natgillin/translations-raw huggingface dataset:
For the purpose of computing the amounts referred to in recitals (350) and (358), the Commission considers that the normal Commission reference rate should be used.
Johdanto-osan 350 ja 358 kappaleessa mainittujen summien laskemisessa olisi komission mielestä käytettävä komission tavanomaista viitekorkoa.
Nevertheless, given the length of the period concerned the reference rate should be adapted every five years [57].
Viitekorkoa olisi kuitenkin muutettava joka viides vuosi ajanjakson pituuden vuoksi [57].
It is important to note that the cap and threshold referred to in recitals (350) and (358) apply to all expenditures made to meet liabilities, be they funded by the NLF or by the State.
On tärkeää huomata, että johdanto-osan 350 ja 358 kappaleessa mainittu enimmäismäärä ja raja-arvo koskevat kaikkia rasitteiden kattamiseen osoitettuja maksuja riippumatta siitä, rahoittaako ne NLF vai valtio.
This means that the cap and threshold mechanism will automatically take account of moneys available in the fund.
Tämä merkitsee sitä, että enimmäismäärää ja raja-arvoa koskevassa järjestelyssä otetaan automaattisesti huomioon rahastossa olevat varat.
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.
Lopuksi rakenneuudistuspaketti sisältää myös verovapautuksen, joka liittyy BE:n voimaloiden kirjanpitoarvon nousemiseen seurauksena siitä, että Yhdistyneen kuningaskunnan hallitus maksaa osan niiden rasitteista.
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.
Koska nämä rasitteet kirjattiin aikaisemmin BE:n kirjanpidossa, mahdollinen osittainen vapautuminen niistä Yhdistyneen kuningaskunnan hallituksen sitoumuksen ansiosta lisää niiden arvoa summalla, joka vastaa mahdollisesti sitä enimmäismäärää, jonka Yhdistyneen kuningaskunnan hallitus sitoutuu kattamaan.
Under normal UK accounting and financial rules, this increase should be taxable.
Yhdistyneen kuningaskunnan tavanomaisten kirjanpito- ja verotussääntöjen mukaan tästä arvonnoususta olisi perittävä vero.
Its disregard by the Government is therefore a potential competitive advantage for BE within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
Hallituksen luopuminen siitä muodostaa sen vuoksi BE:lle mahdollisen EY:n perustamissopimuksen 87 artiklan 1 kohdassa tarkoitetun edun.
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.
Mahdollinen verotus kuitenkin pienentäisi BE:n kykyä rahoittaa rasitteita itse, mikä puolestaan lisäisi Yhdistyneen kuningaskunnan hallituksen todellisia rasitteita.
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.
Sen vuoksi hallituksen kattamien rasitteiden lopullisen rahoituksen lisääntyminen saattaa tasoittaa verovapautuksen sisältämän valtiontuen kokonaan tai osittain.
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.
Verovapautukseen sisältyvä valtiontuki vastaa ainoastaan sitä vapautuksen osaa, jota ei tasoiteta niiden maksujen lisääntymisellä, jotka Yhdistyneen kuningaskunnan hallituksen on suoritettava täyttääkseen ydinalan rasitteiden kattamista koskevan sitoumuksensa.
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.
Tämä voimalan arvon nousu on ainoastaan keinotekoinen, koska rasitteet ovat edelleen olemassa siihen asti kunnes Yhdistyneen kuningaskunnan hallituksen sitoumus otetaan käyttöön ja siinä määrin kuin se todellisuudessa on käytettävissä, ja NLF:n, jonka rahoitukseen BE osallistuu, on katettava mahdollisimman suuri osuus niistä.
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.
Jos hallitus olisi maksanut rasitteiden rahoitusvajeen muulla tavoin tai muuhun aikaan, esimerkiksi tilapäisillä avustuksilla rasitteiden syntymisajankohtana, verovapautusta ei mahdollisesti olisi tarvittu.
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.
Edellä esitetyn perusteella komissio katsoo, että verovapautukseen sisältyvä valtiontuki ei ylitä sitä, mikä on välttämätöntä rakenneuudistustavoitteen saavuttamiseksi.
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.
Lopuksi komissio toteaa, että BE:n voittojen lisääntyminen, esimerkiksi sähkönhintojen noustessa, käytetään suurelta osin BE:n NLF-maksujen rahoittamiseen.
Such increase in BE’s contribution would automatically imply a reduction of the amount of aid.
Tällainen BE:n rahoitusosuuden nouseminen merkitsisi automaattisesti tuen määrän pienentymistä.
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.
Komissio katsoo, että edellä kuvailtu järjestelmä varmistaa, että toimenpidekokonaisuuteen A sisältyvä valtiontuki rajataan välttämättömään vähimmäismäärään.
On the avoidance of undue distortion of competition
Kilpailun kohtuuttoman vääristymisen välttäminen
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’.
