natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The recitals below provide first, an overview of typical commercial practices relevant for this analysis and second, a comparison between the PPAs and these practices.
Seuraavissa kappaleissa esitetään ensin katsaus tämän arvioinnin kannalta olennaisiin, tyypillisiin kaupallisiin käytäntöihin ja toiseksi vertaillaan sähkönhankintasopimuksia mainittuihin käytäntöihin.
Finally, in the light of this comparison the Commission analysed the consequences of the PPAs that the public authorities could expect when Hungary joined the European Union, and whether they could have expected a better balance between positive and negative consequences from other types of agreements.
Lopuksi komissio analysoi vertailun valossa sähkönhankintasopimusten seurauksia, joihin viranomaiset olisivat voineet varautua Unkarin liittyessä Euroopan unioniin, sekä arvioi, olisivatko viranomaiset voineet odottaa toisenlaisten sopimusten tarjoavan paremman tasapainon edullisten ja epäsuotuisien seurausten välillä.
Short description of commercial practices on European electricity markets relevant for the assessment of the existence of an advantage within the PPAs
Lyhyt kuvaus Euroopan sähkömarkkinoiden kaupallisista käytännöistä, joilla on merkitystä sähkönhankintasopimuksiin perustuvan edun olemassaoloa koskevan arvioinnin kannalta
In its Sector Inquiry on electricity markets in Europe [55], the Commission examined in detail the conditions governing trade in electricity on European wholesale markets.
Euroopan sähkömarkkinoita koskevassa alakohtaisessa tutkinnassaan [55] komissio tarkasteli yksityiskohtaisesti sähkön kaupan edellytyksiä Euroopan tukkumarkkinoilla.
Depending on the delivery period, bulk electricity can be traded on spot and forward markets.
Sähköenergiasta voidaan käydä kauppaa toimitusajasta riippuen joko spot-markkinoilla tai termiinimarkkinoilla.
Spot markets are mainly day-ahead markets, on which electricity is traded one day before physical delivery takes place.
Spot-markkinoilla sähköä kaupataan vuorokausi ennen kuin sähkö tosiasiallisesti toimitetaan.
Trade in power on spot market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs are covered [56].
Sähkön myynti spot-markkinoilla tapahtuu joka tapauksessa aina rajahinnoilla, jotka takaavat yksinomaan lyhytaikaisten rajakustannusten korvaamisen [56].
On forward markets, power is traded for delivery further ahead in time.
Termiinimarkkinoilla myydään sähköenergiaa, joka toimitetaan myöhemmin.
Forward products include weekly, monthly, quarterly and yearly products.
Termiinimarkkinoilla myytävät tuotteet voivat olla viikon, kuukauden, neljännesvuoden tai vuoden mittaisia.
Both spot and forward products can be traded on power exchanges or over-the-counter (OTC) markets.
Spot- ja termiinimarkkinoiden tuotteilla voidaan käydä kauppaa sähköpörsseissä ja OTC-markkinoilla.
As a result of continuous arbitrages, prices of identical products on power exchanges and OTC markets tend to converge.
Tuotteiden jatkuvan arbitraasin seurauksena samankaltaisten tuotteiden hinnat lähestyvät toisiaan sähköpörsseissä ja OTC-markkinoilla.
Therefore, power exchanges tend to set reference prices for all spot and forward products, and therefore for the entire wholesale market.
Tästä syystä sähköpörssit määrittelevät yleensä viitehinnat kaikille spot- ja termiinimarkkinoiden tuotteille ja siten koko tukkumarkkinoille.
Furthermore, the price of forward products results from the expectations of market players with regard to future price development on spot markets.
Termiinituotteiden hinta perustuu lisäksi markkinatoimijoiden odotuksiin hintojen tulevasta kehityksestä spot-markkinoilla.
Since market players engage in forward contracts because they prefer price certainty to unknown spot prices in the future, forward prices also include a risk element.
Markkinatoimijat tekevät termiinisopimuksia, koska he asettavat hintavarmuuden etusijalle tuleviin ennakoimattomiin spot-hintoihin nähden, ja näin myös termiinituotteiden hintoihin sisältyy riskielementti.
