natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Consequently, the relevant geographic market might vary from one hour to the next.
Näin ollen merkitykselliset maantieteelliset markkinat voivat vaihdella tunneittain.
In case of congestion, the relevant geographic market is narrower then the Nordic area and might coincide with domestic bidding areas.
Yhteyksien ylikuormittuessa merkitykselliset maantieteelliset markkinat ovat Pohjoismaita kapeammat ja voivat vastata kotimaisia tarjousalueita.
There are currently five bidding areas in Norway [5].
Norjassa on tällä hetkellä viisi tarjousaluetta [5].
The percentage of hours, however, in which there are price differences between the areas within the Nordic region are limited:
Niiden tuntien prosenttiosuus, joiden osalta Pohjoismaissa on hintaeroja, on kuitenkin vähäinen:
Price area
Hinta-alue
NO 2 — Kristiansand
NO 2 – Kristiansand
NO 3 — Trondheim
NO 3 – Trondheim
NO 4 — Tromsø
NO 4 – Tromssa
NO 5 — Bergen
NO 5 – Bergen
Most of the time, price areas are connected:
Hinta-alueet ovat suurimman osan ajasta yhtenäiset:
Set of price areas
Hinta-aluesarjat
% hours connected
% tunneista yhtenäisinä
NO 1 — NO 2
NO 1 – NO 2
NO 1 — NO 3
NO 1 – NO 3
NO 1 — NO 5
NO 1 – NO 5
NO 2 — NO 5
NO 2 – NO 5
NO 3 — NO 4
NO 3 – NO 4
NO 1 — NO 2 — NO 5
NO 1 – NO 2 – NO 5
NO 3 — NO 4 — Sweden
NO 3 – NO 4 – Ruotsi
Norwegian price areas are generally integrated with Sweden.
Norjan hinta-alueet on yleensä integroitu Ruotsin alueiden kanssa.
The possibility of the occurrence of congestions may raise concerns on the possible exploitation of temporary bottlenecks that could increase local market power.
Ylikuormittumisen mahdollisuus saattaa aiheuttaa huolta sellaisten väliaikaisten pullonkaulojen hyväksikäytöstä, jotka voivat lisätä paikallista markkinavoimaa.
On this basis, Norwegian competition authorities have defined the relevant geographic market as Nordic in hours without congestions and smaller in hours of congestion [6].
Tämän johdosta Norjan kilpailuviranomaiset ovat määritelleet merkitykselliset maantieteelliset markkinat pohjoismaisiksi niiden tuntien perusteella, jolloin yhteydet eivät ole ylikuormittuneita, ja pienemmiksi taas niiden tuntien perusteella, jolloin yhteydet ovat ylikuormittuneita [6].
The issue of whether the market should be defined as covering the Nordic region or narrower in scope will be left open as the result of the analysis remains the same whether it is based on a narrow or broader definition.
Kysymys siitä, olisiko markkinat määriteltävä kattavuudeltaan pohjoismaisiksi vai kapeammiksi, jätetään avoimeksi, koska analyysin tulos on sama riippumatta siitä, käytetäänkö suppeampaa vai laajempaa määritelmää.
In light of the information currently available to it, and for the present purposes, it appears that Norway has fully implemented and applied Directive 2003/54/EC.
Saatavilla olevien tietojen perusteella näyttää siltä, että Norja on pannut direktiivin 2003/54/EY täytäntöön ja soveltanut sitä täysimääräisesti.
Consequently, and in accordance with the first subparagraph of Article 30(3), access to the market should be deemed not to be restricted on the territory of Norway.
Tämän perusteella olisi katsottava 30 artiklan 3 kohdan ensimmäisen alakohdan mukaisesti, että markkinoille pääsyä ei ole rajoitettu Norjan alueella.
Exposure to competition
Avoimuus kilpailulle
The Authority, in line with the European Commission [7], will analyse the market share of the three main producers, the degree of concentration in the market and the degree of market liquidity.
