natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
Den nya versionen bygger på samma grundhypotes som den prognos som NGTranscos grundade sina synpunkter på, särskilt när det gäller ingångsdata.
It only incorporates more up to date input on market development.
Skillnaden är att uppgifterna om marknadsutvecklingen aktualiserats.
This forecast envisages three scenarios.
I prognosen beskrivs tre scenarier.
The most optimistic scenario (SYS background) assumes that generation availability will correspond to signed transmission contracts.
Det mest optimistiska scenariot (scenario på grundval sjuårsrapporterna) utgår ifrån att den tillgängliga elproduktionen kommer att överensstämma med volymerna i överföringsavtalen.
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.
Det mest pessimistiska scenariot (scenario med befintlig kapacitet och kapacitet under uppförande) utgår från att det inte kommer att finnas några andra anläggningar än de redan befintliga anläggningarna och de anläggningar som är under uppförande.
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.
Mellanscenariot (scenario på grundval av befintliga tillstånd) utgår ifrån att de tillgängliga anläggningarna kommer att vara de redan befintliga anläggningarna, de anläggningar som är under uppförande och de anläggningar för vilka tillstånd redan beviljats enligt el- och energilagarna.
The following chart summarises the forecast in the three scenarios.
Scenarierna sammanfattas i följande tabell.
2004 NGTransco capacity margin scenarios for England and Wales
NGTranscos scenarier över kapacitetsmarginal för England och Wales för 2004
Note: Capacity margin is over ACS peak demand.
Anm.: Kapacitetsmärkningen ligger över efterfrågan under genomsnittliga vinterhögsäsonger.
Interconnectors with France and Scotland are assumed to be fully used for import.
Scenariot utgår ifrån att samtrafiknätet med Frankrike och Skottland endast används för import.
SYS background
Scenario på grundval sjuårsrapporterna
Consents background
Scenario på grundval av befintliga tillstånd
Existing and under construction background
Scenario med befintlig kapacitet och kapacitet under uppförande
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.
Skillnaderna mellan de olika scenarierna är särskilt stora under den senare perioden, men detta är föga förvånande då de hypoteser som ligger till grund för scenarierna framför allt ger skillnader i framtiden.
However, these years are not as relevant to assess the existence of structural overcapacity at present on the market.
Emellertid är den perioden i framtiden inte av intresse för bedömningen av om det i nuläget förekommer strukturell överkapacitet på marknaden.
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 %.
Under de kommande tre åren förutspås i de tre scenarierna en kapacitetsmarginal på mellan 18,7 % och 23,1 %, dvs. ett genomsnittsvärde på 21,5 %.
This value is slightly above the 20 % benchmark.
Det värdet ligger lite över riktvärdet på 20 %.
However, the difference between 21,5 and 20 % of the ACS peak demand is 1,5 % of 57000 MW [65], that is, 855 MW.
Det bör emellertid påpekas att skillnaden mellan 21,5 % och 20 % av efterfrågan under genomsnittliga vinterhögsäsonger är 1,5 % av 57000 MW [65], dvs. 855 MW.
This value is smaller than any of British Energy’s nuclear plants’ capacity.
Samtliga BE:s anläggningar har en högre kapacitet än det värdet.
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.
Då det dessutom är fråga om ett statistisk genomsnittsvärde anser kommissionen att det inte är tillräckligt stort för att tyda på strukturell överkapacitet.
In the following years, the difference between the three scenarios grows, which makes it even more difficult to draw meaningful conclusions from them.
Skillnaderna mellan de tre scenarierna ökar vidare under kommande år, vilket gör det svårare att använda dem för att dra meningsfulla slutsatser.
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.
Kommissionen konstaterar dock att genomsnittet under de aktuella åren varierar mellan 7,0 % och 22,7 % och att det under två år ligger på 20,2 %. Detta förefaller tyda på att den övergripande tendensen är att kapacitetsmarginalen ligger kring 20 %, med en viss felmarginal.
The Commission concludes from the above that there is no structural overcapacity on the England and Wales electricity market.
Kommissionen konstaterar på grundval av ovanstående att det inte förekommer någon överkapacitet på elmarknaden i England och Wales.