In practice, prices of forward products include a central element which reflects market players’ expectations with regard to the development of spot prices and, depending on whether they attach a high value to price certainty, a risk premium or discount, though in practice it often appears to be a premium.
Käytännössä termiinituotteiden hinnat sisältävät keskeisen elementin, joka heijastelee markkinatoimijoiden odotuksia spot-hintojen kehityksestä, sekä – riippuen siitä, antavatko markkinatoimijat suuren arvon hintavarmuudelle – riskipreemion tai alennuksen, tosin käytännössä yleensä on kyse preemiosta.
Consequently, spot prices constitute references for all electricity prices.
Spot-hinnat toimivat tästä johtuen eräänlaisina viitearvoina kaikille sähkönhinnoille.
If a spot market exchange is in place, prices on that exchange constitute references for the whole market.
Jos on olemassa spot-pörssi, sen hintoja voidaan pitää koko markkinoiden kannalta viitearvoina.
In many wholesale markets, buyers usually try to cover a large share of their expected needs with forward contracts in order to have visibility over their costs.
Useimmilla tukkumarkkinoilla ostajat pyrkivät yleensä kattamaan suurimman osan tarpeistaan termiinisopimuksilla tietääkseen ennalta omat kustannuksensa.
The needs additional to those met with forward contracts are covered by purchases on spot markets.
Muut kuin termiinisopimuksilla katetut tarpeet täytetään ostoilla spot-markkinoilta.
The Energy Sector Inquiry noted that apart from standardised exchange and OTC trading there are also ‘bespoke bilateral transactions’.
Sähkömarkkinoiden tutkinta osoitti, että standardoitujen energiapörssien ja OTC-markkinoiden lisäksi on myös yksittäistä kahdenvälistä kauppaa.
These contracts can be very different in terms of products delivered or services and the prices of such transactions are usually not reported.
Tällaiset sopimukset voivat olla hyvin erilaisia toimitettavien tuotteiden tai palveluiden osalta, eikä hinnoista yleensä ilmoiteta.
However, in competitive market conditions, the existence of standardised power exchanges and OTC trading necessarily influence such transactions, as a generator or importer would not agree to engage in a bespoke bilateral contract that would offer clearly worse conditions than a standardised spot or forward contract.
Toisaalta markkinoiden kilpailun johdosta standardoidut energiapörssit ja OTC-markkinoilla tapahtuva kauppa vaikuttavat kuitenkin väistämättä myös näihin sopimuksiin, sillä tuottaja tai maahantuoja ei hyväksyisi sellaista kahdenvälistä kauppaa, jonka ehdot olisivat selvästi huonommat kuin standardoidussa spot- tai termiinisopimuksessa.
Therefore, standardised spot and forward contracts on European wholesale markets constitute a relevant basis for comparison in assessing the existence of an advantage conferred on generators by PPAs.
Toisin sanoen Euroopan tukkumarkkinoilla standardoidut spot- tai termiinisopimukset muodostavat sopivan vertailupohjan, josta käsin voidaan arvioida, aiheutuuko sähkönhankintasopimuksista tuottajille etua.
A standardised forward contract places on the supplier the obligation to provide a certain amount of energy at a price agreed in advance, over a maximum period of one year starting within at maximum 6 years of the conclusion of the contract.
Lisäksi sopimuksen tekemisen ja tosiasiallisen toimitusajan alkamisen väliset ajanjaksot ovat pisimmillään seuraavat: 4 vuotta (NordPool, Pohjoismaat), 3 vuotta (Powernext, Ranska), 5 vuotta (UKPX, Iso-Britannia) ja 6 vuotta (EEX, Saksa). Tietyissä pörsseissä, kuten OMEL Espanjassa, ei tehdä lainkaan termiinisopimuksia.
The order of magnitude of these timeframes is significantly below the usual depreciation and lifetime of any power generation station.
Standardoitu termiinisopimus velvoittaa toimittajaa tarjoamaan ennalta sovittuun hintaan tietyn määrän sähköä enintään yhden vuoden ajan alkaen viimeistään kuuden vuoden kuluttua sopimuksen tekemisestä.