Euroopan komission [7] tapaan valvontaviranomainen analysoi kolmen suurimman tuottajan markkinaosuuden, markkinoiden keskittymisasteen ja markkinalikviditeetin asteen.
The European Commission considers that, in respect of electricity production, ‘one indicator for the degree of competition on national markets is the total market share of the biggest three producers’ [8].
Euroopan komissio katsoo, että sähköntuotannon alalla ”yksi kansallisten markkinoiden kilpailuastetta kuvaavista indikaattoreista on kolmen suurimman tuottajan kokonaismarkkinaosuus” [8].
The aggregate market share in terms of production capacity of the three largest producers in the Nordic region in 2010 was of 45,1 % (Vattenfall: 18,8 %, Statkraft: 13,3 % and Fortum: 13 %) which is an acceptable level.
Kolmen suurimman pohjoismaisen sähköntuottajan yhteenlaskettu markkinaosuus oli tuotantokapasiteetilla tarkasteltuna 45,1 prosenttia vuonna 2010 (Vattenfall: 18,8 prosenttia, Statkraft: 13,3 prosenttia ja Fortum: 13 prosenttia), mikä on hyväksyttävällä tasolla.
The degree of concentration in Norway as measured by the Hirschman-Herfindahl Index (HHI) by capacity was 1826 in 2008 [9].
Keskittymisaste Norjassa vuonna 2008 oli Hirschman–Herfindahl-indeksillä (HHI) kapasiteetin perusteella mitattuna 1826 [9].
The Nordic wholesale market for electric power must be regarded as competitive.
Pohjoismaisilla sähkön tukkumarkkinoilla on katsottava olevan kilpailua.
The transition to an open market in the Nordic region has been very successful.
Siirtyminen avoimiin markkinoihin on onnistunut erittäin hyvin Pohjoismaissa.
There are over 300 traders registered on the exchange.
Pörssissä on yli 300 rekisteröityä toimijaa.
As illustrated above, bottlenecks due to congestion are rare and temporary in nature.
Kuten edellä selitettiin, ylikuormittumisesta johtuvat pullonkaulat ovat harvinaisia ja luonteeltaan väliaikaisia.
A constant competitive pressure deriving from the potential to obtain electricity from outside the Norwegian territory therefore exists.
Tämän vuoksi markkinoihin kohdistuu jatkuva kilpailupaine, jonka aiheuttaa mahdollisuus hankkia sähköä Norjan ulkopuolelta.
No transmission fee is charged between the Nordic countries.
Pohjoismaiden välillä ei veloiteta siirtomaksuja.
The frequently uncongested links between Norway and other price areas ensure that investment in the electricity sector inside the Norwegian territory cannot be made without taking into account other producers in the Nordic market.
Koska Norjan ja muiden hinta-alueiden väliset yhteydet eivät useinkaan ole ylikuormittuneet, Norjan alueella ei voida investoida sähköalaan ottamatta huomioon muita pohjoismaisilla markkinoilla toimivia tuottajia.
Furthermore, prices for wholesale electricity are set by Nord Pool, which operates a highly liquid trading platform.
Lisäksi sähkön tukkuhinnat asettaa Nord Pool, joka harjoittaa erittäin likvidin kauppapaikan toimintaa.
Furthermore, the functioning of the balancing markets should also be considered as an indicator, not only in respect of production but also for the wholesale market.
Myös tasesähkömarkkinoiden toimintaa olisi pidettävä indikaattorina, ei ainoastaan tuotannon vaan myös tukkumarkkinoiden osalta.
In fact, any market participant who cannot easily match its production portfolio to the characteristics of its customers may find himself exposed to the difference between the price at which the transmission system operator (TSO) will sell imbalance energy, and the price at which it will buy back excess production.
