natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Commission notes however that since the time BE encountered difficulties, winter forward prices have very much increased.
Samas märgib komisjon, et alates ajast, mil BE-l tekkisid raskused, on talvised forward-tehingute hinnad oluliselt tõusnud.
Various price reporting agencies have reported values above GBP 20/MWh for winter baseload prices in the next few years, even reaching figures as high as GBP 27/MWh [60].
Erinevad hinnateabeagentuurid on avaldanud, et lähima paari aasta talvise baaskoormuselektrienergia hind on kõrgem kui 20 Inglise naela/MWh, ulatudes isegi nii kõrgele kui 27 Inglise naela/MWh [60].
The upward trend seems to be continuing and sustainable.
Tõusutrend näib olevat jätkuv ja stabiilne.
New entrant costs estimates range between GBP 20/MWh and GBP 25/MWh [61].
Uue osaleja kulude hinnangud jäävad vahemikku 20–25 Inglise naela/MWh [61].
Assessment in view of capacity margin
Hinnang võimsusvaru põhjal
The Commission trusts that the existence of overcapacity is easier to assess by analysing the actual physical figures of installed capacity and peak demand.
Komisjon usub, et tootmise ülevõimsust on kergem hinnata kinnitatud võimsuse ja tippnõudluse tegelike füüsiliste näitajate analüüsimisel.
The margin by which installed capacity exceeds average cold spell peak demand [62] is known as the system’s capacity margin.
Varu, mille võrra kinnitatud võimsus ületab keskmise talvise tippnõudluse [62] on süsteemi võimsusvaru.
In this framework, to assess whether the market is in structural overcapacity means to assess whether the present and foreseen capacity margin is adequate.
Praeguses kontekstis tähendab struktuurilise tootmise ülevõimsuse olemasolu hindamine hinnangut sellele, kas praegune ja kavandatud võimsusvaru on piisav.
It is obvious that setting a definitive quantitative norm for adequate capacity margin is a very difficult task.
On ilmselge, et piisava võimsusvaru lõpliku kvantitatiivse normi määramine on väga raske ülesanne.
The norm would have to depend on a number of parameters that vary from one network to the other.
See norm peaks sõltuma mitmetest näitajatest, mis on erinevate võrkude puhul erinevad.
It would also depend very much on the level of security of supply to be achieved, which would in turn be linked to less objective notions, like the psychological impact of a given period without electricity in a specific region.
Lisaks sõltuks see suurel määral vajaliku tarnekindluse tasemest, mis oleks omakorda seotud vähemobjektiivsete mõistetega nagu elektrikatkestuse psühholoogiline mõju mingis piirkonnas.
Furthermore, even if all physical and psychological parameters were under control, the necessary capacity margin would certainly also depend very much on market structure.
Isegi kui kõik füüsilised ja psühholoogilised näitajad oleksid kindlalt paigas, sõltuks vajalik võimsusvaru lisaks ka olulisel määral turustruktuurist.
Some experts believe that more liberalised markets need less capacity margin than strongly regulated centralised markets, although most agree that quantifying this effect is not possible at present in view of the lack of historical evidence.
Osad eksperdid leiavad, et liberaalsemad turud vajavad väiksemat võimsusvaru kui rangelt reguleeritud tsentraliseeritud turud, ehkki enamik on nõus sellega, et seda mõju ei ole hetkel varasemate tõendite puudumisel võimalik kvantifitseerida.
Also, comments by third parties provide different views on the capacity margin that should be adequate for Great Britain.
Lisaks sisaldavad kolmandate isikute selgitused erinevaid arvamusi Suurbritannia jaoks piisava võimsusvaru kohta.
Most of the comments which address this issue quote figures from the England and Wales network operator’s (NGTransco) Seven Year Statements.
Enamik selgitustest, kus seda küsimust käsitletakse, viitavad Inglismaa ja Walesi võrguoperaatori (NGTransco) seitsme aasta aruannetes sisalduvatele näitajatele.
In these statements, NGTransco states that it considers that a 20 % capacity margin should be the nominal benchmark for planning purposes.
