natgillin/translations-raw huggingface dataset:
On 7 March 2003, the UK authorities notified a restructuring plan to the Commission.
märtsil 2003 esitasid Ühendkuningriigi ametivõimud komisjonile ümberkorralduste kava.
The submission by the UK Government was registered under State aid case number NN 45/2003 since certain restructuring measures possibly containing aid had already entered into force.
Kava esitamine Ühendkuningriigi valitsuse poolt registreeriti riigiabi kaasuse numbriga NN 45/03, kuna teatavad ümberkorraldamismeetmed, mis võisid abi sisaldada, olid juba jõustunud.
Further information was submitted on 13 March 2003.
Järgnev teave edastati 13. märtsil 2003.
A meeting between representatives of the Commission and of the UK authorities took place on 28 March 2003.
Komisjoni ja Ühendkuningriigi ametivõimude esindajad kohtusid 28. märtsil 2003.
The Commission sent the UK authorities a request for information on 21 April 2003, to which the UK authorities replied on 2 May 2003.
aprillil 2003 saatis komisjon Ühendkuningriigile teabenõude, millele Ühendkuningriigi ametivõimud vastasid 2. mail 2003.
By letter dated 23 July 2003, the Commission informed the United Kingdom that it had decided to initiate the procedure laid down in Article 88(2) of the EC Treaty in respect of the aid.
juuli 2003. aasta kirjas teavitas komisjon Ühendkuningriiki oma otsusest algatada abi suhtes EÜ asutamislepingu artikli 88 lõike 2 kohane menetlus.
The Commission decision to initiate the procedure was published in the Official Journal of the European Union [3].
Komisjoni otsus menetluse algatamise kohta avaldati Euroopa Liidu Teatajas [3].
The Commission called on interested parties to submit their comments.
Komisjon palus huvitatud pooltel esitada selgitused.
The UK authorities provided the Commission with their comments on the opening of the procedure by letter dated 22 August 2003, registered by the Commission on the same day.
Ühendkuningriigi ametivõimud esitasid komisjonile oma selgitused menetluse algatamise kohta 22. augusti 2003. aasta kirjas, mis jõudis komisjoni samal päeval.
The Commission received comments from interested parties.
Komisjon sai selgitusi huvitatud isikutelt.
It forwarded them to the United Kingdom, which was given the opportunity to react; its comments were received by letter dated 29 October 2003, registered by the Commission on 30 October 2003.
Ta edastas need Ühendkuningriigile, kellele anti võimalus neile reageerida; Ühendkuningriigi selgitused saadeti 29. oktoobri 2003. aasta kirjas, mis jõudis komisjoni 30. oktoobril 2003.
The Commission met the United Kingdom authorities on 7 October 2003.
Komisjon kohtus Ühendkuningriigi ametivõimudega 7. oktoobril 2003.
Following that meeting, the United Kingdom submitted information in a letter dated 5 November 2003, registered on 10 November 2003.
Selle kohtumise järel edastas Ühendkuningriik teabe enda 5. novembri 2003. aasta kirjas, mis jõudis komisjoni 10. novembril 2003.
Another meeting took place on 28 November 2003.
Järgmine kohtumine leidis aset 28. novembril 2003.
The Commission sent a request for information to the United Kingdom on 5 December 2003 to which the United Kingdom replied on 22 December 2003.
detsembril 2003 saatis komisjon Ühendkuningriigile teabenõude, millele Ühendkuningriik vastas 22. detsembril 2003.
Another meeting took place on 2 February 2004.
Järgmine kohtumine toimus 2. veebruaril 2004.
The United Kingdom submitted information on 4 February 2004.
Ühendkuningriik edastas teabe 4. veebruaril 2004.
New information was submitted by the United Kingdom on 10 March 2004.
märtsil 2004 edastas Ühendkuningriik uue teabe.
A meeting took place on 22 March 2004.
Kohtumine toimus 22. märtsil 2004.
The Commission sent a new request on 19 April 2004 to which the United Kingdom replied on 11 May 2004.
aprillil 2004 saatis komisjon uue teabenõude, millele Ühendkuningriik vastas 11. mail 2004.
A meeting took place on 7 June 2004.
Kohtumine leidis aset 7. juunil 2004.
New information was submitted on 1 July 2004 and a meeting was held on 29 July 2004.
juulil 2004 edastati uus teave ning kohtumine toimus 29. juulil 2004.
