natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The scheme has been in force since the Decree on the rules for determining prices and purchasing of electricity from qualified electricity producers [9] entered into force on 4 April 2002.
Abikava on kehtinud alates hindade kehtestamise ja kvalifitseeritud elektritootjatelt elektri ostmise eeskirju käsitleva määruse [9] jõustumisest 4. aprillil 2002.
The electricity purchase agreements currently in force between qualified power plants and network or system operators have been concluded for a period of 10 years.
Kvalifitseeritud elektrijaamade ja võrgu- või süsteemioperaatorite vahel praegu kehtivad elektrienergia ostulepingud on sõlmitud kümneks aastaks.
Slovenia explained that, according to Article 4 of the 1999 Energy Act, renewable sources of energy are defined as provided for in Directive 2001/77/EC.
Sloveenia selgitas, et vastavalt 1999. aasta energiaseaduse artiklile 4 määratletakse taastuvaid energiaallikaid direktiivi 2001/77/EÜ sätete kohaselt.
The main aim of the scheme is to ensure appropriate economic conditions for the development and implementation of new qualified power plant projects.
Abikava peamine eemärk on tagada uute kvalifitseeruvate elektrijaamaprojektide arendamiseks ja rakendamiseks vajalikud majandustingimused.
A cost analysis of individual qualified power plants (with regard to primary energy source and size) has been used to work out purchase prices for individual types of qualified power plants that would guarantee at least the minimum return required for making new investments.
Ostuhindade kindlaksmääramisel eri liiki kvalifitseeruvate elektrijaamade jaoks kasutati iga kvalifitseeruva elektrijaama puhul (arvestades primaarenergia allikat ja suurust) kuluanalüüsi, et tagada vähemalt minimaalne tulu, mis on vajalik uute investeeringute tegemiseks.
The amount of aid or premium is determined as the difference between the uniform annual purchase price and the average market price of electricity.
Abi- või preemiasumma määratakse kindlaks vahena elektri ühtse iga-aastase ostuhinna ja keskmise turuhinna vahel.
If the market price increases, the premiums are reduced accordingly.
Kui turuhind kasvab, vähendatakse vastavalt preemiaid.
The table below compares production costs of the qualified producers per power plant technology and size categories with the premium offered by the scheme.
Allpool esitatud tabelis võrreldakse kvalifitseeritud tootjate tootmiskulusid, võttes arvesse elektrijaama tehnoloogiat ja suurust, abikavas pakutavate preemiatega.
The table assumes an average market price of 8 SIT/kWh.
Keskmise turuhinnana on tabelis kasutatud 8 SIT/kWh.
This value is for reference only since, if market prices increase, premiums are decreased accordingly.
Seda tuleks kasutada ainult võrdlemiseks, sest kui turuhinnad tõusevad, vähendatakse vastavalt preemiaid.
In all cases, production costs are higher than both the average market price and the guaranteed uniform purchase price under the qualified producers’ scheme.
Kõikidel juhtudel on tootmiskulud suuremad kui keskmine turuhind ja kvalifitseeritud tootjate kava kohane tagatud ühtne ostuhind.
Comparison of production costs of qualified power plants with the purchase price under the scheme
Kvalifitseeritud elektrijaamade tootmiskulude võrdlus abikava kohase ostuhinnaga NB.
Assuming a market price of SIT 8/kWh.
Turuhinnana on kasutatud SIT 8/kWh.
Type of qualified power plant (QPP) by primary energy source
Kvalifitseeritud elektrijaama liik primaarenergia allika lõikes
Premium
Preemia
Hydroelectric plants
Hüdroelektrijaamad
up to 1 MW
Kuni 1 MW
from 1 MW to 10 MW
1 MW kuni 10 MW
Biomass plants
Biomassi energiajaamad
over 1 MW
Üle 1 MW
Wind plants
Tuuleenergiajaamad
Geothermal plants
Maasoojuse energiajaamad
Solar plants
Päikeseenergiajaamad
up to 36 kW
kuni 36 kW
over 36 kW
Üle 36 kW
Other QPPs (biogas)
Muud kvalifitseeritud elektritootjad (biogaas)
QPPs or thermal plants using municipal waste
Kvalifitseeritud elektritootjad või olmejäätmeid kasutavad soojusjaamad
CHP thermal plants for district heating
Soojusjaamad, kus kasutatakse soojus- ja elektrienergia koostootmist kaugküttejaama jaoks
CHP industrial thermal plants
Tööstuse soojusjaamad soojus- ja elektrienergia koostootmise võimalusega
On the basis of a cost analysis and an economic calculation for categories of qualified power plant units, as shown in the table below, it emerges that the net present value (NPV) of the purchase prices applied under the scheme does not exceed the NPV of all investment costs at any of the qualified power plants.