Ne markkinoiden toimijat, jotka eivät pysty helposti sovittamaan sähköntuotantoaan asiakaskuntansa tarpeisiin, saattavat joutua kärsimään hintaerosta siirtoverkko-operaattorin myymän vaje-energian ja sen takaisin ostaman ylituotannon välillä.
These prices may either directly be imposed by the regulator on the TSO; or alternatively a market based mechanism will be used in which the price is determined by bids from other producers to regulate their production upwards or downwards.
Nämä siirtoverkko-operaattorin hinnat ovat joko sääntelijän määräämiä tai vaihtoehtoisesti käytetään markkinoihin perustuvaa mekanismia, jolloin hinta määräytyy niiden tarjousten mukaan, joita muut tuottajat tekevät oman tuotantonsa säätelemiseksi ylös- tai alaspäin.
There is an almost fully integrated balancing market in the Nordic region for supplying balancing energy and its main characteristics — market based pricing and a low spread between the buying price from the TSO and the selling price — are such that it should be taken as an indicator of direct exposure to competition.
Pohjoismaiden alueella on lähestulkoon täysin integroituneet tasesähkömarkkinat tasesähkön toimittamiseksi, ja tasemarkkinoiden keskeiset ominaisuudet – markkinoihin perustuva hinnoittelu sekä siirtoverkko-operaattorin osto- ja myyntihinnan välinen pieni ero – ovat sellaiset, että niitä olisi pidettävä osoituksena siitä, että kyseiseen toimintoon kohdistuu suoraa kilpailua.
These factors should therefore be taken as an indication of direct exposure to competition for the relevant market under review irrespective of whether the geographical scope of the market extends to the Nordic region as a whole or is narrower in scope.
Nämä tekijät olisi sen vuoksi otettava huomioon merkkinä tarkasteltavina oleviin merkityksellisiin markkinoihin kohdistuvasta suorasta kilpailusta huolimatta siitä, kattavatko maantieteelliset markkinat Pohjoismaiden koko alueen vai ovatko ne kapeammat.
In view of the abovementioned indicators in Norway, the condition of direct exposure to competition laid down in Article 30(1) of Directive 2004/17/EC should be considered to be met in respect of production and wholesale of electricity in Norway.
Edellä esitettyjen Norjaa koskevien seikkojen perusteella olisi katsottava, että ehto, joka koskee kilpailun kohdistumista suoraan johonkin toimintoon ja josta säädetään direktiivin 2004/17/EY 30 artiklan 1 kohdassa, täyttyy sähkön tuotannon ja tukkumyynnin osalta Norjassa.
Besides, as noted in recital 18, the condition of free access to the activity must be deemed to be met.
Lisäksi kuten edellä johdanto-osan 18 kappaleessa mainitaan, vapaata pääsyä markkinoille koskevan lisäehdon on katsottava täyttyvän.
Consequently, Directive 2004/17/EC should not apply when contracting entities award contracts intended to enable electricity production or the wholesale of electricity to be carried out in these geographical areas nor when they organise design contests for the pursuit of such an activity there.
Tämän vuoksi direktiiviä 2004/17/EY ei pitäisi soveltaa silloin, kun hankintayksiköt myöntävät hankintasopimuksia, joiden tarkoituksena on mahdollistaa sähkön tuotanto tai tukkumyynti kyseisillä maantieteellisillä alueilla, tai kun ne järjestävät suunnittelukilpailuja kyseisen toiminnan harjoittamiseen alueilla.
This Decision is based on the legal and factual situation as of 24 January 2012 as it appears from the information submitted by the applicant.
Tämä päätös perustuu oikeudelliseen ja tosiasialliseen tilanteeseen 24 päivänä tammikuuta 2012, sellaisena kuin se on hakijan lähettämien tietojen perusteella.
This Decision is made solely for the purpose of granting an exemption pursuant to Article 30 of Directive 2004/17/EC and is without prejudice to the application of the rules on competition.
