natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The results presented in Figure 8 show consensus among the stakeholders consulted regarding the relevance of a number of key barriers. 26 
Kaaviossa 8 esitetyistä tuloksista ilmenee, että tutkimukseen osallistuneet sidosryhmät olivat yksimielisiä useiden keskeisten esteiden merkityksestä.
Figure 8 – Survey results on barriers for financing demonstration projects Source: ECA. 
Kaavio 8 – Demonstrointihankkeiden rahoituksen saannin esteitä koskevan kyselytutkimuksen tulokset Lähde: Euroopan tilintarkastustuomioistuin.
When programmes like EEPR and NER300 were conceived in 2008, oil, coal, gas and wholesale electricity prices were at very high historical levels. 
Kun EEPR-ja NER300-ohjelmien kaltaisia ohjelmia hyväksyttiin vuonna 2008, öljyn, kivihiilen ja kaasun hinnat sekä sähkön tukkuhinnat olivat pitkän aikavälin keskiarvoihin nähden erittäin korkealla tasolla.
They all sharply decreased going into 2009, just before the launch of the programmes. 
Hinnat laskivat jyrkästi vuonna 2009 juuri ennen ohjelmien käynnistämistä.
While oil prices recovered until another drop in 2014, these factors are important drivers for investment in low carbon technologies. 
Öljyn hinta nousi uudelleen ennen kuin se laski jälleen vuonna 2014. Nämä tekijät ovat tärkeitä vähähiilisiin teknologioihin tehtäviä investointeja edistäviä tekijöitä.
The drop and volatility in prices of fossil fuels made the investments in new low carbon energy technologies less attractive compared to the fossil fuel energy sources. 
Fossiilisten polttoaineiden hintojen laskun ja ailahtelun vuoksi uusiin vähähiilisiin energiateknologioihin investoiminen oli vähemmän houkuttelevaa fossiilisia polttoaineita käyttäviin energialähteisiin verrattuna.
The next paragraphs describe how other key barriers affect the financing conditions of NER300 and EEPR projects (Annex III links these barriers to the performance figures of these programmes). 
Seuraavissa kohdissa kuvataan, kuinka muut keskeiset esteet vaikuttavat NER300-ohjelman ja EEPR:n hankkeiden rahoitusolosuhteisiin (liitteessä III yhdistetään nämä esteet ja ohjelmien tuloksellisuutta koskevat luvut).
The investment climate for demonstration projects was affected by uncertainty in regulatory frameworks and policies In view of the challenge of financing high-risk demonstration projects, the ETS Directive and NER300 Decision had raised the expectations of potential projects that Member States would contribute national public funding to those projects selected under NER300. 
Sääntelykehysten ja toimintapolitiikkojen epävarmuus vaikutti haitallisesti demonstrointihankkeiden investointioloihin Koska suuren riskin demonstrointihankkeiden rahoittamiseen liittyy haasteita, päästökauppajärjestelmästä annetussa direktiivissä ja NER300-ohjelmasta annetussa päätöksessä on nostettu esiin mahdollisten hankkeiden odotukset siitä, että jäsenvaltiot myöntäisivät kansallista julkista rahoitusta NER300-ohjelmassa valituille hankkeille.
The Commission asked Member States to confirm this for the projects selected before granting NER300 funds to them. 
Komissio pyysi jäsenvaltioita vahvistamaan tämän valittujen hankkeiden osalta ennen kuin se myönsi niille rahoitusta NER300-ohjelmasta.
Member State support could consist of capital grants towards the development and construction of infrastructure. 
Jäsenvaltioiden tuki voi koostua infrastruktuurin kehittämiseen ja rakentamiseen tarkoitetusta pääomatuesta.
It could also include additional benefits such as feed-in tariffs (see Box 4) or premiums to support the operation of the newly built installations. 
Tukeen voi kuulua myös muita etuja, kuten syöttötariffeja tai syöttöpreemioita (ks. laatikko 4), joilla tuetaan vastarakennettujen laitosten toimintaa.
NER300 rules also allowed Member States to issue a guarantee to let the EIB release part of the awarded funds to projects before they became operational. 
NER300-ohjelman sääntöjen mukaan jäsenvaltiot voivat myös antaa vakuuden, jotta Euroopan investointipankki voi maksaa osan myönnetystä rahoituksesta hankkeille jo ennen kuin ne ovat toiminnassa.