Kuluanalüüsist ja järgmises tabelis esitatud kvalifitseeritud elektrijaamu hõlmavast majandusarvestusest nähtub, et abikava raames kohaldatavate ostuhindade neto nüüdisväärtus ei ole suurem ükskõik millise kvalifitseeritud elektrijaama kõigi investeerimiskulude neto nüüdisväärtusest.
Comparison of NPV of purchase prices with investment costs of individual qualified power plants
Ostuhindade neto nüüdisväärtuse võrdlus kvalifitseeritud elektrijaamade investeerimiskuludega NB.
Applying a discount rate of 8 %, a period of 15 years and a decrease in the purchase price or premium of 5 % after five years and 10 % after ten years, in accordance with the Decree on purchasing.
Vastavalt ostumäärusele kohaldatakse 8 % amortisatsioonimäära, 15aastast perioodi ja ostuhinna või preemia vähendamist 5 % võrra viie aasta möödumisel ning 10 % võrra vähendamist 10 aasta möödumisel.
Capacity
Võimsus
Projected annual sales
Prognoositud aastakäive
Specific investment costs
Investeerimisega seotud erikulud
Annual premium
Aastapreemia
Premium — investment costs (NPV)
Preemia – investeerimiskulud (neto nüüdisväärtus)
[SIT million]
[SIT miljonit]
[SIT million/a]
[SIT miljonit]
The premiums for individual qualified power plants also include the return on capital prescribed by Slovenian legislation — this amounts to a minimum discount rate of 8 % on investments from public funds.
Iga üksiku kvalifitseeritud elektrijaama preemiad sisaldavad ka Sloveenia õigusaktidega ettenähtud kapitalitulu, mis võrdub riiklikest vahenditest tehtud investeeringute minimaalse 8 % diskontomääraga.
Non-adjustment of purchase prices and premiums has meant that the current return for all qualified power plants using renewable energy sources is lower than 8 %, as shown in the table below.
Ostuhindade ja preemiate muutmatajätmine tähendab, et kõigi taastuvaid energiaallikaid kasutavate elektrijaamade praegune kapitalitulu on alla 8 %, mida on näha ka järgmises tabelis.
For solar plants the premium allows no return on capital (negative return), particularly in the case of small and medium-sized plants.
Päikeseenergiajaamad, eelkõige väikese ja keskmise suurusega jaamade, ei saa preemiate tõttu kapitalitulu (negatiivne tulu).
Return on capital for individual qualified power plants
Kapitalitulu kvalifitseeritud elektrijaamade lõikes NB.
N.B.: Return on capital calculated on investments in QPPs (see Table 2) at the current value of premiums.
Kvalifitseeritud elektritootjatesse (vt tabel 2) tehtud investeeringute kapitaltulu on arvutatud preemiate jooksvas väärtuses.
Return on capital included in premium
Preemias sisalduv kapitalitulu
Combined heat and power generation
Soojus- ja elektrienergia koostootmine
Slovenia explains that new CHP units are equipped mainly with gas turbines, which, during operation, attain an electrical efficiency of between 37 % and 40 % and an overall efficiency of over 80 %.
Sloveenia selgitab, et soojus- ja elektrienergia koostootmisüksused on peamiselt varustatud gaasiturbiinidega, mille puhul on elektrienergia tootmise kasutegur vahemikus 37–40 % ja üldine kasutegur 80 %.
New smaller turbines attain an electrical efficiency of over 30 % and again an overall efficiency of over 80 %.
Uute väiksemate turbiinide elektrienergia tootmise kasutegur on üle 30 % ja üldine kasutegur samuti üle 80 %.