Consequently, in normal market conditions and even if they trade most of their output in the form of forward contracts, generators have no visibility on prices and sales volumes over the depreciation and lifetime of power generation assets.
Mainitut kestot ovat lyhyemmät kuin minkä tahansa voimalaitoksen tavanomainen kuoletus- tai toiminta-aika. Tästä johtuen tuottajat eivät tavanomaisissa markkinaolosuhteissa ole selvillä hinnoista ja myyntimääristä voimalaitoksen tuotantolaitteiden kuoletus- ja toiminta-aikana, jos suurin osa niiden tuottamasta sähköstä myydään termiinisopimusten nojalla.
Furthermore, as prices are fixed in advance, generators run the risk that their costs will exceed the agreed prices.
Lisäksi, koska hinnat määritellään etukäteen, tuottajien on otettava riski, että niiden kulut ylittävät sovitut hinnat.
This risk is not negligible, owing in particular to the volatility of fuel costs, which is for most generation technologies the main component of variable costs.
Tämä riski on merkittävä erityisesti polttoainekulujen vaihteluiden takia. Useimpien tuotantotekniikoiden osalta polttoainekulut ovat merkittävin muuttuvien kustannusten osatekijä.
Furthermore, generators are faced with competitive pressure as they have to renew their forward contracts a significant number of times during the lifetime of their generation assets, and therefore adapt their offers to evolving competitive conditions.
Lisäksi tuottajiin kohdistuu kilpailupaineita, koska termiinisopimukset on uusittava useaan otteeseen tuotantolaitteiden toiminta-aikana, ja tarjoukset täytyy tämän myötä mukauttaa muuttuviin kilpailuedellytyksiin.
Contracts involving the reservation of generation capacities may also be encountered on wholesale markets in the form of ‘drawing rights’, which are therefore worth comparing with the PPAs.
Myös tukkumarkkinoilla on sopimuksia, joihin liittyy tuotantokapasiteetin varaamista niin sanottujen nosto-oikeuksien (drawing rights) muodossa. Sen vuoksi on mielenkiintoista vertailla näitä sopimuksia sähkönhankintasopimusten kanssa.
Acquiring drawing rights consists in reserving part of the generation capacities of a given power plant, usually for the expected lifetime of the power station, and paying a ‘capacity fee’ to the plant operator, corresponding to the capital and fixed costs linked to the reserved capacities.
Nosto-oikeudet tarkoittavat sitä, että varataan osa tietyn voimalaitoksen tuotantokapasiteetista yleensä voimalaitoksen odotetuksi toiminta-ajaksi ja maksetaan voimalaitoksen operaattorille kapasiteettipalkkio, joka vastaa varatun kapasiteetin osuutta pääomasta ja kiinteistä kustannuksista.
The technical risks are borne by the operator of the plant.
Voimalaitoksen operaattori vastaa teknisistä riskeistä.
The holder of the drawing rights can decide on the level of use of the reserved capacities and pays to the power plant operator a price corresponding to the variable costs incurred for the energy generated from the reserved capacities.
Nosto-oikeuksien omistaja voi päättää varatun kapasiteetin käytöstä ja maksaa varatun kapasiteetin avulla tuotettuun sähköön liittyvistä muuttuvista kustannuksista sopivan hinnan voimalaitoksen operaattorille.
In order to further assess the existence or otherwise of an advantage within the PPAs, it is also useful to consider the situation of large business or industrial end-consumers, even though they act not on wholesale markets but on retail (downstream) markets.
Sähkönhankintasopimuksiin perustuvan edun olemassaolon jatkoarvioinnin kannalta on hyödyllistä ottaa huomioon myös suuryritysten tai teollisuuden loppukuluttajien tilanne, vaikka nämä eivät toimikaan tukkumarkkinoilla vaan jälleenmyyntimarkkinoilla (myyntiketjun seuraavalla tasolla).
As generators sometimes directly supply power to large business or industrial consumers, the comparison with the PPAs is relevant.
Koska tuottajat toimittavat toisinaan sähköä suoraan suuryrityksille tai teollisuuden suurkuluttajille, on vertailu sähkönhankintasopimusten kanssa paikallaan.