We found at the time of our audit that only four projects in four Member States had actually benefited from such a guarantee and received upfront payments from the EIB. 
Tilintarkastustuomioistuin havaitsi, että tarkastuksen ajankohtaan mennessä vain neljä hanketta neljästä jäsenvaltiosta oli tosiasiassa saanut Euroopan investointipankilta etukäteismaksuja tällaisen vakuusjärjestelyn myötä.
28 Box 4 – Feed-in-tariffs and premiums for renewable energy A feed-in-tariff is a support scheme under which fixed electricity prices are paid to renewable energy producers for each unit of energy produced and injected into the electricity grid. 
Laatikko 4 – Uusiutuvan energian syöttötariffit tai syöttöpreemiot Syöttötariffi on tukijärjestelmä, jossa uusiutuvan energian tuottajille maksetaan sähköstä kiinteät hinnat kutakin tuotettua ja sähköverkkoon syötettyä energiayksikköä kohti.
The payment of the tariff is guaranteed for a certain period of time that is often related to the economic lifetime of the respective renewable energy project (usually between 10-25 years). 
Syöttötariffin maksaminen taataan tietyksi ajaksi, joka monissa tapauksissa liittyy uusiutuvan energian hankkeen taloudelliseen elinikään (tavallisesti 10–25 vuotta).
A feed-in-premium is a support scheme under which electricity from renewable energy sources is typically sold on the electricity market and producers receive a premium on top of the market price of their electricity production. 
Syöttöpreemio on tukijärjestelmä, jossa uusiutuvista energialähteistä tuotettu sähkö myydään tavallisesti sähkömarkkinoilla ja tuottajat saavat tuottamansa sähkön markkinahinnan lisäksi 31
In 2012, before the first award decision, the EIB had informed the Commission that the viability of the submitted financing plans strongly depended on support Member States might provide in the form of feed-in-tariffs, grants or other mechanisms. 
Syöttöpreemio voi olla joko kiinteä (pysyy samalla tasolla markkinahinnoista riippumatta) tai mukautettava (taso muuttuu markkinahintojen kehityksen mukaan).35 Euroopan investointipankki ilmoitti vuonna 2012 komissiolle ennen ensimmäisen myöntämispäätöksen tekemistä, että toimitettujen rahoitussuunnitelmien toteutettavuus riippui vahvasti jäsenvaltioiden syöttötariffien, avustusten tai muiden mekanismien muodossa antamasta tuesta.
projects had assumed that extra grants and subsidies from Member States would fully complement the NER300 grant to fund the relevant costs. 
Joissakin tapauksissa hankkeissa oli oletettu, että jäsenvaltioiden myöntämät lisäavustukset tai -tuet täydentäisivät NER300-ohjelman avustusta siten, että kaikki asiaankuuluvat kustannukset tulisivat rahoitetuiksi.
The EIB had noted that in most cases Member States had not yet clearly defined or agreed these support mechanisms at the closing of the project evaluation process. 
Euroopan investointipankki oli pannut merkille, että useimmissa tapauksissa jäsenvaltiot eivät vielä hankkeen arviointiprosessin päättyessä olleet määritelleet näitä tukijärjestelmiä selkeästi tai hyväksyneet niitä.
From 201436, the Commission required Member States to use competitive bidding procedures for determining the support levels paid to renewable energy promoters. 
Komissio edellytti36 vuodesta 2014 alkaen, että jäsenvaltiot käyttävät tarjouskilpailumenettelyjä uusiutuvan energian tukijoille maksettavan tuen tason määrittämiseen.
Before, Member States often used fixed feed-in-tariffs agreed with energy suppliers for long periods (e.g. 25 years). 
Ennen tätä jäsenvaltiot olivat usein käyttäneet kiinteitä syöttötariffeja, jotka oli sovittu energiantoimittajien kanssa pitkäksi ajaksi (esimerkiksi 25 vuodeksi).
From 2017, competitive auctioning procedures should be the only subsidy model for operational support. 
Vuodesta 2017 alkaen tarjouskilpailumenettelyn olisi oltava ainoa operatiivisen tuen yhteydessä sovellettava tukimalli.
The new approach for providing such support to renewable energies would not have prevented Member States from continuing to support innovative demonstration projects. 
Uusi lähestymistapa, jonka yhteydessä tällaista tukea myönnetään uusiutuville energialähteille, ei olisi estänyt jäsenvaltioita jatkamasta innovatiivisten demonstrointihankkeiden tukemista.
