natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Slovenia pointed out that the purchase obligation scheme is financed from part of the fee for network use paid by all electricity users under identical conditions that are known in advance.
Slovenia korostaa, että ostovelvollisuusohjelma rahoitetaan osasta verkonkäyttömaksua, jonka kaikki sähkönkuluttajat maksavat samoin ennalta määrätyin ehdoin.
The components of the fee for network use are determined by the Energy Agency (energy market regulator) and the Government.
Verkonkäyttömaksun osatekijöistä päättävät energiavirasto (joka sääntelee energiamarkkinoita) ja hallitus.
Differences in price are covered by a mechanism whereby the network operators buy electricity at a fixed price and sell it at the market price.
Hintaerot katetaan siten, että verkonhaltijat ostavat sähköä kiintein hinnoin ja myyvät sitä markkinahinnoin.
Any loss they incur as a result is covered from part of the fee for network use.
Mahdolliset tappiot katetaan verkonkäyttömaksulla.
So operators under the purchase obligation receive funds not from the State, but from part of the fee for network use.
Toisin sanoen verkonhaltijat, jotka kuuluvat ostovelvollisuuden piiriin, eivät saa varoja valtiolta vaan verkonkäyttömaksusta.
The operators have to allocate these funds to a special account.
Verkonhaltijoiden on kerättävä varat erilliselle tilille.
The funds also serve as a source for paying the additional premium where qualified producers sell part of their electricity independently or through an intermediary.
Varoja käytetään myös lisäkorvauksen maksamiseen, jos hyväksytyt tuottajat myyvät osan tuottamastaan sähköstä itsenäisesti tai välittäjän kautta.
Slovenia claimed that the scheme incorporates neither a state fund nor any other sort of fund through which the resources are transited.
Slovenia toteaa myös, että ohjelmaan ei sisälly minkäänlaista valtion rahastoa tai muuta rahastoa, jonka kautta varoja siirretään.
The resources to fund the scheme cannot be perceived as stemming from a parafiscal levy as they do not stem from the State budget and are not attributable to the State.
Ohjelman rahoittamiseen käytettävien varojen ei voida siis katsoa olevan peräisin veronluonteisesta maksusta, sillä ne eivät ole peräisin valtion budjetista eikä niitä voida pitää valtiolle kuuluvina.
FURTHER INFORMATION SUBMITTED BY SLOVENIA
SLOVENIAN TOIMITTAMAT LISÄTIEDOT
By further correspondence with the Commission, Slovenia submitted additional information and commitments on the scheme.
Slovenia on myöhemmässä komission kanssa käymässään kirjeenvaihdossa toimittanut ohjelmaa koskevia lisätietoja ja sitoumuksia.
Renewables
Uusiutuvat energialähteet
Slovenia provided new information detailing the environmental protection objectives of the scheme.
Slovenia on toimittanut uusia tietoja ja yksityiskohtia ohjelman ympäristöpäämääristä.
First of all, the scheme was designed to contribute to the general environmental policy objectives:
Ensinnäkin ohjelmalla on tarkoitus edistää ympäristöpolitiikan yleisiä päämääriä:
more efficient energy use;
tehokkaampi energian käyttö;
increasing the proportion of renewable energy sources in the primary energy balance of the Community from 8,8 % in 2001 to 12 % by 2010.
uusiutuvien energialähteiden osuuden kasvattaminen yhteisön primaarienergiataseessa vuoden 2001 8,8 prosentista 12 prosenttiin vuoteen 2010 mennessä.
The stated objectives include targets for co-generation and for renewable sources, both of which fall under the electricity purchase scheme.
Kyseisiin päämääriin sisältyy tavoitteita, jotka koskevat yhteistuotantoa ja uusiutuvia energialähteitä, jotka kumpikin kuuluvat sähkönosto-ohjelman soveltamisalaan.
These objectives are consistent with the targets set for Slovenia inter alia by Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market [8].
Tavoitteet ovat sopusoinnussa niiden tavoitteiden kanssa, jotka Slovenialle on asetettu sähköntuotannon edistämisestä uusiutuvista energialähteistä tuotetun sähkön sisämarkkinoilla 27 päivänä syyskuuta 2001 annetussa Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivissä 2001/77/EY [8].