The Energy Sector Inquiry has shown that it was common practice for electricity suppliers to sign fixed-price contracts with large business or industrial consumers.
Sähkömarkkinoiden tutkinta osoitti, että sähköntoimittajat tekevät usein suuryritysten tai teollisuuden suurkuluttajien kanssa sopimuksia, joissa hinnat on määritetty kiinteiksi.
The duration of such contracts is usually limited to one to two years.
Näiden sopimusten kesto on tavallisesti rajoitettu yhteen tai kahteen vuoteen.
They usually provide for a delivery schedule based on historical consumption.
Yleensä toimitusaikataulu määräytyy aiemman kulutuksen pohjalta.
The price is derived from wholesale prices on forward markets and contains other cost components such as expected costs of balancing or the supplier's margin.
Hinta johdetaan termiinimarkkinoiden tukkuhinnoista, ja se sisältää myös muita kustannuselementtejä, kuten verkon tasapainottamisesta aiheutuvat kulut tai toimittajan tuottomarginaali.
Deviation from the delivery schedule entails the application of a ‘take or pay’ clause, which compels the buyer to pay for energy which it does not need, or to pay an excess charge.
Toimitusaikataulusta poikkeaminen johtaa ns. ”ota tai maksa” -lausekkeen soveltamiseen. Sen mukaan ostajan on joko ostettava ylimääräinen sähkö tai maksettava ylimääräinen lisämaksu.
In this respect, such contracts may be regarded as based on a minimum guaranteed off-take combined with the reservation of capacity [57].
Tältä osin voidaan katsoa, että tällaiset sopimukset perustuvat taatun vähimmäismyyntimäärän ja kapasiteetin varaamisen yhdistämiseen [57].
Another type of agreement has to be considered for the purpose of assessing the advantage within the PPAs, namely contracts concluded for the provision of balancing services to the Transmission System Operators (TSOs).
Sähkönhankintasopimuksiin perustuvan edun arvioinnissa on otettava huomioon myös toinen sopimustyyppi, nimittäin sopimukset, jotka on tehty tasapainottamispalvelujen tarjoamiseksi siirtoverkonhaltijalle (transmission system operator, TSO).
As electricity cannot be stored, demand and supply must be matched at each point in time.
Koska sähköä ei ole mahdollista varastoida, kysynnän ja tarjonnan on vastattava toisiaan kaikkina ajankohtina.
If demand or supply deviate from forecasts and result in a need for additional generation, it is the responsibility of the Transmission System Operator to call on certain generators to increase production at short notice.
Jos kysyntä tai tarjonta poikkeaa aiemmin ilmoitetusta ja sähköntuotantoa on lisättävä, siirtoverkonhaltijan on pyydettävä tiettyjä tuottajia kasvattamaan tuotantoaan lyhyen ajan sisällä.
In order to ensure the availability of generation capacities to face such situations, TSOs reserve capacities in generation units which are capable of modifying their production level at short notice.
Sen varmistamiseksi, että käytössä olisi tällaisten tilanteiden varalta tarpeellinen tuotantokapasiteetti, siirtoverkonhaltijat varaavat osan sellaisten tuotantoyksiköiden kapasiteetista, jotka kykenevät lyhyessä ajassa muuttamaan tuotantotasoaan.
In Hungary, as there is no pump storage plant, natural gas fired plants have the most appropriate technical characteristics to provide these services.
Ottaen huomioon, ettei Unkarissa ole pumppuvoimalaitosta, maakaasuvoimaloilla on parhaat tekniset edellytykset näiden palveluiden tarjoamiseen.
The Energy Sector Inquiry has provided an overview of European TSOs’ practice with respect to capacity reservation contracts for the provision of balancing services.
Sähkömarkkinoiden tutkintaan sisältyi yleiskatsaus eurooppalaisten siirtoverkonhaltijoiden käytänteistä tasapainottamispalvelujen tarjoamista koskevien kapasiteetinvaraussopimusten yhteydessä.
This overview shows that capacities are reserved by means of tenders.
Yleiskatsauksesta käy ilmi, että kapasiteettia varataan tarjousten avulla.
One year may be regarded as a standard duration, which grants flexibility to TSOs to adjust the amounts of reserved capacities to their actual needs.
