natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In other words, forward prices do not really represent the balance between demand and offer in the future, but rather what current actors think the balance will be.
Más szavakkal a határidős árak nem képviselik a kereslet és a kínálat közötti jövőbeli egyensúlyt, hanem azt illusztrálják, hogy a jelenlegi szereplők szerint milyen lesz ez az egyensúly.
Aside from fuel price fluctuation, this is one of the reasons why forward prices can fluctuate a lot with time, even for a fixed period in the future.
A fűtőelemek áringadozásai mellett ez az egyik oka annak, hogy a határidős árak miért ingadoznak idővel olyan sokat, még a jövő egy meghatározott időszakát tekintve is.
Thirdly, even if one accepts that reported prices are totally pertinent and reflect faithfully the offer and demand, there is a logical gap between the conclusion that prices do not allow the full repayment of new entrants’ costs and the conclusion that there is overcapacity on the market, and even more so that there is structural overcapacity on the market.
Harmadrészt még ha valaki el is fogadja, hogy a közzétett árak teljesen helytállóak és hűen tükrözik a keresletet és a kínálatot, logikai űr van a között a konklúzió között, hogy az árak nem teszik lehetővé a piacra újonnan belépő szereplők költségeinek teljes fedezését, illetve a között, hogy a piacon túlzott kapacitás van, sőt hogy a piacon szerkezeti többletkapacitás van.
In view of the above, the Commission considers that the observation of prices alone is not a sufficiently reliable indicator to decide whether an electricity market such as NETA is in a situation of structural overcapacity.
A fentiek alapján a Bizottság szerint az árakra vonatkozó észrevétel önmagában nem eléggé megbízható jelzés arra, hogy el lehessen dönteni azt, hogy egy, a NETA-hoz hasonló villamosenergia-piacon szerkezeti többletkapacitás van-e.
The Commission notes however that since the time BE encountered difficulties, winter forward prices have very much increased.
A Bizottság azonban megállapítja, hogy mióta a BE szembesült a nehézségekkel, a téli határidős árak nagyban emelkedtek.
Various price reporting agencies have reported values above GBP 20/MWh for winter baseload prices in the next few years, even reaching figures as high as GBP 27/MWh [60].
Több árfigyelő ügynökség is 20 GBP/MWh feletti értékeket tett közzé a téli alapterhelési árakra az elkövetkező néhány évre, mely értékek akár a 27 GBP/MWh [60] -t is elérték.
The upward trend seems to be continuing and sustainable.
Az emelkedő tendencia folyamatosnak és fenntarthatónak látszik.
New entrant costs estimates range between GBP 20/MWh and GBP 25/MWh [61].
Az új piaci szereplők költségeit 20 GBP/MWh és 25 GBP/MWh [61] közötti összegre becsülik.
Assessment in view of capacity margin
Értékelés a kapacitás tűréshatára alapján
The Commission trusts that the existence of overcapacity is easier to assess by analysing the actual physical figures of installed capacity and peak demand.
A Bizottság álláspontja szerint a túlzott kapacitás meglétét könnyebb a létesítményi kapacitás és a csúcsterhelés alatti keresletek tényleges fizikai számadatainak elemzése révén megbecsülni.
The margin by which installed capacity exceeds average cold spell peak demand [62] is known as the system’s capacity margin.
Az a tűréshatár, mellyel a létesítményi kapacitás meghaladja a hideg időben általában tapasztalt csúcsterhelés alatti keresletet [62], a rendszer kapacitásának tűréshatáraként ismert.
In this framework, to assess whether the market is in structural overcapacity means to assess whether the present and foreseen capacity margin is adequate.
Ebben a keretben annak megbecsüléséhez, hogy a piac szerkezeti többletkapacitást mutat-e, azt kell megbecsülni, hogy a jelenlegi és az előre látható kapacitás-árkülönbözetek helytállóak-e.
It is obvious that setting a definitive quantitative norm for adequate capacity margin is a very difficult task.
Nyilvánvaló, hogy a helytálló kapacitás-árkülönbözet tekintetében határozott mennyiségi normát megállapítani igen nehéz feladat.
