natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Basisåret for analysen er 2000,hvor betingelserne på energimarkederne på mange måder har væretmeget forskellige fra dem,der herskede i sidste tiår (mere præcist siden 1991).Siden begyndelsen afsommeren er der sket en stærk stigning i de internationale råoliepriser ledsaget og ofte anført afendnu stærkere bevægelser i spotpriserne på olieprodukter og især de centrale mellemdestillater.Importpriserne på naturgas er stadig i høj grad bundet til spotpriserne på olieprodukter gennemprisformler,og de er steget med passende tidsforskydninger,hvorimod stigningen i gaspriser tilslutbrugerne stadig er relativt beskeden.Kulpriserne ser derimod ikke ud til at være blevet påvirket.Der er brugt årlige gennemsnitspriser til analysen,og det billede,der tegner sig af ovenståendeudvikling,tyder på,at der er ved at ske en klar forskydning i de forskellige brændstofferskonkurrenceevne i et miljø præget af overgang.Selv om det var ventet,at de høje råoliepriser på ca.36 EUR ville vare året ud,vil det endvidere i betragtning af markedets manglende stabilitet på detsidste være meget risikabelt at konkludere,at de relative priser og følgerne heraf forkonkurrenceevnen vil holde sig som antaget her,selv inden for de næste par år.
The base year for the analysis is 2000 when,in many ways,conditions in the energy markets havebeen very different from those that prevailed during the last decade (more precisely since 1991).Since early summer there has been a strong rally of international crude oil prices accompanied andoften led by even stronger movements in spot prices of petroleum products and notably the keymiddle distillates.Natural gas import prices which are still to a considerable extent linked by pricingformulae to spot prices of petroleum products have been rising with the appropriate time lags butthe increases to gas prices to the final consumers are still relatively modest.Coal prices on the otherhand do not seem to have been affected.Since average yearly prices have been used for the analysisthe picture that emerges from the above developments is of clear shifts in the competitiveness ofdifferent fuels in a rather transitional environment.Furthermore,although high crude oil prices ofaround EUR36 were assumed to the end of the year it would be very risky to conclude that relativeprices and their competitive implications would remain as assumed here even in the next few yearsgiven the volatility of markets recently.
Ovennævnte forbehold er ment som en forsigtig advarsel mod at overfortolke resultaterne af denneanalyse,især med hensyn til absolutte omkostningsniveauer.Generelt bør en relativt lille forskel ikonkurrenceevne tages som et tegn på,at placeringerne under lidt andre betingelser (der under alleomstændigheder er usikre) højst sandsynligt kunne blive ændret.
The above qualifications should serve as a note of caution against an over-interpretation of theresults of the present analysis especially regarding absolute levels of costs.In general a relativelysmall difference in competitiveness should be taken as an indication of a high likelihood that underslightly different conditions (which are anyway uncertain for the reasons stated above) rankingscould be reversed.
Der blev udvalgt otte typiske teknologier til analysen af elektricitetsfremstilling:
For the purposes of the analysis concerning power generation eight typical technologies wereselected:
Et PFBC-anlæg (tryksat fluid-bed forbrænding),som repræsenterer en ren kulteknologi,der iøjeblikket er almindeligt tilgængeligt.
— a pressurised fluidised bed combustion plant (PFBC) representing a clean coal technology whichis currently widely available;
Et værk,der kun bruger svær fuelolie med lavt svovlindhold.
— a monovalent low sulphur heavy fuel oil plant;
Et varmeværk,der bruger biomasse eller affald som brændstof,og hvor biomassetype og –prissvinger fra land til land afhængig af de betingelser,erhvervsstrukturen giver (om der findesindustrier,der producerer brugbart affald),tilstrækkelige mængder landbrugsaffald i passendetæthed pr.kvadratkilometer,mulighed for at bruge plantager osv.
— a monovalent thermal plant using biomass or waste as a fuel where the type and cost of thebiomass varies from country to country depending on conditions arising from industrial structure(existence of industries producing usable waste),sufficient agricultural waste in adequate densityper square kilometre,the possibility of using plantations etc.;
Store landbaserede vindmøller på meget blæsende steder med vindmængder noget over detgennemsnit,der er registreret i statistikkerne for de forskellige lande.