Global Great Britain
Marknaden i hela Storbritannien
In contrast with England and Wales, there are two network operators in Scotland: Scottish and Southern Electricity and Scottish Power.
I Skottland finns det två nätverksoperatörer, dvs. Scottish and Southern Electricity och Scottish Power.
These two operators publish forecasts for their own regional area.
De offentliggör prognoser för sina regioner.
These forecasts are however less detailed than NGTransco’s as to possible scenarios for the future.
Prognosera är emellertid inte lika detaljerade som NGtranscos prognoser när det gäller framtidsscenarier.
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.
Kommissionen koncentrerar därför sin bedömning på den befintliga situationen, varför behovet att ta fram scenarier inte är lika stort.
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.
Ingen av de båda operatörerna i Skottland har inkommit med synpunkter på det aktuella förfarandet till kommissionen och bedömningen grundas därför på offentliga handlingar.
For Scottish and Southern Electricity, the Commission used the figures provided in its 2003 Seven-year Statement [66].
När det gäller Scottish and Southern Electricity har kommissionen använt uppgifter från sjuårsrapporten från 2003 [66].
For Scottish Power, the Commission used the figures provided in its April 2003 Transmission Seven-year Statement [67].
När det gäller Scottish Power har kommissionen använt uppgifter från företagets sjuårsrapport från april 2003 [67].
The following chart summarises forecast peak demand and installed capacity in the various geographical regions for 2004/2005.
I följande tabell åskådliggörs den väntade efterfrågan under högsäsong och den kapacitet som finns installerad i de olika geografiska regionerna 2004/2005.
Great Britain Capacity and demand forecasts for 2004/2005.
Prognos över efterfrågan och kapacitet i Förenade kungariket 2004/2005.
All figures are in MW
Alla sifferuppgifter avser MW
Capacity connected to Scottish Power’s network
Kapacitet inom Scottish Powers nätverk
Capacity connected to Scottish and Southern Electricity’s network
Kapacitet inom Scottish and Southern Electricitys nätverk
Capacity connected to NGTransco’s network, excluding interconnectors
Kapacitet inom NGTranscos nätverk, inbegripet samtrafiknätet
Ireland/Scotland interconnector capacity
Kapacitet inom samtrafiknätet med Irland och Skottland
France/England interconnector capacity
Kapacitet inom samtrafiknätet med Frankrike och England
Available capacity in Great Britain
Tillgänglig kapacitet i Storbritannien
Maximum demand in Scottish Power’s zone
Maximal efterfrågan i Scottish Powers område
Maximum demand in Scottish and Southern Electricity’s zone
Maximal efterfrågan i Scottish and Southern Electricitys område
ACS peak demand in NGTransco’s zone
Efterfrågan under vinterhögsäsong i NGTranscos område
Aggregate peak demand [68]
Sammanlagd efterfrågan under högsäsong [68]
Capacity margin for Great Britain is therefore about 23,6 % [69].
Kapacitetsmarginalen för Storbritannien ligger därför på cirka 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.
Det är ett högre värde än det riktvärde på 20 % som anges i skäl 400, men som konstaterats måste riktvärdet för ett flexibelt nätverk som nätverket i England och Wales höjas med tanke på eventuella problem i nätverket som stockningar i överföringen.
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.
Dessutom har värdena tagits fram på grundval av hypotesen att samtrafiknäten med Nordirland och Frankrike alltid har full kapacitet tillgänglig för import och det är inte alltid fallet.
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 %.
Om samtrafiknäten används för export under vinterhögsäsongen bör den kapaciteten räknas från den tillgängliga kapaciteten och läggas till efterfrågan, vilket ger en kapacitetsmarginal på 15,5 %.
In view of the above, the Commission considers that there is no statistically significant structural overcapacity on the Great Britain market.
På grundval av ovanstående konstaterar kommissionen att det inte förekommer någon statistiskt betydande strukturell överkapacitet på marknaden i Storbritannien.
In view of the above, the Commission judges that there is no structural overcapacity on the relevant market.
På grundval av ovanstående konstaterar kommissionen att det inte förekommer någon strukturell överkapacitet på den relevanta marknaden.
