natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Finally, the restructuring package also contains a tax disregard with respect to the increase of the accounting value of BE’s power plants due to the fact that part of the liabilities that are attached to them will be paid for by the UK Government.
Lõpeks on ümberkorralduste pakett, kui osade BE kohustustega seotud kulude kandmine Ühendkuningriigi valitsuse poolt, mis tähendab BE jõujaamade bilansilise väärtuse suurenemist, maksustamisest vabastatud.
Since these liabilities used to be laid down in BE’s accounts, their partial and potential relief by the UK Government’s undertaking increases their value by an amount potentially up to the maximum value undertaken by the UK Government.
Kuna need kohustused olid varasemalt kantud BE arvepidamisse, suurendab nende osaline ja võimalik katmine Ühendkuningriigi poolt nende väärtust sellises ulatuses, mis võib ulatuda Ühendkuningriigi poolt võetud kohustuse maksimumväärtuseni.
Under normal UK accounting and financial rules, this increase should be taxable.
Ühendkuningriigi tavapäraste raamatupidamis- ja finantseeskirjade alusel peaks see suurenemine olema maksustatav.
Its disregard by the Government is therefore a potential competitive advantage for BE within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
Selle eiramine valitsuse poolt on seega EÜ asutamislepingu artikli 87 lõike 1 tähenduses võimalik BE konkurentsieelis.
However, the potential taxation would decrease BE’s ability to fund the liabilities itself, which would in turn increase the UK Government’s actual liabilities.
Samas vähendaks see võimalik maksustamine BE suutlikkust enda kohustustest tulenevaid kulusid ise rahastada, mis omakorda suurendaks Ühendkuningriigi valitsuse tegelikke kohustusi.
Hence, all or part of the State aid element in the tax disregard may be offset by the increase in the final funding of the liabilities to be met by the Government.
Seega võib vabastamises sisalduva riigiabi elemendi osaliselt või täielikult kompenseerida valitsuse poolt kohustuste täitmise lõplike kulude suurendamisega.
The actual State aid element in the tax disregard is only equal to that part of the disregard that is not offset by the increase of payments to be made by the UK Government to honour its undertaking to meet the nuclear liabilities.
Vabastamises sisalduv tegelik riigiabi element on võrdeline vaid vabastamisega summas, mille arvelt ei vähendata Ühendkuningriigi valitsuse poolt tuumaenergiakohustuste täitmiseks võetud kohustustega seotud makseid.
This increase in power plant value is only artificial, since the liabilities will still remain until the UK Government undertaking is called for, and to the extent that it is actually available, and will have to be met as much as possible by the NLF to which BE contributes.
See jõujaamade väärtuse suurenemine on vaid kunstlik, kuna kõik võetud kohustused jäävad endiselt alles kuni säilib vajadus Ühendkuningriigi valitsuse panuse järele, seda sellisel määral, mil valitsuse panus on tegelikkuses võimalik, ning neid kohustusi peab võimalikult suures ulatuses täitma NLF, kuhu BE teeb sissemakseid.
Furthermore, should the Government have paid for the shortfall in liability funding in another way or at another time, for example through ad hoc grants paid at the time the liabilities were actually incurred, it is possible that no tax disregard would have been necessary.
Lisaks sellele on võimalik, et juhul, kui valitsus oleks kohustuste täitmiseks vajalike summade puudumisel tasunud puudujäägi muul viisil või muul ajal, näiteks ad hoc toetustena ajal, mil kohustused tegelikult tekkisid, ei oleks mingit vabastamist olnud vaja rakendada.
In view of the above, the Commission considers that the State aid element in the tax disregard does not go beyond what is necessary for the aid to meet the restructuring objective.
Eespool esitatut silmas pidades leiab komisjon, et mahaarvamises sisalduv riigiabi element ei ületa abi ümberkorraldava eesmärgi täitmiseks vajalikku määra.
Finally, the Commission notes that any increase in BE’s profits, like in the case of an increase of electricity prices, will largely be destined to finance BE’s contribution to the NLF.
