natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Det drejer sig derfor om at få afklaret, om en markedsaktør, som havde til opgave at forsyne de regionale distributionsselskaber med en tilstrækkelig mængde elektricitet, og hvis handlinger udelukkende var dikteret af kommercielle hensyn, uden elkøbsaftalerne ville have ydet den samme garanti som den, elkøbsaftalerne indeholder.
Consequently, what needs to be verified is whether, in the absence of PPAs, a market operator entrusted with supplying the regional distribution companies with sufficient amounts of electricity, and acting on purely commercial grounds, would have offered the same guarantee as that enshrined in the PPAs.
Denne vurdering må foretages i forhold til konkurrenceudsatte engrosmarkeder.
This assessment has to be carried out in the light of the operation of competitive wholesale markets.
I det følgende gives først en oversigt over typiske former for forretningspraksis af relevans for denne analyse og dernæst en sammenligning mellem elkøbsaftalerne og disse former for praksis.
The recitals below provide first, an overview of typical commercial practices relevant for this analysis and second, a comparison between the PPAs and these practices.
Endelig har Kommissionen i lyset af denne sammenligning analyseret, hvilke virkninger de ungarske myndigheder kunne have forventet elkøbsaftalerne ville få, når Ungarn kom med i Den Europæiske Union, og om de kunne have forventet, at andre typer aftaler havde resulteret i en bedre balance mellem positive og negative virkninger.
Finally, in the light of this comparison the Commission analysed the consequences of the PPAs that the public authorities could expect when Hungary joined the European Union, and whether they could have expected a better balance between positive and negative consequences from other types of agreements.
Kort beskrivelse af normal forretningspraksis på de europæiske elmarkeder af relevans for vurderingen af, om elindkøbsaftalerne indebærer en fordel
Short description of commercial practices on European electricity markets relevant for the assessment of the existence of an advantage within the PPAs
I sin sektorundersøgelse af elektricitetsmarkederne i Europa [55] foretog Kommissionen en indgående undersøgelse af betingelserne for handel med elektricitet på europæiske engrosmarkeder.
In its Sector Inquiry on electricity markets in Europe [55], the Commission examined in detail the conditions governing trade in electricity on European wholesale markets.
Uafhængigt af leveringsperioden kan elektricitet i større mængder handles på spotmarkeder og terminsmarkeder.
Depending on the delivery period, bulk electricity can be traded on spot and forward markets.
På spotmarkederne handles elektriciteten normalt dagen før den faktiske levering.
Spot markets are mainly day-ahead markets, on which electricity is traded one day before physical delivery takes place.
Handelen med elektricitet på spotmarkederne er altid baseret på marginalpriser, hvilket kun garanterer, at de kortsigtede marginalomkostninger dækkes [56].
Trade in power on spot market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs are covered [56].
På terminsmarkederne handles elektriciteten med henblik på senere levering.
On forward markets, power is traded for delivery further ahead in time.
Der kan være tale om uge-, måneds-, kvartals- eller årsterminer.
Forward products include weekly, monthly, quarterly and yearly products.
Både spot- og terminselektricitet kan handles på elbørser eller på OTC-markederne.
Both spot and forward products can be traded on power exchanges or over-the-counter (OTC) markets.
Da aftagerne således altid har et valg mellem de forskellige markeder, er der tendens til nogenlunde sammenfald mellem priserne på identiske produkter på elbørserne og OTC-markederne.
As a result of continuous arbitrages, prices of identical products on power exchanges and OTC markets tend to converge.
Priserne på alle spot- og terminsprodukter og dermed referencepriserne for hele engrosmarkedet fastsættes derfor i stigende grad af elbørserne.
Therefore, power exchanges tend to set reference prices for all spot and forward products, and therefore for the entire wholesale market.
Desuden afhænger prisen på terminsprodukter af, hvilke forventninger markedsaktørerne har til den fremtidige prisudvikling på spotmarkederne.
Furthermore, the price of forward products results from the expectations of market players with regard to future price development on spot markets.
Eftersom markedsaktørerne indgår terminskontrakter, fordi de foretrækker de sikre priser på terminsmarkedet frem for de usikre fremtidige priser på spotmarkedet, er terminspriserne også forbundet med et risikoelement.
Since market players engage in forward contracts because they prefer price certainty to unknown spot prices in the future, forward prices also include a risk element.
