible generation from its competitors.
For det andet er NETA ikke et fælles marked.
Secondly, NETA is not a single market.
NETA omfatter navnlig en afdeling for engrosmarkeder, hvor kraftværker sælger elektricitet til leverandører, og en afdeling for direkte salg til erhvervslivet, hvor kraftværker sælger elektricitet direkte til større slutbrugere.
NETA comprises in particular a wholesale market segment, in which generators sell electricity to suppliers and a direct sales to business (DSB) segment, in which generators sell electricity directly to large end users.
Kraftværker kan normalt få en højere pris ved direkte salg til erhvervslivet end ved salg på engrosmarkedet [70].
Generators generally sell electricity on the DSB market with a premium over the wholesale market [70].
Det er derfor mere fordelagtigt for et kraftværk at sælge elektricitet direkte til erhvervslivet.
It is thus preferable for a generator to sell electricity on the DSB market segment.
Når man analyserer støttens konsekvenser, bør man derfor ikke blot se på den samlede elektricitetsmængde, som de enkelte kraftværker sælger, men også på hvordan salget er fordelt på salg på engrosmarkedet og direkte salg til erhvervslivet.
While analysing the impact of the aid, one should therefore consider not only the global amount of electricity sold by each generator, but also the spread of its sales on the wholesale and DSB market segments.
En del af BE’s omstruktureringsplan går ud på at øge virksomhedens andel af det direkte salg til erhvervslivet.
One element of the BE restructuring plan aims to increase the company’s share in the DSB segment.
Derfor skal virksomheden forsøge at tilbyde kunderne på markedet for direkte salg en pris, der kan konkurrere med engrospriserne for elektricitet.
In order to do so, the company will have to try to offer DSB customers a competitively low premium over wholesale electricity prices.
BE kan finansiere dette konkurrencedygtige tilbud helt eller delvist ved hjælp af faldet i kernekraftværkernes kortsigtede marginalomkostninger.
BE will be able to finance part or whole of this competitive offer via the decrease in its nuclear plants’ SRMC.
Selv om BE-værkernes rækkefølge efter kortfristede marginalomkostninger måske forbliver uændret og derfor ikke har konsekvenser for konkurrenternes omkostninger, gør niveauændringen det muligt for BE at flytte en del af salget fra engrosmarkedet over til markedet for direkte salg.
Therefore, even though BE’s plants’ SRMC ranking might remain the same and hence not have any impact on its competitors’ load, the variation of their level will allow BE to shift part of its sales from the wholesale market to the DSB market.
Dermed flyttes en del af konkurrenternes produktion fra markedet for direkte salg over til engrosmarkedet.
This in turn will shift part of the competitors’ output from the DSB to the wholesale market.
På den måde kan støtten øge BE’s fortjeneste og mindske konkurrenternes.
In this way, the aid might increase BE’s profits and decrease those of its competitors.
Kommissionen mener derfor, at støtten har en væsentlig indvirkning på BE’s konkurrenter, og at det er nødvendigt med kompensationsforanstaltninger for at afbøde konsekvenserne.
In view of the above, the Commission considers that the aid has a significant impact on BE’s competitors, and that compensatory measures are necessary to mitigate this impact.
Kompensationsforanstaltninger, som skal gennemføres
Compensatory measures to be implemented
Der skal være balance mellem kompensationsforanstaltninger, som skal afbøde støttens konsekvenser for konkurrenterne, og behovet for at sikre støttemodtagervirksomhedens genetablering af rentabiliteten.
Compensatory measures must strike a balance between the need to mitigate the impact of the aid on competitors and the need to preserve the beneficiary company’s prospects of viability.
Derfor mener Kommissionen, at kompensationsforanstaltninger bør rettes direkte mod de mekanismer, som gør, at støtten kan skade BE’s konkurrenter.
For this purpose, the Commission considers that compensatory measures should target precisely the mechanisms by which the aid could be detrimental to BE’s competitors.
I dette tilfælde bør kompensationsforanstaltninger derfor sikre, at BE ikke på utilbørlig vis bruger regeringens støtte til at udvide sin portefølje med fleksibel produktion eller øge sin andel af markedet for direkte salg.
This means that compensatory measures in this case should aim at ensuring that BE will not use the aid granted by the Government for the purpose of unduly increasing its flexible generation portfolio or gaining DSB market shares.
Denne målsætning har fået Kommissionen til at anmode om tre kompensationsforanstaltninger.
This goal has lead the Commission to ask for three compensatory measures.
De britiske myndigheder fremsatte forslag til sådanne kompensationsforanstaltninger grundlag af de foranstaltninger, som BE’s konkurrenter havde foreslået i det materiale, de indgav.
These compensatory measures were proposed by the UK authorities on the basis of the measures suggested by BE’s competitors in their submission.
Kompensationsforanstaltning nr. 1
Compensatory measure No 1.