Given that the average electrical efficiency of conventional thermal power plants in Slovenia is around 31 %, this shows the large primary energy savings (between 15 % and 25 %) made by generating electricity in co-generation units and making beneficial use of heat.
Arvestades, et tavaliste soojuselektrijaamade elektrienergia tootmise kasutegur Sloveenias on 31 % ringis, saab soojus- ja elektrienergia koostootmisüksustega saavutada olulise primaarenergia kokkuhoiu (15–25 %) ning soojust kasulikult ära kasutada.
The operating efficiency of qualified CHP plants are fixed such as to comply with the efficiency criteria of Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EEC [10].
Kvalifitseeritud elektri- ja soojusenergia koostootmisjaamade tootmistõhusus on kindlaks määratud selliselt, et see oleks vastavuses 11. veebruari 2004. aasta Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiiviga 2004/8/EÜ soojus- ja elektrienergia koostootmise stimuleerimiseks siseturu kasuliku soojuse nõudluse alusel, millega muudetakse direktiivi 92/42/EMÜ. [10]
Slovenia demonstrated that electricity production costs in qualified CHP plants is in all cases higher than the scheme purchase price, that the NPV of premiums is below investment costs and that the return on investment is below 4,20 % (see last three lines of all tables above).
Sloveenia näitas, et elektrienergia tootmiskulud on kvalifitseeritud elektri- ja soojusenergia koostootmisjaamades igal juhul kõrgemad kui abikava kohane ostuhind, et preemiate neto nüüdisväärtus on investeerimiskuludest väiksem ning et tulu investeeringutelt on alla 4,20 % (vt kõigi eespool esitatud tabelite alumist kolme rida).
The calculations take into account gains from the use of heat.
Nendes arvutustes on arvesse võetud ka tulu soojuse kasutamiselt.
Security of supply
Tarnekindlus
Slovenia has put in place a service of general economic interest in the field of security of electricity supply.
Sloveenias on elektrienergia tarnekindluse tagamiseks loodud üldise majandushuviga seotud teenus.
In accordance with Article 11(4) of Directive 2003/54/EC, this service of general economic interest is based on the generation of electricity using domestic sources of fossil fuel.
Kooskõlas direktiivi 2003/54/EÜ artikli 11 lõikega 4 rajaneb kõnealune üldise majandushuviga seotud teenus elektrienergia tootmisel, milles kasutatakse kohalikke fossiilkütuste allikaid.
For this purpose, 600000 tonnes a year of Slovenian brown coal is used for electricity generation.
Selleks kasutatakse igal aastal elektrienergia tootmiseks 600000 tonni Sloveenia pruunsütt.
Brown coal is the only source of fossil fuel available in Slovenia.
Pruunsüsi on ainus fossiilkütuse allikas Sloveenias.
Since brown coal is used to the best effect at one of the units of Trbovlje (TET2, which is located near a brown coal mine), it falls to Trbovlje to meet this commitment.
Kuna pruunsütt on kõige paremini võimalik kasutada Trbovlje jaama ühes tootmisüksuses (TET2, mis asub pruunsöekaevanduse läheduses), lasub seega eespool osutatud nõude täitmise kohustus Trbovlje jaamal.
It was decided that this amount of electricity may be purchased through the guaranteed purchase system.
Otsustati, et selle elektrienergia koguse võib osta tagatud ostusüsteemi kaudu.
The corresponding electricity is purchased at a price verified each year by the authorities, and corresponding to electricity production costs in Trbovlje.
Sellele vastav elektrikogus ostetakse hinnaga, mille asjaomased ametiasutused määravad kindlaks igal aastal, võttes samuti arvesse Trbovlje jaama elektrienergia tootmiskulusid.
No profit element is included in the purchase price.
Kasumit ei ole ostuhinda arvestatud.
Slovenia provided the following table estimating the amount of support for the company in past years:
Sloveenia esitas järgmise tabeli, milles hinnatakse ettevõttele eelmistel aastatel antud abi suurust:
Estimated amount of support
Abi hinnanguline suurus
Quantity (GWh)
Kogus (GWh)
Purchase price (SIT/kWh )
Ostuhind (SIT/kWh )
Cost of purchase (SIT thousand)
Ostukulud (SIT, tuhandetes)
Sales price (SIT/kWh)
Müügihind (SIT/kWh )
Cost of energy sold (SIT thousand)
Energiamüügi kulud (SIT, tuhandetes)
Amount of aid (SIT thousand)
Abisumma (SIT, tuhandetes)
Level of aid (SIT/kWh)
Abi osatähtsus (SIT/kWh)
The use of domestic brown coal is in principle also possible at the Šoštanj power plant, which has five units, two of which are more recent and equipped with flue-gas cleaning equipment and three of which are older and have no cleaning equipment.