I praksis indeholder priserne på terminsprodukter et centralt element, der afspejler markedsaktørernes forventninger til udviklingen i spotpriserne, samt et risikotillæg eller et risikonedslag, alt efter om de lægger stor vægt på sikkerheden omkring prisen, selv om der i praksis ofte vil være tale om et tillæg.
In practice, prices of forward products include a central element which reflects market players’ expectations with regard to the development of spot prices and, depending on whether they attach a high value to price certainty, a risk premium or discount, though in practice it often appears to be a premium.
Som følge heraf er det spotpriserne, der udgør referencepunktet for alle elpriser.
Consequently, spot prices constitute references for all electricity prices.
Hvis der findes en spotbørs, danner priserne på denne børs grundlaget for hele markedet.
If a spot market exchange is in place, prices on that exchange constitute references for the whole market.
På mange engrosmarkeder søger aftagerne normalt at få dækket en stor del af deres forventede behov ind gennem terminskontrakter for at få klarhed over deres omkostninger.
In many wholesale markets, buyers usually try to cover a large share of their expected needs with forward contracts in order to have visibility over their costs.
De behov, der overstiger deres køb på terminskontrakter, dækkes derefter gennem indkøb på spotmarkederne.
The needs additional to those met with forward contracts are covered by purchases on spot markets.
I energisektorundersøgelsen blev det fastslået, at der ud over handelen på børserne og OTC-markeder også handles elektricitet på individuelle bilaterale kontrakter.
The Energy Sector Inquiry noted that apart from standardised exchange and OTC trading there are also ‘bespoke bilateral transactions’.
Disse kontrakter kan være meget forskellige med hensyn til de produkter og de tjenester, der leveres, og priserne oplyses normalt ikke.
These contracts can be very different in terms of products delivered or services and the prices of such transactions are usually not reported.
På konkurrenceudsatte markeder vil eksistensen af standardiserede elbørser og OTC-handel dog normalt påvirke disse transaktioner, eftersom en producent eller importør almindeligvis ikke vil gå ind i en individuel bilateral kontrakt, der tydeligvis ikke er så gunstig for ham som en standardiseret spot- eller terminskontrakt.
However, in competitive market conditions, the existence of standardised power exchanges and OTC trading necessarily influence such transactions, as a generator or importer would not agree to engage in a bespoke bilateral contract that would offer clearly worse conditions than a standardised spot or forward contract.
De standardiserede spot- og terminskontrakter på de europæiske engrosmarkeder udgør derfor et godt sammenligningsgrundlag ved vurderingen af, om de ungarske elkøbsaftaler giver elproducenterne en fordel.
Therefore, standardised spot and forward contracts on European wholesale markets constitute a relevant basis for comparison in assessing the existence of an advantage conferred on generators by PPAs.
På terminsmarkederne er den længste leveringsfrist et år.
On forward markets the longest delivery period is one year.
Den længste periode mellem kontraktens indgåelse og påbegyndelsen af den egentlige leveringsperiode er fire år i NordPool (Skandinavien), tre år i Powernext (Frankrig), frem år i UKPX (Storbritannien) og seks år i EEX (Tyskland).
The longest duration between the conclusion of the contract and the beginning of the actual delivery period is four years in NordPool (Scandinavian countries), three years in Powernext (France), five years in UKPX (United Kingdom) and six years in EEX (Germany).
På nogle børser, såsom OMEL i Spanien, indgås der ikke terminskontrakter.
On some exchanges, like OMEL in Spain, no forward contracts are concluded.
I en standardiseret terminskontrakt har leverandøren pligt til at levere en bestemt mængde energi til en på forhånd aftalt pris over en periode på maksimalt et år, der starter med at løbe højst seks år efter kontraktens indgåelse.
A standardised forward contract places on the supplier the obligation to provide a certain amount of energy at a price agreed in advance, over a maximum period of one year starting within at maximum 6 years of the conclusion of the contract.
Disse perioder er betydeligt kortere end et kraftværks normale afskrivningstid og levetid.
The order of magnitude of these timeframes is significantly below the usual depreciation and lifetime of any power generation station.
Under normale markedsvilkår har elproducenterne, selv om de afsætter størsteparten af deres produktion gennem terminskontrakter, derfor ingen indsigt i priserne og salgsmængderne gennem hele kraftværkernes afskrivnings- og levetid.