— large on-shore wind turbines on very windy sites and hence with levels of availability that aresomewhat above the average recorded in the statistics for the different countries;
Solcelleanlæg,som naturligt repræsenterer små anlæg,og hvor forekomsten afhænger afsolmængden,idet man skelner mellem tre stråleintensitetszoner (høj,middel og lav) omtrentsvarende til Middelhavslandene og de mellem- og de nordeuropæiske lande.
— solar photovoltaic cells which naturally represent small-scale applications with availabilitydifferentiated according to three insulation zones (high,medium and low) correspondingapproximately to the Mediterranean,mid-latitude and north European countries;
Et stort (over én gigawatt) kernekraftværk med trykvandsreaktor (PWR).
— a large (over one gigawatt) pressurised water reactor nuclear power plant (PWR).
Produktionsomkostningerne blev beregnet for tre forskellige udnyttelsesniveauer for kraftværket(7000 timer,5000 timer og 2500 timer),der omtrent svarer til udnyttelsesgraden for et stærktelektricitetsforbrugende industrianlæg,en lille fabrik eller energiintensive tjenesteydelser og engennemsnitlig husholdnings brug af udstyr.
Production costs were computed for three different levels of power plant utilisation (7000 hours,5000 hours and 2500 hours) corresponding indicatively to the utilisation rates of very heavyelectricity intensive industrial plant,small-scale industrial uses or energyintensive services andaverage household equipment utilisation.
Tabel 1 viser produktionsomkostningerne for de alternative teknologier til elektricitetsfremstilling,der kører 7000 timer (tal angivet med fed viser løsningen med de laveste omkostninger).Bortset fra Danmark ser det på det udnyttelsesniveau ud til,at de mest økonomiske muligheder er GTCC- og PFBC-teknologier, gasturbine med kombineret kraft/varmeproduktion og tryksat fluid-bedforbrænding (fyret med importeret stenkul).PFBC-værker ser ud til at være klart mest fordelagtige i Tyskland og Italien,mens GTCC er endnu mere fordelagtige i Belgien,Nederlandene,Finland og Det Forenede Kongerige.Disse forskelle skyldes næsten udelukkende forskelle i prisen på naturgas tilgeneratoraggregater i de enkelte lande.Selv ved disse høje udnyttelsesgrader er PWR-kernekraftteknologien som følge af de meget høje anlægsomkostninger næsten ikkekonkurrencedygtig i nogen EU-medlemsstat.Den eneste undtagelse er Frankrig,hvor enrationalisering af licenspolitik og bygningsprocedurer,en passende infrastruktur og erfaringer fralæreprocessen har betydet,at anlægstider og dermed -omkostninger er lavere end andre steder i EU.Imidlertid er trykvandsreaktorer,selv i Frankrig,kun en rimeligt konkurrencedygtig mulighed for demeget høje belastninger.Vindkraft er klart en attraktiv mulighed i Danmark som følge af de lavereomkostninger og en passende politisk støtte,men klarer sig betydeligt dårligere end den mestøkonomiske mulighed i alle de øvrige EU-lande.
Table 1 illustrates the production cost of the alternative power generation technologies operating at7000 hours (figures in bold indicate the ‘least’cost solution).At this level of utilisation,Denmarkapart,the most economic options appear to be GTCC and PFBC (imported hard coal-fired)technologies.PFBC plants seem to enjoy a fairly clear advantage in Germany and Italy while GTCC aneven more marked advantage in Belgium,the Netherlands,Finland and the United Kingdom.Thesedifferences are almost exclusively due to variation in the price of natural gas to power generators inthe various countries.Even at these high utilisation rates the PWR nuclear generating technologyoption is uncompetitive in almost all EU countries due to very high capital costs.The only exceptionis France where streamlining of licensing and construction procedures,the existence of an adequateinfrastructure and learning by doing experience has meant that construction times and hence costsare significantly lower than elsewhere in the EU.However,even in France PWRs remain a reasonablycompetitive option only for such very high loads.Wind power is an unambiguously attractive optionin Denmark due to lower costs and an adequate policy support but fall significantly short of themost economic option in all other EU countries.
