natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
Tämä merkitsee sitä, että ne perustuvat tulevia markkinoita koskeviin odotuksiin, jotka voivat olla kaukana todellisuudesta, koska sekä kysyntä että tarjonta vaihtelevat paljon näillä markkinoilla.
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.
Toisin sanoen termiinihinnat eivät aina kuvasta kysynnän ja tarjonnan tasapainoa tulevaisuudessa vaan ennemminkin sitä, minkälaiseksi nykyiset toimijat kuvittelevat tasapainon.
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.
Polttoaineen hintojen vaihtelun lisäksi tämä on yksi syy siihen, miksi termiinihinnat voivat vaihdella paljon ajan mittaan, jopa määrätyn ajanjakson aikana tulevaisuudessa.
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.
Kolmanneksi, vaikka ilmoitettujen hintojen katsottaisiin olevan täysin asianmukaisia ja kuvastavan luotettavasti tarjontaa ja kysyntää, sen perusteella, että hinnat eivät mahdollista uusien tulokkaiden kustannusten täydellistä kattamista, ei voida päätellä, että markkinoilla on ylikapasiteettia eikä varsinkaan, että markkinoilla on rakenteellista ylikapasiteettia.
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.
Edellä esitetyn perusteella komissio katsoo, että pelkästään hintojen perusteella ei voida luotettavasti todeta, onko NETA:n kaltaisilla sähkömarkkinoilla rakenteellista ylikapasiteettia.
The Commission notes however that since the time BE encountered difficulties, winter forward prices have very much increased.
Komissio panee kuitenkin merkille, että talven termiinihinnat ovat nousseet paljon siitä, kun BE:n vaikeudet alkoivat.
Various price reporting agencies have reported values above GBP 20/MWh for winter baseload prices in the next few years, even reaching figures as high as GBP 27/MWh [60].
Hintoja raportoivat eri virastot ovat ilmoittaneet talven peruskuormalle lähivuosina hintoja, jotka nousevat jopa 27 Englannin puntaan/MWh [60].
The upward trend seems to be continuing and sustainable.
Tämä suuntaus näyttää jatkuvan tulevaisuudessakin.
New entrant costs estimates range between GBP 20/MWh and GBP 25/MWh [61].
Arviot uusien tulokkaiden kustannuksista vaihtelevat 20 Englannin punnasta/MWh 25 Englannin puntaan/MWh [61].
Assessment in view of capacity margin
Arviointi kapasiteettimarginaalin perusteella
The Commission trusts that the existence of overcapacity is easier to assess by analysing the actual physical figures of installed capacity and peak demand.
Komission mielestä ylikapasiteetin olemassaoloa on helpompi arvioida asennettua kapasiteettia ja huippukysyntää koskevien todellisten lukujen perusteella.
The margin by which installed capacity exceeds average cold spell peak demand [62] is known as the system’s capacity margin.
Marginaalia, jolla asennettu kapasiteetti ylittää keskimääräisen kylmän ajanjakson huippukysynnän [62], kutsutaan järjestelmän kapasiteettimarginaaliksi.
In this framework, to assess whether the market is in structural overcapacity means to assess whether the present and foreseen capacity margin is adequate.
Arvioitaessa sitä, onko markkinoilla rakenteellista ylikapasiteettia, on tämän perusteella arvioitava, onko nykyinen ja suunniteltu kapasiteettimarginaali riittävä.
It is obvious that setting a definitive quantitative norm for adequate capacity margin is a very difficult task.
On selvää, että kapasiteettimarginaalin lopullisen tason määrittely on erittäin vaikeaa.
The norm would have to depend on a number of parameters that vary from one network to the other.
Se riippuu useista tekijöistä, jotka vaihtelevat verkosta toiseen.
It would also depend very much on the level of security of supply to be achieved, which would in turn be linked to less objective notions, like the psychological impact of a given period without electricity in a specific region.
Se riippuu pitkälti myös tavoitteena olevasta toimitusvarmuudesta, mikä puolestaan on yhteydessä vähemmän objektiivisiin tekijöihin, kuten siihen, mikä psykologinen vaikutus tietyllä ajalla ilman sähköä on tietyllä alueella.
