natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Ordningen har været gældende, siden loven om regler for fastsættelse af priser og opkøb af elektricitet fra godkendte elproducenter [9] trådte i kraft den 4. april 2002.
The scheme has been in force since the Decree on the rules for determining prices and purchasing of electricity from qualified electricity producers [9] entered into force on 4 April 2002.
De nuværende aftaler om opkøb af elektricitet, der er indgået mellem de godkendte kraftværker og net- eller systemoperatørerne, gælder i en periode på ti år.
The electricity purchase agreements currently in force between qualified power plants and network or system operators have been concluded for a period of 10 years.
Slovenien anførte, at vedvarende energikilder ifølge artikel 4 i energiloven af 1999 defineres som i direktiv 2001/77/EF.
Slovenia explained that, according to Article 4 of the 1999 Energy Act, renewable sources of energy are defined as provided for in Directive 2001/77/EC.
Hovedmålet med ordningen er at sikre hensigtsmæssige økonomiske vilkår for at udvikle og gennemføre nye projekter for godkendte kraftværker.
The main aim of the scheme is to ensure appropriate economic conditions for the development and implementation of new qualified power plant projects.
En omkostningsanalyse for de enkelte godkendte kraftværker (med hensyn til primærenergikilde og størrelse) har dannet grundlag for beregningen af opkøbspriser for de forskellige typer godkendte kraftværker, som i det mindste sikrer det minimumsafkast, der er nødvendigt for at foretage nye investeringer.
A cost analysis of individual qualified power plants (with regard to primary energy source and size) has been used to work out purchase prices for individual types of qualified power plants that would guarantee at least the minimum return required for making new investments.
Støttens eller præmiens størrelse bestemmes af forskellen mellem den faste årlige opkøbspris og den gennemsnitlige markedspris for elektricitet.
The amount of aid or premium is determined as the difference between the uniform annual purchase price and the average market price of electricity.
Hvis markedsprisen stiger, nedsættes præmierne tilsvarende.
If the market price increases, the premiums are reduced accordingly.
I nedenstående tabel sammenholdes de godkendte producenters produktionsomkostninger (efter anlægsteknologi og størrelse) med de præmier, der tilbydes under ordningen.
The table below compares production costs of the qualified producers per power plant technology and size categories with the premium offered by the scheme.
Tabellen er baseret på en hypotetisk gennemsnitlig markedspris på 8 SIT/kWh.
The table assumes an average market price of 8 SIT/kWh.
Denne værdi er kun en referenceværdi. Hvis markedsprisen stiger falder præmierne tilsvarende.
This value is for reference only since, if market prices increase, premiums are decreased accordingly.
I alle tilfælde er produktionsomkostningerne højere end både den gennemsnitlige markedspris og den garanterede faste købspris under den godkendte producentordning.
In all cases, production costs are higher than both the average market price and the guaranteed uniform purchase price under the qualified producers’ scheme.
De godkendte kraftværkers produktionsomkostninger sammenholdt med opkøbsprisen under ordningen
Comparison of production costs of qualified power plants with the purchase price under the scheme
På basis af en markedspris på SIT 8/kWh.
Assuming a market price of SIT 8/kWh.
Type af godkendt kraftværk efter primærenergikilde
Type of qualified power plant (QPP) by primary energy source
Kapacitet
Power
Produktions-omkostninger
Production costs
Præmie
Premium
Vandkraftværker
Hydroelectric plants
maks. 1 MW
up to 1 MW
fra 1 MW til 10 MW
from 1 MW to 10 MW
Biomasse-kraftværker
Biomass plants
Vindkraftværker
Wind plants
Geotermiske kraftværker
Geothermal plants
Solkraftværker
Solar plants
maks. 36 kW
up to 36 kW
Andre kraftværker (biogas)
Other QPPs (biogas)
Godkendte kraftværker eller varmeværker, der anvender husholdningsaffald
QPPs or thermal plants using municipal waste
Varmekraftværker til fjernvarme
CHP thermal plants for district heating
Varmekraftværker i industrien
CHP industrial thermal plants
Det fremgår af en omkostningsanalyse og en økonomisk beregning for de forskellige kategorier af godkendte kraftværksenheder (se tabellen nedenfor), at nettonutidsværdien af de købspriser, der anvendes i ordningen, ikke overstiger nettonutidsværdien af investeringsomkostningerne for nogen af de godkendte kraftværker.