The United Kingdom submitted further information on 23 August 2004
Ühendkuningriik edastas täiendava teabe 23. augustil 2004.
Beneficiary of the aid
Abisaaja
The British Energy plc group
British Energy plc grupp
BE is an electricity generator.
BE on elektritootja.
It was privatised by the UK authorities in 1996.
Ta erastati Ühendkuningriigi ametivõimude poolt 1996. aastal.
Except for three special shares held by the UK authorities (one in BE and one in each of its two principal UK subsidiaries), BE is now wholly owned by private investors.
Kui välja arvata kolm eriaktsiat, mis kuuluvad Ühendkuningriigi ametiasutustele (üks BE aktsia ja üks selle mõlema peamise Ühendkuningriigi tütarühingu aktsia), kuulub BE nüüd täielikult erainvestoritele.
At the time of privatisation the primary components of BE’s business were six nuclear power stations in England and two nuclear power stations in Scotland.
Erastamise ajal kuulusid BE põhiosa hulka kuus tuumaelektrijaama Inglismaal ja kaks tuumaelektrijaama Šotimaal.
BE continues to operate these stations which have a total registered capacity of 9820 MW, of which 7281 MW is in England and Wales and 2539 MW is in Scotland.
BE hoiab neid jaamasid jätkuvalt töös ning nende kinnitatud koguvõimsus on 9820 MW, millest 7281 MW jaguneb Inglismaa ja Walesi vahel ning 2539 MW langeb Šotimaale.
BE is the only private sector owned operator of nuclear power stations in the UK.
BE on ainus eraomanduses olev tuumaelektrijaamade operaator Ühendkuningriigis.
It supplies electricity to the wholesale market and to certain large industrial and commercial (I & C) customers but not otherwise by retail.
Ta tarnib elektrienergiat hulgiturule ning mõningatele suurtele tööstus- ja äritarbijatele, kuid muus osas jaemüügiga ei tegele.
Of the eight UK BE nuclear stations, seven are advanced gas-cooled reactors (AGR), a design and technology unique to the UK.
Ühendkuningriigi kaheksast BE tuumaelektrijaamast seitse on kaasaegsed gaasijahutusega reaktorid, mille tehniline lahendus ja tehnoloogia on ainuomased Ühendkuningriigile.
The eighth, Sizewell B, is a pressurised water reactor (PWR), a design and technology widely adopted internationally.
Kaheksas, Sizewell B, on surveveereaktor, mille tehniline lahendus ja tehnoloogia on rahvusvaheliselt laialdaselt kasutusel.
BE’s principal UK subsidiaries are:
BE peamised tütarettevõtjad Ühendkuningriigis on:
British Energy Generation Ltd (BEG), which owns and operates the six nuclear power stations in England and holds the supply licence for the direct supply business;
British Energy Generation Ltd (edaspidi “BEG”), kes omavad ja juhivad kuut tuumaelektrijaama Inglismaal ning kellel on otsemüügiluba,
British Energy Generation (UK) Ltd (BEGUK), which owns and operates the two nuclear power stations in Scotland;
British Energy Generation (UK) Ltd (edaspidi “BEGUK”), kes omavad ja juhivad kahte tuumaelektrijaama Šotimaal,
Eggborough Power (Holdings) Ltd (EPL), which owns and operates the Eggborough coal fired power station in England;
Eggborough Power (Holdings) Ltd (edaspidi “EPL”), kes omavad ja juhivad Eggborough kivisöejõujaam Inglismaal
British Energy Power & Energy Trading Ltd (BEPET), which sells all of BE’s output (other than in relation to the direct supply business) and manages market risks.
British Energy Power & Energy Trading Ltd (edaspidi “BEPET”), kes müüb kogu BE toodangu (välja arvatud selle, mis on seotud otsemüügiga) ning tegeleb tururiskidega.
The recent developments
Viimased arengud
As a consequence of the substantial fall in electricity prices in the market in which BE operates coupled with BE’s lack of hedging and the unplanned power station outages, revenues generated by BE’s power stations decreased markedly during 2002.
Seoses elektrihindade olulise langemisega turul, kus BE tegutseb, ning BE riskikindlustuse puudumise ja jõujaamade plaaniväliste avariidega, vähenesid BE jõujaamade tulud 2002. aasta jooksul märkimisväärselt.