Kohaliku pruunsöe kasutamine on põhimõtteliselt võimalik ka Šoštanj elektrijaamas, millel on viis üksust, millest kaks on uuemad ja varustatud suitsugaasipuhastusseadmetega. Ülejäänud kolm on vanemad üksused, millel puhastusseadmed puuduvad.
These units burn coal from a nearby colliery and, under certain conditions, could also burn brown coal.
Nendes üksustes põletatakse lähedalasuvast söekaevandusest saadavat sütt, teatavatel tingimustel võib seal põletada ka pruunsütt.
The two newer units are fully employed in burning lignite from the nearby colliery.
Kahe uuema üksuse võimsust kasutatakse lähedalasuvast söekaevandusest saadava pruunsöe põletamisel täies ulatuses ära.
Roughly speaking, the capacity of that colliery satisfies those two units.
Kõnealuse söekaevanduse võimsus rahuldab nende kahe üksuse vajadused.
Burning brown coal would be possible only in the three older units, which are not used to full capacity and still have some operating reserves.
Pruunsöe põletamine oleks võimalik ainult kolmes vanemas üksuses, mida täisvõimsusel ei kasutata ning millel on praegu veel teatav varu.
However, this option raises the following difficulties:
Selle valikuga kaasneksid aga järgmised raskused:
transport by rail of brown coal to Šoštanj would cost around EUR 5/t; given the planned brown coal production in the national energy balance (600000 t/year), this would amount to EUR 3 million a year.
pruunsöe raudteetransport Šoštanj jaama maksaks ligikaudu 5 euro/t. Võttes arvesse riiklikus energiabilansis kavandatud pruunsöe tootmist (600000 t/aastas), maksaks transport 3 miljonit eurot aastas;
burning the coal would increase SO2 emissions by 30000 t/year, as units 1, 2 and 3 at Šoštanj do not have flue-gas cleaning equipment and brown coal from Slovenia contains between 2,2 % and 2,5 % sulphur;
söe põletamine suurendaks SO2 heitkoguseid 30000 tonni võrra aastas, sest Šoštanj jaama 1., 2. ja 3. üksuses ei ole suitsugaasipuhastusseadmeid ning Sloveeniast pärit pruunsöe väävlisisaldus on 2,2–2,5 %;
since units 1, 2 and 3 at Šoštanj have a considerably lower thermodynamic efficiency than Trbovlje, burning the same amount of brown coal for electricity generation in the three units at Šoštanj instead of at Trbovlje would increase CO2 emissions by around 15 %.
võrreldes Trbovlje jaamaga on Šoštanj jaama 1., 2. ja 3. üksuse termodünaamiline kasutegur tunduvalt madalam. Trbovlje asemel elektrienergia tootmiseks vajaliku samasuguse hulga pruunsöe põletamisel Šoštanj kolmes üksuses suureneksid CO2 heitkogused ligikaudu 15 %.
For the above reasons it can be seen that burning brown coal in the units at Šoštanj cannot be justified from an economic point of view.
Eespool osutatud põhjustel ei ole pruunsöe põletamine Šoštanj üksustes majanduslikult otstarbekas.
The only other possibility for burning brown coal is at the Ljubljana thermal power and heat plant (TE-TOL), which used domestic brown coal as its main energy source until 2000.
Ainus teine võimalus pruunsöe põletamiseks on Ljubljana soojus- ja elektrienergia koostootmisjaamas (TE-TOL), kus peamise energiaallikana kasutati kohalikku pruunsütt kuni aastani 2000.
Since the units at TE-TOL do not have in-built flue-gas cleaning equipment, they can no longer burn brown coal from Slovenia because it contains between 2,2 and 2,5 % sulphur.