Suuntaviivojen 35 kohdassa täsmennetään, että ”kilpailijoihin kohdistuvat haitalliset vaikutukset on pyrittävä poistamaan mahdollisimman laajasti”.
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.
Sellaisia poikkeustapauksia lukuun ottamatta, joissa merkitykselliset markkinat ovat yhteisön ja Euroopan talousalueen tasolla pienet tai yrityksen osuus merkityksellisistä markkinoista on vähäpätöinen, on toteutettava tällaisia toimenpiteitä, jotta rakenneuudistussuunnitelmaan sisältyvä tukiosuus soveltuisi yhteismarkkinoille.
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.
Toimenpiteillä on rajoitettava yrityksen läsnäoloa markkinoilla ja niiden on oltava oikeassa suhteessa tuen kilpailua vääristävään vaikutukseen.
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.
Tällaisten toimenpiteiden välttämättömyyttä koskevasta periaatteesta voidaan joustaa, jos ne uhkaavat johtaa markkinarakenteen selvään huonontumiseen.
Where they are necessary, the form and extent of compensatory measures depend on the market capacity position.
Vastasuoritteiden ollessa välttämättömiä, niiden muoto ja laajuus riippuu markkinoiden kapasiteettitilanteesta.
Where there is structural overcapacity on the market, compensatory measures must take the form of an irreversible reduction of production capacity.
Kun markkinoilla on rakenteellista ylikapasiteettia, vastasuoritteilla on supistettava tuotantokapasiteettia peruuttamattomasti.
Where there is no structural overcapacity, compensatory measures may still be required, but they may take other forms than irreversible reductions of production capacity.
Kun rakenteellista ylikapasiteettia ei ole, vastasuoritteet voivat silti olla tarpeen, mutta niillä voidaan pyrkiä muihin tavoitteisiin kuin tuotantokapasiteetin peruuttamattomaan supistamiseen.
The relevant market
Merkitykselliset markkinat
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.
Suuntaviivojen alaviitteessä 20 todetaan, että merkitykselliset maantieteelliset markkinat käsittävät periaatteessa Euroopan talousalueen tai vaihtoehtoisesti merkittävän alueen siitä, jos kyseisellä alueella vallitsevat kilpailuedellytykset eroavat riittävästi Euroopan talousalueen muista alueista.
Electricity has been traded between Member States for a long time and in particular since the entry into force of Directive 96/92/EC.
Sähköllä on käyty jäsenvaltioiden välillä kauppaa kauan aikaa, erityisesti direktiivin 96/92/EY tultua voimaan.
However, electricity trade between Member States is limited by physical constraints due to shortfalls in interconnection capacity.
Jäsenvaltioiden välistä sähkökauppaa rajoittavat kuitenkin fyysiset rajoitukset, jotka ovat seurausta yhteenliittämiskapasiteetin puutteesta.
These constraints are all the tighter where geographical limitations further limit the opportunities for the development of new interconnectors.
Nämä rajoitukset ovat vieläkin tiukempia silloin, kun maantieteelliset rajoitukset rajoittavat uusien yhdysputkien rakentamismahdollisuuksia.
Within the framework of trans-European networks policy, the Commission has made a list of such bottlenecks in the internal electricity market.
Euroopan laajuisia verkkoja koskevan politiikan puitteissa komissio on laatinut luettelon sähkön sisämarkkinoiden pullonkauloista.
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.
Euroopan laajuisia energiaverkkoja koskevien suuntaviivojen vahvistamisesta ja päätöksen N:o 1254/96/EY kumoamisesta 26 päivänä kesäkuuta 2003 tehdyn Euroopan parlamentin ja neuvoston päätöksen N:o 1229/2003/EY [58] liitteestä 1 ilmenee, että Yhdistynyt kuningaskunta on yksi niistä maantieteellisistä alueista, joita ei ole liitetty riittävässä määrin muuhun verkkoon sisämarkkinoiden yhtenäisen toiminnan varmistamiseksi.
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.
Sen lisäksi, että Yhdistyneen kuningaskunnan sähkömarkkinat ovat eristyksissä yhteisön muusta sähköverkosta, niille on ominaista hyvin erikoislaatuinen kaupankäyntijärjestelmä.
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.
Tämä kaupankäyntijärjestelmä, josta käytetään nimeä New Electricity Trading Arrangements (NETA), perustuu pääasiassa tuottajien, toimittajien ja asiakkaiden kahdenvälisiin sopimuksiin toisin kuin perinteisemmät sähköpörssimarkkinat.
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-markkinoilla kilpailuedellytykset poikkeavat huomattavasti sähköpörssimarkkinoista, mistä on osoituksena se, että siirtyminen sähköpörssimarkkinoista NETA-markkinoihin Yhdistyneessä kuningaskunnassa vuonna 2001 johti sähkön tukkuhintojen merkittävään laskuun.
