natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Northern Ireland electricity market will not be joined to the Great Britain market in the foreseeable future.
Det finns för närvarande inga planer på att inom någon överskådlig framtid knyta elmarknaden i Nordirland till elmarknaden i Storbritannien.
Indeed, electricity links between Great Britain and Northern Ireland are for the moment weak (its nominal power is 0,5 GW, which represents less than 1 % of the registered installed capacity in Great Britain).
De befintliga elöverföringsförbindelserna mellan Storbritannien och Nordirland är svaga och har en nominell kapacitet på 0,5 GW, vilket motsvarar 1 % av den registrerade installerade kapaciteten i Storbritannien.
Competition conditions in Northern Ireland will therefore remain very different from those in Great Britain.
Konkurrensvillkoren i Nordirland kommer därför även i framtiden att skilja sig avsevärt från konkurrensvillkoren i Storbritannien.
In view of the above, and since BE operates only in Great Britain, the Commission considers that the relevant geographical market for the purpose of this Decision is Great Britain [59].
Mot bakgrund av detta och det faktum att BE bara är verksamt i Storbritannien drar kommissionen slutsatsen att den marknad som skall betraktas som relevant marknad i det här beslutet omfattar Storbritannien [59].
According to figures submitted by the UK authorities, the total installed capacity in the 15 States that were Members States at the time the restructuring plan was notified is about 565 GW.
Enligt de uppgifter som Förenade kungariket lämnat in beräknas den sammanlagda installerade kapaciteten till 565 GW i de femton medlemsstater som var medlemsstater i Europeiska unionen vid den tidpunkt då omstruktureringsplanen anmäldes.
The total registered installed capacity in Great Britain is about 10 % of that value.
Den samlade registrerade och installerade kapaciteten i Storbritannien utgör cirka 10 % av den kapaciteten.
Furthermore, the United Kingdom market, of which the Great Britain market represents about 95 %, is one of the largest in the EEA, second only to those of Germany and France.
Vidare är marknaden i Förenade kungariket, av vilken marknaden i Storbritannien utgör 95 %, bland de största inom EES och det är endast marknaderna i Tyskland och Frankrike som är större.
It can therefore not be considered that this market is negligible at Community and EEA level.
Marknaden kan därför inte anses försumbar på gemenskaps- och EES-nivå.
BE’s capacity represents about 14 % of the registered capacity in England and Wales and about 24 % in Scotland.
BE:s kapacitet utgör 14 % av den registrerade kapaciteten i England och Wales och cirka 24 % av kapaciteten i Skottland.
BE can therefore not be considered to have a negligible share of the relevant market.
Det är därför inte möjligt att säga att BE:s andel av den relevanta marknaden är försumbar.
To conclude, there are many other actors in the relevant market than BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power and Powergen to name only a few major ones.
Det bör emellertid påpekas att ett antal andra aktörer är verksamma på marknaden, som till exempel BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power och Powergen.
Should BE disappear, the relevant market would neither become a monopoly, nor a tight oligopoly.
Om BE skulle försvinna från marknaden skulle den relevanta marknaden varken bli en monopolmarknad eller en oligopolmarknad.
The findings above confirm the Commission’s initial market analysis as described in the Decision to initiate proceedings.
De slutsatser som dras ovan bekräftar den preliminära marknadsanalys som kommissionen gör i sitt beslut om att inleda förfarandet.
The Commission notes that none of the third parties that submitted comments questioned these preliminary findings.
Kommissionen konstaterar också att ingen av de tredje parter som inkommit med synpunkter ifrågasätter kommissionens preliminära analys.
Capacity situation on the market
Kapacitetssituationen på marknaden
Assessment in view of the evolution of electricity prices
Bedömning av kapacitetssituationen utifrån elprisutvecklingen
In its decision to initiate proceedings, the Commission made it clear that the assessment of the capacity situation of an electricity market should take account of the physical specificities of electricity, and of the potentially enormous disturbance that electricity black-outs can create both for the economy and for citizens’ everyday life.
I sitt beslut om att inleda förfarandet anger kommissionen att det vid bedömningen av kapacitetssituationen på en elmarknad måste tas hänsyn till elproduktionens specifika fysiska egenskaper och de potentiellt mycket stora problem som avbrott i elförsörjningen innebär både för ekonomin och för elkonsumenterna.
The assessment of the existence of structural overcapacity should therefore include a sufficient capacity margin such as to allow the satisfaction of peak demand under any reasonable scenario.
I bedömningen av om det finns strukturell överkapacitet på marknaden skall det i samtliga scenarier således ingå en tillräcklig kapacitetsmarginal så att elförsörjningen kan säkras under högsäsong.
The Commission noted that the capacity margin existed on the relevant market was not particularly high as compared to international standards and to past values.