Tämä päätös on tehty pelkästään direktiivin 2004/17/EY 30 artiklan mukaisen poikkeuksen myöntämiseksi, eikä se rajoita kilpailusääntöjen soveltamista.
This Decision applies to the production and wholesale of electricity in Norway and does not concern the activities of transmission, distribution and retail supply of electricity in Norway.
Tätä päätöstä sovelletaan sähkön tuotantoon ja tukkumyyntiin Norjassa, eikä se koske sähkön siirtoa, jakelua ja vähittäistoimituksia Norjassa.
The measures provided for in this Decision are in accordance with the opinion of the EFTA Public Procurement Committee Assisting the EFTA Surveillance Authority,
Tässä päätöksessä säädetyt toimenpiteet ovat EFTAn valvontaviranomaista avustavan, julkisia hankintoja käsittelevän EFTAn komitean lausunnon mukaiset,
The Act referred to at point 4 of Annex XVI to the Agreement on the European Economic Area laying down the procedures for the award of public contracts in the utilities sector (Directive 2004/17/EC) shall not apply to contracts awarded by contracting entities and intended to enable the activities of production and wholesale of electricity in Norway.
Euroopan talousalueesta tehdyn sopimuksen liitteessä XVI olevassa 4 kohdassa tarkoitettua säädöstä yleishyödyllisiä palveluja koskevien julkisten sopimusten tekomenettelyistä (direktiivi 2004/17/EY) ei sovelleta hankintayksiköiden tekemiin hankintasopimuksiin, joiden tarkoituksena on mahdollistaa sähkön tuotanto ja tukkumyynti Norjassa.
See European Commission decisions of 26 January 2011 in Case COMP/M.5978 — GDF Suez/International Power, of 22 December 2008 in case COMP/M.5224 — EDF/British Energy, of 14 November 2006, Case COMP/M.4180 — Gaz de France/Suez, of 9 December 2004 Case M.3440 — EDP/ENI/GDP.
Ks. Euroopan komission päätökset, annettu 26 päivänä tammikuuta 2011 asiassa COMP/M.5978 – GDF Suez / International Power, 22 päivänä joulukuuta 2008 asiassa COMP/M.5224 – EDF / British Energy, 14 päivänä marraskuuta 2006 asiassa COMP/M.4180 – Gaz de France / Suez ja 9 päivänä joulukuuta 2004 asiassa M.3440 – EDP/ENI/GDP.
See also the decisions adopted by the Commission exempting the production and sale of electricity in Sweden and in Finland from the application of Directive 2004/17/EC; Decision of 19 June 2006 establishing that Article 30(1) of Directive 2004/17/EC applies to the production and sale of electricity in Finland excluding the Åland Islands and decision of 29 October 2007 exempting the production and sale of electricity in Sweden from the application of Directive 2004/17/EC.
Ks. myös komission päätökset sähkön tuontia ja myyntiä Suomessa ja Ruotsissa koskevasta direktiivin 2004/17/EY soveltamatta jättämisestä; 19 päivänä kesäkuuta 2006 tehty päätös, jonka mukaan direktiivin 2004/17/EY 30 artiklan 1 kohtaa sovelletaan sähkön tuotantoon ja myyntiin Suomessa Ahvenanmaata lukuun ottamatta, ja 29 päivänä lokakuuta 2007 tehty päätös sähkön tuotantoa ja myyntiä Ruotsissa koskevasta direktiivin 2004/17/EY soveltamatta jättämisestä.
Oslo — NO 1, Kristiansand — NO 2, Trondheim — NO 3, Tromsø — NO 4 and Bergen — NO 5.
Oslo – NO 1, Kristiansand – NO 2, Trondheim – NO 3, Tromssa – NO 4 ja Bergen – NO 5.
On 5 September 2011, the boundary between bidding area NO 2 and NO 5 was moved northbound due to a new connection being put into operation.