Furthermore, even if all physical and psychological parameters were under control, the necessary capacity margin would certainly also depend very much on market structure.
Vaikka kaikki fyysiset ja psykologiset tekijät olisivat hallinnassa, välttämätön kapasiteettimarginaali riippuu luonnollisesti paljon myös markkinoiden rakenteesta.
Some experts believe that more liberalised markets need less capacity margin than strongly regulated centralised markets, although most agree that quantifying this effect is not possible at present in view of the lack of historical evidence.
Joidenkin asiantuntijoiden mielestä kilpailulle suuremmassa määrin vapautetuilla markkinoilla tarvitaan vähemmän kapasiteettimarginaalia kuin tiukasti säännellyillä keskitetyillä markkinoilla, vaikka useimmat ovatkin samaa mieltä siitä, että tämän vaikutuksen suuruutta ei tällä hetkellä voida määrittää, koska historiallista näyttöä ei ole.
Also, comments by third parties provide different views on the capacity margin that should be adequate for Great Britain.
Kolmansien huomautuksissa tulee esille myös erilaisia näkökantoja siitä, millainen kapasiteettimarginaali olisi riittävä Isossa-Britanniassa.
Most of the comments which address this issue quote figures from the England and Wales network operator’s (NGTransco) Seven Year Statements.
Useimmissa niistä huomautuksista, joissa käsitellään tätä kysymystä, viitataan Englannin ja Walesin verkko-operaattorin (NGTransco) seitsemän vuoden katsausten (Seven Year Statements) sisältämiin lukuihin.
In these statements, NGTransco states that it considers that a 20 % capacity margin should be the nominal benchmark for planning purposes.
Näissä katsauksissa NGTransco toteaa, että sen mielestä 20 prosentin kapasiteettimarginaalia olisi käytettävä nimellisenä viitearvona kapasiteettisuunnittelussa.
It hints though that smaller capacity margin could be possible for real time management of the system, and refers to a possible 10 % figure for such a use.
Sen mukaan pienempi kapasiteettimarginaali voisi kuitenkin olla mahdollinen järjestelmän reaaliaikaisessa hallinnoinnissa, ja se ottaa tässä yhteydessä esille 10 prosentin luvun.
Drax and Greenpeace have suggested that this 10 % figure should be used as the proper reference for adequate capacity margin for the purpose of the assessment of the existence of structural overcapacity.
Draxin ja Greenpeacen mukaan tätä 10 prosentin lukua olisi käytettävä asianmukaisen kapasiteettimarginaalin viitearvona arvioitaessa rakenteellisen ylikapasiteetin olemassaoloa.
Other organisations have preferred to keep the reference to the 20 % figure, including institutes commissioned by Greenpeace to provide reports on the subject [63].
Toiset järjestöt ovat pysyneet 20 prosentin viitearvossa, muun muassa tutkimuslaitokset, joilta Greenpeace on pyytänyt asiaa koskevia raportteja [63].
In its own observations, NGTransco made it clear which of the two figures it considered should be used for the purpose of assessing the existence of structural overcapacity, by stating ‘In our role as System Operator for England and Wales, we would consider that any plant margin below the 20 % level can not represent overcapacity within the England and Wales market’.
NGTranscon omissa huomautuksissa todetaan selvästi, kumpaa näistä kahdesta luvusta sen mielestä olisi käytettävä arvioitaessa rakenteellisen ylikapasiteetin olemassaoloa. Se toteaa nimittäin, että Englannin ja Walesin järjestelmäoperaattorina se katsoo, että alle 20 prosentin marginaali ei voi merkitä ylikapasiteettia Englannin ja Walesin markkinoilla.
In view of the above, the Commission considers that the 20 % level is a proper benchmark to assess the capacity situation in the England and Wales market.
Edellä esitetyn perusteella komissio katsoo, että 20 prosenttia on oikea viitearvo arvioitaessa kapasiteettitilannetta Englannissa ja Walesissa.