The high proportion of non avoidable costs [4] in BE’s cost structure in its nuclear power stations has also given it little opportunity to respond to lower prices by reducing costs.
Vältimatute kulude suur osakaal [4] BE tuumaelektrijaamade kulustruktuuris ei ole samuti eriti võimaldanud alanenud hindadele kulude vähendamisega vastata.
A price fall of GBP 8,56/MWh, that has occurred in two years preceding 2002, is equivalent to an annual reduction of income of GBP 642 million per annum on output of 75 TWh (the output of BE’s power stations in the financial year).
aastale eelnenud kahel aastal toimunud hinnalangus 8,56 Inglise naela/MWh ulatuses tähendas tulude vähenemist 642 miljoni Inglise naela võrra aastas 75 TWh toodangu juures (BE jõujaamade toodang ühe majandusaasta jooksul).
Neither electricity trading contracts nor the direct sales business have sufficiently mitigated the effect of this price fall on BE’s income.
Selle hinnalanguse mõju BE tuludele ei ole oluliselt leevendanud elektritootmislepingud ega ka otsemüük.
As a result of these factors, BE’s cash position deteriorated significantly during the summer of 2002, with cash balances reducing from GBP 231 million at the beginning of April 2002 to only GBP 78 million at the end of August 2002, with the decline accelerating from the end of June 2002.
Nende tegurite tulemusena halvenes 2002. aasta suvel BE rahaline olukord märkimisväärselt: kassa ja pangakonto jääk vähenes 2002. aasta aprilli alguse 231 miljoni Inglise naela tasemelt 2002. aasta augusti lõpuks vaid 78 miljonile Inglise naelale ning langus kiirenes alates 2002. aasta juuni lõpust.
In addition to the significant reduction in cash balances, BE anticipated substantial cash outflows in the period from September 2002 to March 2003.
Lisaks kassa ja pangakonto jäägi olulisele vähenemisele oli BE prognoosinud olulisi väljamakseid ajavahemikus 2002. aasta septembrist 2003. aasta märtsini.
These outflows included payments to British Nuclear Fuel Limited (BNFL) under its spent fuel management contracts, significant capital expenditure at BE’s Bruce Power facility in Canada and the repayment of the first tranche of its bonds, due on 25 March 2003.
Need maksed sisaldasid makseid äriühingule British Nuclear Fuel Limited (edaspidi “BNFL”) seoses kasutatud tuumkütuse käitluslepingutega, olulisi kapitalikulusid BE Kanada rajatises Bruce Power ning võlakirjade esimese osa tagasimaksmist, mille tähtpäev oli 25. märts 2003.
On 5 September 2002, in the light of a failed bond offering in the summer and concern about its ability to access its undrawn bank facilities, BE’s Board received legal advice that the company would not be able to draw down credit facilities.
septembril 2002, seoses suvise võlakirjade müügi läbikukkumisega ja murega kasutamata laenuvõimalustele juurdepääsu saamise pärast, sai BE juhatus juriidilist nõustamist, mille kohaselt ei olnud äriühingul enam võimalik laenuinstrumente kasutada.
Indeed, as the directors were not in a position to state that they believed that the Company could repay those credit facilities, drawing them down would have been equivalent to trading without any reasonable prospect of avoiding insolvent liquidation.
Tõepoolest, kuna direktorid (juhatuse liikmed) ei saanud kinnitada, et nad usuksid äriühingu võimesse laene tagasi maksta, oleks laenuinstrumentide kasutamine tõenäoliselt võrdunud tegutsemisena ilma mingi kaalutletud väljavaateta maksejõuetusest tulenevat likvideerimist vältida.
This led BE to seek financial support from the UK authorities in order to avoid insolvency proceedings.
Selle tagajärjel pöördus BE rahalise abi saamiseks Ühendkuningriigi ametivõimude poole, et vältida pankrotimenetlust.
That financial support was approved as rescue aid by the Commission’s decision of 27 November 2002.
Oma 27. novembri 2002. aasta otsuses kinnitas komisjon, et selle rahalise toetuse puhul oli tegemist ettevõtte päästmisabiga.
That decision referred to the undertaking by the UK Government to notify a liquidation or a restructuring plan or proof that the facilities had been reimbursed in full and/or that the guarantee had been terminated to the Commission no later than six months after the rescue aid was authorised.
