natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The government thereby guaranteed an 8 % rate of return on capital to the power plants under PPA.
Hallitus siis takasi 8 prosentin tuoton pääomalle kaikille voimalaitoksille, jotka toimivat sähkönhankintasopimusten puitteissa.
As of 1 January 2001 (the beginning of the second price regulation cycle), the official prices included 9,8 % profit on assets (eszközarányos megtérülés) for the power plants.
Tammikuun 1 päivästä 2001 (hintasääntelyn toisen vaiheen alku) virallisiin hintoihin sisältyi 9,8 prosentin suuruinen kokonaispääoman tuotto voimalaitoksille.
The increase in percentage did not necessarily mean a change in actual amounts, as the bases of the two rates of return were different (the first one was calculated on equity while the second one was calculated on assets).
Prosenttimääräinen lisäys ei välttämättä tarkoittanut tosiasiallista määrän muutosta, sillä mainittujen kahden tuottoprosentin perusteet poikkesivat toisistaan (ensimmäinen laskettiin oman pääoman, toinen taas esinearvon pohjalta).
The prices reflected changes in inflation.
Hinnat heijastelivat inflaation vaihteluita.
The regulated prices remained in place for the power plants until 31 December 2003.
Viralliset hinnat pysyivät voimalaitosten osalta voimassa 31 päivään joulukuuta 2003 saakka.
During this period of price regulation, the Hungarian Energy Office analysed the cost structure of each power plant and fixed the price for the purchase of electricity by MVM at a value that ensured guaranteed profitability.
Hintasääntelyn aikana Unkarin energiavirasto arvioi kunkin voimalaitoksen kustannusrakennetta ja asetti MVM:n sähköstä maksaman hinnan siten, että sillä varmistettiin voimalaitokselle luvattu voittomarginaali.
The list of costs covered by this price-setting mechanism included the following main cost items [21]:
Hintasääntelymekanismi kattoi seuraavat keskeiset kustannuserät [21]:
fixed costs depreciation, insurance, certain fixed maintenance and operating costs, loan interest [‘hitelkamatok’], decommissioning [‘rekultivációs költségek’], fiscal costs (taxes), personnel expenditure [‘személyi jellegű költségek’], environmental protection costs, expenditures to the Central Nuclear Fund [‘Központi Nukleáris Alap befizetések’] for the nuclear power plant and extraordinary expenses [‘rendkívüli ráfordítások’];
kiinteät kustannukset poistot, vakuutus, tietyt kiinteät huolto- ja toimintakustannukset, korkokustannukset, ympäristön kunnostamisesta aiheutuvat kustannukset, verot, henkilöstökustannukset, ympäristönsuojelun kustannukset, ydinvoimalan kohdalla Unkarin ydinrahastoon (Központi Nukleáris Alap) suoritettavat maksut sekä erityiset lisäkustannukset;
variable costs fuel costs.
muuttuvat kustannukset polttoainekulut.
The Hungarian Energy Office had the task of ensuring that the costs covered were reasonable and necessary.
Unkarin energiaviraston tehtävänä oli varmistaa, että kustannukset olivat todellisuudessa aiheutuneet ja että ne olivat välttämättömiä.
The official price overwrote the price established by the PPAs.
Viralliset hinnat korvasivat sähkönhankintasopimuksissa määritetyt hinnat.
As of 1 January 2004, the prices were determined on the basis of the PPAs’ price formulae.
Tammikuun 1 päivästä 2004 lähtien hinnat määriteltiin sähkönhankintasopimuksissa olevien hintakaavojen mukaan.
The exact meaning of the formulae was clarified in the context of the yearly price negotiations between MVM and the power generators.
Kaavojen sisältöä selkeytettiin MVM:n ja sähköntuottajien vuotuisissa hintaneuvotteluissa.
(According to the submission, ‘the agreements copied in the formulae and definitions contained in the decree’.)
(Lausunnon mukaan ”käytännössä hallituksen päätökseen sisältyvät kaavat ja määritelmät kopioitiin sopimuksiin”.)
Consequently, the price-fixing principles of the PPAs are based, similarly to the mechanism used for setting regulated prices, on the justified cost categories.