Although the Scotland market will soon be joined to the England and Wales market, it is still very much physically segregated from it.
Vaikka Skotlannin markkinat liitetään pian Englannin ja Walesin markkinoihin, ne ovat vielä suuressa määrin fyysisesti erillään.
The 2200 MW interconnection between the two regions is too small to allow a completely flexible use to balance each region’s lack or excess of power.
Alueiden välinen 2200 MW:n yhteenliittämiskapasiteetti ei riitä takaamaan täydellistä joustavuutta sähkön ali- tai ylitarjonnan tasaamiseksi alueilla.
As a matter of fact, it is nearly always used for export of energy from Scotland to England and Wales.
Itse asiassa yhteenliittämiskapasiteettia käytetään lähes yksinomaan sähkön vientiin Skotlannista Englantiin ja Walesiin.
Because of this major constraint, the Commission considers that the 20 % benchmark should be increased while considering the global Great Britain figures.
Tämän merkittävän rajoituksen vuoksi komissio katsoo, että 20 prosentin viitearvoa olisi nostettava koko Ison-Britannian lukuja tarkasteltaessa.
The England and Wales market is by far the largest geographical segment of the Great Britain market.
Englannin ja Walesin markkinat ovat Ison-Britannian markkinoiden suurin maantieteellinen segmentti.
It is also the segment on which most of the economical data are set, since prices in Scotland are set in line with the England and Wales data.
Myös suurin osa taloudellisista luvuista koskee näitä markkinoita, koska Skotlannin hinnat asetetaan Englannin ja Walesin lukujen mukaisesti.
The vast majority of third parties’ comments also concentrate on the England and Wales segment.
Kolmansien huomautuksissa keskitytään myös pääasiassa Englannin ja Walesin markkinasegmenttiin.
The Commission has therefore begun its analysis of the market with this segment.
Sen vuoksi komissio aloitti markkina-analyysinsa tästä markkinasegmentistä.
Historical experience has proven that the interconnector between the two segments was nearly only used for export from Scotland to England and Wales.
Aikaisempi kokemus on osoittanut, että näiden kahden markkinasegmentin välistä siirtoyhteyttä on käytetty lähes yksinomaan Skotlannista Englantiin ja Walesiin suuntautuvaan vientiin.
NGTransco considers this interconnectors’ capacity as a source of power for England and Wales.
NGTransco pitää tämän liitosyksikön kapasiteettia sähkön lähteenä Englannille ja Walesille.
Conversely, Scottish Power, which is the Scottish operator responsible for the part of Scotland that shares a border with England, considers the interconnection’s capacity to be dedicated to export.
Scottish Power, joka on se skotlantilainen operaattori, joka vastaa Englannin rajan tuntumassa olevasta Skotlannin osasta, katsoo siirtoyhteyden kapasiteetin olevan varattu vientiin.
In view of the above, and to be consistent with both past experience and the hypothesis put forward by the local operators, the Commission will consider in the rest of this Decision that the England and Wales/Scotland interconnector’s capacity is attributed to England and Wales.
Aikaisemman kokemuksen ja paikallisten operaattoreiden esittämien oletusten mukaisesti komissio katsoo edellä esitetyn perusteella tämän päätöksen loppuosassa, että Englannin ja Walesin sekä Skotlannin välisen siirtoyhteyden kapasiteetti lasketaan Englannin ja Walesin kapasiteetiksi.
There is only one network operator for the whole of England and Wales: NGTransco.
Koko Englannin ja Walesin alueella on ainoastaan yksi verkko-operaattori: NGTransco.
The Commission has based its analysis of the capacity situation on this segment on NGTransco’s forecast, which are published periodically in the company’s Seven Year Statement.
Komissio on käyttänyt tämän segmentin kapasiteettitilannetta arvioidessaan perustana NGTranscon ennusteita, jotka julkaistaan säännöllisesti yrityksen Seven Year Statement -katsauksessa.
Since the opening of proceedings, NGTransco has revised its forecast for capacity margin in the England and Wales market.
