natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In 2017, heating and cooling provided a total of 102 Mtoe25, while renewable electricity provided 86.7 Mtoe, and the transport sector 23.7 Mtoe. 
2017-ben a fűtés-és hűtéságazatban összesen 102 millió tonna olajegyenérték (Mtoe)25, míg a villamosenergia esetében 86,7 millió tonna olajegyenérték, a közlekedési ágazat esetében pedig 23,7 millió tonna olajegyenérték származott megújuló energiaforrásokból.
26 The 2020 electricity targets of the four Member States we examined, as set out in their respective NREAPs, are: 38.6 % in Germany, 39.8 % in Greece, 39 % in Spain and 19.1 % in Poland. 
23 következők: Németországban 38,6%, Görögországban 39,8%, Spanyolországban 39%, Lengyelországban pedig 19,1%.
Between 2010 and 2017, Germany and Spain remain above their respective national trajectories for renewable electricity. 
2010 és 2017 között Németország és Spanyolország túlteljesítette a megújuló energiaforrásokból származó villamos energiára vonatkozó nemzeti ütemtervét.
Poland was below target in some years and Greece fell short in all years: at the end of 2017, it was 7 percentage points below target. 
Lengyelország egyes években elmaradt a célkitűzéstől, Görögország pedig valamennyi évben alulteljesített: 2017 végére 7%-os lemaradásban volt a kitűzött célhoz képest.
Whereas, in Greece the lower than expected increase in the electricity share was compensated for by an increase in the heating and cooling share, the opposite is true for Germany and Spain, where renewable electricity compensates for heating and cooling. 
Míg Görögország esetében a villamosenergia-ágazaton belüli, vártnál kisebb mértékű növekedést kompenzálta a hűtés és fűtés ágazatán belüli részarány emelkedése, Németország és Spanyolország esetében ennek pont az ellenkezője történik, náluk ugyanis a villamosenergia-ágazat kompenzálja a hűtés és fűtés ágazat kisebb mértékű növekedését.
An annual breakdown for these Member States is provided in Tables B and C in Annex V. 25 ‘Millions of tonnes of oil equivalent (Mtoe)’: the amount of energy released by burning one million tonnes of crude oil. 
A tagállamokra vonatkozó, évekre lebontott adatok az V. melléklet B. és C. táblázatában találhatók meg.
19 RED I increased the deployment of renewables, but reporting is insufficiently timely to take corrective action 27 RED I helped to increase the deployment of renewables, by setting an overall national target and a minimum indicative trajectory for each Member State, obliging them to define trajectories and implement measures for the three sectors contributing to the target. 
A RED I. irányelv fokozta a megújuló energia elterjedését, a beszámolás azonban nem történik kellő időben ahhoz, hogy korrekciós intézkedéseket lehessen hozni 27 A RED I. irányelv – azáltal, hogy minden egyes tagállam vonatkozásában meghatározott egy összesített nemzeti célkitűzést és egy minimális indikatív ütemtervet, kötelezve a tagállamokat arra, hogy ütemterveket határozzanak meg és intézkedéseket hajtsanak végre a három ágazatban, hozzájárulva a cél eléréséhez – segítette a megújuló energia elterjedését.
The national trajectories and targets have provided a useful long-term perspective for investment planning. 
A nemzeti ütemtervek és célkitűzések hasznos hosszú távú perspektívát kínáltak a beruházások tervezéséhez.
The national trajectories are also a point of reference for the Commission for reporting and monitoring. 
A nemzeti ütemtervek emellett hivatkozási pontként szolgálnak a Bizottság számára a beszámolás és a nyomon követés vonatkozásában.
28 The legal framework should ensure that Member States provide up-to-date information so that the Commission can identify whether or not they need to take corrective action. 
28 A jogi keretnek biztosítania kellene, hogy a tagállamok naprakész információkat szolgáltassanak, és ezáltal a Bizottság meg tudja határozni, hogy szükség van-e korrekciós intézkedések megtételére.
The regulation on energy statistics26 stipulates that all energy data is to be reported to Eurostat once a year, and no later than 11 months after the year end27. 