Directive 2001/77/EC sets indicative targets for individual Member States.
Direktiivissä 2001/77/EY säädetään ohjeelliset tavoitteet kullekin yksittäiselle jäsenvaltiolle.
For Slovenia, the objective is a share of electricity consumption coming from renewables of 32,6 % by 2010.
Slovenialle on asetettu tavoitteeksi, että uusiutuvien energialähteiden osuus sähkönkulutuksesta nousee vuoteen 2010 mennessä 32,6 prosenttiin.
The total number of power plants from which electricity is purchased under the scheme is 434, of which 430 are connected to the distribution network and four to the transmission network.
Voimalaitoksia, joiden tuottama sähkö ostetaan ohjelman mukaisesti, on yhteensä 434. Niistä 430 on kytketty jakeluverkkoon ja neljä siirtoverkkoon.
More than 90 % of the power plants connected to the distribution network are hydroelectric plants, the remainder being biomass power plants, solar plants and CHP plants.
Yli 90 prosenttia jakeluverkkoon kytketyistä voimaloista on vesivoimaloita ja loput biopolttoainevoimaloita, aurinkovoimaloita ja sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksia.
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.
Ohjelma perustuu hyväksyttyjen sähköntuottajien tuottaman sähkön hinnan määrittelyä ja ostoa koskevista säännöistä annettuun asetukseen [9], joka tuli voimaan 4 päivänä huhtikuuta 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.
Nykyiset hyväksyttyjen voimaloiden ja verkonhaltijoiden väliset sähkönostosopimukset on tehty kymmeneksi vuodeksi.
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.
Slovenia on ilmoittanut, että vuonna 1999 annetun energialain 4 §:n mukaan uusiutuvat energialähteet määritellään direktiivin 2001/77/EY mukaisesti.
The main aim of the scheme is to ensure appropriate economic conditions for the development and implementation of new qualified power plant projects.
Ohjelman päätarkoitus on luoda hyväksytyille voimaloille suotuisa liiketoimintaympäristö uusien hankkeiden kehittämistä ja toteuttamista varten.
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.
Määritettäessä erityyppisille hyväksytyille voimaloille maksettavia ostohintoja, jotka takaisivat uusien investointien edellyttämän vähimmäistuoton, lähtökohtana on käytetty yksittäisten hyväksyttyjen voimaloiden kustannusanalyysiä (ensisijainen energialähde ja koko huomioon ottaen).
The amount of aid or premium is determined as the difference between the uniform annual purchase price and the average market price of electricity.
Tuki tai korvaus on yhtä suuri kuin sähkön ostohinnan ja keskimääräisen markkinahinnan erotus.
If the market price increases, the premiums are reduced accordingly.
Jos markkinahinta nousee, korvaukset pienenevät vastaavasti.
The table below compares production costs of the qualified producers per power plant technology and size categories with the premium offered by the scheme.
Seuraavassa taulukossa on verrattu hyväksyttyjen tuottajien tuotantokustannuksia (voimalatyypin ja koon perusteella jaoteltuina) ohjelmasta saatavaan korvaukseen.
The table assumes an average market price of 8 SIT/kWh.
Taulukossa on oletettu, että keskimääräinen markkinahinta on 8 Slovenian tolaria kilowattituntia kohti.
This value is for reference only since, if market prices increase, premiums are decreased accordingly.
Summaa voidaan pitää vain viittellisenä, sillä korvaukset pienenevät, jos markkinahinnat nousevat.
In all cases, production costs are higher than both the average market price and the guaranteed uniform purchase price under the qualified producers’ scheme.
Kaikissa tapauksissa tuotantokustannukset ovat suuremmat kuin keskimääräinen markkinahinta ja hyväksyttyjä tuottajia koskevan ohjelman mukaiset taatut yhtenäiset ostohinnat.
Comparison of production costs of qualified power plants with the purchase price under the scheme
Hyväksyttyjen voimaloiden tuotantokustannusten ja ohjelman mukaisen ostohinnan vertailu
Assuming a market price of SIT 8/kWh.
Huom. Markkinahintaoletus 8 SIT/kWh.
