natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Due to project withdrawals, delays and lower than expected project outputs, NER300 is not on track to achieve the intended impact across a broad range of renewable energy technologies and enable their first commercial demonstration. 
A projektek visszavonása, késedelme és a várnál alacsonyabb teljesítménye miatt a NER300 nem halad jó úton afelé, hogy a megújulóenergia-technológiák széles körében elérje a kívánt hatást, és lehetővé tegye azok első kereskedelmi demonstrációját.
EEPR and NER300 projects were affected by adverse investment conditions Low carbon energy demonstration projects carry high technological and financial risk and thus face many challenges on their way to reaching market deployment. 
Az EEGP-és a NER300-projekteket a kedvezőtlen beruházási feltételek is hátrányosan érintették Az alacsony szén-dioxid-kibocsátású energetikai demonstrációs projektek nagy technológiai és pénzügyi kockázattal járnak, és ezért a piaci bevezetés felé tartva sokféle kihívással kell szembenézniük.
Wider economic and regulatory issues affect their access to finance. 
A finanszírozáshoz való hozzáférésüket tágabb gazdasági és szabályozási kérdések is befolyásolhatják.
In this section, we explore how such factors have affected the performance of EEPR and NER300. 
E részben azt vizsgáljuk, hogy e tényezők hogyan érintették az EEGP és a NER300 teljesítményét.
We surveyed the Energy Technology Innovation Platforms associated to the SET-plan architecture and two other organisations (see paragraph 18) to determine the main barriers to finding finance for commercial demonstration projects in the EU. 
Felmérést végeztünk a SET-terv architektúrájához kapcsolódó energiatechnológiai innovációs platformoknál és két másik szervezetnél (lásd: 18. bekezdés), hogy megállapítsuk, milyen főbb akadályokat kell leküzdeni, amikor az Unióban kereskedelmi demonstrációs projektekhez próbálnak finanszírozást találni.
The results presented in Figure 8 show consensus among the stakeholders consulted regarding the relevance of a number of key barriers. 26 
A 8. ábrán ismertetett eredmények szerint több fő akadály relevanciáját illetően konszenzus van a megkérdezett érdekelt felek körében. 30
Figure 8 – Survey results on barriers for financing demonstration projects Source: ECA. 
A demonstrációs projektek finanszírozását akadályozó tényezőkről folytatott felmérés eredményei Forrás: Európai Számvevőszék.
When programmes like EEPR and NER300 were conceived in 2008, oil, coal, gas and wholesale electricity prices were at very high historical levels. 
Amikor 2008-ban kigondolták az EEGP-hez és a NER300-hoz hasonló programokat, az olaj-, a szén-a gáz-és a nagykereskedelmi villamosenergia-árak a korábbiakhoz képest nagyon magas szinten álltak.
They all sharply decreased going into 2009, just before the launch of the programmes. 
2008 és 2009 fordulóján azonban, közvetlenül a programok elindítása előtt az összes ár meredeken esett.
While oil prices recovered until another drop in 2014, these factors are important drivers for investment in low carbon technologies. 
Jóllehet az olajárak a 2014-es újabb zuhanásig újra helyreálltak, e tényezők a karbonszegény technológiákra irányuló befektetések fontos motorjai.
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. 
A fosszilis tüzelőanyagok árának csökkenése és ingadozása miatt az ezeken alapuló energiaforrásokhoz képest gyengült az új karbonszegény technológiákra irányuló befektetések vonzereje.
27 Which factors keep low carbon energy demonstration projects from reaching final investment decision? 
31 Mely tényezők akadályozzák meg, hogy a karbonszegény energetikai projektek eljussanak a végleges beruházási döntésig?
Agree Neither agree nor disagree Disagree Do not know how to answer EXTERNAL: Policy/Regulatory uncertainty at MS level Difficulty with permits at MS level Low carbon prices to effectively internalise external costs Fossil fuel subsidies Low electricity wholesale prices Policy/Regulatory uncertainty at EU level Low fossil fuel prices Regulatory barriers for banks / costs of finance INTERNAL: High capital expenses/initial costs Difficulty to establish Internal Return Rate (IRR)/Demonstrate bankability for innovation High technology risks 100 57 57 29 29 71 71 29 29 86 86 86 14 14 14 14 14 14 86 100 100 Note: Results are shown in percentages. 