The norm would have to depend on a number of parameters that vary from one network to the other.
A norma számos, hálózatonként eltérő paramétertől függ.
It would also depend very much on the level of security of supply to be achieved, which would in turn be linked to less objective notions, like the psychological impact of a given period without electricity in a specific region.
Nagyban függ továbbá attól, hogy az ellátás biztonságának milyen szintjét kell elérni, ami kevésbé tárgyszerű fogalmakhoz is kapcsolódhat, például ahhoz, hogy egy bizonyos régióban adott időszakban milyen pszichológiai hatása lehet az áramkimaradásnak.
Furthermore, even if all physical and psychological parameters were under control, the necessary capacity margin would certainly also depend very much on market structure.
Továbbá, még ha minden fizikai és pszichológiai paraméter ellenőrizhető is, a szükséges kapacitás-árkülönbözet nagyban függ a piac szerkezetétől.
Some experts believe that more liberalised markets need less capacity margin than strongly regulated centralised markets, although most agree that quantifying this effect is not possible at present in view of the lack of historical evidence.
Egyes szakértők szerint a liberalizáltabb piacok kisebb kapacitás-árkülönbözetet igényelnek, mint az erősen szabályozott centralizált piacok, bár a legtöbb egyetért abban, hogy ennek a hatásnak a számszerűsítése jelenleg múltbeli bizonyítékok hiányában nem lehetséges.
Also, comments by third parties provide different views on the capacity margin that should be adequate for Great Britain.
Harmadik felek által tett észrevételek továbbá különböző aspektusokban világítják meg a Nagy-Britanna számára helytálló kapacitás-árkülönbözetet.
Most of the comments which address this issue quote figures from the England and Wales network operator’s (NGTransco) Seven Year Statements.
A legtöbb, ezzel a kérdéssel foglalkozó észrevétel az angol és a walesi hálózat piaci szereplőjének (NGTransco) hétéves beszámolójából származik.
In these statements, NGTransco states that it considers that a 20 % capacity margin should be the nominal benchmark for planning purposes.
Ebben a beszámolóban a NGTransco megállapítja, hogy egy 20 %-os kapacitás-árkülönbözet lehetne a tervezési célok névleges referenciaértéke.
It hints though that smaller capacity margin could be possible for real time management of the system, and refers to a possible 10 % figure for such a use.
Arra céloz továbbá, hogy egy kisebb kapacitás-árkülönbözet a rendszer valós idejű kezelése esetén lehetséges volna, és ilyen használatra egy lehetséges 10 %-os számadatot idéz.
Drax and Greenpeace have suggested that this 10 % figure should be used as the proper reference for adequate capacity margin for the purpose of the assessment of the existence of structural overcapacity.
A Drax és a Greenpeace szerint ezt a 10 %-os számadatot az adekvát kapacitás-árkülönbözet megfelelő referenciájaként lehetne használni a szerkezeti többletkapacitás megléte értékelésének céljából.
Other organisations have preferred to keep the reference to the 20 % figure, including institutes commissioned by Greenpeace to provide reports on the subject [63].
Más szervezetek a 20 %-os számadatot részesítették előnyben, beleértve a Greenpeace által a tárgyban jelentések elkészítésére megbízott intézeteket is [63].
In its own observations, NGTransco made it clear which of the two figures it considered should be used for the purpose of assessing the existence of structural overcapacity, by stating ‘In our role as System Operator for England and Wales, we would consider that any plant margin below the 20 % level can not represent overcapacity within the England and Wales market’.
Saját észrevételeiben a NGTransco egyértelműen megfogalmazta, hogy a két számadat közül melyiket tekinti alkalmasnak arra, hogy a szerkezeti többletkapacitás értékelése céljából használják, megállapítva, hogy „Angliai és walesi rendszerüzemeltetőként az a véleményünk, hogy bármely erőműre vonatkozó 20 %-os szint alatti tűréshatár nem jelenthet az angliai és a walesi piac szempontjából túlzott kapacitást”.