Nendes aruannetes kinnitab NGTransco, et tema seisukohast peaks planeerimise otstarbel kasutatavaks nominaalseks võrdlusaluseks olema 20 % võimsusvaru.
It hints though that smaller capacity margin could be possible for real time management of the system, and refers to a possible 10 % figure for such a use.
Ta vihjab siiski ka sellele, et süsteemi reaalajas haldamiseks võib võimsusvaru olla ka väiksem, viidates sel puhul võimalikule 10 % võimsusvarule.
Drax and Greenpeace have suggested that this 10 % figure should be used as the proper reference for adequate capacity margin for the purpose of the assessment of the existence of structural overcapacity.
Drax ja Greenpeace on väitnud, et struktuurilise tootmise ülevõimsuse olemasolu hindamiseks tuleks kasutada 10 % näitajat kui sobivat baasmäära piisava võimsusvaru hindamiseks.
Other organisations have preferred to keep the reference to the 20 % figure, including institutes commissioned by Greenpeace to provide reports on the subject [63].
Teised organisatsioonid on eelistanud 20 % baasmäära kasutamist, sealhulgas ka asutused, kellel Greenpeace lasi esitada teemakohased aruanded [63].
In its own observations, NGTransco made it clear which of the two figures it considered should be used for the purpose of assessing the existence of structural overcapacity, by stating ‘In our role as System Operator for England and Wales, we would consider that any plant margin below the 20 % level can not represent overcapacity within the England and Wales market’.
Oma tähelepanekutes seletas NGTransco lahti, millist neist kahest näitajast tuleks tema arvates kasutada struktuurilise tootmise ülevõimsuse olemasolu hindamiseks, väites, et “Inglismaa ja Walesi võrguoperaatorina leiame, et iga tootmisvõimsuse varu, mis on väiksem kui 20 %, ei saa Inglismaa ja Walesi turu tingimustes väljendada tootmise ülevõimsust”.
In view of the above, the Commission considers that the 20 % level is a proper benchmark to assess the capacity situation in the England and Wales market.
Eespool esitatut silmas pidades leiab komisjon, et 20 % tase on sobiv võrdlusalus hindamaks võimsuse olukorda Inglismaa ja Walesi turul.
Although the Scotland market will soon be joined to the England and Wales market, it is still very much physically segregated from it.
Kuigi Šoti turg ühendatakse peagi Inglismaa ja Walesi turuga, on see siiski sellest turust füüsiliselt eraldatud.
The 2200 MW interconnection between the two regions is too small to allow a completely flexible use to balance each region’s lack or excess of power.
Nende kahe piirkonna vaheline 2200 MWne võrkudevaheline ühendus on liiga väike, et võimaldada täiesti paindlikku kasutust piirkondade energiavähesuse või -ülejäägi tasakaalustamiseks.
As a matter of fact, it is nearly always used for export of energy from Scotland to England and Wales.
Tegelikult kasutatakse seda ühendust peaaegu alati energia ekspordiks Šotimaalt Inglismaale ja Walesi.
Because of this major constraint, the Commission considers that the 20 % benchmark should be increased while considering the global Great Britain figures.
Selle olulise piirangu tõttu leiab komisjon, et kogu Suurbritannia näitajate hindamisel tuleks 20 % võrdlusalust suurendada.
The England and Wales market is by far the largest geographical segment of the Great Britain market.
Inglismaa ja Walesi turg on Suurbritannia turu kõige suurem geograafiline osa.
It is also the segment on which most of the economical data are set, since prices in Scotland are set in line with the England and Wales data.
Lisaks on see osa, millel põhineb enamus majandusnäitajatest, kuna Šotimaa hinnad määratakse Inglismaa ja Walesi andmete põhjal.
The vast majority of third parties’ comments also concentrate on the England and Wales segment.
Suur enamus kolmandate isikute selgitustest keskenduvad samuti Inglismaa ja Walesi turuosale.
The Commission has therefore begun its analysis of the market with this segment.
Sellest tulenevalt on komisjon alustanud oma turuanalüüsi selle turuga.
Historical experience has proven that the interconnector between the two segments was nearly only used for export from Scotland to England and Wales.