Viimasena märgib komisjon, et igasugune BE tulude suurenemine, näiteks elektrihindade tõusu korral, on suures osas määratud BE poolt NLFi antava panuse rahastamiseks.
Such increase in BE’s contribution would automatically imply a reduction of the amount of aid.
Taoline BE panuse suurenemine tähendaks automaatselt abi ulatuse vähenemist.
The Commission considers that the mechanisms described above will altogether ensure that the State aid contained in Measure A will be reduced to the minimum necessary.
Komisjon leiab, et eespool kirjeldatud mehhanismid suudavad üheskoos kindlustada selle, et meetmes A sisalduv riigiabi piirdub vajamineva miinimumiga.
On the avoidance of undue distortion of competition
Põhjendamatu konkurentsimoonutuse vältimise kohta
Point 35 of the guidelines provides that ‘measures must be taken to mitigate as far as possible any adverse effects of the aid on competitors’.
Suuniste punkt 35 sätestab, et “tuleb võtta meetmeid, et võimalikult palju leevendada abi kahjulikku mõju konkurentidele”.
Except in exceptional cases where the size of the relevant market is negligible at Community and at EEA level or the firm’s share of the relevant market is negligible, such measures must be implemented in order for the aid element of a restructuring plan to be compatible with the Common market.
Välja arvatud erandlikel juhtudel, mil asjassepuutuva turu suurus ühenduse ja EMP tasandil on tühine või kui äriühingu osa asjassepuutuvast turust on väike, tuleks rakendada neid meetmeid, et ümberkorralduste kavas sisalduv abi element oleks ühisturuga kokkusobiv.
They must take the form of a limitation of the company’s presence on the market and be in proportion to the distortive effect of the aid.
Need meetmed peavad hõlmama äriühingu osatähtsuse piiramist turul ning peavad olema võrdelised abi moonutava mõjuga.
A relaxation of the need for these measures may be contemplated where they could lead to a manifest deterioration in the structure of the market.
Võib ette näha nende meetmete vajaduse leevendamist, kui need võivad põhjustada turustruktuuri tõsist halvenemist.
Where they are necessary, the form and extent of compensatory measures depend on the market capacity position.
Juhul, kui need meetmed on vajalikud, sõltub kompenseerivate meetmete iseloom või ulatus turu võimsuse olukorrast.
Where there is structural overcapacity on the market, compensatory measures must take the form of an irreversible reduction of production capacity.
Kui turul on struktuuriline tootmise ülevõimsus, peavad kompenseerivad meetmed pöördumatult vähendama tootmisvõimsust.
Where there is no structural overcapacity, compensatory measures may still be required, but they may take other forms than irreversible reductions of production capacity.
Kui turul struktuurilist tootmise ülevõimsust ei ole, võivad kompenseerivad meetmed olla siiski vajalikud, kuid need võivad taotleda muid eesmärke kui tootmisvõimsuse pöördumatu vähendamine.
The relevant market
Asjassepuutuv turg
Footnote 20 of the guidelines indicates that the relevant geographical market usually comprises the EEA or, alternatively, any significant part of it if the conditions of competition in this area can be sufficiently distinguished from other areas of the EEA.
Suuniste joonealuses märkuses 20 on viidatud, et vastav geograafiline turg hõlmab tavaliselt Euroopa Majanduspiirkonda (EMP) või teise võimalusena mõnda selle olulist osa, kui selles piirkonnas valitsevad konkurentsitingimused erinevad piisavalt teistel EMP aladel valitsevatest konkurentsitingimustest.
Electricity has been traded between Member States for a long time and in particular since the entry into force of Directive 96/92/EC.
Liikmesriigid on elektriga kaubelnud pikka aega, ning eriti pärast seda, mil jõustus direktiiv 96/92/EÜ.
However, electricity trade between Member States is limited by physical constraints due to shortfalls in interconnection capacity.
Samas piiravad liikmesriikide vahelist elektriga kauplemist füüsilised piirangud seoses võrkudevahelise ühenduse puudujääkidega.