Tämän seurauksena sähkönhankintasopimuksissa olevat hintojen määrittelyn periaatteet perustuvat säänneltyjä hintoja koskevan mekanismin tavoin perusteltuihin kustannuseriin.
Each PPA contains two main types of fee components: the capacity fee (or fee for making capacity available) for the reserved capacities (MW) covering fixed costs + profit (cost of capital), and the electricity fee covering variable costs.
Kukin sähkönhankintasopimus sisältää kahdenlaisia hintaelementtejä: varatusta kapasiteetista (MW) maksettavan kapasiteettipalkkion (tai kapasiteetin käyttöön asettamisesta maksettavan palkkion), joka kattaa kiinteät kustannukset ja tuoton (pääomakulut), sekä energiapalkkion, joka kattaa muuttuvat kustannukset.
The different PPAs provide for different additional charges.
Eri sähkönhankintasopimuksissa määrätään erilaisista lisäpalkkioista.
Depending on the PPAs, these additional fees can be bonus/malus fees applied as an incentive for the power generators to operate in accordance with the lowest cost principle, and supplementary fees for maintaining generating reserves, rescheduling maintenance at MVM's request, increasing load in peak periods and minimising load below that contracted during the minimum demand period, etc. The periodical (annual, quarterly, monthly) changes of capacity fees depend on a number of factors: activation of implemented retrofit projects, various interest categories, foreign exchange rates, inflation indices, etc. The capacity fee and the supplementary fees also cover the system services (covered by the PPA).
Sopimuksesta riippuen lisäpalkkiot voivat olla esimerkiksi bonus-malus-tyyppisiä palkkioita, joilla kannustetaan sähköntuottajia toimimaan kustannustehokkaasti, sekä muita täydentäviä palkkioita, joita maksetaan sähköreservien ylläpidosta, ylläpidon uudelleenjärjestelystä MVM:n pyynnöstä, tuotannon lisäämisestä huippukuormituksen aikana sekä kuormituksen minimoimisesta matalan kuormituksen aikana. Kapasiteettipalkkioiden vaihtelu kausittain (vuosittain, neljännesvuosittain, kuukausittain) riippuu monista tekijöistä: toteutettujen jälkiasennushankkeiden käynnistäminen, erilaiset korkokategoriat, valuuttakurssit, inflaatioindeksit jne.
Essentially, electricity fees are related to fuel costs and specific fuel heat utilisations (fajlagos tüzelőhő felhasználása).
Kapasiteettipalkkio tai täydentävät palkkiot kattavat myös järjestelmäpalvelut (jotka sisältyvät sähkönhankintasopimuksiin). Energiapalkkiot ovat olennaisesti yhteydessä polttoainekuluihin ja tiettyjen polttoaineiden käyttöön.
They are calculated on the basis of the principle of pass-through of the variable costs.
Niiden laskenta perustuu muuttuvien kustannusten siirtämisen (pass-through) periaatteeseen.
It must be noted that the definition of the covered cost categories was not necessarily identical in the price regulation before 1 January 2004 and in the PPAs.
On huomattava, että korvattavia kustannuseriä ei välttämättä määritelty samalla tavalla ennen 1 päivää tammikuuta 2004 sovelletussa hintasääntelymekanismissa ja sähkönhankintasopimuksissa.
Hungary's submissions [23] show that, for example, the capacity fee of […] and Dunament power plants were higher in their PPA than under price regulation.
Unkarin lausunnon [23] perusteella näyttää siltä, että esimerkiksi […]:lle ja Dunamenti Erőműlle sähkönhankintasopimusten nojalla maksetut kapasiteettipalkkiot olivat suuremmat kuin hintasääntelyyn perustuvat palkkiot.
This was because these PPAs took retrofitting into account, thereby leading to higher fixed costs.
Syynä oli se, että kyseisissä sähkönhankintasopimuksissa huomioitiin jälkiasennukset, mikä johti suurempiin kiinteisiin kustannuksiin.
These higher fixed costs appeared gradually (following the gradual retrofitting) in higher capacity fees under the PPAs than under price regulation.
Nämä korkeammat kiinteät kustannukset johtivat vähitellen (asteittain toteutettujen jälkiasennusten myötä) sähkönhankintasopimuksiin perustuviin kapasiteettipalkkioihin, jotka olivat suuremmat kuin hintasääntelyn nojalla.