Varasemad kogemused on näidanud, et kahe osa võrkudevahelist ühendust kasutati üldjuhul vaid selleks, et eksportida elektrit Šotimaalt Inglismaale ja Walesi.
NGTransco considers this interconnectors’ capacity as a source of power for England and Wales.
NGTransco hinnangul on selle võrkudevahelise ühenduse võimsus Inglismaa ja Walesi energiaallikaks.
Conversely, Scottish Power, which is the Scottish operator responsible for the part of Scotland that shares a border with England, considers the interconnection’s capacity to be dedicated to export.
Scottish Power, Šoti tootja, kes on vastutav nende Šotimaa alade eest, mis piirnevad Inglismaaga, leiab vastupidiselt, et võrkudevahelise ühenduse võimsus on mõeldud ekspordiks.
In view of the above, and to be consistent with both past experience and the hypothesis put forward by the local operators, the Commission will consider in the rest of this Decision that the England and Wales/Scotland interconnector’s capacity is attributed to England and Wales.
Pidades silmas eespool esitatut ning nii varasemaid kogemusi kui kohalike operaatorite poolt püstitatud hüpoteese, käsitleb komisjon käesoleva otsuse edasises osas Inglismaa ja Walesi ning Šotimaa võrkudevahelise ühenduse võimsust kui Inglismaa ja Walesi võimsust.
There is only one network operator for the whole of England and Wales: NGTransco.
Kogu Inglismaa ja Walesi territooriumi kohta on vaid üks võrguoperaator: NGTransco.
The Commission has based its analysis of the capacity situation on this segment on NGTransco’s forecast, which are published periodically in the company’s Seven Year Statement.
Komisjoni analüüs selle turuosa võimsuse olukorra kohta põhineb NGTransco prognoosidel, mida avaldatakse perioodiliselt äriühingu seitsme aasta aruannetes.
Since the opening of proceedings, NGTransco has revised its forecast for capacity margin in the England and Wales market.
Menetluse algatamisest alates on NGTransco korrigeerinud enda prognoosi Inglismaa ja Walesi turu võimsusvaru kohta.
A new forecast was sent to the Commission with NGTransco’s submission.
Uus prognoos saadeti komisjonile koos NGTransco esildisega.
An even newer version of the same forecast has been published by NGTransco in its 2004 Seven Year Statement [64].
Veelgi uuema versiooni samast prognoosist on NGTransco avaldanud enda 2004. aasta seitsme aasta aruandes [64].
The Commission used this later newer version for the purpose of its analysis.
Oma analüüsi otstarbel kasutas komisjon kõige hilisemat versiooni.
Indeed, this newer version is based on the same fundamental hypothesis, in particular for input data, as that taken in the forecast that was considered as relevant by NGTransco in its submission to the Commission.
Tõepoolest, see kõige hilisem versioon põhineb samal põhihüpoteesil, eelkõige lähteandmete osas, mida NGTransco oli pidanud asjakohaseks ka komisjonile saadetud esildises sisalduvas prognoosis.
It only incorporates more up to date input on market development.
See hõlmab vaid ajakohasemaid andmeid turu arengute kohta.
This forecast envisages three scenarios.
See prognoos näeb ette kolm stsenaariumi.
The most optimistic scenario (SYS background) assumes that generation availability will correspond to signed transmission contracts.
Kõige optimistlikum stsenaarium (“SYS”) eeldab, et olemasolev tootmisvõimsus vastab sõlmitud ülekandelepingutele.
The most pessimistic scenario (‘existing or under construction background’) assumes that no plants other than existing ones and plants currently under construction will be available.
Kõige pessimistlikum stsenaarium (“olemasolevad ja ehitamisel olevad jaamad”) eeldab, et arvesse saab võtta on vaid hetkel olemasolevaid ja ehitamisel olevaid jõujaamu.
The intermediate scenario (‘consents background’) assumes that available plants will be the existing ones, the ones already under construction and the ones for which necessary consents under the Electricity Act and the Energy Act have already been granted.
Vahepealne stsenaarium (“loa saanud jaamad”) eeldab, et arvesse saab võtta olemasolevaid jõujaamu, hetkel ehitamisel olevaid jaamu ning jaamu, mille ehitamiseks on juba antud vajalikud load vastavalt elektriseadusele ja energiaseadusele.