At present, NETA covers only England and Wales.
Tällä hetkellä NETA kattaa ainoastaan Englannin ja Walesin.
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.
Skotlannin markkinat ovat kuitenkin tiiviisti yhteydessä NETA-markkinoihin, sillä sähkönhinnat Skotlannissa on sidottu Englannin ja Walesin hintoihin.
Furthermore, NETA is planned to be very soon extended to Scotland.
Lisäksi NETA on tarkoitus ulottaa pian Skotlantiin.
The resulting Great Britain market is due to start operations in 2005.
Seurauksena olevien Ison-Britannian markkinoiden odotetaan aloittavan toimintansa vuonna 2005.
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.
On kuitenkin huomattava, että Skotlanti muodostaa ainoastaan pienen osan näistä markkinoista, koska Skotlannin kapasiteetti on vain hieman yli 10 prosenttia Englannin ja Walesin kapasiteetista.
The Northern Ireland electricity market will not be joined to the Great Britain market in the foreseeable future.
Pohjois-Irlannin sähkömarkkinoita ei liitetä Ison-Britannian markkinoihin lähitulevaisuudessa.
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).
Ison-Britannian ja Pohjois-Irlannin väliset sähköyhteydet ovat tällä hetkellä vähäiset (nimellisteho 0,5 GW, eli alle 1 prosenttia Ison-Britannian rekisteröidystä kapasiteetista).
Competition conditions in Northern Ireland will therefore remain very different from those in Great Britain.
Sen vuoksi kilpailuedellytykset säilyvät Pohjois-Irlannissa hyvin erilaisina Isoon-Britanniaan verrattuna.
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].
Edellä esitetyn perusteella ja koska BE toimii ainoastaan Isossa-Britanniassa, komissio katsoo tässä päätöksessä tarkoitettujen merkityksellisten maantieteellisten markkinoiden olevan Ison-Britannian markkinat [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.
Yhdistyneen kuningaskunnan viranomaisten toimittamien lukujen mukaan rakenneuudistussuunnitelman ilmoitusajankohtana yhteisöön kuuluneiden 15 jäsenvaltion kokonaiskapasiteetti oli noin 565 GW.
The total registered installed capacity in Great Britain is about 10 % of that value.
Ison-Britannian osuus tästä on noin 10 prosenttia.
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.
Lisäksi Yhdistyneen kuningaskunnan markkinat, joista Ison-Britannian markkinat muodostavat noin 95 prosenttia, kuuluvat Euroopan talousalueen suurimpiin heti Saksan ja Ranskan jälkeen.
It can therefore not be considered that this market is negligible at Community and EEA level.
Sen vuoksi näiden markkinoiden ei voida katsoa olevan pienet yhteisön ja Euroopan talousalueen tasolla.
BE’s capacity represents about 14 % of the registered capacity in England and Wales and about 24 % in Scotland.
BE:n kapasiteetin osuus on noin 14 prosenttia rekisteröidystä kapasiteetista Englannissa ja Walesissa ja 24 prosenttia Skotlannissa.
BE can therefore not be considered to have a negligible share of the relevant market.
Sen vuoksi ei voida katsoa, että BE:llä on vähäpätöinen osuus merkityksellisistä markkinoista.
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.
Markkinoilla on BE:n lisäksi useita muita toimijoita, joista suurimpia ovat BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power ja Powergen.
Should BE disappear, the relevant market would neither become a monopoly, nor a tight oligopoly.
Jos BE poistuisi markkinoilta, merkityksellisille markkinoille ei syntyisi monopolia eikä tiukkaa oligopolia.
The findings above confirm the Commission’s initial market analysis as described in the Decision to initiate proceedings.
Edellä esitetty vahvistaa komission alkuperäisen markkina-analyysin, joka kuvailtiin menettelyn aloittamisesta tehdyssä päätöksessä.
The Commission notes that none of the third parties that submitted comments questioned these preliminary findings.
Komissio toteaa, että yksikään huomautuksia esittäneistä kolmansista ei asettanut näitä alustavia päätelmiä kyseenalaisiksi.
Capacity situation on the market
Kapasiteettitilanne markkinoilla
Assessment in view of the evolution of electricity prices
Arviointi sähkönhintojen kehityksen perusteella
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.
Menettelyn aloittamisesta tekemässään päätöksessä komissio totesi selvästi, että sähkömarkkinoiden kapasiteettitilannetta arvioitaessa olisi otettava huomioon sähkön fyysiset ominaispiirteet ja mahdolliset suuret häiriöt, joita sähkökatkoksista voi aiheutua sekä taloudelle että kansalaisten jokapäiväiselle elämälle.
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.
