natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Consequently, in normal market conditions and even if they trade most of their output in the form of forward contracts, generators have no visibility on prices and sales volumes over the depreciation and lifetime of power generation assets.
Sellest tulenevalt ei ole tavapärastes turutingimustes elektritootjatel selget ülevaadet hindadest ja müügimahtudest kogu elektrijaama varade amortisatsiooniperioodi ja eluea vältel, isegi kui suurema osa toodanguga kaubeldi tähtpäevalepingute vormis.
Furthermore, as prices are fixed in advance, generators run the risk that their costs will exceed the agreed prices.
Pealegi on hindade eelneva kindlaksmääramise tõttu oht, et elektritootjate kulud ületavad kokkulepitud hindu.
This risk is not negligible, owing in particular to the volatility of fuel costs, which is for most generation technologies the main component of variable costs.
Selline risk ei ole tähtsusetu, eriti kütusehindade kõikumise tõttu, sest kütusehind moodustab enamiku elektrienergia tootmise tehnoloogiate puhul peamise osa muutuvkuludest.
Furthermore, generators are faced with competitive pressure as they have to renew their forward contracts a significant number of times during the lifetime of their generation assets, and therefore adapt their offers to evolving competitive conditions.
Lisaks sellele seisavad elektritootjad silmitsi konkurentsisurvega, kuna nad peavad oma tähtpäevalepinguid uuendama oma elektritootmisega seotud varade eluea jooksul mitu korda ning seetõttu kohandama oma pakkumist vastavalt muutuvatele konkurentsitingimustele.
Contracts involving the reservation of generation capacities may also be encountered on wholesale markets in the form of ‘drawing rights’, which are therefore worth comparing with the PPAs.
Hulgimüügiturul võib esineda ka elektrienergia tootmisvõimsuse reserveerimise lepinguid, mis esinevad kasutusõiguse vormis ning mida võib seetõttu võrrelda elektrienergia ostulepingutega.
Acquiring drawing rights consists in reserving part of the generation capacities of a given power plant, usually for the expected lifetime of the power station, and paying a ‘capacity fee’ to the plant operator, corresponding to the capital and fixed costs linked to the reserved capacities.
Kasutusõiguse omandamine tähendab konkreetse elektrijaama tootmisvõimsuse reserveerimist tavaliselt selle elektrijaama eeldatavaks eluajaks ning nn võimsustasu maksmist elektrijaama käitajale vastavalt reserveeritud võimsusega seotud kapitali- ja püsikuludele.
The technical risks are borne by the operator of the plant.
Tehnilised riskid kannab elektrijaama käitaja.
The holder of the drawing rights can decide on the level of use of the reserved capacities and pays to the power plant operator a price corresponding to the variable costs incurred for the energy generated from the reserved capacities.
Kasutusõiguste valdaja otsustab reserveeritud võimsuse kasutamise taseme ning maksab elektrijaama käitajale hinda, mis vastab reserveeritud võimsusest energia tootmisel tekkinud muutuvkuludele.
In order to further assess the existence or otherwise of an advantage within the PPAs, it is also useful to consider the situation of large business or industrial end-consumers, even though they act not on wholesale markets but on retail (downstream) markets.
Selleks et hinnata täiendavalt elektrienergia ostulepingutest tuleneva eelise olemasolu, tuleks samuti arvesse võtta suurettevõtte või tööstuse lõpptarbija olukorda, isegi kui nad ei tegutse hulgimüügiturul, vaid (järgneva etapi) jaemüügiturul.
As generators sometimes directly supply power to large business or industrial consumers, the comparison with the PPAs is relevant.
Kuna elektritootjad tarnivad elektrienergiat vahel otse suurettevõtetele või tööstustarbijatele, on võrdlemine elektrienergia ostulepingutega asjakohane.
The Energy Sector Inquiry has shown that it was common practice for electricity suppliers to sign fixed-price contracts with large business or industrial consumers.
Energiasektorit käsitlevast uuringust nähtub, et elektrienergia tarnijate puhul oli tavapärane sõlmida suurettevõtete ja tööstustarbijatega püsihinnaga lepinguid.