Tavanomainen kesto on yksi vuosi, mikä takaa sopivan joustavuuden siirtoverkonhaltijoille, jotta ne voivat mukauttaa varatun kapasiteetin määrän tosiasiallisiin tarpeisiin.
The contracts generally specify the technical characteristics of the required service, the reserved capacity and a price either for the energy provided or for both energy and capacity.
Yleensä sopimuksissa määritellään pyydettyjen palveluiden tekniset vaatimukset, varattu kapasiteetti ja hinta, joka voi olla joko tuotetun sähkön hinta tai sekä sähkön että kapasiteetin hinta.
Comparison of the PPAs with standard commercial practices
Sähkönhankintasopimusten vertailu tavanomaisten kaupallisten käytäntöjen kanssa
The Commission has compared the purchase obligation enshrined in the PPAs with the main features of standard forward and spot contracts, ‘drawing rights’ contracts, long-term contracts concluded by large end-consumers, and contracts concluded between generators and TSOs for the provision of balancing services.
Komissio vertaili keskenään sähkönhankintasopimuksiin sisältyviä ostovelvoitteita sekä tavanomaisten termiini- ja spot-sopimusten, nosto-oikeuksia käsittävien sopimusten, suurten loppukäyttäjien tekemien pitkäaikaisten sopimusten sekä tuottajien ja siirtoverkonhaltijoiden välillä tasapainottamispalveluista tehtyjen sopimusten keskeisiä ominaisuuksia.
Standard spot and forward contracts
Tavanomaiset spot- ja termiinisopimukset
It follows from the description presented in recitals 195 to 200 that the combination of long-term capacity reservation, a minimum guaranteed off-take and price-setting mechanisms covering variable, fixed and capital costs do not correspond to usual contracts on European wholesale markets and that they shield generators from more risks than standard forward and spot contracts.
Edellä 195–200 kappaleissa esitetystä seuraa, että pitkäaikaisen sähköntuotantokapasiteetin varaamisen, taatun vähimmäismyyntimäärän ja muuttuvat, kiinteät ja pääomakustannukset kattavien hintojenmääritysmekanismien soveltaminen yhtä aikaa ei vastaa Euroopan tukkumarkkinoilla tavanomaisia sopimuksia ja että mainitut käytännöt suojaavat tuottajia riskeiltä paremmin kuin termiini- ja spot-sopimukset.
Trade in power on spot-market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs, and not all fixed and capital costs are covered.
Sähkön kauppa spot-pörsseissä perustuu aina rajahintoihin, jotka takaavat yksinomaan lyhytaikaisten rajakustannusten – ei kaikkien kiinteiden tai pääomakustannusten – kattamisen.
Furthermore, on spot markets, a power generating company has no assurance as regards the level of utilisation of its generating capacities.
Lisäksi spot-markkinoilla sähköntuottajalla ei ole varmuutta sen tuotantokapasiteetin käyttöasteesta.
This risk is much higher than for most manufacturing sectors and is due to the fact that it is impossible to store electricity economically, a very specific feature of that industry.
Tämä riski on paljon suurempi kuin useimmilla tuotannonaloilla, koska sähköä on mahdoton varastoida taloudellisesti. Kyseessä on sähkömarkkinoiden ominaispiirre.
If at a given point in time enough power to meet demand is offered at lower prices than those offered by a given generator for one of its power generation units, that unit will not be despatched, which means that its generation capacities will be lost for the concerned period of time.
Jos tiettynä aikana tarjotaan riittävästi sähköä kysynnän kattamiseen hinnalla, joka on tietyn sähköntuottajan yhden sähköntuotantoyksikön hintoja alhaisempi, kyseistä tuotantoyksikköä ei käynnistetä, toisin sanoen kyseisenä ajankohtana sen tuotantokapasiteetti jää käyttämättä.
Therefore, sales on spot markets entail a significant degree of uncertainty concerning the remuneration of fixed and capital costs and the level of utilisation of generation capacities.
Tästä johtuen spot-markkinoiden myyntiin liittyy erittäin suuri epävarmuus kiinteiden ja pääomakustannusten takaisin saamisesta sekä tuotantokapasiteetin käyttöasteesta.