Other differences due to bilateral negotiations between MVM and the generators could also be observed between regulated prices and PPA prices.
MVM:n ja tuottajien välillä käytyjen kahdenvälisten neuvottelujen seurauksena hintasääntelyyn perustuvien hintojen ja sähkönhankintasopimuksissa määriteltyjen hintojen välillä oli muitakin eroja.
Notwithstanding such differences, in Hungary's submissions of 20 October 2004 and 20 July 2005 each power plant under PPA confirmed that the price calculation method as well as the cost categories applied after the end of price regulation were largely similar to those applied by the Hungarian Energy Office before that date.
Näistä eroista huolimatta Unkarin 20 päivänä lokakuuta 2004 ja 20 päivänä heinäkuuta 2005 toimittamissa lausunnoissa kaikki sähkönhankintasopimusten puitteissa toimivat voimalaitokset vahvistivat, että hintojen laskentatapa ja hintasääntelyn lakkauttamisen jälkeen sovelletut kustannuserät muistuttivat suurelta osin Unkarin energiaviraston ennen mainittua ajankohtaa soveltamia menetelmiä.
The prices under the PPAs applied after 1 January 2004 thus remained based on the calculation of justified (fixed and variable) costs + profit.
Hinnat, joita sähkönhankintasopimusten nojalla sovellettiin 1 päivän tammikuuta 2004 jälkeen, pohjautuivat siis edelleenkin perusteltujen (kiinteiden ja muuttuvien) kustannusten ja tuoton laskemiseen.
It follows from the above that although price regulation ended on 31 December 2003, prices were not genuinely liberalised as the wholesale pricing of electricity remained driven by the principle of return on investments enshrined in the PPAs [24].
Edellä esitetyn perusteella voidaan todeta, että vaikka hintasääntely lakkasi 31 päivänä joulukuuta 2003, hintoja ei tosiasiallisesti vapautettu, sillä sähkön tukkuhinnat perustuivat edelleen sähkönhankintasopimusten pohjalta sijoituksille saatavan tuoton periaatteeseen [24].
On 6 February 2006, the Hungarian Parliament adopted Act XXXV of 2006 [25] which reinstated governmental price regulation for the electricity sold to MVM under the PPAs.
Helmikuun 6 päivänä 2006 Unkarin parlamentti antoi vuoden 2006 lain XXXV [25], jolla palautettiin voimaan viranomaisten harjoittama hintasääntely sähkönhankintasopimusten nojalla MVM:lle myydyn sähkön osalta.
As of 1 January 2008, in the context of the liberalisation of the market, Energy Act III put an end to the regulated generation prices as well as to the existence of the dual public utility and free market segments.
Tammikuun 1 päivästä 2008 alkaen, markkinoiden vapauttamisen yhteydessä, kolmannella sähköenergialailla lakkautettiin säännelty hintojen määrittäminen sekä yleishyödylliseen sektoriin ja vapaiden markkinoiden sektoriin perustuva kaksijakoinen malli.
Consequently, as of 1 January 2008 the price of the electricity sold by the power generators to MVM under the PPAs is again defined by the price formulae of the PPAs.
Sen vuoksi 1 päivästä tammikuuta 2008 alkaen sähköntuottajien MVM:lle sähkönhankintasopimusten nojalla myymän sähkön hinta määriteltiin jälleen sopimuksissa olevien hintakaavojen avulla.
The underlying principles of these formulae have not been altered since their last application: they thus follow the same principles as in the period between 1 January 2004 and 8 December 2006 (see recitals 54 to 59 above).
Näiden kaavojen perusperiaatteet ovat pysyneet samoina kuin kaavoja edellisen kerran sovellettaessa eli 1 päivän tammikuuta 2004 ja 8 päivän joulukuuta 2006 välisenä aikana (ks. 54–59 kappale edellä).
Accordingly, pricing under PPA remains driven by the principle of return on investment.
Sähkönhankintasopimuksiin perustuvan hinnoittelun pohjana on siis edelleen sijoituksille saatavan tuoton periaate.
Reserved capacities
Varattu kapasiteetti
The PPAs reserve for MVM all or a substantial part of the capacities of the generating units under PPA.
