natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
Taatun vähimmäismyyntimäärän järjestelmä voidaan katsoa tuottajille annetuksi takuuksi siitä, että jos MVM ei hyödynnä varaamaansa kapasiteettia, tuottajat voivat käyttää kapasiteettiaan sähköntuotantoon ja myyntiin.
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.
Kuten alla oleva taulukko osoittaa, vähimmäismyyntimäärän takuu merkitsi tosiasiassa sitä, että varatun kapasiteetin käyttöaste ylitti Unkarin käytössä olevan kokonaiskapasiteetin keskimääräisen käyttöasteen.
Minimum guaranteed off-take and reserved capacities
Taattu vähimmäismyyntimäärä ja varattu kapasiteetti
Guaranteed off-take (GWh)
Taattu vähimmäismyyntimäärä (GWh)
Reserved capacities (MW)
Varattu kapasiteetti (MW)
Ratio between minimum guaranteed off-take and reserved capacities (number of hours per year)
Taatun vähimmäismäärän ja varatun kapasiteetin suhde (vuotuinen käyttötuntimäärä)
Ratio between net electricity generation and net available generation capacities for all Hungarian power generation units (number of hours per year)
Unkarin sähköntuotannon ja käyttöön otettavan tuotantokapasiteetin suhde (vuotuinen käyttötuntimäärä)
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.
Sen vuoksi spot- ja termiinisopimuksiin liittyy tuottajien kannalta paljon enemmän riskejä kuin sähkönhankintasopimuksiin. Jälkimmäiset nimittäin tarjoavat varmuutta sekä kiinteiden ja pääomakustannusten korvaamisen että tuotantokapasiteetin käyttöasteen osalta.
Drawing rights
Nosto-oikeudet
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.
Nosto-oikeuksien osalta tärkein ero sähkönhankintasopimuksiin verrattuna on se, että nosto-oikeuksiin ei yleensä liity taattua vähimmäismyyntimäärää.
The holder of the drawing rights bears commercial risks linked to the sale of the energy produced out of the reserved capacities.
Nosto-oikeuksien omistaja kantaa varatun kapasiteetin avulla tuotetun energian myyntiin liittyvät kaupalliset riskit.
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.
Toisaalta se voi kuitenkin olla varma, että se pystyy myymään koko energian hinnalla, joka kattaa ainakin muuttuvat kustannukset, koska se voi myös päättää olla tuottamatta energiaa, jos hinnat laskevat alle muuttuvien kustannusten.
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.
Sähkönhankintasopimukset eivät tarjoa tätä varmuutta MVM:lle, koska sillä on velvollisuus ostaa tietty vähimmäismäärä sähkön tuottajien eduksi.
Long-term purchase contracts concluded by large consumers
Suurkuluttajien tekemät pitkäaikaiset ostosopimukset
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.
Suurkuluttajien tekemien pitkäaikaisten ostosopimusten osalta on täysin selvää, että sopimukset ovat paljon edullisemmat ostajille kuin sähkönhankintasopimukset ovat MVM:lle, koska yleensä sopimuksen koko voimassaoloajaksi määrittyä hintaa ei tavallisesti ole sidottu polttoaineen hinnan tapaisiin parametreihin, joiden kehitystä sopimuksen voimassaoloaikana ei voida ennustaa etukäteen. Toiseksi sopimusta ei ole muotoiltu niin, että se kattaisi kiinteät ja pääomakustannukset, koska se riippuu tukkumarkkinoiden hintanoteerauksista.
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.
Itse asiassa ostajien kannattaa tehdä pitkäaikainen sopimus vain, jos sopimukset takaavat jonkinlaisen suojan sähkömarkkinoiden hintavaihteluita ja erityisesti polttoaineiden kustannuksista aiheutuvia muutoksia vastaan.
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.
Sen vuoksi ostajalle aiheutuu taloudellista etua tällaisesta pitkäaikaisesta sopimuksesta vain, jos myyjä tarjoutuu kattamaan osan polttoaineen hintaheilahteluihin liittyvästä riskistä tai jos tuotantotekniikalla voidaan taata vakaat polttoainekulut, kuten vesivoimaloiden ja eräin ehdoin atomivoimaloiden kohdalla.
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.
Lisäksi sopimukset tehdään yleensä paljon lyhyemmäksi ajaksi kuin sähkönhankintasopimukset, joten ostajalla on mahdollisuus vaihtaa toimittajaa, jos kilpailijat tarjoavat edullisempia hintoja.
In order to obtain the lowest prices possible, buyers often use tendering procedures.