Egyetértek Nem értek egyet és nem is cáfolom Nem értek egyet Nem tudok választ adni KÜLSŐ: Szakpolitikai/szabályozási bizonytalanság tagállami szinten Az engedélyekkel kapcsolatos tagállami szintű nehézségek 86 100 A szén-dioxid-árak alacsonyak ahhoz, hogy eredményesen lehessen internalizálni a külső kö l t sé g e ke t 14 14 14 29 29 86 A fosszilis tüzelőanyagok számára nyújtott támogatások 86 A villamos energia alacsony nagykereskedelmi árai 71 Szakpolitikai/szabályozási bizonytalanság uniós szinten 71 A fosszilis tüzelőanyagok alacsony árai 57 A bankok előtt álló szabályozási akadályok / a finanszírozás költségei 57 BELSŐ: Nagy tőkeköltségek/kezdeti költségek Az innovációra vonatkozó belső megtérülési ráta (IRR) megállapításával/a bankképesség demonstrálásával kapcsolatos nehézség 29 29 14 14 Nagy technológiai kockázatok 86 Megjegyzés: Az eredményeket százalékosan 100 100 14
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. 
A demonstrációs projektek befektetési légkörét a szabályozási keretek és szakpolitikák bizonytalansága is hátrányosan érintette Tekintettel arra, hogy nagy kockázatú demonstrációs projekteket nehéz finanszírozni, az ETS-irányelv és a NER300-határozat a potenciális projektek tekintetében azt az elvárást keltette, hogy a tagállamok nemzeti közfinanszírozással hozzá fognak járulni a NER300 keretében kiválasztott projektekhez.
The Commission asked Member States to confirm this for the projects selected before granting NER300 funds to them. 
A Bizottság arra kérte a tagállamokat, hogy a kiválasztott projekteket illetően erősítsék meg e hozzájárulásukat, mielőtt azok NER300-forrásokat kapnának.
Member State support could consist of capital grants towards the development and construction of infrastructure. 
A tagállami támogatás jelenthetett az infrastruktúra fejlesztésére és kiépítésére szolgáló tőketámogatást.
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. 
Megvalósulhatott azonban további előnyök formájában is, így például az újonnan épített létesítmények működését támogató átvételi árak (lásd: 4. háttérmagyarázat) vagy felárak formájában.
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. 
A NER300 szabályai azt is lehetővé tették a tagállamok számára, hogy garanciát bocsássanak ki, és így az EBB már azt megelőzően felszabadítsa az odaítélt források egy részét a projektek számára, hogy azok megkezdenék a működésüket.
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. 
Ellenőrzésünk időpontjában megállapítottuk, hogy mindössze négy tagállam négy projektje élt ténylegesen e garancia lehetőségével, és részesült az EBB-től előzetes kifizetésben.
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. 
4. háttérmagyarázat. Átvételi árak és felárak a megújuló energia számára Az átvételi ár olyan támogatási rendszer, amelynek keretében rögzített villamosenergia-árakat fizetnek ki a megújulóenergia-termelőknek az előállított és a villamosenergia-hálózatba betáplált villamos energia minden egysége után.
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). 
Az átvételi árak kifizetését bizonyos időtartamra garantálják, amely gyakran az adott megújulóenergia-projekt gazdasági élettartamához (rendszerint 10–25 év) kapcsolódik.
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. 
Az átvételi felár olyan támogatási program, amelynek keretében a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energiát jellemzően a villamosenergia-piacon értékesítik, és a termelők az általuk előállított villamos energia piaci árán túlmenő felárat kapnak.