On the basis of a cost analysis and an economic calculation for categories of qualified power plant units, as shown in the table below, it emerges that the net present value (NPV) of the purchase prices applied under the scheme does not exceed the NPV of all investment costs at any of the qualified power plants.
Nettonutidsværdi (NNV) af opkøbspriser sammenholdt med investeringsomkostningerne for de enkelte godkendte kraftværker
Comparison of NPV of purchase prices with investment costs of individual qualified power plants
På basis af en rentesats på 8 %, en periode på 15 år og et fald i købsprisen eller præmien på 5 % efter 5 år og 10 % efter 10 år i overensstemmelse med loven om opkøb.
Applying a discount rate of 8 %, a period of 15 years and a decrease in the purchase price or premium of 5 % after five years and 10 % after ten years, in accordance with the Decree on purchasing.
Forventet årligt salg
Projected annual sales
Specifikke investeringsomkostninger
Specific investment costs
Årlig præmie
Annual premium
Præmie – investeringsomkostninger (NNV)
Premium — investment costs (NPV)
Præmierne for de enkelte godkendte kraftværker omfatter også det afkast, der er foreskrevet i den slovenske lovgivning — mindst 8 % af investeringer gennemført af offentlige midler.
The premiums for individual qualified power plants also include the return on capital prescribed by Slovenian legislation — this amounts to a minimum discount rate of 8 % on investments from public funds.
På grund af manglende justering af opkøbspriser og præmier ligger det aktuelle afkast for alle godkendte kraftværker, der benytter vedvarende energikilder, under 8 %, hvilket fremgår af nedenstående tabel.
Non-adjustment of purchase prices and premiums has meant that the current return for all qualified power plants using renewable energy sources is lower than 8 %, as shown in the table below.
For solkraftværker giver præmien ikke mulighed for afkast (negativt afkast), især i tilfælde af små og mellemstore værker.
For solar plants the premium allows no return on capital (negative return), particularly in the case of small and medium-sized plants.
De godkendte kraftværkers afkast
Return on capital for individual qualified power plants
NB: Afkast beregnet for investeringer i godkendte kraftværker (se tabel 2) til aktuelle præmier.
N.B.: Return on capital calculated on investments in QPPs (see Table 2) at the current value of premiums.
Afkast inkluderet i præmien
Return on capital included in premium
Kombineret kraftvarmeproduktion
Combined heat and power generation
Slovenien anfører, at de nye kraftvarmeproduktionsenheder hovedsageligt er udstyret med gasturbiner, som under driften når en elektrisk effektivitet på mellem 37 og 40 % og en samlet effektivitet på over 80 %.
Slovenia explains that new CHP units are equipped mainly with gas turbines, which, during operation, attain an electrical efficiency of between 37 % and 40 % and an overall efficiency of over 80 %.
Nye mindre turbiner når en elektrisk effektivitet på over 30 % og igen en samlet effektivitet på over 80 %.
New smaller turbines attain an electrical efficiency of over 30 % and again an overall efficiency of over 80 %.
Eftersom den gennemsnitlige elektriske effektivitet i konventionelle varmekraftværker i Slovenien er på ca. 31 %, viser det de store besparelser i primærenergi (mellem 15 og 25 %), der opnås ved at producere elektricitet i kombinerede produktionsanlæg og den bedre varmeudnyttelse.