Az energiastatisztikáról szóló rendelet26 kimondja, hogy minden energiaadatot évente, legkésőbb az év végét követő 11 hónapon belül közölni kell az Eurostattal27.
The regulation provides Eurostat with two months to interact with Member States and validate these data; and the directorate-general for Energy (DG ENER) then takes a further two months to produce its biennial report on renewable energy policy developments, which is a stipulation of RED I. If the report indicates that a Member State is not meeting its indicative trajectory set in the directive, DG ENER can require the Member State to submit an amended NREAP and set up remedial actions to regain the trajectory. 
A rendelet értelmében az Eurostatnak két hónap áll rendelkezésére, hogy kommunikáljon a tagállamokkal és jóváhagyja az adatokat; ezt követően az Energiaügyi Főigazgatóság (DG ENER) további két hónapon belül tudja elkészíteni kétéves jelentését a megújuló energiával kapcsolatos szakpolitikai fejleményekről, amit a RED I. irányelv ír elő. Amennyiben a jelentés azt 26 Az Európai Parlament és a Tanács 1099/2008/EK rendelete (2008. október 22.) az energiastatisztikáról (HL L 304., 2008.11.14., 1. o.).
29 So far, DG ENER has published four of these progress reports: in 2013, 2015, 2017 and 201928. 
29 Az Energiaügyi Főigazgatóság eddig négy ilyen eredményjelentést tett közzé: 2013-ban, 2015-ben, 2017-ben és 2019-ben28.
The last report, published in April 2019, covers the situation in 2015-2017. 
A legutóbbi, 2019 áprilisában közzétett jelentés a 2015 és 2017 közötti helyzettel foglalkozik.
Ultimately, it will only be clear in the spring of 2022 whether or not Member States have achieved their overall 2020 targets. 
Végül csak 2022 tavaszán fog kiderülni, hogy a tagállamok megvalósították-e átfogó 2020-as célkitűzéseiket.
Since reporting is based on data that is two years old, this does not allow the Commission and policy-makers to take timely corrective action when and where it is most needed. 
Mivel a beszámolás kétéves adatokon alapul, a Bizottság és a politikai döntéshozók nem tudnak időben korrekciós intézkedéseket hozni, amikor és ahol arra a leginkább szükség lenne.
30 In addition, RED I restricts the Commission’s mandate to monitoring each Member State’s achievement of its two-yearly indicative trajectory. 
30 Emellett a RED I. irányelv csak arra hatalmazza fel a Bizottságot, hogy nyomon kövesse, megvalósítják-e az egyes tagállamok a kétéves indikatív ütemtervüket.
It does not require the Commission to monitor the Member States’ achievement of their NREAPs overall or sectoral targets. 
Nem írja elő a Bizottság számára annak nyomon követését, hogy teljesítik-e a tagállamok a megújuló energiára vonatkozó nemzeti cselekvési terveik átfogó vagy ágazati céljait.
So far, the Commission was only once required to ask for corrective action when the Netherlands did not meet its 2015-2016 indicative trajectory target. 
Mindeddig a Bizottságnak csak egyszer kellett korrekciós intézkedést kérnie, amikor Hollandia nem teljesítette a 2015–2016-os indikatív ütemterve szerinti célt.
20 However, the Netherlands did not submit an amended NREAP, which was the corrective action required. 
Hollandia azonban nem nyújtott be módosított nemzeti cselekvési tervet a megújuló energiára vonatkozóan, ami az előírt korrekciós intézkedés lett volna.
Member States visited incentivised investment in wind and solar PV installations, but reducing support schemes slowed deployment 31 We examined whether the national support schemes in the four Member States visited had effectively contributed to the development of projects in wind and solar PV power, and whether there was cooperation among Member States. 
A felkeresett tagállamok ösztönözték a szélerőművekbe és a fotovoltaikus létesítményekbe történő beruházást, de a támogatási összegek csökkentése lassította az elterjedést 31 Megvizsgáltuk, hogy a négy felkeresett tagállamban alkalmazott nemzeti támogatási rendszerek eredményesen hozzájárultak-e a szélenergiára és a fotovoltaikus napenergiára irányuló projektek fejlesztéséhez, és volt-e együttműködés a tagállamok között.