These constraints are all the tighter where geographical limitations further limit the opportunities for the development of new interconnectors.
Need piirangud on veelgi suuremad seal, kus geograafilised piirid piiravad uute võrkudevaheliste ühenduste arendamise võimalusi veelgi.
Within the framework of trans-European networks policy, the Commission has made a list of such bottlenecks in the internal electricity market.
Üleeuroopaliste võrgustike poliitika raames on komisjon koostanud loetelu taolistest kitsaskohtadest elektri siseturul.
Annex 1 to Decision No 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision No 1254/96/EC [58] shows that the United Kingdom is one of those geographical regions that are insufficiently connected to the rest of the network for the single market to function as a whole entity.
lisa Euroopa Parlamendi ja nõukogu 26. juuni 2003. aasta otsuses nr 1229/2003/EÜ üleeuroopaliste energiavõrkude suuniste kehtestamise ja otsuse nr 1254/96/EÜ kehtetuks tunnistamise kohta [58] näitab, et Ühendkuningriik on üks neist geograafilistest piirkondadest, mis ei ole ülejäänud võrguga piisavalt kaetud, et ühisturg saaks toimida tervikuna.
On top of its insulation from the rest of the Community’s electricity network, the United Kingdom’s electricity market is further characterised by its very specific trading system.
Lisaks sellele, et Ühendkuningriik on ühenduse ülejäänud elektrivõrgust isoleeritud, on elektriturule omane väga spetsiifiline kauplemissüsteem.
This specific trading system, known as the New Electricity Trading Arrangements (NETA), is based mostly on bilateral contracts between generators, suppliers and customers, as opposed to more classical pool markets.
See spetsiifiline kauplemissüsteem, mida tuntakse nimetusega “uued elektriga kauplemise korraldused” (edaspidi “NETA”), tugineb peamiselt kahepoolsetel lepingutel tootjate, tarnijate ja tarbijate vahel, erinevalt klassikalisematest kartellturgudest.
Conditions of competition on NETA are very different from those on a pool market, as is evidenced by the fact that the transition in the United Kingdom from a pool structure to NETA in 2001 resulted in a large drop in electricity wholesale prices.
NETA konkurentsitingimused erinevad oluliselt kartellturu konkurentsitingimustest, mida tõendab asjaolu, et Ühendkuningriigi üleminek ühendatud turu struktuurilt NETA-le 2001. aastal põhjustas suure languse elektri hulgihindades.
At present, NETA covers only England and Wales.
Käesolevalt hõlmab NETA ainult Inglismaad ja Walesi.
However, the Scottish market is very much linked to NETA via the indexation of electricity prices in Scotland to prices witnessed in England and Wales.
Samas on Šoti turg ka väga lähedaselt NETA-ga seotud, kuna nende elektrihinnad indekseeritakse Inglismaal ja Walesis kehtivate hindadega.
Furthermore, NETA is planned to be very soon extended to Scotland.
Lisaks kavandatakse peagi NETA laienemist Šotimaale.
The resulting Great Britain market is due to start operations in 2005.
Seejärel moodustuv Suurbritannia turg peaks alustama tööd 2005. aastal.
It must be noted though that Scotland will represent only a small part of this market, as installed capacity in Scotland is no more than slightly above 10 % of installed capacity in England and Wales.
Tuleb siiski märkida, et Šotimaa hakkab esindama ainult väga väikest osa sellest turust, kuna selle koguvõimsus moodustab vaid veidi enam kui 10 % Inglismaa ja Walesi koguvõimsusest.
The Northern Ireland electricity market will not be joined to the Great Britain market in the foreseeable future.
Põhja-Iirimaa elektriturgu lähitulevikus Suurbritannia turuga ei ühendata.
Indeed, electricity links between Great Britain and Northern Ireland are for the moment weak (its nominal power is 0,5 GW, which represents less than 1 % of the registered installed capacity in Great Britain).