The duration of such contracts is usually limited to one to two years.
Selliste lepingute kestus on tavaliselt üks kuni kaks aastat.
They usually provide for a delivery schedule based on historical consumption.
Neis lepingutes on tavaliselt sätestatud varasemal tarbimisel põhinev tarnegraafik.
The price is derived from wholesale prices on forward markets and contains other cost components such as expected costs of balancing or the supplier's margin.
Hind tuleneb tulevikutehingute turu hulgihinnast ning sisaldab muid kulutegureid, nagu eeldatavad tasakaalustamiskulud või tarnija kasum.
Deviation from the delivery schedule entails the application of a ‘take or pay’ clause, which compels the buyer to pay for energy which it does not need, or to pay an excess charge.
Kõrvalekalle tarnegraafikust toob kaasa võta-või-maksa tingimuse kohaldamise, mis sunnib ostjat maksma energia eest, mida ta ei vaja, või maksma lisatasu.
In this respect, such contracts may be regarded as based on a minimum guaranteed off-take combined with the reservation of capacity [57].
Selliseid lepinguid võib vaadelda kui lepinguid, mis põhinevad minimaalsel tagatud ostukogusel ja võimsuse reserveerimisel [57].
Another type of agreement has to be considered for the purpose of assessing the advantage within the PPAs, namely contracts concluded for the provision of balancing services to the Transmission System Operators (TSOs).
Elektrienergia ostulepingute eelise olemasolu hindamiseks tuleb arvesse võtta ka teist liiki lepinguid, nimelt lepinguid, mis on sõlmitud tasakaalustamisteenuste osutamiseks ülekandesüsteemi halduritele.
As electricity cannot be stored, demand and supply must be matched at each point in time.
Kuna elektrienergiat ei ole võimalik ladustada, peavad nõudlus ja pakkumine olema igal ajahetkel vastavuses.
If demand or supply deviate from forecasts and result in a need for additional generation, it is the responsibility of the Transmission System Operator to call on certain generators to increase production at short notice.
Kui nõudlus või pakkumine ei vasta prognoosidele ning selle tulemusena on vaja toota täiendavalt elektrienergiat, siis on ülekandesüsteemi halduritel kohustus pöörduda teatavate elektritootjate poole, et suurendada tootmist lühikese etteteatamisega.
In order to ensure the availability of generation capacities to face such situations, TSOs reserve capacities in generation units which are capable of modifying their production level at short notice.
Selleks et tagada kõnealuste olukordade puhul tootmisvõimsuse kättesaadavus, reserveerivad ülekandesüsteemi haldurid võimsust tootmisüksustes, mis on suutelised tõstma oma tootmistaset lühiajalise etteteatamisega.
In Hungary, as there is no pump storage plant, natural gas fired plants have the most appropriate technical characteristics to provide these services.
Kuna Ungaris ei ole pumpelektrijaamu, on maagaasil töötavatel elektrijaamadel kõnealuste teenuste pakkumiseks kõige asjakohasemad tehnilised omadused.
The Energy Sector Inquiry has provided an overview of European TSOs’ practice with respect to capacity reservation contracts for the provision of balancing services.
Energiasektorit käsitlevas uuringus on antud ülevaade Euroopa ülekandesüsteemi haldurite tavast seoses tasakaalustamisteenuste osutamiseks sõlmitud võimsuse reserveerimise lepingutega.
This overview shows that capacities are reserved by means of tenders.
Ülevaatest nähtub, et võimsuse reserveerimine toimub pakkumiste teel.
One year may be regarded as a standard duration, which grants flexibility to TSOs to adjust the amounts of reserved capacities to their actual needs.
Ühte aastat võib pidada tüüpiliseks ajavahemikuks, mis annab ülekandesüsteemi halduritele võimaluse kohandada reserveeritud võimsuse koguseid nende tegelikele vajadustele.
The contracts generally specify the technical characteristics of the required service, the reserved capacity and a price either for the energy provided or for both energy and capacity.