Tarjousalueiden NO 2 ja NO 5 rajaa siirrettiin 5 päivänä syyskuuta 2011 pohjoiseen päin uuden käyttöön otettavan yhteyden vuoksi.
The data provided in the application does not take into account this change.
Hakemuksessa annetuissa tiedoissa ei oteta huomioon tätä muutosta.
See decisions by the Ministry of Government Administration of 14 October 2002Statkraft — Agder Energi and of 7 February 2003Statkraft — Trondheim Energiverk.
Ks. valtionhallinnosta vastaavan ministeriön 14 päivänä lokakuuta 2002 tekemä päätös Statkraft – Agder Energi ja 7 päivänä helmikuuta 2003 tekemä päätös Statkraft – Trondheim Energiverk.
Decision of 19 June 2006 establishing that Article 30(1) of Directive 2004/17/EC applies to the production and sale of electricity in Finland excluding the Åland Islands and decision of 29 October 2007 exempting the production and sale of electricity in Sweden from the application of Directive 2004/17/EC, paragraphs 7-13.
Kesäkuun 19 päivänä 2006 tehty päätös, jonka mukaan direktiivin 2004/17/EY 30 artiklan 1 kohtaa sovelletaan sähkön tuotantoon ja myyntiin Suomessa Ahvenanmaata lukuun ottamatta, ja 29 päivänä lokakuuta 2007 tehty päätös sähkön tuotantoa ja myyntiä Ruotsissa koskevasta direktiivin 2004/17/EY soveltamatta jättämisestä, 7–13 kohta.
See Report on progress in creating the internal gas and electricity market, COM(2005) 568 final of 15 November 2005, Decision of 29 October 2007 exempting the production and sale of electricity in Sweden from the application of Directive 2004/17/EC.
Ks. Raportti edistymisestä kaasun ja sähkön sisämarkkinoiden luomisessa, KOM(2005) 568 lopullinen, 15.11.2005; 29 päivänä lokakuuta 2007 tehty päätös sähkön tuotantoa ja myyntiä Ruotsissa koskevasta direktiivin 2004/17/EY soveltamatta jättämisestä.
See Commission staff working document, Technical Annex to the Communication from the Commission to the Council and the European Parliament report on progress in creating the internal gas and electricity market, COM(2010) 84 final, page 12.
Ks. Commission staff working document, Technical Annex to the Communication from the Commission to the Council and the European Parliament report on progress in creating the internal gas and electricity market (Komission yksiköiden valmisteluasiakirja, tekninen liite komission tiedonantoon neuvostolle ja Euroopan parlamentille – Raportti kaasun ja sähkön sisämarkkinoiden toteutuksen edistymisestä), KOM(2010) 84, lopullinen, s. 12.
% hours isolated
% tunneista erillään
NO 1 — Oslo
NO 1 – Oslo
Since the opening of a joint Norwegian-Swedish market in 1996, the other Nordic countries have later been integrated in the market; Finland in 1998, Denmark in 1999/2000 and Estonia in 2010.
Norjan ja Ruotsin yhteiset markkinat avattiin vuonna 1996, ja sen jälkeen muut Pohjoismaat on integroitu markkinoihin: Suomi vuonna 1998, Tanska vuosina 1999–2000 ja Viro vuonna 2010.
About 74 % of the consumption of electric energy in the Nordic region in 2010 was traded over the exchange.
Noin 74 prosenttia sähköenergian kulutuksesta Pohjoismaissa myytiin sähköpörssin kautta vuonna 2010.
OJ L 176, 15.7.2003, p. 37. Directive 2003/54/EC was incorporated into the EEA Agreement by EEA Joint Committee Decision No 146/2005 of 2 December 2005 (OJ L 53, 23.2.2006, p. 43), and entered into force for the EFTA States on 1 June 2007.