Saadakseen mahdollisimman alhaisen hinnan ostajat usein kilpailuttavat tarjoukset.
Balancing services contracts
Tasapainottamispalveluja koskevat sopimukset
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].
Tasapainottamispalveluja koskevat sopimukset ovat relevantteja edun olemassaolon arvioinnin kannalta, koska MVM ohjaa pienen osan sähkönhankintasopimusten nojalla varatusta kapasiteetista tasapainottamispalvelujen toimittamiseen siirtoverkonhaltijalle [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.
Käytännössä MVM myy vuosittain kapasiteettia siirtoverkonhaltijalle pakettina ja käyttää osan sähkönhankintasopimuksilla varatusta kapasiteetista tähän tarkoitukseen.
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.
Tämä tarkoittaa käytännössä sitä, että tuottajat eivät itse joudu sietämään sitä riskiä, joka liittyy vuotuisiin tarjouskilpailuihin [59] ja epävarmuuteen niiden tuottaman sähkön määrästä.
From their point of view, the contractual conditions governing the provision of balancing services are those of the PPAs.
Tuottajien näkökulmasta tasapainottamispalvelujen toimittamista koskevat sopimusehdot vastaavat sähkönhankintasopimusten ehtoja.
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.
Kuten 204 kappaleessa kuitenkin osoitettiin, sähkönhankintasopimusten tarkkoja ehtoja, erityisesti pitkää kestoa ja taatun vähimmäismyyntimäärän vahvistamista, ei voida perustella kaupallisin syin edes tasapainottamispalvelujen kohdalla.
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.
Komissio myöntää todeksi asianomaisten väitteen, että vain harva tuotantoyksikkö Unkarissa pystyy toimittamaan tarpeellisia tasapainottamispalveluja siirtoverkonhaltijalle. Komissio kuitenkin katsoo, että myös näissä olosuhteissa sähkönhankintasopimusten tarjoamat ehdot ylittävät sen, mitä siirtoverkonhaltija voi pitää hyväksyttävänä kaupallisin perustein.
Conclusion on the comparison between PPAs and standard commercial practices
Sähkönhankintasopimusten ja tavanomaisten kaupallisten käytäntöjen välisen vertailun tulos
This comparison shows that PPAs structurally provide more guarantees to generators than standard commercial contracts.
Tämä vertailu osoittaa, että sähkönhankintasopimukset tarjoavat sisältönsä puolesta tuottajille paremmat takuut kuin tavanomaiset kaupalliset sopimukset.
The generators are thus in a more advantageous situation that the one they would face on the free market without their PPA.
Tuottajat ovat toisin sanoen edullisemmassa asemassa sähkönhankintasopimusten ansiosta kuin ne olisivat vapailla markkinoilla ilman sopimuksia.
In order to complete the assessment of the existence of an advantage, it is necessary to assess the positive and negative effects that the public authorities could expect from the PPAs when Hungary joined the European Union and to verify whether they could have expected a better balance between the positive and negative effects from other approaches based on standard commercial practices.
Jotta edun olemassaoloa koskeva arviointi voidaan saattaa päätökseen, on tarkasteltava niitä edullisia ja epäedullisia vaikutuksia, joihin Unkarin viranomaiset saattoivat sähköhankintasopimusten osalta varautua maan liittyessä Euroopan unioniin. On myös tarkasteltava, olisivatko ne voineet saada aikaan paremman tasapainon edullisten ja epäedullisten vaikutusten välille soveltamalla muita, tavanomaisiin kaupallisiin käytäntöihin perustuvia lähestymistapoja.
Foreseeable consequences of the PPAs for the public authorities in the light of the comparison with buyers’ standard commercial practices on European electricity markets
Euroopan sähkömarkkinoiden tavanomaisten kaupallisten käytäntöjen kanssa tehdyn vertailun pohjalta viranomaisten ennakoitavissa olleet sähkönhankintasopimusten seuraukset
The public authorities could expect from the PPAs that MVM would be able to find enough energy to fulfil the needs of the public utility market over a long period of time.
Sähkönhankintasopimusten puitteissa viranomaiset saattoivat odottaa, että MVM saisi riittävästi energiaa täyttääkseen yleishyödyllisen sektorin tarpeet pitkällä aikavälillä.
However, they had no assurance concerning the level of price that would have to be paid by MVM over that same period because the PPAs do not provide hedging against risks of price fluctuations, which are due in particular to fluctuation in fuel costs.