Compensatory measures in the form of irreversible reduction of production capacity are therefore not mandatory.
Det krävs därför inga kompensationsåtgärder i form av oåterkallelig minskning av produktionskapaciteten.
Impact of the aid on competition on the relevant market
Stödets effekter för konkurrensen på den relevanta marknaden
Since there is no structural overcapacity on the relevant market, the Commission must assess the necessity of compensatory measures and the form they should take on the case’s merit.
Då det inte förekommer någon strukturell överkapacitet på den relevanta marknaden måste kommissionen bedöma om det finns behov av kompensationsåtgärder och i så fall, vilken form av åtgärder som behövs.
Possible compensatory measures must take account of the potentially distortive effects of the aid on competition.
Kompensationsåtgärderna måste utformas så att det tas hänsyn till stödets eventuella snedvridande effekter på konkurrensen.
‘The UK authorities argue that the aid package has no impact on competition.
Förenade kungariket menar att stödet inte får några effekter för konkurrensen.
According to them, within NETA, power plants’ economical ability to generate is determined by their short run marginal costs (SRMC).
Enligt Förenade kungariket avgörs kraftverkens ekonomiska möjligheter att producera el inom NETA av de kortsiktiga marginalkostnaderna.
At a given time, the market operates as if power plants were called by their SRMC ranking, from the lowest to the largest, until their cumulated capacity reaches demand.
Vid ett givet tillfälle fungerar marknaden som om produktionen avgjordes av kraftverkens placering i rankningen över kortsiktiga marginalkostnader, dvs. produktionen går från det kraftverk som har de lägsta kortsiktiga marginalkostnaderna till det kraftverk som har de högsta kostnaderna, fram tills att den kumulerade kapaciteten ligger på samma nivå som efterfrågan.
Electricity price at that time is set by the SRMC of the last power plant called, which is known as the marginal power plant.
Elpriset avgörs då av de kortsiktiga marginalkostnaderna för det sista kraftverket, det s.k. marginalkraftverket.
According to the UK authorities, the aid is aimed solely at the nuclear plants.
Enligt Förenade kungariket skall stödet endast gå till kärnkraftverken.
It would not change their SRMC to such an extent as to modify their rank in the SRMC order.
Stödet förväntas inte påverka kärnkraftverkens kortsiktiga marginalkostnader i sådan utsträckning att ordningsföljden påverkas.
Furthermore, BE’s nuclear plants’ SRMC would be such that they are at all times below the marginal plant’s SRMC.
Dessutom kommer de kortsiktiga marginalkostnaderna för BE:s anläggningar alltid att ligga under marginalkraftverkets kortsiktiga marginalkostnader.
The aid would never have an impact on BE’s competitors’ ability to generate, nor the price at which they can sell the electricity generated.
Stödet kommer inte att påverka konkurrenternas produktionsmöjligheter och inte heller det pris som de kan ta ut för produktionen.
There would therefore be no impact on BE’s competitors.
Konkurrenterna påverkas således inte av stödet.
The Commission considers that the UK authorities’ reasoning might hold in a perfect market based on a single totally transparent auctioning process.
Kommissionen anser att Förenade kungarikets argumentation möjligtvis kan fungera på en perfekt marknad med ett helt öppet auktionsförfarande.
However, as was explained in recitals (389) and (390), NETA is not such a market.
Som anges i skälen 389 och 390 är NETA inte en sådan marknad.
The Commission considers that the aid may have an impact on BE’s competitors in many ways.
Kommissionen anser att stödet mycket väl kan komma att påverka BE:s konkurrenter på en rad sätt.
Two of them might have a major impact on competition.
Det är främst två aspekter som kan komma att påverka konkurrensen avsevärt.
BE could use the aid it receives for its nuclear plants for the benefit of the Eggborough power plant.
BE skulle kunna använda stödet till Eggborough-anläggningen.
For instance, it could use this money in order to fit Eggborough with flue gas desulphurisation devices that would allow it to comply with new environment regulations, which would in turn extend significantly the plant’s lifetime.
Exempelvis skulle det kunna användas till att installera ett system för avsvavling av rökgas och anläggningen skulle därigenom uppfylla de nya miljökraven och dess livstid skulle förlängas avsevärt.