Consequently, in normal market conditions and even if they trade most of their output in the form of forward contracts, generators have no visibility on prices and sales volumes over the depreciation and lifetime of power generation assets.
Og eftersom priserne fastsættes på forhånd, løber de den risiko, at deres omkostninger kommer til at overstige de aftalte priser.
Furthermore, as prices are fixed in advance, generators run the risk that their costs will exceed the agreed prices.
Der er tale om en ikke ubetydelig risiko, som især hænger sammen med udsvingene i brændselsomkostningerne, som ved de fleste former for elproduktion er hovedkomponenten i de variable omkostninger.
This risk is not negligible, owing in particular to the volatility of fuel costs, which is for most generation technologies the main component of variable costs.
Elproducenterne er desuden udsat for et konkurrencepres, da de er nødt til at forny deres terminskontrakter adskillige gange i løbet af deres produktionsanlægs levetid og derfor må tilpasse deres tilbud til de til enhver tid gældende konkurrenceforhold.
Furthermore, generators are faced with competitive pressure as they have to renew their forward contracts a significant number of times during the lifetime of their generation assets, and therefore adapt their offers to evolving competitive conditions.
På engrosmarkederne findes der også kontrakttyper, som indebærer reservation af produktionskapacitet i form af »trækningsrettigheder«, og som derfor lader sig sammenligne med de her omhandlede elkøbsaftaler.
Contracts involving the reservation of generation capacities may also be encountered on wholesale markets in the form of ‘drawing rights’, which are therefore worth comparing with the PPAs.
Der er tale om at reservere en del af et givet kraftværks produktionskapacitet, normalt for hele kraftværkets forventede levetid, og betale kraftværksoperatøren en »reservationsafgift« svarende til kapitalomkostningerne og de faste omkostninger ved den reserverede kapacitet.
Acquiring drawing rights consists in reserving part of the generation capacities of a given power plant, usually for the expected lifetime of the power station, and paying a ‘capacity fee’ to the plant operator, corresponding to the capital and fixed costs linked to the reserved capacities.
De tekniske risici bæres af kraftværksoperatøren.
The technical risks are borne by the operator of the plant.
Trækningsrettighedernes indehaver kan bestemme, hvor meget af den reserverede kapacitet vedkommende vil udnytte, og betaler kraftværket en pris svarende til de variable omkostninger ved den energi, der produceres med den reserverede kapacitet.
The holder of the drawing rights can decide on the level of use of the reserved capacities and pays to the power plant operator a price corresponding to the variable costs incurred for the energy generated from the reserved capacities.
For en nærmere vurdering af, om elkøbsaftalerne indebærer en fordel, er det også relevant at se på de store erhvervskunder, selv om de ikke optræder på engrosmarkederne, men på de (efterfølgende) detailmarkeder.
In order to further assess the existence or otherwise of an advantage within the PPAs, it is also useful to consider the situation of large business or industrial end-consumers, even though they act not on wholesale markets but on retail (downstream) markets.
Eftersom producenterne undertiden leverer elektricitet direkte til store erhvervskunder, er det rimeligt at sammenligne disse transaktioner med elkøbsaftalerne.
As generators sometimes directly supply power to large business or industrial consumers, the comparison with the PPAs is relevant.
Af energisektorundersøgelsen fremgik det, at det er almindelig praksis, at elleverandørerne indgår kontrakter med store kunder med faste priser.
The Energy Sector Inquiry has shown that it was common practice for electricity suppliers to sign fixed-price contracts with large business or industrial consumers.
Disse kontrakter har normalt kun en varighed på et eller to år.
The duration of such contracts is usually limited to one to two years.
De indeholder normalt en leveringsplan, der er baseret på det hidtidige forbrug.
They usually provide for a delivery schedule based on historical consumption.
Prisen afledes af engrospriserne på terminsmarkeder og indeholder andre omkostningskomponenter, f.eks. de forventede balanceringsomkostninger eller leverandørens avance.
The price is derived from wholesale prices on forward markets and contains other cost components such as expected costs of balancing or the supplier's margin.
Hvis leveringsplanen fraviges, udløses en særlig »take-or-pay«-klausul, som forpligter køberen til enten at betale for den energi, vedkommende ikke har brug for, eller betale et tillæg.
Deviation from the delivery schedule entails the application of a ‘take or pay’ clause, which compels the buyer to pay for energy which it does not need, or to pay an excess charge.