Tõepoolest, elektriga seotud ühendused Suurbritannia ja Põhja-Iirimaa vahel on hetkel nõrgad (selle nimivõimsus on 0,5 GW, mis moodustab vähem kui 1 % Suurbritannia kinnitatud koguvõimsusest).
Competition conditions in Northern Ireland will therefore remain very different from those in Great Britain.
Seega jäävad Põhja-Iirimaa konkurentsitingimused võrreldes Suurbritanniaga väga erinevaks.
In view of the above, and since BE operates only in Great Britain, the Commission considers that the relevant geographical market for the purpose of this Decision is Great Britain [59].
Eespool esitatut silmas pidades ning seoses sellega, et BE tegutseb ainult Suurbritannias, leiab komisjon, et käesoleva otsuse eesmärgil on asjassepuutuv geograafiline turg Suurbritannia [59].
According to figures submitted by the UK authorities, the total installed capacity in the 15 States that were Members States at the time the restructuring plan was notified is about 565 GW.
Vastavalt Ühendkuningriigi ametivõimude poolt esitatud näitajatele oli ümberkorralduste kava rakendamise ajal Euroopa Liitu kuulunud 15 liikmesriigi koguvõimsus ligikaudu 565 GW.
The total registered installed capacity in Great Britain is about 10 % of that value.
Suurbritannia kinnitatud koguvõimsus moodustab ligikaudu 10 % sellest väärtusest.
Furthermore, the United Kingdom market, of which the Great Britain market represents about 95 %, is one of the largest in the EEA, second only to those of Germany and France.
Lisaks sellele on Ühendkuningriigi turg, millest Suurbritannia turg moodustab ligikaudu 95 %, üks EMP suurimaid turge Saksamaa ja Prantsusmaa järel.
It can therefore not be considered that this market is negligible at Community and EEA level.
Seega ei saa väita, et selle turu suurus oleks ühenduse ja EMP tasandil on tühine.
BE’s capacity represents about 14 % of the registered capacity in England and Wales and about 24 % in Scotland.
BE võimsus moodustab ligikaudu 14 % Inglismaa ja Walesi kinnitatud võimsusest ja ligikaudu 24 % Šotimaa võimsusest.
BE can therefore not be considered to have a negligible share of the relevant market.
Seega ei saa väita, et BE osa asjassepuutuval turul on tühine.
To conclude, there are many other actors in the relevant market than BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power and Powergen to name only a few major ones.
Kokkuvõttes on asjassepuutuval turul palju teisi osalejaid peale BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power ja Powergen, kui nimetada ainult mõned peamised.
Should BE disappear, the relevant market would neither become a monopoly, nor a tight oligopoly.
Juhul kui BE peaks kaduma, ei muutuks asjassepuutuv turg ei monopoolseks ega ka paljude osalejatega oligopoolseks turuks.
The findings above confirm the Commission’s initial market analysis as described in the Decision to initiate proceedings.
Eespool esitatud järeldused kinnitavad komisjoni esialgset turuanalüüsi, mida on kirjeldatud otsuses menetluse algatamise kohta.
The Commission notes that none of the third parties that submitted comments questioned these preliminary findings.
Komisjon märgib, et ükski selgitusi esitanud kolmandatest isikutest ei vaidlustanud neid esialgseid tulemusi.
Capacity situation on the market
Võimsuse olukord turul
Assessment in view of the evolution of electricity prices
Hinnang elektrihindade muutumise põhjal
In its decision to initiate proceedings, the Commission made it clear that the assessment of the capacity situation of an electricity market should take account of the physical specificities of electricity, and of the potentially enormous disturbance that electricity black-outs can create both for the economy and for citizens’ everyday life.
Oma otsuses menetluse algatamise kohta väljendas komisjon selgelt, et elektrituru tootmisvõimsuse olukorra hindamisel tuleks arvesse võtta elektri füüsikalisi omapärasid ja võimalikke ulatuslikke häireid, mida elektrikatkestused võivad tekitada nii majanduse kui ka kodanike igapäevaelu seisukohast.