Alternatively, BE could also use the funds made available by the aid in order to purchase more non-nuclear generation assets.
BE skulle också kunna använda stödet till att förvärva fler kraftverk av annat slag än kärnkraftverk.
Admittedly, BE needs some flexible source of electricity generation to compensate for its nuclear stations’ inflexibility.
Det är sant att BE behöver ha tillgång till andra former av elproduktion för att kompensera för bristande flexibilitet i kärnkraftsproduktionen.
Whenever the aid allows BE to extend its non nuclear portfolio, it allows it to have more internal access to flexible generation, and therefore increases its possibility to offer better deals to its customers, while at the same time decreasing its need to purchase flexible generation from its competitors.
Om stödet gör det möjligt för BE att förvärva andra kraftverk så kan bolaget också producera annan el internt på mer flexibla villkor och kan därför erbjuda sina kunder bättre priser och behöver inte i lika stor utsträckning köpa el från sina konkurrenter.
Secondly, NETA is not a single market.
För det andra är NETA ingen enhetlig marknad.
NETA comprises in particular a wholesale market segment, in which generators sell electricity to suppliers and a direct sales to business (DSB) segment, in which generators sell electricity directly to large end users.
NETA består av en grossistmarknad, där elproducenterna säljer el till distributörer och en marknad för direktförsäljning till företag, där elproducenterna säljer el direkt till större slutanvändare.
Generators generally sell electricity on the DSB market with a premium over the wholesale market [70].
Elproducenterna kan oftast ta ut ett högre pris på marknaden för direktförsäljning än på grossistmarknaden [70].
It is thus preferable for a generator to sell electricity on the DSB market segment.
Det är således bättre för producenten att sälja sin el på marknaden för direktförsäljning.
While analysing the impact of the aid, one should therefore consider not only the global amount of electricity sold by each generator, but also the spread of its sales on the wholesale and DSB market segments.
Vid bedömningen av stödet bör det därför inte bara beaktas hur stora volymer el som varje producent säljer, utan även hur försäljningen fördelas på marknaderna.
One element of the BE restructuring plan aims to increase the company’s share in the DSB segment.
Omstruktureringsplanen innehåller åtgärder för att öka BE:s marknadsandelar på marknaden för direktförsäljning.
In order to do so, the company will have to try to offer DSB customers a competitively low premium over wholesale electricity prices.
BE måste därför försöka erbjuda direktförsäljningskunderna priser som kan konkurrera med priserna på grossistmarknaden.
BE will be able to finance part or whole of this competitive offer via the decrease in its nuclear plants’ SRMC.
BE kommer att kunna finansiera detta i och med att kärnkraftverkens kortsiktiga marginalkostnader minskar.
Therefore, even though BE’s plants’ SRMC ranking might remain the same and hence not have any impact on its competitors’ load, the variation of their level will allow BE to shift part of its sales from the wholesale market to the DSB market.
Det innebär att även om BE behåller sin plats i ordningsföljden när det gäller kortsiktiga marginalkostnader och detta inte påverkar konkurrenterna kostnader så kommer de lägre kortsiktiga marginalkostnaderna att göra det möjligt för BE att flytta en del av försäljningen från grossistmarknaden till marknaden för direktförsäljning.
This in turn will shift part of the competitors’ output from the DSB to the wholesale market.
Det kommer i sin tur att innebära att konkurrenterna kommer att få flytta en del av sin försäljning från marknaden för direktförsäljning till grossistmarknaden.
In this way, the aid might increase BE’s profits and decrease those of its competitors.
Därför kan stödet innebära större vinst för BE och förluster för konkurrenterna.
In view of the above, the Commission considers that the aid has a significant impact on BE’s competitors, and that compensatory measures are necessary to mitigate this impact.
Mot bakgrund av ovanstående anser kommissionen att stödet får avsevärda effekter för BE:s konkurrenter och att det krävs kompensationsåtgärder för att lindra de effekterna.
Compensatory measures to be implemented
Kompensationsåtgärder som skall genomföras
Compensatory measures must strike a balance between the need to mitigate the impact of the aid on competitors and the need to preserve the beneficiary company’s prospects of viability.