Viranomaisilla ei kuitenkaan ollut varmuutta siitä, millaisia hintoja MVM:n pitäisi samalla aikavälillä maksaa, koska sähkönhankintasopimukset eivät suojaa hintaheilahteluilta, erityisesti polttoaineen hintojen heilahteluilta.
Furthermore, the combination of long-term capacity reservation and the associated minimum guaranteed off-take deprives the public authorities of the possibility of benefiting from more attractive prices offered by other generators and importers.
Tämän lisäksi pitkäaikainen kapasiteetin varaaminen ja siihen liittyvä taattu vähimmäismyyntimäärä estävät viranomaisia hyödyntämästä muiden tuottajien tai maahantuojien tarjoamia edullisempia hintoja.
The capacities and minimum guaranteed off-take of the PPAs, the long-term import contracts concluded by MVM and the quantities purchased by it under the mandatory off-take system [60] were sufficient to cover its needs.
Sähkönhankintasopimuksiin perustuva kapasiteetti ja taattu vähimmäismyyntimäärä, MVM:n tekemät pitkäaikaiset sopimukset ja MVM:n pakollisen ostojärjestelmän [60] puitteissa ostamat määrät riittivät kattamaan sen tarpeet.
MVM could thus not diversify its supply portfolio, although alternative generation capacities were available.
Näin MVM ei pystynyt monipuolistamaan tarjontaansa, vaikka käytössä oli vaihtoehtoista tuotantokapasiteettia.
In 2004, several power generators were not engaged in long-term power purchase agreements.
Vuonna 2004 markkinoilla oli useita sähköntuottajia, joilla ei ollut pitkäaikaista sähkönostosopimusta.
The PPAs of two power plants accounting for 470 MW of installed capacity expired at the end of 2003, which significantly increased the supply capacity outside PPAs.
Kahden voimalaitoksen sähkönhankintasopimukset, jotka koskivat yhteensä 470 megawatin rakennettua kapasiteettia, päättyivät vuoden 2003 lopussa. Tämä lisäsi merkittävästi sähkönhankintasopimusten ulkopuolella tarjolla olevaa kapasiteettia.
Around 700 MW of import capacities are not covered by long-term import contracts and could have been used by MVM to import electricity if it had not been bound by the system of reserved capacities and minimum guaranteed off-take.
Sen lisäksi noin 700 megawatin tuontikapasiteetti ei kuulu minkään pitkäaikaisen sopimuksen piiriin. Jos varatun kapasiteetin ja taatun vähimmäismyyntimäärän järjestelmä ei olisi sitonut MVM:ää, se olisi voinut käyttää tuontisähköä.
As shown in the following recitals, it was clear when Hungary joined the European Union in 2003 and 2004 that the system of reserved capacities and minimum guaranteed off-take, which was designed under a Single Buyer Model whereby all electricity consumed in Hungary transited through MVM, entailed significant risks that the PPAs would require MVM to purchase energy beyond its needs.
Kuten seuraavissa kappaleissa osoitetaan, vuosina 2003 ja 2004 Unkarin liittyessä Euroopan unioniin oli selvää, että yhden ostajan mallin puitteissa suunniteltu järjestelmä, joka perustui varattuun kapasiteettiin ja taattuun vähimmäismyyntimäärään ja jossa kaikki Unkarissa käytetty sähkö kulki MVM:n kautta, piti sisällään riskin, että MVM:n olisi sopimusten nojalla ostettava enemmän energiaa kuin se tarvitsi.
This legislative measure, which came into force on 1 January 2003, led to the creation, alongside the pre-existing public utility segment, of a free market where prices resulted from the confrontation of supply and demand.
Tämä 1 päivänä tammikuuta 2003 voimaan tullut säädös johti siihen, että aiemman yleishyödyllisen sektorin rinnalle luotiin vapaat markkinat, joilla hinnat määräytyivät kysynnän ja tarjonnan perusteella.
The foreseeable effect of that measure was to reduce the quantities needed by MVM for supply to the regional distribution companies for the fulfilment of demand on the public utility segment.
Kuten arvata saattaa, MVM:n alueellisille sähköyhtiöille yleishyödyllisen sektorin kysynnän täyttämiseksi toimittaman sähkön määrä väheni.
The following table shows the continuous increase in quantities actually sold on the free market between 2003 and 2006 and the corresponding decrease in quantities actually sold on the public utility segment through regional distribution companies.
Seuraava taulukko osoittaa, että vapailla markkinoilla myydyt määrät nousivat jatkuvasti vuosina 2003–2006, ja vastaavasti alueellisten sähköyhtiöiden kautta yleishyödyllisellä sektorilla myyty määrä väheni.