The Commission guidelines provided the possibility to seek a derogation from the bidding process for new technologies with higher costs per unit of energy produced. 
Komission suuntaviivoissa annettiin mahdollisuus pyrkiä poikkeamaan tarjouskilpailumenettelystä sellaisten uusien teknologioiden kohdalla, joissa kustannukset tuotettua energiayksikköä kohti ovat korkeammat.
While national schemes for operational support were changing across the EU, NER300 projects conceived at the time of feed-in-tariffs were still trying to reach final investment decision. 
investointipäätöstä, kun kansalliset operatiivisen tuen järjestelmät olivat muuttumassa koko EU:ssa.
Box 5 provides an example of a project that ultimately withdrew because of changes in the regulatory and financial support environment. 
Laatikossa 5 annetaan esimerkki hankkeesta, joka lopulta vetäytyi ohjelmasta sääntely-ja rahoitustukiympäristössä tapahtuneiden muutosten vuoksi.
29 Box 5 – Example of a NER300 project that could not reach final investment decision An ocean energy project in the United Kingdom had relied on access to the national support mechanism that was in place for renewable energy when it applied for NER300 funding. 
33 Laatikko 5 – Esimerkki NER300-ohjelman hankkeesta, jossa ei voitu tehdä lopullista investointipäätöstä Yhdistyneessä kuningaskunnassa oli luotettu valtamerienergiahankkeessa tuen saamiseen uusiutuvaa energiaa koskevasta kansallisesta järjestelmästä, joka oli käytössä hankkeen hakiessa NER300-rahoitusta.
At that time in 2012, the Member State had a support mechanism in place that would have provided funding for this ocean energy project. 
Tuolloin, vuonna 2012, jäsenvaltiossa oli käytössä tukijärjestelmä, josta olisi myönnetty rahoitusta tälle valtamerienergiahankkeelle.
The Member State had confirmed the Commission’s NER300 award proposal on that basis. 
Jäsenvaltio oli vahvistanut komission NER300-avustusta koskevan ehdotuksen tämän perusteella.
30 Yet the Member State’s energy policy changed during the lifetime of the NER300 scheme. 
Jäsenvaltion energiapolitiikka kuitenkin muuttui NER300-ohjelman elinkaaren aikana.
In 2016, the project reported that under a new competitive auctioning scheme, it had failed to secure revenue support because the Member State had removed the ring fencing for the ocean sector from that scheme. 
Vuonna 2016 hankkeesta ilmoitettiin, että se ei ollut onnistunut turvaamaan tulotukea uudessa tarjouskilpailumenettelyssä, koska jäsenvaltio ei enää varannut määrärahoja valtamerienergia-alalle tässä järjestelmässä.
In absence of alternative funding sources to cover the ensuing funding gap, the project was not able to reach FID by 31 December 2016 and withdrew. 
Koska hankkeella ei ollut vaihtoehtoisia rahoituslähteitä tämän rahoitusvajeen paikkaamiseksi, hankkeessa ei voitu tehdä lopullista investointipäätöstä 31. joulukuuta 2016 mennessä, ja se vetäytyi ohjelmasta.
Box 6 – EEPR CCS projects and regulatory uncertainty The EEPR project in Germany started works early after it had already successfully deployed a pilot plant and associated onshore storage facility. 
Laatikko 6 – EEPR:n CCS-hankkeet ja sääntelyn epävarmuus Saksan EEPR-hankkeessa työ aloitettiin aikaisessa vaiheessa sen jälkeen, kun hankkeessa oli jo otettu onnistuneesti käyttöön pilottilaitos ja siihen liittyvä maalla sijaitseva varastointilaitos.
Despite initial commitment from the Member State to this technology and project, delays in the transposition of the CCS Directive and the final design of the national CCS legislation made the project sponsor decide that the project was unviable. 
Vaikka jäsenvaltio oli alkuvaiheessa sitoutunut tähän teknologiaan ja hankkeeseen, CCS-direktiivin osaksi kansallista lainsäädäntöä saattamisen viivästymisen ja kansallisen CCS-lainsäädännön lopullisen rakenteen vuoksi hankkeen tukija päätti, ettei hanke ollut kannattava.
It thus cancelled the project in 2013 while the Commission had already paid out 15 million euro. 