The assessment of the existence of structural overcapacity should therefore include a sufficient capacity margin such as to allow the satisfaction of peak demand under any reasonable scenario.
Struktuurilise tootmise ülevõimsuse olemasolu hindamine peaks seega hõlmama piisavat võimsusvaru, et rahuldada tippnõudlus iga mõeldava stsenaariumi korral.
The Commission noted that the capacity margin existed on the relevant market was not particularly high as compared to international standards and to past values.
Komisjon märkis, et asjassepuutuva turu olemasolev võimsusvaru ei olnud eriti suur, võrreldes rahvusvaheliste standarditega ja varasemate näitajatega.
It noted however that there might have been room for a small decrease in that capacity margin as compared to a few other Member States or to values in the United Kingdom in 1995/1996.
Samas märkis komisjon, et see võimsusvaru oleks võinud olla isegi veidi väiksem, kui võrrelda mõne teise liikmesriigiga või Ühendkuningriigi näitajatega aastatel 1995/1996.
Third parties’ comments as regards the existence of structural overcapacity have focused on the evolution of prices, and on the assessment of the existing capacity margin in Great Britain.
Kolmandate isikute selgitused struktuurilise tootmise ülevõimsuse kohta on keskendunud hindade muutumisele ja olemasoleva võimsusvaru hindamisele Suurbritannias.
Some third parties have indicated that there was a link between the evolution of electricity prices and the existence of structural overcapacity on the market.
Mõned kolmandad isikud on viidanud, et elektrihindade muutumise ja struktuurilise tootmise ülevõimsuse olemasolu vahel oli seos.
They consider that in such a competitive market as NETA, price plays the role of a signal for the need of new capacity.
Nad leiavad, et sedavõrd konkurentsitihedal turul nagu NETA, osutab hind täiendava võimsuse vajadusele.
Where new capacity would be needed at a specific period in the future, the foreseen shortfall in capacity for this period would trigger an increase of corresponding forward prices.
Kui täiendavat võimsust vajatakse teataval ajavahemikul tulevikus, kutsuks sel ajavahemikul oodatav võimsuse puudujääk esile vastavate forward-tehingute hindade tõusu.
Prices would reach such a level as to enable the recovery of new plant construction costs, which would trigger new entry on the market.
Hinnad jõuaksid sellisele tasemele, et need võimaldaksid katta uue jaama ehituskulud, mis kutsuks esile uute osalejate turuletuleku.
At present, according to these third parties, although they have been increasing in the recent past, prices would not yet have reached a sufficient level to trigger new entry.
Vastavalt nende kolmandate isikute väidetele ei peaks hinnad praeguseks veel olema jõudnud sellisele tasemele, et võimaldada uute osalejate turuletulekut, ehkki need on viimasel ajal tõusnud.
This would demonstrate that there is overcapacity on the market.
See näitaks, et turul on tootmise ülevõimsus.
The Commission acknowledges that there is a relationship between prices on a market and the capacity situation on that market.
Komisjon tunnistab, et turuhinnad ja turu võimsuse olukord on omavahel seotud.
However, it considers that electricity markets like NETA are too complex to allow a definitive conclusion to be drawn as to the existence of structural overcapacity on the market on the basis only of price observation.
Samas leiab ta, et NETA-taolised elektriturud on liiga keerukad selleks, et võimaldada struktuurilise tootmise ülevõimsuse olemasolu kohta lõpliku järelduse tegemist ainult hinnavaatluste alusel.
Firstly, unlike in markets structured around a pool, there is no such thing as a clearing price in NETA.
Esiteks, erinevalt kartellil põhinevatest turgudest ei eksisteeri NETA puhul kliiringhinda.
NETA is based around bilateral contracts, that may take very different forms, and that do not always provide very transparent price reporting mechanisms.
NETA põhineb kahepoolsetel lepingutel, mis võivad olla väga erinevat liiki ning mis ei sisalda alati väga läbipaistvaid hinnaaruandluse mehhanisme.