Kommissionen noterar att den kapacitetsmarginal som fanns på den relevanta marknaden inte var särskilt stor i förhållande till internationella standarder och tidigare nivåer.
It noted however that there might have been room for a small decrease in that capacity margin as compared to a few other Member States or to values in the United Kingdom in 1995/1996.
Kommissionen konstaterar emellertid att det kan ha funnits visst utrymme för sänkning av kapacitetsmarginalen i förhållande till vissa medlemsstater eller i förhållande till nivåerna i Förenade kungariket under 1995 och 1996.
Third parties’ comments as regards the existence of structural overcapacity have focused on the evolution of prices, and on the assessment of the existing capacity margin in Great Britain.
De synpunkter angående eventuell strukturell överkapacitet som inkommit från tredje parter inriktas på prisutvecklingen och den befintliga kapacitetsmarginalen i Storbritannien.
Some third parties have indicated that there was a link between the evolution of electricity prices and the existence of structural overcapacity on the market.
Vissa tredje parter anger att det finns en koppling mellan elprisutvecklingen och strukturell överkapacitet på marknaden.
They consider that in such a competitive market as NETA, price plays the role of a signal for the need of new capacity.
De anser att på en så konkurrenspräglad marknad som inom NETA signalerar prisutvecklingen om det finns behov för ny kapacitet.
Where new capacity would be needed at a specific period in the future, the foreseen shortfall in capacity for this period would trigger an increase of corresponding forward prices.
Om det behövs kapacitet under vid ett visst tillfälle i framtiden kommer bristen på kapacitet att leda till en ökning av terminspriserna.
Prices would reach such a level as to enable the recovery of new plant construction costs, which would trigger new entry on the market.
Priserna skulle i ett sådant fall stiga så pass mycket att producenterna kan täcka sina kostnader för konstruktion av nya anläggningar och i nya aktörer kan ta sig in på marknaden.
At present, according to these third parties, although they have been increasing in the recent past, prices would not yet have reached a sufficient level to trigger new entry.
Enligt de aktuella tredje parterna har priserna, som varit stigande under senare tid ännu inte nått en sådan nivå att nya aktörer tar sig in på marknaden.
This would demonstrate that there is overcapacity on the market.
Detta anses vara ett tecken på strukturell överkapacitet.
The Commission acknowledges that there is a relationship between prices on a market and the capacity situation on that market.
Kommissionen instämmer i att det finns ett förhållande mellan priserna på en marknad och kapacitetssituationen på samma marknad.
However, it considers that electricity markets like NETA are too complex to allow a definitive conclusion to be drawn as to the existence of structural overcapacity on the market on the basis only of price observation.
Kommissionen anser emellertid att det när det gäller marknader som så komplexa som NETA inte är möjligt att dra några definitiva slutsatser beträffande eventuell strukturell överkapacitet om man bara utgår från prisutvecklingen.
Firstly, unlike in markets structured around a pool, there is no such thing as a clearing price in NETA.
För det första skiljer sig NETA från en marknad med en elpool såtillvida att man inom NETA inte använder något jämviktspris.
NETA is based around bilateral contracts, that may take very different forms, and that do not always provide very transparent price reporting mechanisms.
NETA bygger på bilaterala avtal av olika slag och prisrapporteringen är inte alltid öppen.
Power exchanges like UKPX are more transparent, but they do not represent a sufficient share of the market to make it possible to to draw significant conclusions.
Elbörser, som UKPX, är öppnare, men de har inte tillräckligt stora marknadsandelar för att det skall vara möjligt att dra några viktigare slutsatser.
Furthermore, they focus on short term trade and are hence of limited use for gaining knowledge on future trends.
Elbörserna inriktar sig dessutom på kortsiktig handel och kan därför endast i begränsad utsträckning användas för framtidsprognoser.
One therefore has to rely on price indexes reported by independent sources like Heren or Argus.
Bedömningen måste därför grundas på prisindex som tagits fram av oberoende källor som Heren och Argus.
These price indexes themselves have their limits, since they represent only the wholesale market, which is about two thirds of the total exchanged electricity, and are therefore unable to catch non extreme shortfalls in foreseen electricity generation.
Prisindexen är inte heller uttömmande eftersom de bara berör grossistmarknaden som i sin tur bara avser två tredjedelar av den el som det handlas med. De kan därför inte användas för prognoser om oväntade mindre elproduktionsavbrott.
Secondly, the reasoning in recital (389) is based on the assumption that forward prices represent faithfully the market situation in the future.
För det andra utgår argumentationen i skäl 389 från antagandet att terminspriserna ger en trovärdig bild av den framtida situationen på marknaden.
The Commission considers this might not always be the case.
Kommissionen anser att detta inte alltid är fallet.