Given that the average electrical efficiency of conventional thermal power plants in Slovenia is around 31 %, this shows the large primary energy savings (between 15 % and 25 %) made by generating electricity in co-generation units and making beneficial use of heat.
Driftseffektiviteten i de godkendte kraftvarmeværker er fastsat på en sådan måde, at de er i overensstemmelse med effektivitetskriterierne i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/8/EF af 11. februar 2004 om fremme af kraftvarmeproduktion på grundlag af en efterspørgsel efter nyttevarme på det indre energimarked og om ændring af direktiv 92/42/EØF [10]
The operating efficiency of qualified CHP plants are fixed such as to comply with the efficiency criteria of Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EEC [10].
Slovenien har dokumenteret, at omkostningerne ved elproduktion i godkendte kombinerede kraftvarmeværker i alle tilfælde er højere end den opkøbspris, der tilbydes under ordningen, at præmiernes nutidsværdi er lavere end investeringsomkostningerne, og at afkastet er under 4,20 % (se de sidste tre linjer i alle ovennævnte tabeller).
Slovenia demonstrated that electricity production costs in qualified CHP plants is in all cases higher than the scheme purchase price, that the NPV of premiums is below investment costs and that the return on investment is below 4,20 % (see last three lines of all tables above).
I beregningerne er der taget hensyn til gevinster fra varmeudnyttelsen.
The calculations take into account gains from the use of heat.
Forsyningssikkerhed
Security of supply
Slovenien har indført en tjeneste af almindelig økonomisk interesse på området elforsyningssikkerhed.
Slovenia has put in place a service of general economic interest in the field of security of electricity supply.
I overensstemmelse med artikel 11, stk. 4 i direktiv 2003/54/EF er denne tjeneste af almindelig økonomisk interesse baseret på elproduktion ved anvendelse af indenlandske energikilder i form af fossilt brændsel.
In accordance with Article 11(4) of Directive 2003/54/EC, this service of general economic interest is based on the generation of electricity using domestic sources of fossil fuel.
Med henblik herpå anvendes der 600000 t slovensk brunkul om året til elproduktion.
For this purpose, 600000 tonnes a year of Slovenian brown coal is used for electricity generation.
Brunkul er den eneste fossile brændselskilde i Slovenien.
Brown coal is the only source of fossil fuel available in Slovenia.
Da brunkullen anvendes mest effektivt på et af Trbovljes anlæg (TET2, som ligger nær en brunkulsmine), er det dette anlæg, der har fået pålagt denne forpligtelse.
Since brown coal is used to the best effect at one of the units of Trbovlje (TET2, which is located near a brown coal mine), it falls to Trbovlje to meet this commitment.
Det blev besluttet, at denne elmængde kan købes gennem den garanterede ordning.
It was decided that this amount of electricity may be purchased through the guaranteed purchase system.
Den pågældende mængde elektricitet opkøbes til en pris, der hvert år fastsættes af myndighederne på basis af produktionsomkostningerne i Trbovlje.
The corresponding electricity is purchased at a price verified each year by the authorities, and corresponding to electricity production costs in Trbovlje.
Opkøbsprisen omfatter ikke noget afkastelement.
No profit element is included in the purchase price.
Slovenien har fremlagt nedenstående tabel, der viser et skøn over støtten til virksomheden i de seneste år.
Slovenia provided the following table estimating the amount of support for the company in past years:
Skøn over støtte
Estimated amount of support
Mængde (GWh)
Quantity (GWh)
Købspris (SIT/kWh)
Purchase price (SIT/kWh )
Købsomkostninger (i 1 000 SIT)
Cost of purchase (SIT thousand)
Salgspris (SIT/kWh)
Sales price (SIT/kWh)
Omkostninger ved den solgte energi (i 1000 SIT )
Cost of energy sold (SIT thousand)
Støtte (1000 SIT)
Amount of aid (SIT thousand)
Støtteniveau (SIT/kWh)
Level of aid (SIT/kWh)
Det er principielt også muligt at anvende den indenlandske brunkul i kraftværket i Šoštanj, som omfatter fem enheder. To af disse er af nyere dato og udstyret med røggasrensningssystem, tre er af ældre dato og har ikke noget rensningssystem.