Otsuses viidati Ühendkuningriigi valitsuse kohustusele esitada hiljemalt 6 kuu jooksul ettevõtte päästmisabi kinnitamisest komisjonile likvideerimis- või ümberkorralduste kava või tõendusmaterjalid vahendite täieliku tagasimaksmise kohta ja/või antud garantii lõpetamise kohta.
On 7 March 2003, the UK Government notified BE’s restructuring plan to the Commission.
märtsil 2003 edastas Ühendkuningriigi valitsus BE ümberkorralduste kava komisjonile.
The restructuring plan
Ümberkorralduste kava
Origin of BE’s difficulties
BE raskuste tekkepõhjused
The UK Government has identified the origin of BE’s difficulties to be as follows:
Ühendkuningriigi valitsus on tuvastanud, et BE raskuste tekkepõhjused on järgmised:
BE’s unhedged position
BE kindlusetu olukord
Unlike the other large private sector generating companies, BE does not own a retail customer business that provides a natural hedge for its wholesale electricity price risk.
Erinevalt teistest suurtest erasektori elektrienergia tootjatest puudub BE-l jaemüügitegevus, mis annaks loomuliku garantii elektri hulgimüügi hinnariski vastu.
BE instead sells its electricity primarily in the wholesale market and a small share to large Industrial and Commercial (I & C) Consumers.
Selle asemel müüb BE elektrit peamiselt hulgiturul ja väikese osa ka suurtele tööstus- ja äritarbijatele.
BE’s position in the market for retail supply to large I & C Consumers did not provide a hedge against the fall in wholesale prices.
BE positsioon suurte tööstus- ja äritarbijate jaeturul ei pakkunud kaitset hulgihindade languse vastu.
This market has been fully open to competition since 1994.
See turg on olnud täielikult konkurentsile avatud alates 1994. aastast.
It is competitive with price sensitive consumers.
Tegemist on tiheda konkurentsiga turuga, mille tarbijad on hinnatundlikud.
Accordingly, there has been no increase in retail margins to offset the effects of falling wholesale prices.
Seega ei ole toimunud vähimatki jaehinnamarginaali kasvu, mis kompenseeriks langevate hulgihindade mõjusid.
BE’s high proportion of non-avoidable costs
BE vältimatute kulude suur osakaal
The cost structures of nuclear plants are characterised by very high non-avoidable costs and low avoidable costs [5].
Tuumaelektrijaamade kulustruktuuridele on iseloomulik vältimatute kulude väga suur ja raskesti välditavate kulude väike osakaal [5].
Some of BE’s non-avoidable costs are unique to nuclear power stations.
Mõned BE vältimatutest kuludest on ainuomased tuumaelektrijaamadele.
Firstly, nuclear decommissioning liabilities are unrelated to output, except in respect to their timing, which is based on the timing of station closures.
Esiteks ei ole tuumajaama sulgemise kohustused toodanguga seotud, välja arvatud nende ajastus, mis sõltub jaamade sulgemise ajastamisest.
Secondly, spent fuel management costs, the costs of reprocessing, storage and final disposal of spent fuel, are also not avoidable for fuel that has already been loaded into the reactor.
Teiseks ei ole kasutatud tuumkütuse käitlemiskulud — kasutatud tuumkütuse töötlemise, ladustamise ja lõpliku kõrvaldamise kulud — samuti välditavad selle kütuse puhul, mis on juba reaktorisse lisatud.
On the other hand, avoidable costs of nuclear plants are below those of other plants on the system, including other baseload power stations.
Ühest küljest on tuumaelektrijaamade välditavad kulud väiksemad kui süsteemi teiste jaamade kulud, sealhulgas ka muude baaskoormuselektrijaamade kulud.
The fall in market prices has led to a large reduction in the margin BE earns above its avoidable costs.
Turuhindade languse tulemusena on suurel määral vähenenud BE tulumarginaalpärast välditavate kulude katmist.
Consequently the funds available to meet its high non-avoidable costs, being mainly financing costs and nuclear liabilities arising from past actions, have been greatly reduced.
Selle tulemusena on oluliselt vähenenud rahaliste vahendite hulk, mis oli mõeldud suurte vältimatute kulude katmiseks, milleks olid peamiselt varasemast tegevusest tulenevad tuumaenergiakohustused ja finantseerimiskulud.