As a matter of fact, these prices reflect a more complex situation, rather based upon what both the buyer and the seller think their position will be in the future.
Terminspriserna är mer komplicerade än så och bygger snarare på köparens och säljarens antaganden om den egna situationen i framtiden.
This means that they are based on expectations on the future market, which can be very far from the reality, since both demand and offer are subject to many fluctuations on this market.
Detta innebär att terminspriserna bygger på antaganden om den framtida marknaden och antagandena kan ligga långt ifrån verkligheten, då både efterfrågan och utbudet kan variera på grund av olika fluktuationer på marknaden.
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.
Med andra ord visar terminspriserna inte på balansen mellan tillgång och efterfrågan i framtiden utan snarare hur aktörerna tror att den kommer att utvecklas.
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.
Bortsett från bränsleprisfluktuationerna är detta ett av skälen till varför terminspriserna kan fluktuera mycket med tiden, även när det gäller en given period i framtiden.
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.
För det tredje gäller att även om man godtar att de rapporterade priserna är helt relevanta och speglar tillgång och efterfrågan på ett korrekt sätt är det inte logiskt möjligt att först dra slutsatsen att priserna är sådan att nya aktörer inte kan täcka sina kostnader och sedan säga att det finns överkapacitet, och till och med strukturell överkapacitet, på marknaden.
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.
Mot bakgrund av ovanstående anser kommissionen att prisobservation inte räcker som indikator för att avgöra om det råder strukturell överkapacitet på en elmarknad som NETA.
The Commission notes however that since the time BE encountered difficulties, winter forward prices have very much increased.
Kommissionen noterar emellertid att terminspriserna för vinterhalvåret har gått upp avsevärt sedan tiden då BE hamnade i svårigheter.
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].
Flera prisrapporteringsbyråer har rapporterat att priserna för baslastel under vintern under de närmaste åren kommer att ligga på mer än 20 GBP/MWh och till och med nå upp till så mycket som 27 GBP/MWh [60].
The upward trend seems to be continuing and sustainable.
Den uppåtgående tendensen förefaller hålla i sig.
New entrant costs estimates range between GBP 20/MWh and GBP 25/MWh [61].
Kostnaderna för nya aktörer beräknas till mellan 20 GBP/MWh och 25 GBP/MWh [61].
Assessment in view of capacity margin
Bedömning beträffande kapacitetsmarginalen
The Commission trusts that the existence of overcapacity is easier to assess by analysing the actual physical figures of installed capacity and peak demand.
Kommissionen anser att en eventuell överkapacitet bäst bedöms på grundval av de faktiska uppgifterna om installerad kapacitet och efterfrågan under högsäsong.
The margin by which installed capacity exceeds average cold spell peak demand [62] is known as the system’s capacity margin.
Skillnaden mellan den installerade kapaciteten och den genomsnittliga efterfrågan under högsäsong under vinterhalvåret [62] utgör systemets kapacitetsmarginal.
In this framework, to assess whether the market is in structural overcapacity means to assess whether the present and foreseen capacity margin is adequate.
Det innebär att bedömningen av den eventuella förekomsten av överkapacitet på marknaden måste göras med utgångspunkt i en bedömning av huruvida den nuvarande och framtida kapacitetsmarginalen är adekvat.
It is obvious that setting a definitive quantitative norm for adequate capacity margin is a very difficult task.
Det är uppenbart att det är en svår uppgift att fastställa en definitiv standard för vad som är en adekvat kapacitetsmarginal.
The norm would have to depend on a number of parameters that vary from one network to the other.
En sådan standard måste bygga på ett antal parametrar som kan variera från nätverk till nätverk.
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.
Dessutom skulle en sådan standard påverkas av vilken grad av leveranssäkerhet som önskas, och denna skulle i sin tur vara kopplad till mer subjektiva faktorer, som vilka psykologiska effekter ett eventuellt elavbrott i en viss region får.
Furthermore, even if all physical and psychological parameters were under control, the necessary capacity margin would certainly also depend very much on market structure.
Dessutom är det så att även om man har kontroll över samtliga fysiska och psykologiska parametrar avgörs kapacitetsmarginalen också av marknadens struktur.
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.
Vissa experter anser att en mer avreglerad marknad kräver mindre kapacitetsmarginaler än marknader som i hög grad är reglerade och centraliserade, men samtliga experter är överens om att det inte är möjligt att i nuläget kvantifiera effekterna då det inte finns några historiska erfarenheter att falla tillbaka på.
Also, comments by third parties provide different views on the capacity margin that should be adequate for Great Britain.
De synpunkter som inkommit från tredje parter visar också att det inte råder någon enighet om vilken kapacitetsmarginal som är lämplig för Förenade kungariket.
Most of the comments which address this issue quote figures from the England and Wales network operator’s (NGTransco) Seven Year Statements.