In view of the above, the Commission considers that the 20 % level is a proper benchmark to assess the capacity situation in the England and Wales market.
A fentiek alapján a Bizottság szerint a 20 %-os szint megfelelő benchmark az angliai és a walesi piac kapacitáshelyzetének értékelésére.
Although the Scotland market will soon be joined to the England and Wales market, it is still very much physically segregated from it.
Bár a skóciai piac hamarosan csatlakozik az angol és a walesi piachoz, ez ugyanakkor fizikailag attól igen elszigetelt.
The 2200 MW interconnection between the two regions is too small to allow a completely flexible use to balance each region’s lack or excess of power.
A két régió közötti 2200 MW összeköttetés túl kicsi ahhoz, hogy az egyes régiók energiahiányát vagy –többletét teljesen rugalmas felhasználással ellensúlyozhassa.
As a matter of fact, it is nearly always used for export of energy from Scotland to England and Wales.
Ezt egyébként szinte mindig energiaexportra használják Skóciából Angliába és Walesbe.
Because of this major constraint, the Commission considers that the 20 % benchmark should be increased while considering the global Great Britain figures.
E nagyfokú korlátozó tényező miatt a Bizottság megállapítja, hogy a 20 %-os benchmarkot a globális nagy-britanniai számadatok esetén emelni kell.
The England and Wales market is by far the largest geographical segment of the Great Britain market.
Az angliai és a walesi piac messze a legnagyobb földrajzi szegmense a nagy-britanniai piacnak.
It is also the segment on which most of the economical data are set, since prices in Scotland are set in line with the England and Wales data.
Erre a szegmensre alapul a legtöbb gazdasági adat, mivel a skóciai árakat az angol és a walesi adatokkal összhangban alakítják.
The vast majority of third parties’ comments also concentrate on the England and Wales segment.
A harmadik felek észrevételeinek túlnyomó többsége szintén az angliai és a walesi szegmensre koncentrálódik.
The Commission has therefore begun its analysis of the market with this segment.
A Bizottság ezért ezzel a szegmenssel kezdte piaci elemzését.
Historical experience has proven that the interconnector between the two segments was nearly only used for export from Scotland to England and Wales.
Múltbeli bizonyítékok alapján a két szegmens közötti rendszerösszekötőt szinte kizárólag csak Skóciából Angliába és Walesbe történő export céljára használták.
NGTransco considers this interconnectors’ capacity as a source of power for England and Wales.
A NGTransco ezt a rendszer-összekötési kapacitást Anglia és Wales számára energiaforrásként tekinti.
Conversely, Scottish Power, which is the Scottish operator responsible for the part of Scotland that shares a border with England, considers the interconnection’s capacity to be dedicated to export.
Ezzel szemben a Scottish Power szerint, ami Skóciának azon részéért felelős üzemeltető, melynek Angliával közös határa van, a rendszer-összekötési kapacitást az exportnak szentelik.
In view of the above, and to be consistent with both past experience and the hypothesis put forward by the local operators, the Commission will consider in the rest of this Decision that the England and Wales/Scotland interconnector’s capacity is attributed to England and Wales.
A fentiek alapján és mind a múltbeli tapasztalattal, mind a helyi üzemeltetők által alkotott előfeltevésekkel összhangban a Bizottság e határozat további részében Anglia és Wales/Skócia rendszer-összekötési kapacitását csak Anglia és Wales tekintetében veszi figyelembe.
There is only one network operator for the whole of England and Wales: NGTransco.
Anglia és Wales egészében csak egyetlen hálózatüzemeltető van jelen: az NGTransco.
The Commission has based its analysis of the capacity situation on this segment on NGTransco’s forecast, which are published periodically in the company’s Seven Year Statement.
A Bizottság elemzését a NGTransco előrejelzésének ezen szegmensére alapozta, mely előrejelzést havonta tesznek közzé a vállalat hétéves beszámolójában.
Since the opening of proceedings, NGTransco has revised its forecast for capacity margin in the England and Wales market.