Lepingutes on üldjuhul täpsustatud nõutava teenuse tehnilised omadused, reserveeritud võimsus ja kas tarnitava elektrienergia hind või nii elektrienergia kui ka võimsuse hind.
Comparison of the PPAs with standard commercial practices
Elektrienergia ostulepingute võrdlus üldise äritavaga
The Commission has compared the purchase obligation enshrined in the PPAs with the main features of standard forward and spot contracts, ‘drawing rights’ contracts, long-term contracts concluded by large end-consumers, and contracts concluded between generators and TSOs for the provision of balancing services.
Komisjon on võrrelnud elektrienergia ostulepingutes sätestatud ostukohustust tavapäraste tähtpäeva- ja hetkelepingute, kasutusõiguse lepingute, suurte lõpptarbijatega sõlmitud pikaajaliste lepingute ning tasakaalustamisteenuste pakkumiseks elektritootjate ja ülekandesüsteemi haldurite vahel sõlmitud lepingute põhiomadustega.
Standard spot and forward contracts
Tavapärased hetke- ja tähtpäevalepingud
It follows from the description presented in recitals 195 to 200 that the combination of long-term capacity reservation, a minimum guaranteed off-take and price-setting mechanisms covering variable, fixed and capital costs do not correspond to usual contracts on European wholesale markets and that they shield generators from more risks than standard forward and spot contracts.
Põhjendustes 195–200 esitatud kirjeldusest nähtub, et võimsuse pikaajalise reserveerimise, minimaalse tagatud ostukoguse ning muutuv-, püsi- ja kapitalikulu hõlmavate hinnakujundusmehhanismide ühendamine ei vasta Euroopa hulgimüügituru tavapärastele lepingutele ning need kaitsevad elektritootjaid riskide eest rohkem kui tavapärased tähtpäeva- ja hetkelepingud.
Trade in power on spot-market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs, and not all fixed and capital costs are covered.
Hetketurul elektrienergiaga kauplemine põhineb alati piirhindadel, mis tagavad üksnes lühiajaliste piirkulude, kuid mitte kõigi püsi- ja kapitalikulude katmise.
Furthermore, on spot markets, a power generating company has no assurance as regards the level of utilisation of its generating capacities.
Lisaks sellele puudub elektrienergiat tootvatel äriühingutel hetketurul oma tootmisvõimsuse kasutamise taseme suhtes igasugune kindlus.
This risk is much higher than for most manufacturing sectors and is due to the fact that it is impossible to store electricity economically, a very specific feature of that industry.
Selline risk on palju suurem kui enamikus töötleva tööstuse sektorites ja see tuleneb asjaolust, et elektrienergiat ei ole võimalik ökonoomselt ladustada, mis on kõnealuse tööstuse iseloomulik omadus.
If at a given point in time enough power to meet demand is offered at lower prices than those offered by a given generator for one of its power generation units, that unit will not be despatched, which means that its generation capacities will be lost for the concerned period of time.
Kui konkreetsel ajahetkel pakutakse nõudluse rahuldamiseks piisavalt elektrienergiat madalama hinnaga kui on konkreetse elektritootja poolt pakutav hind ühes tema elektrienergia tootmisüksuses, siis seda üksust ei rakendata, mis tähendab, et selle tootmisvõimus läheb kõnealusel ajavahemikul kaotsi.
Therefore, sales on spot markets entail a significant degree of uncertainty concerning the remuneration of fixed and capital costs and the level of utilisation of generation capacities.
Seepärast tähendab hetketuru müük märkimisväärset ebakindlust seoses püsi- ja kapitalikulude hüvitamise ning tootmisvõimsuse kasutamise tasemega.
Nor do forward markets, whose prices are derived from spot prices, provide assurance to generators that all their fixed and capital costs are covered by their sales, because prices are fixed in advance.
Samuti ei paku tulevikutehingute turg, mille hinnad tulenevad hetketuru hindadest, elektritootjatele kindlust, et nende müük katab püsi- ja kapitalikulud, sest hinnad määratakse eelnevalt kindlaks.