Rækkefølgen af mulighederne ændres ikke væsentligt,selv om man fjerner forbrugsafgifter ogsubsidier.Det er primært en fordel for GTCC,idet visse lande lægger høje afgifter på naturgas(Danmark og i mindre grad Italien og Tyskland).I Danmark bliver GTCC langt den mest attraktivemulighed,mens produktionsomkostningerne ved GTCC i Italien kommer så tæt på PFBC,at det måantages,at langt fra specielle kulhavne med særlige faciliteter vil GTCC være at foretrække,selv for såhøje udnyttelsesgrader.Hvis de indenlandske kulsubsidier i Tyskland fjernes,bliver denne mulighednaturligvis dyrere,men de var dog heller ikke oprindeligt høje nok til at gøre tysk kul attraktiv for nyebrugere.Som det fremgår af tabellen,fører forbrugsafgifter(70) kun i Danmark og Tyskland tilmarkedsforvridning,når det gælder valg af teknologi,(hvor det i begge tilfælde er kul,der favoriserespå bekostning af naturgas).Dette resultat skyldes i vid udstrækning,at forbrugsafgifter påbrændstoffer,der bruges til elektricitetsfremstilling,i de fleste EU-medlemsstater er ret lave (nul imange tilfælde) med undtagelse af fuelolie,som dog ikke er en konkurrencedygtig løsning.
Removing excise taxes and subsidies does not significantly alter the ranking of options.It worksprimarily in favour of GTCC,natural gas being taxed heavily in some countries (Denmark and to alesser extent Italy and Germany).In Denmark GTCC becomes by far the most attractive optionwhile in Italy GTCC generating costs approach PFBC sufficiently to suggest that away fromspecially designed coal handling port facilities GTCC would be preferable even for such highutilisation rates.As for the effect of the removal of German domestic coal subsidies although itobviously makes the option more expensive they were not sufficient to make German coalattractive for new users in the first place.As can be seen in the table,excise taxes(70) lead tomarket distortion,in terms of technology choice,only in the cases of Denmark and Germany (inboth cases operating in favour of coal and to the detriment of natural gas).This result is largelyexplained by the fact that in most EU Member States the excise taxes applied on fuels used inpower generation are rather small (zero in many cases) with the exception of fuel oil,which,however,is not a competitive solution.
70)I Tyskland er der offentlig støtte til de indenlandske kulpriser.
70)In the case of Germany there is a subsidy on domestic coal prices.
Tabel 1:Produktionsomkostninger (EUR ’90/kWh) ved teknologier til elektricitetsfremstilling ved 7000 timers drift med forbrugsafgifter/subsidier
Table 1:Production cost (Euro 1990/KWh) of power generation technologies at 7000 hours with excise
PFBC (importeret kul)
PFBC (imported coal)
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom without excise
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Irland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom
Tabel 2:Produktionsomkostninger (EUR ’90/kWh) ved teknologier tilelektricitetsfremstilling ved 5000 timers drift med forbrugsafgifter/subsidier
0.080 0.053 0.080 0.050 0.045 0.068 0.062 0.063 0.067 0.069 0.080 0.063 0.063 0.057 na na na na 0.049 0.046 na na na na na 0.059 na 0.053
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige
Consequently,the present levels of excise taxes and subsidies in power generation do not seem tohave a significant impact on the competitiveness of fuels and technologies in the sector.
0,057 gennemført,og ulemperne ved anlæg,der bruger fuelolie sammenlignet med de nye typer anlæg,er såstore,at det selv uden brændstofafgifter ville være et lidet attraktivt valg.I den forstand er afgiften nuirrelevant for valget af brændstof (og bliver det stadig mere,selv som indtægtsskabende foranstaltning).
The most striking observation that can be made by looking at the above tables is that CHP,in oneform or another,appears to be costeffective compared to all steam-only boiler systems in allcountries,for all three utilisation rates and irrespective of whether excise duties are included or not.This is clearly due to the very high overall efficiencies that characterise CHP systems and their verycompetitive costs.This often overwhelming advantage does not,however,imply that CHP is currentlycapable of sweeping the whole market for new steam-raising equipment.A lot depends on whetheran adequate institutional and regulatory regime is in place for facilitating sales of excess electricityinto the grid.Furthermore,CHP plants are characterised by considerable economies of scale whichmay inhibit their application for small-scale steam requirements.