Disse kontrakter kan i den henseende anses for også at være baseret på et garanteret minimumsaftag kombineret med reservation af kapacitet [57].
In this respect, such contracts may be regarded as based on a minimum guaranteed off-take combined with the reservation of capacity [57].
Der er også en anden type aftale, der bør tages med i betragtning ved vurderingen af, om elkøbsaftalerne indebærer en fordel, nemlig de balanceringskontrakter, der indgås med de systemansvarlige transmissionsselskaber (TSO).
Another type of agreement has to be considered for the purpose of assessing the advantage within the PPAs, namely contracts concluded for the provision of balancing services to the Transmission System Operators (TSOs).
Eftersom elektricitet vanskeligt lader sig lagre effektivt, må efterspørgsel og udbud bestandigt bringes til at matche hinanden.
As electricity cannot be stored, demand and supply must be matched at each point in time.
Hvis udbuddet eller efterspørgslen udvikler sig anderledes end forventet, så der bliver behov for at producere mere, er det TSO-selskabets ansvar at få visse producenter til med kort varsel at øge deres produktion.
If demand or supply deviate from forecasts and result in a need for additional generation, it is the responsibility of the Transmission System Operator to call on certain generators to increase production at short notice.
For at sikre, at der er kapacitet nok til at imødegå en sådan situation, reserverer TSO-selskaberne kapacitet i de produktionsanlæg, der er i stand til at øge deres produktion med kort varsel.
In order to ensure the availability of generation capacities to face such situations, TSOs reserve capacities in generation units which are capable of modifying their production level at short notice.
I Ungarn findes der ingen lageranlæg, og det er derfor de naturgasfyrede værker, der bedst er i stand til at levere disse balanceringstjenester.
In Hungary, as there is no pump storage plant, natural gas fired plants have the most appropriate technical characteristics to provide these services.
Energisektorundersøgelsen gav et overblik over de europæiske TSO-selskabers praksis med hensyn til indgåelse af kapacitetsreservationskontrakter i balanceringsøjemed.
The Energy Sector Inquiry has provided an overview of European TSOs’ practice with respect to capacity reservation contracts for the provision of balancing services.
Heraf fremgår, at kapacitetsreservationen foregår gennem licitationer.
This overview shows that capacities are reserved by means of tenders.
Det normale tidsrum, der giver TSO-selskaberne det nødvendige spillerum til at tilpasse den reserverede kapacitet til deres faktiske behov, er et år.
One year may be regarded as a standard duration, which grants flexibility to TSOs to adjust the amounts of reserved capacities to their actual needs.
Kontrakterne indeholder normalt de tekniske specifikationer herfor, den reserverede kapacitet og en pris enten for den leverede energi eller for både energi og kapacitet.
The contracts generally specify the technical characteristics of the required service, the reserved capacity and a price either for the energy provided or for both energy and capacity.
Sammenligning mellem elkøbsaftalerne og almindelig kommerciel praksis
Comparison of the PPAs with standard commercial practices
Kommissionen har sammenlignet den købsforpligtelse, der er indeholdt i elkøbsaftalerne, med de vigtigste karakteristika ved de gængse termins- og spotkontrakter, kontrakterne med »trækningsrettigheder«, de langfristede kontrakter med store kunder og de balanceringskontrakter, der indgås mellem elproducenter og TSO-selskaber.
The Commission has compared the purchase obligation enshrined in the PPAs with the main features of standard forward and spot contracts, ‘drawing rights’ contracts, long-term contracts concluded by large end-consumers, and contracts concluded between generators and TSOs for the provision of balancing services.
Spot- og terminskontrakter
Standard spot and forward contracts
Af beskrivelsen i betragtning 195-200 fremgår, at kontrakter, der indeholder en kombination af langfristet kapacitetsreservation, et garanteret minimumsaftag og mekanismer for fastsættelse af priser, som dækker de variable omkostninger, de faste omkostninger og kapitalomkostningerne, ikke er normale på de europæiske engrosmarkeder, og at de yder producenterne større beskyttelse mod risici end almindelige termins- og spotkontrakter.
It follows from the description presented in recitals 195 to 200 that the combination of long-term capacity reservation, a minimum guaranteed off-take and price-setting mechanisms covering variable, fixed and capital costs do not correspond to usual contracts on European wholesale markets and that they shield generators from more risks than standard forward and spot contracts.