If fuel costs increase unexpectedly over the period of delivery, the costs of producing electricity may exceed the price set in advance.
Kui kütusehind tõuseb tarneperioodil ootamatult, võivad elektrienergia tootmise kulud ületada eelnevalt kehtestatud hinna.
On forward markets, the risk concerning the use of the production capacities is lower than in the case of spot products owing to the longer time horizon of forward contracts.
Tulevikutehingute turul on tootmisvõimuse kasutamisega seotud risk tähtpäevalepingute pikaajalisuse tõttu väiksem kui hetkelepingute puhul.
However, even if a generator is able to sell most of its output through forward contracts, it enjoys visibility over the utilisation rate of its power generation units over a limited period of time compared to their lifetime.
Isegi kui elektritootja suudab müüa suurema osa oma toodangust tähtpäevalepingutega, on tal siiski ülevaade oma elektrienergia tootmisüksuste kasutamismäärast vaid piiratud ajavahemiku jooksul võrreldes nende üksuste elueaga.
Interested parties emphasize that the generators do bear important risks under their PPAs, in particular constructional, regulatory, environmental, maintenance and fiscal/financial risks.
Huvitatud isikud rõhutavad, et elektritootjad kannavad elektrienergia ostulepingute alusel olulisi riske, eelkõige ehitusriski, reguleerimisega seotud riski ning keskkonna-, hooldus- ja maksu/finantsriske.
The Commission recognises that the PPAs do not eliminate all risks linked to the operation of a power plant.
Komisjon tunnistab, et, elektrienergia ostulepingutega ei kõrvaldata kõiki elektrijaama käitamisega seotud riske.
Indeed, these risk elements listed by the generators in their comments are certainly borne by the generators themselves.
Riske, mida elektritootjad on oma märkustes loetlenud, kannavad kindlasti tootjad ise.
However, this corresponds to normal risks any market player on the electricity generation market would need to bear, including in the case of sales in the form of standard spot or forward markets.
Tegemist on siiski tavaliste riskidega, mida iga elektrienergia tootmise turul osaleja peab kandma, sealhulgas tavapärasel hetketurul või tulevikutehingute turul toimuva müügi puhul.
However, the commercial risks associated with fluctuations in electricity generation costs and, in particular, fuel costs, the risk associated with fluctuations in end-user electricity prices, and the risk associated with fluctuation in end-user electricity demand are born by MVM on a substantial part (or entirety) of the lifetime of the assets under PPA.
Elektrienergia tootmiskulude ja eelkõige kütusehinna kõikumisega seotud äririske, lõppkasutaja elektrihinnaga kõikumisega seotud riski ja lõppkasutaja elektrinõudluse kõikumisega seotud riski kannab elektrienergia ostulepingute alusel varade enamuse või kogu eluea jooksul siiski MVM.
Interested parties also argued in their comments that the reservation of capacities for MVM entailed a disadvantage for them, because they could not use these capacities for other purposes than for sales to MVM.
Samuti väidavad huvitatud isikud oma märkustes, et võimsuse reserveerimine MVMile põhjustas neile ebasoodsa olukorra, sest nad ei saanud seda võimsust kasutada muul otstarbel kui müügiks MVMile.
However, the system of guaranteed minimum off-take mitigates that constraint to a large extent.
Minimaalse tagatud ostukoguse süsteem leevendab seda piirangut siiski suurel määral.
The system of minimum guaranteed off-take should be regarded as a guarantee for generators that they will not be prevented from using their capacities for energy production and sale should MVM not make use of its reserved capacities.
Minimaalse tagatud ostukoguse süsteemi tuleks käsitada kui tagatist elektritootjatele, et neil ei takistata kasutada oma võimsust elektrienergia tootmiseks ning müügiks, kui MVM ei kasuta oma reserveeritud võimsust.
As a matter of fact, as shown by the following table, the minimum guaranteed off-take corresponded to a utilisation rate of the reserved capacities exceeding the average utilisation rate of the total available capacities in Hungary.