We also examined who bears the costs of support to renewables and how subsequent reductions in the level of support, especially for solar PV investments, have influenced the deployment of new projects. 
Azt is megvizsgáltuk, hogy ki viseli a megújuló energiaforrások támogatásának költségeit, és miként befolyásolták a támogatási szintek későbbi – különösen a fotovoltaikus napenergiára irányuló beruházásokat érintő – csökkentései az új projektek végrehajtását.
In addition, we assessed whether auctions (which is the main tool for allocating new capacity since 2017, see paragraph 11) and citizen participation (either as ‘prosumers’29 or organised in ‘energy communities’30) could be a way forward to address the slow growth in the wind and solar PV sectors. 
Ezenkívül értékeltük, hogy kiutat jelenthetnek-e az aukciók (amelyek 2017 óta az új kapacitás kiosztásának elsődleges eszközét jelentik, 28 https://ec.europa.eu/commission/publications/4th-state-energy-union_en. 25
The four Member States examined incentivised investment in wind and solar PV power, though they made little use of cooperation mechanisms 32 RED I called on Member States to develop support schemes based on incentives for private sector investors to boost the new ‘green economy’. 
A négy vizsgált tagállam ösztönözte a szélenergiába és a fotovoltaikus napenergiába történő beruházást, de kevéssé alkalmaztak együttműködési mechanizmusokat 32 A RED I. irányelv felhívta a tagállamokat, hogy dolgozzanak ki ösztönzőkön alapuló támogatási rendszereket a magánszektorbeli beruházók számára az új „zöld gazdaság” fellendítése érdekében.
It also required them to incorporate the concept of ‘priority access’ of renewable electricity into national law, and suggested that they make use of cooperation mechanisms to create synergies with other energy markets. 
Az irányelv azt is előírta számukra, hogy foglalják bele a nemzeti jogba a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia számára biztosított „elsőbbségi hozzáférés” koncepcióját, és javasolta, hogy a tagállamok éljenek együttműködési mechanizmusokkal, szinergiát teremtve ezáltal más energiapiacokkal.
33 All four of the Member States we examined had set up support schemes. 
33 Mind a négy általunk vizsgált tagállam rendelkezett támogatási rendszerekkel.
Until the Commission made auctions compulsory for large scale installations (see paragraph 11 and footnotes 16 and 17), Germany and Spain were using FITs and FIPs and Greece almost exclusively FITs, all three through calls of interest. 
Amíg a Bizottság a nagyméretű létesítmények esetében kötelezővé nem tette az aukciókat (lásd: 11. bekezdés és 16. és 17. lábjegyzet), Németország és Spanyolország átvételi árakat és átvételi prémiumokat, Görögország pedig szinte kizárólag átvételi árakat alkalmazott, mindegyik esetben pályázati felhívásokon keresztül.
Poland used the system of tradable certificates. 
Lengyelország a forgalmazható igazolások rendszerét alkalmazta.
Annex VI presents timelines for each Member State showing the take-up of support schemes and the evolution of wind and solar PV capacity from 1999 to 2017. 
A VI. melléklet bemutatja az egyes tagállamok időbeni előrehaladását, feltüntetve a támogatási rendszerek igénybevételét, valamint a szélenergia és a fotovoltaikus napenergia kapacitásának alakulását 1999-től 2017-ig.
29 Owners of renewable micro-installations who produce and consume electricity to meet some or all of their own needs, with the option of feeding excess electricity into the grid. 
Megújuló energiaforráson alapuló mikrolétesítmények tulajdonosai, akik villamos energiát termelnek és fogyasztanak saját szükségleteik egészének vagy egy részének fedezésére, aminek során a felesleges villamos energiát betáplálhatják a hálózatba.
30 Groupings set up by owners of renewable installations to sell and manage the energy produced by those installations. 21 
Megújuló energiaforráson alapuló létesítmények tulajdonosai által az e létesítmények által termelt energia értékesítése és kezelése céljából létrehozott csoportosulások. 26
35 Deployment followed rapidly once a Member State had introduced provisions on support for renewables into national law. 