Sähkönhankintasopimusten nojalla niiden tuotantoyksiköiden kapasiteetti, jotka toimivat sopimusten puitteissa, on varattu joko kokonaan tai suurelta osin MVM:lle.
Hungary's domestic generation capacity [26] [26](MW)
Unkarin kotimainen tuotantokyky [26] [26] (MW)
Installed total generation capacity [27]
Rakennettu tuotantokapasiteetti [27]
Gross available capacity [28]
Käytettävissä oleva tuotantokapasiteetti [28]
Net available capacity [29]
Käyttöön otettava tuotantokapasiteetti [29]
Peak load of the Hungarian electricity system
Unkarin sähköjärjestelmän huippukuormitus
Generation capacity of the power plants under PPA [30] [30](MW)
Sähkönhankintasopimusten puitteissa toimivien voimalaitosten tuotantokapasiteetti [30] [30](MW)
Power plant
Voimalaitos
Net available capacity
Käyttöön otettava kapasiteetti
Contracted capacity [31]
Sopimukseen perustuva kapasiteetti [31]
Contracted capacity
Sopimukseen perustuva kapasiteetti
Total net available capacity of the power plants under PPA
Sopimusten puitteissa toimivien voima–laitosten käyttöön otettava kapasiteetti yhteensä
Total contracted capacity
Sopimukseen perustuva kapasiteetti yhteensä
The above figures show that in the period under assessment, around 60 % of Hungarian net available generation capacity is contracted by MVM under PPAs.
Edellä esitetyistä tiedoista käy selville, että arvioitavana olevalla ajanjaksolla MVM varasi sähkönhankintasopimusten nojalla noin 60 prosenttia Unkarin koko käyttöön otettavasta tuotantokapasiteetista.
If the actually available capacities of the power plants (Ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség) minus their own consumption (Önfogyasztás) are taken into account, the ratio is higher than the above.
Todellisuudessa käyttöön otettava tuotantokapasiteetti ja voimalaitosten omakäyttö huomion ottaen prosenttiluku on vielä suurempi.
The above tables also show that the capacity reserved under the PPAs for MVM cover all or the bulk of the respective plants’ available capacities.
Edellä olevista taulukoista käy selville myös se, että sähkönhankintasopimusten nojalla MVM:lle varattu kapasiteetti kattaa kyseisten voimalaitosten käytettävissä olevan kapasiteetin kokonaan tai lähes kokonaan.
MVM pays a capacity fee for these capacity reservations (recital 56 above), irrespective of the actual use of the plant.
MVM maksaa varatusta kapasiteetista kapasiteettipalkkion (ks. 56 kappale edellä) riippumatta voimalaitoksen tosiasiallisesta käytöstä.
Import capacity in Hungary is around 1000-1300 MW.
Unkarin tuontikapasiteetti on 1000–1300 megawattia.
Around 600 MW of this import capacity is reserved for MVM under other long-term agreements.
Tuontikapasiteetista noin 600 megawattia on varattu MVM:lle muiden pitkäaikaisten sopimusten nojalla.
Sold quantities
Myydyt määrät
When MVM actually makes use of its reserved capacity and buys electricity from the power plant, it then pays the energy fee for the off-taken electricity (see recital 56 above).
Silloin kun MVM tosiasiassa käyttää varaamaansa kapasiteettia ja ostaa voimalaitokselta sähköä, se maksaa käyttämästään sähköstä energiapalkkion (ks. 56 kappale edellä).
There is a certain minimum off-take guaranteed by the PPAs for each power plant.
Sähkönhankintasopimukset takaavat kullekin voimalaitokselle tietyn vähimmäismäärän myynnin.
The overall domestic electricity production in Hungary is between 32 and 36 TWh (= 32 – 36000000 GWh) a year.
Unkarin kotimainen sähköntuotanto on 32–36 TWh (= 32–36000000 GWh) vuodessa.
Electricity produced under PPAs [38] [38]
Sähkönhankintasopimusten mukaisesti tuotettu sähkö [38] [38]
Produced electricity
Tuotettu sähkö
(including Kelenföld, Újpest and Kispest)
Kelenföld, Újpest ja Kispest)
Total generated electricity
Sähköntuotanto yhteensä
Own consumption
Omakäyttö
Minimum guaranteed off-take
Taattu vähimmäismyynti
Actual off-take
Toteutunut myynti
Own consumption of the plant
Omakäyttö
The minimum guaranteed off-take is the quantity MVM is required to purchase irrespective of market demand.