Tämän vuoksi se perui hankkeen vuonna 2013 sen jälkeen, kun komissio oli jo maksanut 15 miljoonaa euroa.
The EEPR project in the UK had submitted a bid in the country’s second CCS competition (2012-2015)37: a national scheme to support two full-chain CCS demonstration projects. 
Yhdistyneen kuningaskunnan EEPR-hankkeesta oli jätetty tarjous maan toiseen CCS-tarjouskilpailuun (2012–2015)37.
In October 2012, the government did not select this project for support, even if it had endorsed its inclusion in the original list of pre-selected projects for EEPR in 2009. 
Lokakuussa 2012 hallitus ei valinnut tätä hanketta tuettavaksi hankkeeksi, vaikka se oli hyväksynyt vuonna 2009 hankkeen lisäämisen alkuperäiselle esivalittujen EEPR-hankkeiden listalle.
The project then also failed to get a NER300 grant in 2012. 
Hanke ei saanut vuonna 2012 myöskään NER300-avustusta.
However, the Commission paid a total of €120 million to this project since 2009 under EEPR. 
Komissio kuitenkin maksoi tälle hankkeelle EEPR-ohjelmasta vuodesta 2009 alkaen yhteensä 120 miljoonaa euroa.
Not getting the expected public support from other sources and prolonged discussions between the Member State and the Commission on how the project might be supported through other mechanisms at later stages compromised the viability of the project and the value obtained for the paid EU funds. 
Hanke ei saanut odotettua julkista tukea muista lähteistä, ja jäsenvaltion ja komission keskustelut hankkeen mahdollisesta myöhemmästä tukemisesta muista järjestelmistä pitkittyivät, mikä heikensi hankkeen kannattavuutta ja maksetuilla EU:n varoilla saatua arvoa.
Regulatory regimes and financial support mechanisms for innovative renewables aim to contribute to achieving Member State and EU climate and energy objectives. 
Innovatiivisia uusiutuvia energialähteitä koskevilla sääntelyjärjestelmillä ja rahoitustukijärjestelmillä pyritään edistämään jäsenvaltioiden ja EU:n ilmasto-ja energiatavoitteiden saavuttamista.
objectives (i.e. towards 2050 and beyond). 
Nämä olisi saatettava yhdenmukaisiksi kansainvälisten ilmastosopimusten ja pitkän aikavälin (vuoteen 2050 ja sitä pidemmälle ulottuvien) päästöjenvähennystavoitteiden kanssa.
However, when such climate and energy objectives are not clearly established (e.g. enacted in law) and do not have a stable long term outlook, this creates further uncertainty harming the investment conditions for this type of innovative and risky projects. 
Jos ilmasto-ja energiatavoitteita ei kuitenkaan ole vahvistettu selkeästi (esimerkiksi hyväksytty lainsäädännöksi) eivätkä ne tarjoa vakaita pitkän aikavälin näkymiä, tilanne lisää epävarmuutta, joka heikentää tämäntyyppisten innovatiivisten ja riskialttiiden hankkeiden investointiolosuhteita.
Box 7 describes briefly how there is still much work to be done on this matter. 
Laatikossa 7 kuvataan lyhyesti, kuinka tämän asian suhteen on vielä paljon parannettavaa.
31 Box 7 – Low carbon development strategies and their impact on energy innovation Under the 2013 EU Monitoring Mechanism Regulation (MMR), Member States were required to submit to the European Environment Agency by 2015 their ‘Low-Carbon Development Strategies’ for 2050, and report progress in March 2017. 
Laatikko 7 – Vähähiiliset kehitysstrategiat ja niiden vaikutus energia-alan innovointiin EU:n seurantajärjestelmästä vuonna 2013 annetussa asetuksessa jäsenvaltiot velvoitetaan toimittamaan Euroopan ympäristökeskukselle vuoteen 2015 mennessä vuoteen 2050 ulottuvaa vähähiiliset kehitysstrategiansa ja raportoimaan edistymisestä maaliskuussa 2017.
According to a recent study38, by 2017, only thirteen out of twenty-eight Member States had strategies that qualified as low carbon development strategies under criteria developed by the project. 
Tuoreen selvityksen38 mukaan vain 13 jäsenvaltiolla 28:sta oli vuoteen 2017 mennessä strategia, joka täytti hankkeessa laaditut vähähiilisen kehitysstrategian kriteerit.
The study reported that the quality of the strategies submitted varies a lot and that not all strategies and policies included in these documents are enacted in law. 