35 Mihelyt valamely tagállam rendelkezéseket vezetett be a nemzeti jogba a megújuló energiaforrások támogatására vonatkozóan, gyors felfutás következett.
Since the schemes began, the share of wind power in total electricity generation has shown a constant and fairly linear increase, with the exception of Spain, where wind capacity has stagnated since 2014 (see Figure 4). 
A rendszerek elindulása óta a szélenergia teljes villamosenergia-termelésen belüli részaránya állandó és viszonylag lineáris növekedést mutatott, Spanyolország kivételével, ahol a szélenergia-kapacitás 2014 óta stagnál (lásd: 4. ábra).
The share for solar increased rapidly in Germany, Greece, and Spain from around 2008-2010, before stagnating in Greece and Spain after 2013, because of the measures taken to combat the initial high support. 
A napenergia részaránya Németországban, Görögországban és Spanyolországban 2008–2010-től kezdve gyorsan nőtt, majd Görögországban és Spanyolországban 2013 után – a kezdeti magas támogatás ellenében hozott intézkedések miatt – stagnált.
In Poland, solar energy has contributed next to nothing to the generation of electricity, as Poland did not set ambitious targets for solar PV (see Table E in Annex V). 
Lengyelországban a napenergia szinte egyáltalán nem járult hozzá a villamosenergia-termeléshez, mivel Lengyelország nem tűzött ki ambiciózus célokat a fotovoltaikus napenergia tekintetében (lásd: az V. melléklet E. táblázata).
Figure 4 – Share of wind and solar in total electricity generation in the four Member States and the EU-28, 2005-2017 22 20 % 18 % 16 % 14 % 12 % 10 % 8% 6% 4% 2% 0% Germany Po land Greece EU-28 Spain Wind 20 % 18 % 16 % 14 % 12 % 10 % 8% 6% 4% 2% 0% Solar* Germany Po land Greece EU-28 Spain * The figure for solar relates to both solar PV and solar thermal for electricity. 
A szélenergia és a napenergia részaránya a teljes villamosenergia-termelésben a négy tagállamban és a 28 tagú Unióban, 2005–2017 27 20 % 18 % 16 % 14 % 12 % 10 % 8% 6% 4% 2% 0% Szélenergia Németország Spanyolország Lengyelország EU-28 Görögország 20 % 18 % 16 % 14 % 12 % 10 % 8% 6% 4% 2% 0% Napenergia* Németország Spanyolország Lengyelország EU-28 Görögország * A napenergia esetében a számadat egyformán magában foglalja a fotovoltaikus napenergiát és a villamosenergia-termelésre használt naphőenergiát.
However, solar PV accounts for 98 % of the two technologies in the EU as a whole (see footnote 3). 
Ugyanakkor az Unió egészét tekintve a két technológia 98%-át a fotovoltaikus napenergia teszi ki (lásd: 3. lábjegyzet).
Source: ECA, based on Eurostat data. 
Forrás: Európai Számvevőszék, az Eurostat adatai alapján.
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 
36 Bár mind a négy tagállam belefoglalta a nemzeti jogba a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia számára biztosított „elsőbbségi 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
36 Although all four Member States wrote the ‘priority access’ of renewable electricity into national law, they made little use of the cooperation mechanisms referred to in the directive. 
hozzáférést”, kevéssé éltek az irányelvben említett együttműködési mechanizmusokkal.
Cooperation mechanisms have been used only three times: a joint tender procedure for solar PV investments between Germany and Denmark; a joint certificate scheme operated by Sweden and Norway; and statistical transfer agreements between Luxembourg and Lithuania and Estonia (both of which had already achieved their 2020 targets by 2014), for a price of approximately 15 €/MWh transferred. 
Együttműködési mechanizmusok igénybevételére csupán az alábbi három esetben került sor: egy Németország és Dánia közötti közös közbeszerzési eljárás fotovoltaikus napenergiára irányuló beruházásokhoz; egy Svédország és Norvégia által működtetett közös igazolásrendszer; valamint a Luxemburg és Litvánia, illetve Észtország között létrejött, statisztikai transzferre irányuló megállapodások, megközelítőleg 15 euró/átadott MWh áron (az utóbbi két ország már 2014-re teljesítette a 2020-as célját).