Som forklaret i betragtning 437 kunne støtten f.eks. få større konsekvenser for BE's konkurrenter, hvis den ikke som påtænkt blev anvendt til at dække omkostninger i BE's kernekraftværker, men i stedet til at øge BE’s ikke-nukleare produktionskapacitet.
As was explained in recital (437), one way the aid could potentially have a greater impact on BE’s competitors would be if, instead of paying for charges incurred by BE’s nuclear fleet as intended, it was used for the purpose of improving BE’s non nuclear generation capacity.
På den måde ville BE lettere kunne konkurrere med konkurrenters kraftværker [71] og få større adgang til fleksibel produktion end på indeværende tidspunkt, hvilket så igen ville mindske BE’s behov for at købe fleksibilitet udefra.
This would allow BE to compete with its competitors’ plants more easily [71], and would give it more access to flexible generation than it presently has, which would in turn decrease BE’s need to purchase this flexibility from outside.
For at undgå at det sker, bør BE’s virksomheder opdeles i forskellige juridiske enheder med særskilte regnskaber.
In order to avoid this possibility, BE’s different businesses should be separated into different legal entities with separate accounts.
Derfor bør BE’s struktur ændres således, at nuklear produktion, ikke-nuklear produktion, salg til engrosmarkedet og direkte salg henlægges til særskilte datterselskaber.
For this purpose, BE’s structure should be modified in such a way that nuclear generation, non-nuclear generation, sales to the wholesale market and DSB sales are established in separate subsidiaries.
Der bør kun ydes støtte til nuklear produktion.
The aid should be attributed solely to the nuclear generation business.
Der bør nedlægges forbud mod overførsel af støtte mellem de forskellige datterselskaber.
Cross subsidisation between the various subsidiaries should be forbidden.
Forbuddet bør så vidt muligt implementeres gennem selskabernes licensordning og således overvåges af Storbritanniens regulerende myndighed på elområdet, OFGEM.
This prohibition should be implemented as much as possible through the companies’ licensing regime and as such monitored by the Great Britain electricity system regulator: OFGEM.
Kommissionen er dog klar over, at OFGEM ikke frit kan ændre operatørernes licenser, for myndigheden har pligt til at høre tredjeparter om sådanne ændringer og tage hensyn til modtagne bemærkninger.
However, the Commission recognises that operators’ licences cannot be modified freely by OFGEM, which has a duty to consult third parties on such modifications and take account of comments received.
Hvis OFGEM ikke har mulighed for at ændre en af BE’s licenser, således at der nedlægges forbud mod overførsel af støtte, bør den britiske regering give Kommissionen et tidsubegrænset løfte med samme virkning.
Should it not be possible for OFGEM to modify one of BE’s licences in such a way as to forbid cross subsidisation, the UK Government should provide the Commission with a not limited in time undertaking with the same effect.
For yderligere at sikre, at handel mellem datterselskaberne ikke indebærer overførsel af støtte, bør de britiske myndigheder i et sådant tilfælde aflevere en årsrapport til Kommissionen med belæg for, at der ikke har været tale om overførsel af støtte.
In such a case, in order to further ensure that trade between the subsidiaries does not involve elements of cross-subsidy, the UK authorities should provide the Commission with an annual report displaying evidence that no such cross subsidy has occurred.
Rapporten bør tage udgangspunkt i en analyse fra uafhængige regnskabseksperter.
The report should be based on an analysis by independent accounting experts.
De britiske myndigheder har forpligtet sig til at gennemføre denne kompensationsforanstaltning.
The UK authorities have undertaken to implement this compensatory measure.
Kompensationsforanstaltning nr. 2
Compensatory measure No 2.
Kompensationsforanstaltning nr. 1 burde i princippet være tilstrækkelig til at sikre, at BE ikke anvender støtte til kernekraftreaktorer til at forbedre eller udvide eksisterende ikke-nukleare aktiver.
Compensatory measure No 1 should in principle be sufficient to ensure that BE does not use the aid it receives for its nuclear reactors to improve or enlarge its existing non-nuclear fleet.
Men i betragtning af at elsektoren er meget kompliceret, og navnlig at NETA tillader en lang række forskellige forbindelser mellem de enkelte aktører, mener Kommissionen, at det er nødvendigt at gennemføre andre, mere specifikke foranstaltninger for yderligere at sikre, at BE ikke anvender støtten til kernekraftreaktorer inden for andre områder.
However, in view of the complexity of the electricity sector and in particular of the very large range of possible relationships between the different actors that NETA allows, the Commission considers that it is necessary to enforce other, more specific, measures, to further ensure that BE does not use the aid it receives for its nuclear reactors in other fields of its business.
Selvom kapaciteten på markedet ikke gør det økonomisk forsvarligt at tvinge BE til at foretage kapacitetsnedskæringer, skønner Kommissionen dog, at der bør stilles krav til BE om ikke at øge sine aktiviteter.
Furthermore, although the capacity situation in the market does not make it economically sound to impose capacity reductions upon BE, the Commission judges that BE should nevertheless be required not to increase the scope of its activities.