Nor do forward markets, whose prices are derived from spot prices, provide assurance to generators that all their fixed and capital costs are covered by their sales, because prices are fixed in advance.
Termiinimarkkinat, joiden hinnat perustuvat spot-hintoihin, eivät nekään tarjoa tuottajille takuita siitä, että niiden myynti korvaisi kaikki kiinteät ja pääomakulut, sillä hinnat on määritelty etukäteen.
If fuel costs increase unexpectedly over the period of delivery, the costs of producing electricity may exceed the price set in advance.
Jos polttoainekustannukset nousevat toimitusaikana yli odotusten, sähköntuotannon kulut saattavat ylittää aiemmin sovitut hinnat.
On forward markets, the risk concerning the use of the production capacities is lower than in the case of spot products owing to the longer time horizon of forward contracts.
Termiinimarkkinoilla tuotantokapasiteetin käyttöön liittyvä epävarmuus on pidemmästä aikavälistä johtuen vähäisempi kuin spot-markkinoilla.
However, even if a generator is able to sell most of its output through forward contracts, it enjoys visibility over the utilisation rate of its power generation units over a limited period of time compared to their lifetime.
Vaikka tuottaja pystyisi myymään suurimman osan tuottamastaan sähköstä termiinisopimusten avulla, se on selvillä tuotantoyksiköidensä käyttöasteesta vain lyhyen ajan verrattuna niiden koko toiminta-aikaan.
Interested parties emphasize that the generators do bear important risks under their PPAs, in particular constructional, regulatory, environmental, maintenance and fiscal/financial risks.
Asianomaiset korostavat, että tuottajat ottavat sähkönhankintasopimusten myötä huomattavia riskejä erityisesti rakentamiseen, sääntelyyn, ympäristönsuojeluun, kunnossapitoon ja verotukseen/rahoitukseen liittyen.
The Commission recognises that the PPAs do not eliminate all risks linked to the operation of a power plant.
Komissio myöntää, että sähkönhankintasopimukset eivät poista kaikkia voimalaitosten toimintaan liittyviä riskejä.
Indeed, these risk elements listed by the generators in their comments are certainly borne by the generators themselves.
Tuottajien huomautuksissa luetellut riskit jäävät varmasti heidän itsensä harteille.
However, this corresponds to normal risks any market player on the electricity generation market would need to bear, including in the case of sales in the form of standard spot or forward markets.
Kyseiset riskit vastaavat kuitenkin niitä tavanomaisia riskejä, jotka minkä tahansa markkinatoimijan on sähköntuotantomarkkinoilla otettava, mukaan lukien riskit, joita liittyy myyntiin standardoiduilla spot- tai termiinimarkkinoilla.
However, the commercial risks associated with fluctuations in electricity generation costs and, in particular, fuel costs, the risk associated with fluctuations in end-user electricity prices, and the risk associated with fluctuation in end-user electricity demand are born by MVM on a substantial part (or entirety) of the lifetime of the assets under PPA.
Sähköntuotannon kustannusten ja erityisesti polttoainekulujen heilahteluihin liittyvät kaupalliset riskit, loppukäyttäjien maksamien sähkönhintojen muutoksiin liittyvät riskit sekä loppukäyttäjien sähkön kysynnän vaihteluihin liittyvät riskit jäävät kuitenkin MVM:n kannettaviksi sähkönhankintasopimusten soveltamisalaan kuuluvien tuotantolaitteiden (lähes) koko toiminta-aikana.
Interested parties also argued in their comments that the reservation of capacities for MVM entailed a disadvantage for them, because they could not use these capacities for other purposes than for sales to MVM.
Asianomaiset väittivät huomautuksissaan myös, että kapasiteetin varaaminen MVM:n käyttöön on niiden kannalta haitallista, koska ne eivät voi käyttää kyseistä kapasiteettiaan muihin tarkoituksiin kuin myyntiin MVM:lle.
However, the system of guaranteed minimum off-take mitigates that constraint to a large extent.
Taatun vähimmäismyyntimäärän järjestelmä kuitenkin suurelta osin vähentää kyseisen rajoituksen haittoja.