EUVL L 176, 15.7.2003, s. 37. Direktiivi 2003/54/EY otettiin osaksi ETA-sopimusta 2 päivänä joulukuuta 2005 tehdyllä ETA:n sekakomitean päätöksellä N:o 146/2005 (EUVL L 53, 23.2.2006, s. 43), ja se tuli voimaan EFTA-valtioiden osalta 1 päivänä kesäkuuta 2007.
Public version of [1]
Julkinen toisinto [1]
No 244/12/COL
N:o 244/12/KOL,
on restructuring aid granted to Íslandsbanki (Iceland)
Íslandsbankille myönnettävästä rakenneuudistustuesta (Islanti)
The EFTA Surveillance Authority (‘the Authority’),
EFTAn valvontaviranomainen, jäljempänä ’valvontaviranomainen’, joka
HAVING REGARD to the Agreement on the European Economic Area (‘the EEA Agreement’), in particular to Article 61(3)(b) and Protocol 26 thereof,
OTTAA HUOMIOON Euroopan talousalueesta tehdyn sopimuksen, jäljempänä ’ETA-sopimus’, ja erityisesti sen 61 artiklan 3 kohdan b alakohdan ja pöytäkirjan 26,
HAVING REGARD to the Agreement between the EFTA States on the Establishment of a Surveillance Authority and a Court of Justice (‘the Surveillance and Court Agreement’), in particular to Article 24,
OTTAA HUOMIOON valvontaviranomaisen ja tuomioistuimen perustamisesta tehdyn EFTA-valtioiden sopimuksen, jäljempänä ’valvonta- ja tuomioistuinsopimus’, ja erityisesti sen 24 artiklan,
HAVING REGARD to Protocol 3 to the Surveillance and Court Agreement (‘Protocol 3’), in particular to Article 1(3) of Part I, Article 7(3) of Part II, and Article 13 of Part II,
OTTAA HUOMIOON valvonta- ja tuomioistuinsopimuksen pöytäkirjan 3, jäljempänä ’pöytäkirja 3’, ja erityisesti sen I osan 1 artiklan 3 kohdan sekä sen II osan 7 artiklan 3 kohdan ja 13 artiklan,
The Icelandic authorities did not respond to this comment.
Ensin esitetään Glitnir Bankin romahdukseen johtaneet tapahtumat.
By letter of 31 March 2011, the Icelandic authorities submitted a restructuring plan for Íslandsbanki.
Glitnir Bankin romahtaminen
Following the acquisition of Byr in November 2011, the Icelandic authorities submitted a new restructuring plan for Íslandsbanki on 22 February 2012 [6].
Syyskuussa 2008 joillakin suurilla maailmanlaajuisilla rahoituslaitoksilla alkoi olla vakavia vaikeuksia.
The request for information was answered by the Icelandic Authorities on 17 October 2011 and 13 March 2012.
Lehman Brothers haki konkurssisuojaa 15 päivänä syyskuuta, ja samana päivänä ilmoitettiin, että Bank of America ostaa Merrill Lynchin.
The final versions of the commitments were submitted on 16 May 2012 and on 6 June 2012 [7].
Myös HBOS, joka oli Yhdistyneen kuningaskunnan suurimpia pankkeja, oli myytävä Lloyds TSB:lle.
In addition, the Authority met with the Icelandic authorities on 7 June 2011 and 27-28 February 2012.
Myös Glitnirillä oli suuria vaikeuksia rahoittaa toimintansa.
BACKGROUND
Ehdotus ei kuitenkaan ollut realistinen, koska 600 miljoonaa euroa oli lähes neljännes Islannin valuuttavarannoista ja koska Glitnirillä oli jo jonkin aikaa ollut jälleenrahoitusongelmia ja seuraavien kuuden kuukauden aikana maksettavaksi erääntyvää velkaa oli julkisesti saatavilla olevien tietojen mukaan noin 1,4 miljardia euroa [8].