Sales on the retail market (regulated segment and free segment)
Myynti vähittäismarkkinoilla (yleishyödyllinen sektori ja vapaa sektori)
Source: Statistical data of the Hungarian power system, 2006 [61].
Lähde: Unkarin sähköjärjestelmää koskevat tilastotiedot, vuosi 2006 [61]
Total consumption
Kokonaiskulutus
Sales on the free segment
Myynti vapaalla sektorilla
Sales on the regulated segment
Myynti yleishyödyllisellä sektorilla
Between 2003 and 2006 the quantities sold on the public utility segment, which correspond to MVM's actual purchase needs, decreased by 25 %.
Vuosien 2003 ja 2006 välillä yleishyödyllisellä sektorilla myydyn sähkön määrä, joka vastaa MVM:n todellisia ostotarpeita, väheni 25 prosentilla.
The decrease of MVM's needs was largely foreseeable at the time when Hungary joined the European Union, particularly in the light of the significant difference between the official prices on the public utility segment (prices paid by consumers to regional distribution companies) and the prices observed on the free segment in 2003 and 2004.
MVM:n tarpeiden väheneminen oli suurelta osin ennakoitavissa siinä vaiheessa, kun Unkari liittyi Euroopan unioniin, erityisesti yleishyödyllisen sektorin virallisten hintojen (kuluttajien alueellisille sähköyhtiöille maksamat hinnat) ja vapaalla sektorilla vuosina 2003 ja 2004 maksettujen hintojen välisen merkittävän eron pohjalta.
Price differences between the regulated segment and the free segment on the retail market in 2003 and 2004
Yleishyödyllisen sektorin ja vapaan sektorin hintojen erot vähittäismarkkinoilla vuosina 2003 ja 2004
Source: Statistical data on the Hungarian power system, 2006
Lähde: Unkarin sähköjärjestelmää koskevat tilastotiedot, vuosi 2006
Average price on the free market
Keskimääräinen hinta vapailla markkinoilla
Average prices on the public utility sector [62]
Keskimääräinen hinta yleishyödyllisellä sektorilla [62]
Prices on the free market indeed constituted clear incentives for eligible consumers to make use of their eligibility rights.
Vapaiden markkinoiden hinnat kannustivat vaatimukset täyttäviä asiakkaita hyödyntämään oikeuksiaan.
It was also well known in 2003 and 2004 that the forthcoming accession of Hungary to the European Union would entail the entry into force of the Second Electricity Directive [63], and consequently the rights of all consumers to become eligible as from 1 July 2007, which would lead to a further reduction of MVM's needs over a much shorter period of time than the remaining validity of the PPAs.
Lisäksi vuosina 2003 ja 2004 oli niin ikään yleisesti tunnettua, että Unkarin liittyminen Euroopan unioniin johtaisi toisen sähködirektiivin [63] voimaantuloon. Sen seurauksena 1 päivästä heinäkuuta 2007 kaikki kuluttajat muuttuisivat vaatimukset täyttäviksi asiakkaiksi, mikä vähentäisi edelleen MVM:n tarpeita sähkönhankintasopimusten jäljellä olevaa kestoa huomattavasti lyhyemmällä aikavälillä.
Consequently, it was clear in 2003 and 2004 that the PPAs, which had been designed in the context of a Single Buyer Model whereby all electricity needed by the Hungarian market transited through MVM, would not only prevent MVM from diversifying its supply portfolio and obtaining more favourable prices by fostering competition between its suppliers, but was also likely to result in the obligation on MVM to purchase more energy than it actually needed.
Sen vuoksi vuosina 2003 ja 2004 oli selvää, että yhden ostajan mallin puitteissa (jolloin kaikki Unkarin markkinoilla tarvittu sähkö kulki MVM:n kautta) luodut sähkönhankintasopimukset eivät pelkästään estäneet MVM:ää monipuolistamasta tarjontaansa ja tarjoamasta edullisempia hintoja sähköntoimittajien välistä kilpailua hyödyntämällä, vaan todennäköisesti myös velvoittivat MVM:n ostamaan enemmän sähköä kuin se tosiasiassa tarvitsi.
This risk had actually been identified by the public authorities.
Viranomaiset olivat itse asiassa varautuneet tähän riskiin.
In 2002, the Hungarian Government issued a Decree [64] which required MVM to initiate a renegotiation of the PPAs with all generators with a view to adjusting the amount of reserved capacity.