The apparent unpopularity of cooperation mechanisms was pointed out in November 2016 by the ‘REFIT’ evaluation of RED I31. 
Az együttműködési mechanizmusok láthatóan csekély népszerűségére a RED I. irányelv 2016. novemberi „REFIT” értékelése is rámutatott31.
We have already reported that the EU faces a challenge in getting the local, regional and national energy markets to work together for the development of the internal energy market32. 
Mint azt már jeleztük, az Unió számára nehéz elérni, hogy a helyi, regionális és nemzeti energiapiacok együttműködjenek a belső energiapiac fejlesztésének terén32.
Adjustment of the high initial levels of support, especially for solar PV, deterred potential investors 37 Favourable support conditions allow a ‘green economy’ to grow. 
A kezdeti magas támogatási szintek kiigazítása – különösen a fotovoltaikus napenergia esetében – elriasztotta a potenciális beruházókat 37 A kedvező támogatási feltételek lehetővé teszik a „zöld gazdaság” növekedését.
However, Member States need to regularly monitor the market, so that when it becomes self-regulating, support may be adjusted downwards to avoid overcompensation, high electricity prices for consumers and a drain on public finances. 
A tagállamoknak ugyanakkor rendszeresen figyelniük kell a piacot és amint az önszabályozóvá válik, a támogatást – a túlzott kompenzáció, a magas fogyasztói villamosenergia-árak és az államháztartás megterhelésének elkerülése érdekében – csökkenteniük kell.
Oversubsidisation of projects by Member States 38 An efficient support scheme should encourage investment without providing overcompensation. 
A projektek túlzott tagállami támogatása 38 Egy hatékony támogatási rendszer anélkül ösztönzi a beruházást, hogy túlzott kompenzációt biztosítana.
To achieve this goal the levelised costs of electricity (LCOE, see Box 1) should be used to define the renewables generation costs and help to determine the FITs/FIPs offered to potential investors33. 
E cél elérése érdekében a fajlagos energiatermelési költséget (LCOE, lásd: 1. háttérmagyarázat) kell alkalmazni a megújulóenergia-termelés költségeinek meghatározásához, segítve a potenciális beruházók számára kínált átvételi ár/átvételi prémium megállapítását33.
39 In 2010, the LCOE for solar PV installations was 360 US $/MWh (approximately 270 €/MWh, see Figure 3). 
39 2010-ben a fotovoltaikus létesítmények esetében a fajlagos energiatermelési költség 360 USD/MWh volt (körülbelül 270 euró/MWh, lásd: 3. ábra).
31 SWD(2016) 417 final, ‘Regulatory Fitness and Performance evaluation of Directive 2009/28, accompanying the proposal for a Directive on the promotion of the use of energy from renewable sources (recast)’, p. 5. 
2008 és 2010 között például a fotovoltaikus létesítmények számára biztosított átvételi ár 31 SWD(2016) 417 final, a 2009/28/EK irányelv célravezető és hatásos szabályozás tekintetében történő értékelése a megújuló energiaforrásból előállított energia támogatásáról szóló irányelvre irányuló javaslathoz (átdolgozás), 5. o.
32 Special Report No 16/2015: ‘Improving the security of energy supply by developing the internal energy market: more efforts needed’. 
32 16/2015. sz. különjelentés: „Az energiaellátás biztonságának javítása a belső energiapiac megvalósításával: több erőfeszítésre van szükség”.
33 Ecofys, ‘Design features of support schemes for renewable electricity’, 27.1.2014. 23 
33 Ecofys, „Design features of support schemes for renewable electricity”, 2014. január 27. 28
40 Poland’s pricing of tradable certificates was also very attractive until 2011: the certificate value per MWh produced was on average equal to 59 % of the producers’ revenue. 
40 Lengyelország forgalmazható igazolások esetében alkalmazott árazása is rendkívül kedvező volt 2011-ig: az igazolások megtermelt megawattóránkénti értéke átlagosan a termelők bevételének 59%-át tette ki.