Taattu vähimmäismyynti tarkoittaa sitä määrää, joka MVM:n on vuosittain ostettava riippumatta markkinoiden tarpeesta.
Should MVM not purchase the fixed minimum quantities, it still has to pay for the fuel costs incurred (Dunament, Kelenfold, Pécs and […]), all costs or compensation incurred by the generator on the basis of its Fuel Supply Agreement (Csepel), and all justified costs (Kispest and Ujpest).
Jos MVM ei osta säädettyjä vähimmäismääriä, sen on korvattava aiheutuneet polttoainekustannukset (Dunamenti Erőműlle, Kelenföld Erőműlle, Pécs Erőműlle ja […] Erőműlle), polttoaineen toimitusta koskevan sopimuksen nojalla kaikki tuottajalle aiheutuneet kustannukset (Csepeli Áramtermelő Kft:lle) sekä kaikki perustellut kustannukset (Kispesti Erőműlle ja Újpesti Erőműlle).
GROUNDS FOR INITIATING THE PROCEDURE
MENETTELYN ALOITTAMISEN PERUSTEET
In its Opening Decision, the Commission reached the preliminary conclusion that the PPAs constituted State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty to the power generators parties to a PPA with MVM.
Menettelyn aloittamista koskevassa päätöksessä komissio katsoi alustavasti, että sähkönhankintasopimukset sisältävät EY:n perustamissopimuksen 87 artiklan 1 kohdassa tarkoitettua valtiontukea sopimuksen allekirjoittaneille sähköntuottajille.
It expressed the view that PPAs were applicable after accession within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act [40] and that they did not constitute existing aid, since they do not come under the aid categories that were regarded, as of accession, as existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty.
Lisäksi komissio totesi, että sähkönhankintasopimuksia on sovellettu liittymisen jälkeen liittymisasiakirjan [40] liitteessä IV olevan 3 kohdan 1 alakohdan c alakohdan mukaisesti. Komissio katsoi myös, että sopimukset eivät olleet voimassa olevaa tukea, sillä ne eivät kuulu mihinkään niistä tukikategorioista, joita pidetään liittymisestä alkaen EY:n perustamissopimuksen 88 artiklan 1 kohdassa tarkoitettuna voimassa olevana tukena.
Thirdly, the Commission had not been given notice of the PPAs under the so-called ‘interim procedure’.
Kolmanneksi, komissiolle ei ollut ilmoitettu sähkönhankintasopimuksista väliaikaisen menettelyn puitteissa.
The Commission expressed the view that the guaranteed return on investment and the high purchase price secured by the PPAs put power generators operating under a PPA in a more advantageous economic situation than other power generators not parties to a PPA, including possible new entrants on the market and companies in other, comparable sectors in which such long-term agreements have not even been offered to market players.
Komissio oli sitä mieltä, että sijoitukselle taattu tuotto ja sähkönhankintasopimuksilla varmistetut korkeat hinnat paransivat sähkönhankintasopimusten puitteissa toimivien sähköntuottajien asemaa verrattuna niihin sähköntuottajiin, jotka eivät olleet allekirjoittaneet sähkönhankintasopimusta. Jälkimmäiset käsittävät myös mahdolliset markkinoiden uudet toimijat sekä sellaisilla vastaavilla toiminta-aloilla toimivat yritykset, joilla tällaisia pitkäaikaisia sopimuksia ei edes ehdotettu markkinatoimijoille.
The measure was therefore found, on a preliminary basis, to confer a selective advantage on those power generators.
Komissio katsoi sen vuoksi alustavasti, että toimenpiteestä aiheutuu valikoivaa etua kyseisille sähköntuottajille.
The Commission also noted that the electricity markets had been opened to competition and that electricity had been traded between Member States at least since the entry into force of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity [41].
Komissio totesi myös, että sähkömarkkinat oli avattu kilpailulle ja että sähkökauppaa oli käyty jäsenvaltioiden välillä ainakin sähkön sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä 19 päivänä joulukuuta 1996 annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 96/92/EY [41] voimaantulosta saakka.