Power exchanges like UKPX are more transparent, but they do not represent a sufficient share of the market to make it possible to to draw significant conclusions.
Elektribörsid, nagu UKPX, on läbipaistvamad, kuid need ei esinda piisavalt suurt turuosa, et teha nende põhjal kaalukaid järeldusi.
Furthermore, they focus on short term trade and are hence of limited use for gaining knowledge on future trends.
Lisaks sellele keskenduvad need lühiajalisele kauplemisele ning ei võimalda seega hankida tulevaste suundumuste kohta piisavalt teadmisi.
One therefore has to rely on price indexes reported by independent sources like Heren or Argus.
Seega tuleb toetuda sõltumatute allikate, nagu Heren või Argus, poolt esitatud hinnaindeksitele.
These price indexes themselves have their limits, since they represent only the wholesale market, which is about two thirds of the total exchanged electricity, and are therefore unable to catch non extreme shortfalls in foreseen electricity generation.
Ka need hinnaindeksid on piiratud, kuna need esindavad ainult hulgiturgu, mis hõlmab ligikaudu kahte kolmandikku kogu kaubeldavast elektrist, ning seega ei suuda need kajastada väiksemaid puudujääke tulevases elektritootmises.
Secondly, the reasoning in recital (389) is based on the assumption that forward prices represent faithfully the market situation in the future.
Teiseks, põhjenduses (389) esitatud argumendid põhinevad eeldusel, et forward-tehingute hinnad väljendavad täpselt tulevast turuolukorda.
The Commission considers this might not always be the case.
Komisjoni arvates ei pruugi see alati nii olla.
As a matter of fact, these prices reflect a more complex situation, rather based upon what both the buyer and the seller think their position will be in the future.
Tegelikkuses peegeldavad need hinnad palju keerukamat olukorda, tuginedes peamiselt sellele, milliseid oletusi nii ostja kui müüja oma tulevase olukorra kohta teevad.
This means that they are based on expectations on the future market, which can be very far from the reality, since both demand and offer are subject to many fluctuations on this market.
See tähendab, et need põhinevad tulevase turuolukorra kohta tehtud oletustel, mis võivad olla tegelikkusest väga kaugel, kuna nii nõudlus kui pakkumine võivad sellel turul oluliselt muutuda.
In other words, forward prices do not really represent the balance between demand and offer in the future, but rather what current actors think the balance will be.
Teiste sõnadega ei väljenda forward-tehingute hinnad tegelikkuses tulevase nõudluse ja pakkumise tasakaalu turul, vaid pigem seda, milline see tasakaal praeguste osalejate arvates saab olema.
Aside from fuel price fluctuation, this is one of the reasons why forward prices can fluctuate a lot with time, even for a fixed period in the future.
Lisaks kütusehinna kõikumisele on see üks põhjuseid, miks forward-tehingute hinnad võivad aja jooksul oluliselt muutuda, seda isegi kindla tulevikuperioodi osas.
Thirdly, even if one accepts that reported prices are totally pertinent and reflect faithfully the offer and demand, there is a logical gap between the conclusion that prices do not allow the full repayment of new entrants’ costs and the conclusion that there is overcapacity on the market, and even more so that there is structural overcapacity on the market.
Kolmandaks, isegi kui ollakse nõus, et esitatud hinnad on täiesti kohased ja peegeldavad täpselt pakkumist ja nõudlust, ei ole võimalik loogiliselt seostada järeldusi, et hinnad ei võimalda uute osalejate kulusid täielikult katta ning et turul on tootmise ülevõimsus või et turul on struktuuriline tootmise ülevõimsus.
In view of the above, the Commission considers that the observation of prices alone is not a sufficiently reliable indicator to decide whether an electricity market such as NETA is in a situation of structural overcapacity.
Eespool esitatut silmas pidades leiab komisjon, et hinnavaatlus üksi ei ole piisavalt usaldusväärne näitaja otsustamaks, kas NETA-taolisel elektriturul on struktuuriline tootmise ülevõimsus või mitte.