The Authority will describe in this section those events, facts and economic, political and regulatory developments relating to the collapse and the reconstruction of the Icelandic financial system from October 2008 to date that appear necessary to set out the context in which the assessment of aid measures at hand is undertaken.
Kuten ilmeni, liikkeeseen laskettujen Glitnirin osakkeiden arvo romahti yli 200 miljardista Islannin kruunusta 26 miljardiin Islannin kruunuun yhdessä päivässä.
Before doing so, it will recall in turn the chronology of Glitnir's breakdown.
Islannin pankeista nostettiin valtavasti pois talletuksia sekä ulkomailla että Islannissa.
The collapse of Glitnir Bank
Kotimaassa talletuksia nostettiin pois niin runsaasti, että Islannin pankeista ja Islannin keskuspankista oli yhdessä vaiheessa vähällä loppua käteinen.
In September 2008 a number of major global financial institutions began to experience severe difficulties.
Glitnirin oli 7 päivänä lokakuuta 2008 pyydettävä Islannin rahoitusvalvontaviranomaista, jäljempänä ’FME’, ottamaan se hallintaansa [9].
In the midst of the turbulence in global financial markets and following the collapse of Lehman Brothers in September 2008, Iceland's three biggest commercial banks, which had experienced extraordinary growth over the preceding years, encountered difficulties in refinancing their short-term debt and a run on their deposits.
Finanssikriisi ja Islannin pankkien romahduksen keskeiset syyt
Lehman Brothers filed for bankruptcy protection on 15 September and on the same day it was announced that the Bank of America was to take over Merrill Lynch.
New Glitnir Bankille (josta tuli myöhemmin Íslandsbanki) myönnettyä tukea koskevassa ilmoituksessaan Islannin viranomaiset totesivat, että Islannin pankkialan romahduksen syyt ja viranomaisten toimintatarve selvitetään varsin yksityiskohtaisesti Islannin parlamentin perustaman erityisen tutkintakomitean (jäljempänä ’tutkintakomitea’) [10] laatimassa raportissa.
A bond issue had had to be cancelled due to a lack of interest, an asset sale was not completed, and a German bank refused to extend two loans estimated at 150 million euros.
Tiedot ovat peräisin tutkintakomitean raportin luvuista 2 (Tiivistelmä) ja 21 (Islannin pankkien romahduksen syyt — vastuu, virheet ja huolimattomuus).
Market conditions also worsened dramatically after the fall of Lehman Brothers.
Vuonna 2007 alkanut rahoitusmarkkinoiden maksuvalmiuden yleinen heikentyminen johti lopulta Islannin kolmen suurimman pankin romahdukseen, sillä niiden liiketoiminta riippui yhä enemmän rahoituksen saamisesta kansainvälisten markkinoiden kautta.
On 25 September 2008, the Chairman of Glitnir's Board contacted the Central Bank of Iceland (CBI) to inform them that as a result of loans that had to be repaid in October, the bank had an immediate shortfall of 600 million euros.
Islannin pankkien romahdus johtui kuitenkin lukuisista monimutkaisista seikoista.
On 29 September it was announced that the Icelandic government would provide Glitnir with 600 million euros in return for 75 % of its equity.
Tutkintakomitea tutki suurimpien pankkien romahduksen syitä, ja on pantava merkille, että valtaosa päätelmistä koskee kaikkia kolmea pankkia ja että monet päätelmät liittyvät toisiinsa.
As it turned out, the value of issued Glitnir shares collapsed from over 200 billion ISK to 26 billion ISK in one day.
Liiallinen ja kestämätön laajentuminen
The Icelandic banks experienced massive withdrawals of deposits not only abroad but also within Iceland.
Tutkintakomitea totesi, että romahdusta edeltäneinä vuosina pankit olivat kasvattaneet taseitaan ja luottosalkkujaan niin voimakkaasti, ettei niiden toiminta- ja hallintokapasiteetti enää riittänyt.