Vastavalt järgmisele tabelile vastas tagatud minimaalne ostukogus tegelikult reserveeritud võimsuse kasutamismäärale, ületades Ungaris saadaoleva koguvõimsuse keskmist kasutamismäära.
Minimum guaranteed off-take and reserved capacities
Elektrienergia minimaalne tagatud ostukogus ja reserveeritud võimsus
Guaranteed off-take (GWh)
Tagatud ostukogus (GWh)
Reserved capacities (MW)
Reserveeritud võimsus (MW)
Ratio between minimum guaranteed off-take and reserved capacities (number of hours per year)
Minimaalse tagatud ostukoguse ja reserveeritud võimsuse suhe (tundide arv aastas)
Ratio between net electricity generation and net available generation capacities for all Hungarian power generation units (number of hours per year)
Elektrienergia netotootmise ja Ungari kõigi elektrienergia tootmisüksuste netotootmisvõimsuse suhe (tundide arv aastas)
Therefore, spot and forward contracts entail a much higher level of risk for generators than the PPAs, which provide certainty both as regards the remuneration of fixed and capital costs and the level of use of the generation capacities.
Seepärast kaasneb hetke- ja tähtpäevalepingutega elektritootjatele palju suurem risk kui elektrienergia ostulepingutega, mis pakuvad kindlust nii püsi- ja kapitalikulude hüvitamise kui ka tootmisvõimsuse kasutamise taseme suhtes.
Drawing rights
Kasutusõigus
As regards drawing rights, the main difference between this form of agreement and the PPAs is that drawing rights are normally not associated with minimum guaranteed off-take.
Peamine erinevus kasutusõiguse lepingute ja elektrienergia ostulepingute vahel on see, et kasutusõigus ei ole tavaliselt seotud minimaalse tagatud ostukogusega.
The holder of the drawing rights bears commercial risks linked to the sale of the energy produced out of the reserved capacities.
Kasutusõiguse valdaja kannab reserveeritud võimsusest toodetud elektrienergia müügiga seotud äririske.
However, it has the assurance that it will be able to sell all that energy at prices covering at least variable costs, because it can decide not to generate energy if prices fall below variable costs.
Tal on siiski kindlus, et ta suudab kogu elektrienergia müüa muutuvkulusid katva hinnaga, sest ta võib otsustada energiat mitte toota, kui hind langeb allapoole muutuvkulusid.
That assurance is not provided by the PPAs to MVM, owing to the existence of the minimum off-take obligations on MVM for the benefit of the generators.
Elektrienergia ostulepingud ei paku MVMile sellist kindlust, sest MVMil on elektritootjate kasuks minimaalse ostukoguse kohustus.
Long-term purchase contracts concluded by large consumers
Suurtarbijatega sõlmitud pikaajalised ostulepingud
As regards standard long-term purchase contracts concluded by large consumers, it is clear that they are much more advantageous for the buyer than the PPAs are to MVM because the price, which is usually fixed for the whole duration of the contract, is normally not indexed on parameters such as fuel costs whose development over the duration of the contract is unpredictable, and is not designed in such a way as to cover fixed and capital costs, as it depends on price quotations on wholesale markets.
Suurtarbijatega sõlmitud pikaajaliste lepingute puhul on selge, et need pakuvad ostjale oluliselt suuremat eelist kui elektrienergia ostulepingud MVMile, sest hind, mis on tavaliselt kindlaks määratud kogu lepingu kestuse ajaks, ei ole üldjuhul indekseeritud sellise näitajaga nagu kütusehind, mille muutumist lepingu kestuse ajal ei ole võimalik prognoosida, ning see ei ole kujundatud ka selliselt, et katta püsi- ja kapitalikulud, kuna see sõltub hinnanoteeringutest hulgimüügiturul.
Indeed, buyers have an interest in concluding long-term contracts only if these contracts provide them with some hedging against fluctuations in the electricity market, and in particular against changes linked to fluctuations in fuel costs.
Ostja on huvitatud pikaajalise lepingu sõlmimisest tõepoolest üksnes juhul, kui leping pakub teatavat kaitset energiaturu kõikumiste vastu ja eriti kütusehinna kõikumiste vastu.