Selvityksen mukaan toimitettujen strategioiden laatu vaihtelee huomattavasti ja kaikkia näihin asiakirjoihin sisältyviä strategioita ja toimintapolitiikkoja ei ole hyväksytty lainsäädännöksi.
The proposed Energy Union Regulation of November 2016 requires Member States to produce national energy and climate plans (NCEPs) for the period from 2021 to 2030 and later decades on a rolling basis. 
Marraskuussa 2016 annetussa ehdotuksessa energiaunionia koskevaksi asetukseksi jäsenvaltiot velvoitetaan laatimaan kansallisia energia-ja ilmastosuunnitelmia vuosiksi 2021–2030 ja jatkuvaluonteisesti sitä seuraaviksi vuosikymmeniksi.
Member States will also have to prepare and report to the Commission by January 2020 and every ten years their long-term low emission strategies with a 50 years perspective. 
Jäsenvaltioiden on myös valmisteltava pitkän aikavälin vähäisten päästöjen strategiansa seuraaviksi 50 vuodeksi ja raportoitava siitä komissiolle tammikuuhun 2020 mennessä ja sen jälkeen kymmenen vuoden välein.
32 challenges, a key factor keeping them from doing so was the lower than expected carbon market price under EU ETS. 
Monien muiden merkittävien haasteiden lisäksi yksi keskeisistä tekijöistä, joka esti hankkeiden etenemisen, oli hiilidioksidin odotettua alhaisempi markkinahinta EU:n päästökauppajärjestelmässä.
Figure 9 shows the evolution. 
Hintakehitystä kuvataan kaaviossa 9.
Figure 9 – Historical price of EU ETS allowances (euros/ tonne of CO2e) 2008-201739 Source: ECA, based on monthly average of seven EUA futures contracts (Quandl). 
Kaavio 9 – EU:n päästökauppajärjestelmän päästöoikeuksien hinnan kehitys (euroa / tonnia hiilidioksidiekvivalenttia) vuosina 2008–201739 36 Lähde: Euroopan tilintarkastustuomioistuin seitsemän päästöoikeuden (EUA) futuurisopimuksen kuukausittaisen keskiarvon (Quandl) perusteella.
We found that CCS projects when they had applied in 2009 for an EEPR grant had relied on high and increasing carbon prices to underpin their financial plans. 
Tilintarkastustuomioistuin havaitsi, että CCS-hankkeiden hakiessa EEPR-avustuksia vuonna 2009 hankkeiden rahoitussuunnitelmat oli perustettu hiilidioksidin hintojen pysymiseen korkealla ja hintojen nousemiseen.
A review of the EEPR grant applications submitted in 2009 by the six promotors that were later awarded grants showed that they expected the carbon price to range between 20 and 40 euro per tonne of CO2 during the construction and demonstration phases. 
Tilintarkastustuomioistuin tutki vuonna 2009 toimitetut EEPR-avustushakemukset niiden kuuden hankkeen toteuttajan osalta, joille myönnettiin myöhemmin avustukset. Tilintarkastustuomioistuin havaitsi, että hankkeissa odotettiin hiilidioksidin hinnan pysyvän 20–40 eurossa hiilidioksiditonnia kohti rakennus-ja demonstrointivaiheen ajan.
One project showed how the viability of its financial plan also depended on electricity prices. 
rahoitussuunnitelman toteutettavuus riippui myös sähkön hinnasta.
It estimated that only a carbon price ranging between 65 and 90 euro per tonne of CO2 would actually enable the CCS demonstration project to run without losses. 
Suunnitelmassa arvioitiin, että hiilidioksidin hinnan olisi oltava 65–90 euroa hiilidioksiditonnia kohti, jotta CCS-demonstrointihanke voitaisiin tosiasiassa toteuttaa tappiotta.
In their financing plans, these projects frequently expected to receive significant funding from NER300 in the future, even though at that time (in 2009) the final design of NER300 was not known. 
Rahoitussuunnitelmien mukaan hankkeissa uskottiin usein huomattavan rahoituksen saamiseen tulevaisuudessa NER300-ohjelmasta, vaikka tuolloin (vuonna 2009) NER300-ohjelman lopullinen rakenne ei ollut selvillä.
Box 8 describes how the carbon market price also determined the maximum size of NER300 grants40. 