NGTransco on tarkistanut kapasiteettimarginaalia Englannin ja Walesin markkinoilla koskevan ennusteensa menettelyn aloittamisen jälkeen.
A new forecast was sent to the Commission with NGTransco’s submission.
Uusi ennuste lähetettiin komissiolle NGTranscon huomautusten mukana.
An even newer version of the same forecast has been published by NGTransco in its 2004 Seven Year Statement [64].
NGTransco on julkaissut vieläkin uudemman version samasta ennusteesta vuoden 2004 Seven Year Statement -katsauksessaan [64].
The Commission used this later newer version for the purpose of its analysis.
Komissio on käyttänyt tätä uudempaa versiota analyysissaan.
Indeed, this newer version is based on the same fundamental hypothesis, in particular for input data, as that taken in the forecast that was considered as relevant by NGTransco in its submission to the Commission.
Uudempi versio perustuu samaan perusoletukseen, erityisesti tietojen osalta, kuin ennuste, jota NGTransco piti merkityksellisenä komissiolle lähettämissään huomautuksissa.
It only incorporates more up to date input on market development.
Se sisältää ainoastaan uudempia tietoja markkinoiden kehityksestä.
This forecast envisages three scenarios.
Ennusteessa esitetään kolme skenaariota.
The most optimistic scenario (SYS background) assumes that generation availability will correspond to signed transmission contracts.
Optimistisimmassa skenaariossa (järjestelmä- eli ns. SYS-skenaario (”SYS background”)) oletetaan, että käytettävissä oleva tuotanto vastaa allekirjoitettuja siirtosopimuksia.
The most pessimistic scenario (‘existing or under construction background’) assumes that no plants other than existing ones and plants currently under construction will be available.
Pessimistisimmässä skenaariossa (”olemassa tai rakenteilla oleviin voimaloihin perustuva skenaario”) oletetaan, että käytettävissä ei ole muita voimaloita kuin olemassa olevat ja parhaillaan rakenteilla olevat voimalat.
The intermediate scenario (‘consents background’) assumes that available plants will be the existing ones, the ones already under construction and the ones for which necessary consents under the Electricity Act and the Energy Act have already been granted.
Keskivälin skenaariossa (”lupiin perustuva skenaario”) oletetaan, että käytettävissä on olemassa olevat voimalat, jo rakenteilla olevat voimalat ja ne voimalat, joille on jo myönnetty Electricity Act -laissa ja Energy Act -laissa vaaditut luvat.
The following chart summarises the forecast in the three scenarios.
Seuraavassa taulukossa esitetään lyhyesti näiden kolmen skenaarion mukaiset ennusteet.
2004 NGTransco capacity margin scenarios for England and Wales
NGTranscon Englannin ja Walesin kapasiteettimarginaalia koskevat skenaariot vuodelta 2004
Note: Capacity margin is over ACS peak demand.
Huom: Kapasiteettimarginaali keskimääräisen kylmän ajanjakson huippukysynnän aikaan.
Interconnectors with France and Scotland are assumed to be fully used for import.
Ranskan ja Skotlannin välisten siirtoyhteyksien oletetaan olevan kokonaan tuontikäytössä.
Scenario
Skenaario
SYS background
SYS-skenaario
Consents background
Lupiin perustuva skenaario
Existing and under construction background
Olemassa tai rakenteilla oleviin voimaloihin perustuva skenaario
The three scenarios differ principally on the latest years, which is not surprising in view of the fact that their underlying hypotheses make differences mainly in the future.
Nämä skenaariot eroavat toisistaan pääasiassa viimeisimpien vuosien osalta, mikä ei ole yllättävää ottaen huomioon, että niiden perustana olevat oletukset eroavat ennen kaikkea tulevaisuuden osalta.
However, these years are not as relevant to assess the existence of structural overcapacity at present on the market.
Näillä vuosilla ei kuitenkaan ole suurta merkitystä arvioitaessa rakenteellisen ylikapasiteetin olemassaoloa nykyisillä markkinoilla.