The premium can either be fixed (i.e. at a constant level independent of market prices) or sliding (i.e. with variable levels depending on the evolution of market prices)35. 
Az átvételi felár lehet rögzített (azaz a 32 33 piaci áraktól független, állandó mértékű felár) vagy mozgó (azaz a piaci árak alakulásától függően változó mértékű) felár35.
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. 
2012-ben, az első odaítélési határozat előtt az EBB tájékoztatta a Bizottságot, hogy a benyújtott finanszírozási tervek életképessége erőteljesen függ attól a támogatástól, amelyet a tagállamok nyújthatnak átvételi árak, támogatások vagy más mechanizmusok formájában.
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. 
Az EBB megállapította, hogy a tagállamok a projektértékelési folyamat lezárásakor a legtöbb esetben még nem határozták meg világosan vagy nem fogadták el e támogatási mechanizmusokat.
From 201436, the Commission required Member States to use competitive bidding procedures for determining the support levels paid to renewable energy promoters. 
A Bizottság 2014-től36 előírta a tagállamoknak, hogy a megújuló energiával foglalkozó projektgazdáknak fizetett támogatás mértékének megállapítása során alkalmazzanak versenytárgyalásos pályázati eljárást.
Before, Member States often used fixed feed-in-tariffs agreed with energy suppliers for long periods (e.g. 25 years). 
Ezt megelőzően a tagállamok gyakran alkalmaztak az energiaszolgáltatókkal hosszú időszakra (pl. 25 évre) kötött megállapodáson alapuló rögzített átvételi árakat.
From 2017, competitive auctioning procedures should be the only subsidy model for operational support. 
2017-től a működési támogatás egyedüli modelljeként a kompetitív árverések lesznek alkalmazhatóak.
The new approach for providing such support to renewable energies would not have prevented Member States from continuing to support innovative demonstration projects. 
A megújuló energiák ilyen támogatásának új megközelítése nem akadályozta volna a tagállamokat abban, hogy továbbra is támogassák az innovatív demonstrációs projekteket.
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. 
A Bizottság iránymutatásai értelmében az energiát magasabb egységköltséggel előállító új technológiák esetében lehetséges volt a pályázati eljárástól való eltérést kérelmezni.
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. They therefore faced uncertainty about the availability of future operational support. 
Míg a nemzeti működés-támogatási rendszerek Unió-szerte megváltoztak, az átvételi árak korában megtervezett NER300-projektek még mindig 35 5/2018. sz. különjelentés – „A megújuló energia a fenntartható vidékfejlesztés szolgálatában: jelentős potenciális szinergiák, amelyek azonban nagyrészt kiaknázatlanok”.
Box 5 provides an example of a project that ultimately withdrew because of changes in the regulatory and financial support environment. 
Az 5. háttérmagyarázat egy olyan projektre mutat be példát, amelyet végül a szabályozási és pénzügyi támogatási környezet változása miatt visszavontak.
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. 
34 5. háttérmagyarázat. Példa olyan NER300 projektre, amelynek nem sikerült eljutnia a végleges beruházási döntésig Egy egyesült királyságbeli óceánenergia-projekt a NER300-finanszírozásra való pályázásának időpontjában érvényben lévő nemzeti támogatási mechanizmushoz való hozzáférésre alapozott.
At that time in 2012, the Member State had a support mechanism in place that would have provided funding for this ocean energy project. 
A tagállam ekkor, 2012-ben olyan támogatási mechanizmust alkalmazott, amely biztosított volna finanszírozást ennek az óceánenergia-projektnek.
The Member State had confirmed the Commission’s NER300 award proposal on that basis. 
A tagállam ilyen alapon adta megerősítését a Bizottság NER300 odaítélési javaslatához.
30 Yet the Member State’s energy policy changed during the lifetime of the NER300 scheme. 
A tagállam energiapolitikája azonban a NER300 program időtartama alatt megváltozott.