The following chart summarises the forecast in the three scenarios.
Järgmine tabel annab kokkuvõtliku ülevaate sellest prognoosist kolme erineva stsenaariumi järgi.
2004 NGTransco capacity margin scenarios for England and Wales
2004 NGTransco võimsusvaru stsenaariumid Inglismaa ja Walesi kohta
Note: Capacity margin is over ACS peak demand.
Märkus: võimsusvaru on varu, mis ületab keskmise talvise tippnõudluse.
Interconnectors with France and Scotland are assumed to be fully used for import.
Võrkudevahelisi ühendusi Prantsusmaa ja Šotimaaga kasutatakse eeldatavalt täies ulatuses impordiks.
Scenario
Stsenaarium
SYS background
SYS
Consents background
Loa saanud jaamad
Existing and under construction background
Olemasolevad ja ehitamisel olevad jaamad
The three scenarios differ principally on the latest years, which is not surprising in view of the fact that their underlying hypotheses make differences mainly in the future.
Need kolm stsenaariumi erinevad peamiselt viimaste aastate osas, mis ei ole üllatav, kuna neile aluseks olevad põhihüpoteesid omavad eelkõige kaalu tulevikus.
However, these years are not as relevant to assess the existence of structural overcapacity at present on the market.
Samas ei ole need viimased aastad väga olulised hindamaks seda, kas praegu võib turul esineda struktuurilist tootmise ülevõimsust või mitte.
In the next three years, the three scenarios foresee a capacity margin between 18,7 and 23,1 %, with an average of around 21,5 %.
Järgmisel kolmel aastal näevad kolm stsenaariumi võimsusvaruks ette 18,7 % kuni 23,1 %, ehk siis keskmiselt ligikaudu 21,5 %.
This value is slightly above the 20 % benchmark.
See väärtus on vaid pisut suurem kui 20 % võrdlusalus.
However, the difference between 21,5 and 20 % of the ACS peak demand is 1,5 % of 57000 MW [65], that is, 855 MW.
Samas on 21,5 % ja 20 % vaheline erinevus keskmise talvise tippnõudluse 57000 MW [65] korral 1,5 %, seega 855 MW.
This value is smaller than any of British Energy’s nuclear plants’ capacity.
See väärtus on väiksem kui British Energy mis tahes tuumajaama võimsus.
As it is furthermore the result of a statistical average, the Commission considers that it cannot be deemed to be statistically significant enough to represent a structural overcapacity.
Kuna tegemist on siiski statistilise keskmise põhjal saadud tulemusega, leiab komisjon, et seda ei saa pidada statistiliselt piisavalt oluliseks, et see võiks väljendada struktuurilist tootmise ülevõimsust.
In the following years, the difference between the three scenarios grows, which makes it even more difficult to draw meaningful conclusions from them.
Järgnevatel aastatel erinevus kolme stsenaariumi vahel suureneb, mis teeb nende puhul tähendust omavate järelduste tegemise veelgi raskemaks.
However, the Commission notes that during these years the average of the three scenarios fluctuates between 17,0 and 22,7 %, with two years at around 20,2 % This seems to indicate that there is an overall tendency for the capacity margin to stay very much around 20 %, including some margin of error.
Samas märgib komisjon, et nende aastate jooksul jääb kolme stsenaariumi keskmine näitaja vahemikku 17,0 % kuni 22,7 %, olles kahe aasta jooksul ligikaudu 20,2 %. See näib viitavat asjaolule, et võimsusvaru jääb üldiselt 20 % lähedale, arvestades ka mõningase vea määraga.
The Commission concludes from the above that there is no structural overcapacity on the England and Wales electricity market.
Eespool esitatut silmas pidades järeldab komisjon, et Inglismaa ja Walesi elektriturul ei ole struktuurilist tootmise ülevõimsust.
Global Great Britain
Kogu Suurbritannia
In contrast with England and Wales, there are two network operators in Scotland: Scottish and Southern Electricity and Scottish Power.