In the next three years, the three scenarios foresee a capacity margin between 18,7 and 23,1 %, with an average of around 21,5 %.
Seuraavien kolmen vuoden aikana kapasiteettimarginaali vaihtelee skenaarioiden mukaan välillä 18,7–23,1 prosenttia ja on keskimäärin 21,5 prosenttia.
This value is slightly above the 20 % benchmark.
Tämä on hieman yli 20 prosentin viitearvon.
However, the difference between 21,5 and 20 % of the ACS peak demand is 1,5 % of 57000 MW [65], that is, 855 MW.
On kuitenkin huomattava, että 21,5 prosenttia keskimääräisen kylmän ajanjakson huippukysynnästä eroaa 20 prosentista määrällä, joka vastaa 1,5 prosenttia 57000 MW:stä [65] eli 855 MW:llä.
This value is smaller than any of British Energy’s nuclear plants’ capacity.
Tämä luku on pienempi kuin yhdenkään British Energyn ydinvoimalan kapasiteetti.
As it is furthermore the result of a statistical average, the Commission considers that it cannot be deemed to be statistically significant enough to represent a structural overcapacity.
Koska kyse on lisäksi tilastollisesta keskiarvosta, komissio katsoo, ettei lukua voida pitää tilastollisesti niin merkittävänä, että se merkitsisi rakenteellista ylikapasiteettia.
In the following years, the difference between the three scenarios grows, which makes it even more difficult to draw meaningful conclusions from them.
Tämän jälkeisinä vuosina kolmen skenaarion välinen ero kasvaa, minkä vuoksi on vieläkin vaikeampaa tehdä niistä merkityksellisiä päätelmiä.
However, the Commission notes that during these years the average of the three scenarios fluctuates between 17,0 and 22,7 %, with two years at around 20,2 % This seems to indicate that there is an overall tendency for the capacity margin to stay very much around 20 %, including some margin of error.
Komissio toteaa kuitenkin, että näiden vuosien aikana kolmen skenaarion keskiarvo on 17–22,7 prosenttia, ja se on kahtena vuotena noin 20,2 prosenttia. Tämä näyttää osoittavan, että kapasiteettimarginaali pysyttelee yleisesti ottaen 20 prosentin tuntumassa tietyllä virhemarginaalilla.
The Commission concludes from the above that there is no structural overcapacity on the England and Wales electricity market.
Komissio päättelee edellä esitetystä, että Englannin ja Walesin sähkömarkkinoilla ei ole rakenteellista ylikapasiteettia.
Global Great Britain
Koko Iso-Britannia
In contrast with England and Wales, there are two network operators in Scotland: Scottish and Southern Electricity and Scottish Power.
Toisin kuin Englannissa ja Walesissa Skotlannissa on kaksi verkko-operaattoria: Scottish and Southern Electricity ja Scottish Power.
These two operators publish forecasts for their own regional area.
Nämä kaksi operaattoria julkaisevat omia alueitaan koskevia ennusteita.
These forecasts are however less detailed than NGTransco’s as to possible scenarios for the future.
Nämä ennusteet eivät kuitenkaan ole yhtä tarkkoja kuin NGTranscon ennusteet mahdollisten tulevaisuutta koskevien skenaarioiden osalta.
For these reasons, the Commission has concentrated its analysis for Scotland on the present situation, for which there is less need to envisage various scenarios.
Näistä syistä komissio on keskittynyt Skotlantia koskevassa analyysissaan nykyiseen tilanteeseen, jonka osalta ei tarvitse yhtä suuressa määrin ennakoida erilaisia skenaarioita.
Since neither of the two Scottish operators has submitted comments to the Commission in the context of these proceedings, the analysis is based on documents available to the public.
Koska kumpikaan skotlantilaisista operaattoreista ei ole esittänyt komissiolle huomautuksia tämän menettelyn yhteydessä, analyysi perustuu julkisesti saatavilla oleviin asiakirjoihin.
For Scottish and Southern Electricity, the Commission used the figures provided in its 2003 Seven-year Statement [66].