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. 
2016-ban a projekt jelentette, hogy az új kompetitív árveréses rendszer keretében nem sikerült bevételtámogatást szereznie, mert a tagállam e rendszerben megszüntette az óceáni ágazat számára való elkülönítést.
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. 
Az így beállt finanszírozási hiány fedezésére szolgáló más finanszírozási források hiányában a projekt nem tudta 2016. december 31-ig elérni a végeleges beruházási döntést, és a projektet visszavonták.
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. 
6. háttérmagyarázat. Az EEGP CLT-projektjei és a szabályozási bizonytalanság A németországi EEGP-projekt korán megkezdte a munkálatokat, miután már sikeresen működésbe helyezett egy kísérleti üzemet és a kapcsolódó szárazföldi tároló létesítményt.
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. 
Annak ellenére, hogy a tagállam kezdetben elkötelezett volt e technológia és projekt mellett, a CLT-irányelv átültetésének késedelmei és a nemzeti CLT-jogszabály végső kialakítása miatt a projektszponzor úgy döntött, hogy a projekt nem életképes.
It thus cancelled the project in 2013 while the Commission had already paid out 15 million euro. 
Ezért 2013-ban törölte a projektet, miközben a Bizottság már kifizetett 15 millió eurót.
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. 
35 Az egyesült királyságbeli EEGP-projekt ajánlatot nyújtott be az ország második CLT-pályázatán (2012– 2015)37: e nemzeti program célja két, a teljes láncot felölelő CLT-demonstrációs projekt támogatása volt.
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. 
A kormány 2012 októberében annak ellenére sem választotta ki támogatásra e projektet, hogy 2009-ben jóváhagyta az EEGP céljából előválogatott projektek eredeti listáján való szerepeltetését.
The project then also failed to get a NER300 grant in 2012. 
A projektnek ezután 2012-ben a NER300 keretében sem sikerült támogatáshoz jutnia.
However, the Commission paid a total of €120 million to this project since 2009 under EEPR. 
A Bizottság azonban 2009-től kezdődően összesen 120 millió eurót fizetett ki e projektnek az EEGP keretében.
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. 
Az, hogy a projekt más forrásokból nem jutott hozzá a várt köztámogatáshoz, és hogy a tagállam és a Bizottság között hosszadalmas megbeszélések folytak arról, hogyan lehetne a projektet későbbi szakaszban más mechanizmusokkal támogatni, kétségessé tette a projekt életképességét és a kifizetett uniós források révén elért értéket.
These ought to be aligned with international climate agreements and long-term emission reduction 37 See ‘Carbon capture and storage: the second competition for government support’, Report by the Comptroller and Auditor General, National Audit Office, 20 January 2017. 
37 Lásd: Carbon capture and storage: the second competition for government support (Szén-dioxid-leválasztás és -tárolás: a kormányzati támogatásra kiírt második pályázat), az Egyesült Királyság Nemzeti Számvevőszéke elnökének jelentése, 2017. január 20.
The programme would spend 100 million pound to fund 75 % of two bidders’ design and engineering costs (FEED studies). 
A program keretében 100 millió fontot költenének el a két ajánlattevő tervezési és mérnöki költségei (FEED-tanulmányok) 75%-ának a fedezésére.
Up to 900 million pound would be available towards capital support for the two projects. 
A két projekt tőketámogatására legfeljebb 900 millió font állna rendelkezésre.
Eight projects had made bids, while some had also applied for NER300 grants. 
Nyolc projekt tett ajánlatot, míg egyes projektek NER300-támogatást is kérelmeztek.
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. 
36 Egy friss tanulmány38 szerint 2017-ben a huszonnyolc tagállamból csak tizenhárom rendelkezett olyan stratégiával, amely a projekt által kidolgozott kritériumok szerint dekarbonizációs fejlesztési stratégiának minősíthető.
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. 