Kuna TE-TOLis puuduvad sisseehitatud suitsugaasipuhastusseadmed, ei ole seal Sloveeniast pärit pruunsütt selle 2,2–2,5 % väävlisisalduse tõttu enam võimalik põletada.
TE-TOL stopped burning domestic brown coal for that reason and now burns only imported Indonesian coal, which has a considerably lower sulphur content (< 0,5 %), so that the plant does not need flue-gas desulphurisation equipment.
Sel põhjusel TE-TOL lõpetas ka kohaliku pruunsöe põletamise ning kasutab hoopis Indoneesiast imporditud tunduvalt madalama väävlisisaldusega (0,5 %) sütt. Seega puudub neil vajadus ka suitsugaasipuhastusseadmete järele.
Fitting TE-TOL units with flue-gas cleaning equipment would be uneconomic.
TE-TOLi üksuste varustamine suitsugaasipuhastusseadmetega ei oleks majanduslikult otstarbekas.
Slovenia undertook to ensure that no more than 15 % of the overall primary energy necessary to produce the energy consumed in Slovenia in any calendar year receives State support for security of supply.
Sloveenia on seadnud eesmärgiks, et tarnekindluse tagamiseks antav riigiabi ei ületaks 15 % kogu primaarenergiast, mis on vajalik kalendriaasta jooksul Sloveenias tarbitava elektrienergia tootmiseks.
Overlap
Abi kattumine
The purchase obligation scheme provides for only part of the qualified producer’s depreciation costs to be covered.
Ostukohustuse kavas on ette nähtud, et kvalifitseeritud tootja amortisatsioonikuludest tohib katta vaid teatava osa.
The Rules on the allocation of funds for the promotion of the exploitation of renewable energy resources, efficient energy use and CHP [11] allowed investment aid for power plants using renewable sources and CHP plants.
Eeskirjade kohaselt, milles käsitletakse vahendite eraldamist taastuvate energiaallikate kasutamise edendamiseks, tõhusaks energiakasutuseks ning soojus- ja elektrienergia koostootmiseks, [11] on lubatud investeerimisabi anda taastuvaid energiaallikaid kasutavatele elektrijaamadele ning elektri- ja soojusenergia koostootmisjaamadele.
However, investment aid for such plants has been abolished under the new Rules on the allocation of funds for the promotion of efficient use of energy and utilisation of energy resources [12].
Tõhusa energiakasutuse ja energiaressursside kasutamise uutes eeskirjades [12] on aga investeerimisabi sellistele elektrijaamadele välja jäetud.
Exceptions have been made for power plants not connected to the public grid that do not benefit from the scheme, and for plants with a capacity of up to 10 MW that employ renewable sources of energy and use new or obsolete technology in which, because of the high cost price of generating electricity, the purchase price of electricity is not high enough to ensure the profitability of the investment.
Erandeid on tehtud selliste elektrijaamade suhtes, mis ei ole riiklikku võrku ühendatud ja ei saa kavast abi, ning kuni 10 MW võimsusega elektrijaamade suhtes, mis kasutavad taastuvaid energiaallikaid ja uut või aegunud tehnoloogiat, mille puhul elektrienergia tootmise kõrge omahinna tõttu ei ole elektri ostuhind investeeringu kasumlikkuse tagamiseks piisavalt kõrge.
The type of technology eligible for the granting of incentives is determined in periodic calls for tenders.
Abikõlblik tehnoloogia määratakse kindlaks korrapäraselt toimuvate pakkumismenetluste käigus.
To prevent excessive aid overlap, Article 14 of the Decree on the rules for determining prices and purchasing of electricity from qualified electricity producers states that, where a qualified producer has received any subsidy for the construction of a power plant, the guaranteed purchase price is reduced proportionately.
Abi kattumise vältimiseks on hindade kehtestamise ja kvalifitseeritud elektritootjatelt elektri ostmise eeskirju käsitleva määruse artiklis 14 sätestatud, et kui kvalifitseeritud tootja saab ükskõik millist toetust elektrijaama ehitamiseks, vähendatakse tagatud müügihinda proportsionaalselt.
Pursuant to that Article, a qualified electricity producer must, on signing an agreement for the purchase of electricity with the operator of the network to which it is connected, declare the amount of any subsidy it has received for the construction of power plants.