The use of domestic brown coal is in principle also possible at the Šoštanj power plant, which has five units, two of which are more recent and equipped with flue-gas cleaning equipment and three of which are older and have no cleaning equipment.
Disse enheder brænder kul fra en nærliggende kulmine og vil under visse betingelser også kunne brænde brunkul.
These units burn coal from a nearby colliery and, under certain conditions, could also burn brown coal.
De to nye enheder anvendes udelukkende til at brænde lignit fra en nærliggende kulmine.
The two newer units are fully employed in burning lignite from the nearby colliery.
Denne kulmines kapacitet dækker stort set disse to enheder.
Roughly speaking, the capacity of that colliery satisfies those two units.
Det er kun muligt at brænde brunkul i de tre ældre enheder, som ikke udnyttes fuldt ud og stadig har en vis driftsreserve.
Burning brown coal would be possible only in the three older units, which are not used to full capacity and still have some operating reserves.
Denne løsning er dog forbundet med følgende problemer:
However, this option raises the following difficulties:
Transport med jernbane af brunkul til Šoštanj koster ca. 5 EUR/t; under hensyntagen til den planlagte brunkulsproduktion i den nationale energibalance (600000 t/år) resulterer det i 3 mio. EUR om året.
transport by rail of brown coal to Šoštanj would cost around EUR 5/t; given the planned brown coal production in the national energy balance (600000 t/year), this would amount to EUR 3 million a year.
Brænding af kul øger SO2-emissionerne med 30000 t/år, da enhed 1, 2 og 3 i Šoštanj ikke har noget røggasrensningssystem, og brunkul fra Slovenien indeholder mellem 2,2 % og 2,5 % svovl.
burning the coal would increase SO2 emissions by 30000 t/year, as units 1, 2 and 3 at Šoštanj do not have flue-gas cleaning equipment and brown coal from Slovenia contains between 2,2 % and 2,5 % sulphur;
Da enhederne 1,2 og 3 i Šoštanj har en betydelige lavere termodynamisk effektivitet end Trbovlje, vil brænding af samme mængde brunkul til elproduktion i de tre enheder i Šoštanj i stedet for i Trbovlje øge CO2-emissionerne med ca. 15 %.
since units 1, 2 and 3 at Šoštanj have a considerably lower thermodynamic efficiency than Trbovlje, burning the same amount of brown coal for electricity generation in the three units at Šoštanj instead of at Trbovlje would increase CO2 emissions by around 15 %.
Det fremgår heraf, at det ud fra en økonomisk synsvinkel ikke er rentabelt at brænde brunkul i enhederne i Šoštanj.
For the above reasons it can be seen that burning brown coal in the units at Šoštanj cannot be justified from an economic point of view.
Den eneste anden mulighed for at brænde brunkul er kraftvarmeværket i Ljubljana (TE-TOL), som anvendte indenlandsk brunkul som vigtigste energikilde indtil 2000.
The only other possibility for burning brown coal is at the Ljubljana thermal power and heat plant (TE-TOL), which used domestic brown coal as its main energy source until 2000.
Da enhederne i TE-TOL ikke har indbygget røggasrensningssystem, kan de ikke længere brænde brunkul fra Slovenien, fordi det indeholder mellem 2,2 og 2,5 % svovl.
Since the units at TE-TOL do not have in-built flue-gas cleaning equipment, they can no longer burn brown coal from Slovenia because it contains between 2,2 and 2,5 % sulphur.