Type of qualified power plant (QPP) by primary energy source
Hyväksytyn voimalan (HV) tyyppi ensisijaisen energialähteen mukaan
Premium
Korvaus
Hydroelectric plants
Vesivoimalat
up to 1 MW
enintään 1 MW
from 1 MW to 10 MW
1–10 MW
Biomass plants
Biopolttoaine-voimalat
over 1 MW
+yli 1 MW
Wind plants
Tuulivoimalat
Geothermal plants
Maalämpövoimalat
Solar plants
Aurinkovoimalat
up to 36 kW
enintään 36 kW
over 36 kW
yli 36 kW
Other QPPs (biogas)
Muut HV:t (biokaasu)
QPPs or thermal plants using municipal waste
HV:t tai yhdyskuntajätettä käyttävät lämpövoimalat
CHP thermal plants for district heating
Kaukolämpöä tuottavat sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitokset
CHP industrial thermal plants
Teollisuuden sähkön ja lämmön yhteistuotanto-laitokset
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.
Kun hyväksyttyjen voimaloiden kustannukset ja taloudelliset laskelmat analysoidaan laitostyypin mukaan, käy ilmi, että ohjelmassa sovellettu ostohinnan nykyarvo ei missään hyväksytyssä voimalassa ylitä investointikustannuksia, kuten seuraava taulukko osoittaa.
Comparison of NPV of purchase prices with investment costs of individual qualified power plants
Ostohintojen nykyarvon ja yksittäisten hyväksyttyjen voimaloiden investointikustannusten vertailu
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.
Huom. Diskonttokorko 8 %, aika 15 vuotta. Ostohinta tai korvaus alenee ostoasetuksen mukaisesti 5 % viidessä vuodessa ja 10 % kymmenessä vuodessa.
Capacity
Teho
Projected annual sales
Odotettu vuosimyynti
Specific investment costs
Erityiset investointi-kustannukset
Investment
Investointi
Annual premium
Korvaus
Premium — investment costs (NPV)
Korvaus – investointikustannukset (nykyarvo)
[SIT million]
[miljoonaa SIT]
[SIT million/a]
[miljoonaa SIT]
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.
Yksittäisten hyväksyttyjen voimaloiden korvauksiin sisältyy Slovenian lainsäädännön mukaisesti myös tuotto pääomalle eli vähintään 8 prosentin diskonttokorko julkisista varoista tehdyille investoinneille.
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.
Koska ostohintoja ja korvauksia ei ole mukautettu, tuotto on tällä hetkellä kaikissa uusiutuvaa energiaa käyttävissä hyväksytyissä voimaloissa alle 8 prosenttia, kuten seuraavasta taulukosta käy ilmi.
For solar plants the premium allows no return on capital (negative return), particularly in the case of small and medium-sized plants.
Aurinkovoimaloissa korvaus ei mahdollista minkäänlaista tuottoa pääomalle (negatiivinen tuotto) varsinkaan pienten ja keskisuurten voimaloiden kohdalla.
Return on capital for individual qualified power plants
Pääoman tuottoaste yksittäisissä hyväksytyissä voimaloissa
N.B.: Return on capital calculated on investments in QPPs (see Table 2) at the current value of premiums.
Huom. Hyväksyttyihin voimaloihin (ks. taulukko 2) sijoitetun pääoman tuotto on laskettu korvauksen nykyarvon mukaan.
Return on capital included in premium
Korvaukseen sisältyvä pääoman tuotto
Combined heat and power generation
Sähkön ja lämmön yhteistuotanto
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 %.
Slovenian mukaan uudet sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitokset on useimmiten varustettu kaasuturbiineilla. Sähkön tuotannon hyötysuhde on 37–40 prosenttia ja kokonaishyötysuhde yli 80 prosenttia.
New smaller turbines attain an electrical efficiency of over 30 % and again an overall efficiency of over 80 %.
Uusilla pienemmillä turbiineilla päästään sähkön tuotannossa yli 30 prosentin hyötysuhteeseen ja yli 80 prosentin kokonaishyötysuhteeseen.
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.