Sen vuoksi rakenteellista ylikapasiteettia arvioitaessa olisi otettava huomioon riittävä kapasiteettimarginaali, joka varmistaa huippukysynnän kattamisen kaikissa kohtuullisissa tilanteissa.
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.
Komissio totesi, että kapasiteettimarginaali ei ollut merkityksellisillä markkinoilla erityisen suuri verrattuna kansainvälisiin standardeihin ja aikaisempiin arvoihin.
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.
Se huomautti kuitenkin, että kapasiteettimarginaalia olisi mahdollisesti voitu pienentää hieman verrattuna joihinkin muihin jäsenvaltioihin tai Yhdistyneen kuningaskunnan arvoihin vuosina 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.
Rakenteellisen ylikapasiteetin olemassaoloa koskevissa kolmansien huomautuksissa on keskitytty hintojen kehitykseen ja Ison-Britannian kapasiteettimarginaalin arviointiin.
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.
Eräät kolmannet ovat todenneet, että sähkönhintojen kehityksen ja rakenteellisen ylikapasiteetin olemassaolon välillä on yhteys.
They consider that in such a competitive market as NETA, price plays the role of a signal for the need of new capacity.
Niiden mukaan NETA-markkinoiden kaltaisilla markkinoilla, joilla on kilpailua, hinta osoittaa, tarvitaanko uutta kapasiteettia.
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.
Kun uutta kapasiteettia tarvitaan tietyn jakson aikana tulevaisuudessa, ennakoitu kapasiteettivajaus tämän ajanjakson aikana korottaisi vastaavia termiinihintoja.
Prices would reach such a level as to enable the recovery of new plant construction costs, which would trigger new entry on the market.
Hinnat nousisivat tasolle, jolla uuden voimalan rakennuskustannukset olisi mahdollista kattaa, mikä johtaisi uusien toimijoiden tulemiseen markkinoille.
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.
Näiden kolmansien mukaan hinnat eivät viimeaikaisesta nousustaan huolimatta ole vielä saavuttaneet tasoa, joka riittäisi houkuttelemaan uusia toimijoita markkinoille.
This would demonstrate that there is overcapacity on the market.
Tämä osoittaa niiden mukaan, että markkinoilla on ylikapasiteettia.
The Commission acknowledges that there is a relationship between prices on a market and the capacity situation on that market.
Komissio myöntää, että markkinahintojen ja markkinoiden kapasiteettitilanteen välillä on yhteys.
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.
Se katsoo kuitenkin, että NETA:n kaltaiset sähkömarkkinat ovat liian mutkikkaat, jotta olisi mahdollista tehdä lopullinen päätelmä rakenteellisen ylikapasiteetin olemassaolosta markkinoilla ainoastaan hintojen perusteella.
Firstly, unlike in markets structured around a pool, there is no such thing as a clearing price in NETA.
Ensinnäkin NETA-markkinoilla ei sähköpörssimarkkinoiden tavoin ole clearing-hintaa.
NETA is based around bilateral contracts, that may take very different forms, and that do not always provide very transparent price reporting mechanisms.
NETA perustuu kahdenvälisiin sopimuksiin, joiden muoto voi vaihdella ja jotka eivät aina sisällä erityisen läpinäkyviä hintanoteerausjärjestelmiä.
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.
UKPX:n kaltaiset sähköpörssit ovat läpinäkyvämpiä, mutta niiden osuus markkinoista ei ole riittävä päätelmien tekemiseksi.
Furthermore, they focus on short term trade and are hence of limited use for gaining knowledge on future trends.
Lisäksi ne keskittyvät lyhyen aikavälin kauppaan, minkä vuoksi niistä ei juurikaan ole hyötyä selvitettäessä tulevia suuntauksia.
One therefore has to rely on price indexes reported by independent sources like Heren or Argus.
Sen vuoksi on luotettava riippumattomien lähteiden kuten Herenin tai Argusin ilmoittamiin hintaindekseihin.
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.
Näihin hintaindekseihin liittyy myös rajoituksia, sillä ne kuvaavat vain tukkumarkkinoita, jotka muodostavat noin kaksikolmannesta sähkön kokonaiskaupasta, eivätkä sen vuoksi pysty osoittamaan pienempiä vajauksia suunnitellussa sähköntuotannossa.
Secondly, the reasoning in recital (389) is based on the assumption that forward prices represent faithfully the market situation in the future.
Toiseksi johdanto-osan 389 kappaleessa esitetyt syyt perustuvat oletukseen, että termiinihinnat kuvaavat luotettavasti markkinatilannetta tulevaisuudessa.
The Commission considers this might not always be the case.
Komission mielestä näin ei välttämättä aina ole.
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.
Itse asiassa nämä hinnat kuvastavat mutkikkaampaa tilannetta, joka perustuu ennemminkin siihen, minkälaiseksi sekä ostaja että myyjä kuvittelevat tulevan asemansa.