This has led to difficulties in meeting payments to creditors, which have required a financial restructuring of the business.
See on põhjustanud raskusi võlausaldajatele maksete tasumisel, kes on nõudnud äriühingu finantside ümberkorraldamist.
In addition to long term non-avoidable costs arising from the nuclear liabilities, BE also suffered from high shorter term non-avoidable costs in the form of financing expenses, increased as a result of its return of capital to shareholders and its Eggborough and North American acquisitions, and the cost of power purchase agreements.
Lisaks pikaajalistele vältimatutele kuludele, mis tulenevad tuumaenergiakohustustest, on BE samuti kannatanud kahju suurte lühemaajaliste vältimatute kulude tõttu finantseerimiskulude näol, mis on kasvanud seoses kapitali tagastamisega aktsionäridele ja Eggborough ning Põhja-Ameerika jaamade omandamisega ning energiaostu lepingute maksumusega.
Significant unplanned outages at BE’s nuclear stations
Suur hulk plaaniväliseid avariisid BE tuumajaamades
BE’s loss of income following the drop in electricity wholesale prices was further exacerbated by significant unplanned outages at BE’s Torness 2 and Dungeness B stations. On 13 August 2002, BE announced that, following the unplanned outages at Torness, the target for nuclear output in the United Kingdom had been reduced from 67,5 TWh to 63 TWh (± 1 TWh).
Elektri hulgihindade langemise tagajärjel saamata jäänud tulu tõttu tekkinud BE olukorda võimendasid veelgi ulatuslikud plaanivälised avariid BE jaamades Torness 2 ja Dungeness B. 13. augustil 2002 teatas BE, et Tornessi plaaniväliste avariide tagajärjel oli Ühendkuningriigi planeeritud tuumaenergia tootmist vähendatud 67,5 TWh-lt 63 TWh-le (± 1 TWh).
The restructuring measures
Ümberkorraldamismeetmed
The restructuring package consists of the following seven measures, that were agreed between BE, its major creditors (including the publicly owned nuclear fuel processing company BNFL), and the UK Government:
Ümberkorralduste pakett hõlmab järgmist 7 meedet, mille suhtes BE, tema peamised võlausaldajad (sealhulgas riigiomandis tuumkütuse töötlemisettevõte BNFL), ja Ühendkuningriigi valitsus jõudsid kokkuleppele:
Measure A measures linked to the funding of nuclear liabilities;
Meede A tuumaenergiakohustuste rahastamisega seotud meetmed,
Measure B measures concerning fuel cycle agreed with BNFL;
Meede B BNFLiga kooskõlastatud kütusetsüklit käsitlevad meetmed,
Measure C standstill measures;
Meede C maksete peatamise meetmed,
Measure D significant creditors restructuring package;
Meede D peamistele võlausaldajatele suunatud ümberkorralduste pakett,
Measure E introduction of a new trading strategy;
Meede E uue kauplemisstrateegia juurutamine,
Measure F asset disposals to help finance the restructuring;
Meede F varade müük ümberkorraldamise rahastamise toetamiseks,
Measure G local tax deferrals.
Meede G kohalike maksudeajatamine.
These measures are described in further detail in recitals (29) to (102).
Neid meetmeid on kirjeldatud üksikasjalikumalt põhjendustes (29) kuni (102).
Measure A: measures linked to the funding of nuclear liabilities
Meede A: Tuumaenergiakohustuste rahastamisega seotud meetmed
The nuclear liabilities
Tuumaenergiakohustused
Nuclear liabilities arise primarily from the need to reprocess or store and ultimately dispose of spent nuclear fuel (back-end liabilities) and from the need to decommission nuclear power stations at the end of their commercial lives (decommissioning liabilities).
Tuumaenergiakohustused tekivad peamiselt seoses kasutatud tuumkütuse ümbertöötlemise, ladustamise ja kõrvaldamise vajadusega (edaspidi “lõppfaasikohustused”) ning vajadusega tuumaelektrijaamad nende kasuliku eluea lõppedes kasutuselt kõrvaldada (edaspidi “tuumajaama sulgemise kohustused”).
For some of the Back-end Liabilities, BE has contracts for the provision of spent fuel management services by BNFL (contracted liabilities).