Az eljárás megindítása óta az NGTransco felülvizsgálta az angliai és a walesi piac kapacitás-árkülönbözetére vonatkozó előrejelzéseit.
A new forecast was sent to the Commission with NGTransco’s submission.
A NGTransco új előrejelzést nyújtott be a Bizottságnak.
An even newer version of the same forecast has been published by NGTransco in its 2004 Seven Year Statement [64].
Ugyanezen előrejelzés még újabb változatát tette közzé az NGTransco 2004. évi hétéves beszámolójában [64].
The Commission used this later newer version for the purpose of its analysis.
A Bizottság ezt a későbbi újabb változatot felhasználta elemzése céljaira.
Indeed, this newer version is based on the same fundamental hypothesis, in particular for input data, as that taken in the forecast that was considered as relevant by NGTransco in its submission to the Commission.
Ez az újabb változat ugyanazon az alaphipotézisen alapul, különösen a bemeneti adatok tekintetében, mint az NGTransco által a Bizottságnak benyújtott beadványában relevánsnak tekintett előrejelzés.
It only incorporates more up to date input on market development.
Mindössze naprakészebb adatokat tartalmaz a piacfejlődéssel kapcsolatosan.
This forecast envisages three scenarios.
Ez az előrejelzés három forgatókönyvet állapít meg.
The most optimistic scenario (SYS background) assumes that generation availability will correspond to signed transmission contracts.
A legoptimistább forgatókönyv („SYS-háttér”) szerint a termelés hozzáférhetősége az aláírt átviteli szerződésekkel áll majd összhangban.
The most pessimistic scenario (‘existing or under construction background’) assumes that no plants other than existing ones and plants currently under construction will be available.
A legpesszimistább forgatókönyv („meglevő vagy felszerelés alatti háttér”) feltételezi, hogy a meglevőkön és az aktuálisan felszerelés alatt állókon kívül nem lesznek hozzáférhető erőművek.
The intermediate scenario (‘consents background’) assumes that available plants will be the existing ones, the ones already under construction and the ones for which necessary consents under the Electricity Act and the Energy Act have already been granted.
A köztes forgatókönyv („jóváhagyási háttér”) feltételezi, hogy a hozzáférhető erőművek egyrészt a meglevők, a felszerelés alatt állók, továbbá azok, amelyekre az Electricity Act és az Energy Act értelmében már megadták a jóváhagyást.
The following chart summarises the forecast in the three scenarios.
A következő táblázat összefoglalja a három forgatókönyv szerinti előrejelzést.
2004 NGTransco capacity margin scenarios for England and Wales
A 2004. évi NGTransco-féle forgatókönyvek a kapacitás-árkülönbözettel kapcsolatban Anglia és Wales tekintetében
Note: Capacity margin is over ACS peak demand.
Megjegyzés: a kapacitás-árkülönbözet az ACS csúcsterhelés alatti keresletet meghaladja.
Interconnectors with France and Scotland are assumed to be fully used for import.
A Franciaországgal és Skóciával közös rendszerösszekötőkről feltételezik, hogy kizárólag importra használatosak.
Scenario
Forgatókönyv
SYS background
SYS-Háttér
Consents background
Jóváhagyási háttér
Existing and under construction background
Meglevő és felszerelés alatti háttér
The three scenarios differ principally on the latest years, which is not surprising in view of the fact that their underlying hypotheses make differences mainly in the future.
A három forgatókönyv az utóbbi években mutatott elsősorban különbségeket, ami nem meglepő annak a ténynek a figyelembevételével, hogy a mögöttes előfeltevések elsősorban a jövőre jósoltak különbségeket.
However, these years are not as relevant to assess the existence of structural overcapacity at present on the market.
Ezek az évek azonban kevéssé relevánsak a piac szerkezeti többletkapacitás a meglétének felmérésekor.
In the next three years, the three scenarios foresee a capacity margin between 18,7 and 23,1 %, with an average of around 21,5 %.
Az elkövetkező három évben a három forgatókönyv 18,7 % és 23,1 % közötti kapacitás-árkülönbözetet jósol, kb. 21,5 %-os átlaggal.