Tavallisten lämpövoimaloiden keskimääräinen sähkön tuotannon hyötysuhde on noin 31 prosenttia, mikä osoittaa, että raakaenergiaa säästyy huomattavasti (15–25 prosenttia), kun sähköä tuotetaan yhteistuotantolaitoksissa, joissa lämpö käytetään hyödyksi.
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].
Hyväksyttyjen sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitosten tehokkuutta koskevat säännökset täyttävät hyötylämmön tarpeeseen perustuvan sähkön ja lämmön yhteistuotannon edistämisestä sisämarkkinoilla ja direktiivin 92/42/ETY muuttamisesta 11 päivänä helmikuuta 2004 annetussa Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivissä 2004/8/EY [10] asetetut tehokkuusvaatimukset.
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).
Slovenia on osoittanut, että sähkön tuotantokustannukset hyväksytyissä sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksissa ovat kaikissa tapauksissa ohjelman ostohintaa suuremmat, korvausten nykyarvo alittaa investointikustannukset ja investointien tuotto on alle 4,20 prosenttia (ks. edellä olevien taulukoiden kolme viimeistä riviä).
The calculations take into account gains from the use of heat.
Laskelmissa on otettu huomioon lämmön käytöstä saatavat tuotot.
Security of supply
Toimitusvarmuus
Slovenia has put in place a service of general economic interest in the field of security of electricity supply.
Slovenia pyrkii yleishyödyllisen taloudellisen palvelun avulla turvaamaan sähkön toimitusvarmuuden.
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.
Direktiivin 2003/54/EY 11 artiklan 4 kohdan mukaisesti tämä yleishyödyllinen taloudellinen palvelu perustuu sähköntuotantoon, jossa käytetään kotimaisia fossiilisia polttoaineita.
For this purpose, 600000 tonnes a year of Slovenian brown coal is used for electricity generation.
Sähköntuotantoon käytetään tässä tarkoituksessa vuosittain 600000 tonnia slovenialaista ruskohiiltä.
Brown coal is the only source of fossil fuel available in Slovenia.
Ruskohiili on ainoa fossiilinen polttoaine, jota on Sloveniassa saatavilla.
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.
Koska ruskohiiltä käytetään tehokkaimmin yhdessä Trbovljen voimalan yksiköistä (TET 2, joka sijaitsee lähellä ruskohiilikaivosta), vaatimuksen täyttäminen jää sen tehtäväksi.
It was decided that this amount of electricity may be purchased through the guaranteed purchase system.
On päätetty, että kyseinen määrä sähköä voidaan ostaa taatussa ostojärjestelmässä.
The corresponding electricity is purchased at a price verified each year by the authorities, and corresponding to electricity production costs in Trbovlje.
Kyseinen sähkö ostetaan hintaan, jonka viranomaiset vahvistavat vuosittain Trbovljen voimalan sähköntuotantokustannusten perusteella.
No profit element is included in the purchase price.
Ostohintaan ei sisälly voittoa.
Slovenia provided the following table estimating the amount of support for the company in past years:
Slovenia on toimittanut seuraavan taulukon, jossa on arvio tukimääristä, jotka yritys on viime vuosina saanut:
Estimated amount of support
Arvio tukimääristä
Quantity (GWh)
Määrä (GWh
Purchase price (SIT/kWh )
Ostohinta (SIT/kWh)
Cost of purchase (SIT thousand)
Ostomenot (tuhatta SIT)
Sales price (SIT/kWh)
Myyntihinta (SIT/kWh)
Cost of energy sold (SIT thousand)
Energiamyynnin menot (tuhatta SIT)
Amount of aid (SIT thousand)
Tukisumma (tuhatta SIT)
Level of aid (SIT/kWh)
Tuen suuruus (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.
Ruskohiilen käyttö on periaatteessa mahdollista myös Šoštanjin voimalassa, jossa on viisi yksikköä. Kaksi niistä on uudehkoa, ja niissä on palamiskaasujen puhdistuslaitteet.
These units burn coal from a nearby colliery and, under certain conditions, could also burn brown coal.
Kolmessa vanhemmassa yksikössä puhdistuslaitteita ei ole. Näissä yksiköissä poltetaan läheisestä kaivoksesta tulevaa hiiltä, ja niissä voitaisiin tietyin edellytyksin polttaa myös ruskohiiltä.