Osade lõppfaasikohustuste suhtes on BE-l lepingud BNFLiga kasutatud tuumkütuse käitlemiseks (edaspidi “lepinguga kaetud kohustused”).
Contracted liabilities represent amounts that BE is contractually liable to pay to BNFL in the future for the reprocessing and/or storage of AGR spent fuel and other services in connection with the management of the spent fuel.
Lepinguga kaetud kohustused hõlmavad tasusid, mida BE on lepingu järgi kohustatud tulevikus maksma BNFLile gaasijahutusega reaktorites kasutatud tuumkütuse ümbertöötlemise ja/või ladustamise eest ja muude teenuste eest seoses kasutatud tuumkütuste käitlemisega.
The contracts cover reprocessing and storage of spent fuel and associated waste products for the fuel of the AGR stations up to at least 2038 or 2086.
Lepingud hõlmavad gaasijahutusega reaktorites kasutatud tuumkütuse ja seonduvate jäätmete ümbertöötlemist ja ladustamist vähemalt aastateni 2038 või 2086.
These contracts are primarily for a fixed price with all the technical risks associated with the storage and reprocessing of spent nuclear fuel residing with BNFL.
Need lepingud on sõlmitud eelkõige fikseeritud hinnaga ning nende järgi vastutab BNFL kõigi tehniliste tuumkütuse ladustamise ja ümbertöötlemise riskide eest.
Title to all spent fuel and most associated wastes remains with BE throughout the life of the contracts.
Kogu kasutatud tuumkütuse ja enamike seonduvate jäätmete omandiõigus jääb BE-le kogu lepingute kehtivusaja jooksul.
There are other back-end liabilities, which may or may not be associated with the same spent fuel, for which no contract for services currently exists (uUncontracted liabilities).
Lisaks on ka teisi lõppfaasikohustusi, mis võivad, kuid ei pea olema seotud sama kasutatud tuumkütusega, mille kohta ei ole praegu teenuslepinguid sõlmitud (edaspidi “lepinguga katmata kohustused”).
Uncontracted liabilities principally relate to final disposal of spent fuel, plutonium, uranium and wastes arising from the reprocessing of AGR fuel, the storage and final disposal of spent PWR fuel, including the construction of a dry store at Sizewell B, and the storage and disposal of operational wastes.
Lepinguga katmata kohustused on peamiselt seotud kasutatud tuumkütuse, plutooniumi, uraani ja gaasijahutusega reaktorites kasutatud tuumkütuse ümbertöötlemisel tekkinud jäätmete lõpliku kõrvaldamisega, surveveereaktoris kasutatud tuumkütuse ladustamise ja lõpliku kõrvaldamisega, sealhulgas ka kuivhoidla ehitamisega jõujaamas Sizewell B ning tootmisjäätmete ladustamise ja kõrvaldamisega.
Decommissioning liabilities relate to the costs of defuelling, decontamination and dismantling of the nuclear power stations after the stations have ceased to generate electricity.
Tuumajaama sulgemise kohustused on seotud kütuse eemaldamisega tuumaelektrijaamadest, nende saastatusest puhastamise ja demonteerimisega pärast seda kui need on elektritootmise lõpetanud.
Normally decommissioning is described as three stages:
Tavaliselt kujutatakse likvideerimist kolme etapina:
stage 1: defuelling the reactor shortly after station closure and removing the fuel from the power station;
etapp: kütuse eemaldamine reaktorist üsna varsti pärast selle sulgemist ja kütuse kõrvaldamine tuumajaamast,
stage 2: dismantling redundant ancillary buildings and making the reactor complex secure and weather proof, following which it is maintained and monitored, usually over long periods; and
etapp: üleliigsete kõrvalhoonete demonteerimine ja reaktorikompleksi ohutuks ja ilmastikukindlaks muutmine, mille järel seda hooldatakse ja jälgitakse, tehes seda üldiselt pikema aja jooksul,
stage 3: dismantling the reactor to allow the site to be reused (at least 85 years after the end of generation for AGR stations and up to 50 years for PWR stations).
etapp: reaktori demonteerimine, et selle asukohta oleks võimalik uuesti kasutada (gaasijahutusega reaktorite puhul vähemalt 85 aastat pärast töö lõpetamist ja surveveereaktorite puhul kuni 50 aastat pärast töö lõpetamist).