TE-TOL ophørte med at brænde indenlandsk brunkul af denne årsag og brænder nu kun importeret indonesisk kul, som har et betydeligt lavere svovlindhold (< 0,5 %), således at anlægget ikke har behov for røggasrensningsudstyr.
TE-TOL stopped burning domestic brown coal for that reason and now burns only imported Indonesian coal, which has a considerably lower sulphur content (< 0,5 %), so that the plant does not need flue-gas desulphurisation equipment.
Det vil ikke være rentabelt at udstyre TE-TOL-enhederne med et rensningssystem.
Fitting TE-TOL units with flue-gas cleaning equipment would be uneconomic.
Slovenien har givet garanti for, at statsstøtte til forsyningssikkerhed højst kan ydes til 15 % af den primærenergi, der er nødvendig for at dække Sloveniens energiforbrug i et hvilket som helst kalenderår.
Slovenia undertook to ensure that no more than 15 % of the overall primary energy necessary to produce the energy consumed in Slovenia in any calendar year receives State support for security of supply.
Kumulering
Overlap
Ifølge opkøbsordningen er det kun en del af den godkendte producents afskrivningsomkostninger, der dækkes.
The purchase obligation scheme provides for only part of the qualified producer’s depreciation costs to be covered.
Reglerne om tildeling af midler til fremme af udnyttelsen af vedvarende energikilder, effektiv energiudnyttelse og kombineret varmeproduktion [11] tillod investeringsstøtte til kraftværker, der anvender vedvarende energikilder og kraftvarmeproduktion.
The Rules on the allocation of funds for the promotion of the exploitation of renewable energy resources, efficient energy use and CHP [11] allowed investment aid for power plants using renewable sources and CHP plants.
Investeringsstøtten til disse værker er imidlertid afskaffet under de nye regler om tildeling af midler til fremme af en effektiv anvendelse af energi og udnyttelse af energiressourcer [12].
However, investment aid for such plants has been abolished under the new Rules on the allocation of funds for the promotion of efficient use of energy and utilisation of energy resources [12].
Der er dog gjort undtagelser for kraftværker, der ikke er forbundet med det offentlige net, som ikke er omfattet af ordningen, og for værker med en kapacitet på op til 10 MW, som anvender vedvarende energikilder og benytter ny eller forældet teknologi, hvor opkøbsprisen for elektricitet — som følge af den høje kostpris ved elproduktionen — ikke er høj nok til at sikre, at investeringen er rentabel.
Exceptions have been made for power plants not connected to the public grid that do not benefit from the scheme, and for plants with a capacity of up to 10 MW that employ renewable sources of energy and use new or obsolete technology in which, because of the high cost price of generating electricity, the purchase price of electricity is not high enough to ensure the profitability of the investment.
Det fastsættes i udbud, der afholdes med regelmæssige mellemrum, hvilken type teknologi, der er berettiget til statsstøtte.
The type of technology eligible for the granting of incentives is determined in periodic calls for tenders.
For at forhindre en for høj grad af kumulering bestemmer artikel 14 i loven om reglerne for fastsættelse af priser og opkøb af elektricitet fra godkendte elproducenter, at hvis en godkendt producent har modtaget støtte til opførelse af et kraftværk, reduceres den garanterede opkøbspris tilsvarende.
To prevent excessive aid overlap, Article 14 of the Decree on the rules for determining prices and purchasing of electricity from qualified electricity producers states that, where a qualified producer has received any subsidy for the construction of a power plant, the guaranteed purchase price is reduced proportionately.
Ifølge samme artikel skal en godkendt elproducent ved undertegnelsen af en aftale om opkøb af elektricitet med den netoperatør, han er forbundet med, angive den støtte, der er ydet til opførelsen af kraftværket.
Pursuant to that Article, a qualified electricity producer must, on signing an agreement for the purchase of electricity with the operator of the network to which it is connected, declare the amount of any subsidy it has received for the construction of power plants.
Det anførte beløb danner grundlag for beregningen af nedsættelsen af den garanterede opkøbspris.