Erinevalt Inglismaast ja Walesist on Šotimaal kaks võrguoperaatorit: Scottish and Southern Electricity ja Scottish Power.
These two operators publish forecasts for their own regional area.
Need kaks operaatorit avaldavad prognoose oma kohaliku piirkonna kohta.
These forecasts are however less detailed than NGTransco’s as to possible scenarios for the future.
Need prognoosid ei ole siiski võimalike tulevikustsenaariumide osas nii põhjalikud kui NGTransco omad.
For these reasons, the Commission has concentrated its analysis for Scotland on the present situation, for which there is less need to envisage various scenarios.
Neil põhjustel on komisjon keskendunud Šotimaa olukorra analüüsimisel praegusele olukorrale, mille puhul ei ole erilist vajadust mitmete stsenaariumide kujutamiseks.
Since neither of the two Scottish operators has submitted comments to the Commission in the context of these proceedings, the analysis is based on documents available to the public.
Kuna kumbki neist kahest Šoti operaatorist ei ole komisjonile selle menetluse käigus selgitusi esitanud, põhineb analüüs avalikkusele kättesaadavatel dokumentidel.
For Scottish and Southern Electricity, the Commission used the figures provided in its 2003 Seven-year Statement [66].
Scottish and Southern Electricity puhul kasutas komisjon selle 2003. aasta seitsme aasta aruande näitajaid [66].
For Scottish Power, the Commission used the figures provided in its April 2003 Transmission Seven-year Statement [67].
Scottish Power’i puhul kasutas komisjon selle 2003. aasta aprilli seitsme aasta ülekandearuandes esitatud näitajaid [67].
The following chart summarises forecast peak demand and installed capacity in the various geographical regions for 2004/2005.
Järgmine tabel annab kokkuvõtliku ülevaate erinevate geograafiliste piirkondade prognoositavast tippnõudlusest ja kinnitatud võimsusest ajavahemikus 2004/2005.
Great Britain Capacity and demand forecasts for 2004/2005.
Suurbritannia võimsuse ja nõudluse prognoosid perioodiks 2004/2005.
All figures are in MW
Kõik näitajad on antud megavattides (MW)
Capacity connected to Scottish Power’s network
Scottish Power’i võrgu võimsus
Capacity connected to Scottish and Southern Electricity’s network
Scottish and Southern Electricity võrgu võimsus
Capacity connected to NGTransco’s network, excluding interconnectors
NGTransco võrgu võimsus, v.a võrkudevahelised ühendused
Ireland/Scotland interconnector capacity
Iirimaa/Šotimaa võrkudevahelise ühenduse võimsus
France/England interconnector capacity
Prantsusmaa/Inglismaa võrkudevahelise ühenduse võimsus
Available capacity in Great Britain
Suurbritannias kasutatav võimsus
Maximum demand in Scottish Power’s zone
Maksimaalne nõudlus Scottish Power’i piirkonnas
Maximum demand in Scottish and Southern Electricity’s zone
Maksimaalne nõudlus Scottish and Southern Electricity piirkonnas
ACS peak demand in NGTransco’s zone
Keskmine talvine tippnõudlus NGTransco piirkonnas
Aggregate peak demand [68]
Tippnõudlus kokku [68]
Capacity margin for Great Britain is therefore about 23,6 % [69].
Seega on Suurbritannia võimsusvaru ligikaudu 23,6 % [69].
This figure is higher than the 20 % benchmark referred to in recital (400), but as was noted, the 20 % benchmark that applies to a flexible network such as the one in England and Wales has to be increased to accommodate constraints in networks with bottlenecks.
See näitaja on suurem kui põhjenduses viidatud 20 % võrdlusalus, kuid nagu märgitud, tuleb Inglismaa ja Walesi võrgule sarnase paindliku võrgu puhul kehtivat 20 % võrdlusalust suurendada, et see hõlmaks kitsaskohti omavate võrkude piiranguid.
Furthermore, these figures are computed on the hypothesis that both interconnectors with Northern Ireland and France are available at full capacity for imports, which is not always granted.