This value is slightly above the 20 % benchmark.
Ez az érték alig magasabb a 20 %-os referenciaértéknél.
However, the difference between 21,5 and 20 % of the ACS peak demand is 1,5 % of 57000 MW [65], that is, 855 MW.
Az ACS csúcsterhelés alatti keresletének 21,5 % és 20 %-a az 57000 MW [65] 1,5 %-a, azaz 855 MW.
This value is smaller than any of British Energy’s nuclear plants’ capacity.
Ez az érték kisebb a British Energy atomerőművei bármelyikének kapacitásánál.
As it is furthermore the result of a statistical average, the Commission considers that it cannot be deemed to be statistically significant enough to represent a structural overcapacity.
Mivel ez továbbá egy statisztikai átlagolás eredménye, a Bizottság szerint nem lehet statisztikailag eléggé szignifikánsnak tartani ahhoz, hogy szerkezeti többletkapacitást jelentsen.
In the following years, the difference between the three scenarios grows, which makes it even more difficult to draw meaningful conclusions from them.
A következő években a három forgatókönyv közötti különbség növekszik, ami még inkább megnehezíti azt a feladatot, hogy ésszerű következtetéseket lehessen belőlük levonni.
However, the Commission notes that during these years the average of the three scenarios fluctuates between 17,0 and 22,7 %, with two years at around 20,2 % This seems to indicate that there is an overall tendency for the capacity margin to stay very much around 20 %, including some margin of error.
A Bizottság mindenesetre megállapítja, hogy ezekben az években a három forgatókönyv átlaga 17,0 % és 22,7 % között ingadozik, és két évben is 20,2 % volt. Ez azt jelzi, hogy jelentős tendencia van arra, hogy a kapacitás tűréshatára igen közel maradjon 20 %-hoz, a hibaszázalékot is beleértve.
The Commission concludes from the above that there is no structural overcapacity on the England and Wales electricity market.
A Bizottság a fentiek alapján arra következtet, hogy az angliai és a walesi villamosenergia-piacon nincs szerkezeti többletkapacitás az angliai és a walesi villamosenergia-piacon.
Global Great Britain
Nagy-Britannia általában
In contrast with England and Wales, there are two network operators in Scotland: Scottish and Southern Electricity and Scottish Power.
Ellentétben Angliával és Walesszel két hálózatüzemeltető van jelen Skóciában: a Scottish and Southern Electricity és a Scottish Power.
These two operators publish forecasts for their own regional area.
Ez a két üzemeltető saját regionális területére vonatkozóan tesz közzé előrejelzéseket.
These forecasts are however less detailed than NGTransco’s as to possible scenarios for the future.
Ezek az előrejelzések azonban kevéssé részletesek az NGTranscóéihoz képest, a jövőbeli lehetséges forgatókönyvek tekintetében.
For these reasons, the Commission has concentrated its analysis for Scotland on the present situation, for which there is less need to envisage various scenarios.
Ezen okokból a Bizottság elemzését Skóciára összpontosította a jelen helyzetben, ahol a különféle forgatókönyvek felvázolása nem szükséges.
Since neither of the two Scottish operators has submitted comments to the Commission in the context of these proceedings, the analysis is based on documents available to the public.
Mivel a két skóciai üzemeltető egyike sem nyújtott be észrevételeket a Bizottságnak összefüggésben ezzel az eljárással, az elemzést a nyilvánosan hozzáférhető dokumentumokra alapozták.
For Scottish and Southern Electricity, the Commission used the figures provided in its 2003 Seven-year Statement [66].
A Scottish and Southern Electricity esetében a Bizottság a vállalat 2003. évi hétéves beszámolójában közzétett számadatokat használta [66].
For Scottish Power, the Commission used the figures provided in its April 2003 Transmission Seven-year Statement [67].
A Scottish Power esetében a Bizottság ennek a 2003. évi hétéves átviteli beszámolójában közzétett számadatokat használta [67].