The declared amount is used as a basis for calculating the reductions in the guaranteed purchase price.
På basis af ovennævnte bestemmelser nedsættes den garanterede opkøbspris til kraftværkerne (afhængig af anlæggets type og kapacitet) med 5 % for hver 10 % modtagen statsstøtte sammenholdt med investeringerne i kraftværket.
On the basis of the above provisions, the guaranteed purchase price for power plants (depending on the type of plant and the rated power) is reduced by 5 % for each 10 % of State aid received compared with the amount of investment in the power plant.
Bestemmelserne i loven er baseret på, at den fulde garanterede pris for elektricitet fra godkendte producenter dækker de faste og de variable omkostninger.
The provisions of the Decree are based on the premise that the full guaranteed price for electricity from qualified producers covers the fixed costs and variable costs.
Det gennemsnitlige forhold mellem faste og variable omkostninger skønnes at være 50:50.
The average ratio between fixed and variable costs is assumed to be 50:50.
Slovenien har forpligtet sig til at præcisere reglen for nedsættelse, således at den er bedre afpasset efter fordelingen mellem faste og variable omkostninger afhængig af teknologi.
Slovenia has undertaken to refine the reduction rule in order to adapt it more precisely to the breakdown between fixed and variable costs depending on technologies.
Medlemsstatens forpligtelser
Commitments of the Member State
Slovenien forpligtede sig til at forberede ændringer i bestemmelserne om elektricitet fra vedvarende energikilder og kombineret kraftvarmeproduktion for at ændre den nuværende finansiering af ordningen.
Slovenia undertook to prepare amendments to the regulations on electricity from renewable energy sources and CHP in order to change the current financing system of the scheme.
Disse ændringer vil blive indført for at gøre støtteordningen forenelig med EF-traktatens artikel 25 og 90:
These amendments will be introduced in order to make the support scheme compatible with Articles 25 and 90 of the EC Treaty:
Den metode, hvorpå støttemidlerne tilvejebringes, ændres til engangsbetalinger ved tilslutning, uanset hvilken mængde eller type el der forbruges.
the mode of collection of the support funds will be changed to lump-sum payments on connection, irrespective of the amount and source of the electricity consumed.
Ved fastsættelsen af engangsbetalingen tages der hensyn til tilslutningseffekten (sikringseffekt) og det spændingsniveau, den pågældende forbruger og forbrugergruppe er tilsluttet.
When determining the amount of the lump sum payment, account will be taken of the power of the connection (fuse rating) and the voltage level at which a particular consumer and consumer group is connected;
I perioden fra Sloveniens tiltrædelse af Unionen indtil det tidspunkt, hvor den nye metode er indført, sikrer Slovenien, at importører af grøn elektricitet kan anmode om refusion af den afgift, der finansierer støtten til vedvarende energikilder i ordningen, hvis de kan bevise, at de reelt indfører grøn elektricitet.
for the period from Slovenia’s accession to the Union until the time when the new mode of collection of funds is put in place, Slovenia will ensure that importers of green electricity can apply for reimbursement of the levy financing the aid to renewables in the scheme, provided that they can prove that their imports are indeed of green origin.
Kravene til den dokumentation, der beviser, at den importerede elektricitet er af grøn oprindelse, er primært baseret på Fællesskabets regler for oprindelsescertifikater.
The conditions on documentation to prove the green origin of imported electricity are primarily based on the Community system of guarantees of origin.
For at forhindre en kunstig forøgelse af erklæringerne, hvor Fællesskabets oprindelsesregler ikke garanterer tilstrækkelig beskyttelse, kan der om nødvendigt fastsættes lofter for de beløb, der kan godtgøres pr. distributør.
Where necessary, in order to prevent artificially high declarations against which the Community system of guarantees of origin does not afford sufficient protection, limits will be set on the amounts to be reimbursed per distributor.