GTCC til stærkt varierende udnyttelsesgrader er generelt den mest konkurrencedygtige mulighed inæsten alle EU-lande.Denne dominans forstærkes,når afgifter og støtte fjernes.Subsidier ogstøtteordninger til vedvarende energi og især vindkraft styrker interessen for disse betydeligt.Medmeget få undtagelser er omkostningerne ved disse teknologier imidlertid stadig høje,og støtteniveauetikke tilstrækkeligt til,at de kan blive troværdige alternativer,der kan få en større udbredelse.
Among the CHP types examined,the natural gas-burning GTCC seems to be the most cost-effectivein the majority of cases,its advantage increasing with the removal of excise taxes and with thedecrease of the utilisation rate.The latter occurs because of the considerably lower capital costs of GTCC CHP compared to the PFBC alternative.For the higher utilisation rates the PFBC seems to enjoya substantial advantage in some countries (Denmark,Germany,Italy and Portugal) with high naturalgas prices often due to taxation.These advantages persist in some cases (Germany,Italy) whenconsidering the 5000-hour utilisation rate (although in this case they disappear when excise dutiesare removed).Such advantages as appear to be enjoyed by coal fired CHP in some countries should,however,be qualified by the requirement that the plant should be located in areas with easy accessto coal-importing port facilities and at a considerable distance from inhabited areas for air qualityreasons.Oil-fired CHP is characterised by low conversion efficiencies and fails to compete successfullywith coal (let alone gas) even for the low utilisation rates and even in the absence of excise duties.
Som følge heraf synes de nuværende afgifter på og subsidier til elektricitetsfremstilling ikke at havenogen nævneværdig betydning for brændstoffers og teknologiers konkurrenceevne.
In general,such excise duties and subsidies as exist in the industrial steam-raising sector seem tohave some effect in encouraging coal use in cases of very high utilisation rates.It seems that theseduty structures were designed to produce just this type of result in an effort to diversify supplies to
Tabel 3:Produktionsomkostninger (EUR ’90/kWh) ved teknologier til fremstilling afelektricitet ved 2500 timers drift med forbrugsafgifter/subsidier
Table 4:Production cost (Euro 1990/KWh) of steam generation from industrialboilers at 7000 hours with excise taxes/subsidies
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom without excise taxes/subsidies
Tabel 4:Produktionsomkostninger (EUR ’90/kWh) ved fremstilling af damp i industrikedler ved 7000 timers drift med forbrugsafgifter/subsidier
Table 5:Production cost (Euro 1990/KWh) of steam generation from industrialboilers at 5000 hours with excise taxes/subsidies
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige uden forbrugsafgifter/subsidier
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom without excise taxes/subsidies
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige at blive solgt uden for værket,blev brugt til at opfylde egen efterspørgsel,kunne besparelsen blivehøjere og prisen for den samtidig fremstillede damp tilsvarende lavere.
Austria Belgique Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom
Tabel 5:Produktionsomkostninger (EUR ’90/kWh) ved fremstilling af damp i industrikedler ved 5000 timers drift med forbrugsafgifter/subsidier
Table 6:Production cost (Euro 1990/KWh) of steam generation from industrialboilers at 2500 hours with excise taxes/subsidies
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige er karakteristisk for kraftvarmesystemet og de meget konkurrencedygtige priser.Denne ofteovervældende fordel betyder imidlertid ikke,at kraftvarmeværker i øjeblikket kan konkurrere alle nyedampproducerende værker ud af markedet.Meget afhænger af,om der er fastlagt passendelovgivning og institutionelle regler til fremme af salg af overskudselektricitet til ledningsnettet.Endvidere har kraftvarmeværker betydelige stordriftsfordele,hvilket kan være en hindring for,at debruges ved mindre dampbehov.
Excise taxes appear to affect little the choices as far as the main competing systems (natural gas andgas oil-fired) are concerned.The only clear reversals occur in Spain and Ireland where as mentionedearlier the residential gas distribution network is not sufficiently developed to make gas an optionfor the majority of cases anyway.The main reason for this relative insensitivity is that to a large extenttaxation of fuels for household users seems to be non-discriminatory.This is especially the case incountries with very high taxation levels (Denmark and Italy) where excise taxes fall equally hard onthe two main fuels.