The following chart summarises forecast peak demand and installed capacity in the various geographical regions for 2004/2005.
Az alábbi táblázat összefoglalja az előrejelzett csúcsterhelés alatti keresletet és a létesítményi kapacitást a különféle földrajzi területeken 2004/2005 tekintetében.
Great Britain Capacity and demand forecasts for 2004/2005.
Nagy-Britannia kapacitás- és kereslet-előrejelzései 2004/2005 tekintetében.
All figures are in MW
Minden számadat MW-ban értendő
Capacity connected to Scottish Power’s network
A Scottish Power hálózatához kapcsolódó kapacitás
Capacity connected to Scottish and Southern Electricity’s network
A Scottish and Southern Electricity hálózatához kapcsolódó kapacitás
Capacity connected to NGTransco’s network, excluding interconnectors
Az NGTransco hálózatához kapcsolódó kapacitás, a rendszerösszekötők kivételével
Ireland/Scotland interconnector capacity
Írország/Skócia rendszer-összekötési kapacitása
France/England interconnector capacity
Franciaország/Anglia rendszer-összekötési kapacitása
Available capacity in Great Britain
Hozzáférhető kapacitás Nagy-Britanniában
Maximum demand in Scottish Power’s zone
Maximális kereslet a Scottish Power zónájában
Maximum demand in Scottish and Southern Electricity’s zone
Maximális kereslet a Scottish and Southern Electricity zónájában
ACS peak demand in NGTransco’s zone
ACS csúcsterhelés alatti kereslet az NGTransco zónájában
Aggregate peak demand [68]
Összesített csúcsterhelés alatti kereslet [68]
Capacity margin for Great Britain is therefore about 23,6 % [69].
Nagy-Britannia kapacitás-árkülönbözete tehát kb. 23,6 % [69].
This figure is higher than the 20 % benchmark referred to in recital (400), but as was noted, the 20 % benchmark that applies to a flexible network such as the one in England and Wales has to be increased to accommodate constraints in networks with bottlenecks.
Ez a szám nagyobb a (400) bekezdésben hivatkozott 20 % referenciaértéknél, de mint az megállapításra került, az angliai és a walesi hálózathoz hasonló rugalmas hálózatra alkalmazandó 20 % referenciaértéket a szűk keresztmetszettel rendelkező hálózatok korlátozó tényezőihez történő igazítás céljából emelni kell.
Furthermore, these figures are computed on the hypothesis that both interconnectors with Northern Ireland and France are available at full capacity for imports, which is not always granted.
Ezenkívül ezeket a számokat olyan előfeltevés alapján számították ki, hogy mind az Észak-Írországgal, mind a Franciaországgal közös rendszerösszekötők teljes kapacitása az importra irányul, ami nem mindig helytálló.
Should these interconnectors be used for export at the time of ACS peak demand, their capacity should be netted of the available capacity, and at the same time added to the power demand, which would decrease the capacity margin to 15,5 %.
Amennyiben ezeket a rendszerösszekötőket az ACS csúcsterhelés alatti kereslet során exportra használják, kapacitásukat az elérhető kapacitásból nettósítani kell, és ugyanakkor hozzá kell adni az energia iránti kereslethez, ami a kapacitási tűréshatárt 15,5 %-ra csökkentheti.
In view of the above, the Commission considers that there is no statistically significant structural overcapacity on the Great Britain market.
A fentiek alapján a Bizottság szerint a nagy-britanniai piacon nincs statisztikailag szignifikáns szerkezeti többletkapacitás.
In view of the above, the Commission judges that there is no structural overcapacity on the relevant market.
A fentiek alapján a Bizottság úgy ítéli meg, hogy az érintett piacon nincs szerkezeti többletkapacitás.
Compensatory measures in the form of irreversible reduction of production capacity are therefore not mandatory.
A termelési kapacitás visszafordíthatatlan csökkentésének formáját öltő kompenzációs intézkedések megtétele tehát nem kötelező.
Impact of the aid on competition on the relevant market
A támogatásnak az érintett piacon zajló versenyre tett hatása