Lisaks sellele toetutakse nende näitajate arvutamisel hüpoteesile, et mõlemad võrkudevahelised ühendused Põhja-Iirimaa ja Prantsusmaaga on täies võimsuses impordiks kasutatavad, mis ei pruugi alati nii olla.
Should these interconnectors be used for export at the time of ACS peak demand, their capacity should be netted of the available capacity, and at the same time added to the power demand, which would decrease the capacity margin to 15,5 %.
Juhul, kui neid võrkudevahelisi ühendusi kasutataks keskmise talvise tippnõudluse ajal ekspordiks, tuleks nende võimsus kasutatavast võimsusest maha arvestada, ning tuleks samas juurde liita energia nõudlusele, mis vähendaks võimsusvaru 15,5 %ni.
In view of the above, the Commission considers that there is no statistically significant structural overcapacity on the Great Britain market.
Eespool esitatut silmas pidades leiab komisjon, et Suurbritannia turul ei ole statistiliselt olulist struktuurilist tootmise ülevõimsust.
In view of the above, the Commission judges that there is no structural overcapacity on the relevant market.
Eespool esitatut silmas pidades leiab komisjon, et asjassepuutuval turul ei ole struktuurilist tootmise ülevõimsust.
Compensatory measures in the form of irreversible reduction of production capacity are therefore not mandatory.
Seega ei ole kohustuslik rakendada kompenseerivaid meetmeid tootmisvõimsuse pöördumatuks vähendamiseks.
Impact of the aid on competition on the relevant market
Abi mõju asjassepuutuva turu konkurentsile
Since there is no structural overcapacity on the relevant market, the Commission must assess the necessity of compensatory measures and the form they should take on the case’s merit.
Kuna asjassepuutuval turul ei ole struktuurilist tootmise ülevõimsust, peab komisjon hindama kompenseerivate meetmete vajadust ja nende iseloomu antud olukorra tingimuste alusel.
Possible compensatory measures must take account of the potentially distortive effects of the aid on competition.
Võimalikud kompenseerivad meetmed peavad võtma arvesse abi võimalikku konkurentsimoonutust.
‘The UK authorities argue that the aid package has no impact on competition.
Ühendkuningriigi ametivõimud väidavad, et abipakett ei avalda konkurentsile mingit mõju.
According to them, within NETA, power plants’ economical ability to generate is determined by their short run marginal costs (SRMC).
Nende arvamuse kohaselt määravad NETA jõujaamade lühiajalised piirkulud nende ökonoomse tootmisvõimsuse.
At a given time, the market operates as if power plants were called by their SRMC ranking, from the lowest to the largest, until their cumulated capacity reaches demand.
Teatud ajahetkel toimib turg justkui niimoodi, et pakub tööd lühiajalistel piirkuludel põhinevas järjestikus alates madalamast kuni kõige suuremate piirkuludega jõujaamadele, kuni nende koguvõimsus vastab nõudmisele.
Electricity price at that time is set by the SRMC of the last power plant called, which is known as the marginal power plant.
Selle ajahetke elektrihinna määravad ära viimase vajatud jõujaama ehk marginaalse jõujaama piirkulud.
According to the UK authorities, the aid is aimed solely at the nuclear plants.
Vastavalt Ühendkuningriigi ametivõimudele on abi mõeldud ainult tuumajaamadele.
It would not change their SRMC to such an extent as to modify their rank in the SRMC order.
See ei muudaks nende lühiajalisi piirkulusid sel määral, et muutuks nende positsioon lühiajalistel piirkuludel põhinevas järjestuses.
Furthermore, BE’s nuclear plants’ SRMC would be such that they are at all times below the marginal plant’s SRMC.
Lisaks sellele oleksid BE tuumajaamade lühiajalised piirkulud igal ajal madalamad kui marginaalse jõujaama lühiajalised piirkulud.
The aid would never have an impact on BE’s competitors’ ability to generate, nor the price at which they can sell the electricity generated.
Abi ei mõjutaks mingil tingimusel BE konkurentide tootmisvõimalusi ega ka hinda, millega nad saavad toodetud elektrit müüa.
There would therefore be no impact on BE’s competitors.
Seega ei mõjutaks abi mingil moel BE konkurente.