A tanulmány szerint a benyújtott stratégiák minősége meglehetősen eltérő, és az e dokumentumokban foglalt stratégiák és szakpolitikák nem mindegyikét foglalták jogszabályba.
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. 
Az energiaunióról szóló, 2016. novemberi rendeletjavaslat előírja a tagállamoknak, hogy a 2021-től 2030-ig tartó időszakra, majd gördülő jelleggel a későbbi évtizedekre készítsenek nemzeti energia-és éghajlat-politikai terveket.
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. 
A tagállamoknak ezenfelül 2020 januárjáig, majd tízévente el kell készíteniük és jelenteniük kell a Bizottságnak az 50 éves kitekintéssel rendelkező hosszú távú kibocsátáscsökkentési stratégiáikat.
32 challenges, a key factor keeping them from doing so was the lower than expected carbon market price under EU ETS. 
Sok egyéb jelentős kihívás mellett az ezt megakadályozó egyik fő tényezőt az uniós kibocsátáskereskedelmi rendszer vártnál alacsonyabb szén-dioxid-piaci árai jelentették.
Figure 9 shows the evolution. 
9. ábra.
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). 
Az Unió ETS kibocsátási egységek múltbeli ára (tonna CO2-kibocsátás/euró) 2008 és 2017 között39 37 Forrás: Európai Számvevőszék, hét EUA határidős tőzsdei szerződés havi átlaga alapján (Quandl).
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. 
Megállapításunk szerint amikor a CLT-projektek 2009-ben EEGP-támogatásért folyamodtak, pénzügyi terveikben azzal számoltak, hogy magas és emelkedő szén-dioxid-árakra támaszkodhatnak.
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. 
A később támogatásban részesülő hat projektgazda által 2009-ben benyújtott EEGP-támogatási kérelmek áttekintéséből kiviláglik, hogy e projektgazdák 20 és 40 euró közötti tonnánkénti CO2-árral számoltak az építési és a demonstrációs szakasz idejére.
One project showed how the viability of its financial plan also depended on electricity prices. 
Egy projekt bemutatta, hogy pénzügyi tervének életképessége hogyan függött a villamosenergia-áraktól is.
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. 
A projekt becslése szerint valójában csak egy 65 és 90 euró/tonna CO2 közötti szén-dioxid-ár tenné lehetővé, hogy a CLT-demonstrációs projekt veszteség nélkül működjön.
39 From mid-2017, the EU ETS carbon market price started to increase, peaking at 16 euro per tonne of CO2 in May. 
39 2017 közepétől az Unió ETS szén-dioxid-piaci árai növekedésnek indultak, és májusban 16 euró/CO2tonna árnál érték el csúcsukat.
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. 
E projektek pénzügyi terveikben gyakran arra számítottak, hogy a jövőben jelentős finanszírozásban részesülnek majd a NER300-ból, annak ellenére, hogy akkoriban (2009-ben) a NER300 végleges kialakítása még nem volt ismert.
Box 8 describes how the carbon market price also determined the maximum size of NER300 grants40. 
A 8. háttérmagyarázat ismerteti, hogy a szén-dioxid-piaci ár hogyan határozta meg a NER300-támogatások maximális összegét is40.
The Commission accepted these highly uncertain financial plans, signed the grant agreements and paid 43 % of the awarded funds under the EEPR. 
A Bizottság elfogadta ezeket a rendkívül bizonytalan pénzügyi terveket, aláírta a támogatási megállapodást, és az EEGP keretében kifizette az odaítélt források 43%-át.
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. 
Az ETS kibocsátási egységek értékének esése miatt a NER300-támogatások összege is csökkent A tagállami megerősítő levelek és az EBB átvilágítási jelentései alapján nyolc CLT-energiaágazati projekt esetében kiszámítottuk, hogy a hozzájuk tartozó CLT-infrastruktúra NER300 keretében felmerülő bevezetési és működési költségei41 átlagosan 1,4 milliárd eurót tettek ki.