Scottish and Southern Electricityn osalta komissio käytti sen vuoden 2003 Seven Year Statement -katsauksessa [66] esitettyjä lukuja.
For Scottish Power, the Commission used the figures provided in its April 2003 Transmission Seven-year Statement [67].
Scottish Powerin osalta komissio käytti sen huhtikuussa 2003 julkaistussa Transmission Seven Year Statement -katsauksessa [67] esitettyjä lukuja.
The following chart summarises forecast peak demand and installed capacity in the various geographical regions for 2004/2005.
Seuraavassa taulukossa esitetään lyhyesti ennustettu huippukysyntä ja asennettu kapasiteetti eri maantieteellisillä alueilla vuosina 2004–2005.
Great Britain Capacity and demand forecasts for 2004/2005.
Ison-Britannian kapasiteettia ja kysyntää koskevat ennusteet vuosille 2004–2005.
All figures are in MW
Kaikki luvut on ilmoitettu megawatteina (MW)
Capacity connected to Scottish Power’s network
Scottish Powerin verkkoon liitetty kapasiteetti
Capacity connected to Scottish and Southern Electricity’s network
Scottish and Southern Electricityn verkkoon liitetty kapasiteetti
Capacity connected to NGTransco’s network, excluding interconnectors
NGTranscon verkkoon liitetty kapasiteetti siirtoyhteyksiä lukuun ottamatta
Ireland/Scotland interconnector capacity
Irlannin ja Skotlannin välisen siirtoyhteyden kapasiteetti
France/England interconnector capacity
Ranskan ja Englannin välisen siirtoyhteyden kapasiteetti
Available capacity in Great Britain
Käytettävissä oleva kapasiteetti Isossa-Britanniassa
Maximum demand in Scottish Power’s zone
Enimmäiskysyntä Scottish Powerin alueella
Maximum demand in Scottish and Southern Electricity’s zone
Enimmäiskysyntä Scottish and Southern Electricityn alueella
ACS peak demand in NGTransco’s zone
Keskimääräisen kylmän ajanjakson huippukysyntä NGTranscon alueella
Aggregate peak demand [68]
Huippukysyntä yhteensä [68]
Capacity margin for Great Britain is therefore about 23,6 % [69].
Ison-Britannian kapasiteettimarginaali on sen vuoksi noin 23,6 prosenttia [69].
This figure is higher than the 20 % benchmark referred to in recital (400), but as was noted, the 20 % benchmark that applies to a flexible network such as the one in England and Wales has to be increased to accommodate constraints in networks with bottlenecks.
Tämä luku on suurempi kuin johdanto-osan 400 kappaleessa mainittu 20 prosentin viitearvo, mutta kuten todettiin, Englannin ja Walesin verkon kaltaiseen joustavaan verkkoon sovellettavaa 20 prosentin viitearvoa on nostettava rajoitusten vuoksi sellaisten verkkojen osalta, joilla on pullonkauloja.
Furthermore, these figures are computed on the hypothesis that both interconnectors with Northern Ireland and France are available at full capacity for imports, which is not always granted.
Lisäksi nämä luvut on laskettu olettamalla, että sekä Pohjois-Irlannin että Ranskan siirtoyhteyksien koko kapasiteetti on käytettävissä tuontiin, mikä ei ole aina itsestään selvää.
Should these interconnectors be used for export at the time of ACS peak demand, their capacity should be netted of the available capacity, and at the same time added to the power demand, which would decrease the capacity margin to 15,5 %.
Jos näitä liitosyksiköitä käytetään vientiin keskimääräisen kylmän ajanjakson huippukysynnän ajankohtana, niiden kapasiteetti olisi vähennettävä käytettävistä olevasta kapasiteetista ja lisättävä sähkönkysyntään, mikä pienentäisi kapasiteettimarginaalin 15,5 prosenttiin.
In view of the above, the Commission considers that there is no statistically significant structural overcapacity on the Great Britain market.
Edellä esitetyn perusteella komissio katsoo, että Ison-Britannian markkinoilla ei ole tilastollisesti merkittävää rakenteellista ylikapasiteettia.