Kompensationsåtgärderna måste vara av ett sådant slag att det både tas hänsyn till behovet av att lindra de effekter stödet får för konkurrenterna och behovet av att bevara det stödmottagande företagets möjligheter till lönsamhet.
For this purpose, the Commission considers that compensatory measures should target precisely the mechanisms by which the aid could be detrimental to BE’s competitors.
Kommissionen anser därför att kompensationsåtgärderna bör inriktas på de faktorer som gör att stödet kan skada BE:s konkurrenter.
This means that compensatory measures in this case should aim at ensuring that BE will not use the aid granted by the Government for the purpose of unduly increasing its flexible generation portfolio or gaining DSB market shares.
Det innebär att kompensationsåtgärderna i det aktuella ärendet bör se till att BE inte kan använda stödet från regeringen för att förvärva flexibel produktionskapacitet eller marknadsandelar på marknaden för direktförsäljning.
This goal has lead the Commission to ask for three compensatory measures.
Kommissionen har därför begärt att det skall vidtas tre kompensationsåtgärder.
These compensatory measures were proposed by the UK authorities on the basis of the measures suggested by BE’s competitors in their submission.
Förenade kungariket har föreslagit tre kompensationsåtgärder som tagits fram med utgångspunkt i de synpunkter som lämnats av BE:s konkurrenter.
Compensatory measure No 1.
Kompensationsåtgärd 1
As was explained in recital (437), one way the aid could potentially have a greater impact on BE’s competitors would be if, instead of paying for charges incurred by BE’s nuclear fleet as intended, it was used for the purpose of improving BE’s non nuclear generation capacity.
Som anges i skäl 437 är en av de större riskerna med stödet, och som kan få avsevärda effekter på BE:s konkurrenter, att BE i stället för uppfylla åtagandena på kärnenergiområdet använder stödet för att förvärva produktionskapacitet av annat slag än kärnkraftverk.
This would allow BE to compete with its competitors’ plants more easily [71], and would give it more access to flexible generation than it presently has, which would in turn decrease BE’s need to purchase this flexibility from outside.
På det viset skulle BE lättare kunna konkurrera med konkurrenternas anläggningar [71] och bolaget skulle också ha bättre tillgång till flexibel elproduktion än i nuläget och det skulle dessutom minska BE:s behov av att köpa el från konkurrenterna.
In order to avoid this possibility, BE’s different businesses should be separated into different legal entities with separate accounts.
För att förhindra att detta sker bör BE:s olika verksamheter delas upp i separata juridiska enheter med separat bokföring.
For this purpose, BE’s structure should be modified in such a way that nuclear generation, non-nuclear generation, sales to the wholesale market and DSB sales are established in separate subsidiaries.
BE:s struktur bör därför ändras så att det skapas separata dotterbolag för elproduktion från kärnkraftverken, annan elproduktion, försäljning på grossistmarknaden och direktförsäljning.
The aid should be attributed solely to the nuclear generation business.
Stödet skall endast gå till kärnkraftsproduktionen.
Cross subsidisation between the various subsidiaries should be forbidden.
Det får inte förekomma någon korssubventionering mellan dotterbolagen.
This prohibition should be implemented as much as possible through the companies’ licensing regime and as such monitored by the Great Britain electricity system regulator: OFGEM.
Detta bör i görligaste mån säkerställas via bolagets licensieringssystem och tillsyn bör utövas av OFGEM, som är Förenade kungarikets tillsynsmyndighet på elområdet.
However, the Commission recognises that operators’ licences cannot be modified freely by OFGEM, which has a duty to consult third parties on such modifications and take account of comments received.
Kommissionen instämmer i att OFGGEM inte kan ändra operatörernas licenser hursomhelst, utan måste samråda med tredje parter om eventuella ändringar.
Should it not be possible for OFGEM to modify one of BE’s licences in such a way as to forbid cross subsidisation, the UK Government should provide the Commission with a not limited in time undertaking with the same effect.
Om det visar sig att OFGEM inte kan ändra BE:s licenser så att korssubventionering blir omöjlig bör Förenade kungariket göra ett icke tidsbegränsat åtagande om detta.