The two newer units are fully employed in burning lignite from the nearby colliery.
Uudempien yksikköjen koko kapasiteetti käytetään läheisestä kaivoksesta saatavan ligniitin polttamiseen.
Roughly speaking, the capacity of that colliery satisfies those two units.
Kaivoksen kapasiteetti riittää suurin piirtein tyydyttämään näiden kahden yksikön tarpeet.
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.
Ruskohiilen polttaminen olisi mahdollista vain kolmessa vanhemmassa yksikössä, joiden koko kapasiteetti ei ole käytössä ja joissa on vielä joitakin toiminnallisia esteitä.
However, this option raises the following difficulties:
Tähän vaihtoehtoon liittyy kuitenkin seuraavia ongelmia:
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.
ruskohiilen rautatiekuljetus Trboveljistä Šoštanjiin maksaisi noin 5 euroa tonnia kohti; kansallisessa energiataseessa suunnitellun ruskohiilen tuotannon (600000 tonnia vuodessa) perusteella se maksaisi 3 miljoonaa euroa vuodessa;
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;
hiilen polttaminen lisäisi rikkidioksidipäästöjä 30000 tonnia vuodessa, sillä Šoštanjin voimalan yksiköissä 1, 2 ja 3 ei ole palamiskaasujen puhdistuslaitteita ja slovenialaisen ruskohiilen rikkipitoisuus on 2,2–2,5 prosenttia;
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 %.
Koska Šoštanjin voimalan yksiköillä 1, 2 ja 3 on huomattavasti heikompi termodynaaminen hyötysuhde kuin Trbovljen voimalalla, saman ruskohiilimäärän polttaminen kolmessa Šoštanjin yksikössä Trbovljen voimalan sijaan lisäisi sähköntuotannon hiilidioksidipäästöjä noin 15 prosentilla.
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.
Edellä esitetyn perusteella voidaan todeta, että ruskohiilen poltto Šoštanjin yksiköissä ei ole taloudellisesti perusteltua.
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.
Ainoa muu vaihtoehto on ruskohiilen polttaminen Ljubljanan sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksessa (TE-TOL), joka on vuodesta 2000 käyttänyt ruskohiiltä pääasiallisena energialähteenään.
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.
Koska TE-TOLin yksiköissä ei ole palamiskaasujen puhdistuslaitteita, niissä ei voida enää polttaa slovenialaista ruskohiiltä, koska sen rikkipitoisuus on 2,2–2,5 prosenttia.
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.
Siksi TE-TOL on lopettanut kotimaisen ruskohiilen polttamisen ja polttaa nykyisin indonesialaista tuontihiiltä, jonka rikkipitoisuus on huomattavasti alhaisempi (alle 0,5 prosenttia), eikä voimala sen vuoksi tarvitse palamiskaasujen rikinpoistolaitteita.
Fitting TE-TOL units with flue-gas cleaning equipment would be uneconomic.
Palamiskaasujen puhdistuslaitteiden asentaminen TE-TOLin yksiköihin ei olisi taloudellisesti kannattavaa.
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.
Slovenia on sitoutunut varmistamaan, että toimitusvarmuuteen tarkoitettua valtiontukea myönnetään enintään 15 prosentille yhteenlasketusta raakaenergiasta, joka tarvitaan Sloveniassa kalenterivuoden aikana käytettävän energian tuottamiseen.
Overlap
Tuen kasautuminen
The purchase obligation scheme provides for only part of the qualified producer’s depreciation costs to be covered.
Ostovelvollisuusohjelma kattaa ainoastaan osan hyväksyttyjen tuottajien poistokustannuksista.
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.
Säännöissä varojen kohdentamisesta uusiutuvien energialähteiden käytön, tehokkaan energiankäytön ja sähkön ja lämmön yhteistuotannon edistämiseen [11] sallitaan investointituki voimaloille, jotka käyttävät uusiutuvia energialähteitä, ja sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksille.
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].
Tällainen voimaloiden investointituki on kuitenkin poistettu uusista säännöistä, jotka koskevat varojen kohdentamista tehokkaan energiankäytön ja uusiutuvien energialähteiden käytön edistämiseen [12].