Selle artikli kohaselt peab kvalifitseeritud elektritootja oma võrguoperaatoriga elektrienergia ostulepingu allakirjutamisel teatama igasuguse toetuse summa, mille ta elektrijaamade ehitamiseks on saanud.
The declared amount is used as a basis for calculating the reductions in the guaranteed purchase price.
Teatatud summa võetakse tagatud ostuhinna vähendamise arvutuste aluseks.
On the basis of the above provisions, the guaranteed purchase price for power plants (depending on the type of plant and the rated power) is reduced by 5 % for each 10 % of State aid received compared with the amount of investment in the power plant.
Nimetatud sätete alusel vähendatakse elektrijaamade puhul (sõltuvalt elektrijaama liigist ja võimsusest) tagatud ostuhinda 5 % võrra iga 10 % saadud riigiabi kohta, võttes arvesse elektrijaama tehtud investeeringu summat.
The provisions of the Decree are based on the premise that the full guaranteed price for electricity from qualified producers covers the fixed costs and variable costs.
Määruses sätestatakse, et kvalifitseeritud tootjate elektri täielik tagatud hind katab kõik püsi- ja muutuvkulud.
The average ratio between fixed and variable costs is assumed to be 50:50.
Eeldatakse, et püsi- ja muutuvkulude suhe on 50:50.
Slovenia has undertaken to refine the reduction rule in order to adapt it more precisely to the breakdown between fixed and variable costs depending on technologies.
Sloveenia on otsustanud vähendamiseeskirja täpsustada, et seda oleks võimalik täpsemini ja tehnoloogiast sõltuvalt püsi- ja muutuvkulude suhtes kohaldada.
Commitments of the Member State
Liikmesriigi kohustused
Slovenia undertook to prepare amendments to the regulations on electricity from renewable energy sources and CHP in order to change the current financing system of the scheme.
Sloveenia võttis kohustuse valmistada ette taastuvatest energiaallikatest pärit elektrienergiat ja soojus- ja elektrienergia koostootmist käsitlevate määruste muudatused, et muuta abikava praegust rahastamissüsteemi.
These amendments will be introduced in order to make the support scheme compatible with Articles 25 and 90 of the EC Treaty:
Need muudatused tehakse, et viia abikava kooskõlla EÜ asutamislepingu artiklitega 25 ja 90:
the mode of collection of the support funds will be changed to lump-sum payments on connection, irrespective of the amount and source of the electricity consumed.
edaspidi jaotatakse abikava vahendeid ühe osamaksena pärast võrku ühendamist, olenemata tarvitava elektrienergia hulgast ja allikast.
When determining the amount of the lump sum payment, account will be taken of the power of the connection (fuse rating) and the voltage level at which a particular consumer and consumer group is connected;
Ühekordse väljamakse kindlaksmääramisel võetakse arvesse selle ühenduse võimsust ja pinget, millega konkreetne tarbija või tarbijarühm on ühendatud;
for the period from Slovenia’s accession to the Union until the time when the new mode of collection of funds is put in place, Slovenia will ensure that importers of green electricity can apply for reimbursement of the levy financing the aid to renewables in the scheme, provided that they can prove that their imports are indeed of green origin.
ajavahemikul Sloveenia ühinemisest Euroopa Liiduga kuni rahastamise hankimise uue korra kehtestamiseni tagab Sloveenia, et rohelise elektrienergia importijad saavad taotleda selle lõivu tagastamist, millega rahastatakse taastuvatest energiaallikatest elektrienergia tootmiseks antavat abi, tingimusel et nad suudavad tõendada, et import on tõepoolest rohelist päritolu.
The conditions on documentation to prove the green origin of imported electricity are primarily based on the Community system of guarantees of origin.
Imporditud elektrienergia rohelise päritolu tõendamise dokumentide tingimused tuginevad eelkõige ühenduse päritolutagatiste süsteemile.
Where necessary, in order to prevent artificially high declarations against which the Community system of guarantees of origin does not afford sufficient protection, limits will be set on the amounts to be reimbursed per distributor.
Kunstlikult suurte deklaratsioonide vältimiseks, mille puhul ühenduse päritolutagatiste süsteem ei paku piisavat kaitset, kehtestatakse vajadusel piirangud, mille ulatuses tohib lõivu ühe edasimüüja kohta tagastada.