Det är oftast uppgifter från National Grid Transcos sjuårsrapport (Seven Year Statements) som nämns i synpunkterna.
In these statements, NGTransco states that it considers that a 20 % capacity margin should be the nominal benchmark for planning purposes.
NGTransco anger i sjuårsrapporten att man anser det lämpligt att använda en kapacitetsmarginal på 20 % som nominellt riktvärde för planeringsändamål.
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.
NGTransco anger också att det är möjligt att tänka sig en lägre kapacitetsmarginal på eventuellt 10 % för förvaltning av systemet i realtid.
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.
Drax och Greenpeace menar att en sådan kapacitetsmarginal på 10 % bör användas som riktvärde vid bedömningen av eventuell strukturell överkapacitet.
Other organisations have preferred to keep the reference to the 20 % figure, including institutes commissioned by Greenpeace to provide reports on the subject [63].
Övriga tredje parter väljer ett riktvärde på 20 %, även de institut som Greenpeace anlitat [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’.
NGTransco anger i sina synpunkter tydligt vilket värde man anser bör användas för bedömningen av eventuell strukturell överkapacitet: ”I egenskap av nätverksoperatör för England och Wales anser vi att kapacitetsmarginaler på mindre än 20 % inte kan visa på överkapacitet på marknaden i England och Wales.”
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.
Kommissionen anser således att 20 % är ett lämpligt riktvärde för bedömningen av kapacitetssituationen på marknaden i England och Wales.
Although the Scotland market will soon be joined to the England and Wales market, it is still very much physically segregated from it.
Den skotska marknaden kommer inom kort att integreras med marknaden i England och Wales, men än så länge skiljer den sig avsevärt från den marknaden.
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.
Kapaciteten för samtrafik mellan regionerna ligger på 2200 MW och det är för lite för att det skall vara möjligt att fördela kapaciteten på ett flexibelt sätt vid underskott och överskott.
As a matter of fact, it is nearly always used for export of energy from Scotland to England and Wales.
Samtrafiknätet används mest för export av el från Skottland till England och Wales.
Because of this major constraint, the Commission considers that the 20 % benchmark should be increased while considering the global Great Britain figures.
Detta är en större begränsning och kommissionen anser därför att riktvärdet bör höjas över 20 % med avseende på hela Förenade kungariket.
The England and Wales market is by far the largest geographical segment of the Great Britain market.
Marknaden England och Wales är definitivt den största geografiska delen av marknaden i Förenade kungariket.
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.
Det är också den del av marknaden där de flesta ekonomiska uppgifterna hämtas då priserna i Skottland fastställs på grundval av uppgifterna för England och Wales.
The vast majority of third parties’ comments also concentrate on the England and Wales segment.
Synpunkterna från tredje parter avser också huvudsakligen England och Wales.
The Commission has therefore begun its analysis of the market with this segment.
Kommissionen inleder därför sin analys av marknaden med den delen.
Historical experience has proven that the interconnector between the two segments was nearly only used for export from Scotland to England and Wales.
De erfarenheter som gjorts visar att samtrafiknätet mellan de båda delarna nästan enbart används för export från Skottland till England och Wales.
NGTransco considers this interconnectors’ capacity as a source of power for England and Wales.
NGTransco ser samtrafiknätets kapacitet som en källa till el för England och Wales.
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.
Scottish Power, som är den aktör som ansvarar för den del av Skottland som har gräns mot England, anser däremot att samtrafikkapaciteten är avsedd för export.
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.
Kommissionen kommer därför, med tanke på vad som konstateras ovan och de lokala aktörernas ståndpunkt, att inom ramen för det här beslutet att betrakta kapaciteten inom samtrafiknätet mellan England och Wales och Skottland som kapacitet på marknaden i England och Wales.
There is only one network operator for the whole of England and Wales: NGTransco.
NGTransco är ensam nätverksoperatör i England och Wales.
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.
Kommissionen bygger sin bedömning på den kapacitetssituation för marknaden som anges i NGTranscos prognoser, vilka offentliggörs regelbundet i sjuårsrapporterna.
Since the opening of proceedings, NGTransco has revised its forecast for capacity margin in the England and Wales market.
NGTransco har sedan förfarandet inleddes ändrat sin prognos för kapacitetsmarginalen i England och Wales.
A new forecast was sent to the Commission with NGTransco’s submission.
Till NGTranscos synpunkter fogades en ny prognos.
An even newer version of the same forecast has been published by NGTransco in its 2004 Seven Year Statement [64].
En ännu nyare version av prognosen offentliggjordes i sjuårsrapporten från 2004 [64].
The Commission used this later newer version for the purpose of its analysis.
Kommissionen använder den senaste versionen för sin bedömning.