For this reason a buyer would have an economic interest in a long-term contract of this type only if the seller offered to take part of the risk associated with fluctuations in fuel costs or if the generating technology ensured stable fuel costs, as is the case with hydropower plants and, in certain conditions, nuclear plants.
Seepärast oleks ostja pikaajalisest lepingust majanduslikult huvitatud üksnes siis, kui müüja võtaks osa kütusehinna kõikumisega seotud riskidest enda kanda või kui tootmistehnoloogia tagaks stabiilsed kütusehinnad, nagu on näiteks hüdroelektrijaamade ja teatavatel tingimustel ka tuumaelektrijaamade puhul.
Furthermore, these contracts are usually concluded for much shorter periods than the PPAs and therefore give buyers the option to change suppliers if better prices are offered by competitors.
Pealegi sõlmitakse sellised lepingud tavaliselt oluliselt lühemaks ajaks kui elektrienergia ostulepingud ning ostjatel on seega võimalus tarnijat vahetada, kui konkurendid pakuvad soodsamat hinda.
In order to obtain the lowest prices possible, buyers often use tendering procedures.
Võimalikult madala hinna saavutamiseks kasutavad ostajad sageli pakkumismenetlust.
Balancing services contracts
Tasakaalustamisteenuste lepingud
Balancing services contracts are relevant to the assessment of the existence of an advantage between the PPAs because a minor part of the capacities reserved under PPAs is assigned by MVM for the provision of balancing services to the TSO [58].
Tasakaalustamisteenuste lepingud on asjakohased hindamaks eelise olemasolu elektrienergia ostulepingute puhul, sest MVM määrab elektrienergia ostulepingute alusel reserveeritud võimsusest väikese osa ülekandesüsteemi halduritele tasakaalustamisteenuste osutamiseks [58].
In practice, MVM sells capacities to the TSO on an annual basis as a package and uses part of the capacities reserved under the PPAs for that purpose.
MVM müüb tegelikkuses võimsust ülekandesüsteemi halduritele aasta baasil kui tervikut ja kasutab selleks osa elektrienergia ostulepingute alusel reserveeritud võimusest.
In practice, it means that the generators do not bear the risk attached to the annual tenders [59] and to the uncertainty concerning the amount of energy that they will provide.
Tegelikkuses tähendab see, et elektritootjad ei kanna iga-aastaste pakkumistega [59] ning nende pakutava elektrienergia kogusega seotud ebakindlusest tulenevat riski.
From their point of view, the contractual conditions governing the provision of balancing services are those of the PPAs.
Nende seisukohast toimub tasakaalustamisteenuste pakkumine vastavalt elektrienergia ostulepingu tingimustele.
However, as shown in recital 204, the specifications of the PPAs, especially their long duration and the existence of minimum guaranteed off-take, cannot be justified on commercial grounds even for the provision of balancing services.
Nagu esitatud põhjenduses 204, ei ole elektrienergia ostulepingute tingimused, eelkõige nende pikk kestus ja minimaalne tagatud ostukogus, siiski ärilisel alusel õigustatud isegi mitte tasakaalustamisteenuste pakkumiseks.
The Commission recognises that in Hungary, few generation units may be able to provide the necessary balancing services to the TSO, as claimed by interested parties, but has come to the conclusion that even in such circumstances the conditions offered by the PPAs go further than what a TSO may consider acceptable on commercial grounds.
Komisjon tunnistab, et Ungaris on üksikud tootmisüksused suutelised pakkuma vajalikke tasakaalustamisteenuseid ülekandesüsteemi halduritele, nagu on väitnud huvitatud isikud, kuid on jõudnud järeldusele, et isegi sellises olukorras lähevad elektrienergia ostulepingute tingimused kaugemale, kui ülekandesüsteemi haldur võib pidada ärilistel alustel vastuvõetavaks.
Conclusion on the comparison between PPAs and standard commercial practices
Elektrienergia ostulepingute ja üldise äritava võrdluse järeldus