Laatikossa 8 kuvataan, kuinka hiilidioksidin markkinahinta määritti myös NER300-avustusten enimmäismäärän40.
The Commission accepted these highly uncertain financial plans, signed the grant agreements and paid 43 % of the awarded funds under the EEPR. 
Komissio hyväksyi nämä hyvin epävarmat rahoitussuunnitelmat, allekirjoitti avustussopimukset ja maksoi 43 prosenttia EEPR:n alaisuudessa myönnetystä rahoituksesta.
33 Box 8 – The fall in the value of ETS allowances led to smaller NER300 grants Based on Member State confirmation letters and EIB due diligence reports we calculated for eight CCS power sector projects, that the costs41 under NER300 to deploy and operate their CCS infrastructure on average amounted to 1.4 billion euro. 
Laatikko 8 – Päästökauppajärjestelmän päästöoikeuksien arvon lasku johti NER300-avustusten pienenemiseen Tilintarkastustuomioistuin laski jäsenvaltioiden vahvistuskirjeiden ja Euroopan investointipankin due diligence -kertomusten perusteella, että kahdeksassa CCS-sähköntuotantohankkeessa NER300-ohjelman alaiset CCS-infrastruktuurin käyttöönotto-ja toimintakustannukset41 olivat keskimäärin 1,4 miljardia euroa.
The ETS Directive capped the size of a NER300 grant at 15 % of the 300 million available allowances (i.e. equal to 45 million allowances). 
Päästökauppajärjestelmästä annetulla direktiivillä rajattiin NER300-avustusten määrä 15 prosenttiin 300 miljoonasta käytettävissä olleesta päästöoikeudesta (eli 45 miljoonaan päästöoikeuteen).
When the carbon market price dropped from €15 per allowance in 2010 to approximately €7.5 in 2011, this also reduced the expected largest possible size of a NER300 grant from €675 million to €337 million. 
Hiilidioksidin markkinahinnan laskettua 15 eurosta päästöoikeutta kohti vuonna 2010 noin 7,5 euroon vuonna 2011 myös NER300-avustusten odotettu suurin mahdollinen määrä laski 675 miljoonasta eurosta 337 miljoonaan euroon.
The Commission finally set it at €300 million. 
Komissio määritti enimmäismääräksi lopulta 300 miljoonaa euroa.
For capital-intensive CCS projects that expected to receive much higher support from NER300, this was a major setback. 
Tämä oli suuri takaisku paljon pääomaa tarvitseville CCS-hankkeille, joissa odotettiin huomattavasti suurempaa tukea NER300-ohjelmasta.
It happened as project sponsors submitted and awaited the evaluation of their proposals in 2011-2012. 
aikaa, kun hankkeiden tukijat toimittivat ehdotuksensa ja odottivat niiden arviointia vuosina 2011– 2012.
When the Commission had ranked the CCS projects and sought Member State confirmation, it announced to these Member States that it assumed that they would make up for the resulting gap between the largest expected NER300 grant of €337 million and the total public funding needed for these projects. 
Kun komissio oli valinnut mahdollisesti rahoitettavat CCS-hankkeet ja pyysi jäsenvaltioilta vahvistusta, se ilmoitti näille jäsenvaltioille odottavansa niiden täyttävän suurimman odotettavissa olevan NER300-avustuksen (337 miljoonaa euroa) ja hankkeiden tarvitseman julkisen kokonaisrahoituksen välisen vajeen.
This gap could amount to hundreds of millions of euros, which Member States were not willing to plug. 
Oli mahdollista, että vaje olisi satoja miljoonia euroja, eivätkä jäsenvaltiot olleet halukkaita täyttämään sitä.
In 2012, the Commission made an internal assessment42 of the impact of the decreasing carbon market price. 
Komissio teki vuonna 2012 sisäisen arvioinnin42 laskevan hiilidioksidin markkinahinnan vaikutuksista.
It noted that it had become very difficult for these projects to take a final investment decision. 
Komissio pani merkille, että lopullisen investointipäätöksen tekeminen oli muodostunut erittäin vaikeaksi näille hankkeille.
It nevertheless maintained EEPR financial support and allowed some work on transport and storage packages in the UK and the Netherlands to continue. 
Komissio kuitenkin säilytti EEPR-rahoitustukensa ja salli joidenkin liikenteeseen ja varastointiin liittyvien töiden jatkamisen Yhdistyneessä kuningaskunnassa ja Alankomaissa.