Handelen med elektricitet på spotmarkederne er altid baseret på marginalpriser, hvilket kun garanterer, at de kortsigtede marginalomkostninger dækkes, og ikke, at alle faste omkostninger og kapitalomkostninger dækkes.
Trade in power on spot-market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs, and not all fixed and capital costs are covered.
På spotmarkederne har en elproducent desuden ingen sikkerhed for, hvor stor en del af hans produktionskapacitet der vil blive udnyttet.
Furthermore, on spot markets, a power generating company has no assurance as regards the level of utilisation of its generating capacities.
Denne risiko er langt større end i de fleste andre produktionssektorer og beror på et fænomen, der er særegent for denne sektor, nemlig at det er umuligt at lagre elektricitet på en økonomisk rationel måde.
This risk is much higher than for most manufacturing sectors and is due to the fact that it is impossible to store electricity economically, a very specific feature of that industry.
Hvis der på et givet tidspunkt udbydes en tilstrækkelig mængde elektricitet til at dække efterspørgslen til priser, der er lavere, end en given producent tilbyder for et af sine produktionsanlæg, vil dette anlæg ikke blive brugt, hvilket betyder, at dets produktionskapacitet går tabt i det pågældende tidsrum.
If at a given point in time enough power to meet demand is offered at lower prices than those offered by a given generator for one of its power generation units, that unit will not be despatched, which means that its generation capacities will be lost for the concerned period of time.
Derfor er salg på spotmarkedet forbundet med en betydelig grad af usikkerhed om, hvorvidt de faste omkostninger og kapitalomkostningerne kan dækkes ind, og hvor stor en del af produktionskapaciteten der kan udnyttes.
Therefore, sales on spot markets entail a significant degree of uncertainty concerning the remuneration of fixed and capital costs and the level of utilisation of generation capacities.
Heller ikke på terminsmarkederne, hvor priserne afledes af spotpriserne, har producenterne sikkerhed for, at de kan få dækket deres faste omkostninger og kapitalomkostninger ind, for priserne fastsættes på forhånd.
Nor do forward markets, whose prices are derived from spot prices, provide assurance to generators that all their fixed and capital costs are covered by their sales, because prices are fixed in advance.
Hvis der sker uventede stigninger i brændselspriserne i løbet af leveringsperioden, vil omkostningerne ved at producere elektriciteten kunne komme til at overstige den i forvejen fastsatte pris.
If fuel costs increase unexpectedly over the period of delivery, the costs of producing electricity may exceed the price set in advance.
På terminsmarkederne er risikoen i relation til kapacitetsudnyttelsen mindre end på spotmarkederne, hvilket skyldes den længere tidshorisont, terminskontrakterne opererer med.
On forward markets, the risk concerning the use of the production capacities is lower than in the case of spot products owing to the longer time horizon of forward contracts.
Men selv om en elproducent er i stand til at afsætte størstedelen af sin produktion i terminskontrakter, har vedkommende kun klarhed over sin kapacitetsudnyttelse i et begrænset tidsrum i forhold til produktionsanlæggenes levetid.
However, even if a generator is able to sell most of its output through forward contracts, it enjoys visibility over the utilisation rate of its power generation units over a limited period of time compared to their lifetime.
De interesserede parter har fremhævet, at elkøbsaftalerne giver producenterne en betydelig risiko, især i relation til konstruktion af produktionsanlæg, lovgivning, miljøkrav, vedligeholdelse samt skatter og finansiering.
Interested parties emphasize that the generators do bear important risks under their PPAs, in particular constructional, regulatory, environmental, maintenance and fiscal/financial risks.
Kommissionen anerkender, at elkøbsaftalerne ikke har elimineret alle de risici, der er forbundet med driften af et kraftværk.
The Commission recognises that the PPAs do not eliminate all risks linked to the operation of a power plant.
Og det er klart, at de risici, som elproducenterne opregner i deres bemærkninger, bæres af elproducenterne selv.
Indeed, these risk elements listed by the generators in their comments are certainly borne by the generators themselves.
Men der er tale om risici, som enhver markedsaktør på elproduktionsmarkedet normalt vil skulle bære, også selv om vedkommende sælger på spot-markedet eller terminsmarkedet.
However, this corresponds to normal risks any market player on the electricity generation market would need to bear, including in the case of sales in the form of standard spot or forward markets.