Measures favouring particular companies in the energy sector in one Member State were therefore regarded as potentially impeding the scope for companies from other Member States to export electricity to that Member State, or favouring exports of electricity from that Member State to other Member States.
Sen vuoksi toimenpiteiden, joilla suositaan tiettyjä yrityksiä jonkin jäsenvaltion energia-alalla, katsottiin mahdollisesti vähentävän muissa jäsenvaltioissa toimivien yritysten mahdollisuuksia viedä sähköä kyseiseen jäsenvaltioon tai suosivan sähkön tuontia kyseisestä jäsenvaltiosta muihin jäsenvaltioihin.
The Commission also expressed the view that this advantage stemmed from the use of state resources, because the decision to sign the PPAs was a consequence of state policy implemented via the State-owned public utility wholesaler MVM.
Komissio totesi lisäksi, että myönnetty etu on peräisin valtion varoista, koska sähkönhankintasopimusten allekirjoittamisesta päätettiin osana valtion toimintapolitiikkaa, joka pantiin täytäntöön valtion omistuksessa olevan yleishyödyllisen tukkumyyjän eli MVM:n kautta.
Under the case law of the Court of Justice of the European Communities (Court of Justice), when a State-owned company uses its funds in a way that is imputable to the State, these funds should be regarded as State resources within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty [42].
Euroopan yhteisöjen tuomioistuimen, jäljempänä ’yhteisöjen tuomioistuin’, oikeuskäytännön mukaan siinä tapauksessa, että valtionyhtiö käyttää varojaan siten, että valtio on siitä tietoinen, varat on katsottava EY:n perustamissopimuksen 87 artiklan 1 kohdassa tarkoitetuiksi valtion varoiksi [42].
The Commission therefore came to the preliminary conclusion that the PPAs constituted State aid to the power generators within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty, such aid being ‘still applicable after’ within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act.
Komissio katsoi sen vuoksi alustavasti, että sähkönhankintasopimuksissa oli kyse sähköntuottajille myönnetystä EY:n perustamissopimuksen 87 artiklan 1 kohdassa tarkoitetusta valtiontuesta, joka katsotaan vielä liittymispäivän jälkeen sovellettavaksi liittymisasiakirjan liitteessä IV olevan 3 kohdan 1 alakohdan c alakohdan mukaisesti.
Compatibility of the PPAs with the EC Treaty
Sähkönhankintasopimusten yhteensopivuus EY:n perustamissopimuksen kanssa
The Commission went on to state that the Stranded Costs Methodology should be used to analyse the State aid received by the power generators.
Komissio totesi, että sähköntuottajien saamaa valtiontukea olisi arvioitava valtiontukien analyysimenetelmien pohjalta.
On the basis of the documents in its possession at the time of the Opening Decision, the Commission had doubts as to the PPAs’ compatibility with the criteria set out in the Methodology.
Menettelyn aloittamista koskevan päätöksen tekoaikana käytettävissä olleiden asiakirjojen pohjalta komissio epäili, että sähkönhankintasopimukset eivät vastaa valtiontukien analyysimenetelmissä esitettyjä kriteereitä.
Firstly, the Commission had doubts that the very principles governing a PPA which create a barrier to free competition on the market could be deemed compatible with the fundamental objective of the Methodology, i.e. to assist by means of State aid the liberalisation of the sector by granting adequate compensation to incumbents facing new conditions of competition.
Ensinnäkin komissio epäili, että sähkönhankintasopimusten perusperiaatteet, jotka haittaavat vapaata kilpailua markkinoilla, eivät sovi yhteen analyysimenetelmien tärkeimmän tavoitteen kanssa, joka on edistää valtiontuen avulla tietyn alan vapauttamista myöntämällä riittävä korvaus tuensaajille, joiden on selviydyttävä uusista kilpailuoloista.
Secondly, the Commission doubted that the State aid element included in the PPAs was compatible with the detailed criteria of the Methodology as regards the calculation of eligible stranded costs and the determination of adequate compensation.
Toiseksi komissio epäili, että sähkönhankintasopimuksiin sisältyvä valtiontuki ei vastaisi analyysimenetelmissä esitettyjä yksityiskohtaisia kriteereitä, jotka koskevat tukikelpoisten hukkakustannusten laskemista ja riittävän korvauksen määrittämistä.