In 2011, certificates were priced at 282 zł/MWh (approximately 60 €/MWh), while the price paid for electricity was on average 199 zł/MWh (approximately 50 €/MWh). 
2011-ben az igazolások árát 282 zł/MWh-ban határozták meg (körülbelül 60 euró/MWh), míg a villamos energiáért fizetett átlagos ár 199 zł/MWh volt (körülbelül 50 euró/MWh).
41 During the same period, technological innovation boosted the production capacity of new installations and drove down material and ancillary costs, especially for solar PV. 
41 Ugyanezen időszak alatt a technológiai innováció megnövelte az új létesítmények termelési kapacitását, és – különösen a fotovoltaikus napenergia esetében – lenyomta az anyagköltségeket és a járulékos költségeket.
In Germany, according to the federal ministry of economic affairs and energy, the cost of a typical 10 kWp to 100 kWp rooftop solar PV system dropped by approximately 27 % (from 4 100 €/kWp to 3 000 €/kWp) between 2008 and 2009. 
Németországban a Szövetségi Gazdasági és Energiaügyi Minisztérium szerint egy tipikus 10 kWp és 100 kWp közötti, háztetőre szerelt fotovoltaikus rendszer ára 2008-ról 2009-re mintegy 27%-kal csökkent (4100 euró/kWp-ről 3000 euró/kWp-re).
In Greece, according to the ministry of environment and energy, the cost of the same type and size of installation dropped by 70 % between 2009 and mid-2013. 
és Energiaügyi Minisztérium közlése szerint az azonos típusú és méretű létesítmények ára 2009 és 2013 közepe között 70%-kal esett vissza.
42 Germany, Greece and Spain also offered tariffs/premiums for onshore wind power, ranging from 80 €/MWh to 100 €/MWh, for more than a decade. 
42 Németország, Görögország és Spanyolország több mint egy évtizeden át a szárazföldi szélenergiáért is kínált átvételi árat/prémiumot, 80 euró/MWh-tól 100 euró/MWh-ig terjedő összegben.
In 2010, onshore wind power was much more economical per MWh produced compared to that of solar PV. 
2010-ben a szárazföldi szélenergia egy megtermelt MWh-ra számítva sokkal gazdaságosabb volt, mint a fotovoltaikus napenergia.
Annex VI shows how tariffs have evolved in the four Member States for both wind and solar PV. 
A VI. melléklet bemutatja, miként alakultak az árak a négy tagállamban a szélenergia és a fotovoltaikus napenergia esetében.
43 In the early years, generous FIT/FIP schemes, high prices of tradable certificates and falling technology costs combined to mean significant profits, especially for solar PV installations. 
43 Az első években a nagyvonalú FIT/FIP rendszerek, a forgalmazható igazolások magas ára és a csökkenő technológiai költségek összességükben jelentős nyereséget biztosítottak, különösen a fotovoltaikus létesítmények esetében.
The situation became even more advantageous whenever, on top of an attractive FIT/FIP, a project was awarded investment aid (a grant partly covering installation costs). 
Még kedvezőbbé vált a helyzet mindannyiszor, ha egy projekt a vonzó FIT/FIP mellett beruházási támogatásban is részesült (amely támogatás részben fedezi a létesítés költségeit).
We found that a number of the projects we examined were breaking even within four to six years and would therefore have been implemented even with lower levels of support (see paragraph 72). 
Megállapításunk szerint több vizsgált projekt négy-hat éven belül nullszaldós lett, és ezért alacsonyabb szintű támogatás mellett is végre lehetett volna őket hajtani (lásd: 72. bekezdés).
High level of support has driven up electricity prices and contributed to national public deficits 44 The cost of incentivising renewables through FITs/FIPs is covered either directly by the final consumer or by the state budget. 
A magas támogatási szint felhajtotta a villamosenergia-árakat, és hozzájárult az államháztartási hiányokhoz 44 A megújuló energiaforrások FIT/FIP révén történő ösztönzésének költségét vagy közvetlenül a végfogyasztó, vagy az állami költségvetés fedezi.