Blandt de undersøgte kraftvarmeværkstyper ser de naturgasfyrede GTCC-værker ud til at være demest omkostningseffektive i de fleste tilfælde,idet fordelen ved dem øges,når forbrugsafgifternefjernes,og udnyttelsesgraden falder.Det sidste sker,fordi der er betydeligt lavereanlægsomkostninger ved GTCC-kraftvarmeværker i forhold til alternativet PFBC.Ved højereudnyttelsesgrader ser det ud til at PFBC-værker har en betydelig fordel i nogle lande (Danmark,
Four engine types have been considered for the purpose of the analysis:standard gasoline,diesel,liquefied petroleum gas (LPG) available in limited distribution in most countries and methanol with avirtually non-existent distribution network at present.The inclusion of the latter is justified by thefact that it represents the non-oil technology that is closest to market implementation at present.Itwas assumed that the methanol was derived from natural gas at an efficiency of 70% and that it wastaxed at the same rate as gasoline in order to maintain fiscal neutrality.Diesel cars,although moreefficient than gasoline-driven ones are heavier and more expensive than their gasoline alternatives.Likewise,LPG and methanol-driven vehicles are more costly to build than standard gasoline-drivenones.
Tabel 6:Produktionsomkostninger (EUR ’90/kWh) ved fremstilling af damp i industrikedler ved 2500 timers drift med forbrugsafgifter/subsidier
Table 8:Unit cost (Euro ’90/km driven) for average annual mileage of a gasoline car(13 000 km) with excise taxes without excise taxes
Østrig Belgien Danmark Finland Frankrig Tyskland Grækenland Irland Italien Nederlandene Portugal Spanien Sverige Det Forenede Kongerige uden forbrugsafgifter/subsidier
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom
Tyskland,Italien og Portugal) med høje naturgaspriser,som ofte skyldes beskatning.Disse fordeleholder sig i nogle tilfælde (Tyskland,Italien) ved en udnyttelsesgrad på 5000 timer (selv om de idette tilfælde forsvinder,når forbrugsafgifterne fjernes).Der bør imidlertid tages forbehold for defordele,der ser ud til at være ved kulfyrede kraftvarmeværker i visse lande,idet værket skal ligge etsted,hvor der er let adgang til en kulhavn og langt fra beboede områder af hensyn til luftkvaliteten.Oliefyrede kraftvarmeværker har en lav energiomdannelseseffektivitet og kan ikke konkurrere medkul (og slet ikke gas) heller ikke ved de lave udnyttelsesgrader og ikke en gang uden forbrugsafgifter.
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom designed to actively discourage private vehicles the cost approximately trebles.It is clear that fiscalmeasures seriously disadvantage car ownership and use and in their absence one could suspect thattheir remarkable growth could become inexorable.
Som allerede nævnt er værker,hvor der kun fremstilles damp langt mindre konkurrencedygtige endkraftvarmeværker,men sidstnævnte er ikke nødvendigvis altid en brugbar mulighed.Naturgassen ermere dominerende i segmentet,hvor der kun produceres damp,end GTCC er inden forkraftvarmeværker.Selv for meget høje udnyttelsesgrader og i lande,hvor gaspriser til industrielle
In comparison to this general observation the impact of excise taxes on the choice of vehicle typesseems relatively minor.The wide differentials between excise taxes for gasoline and diesel designedto discriminate in favour of commercial road transport,which characterised some countries in thepast,have been narrowing considerably in recent years.Furthermore,particularly high ex-refinery gas
brugere er specielt høje (Danmark,Italien,Irland),er den relative fordel ved kulfyrede værker lille ogforsvinder næsten helt,når forbrugsafgifterne fjernes.Ved udnyttelsesgrader på 2500 timer om åretkan værker,der bruger svær fuelolie,i mange lande være konkurrencedygtige i forhold til kulfyredeværker og bliver det i hvert fald,hvis der ikke er forbrugsafgifter.Dette gælder dog ikke altid i forholdtil de tilsvarende naturgasfyrede værker.
oil prices during the second half of 2000 have meant additional narrowing of differentials even intraditionally ‘dieselisation’countries like France,Spain,Italy and Belgium.Consequently,given thehigher car purchase prices,diesel is only marginally more attractive than gasoline in only a fewcountries (France,Germany and Belgium) even at the 18000 km/year utilisation rate.This picturewould be altered if higher than average mileages were considered but such an extension would gosomewhat beyond the scope of the present study.At any rate,such small advantages as are enjoyedby diesel in some countries disappear when excise taxes are removed,the higher acquisition costclearly outweighing the gains in fuel efficiency.