Vuonna 2002 Unkarin hallitus antoi asetuksen [64], jossa MVM:ää velvoitettiin käynnistämään kaikkien tuottajien kanssa neuvottelut sähkönhankintasopimusten muuttamiseksi varatun kapasiteetin määrän osalta.
Although that Decree did not require the termination of the PPAs, it is in itself a clear indication that the amounts of capacity reserved under the PPAs (and subsequently, the minimum guaranteed off-take) were too high in the light of the gradual liberalisation of the retail market.
Vaikka asetuksessa ei määrätty lakkauttamaan sähkönhankintasopimuksia, se osoittaa selvästi, että vähittäismarkkinoiden asteittaisen vapautumisen takia sähkönhankintasopimusten puitteissa varatun kapasiteetin määrä (ja tästä johtuen taattu vähimmäismyyntimäärä) oli liian suuri.
That Decree also introduced the possibility for MVM, in the event of failure to complete negotiations with generators, to sell capacities and energy which prove to be in excess of the amounts actually needed to supply the regulated segment, through three ‘release mechanisms’: capacity auctions, capacity tenders and sales on a virtual Internet-based trading platform called ‘the Marketplace’ (Piactér).
Lisäksi asetuksessa annettiin MVM:lle mahdollisuus myydä säännellyn sektorin tarpeet ylittävä kapasiteetti ja energia seuraavien kolmen myyntimekanismin avulla, jos tuottajien kanssa käydyt neuvottelut eivät johtaisi tulokseen: kapasiteetin huutokauppa, kapasiteettia koskevat tarjouskilpailut ja myynti Internetissä virtuaalisella kauppapaikalla (”Piactér”).
Although the form of these three mechanisms vary, all three of them in essence consist in MVM offering for sale on the free market, in the form of a variety of forward delivery products, the surplus energy that it does not need to supply the public utility sector but that it has to purchase in accordance with the terms of the PPAs.
Vaikka nämä kolme mekanismia ovat muodoltaan erilaisia, jokaisen olennainen sisältö on se, että MVM tarjoaa monenlaisten termiinituotteiden muodossa myyntiin vapailla markkinoilla sen ylimääräisen energian, jota se ei tarvitse yleishyödyllistä sektoria varten, mutta joka sen on ostettava sähkönhankintasopimusten ehtojen mukaisesti.
The following table displays data concerning the first three auctions carried out by MVM.
Seuraavassa taulukossa esitetään tiedot MVM:n toteuttamista kolmesta ensimmäisestä huutokaupasta.
It shows that the prices received by MVM for the energy sold through the release mechanisms were significantly below the prices paid for that same energy under the PPAs.
Niistä käy ilmi, että hinnat, jotka MVM sai myyntimekanismien avulla myymästään energiasta, ovat olennaisesti alhaisemmat kuin samasta energiasta sähkönhankintasopimusten puitteissa maksetut hinnat.
MVM's three first auctions
MVM:n kolme ensimmäistä huutokauppaa
First auction June 2003
Ensimmäinen huutokauppa, kesäkuu 2003
Second auction December 2003
Toinen huutokauppa, joulukuu 2003
Third auction June 2004
Kolmas huutokauppa, kesäkuu 2004
Baseload products
Peruskuormitustuotteet
Quantities of electricity sold (GWh)
Myydyn sähkön määrä (GWh)
Sale prices on auctions (HUF/kWh)
Huutokaupan myyntihinnat (HUF/KWh)
Off-peak load products
Matalan kuormituksen tuotteet
Sale price on auctions
Huutokaupan myyntihinta
Average annual PPA prices
Sähkönhankintasopimusten keskimääräiset vuotuiset hinnat
The Hungarian legislation had actually anticipated that effect and provided for a compensation to be paid by the Hungarian State to MVM for the losses incurred owing to the difference between the price paid for the quantities released through capacity auctions and the sales prices obtained on the market.
Unkarin lainsäädännössä oli nimenomaan varauduttu tähän, ja siinä säädettiin Unkarin valtion MVM:lle maksamasta korvauksesta, joka koskee kapasiteettihuutokaupassa myydyistä määristä maksetun hinnan ja markkinoilla saadun myyntihinnan välistä erotusta.
The compensation paid to MVM amounted to 3,8 billion HUF in 2003 [65].
MVM:lle maksettu korvaus oli 3,8 miljardia forinttia vuonna 2003 [65].
According to MVM's annual report for 2004, the compensation increased by HUF 2,4 billion in 2004.
MVM:n vuotta 2004 koskevan vuosikertomuksen mukaan korvaus kasvoi 2,4 miljardilla forintilla vuonna 2004.