natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The stated objectives include targets for co-generation and for renewable sources, both of which fall under the electricity purchase scheme.
Målen omfattar målen för samproduktion och förnybara källor som båda ingår i stödordningen för köp av elenergi. Det målet sammanfaller med målen för Slovenien som fastställs i bl.a.
These objectives are consistent with the targets set for Slovenia inter alia by Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market [8].
Europaparlamentets och rådets direktiv 2001/77/EG av den 27 september 2001 om främjande av el producerad från förnybara energikällor på den inre marknaden för el [8].
Directive 2001/77/EC sets indicative targets for individual Member States.
I direktiv 2001/77/EG fastställs vägledande mål för enskilda medlemsstater.
For Slovenia, the objective is a share of electricity consumption coming from renewables of 32,6 % by 2010.
Målet för Slovenien är att andelen förnybar energi skall uppgå till 32,6 % år 2010.
The total number of power plants from which electricity is purchased under the scheme is 434, of which 430 are connected to the distribution network and four to the transmission network.
Antalet kraftverk från vilka elenergi köps upp inom ramen för stödordningen uppgår till 434, och av dessa är 430 anslutna till distributionsnätet och 4 till överföringsnätet.
More than 90 % of the power plants connected to the distribution network are hydroelectric plants, the remainder being biomass power plants, solar plants and CHP plants.
Mer än 90 % av kraftverken som är anslutna till distributionsnätet är vattenkraftverk, övriga är kraftverk som drivs med biomassa, solkraftverk och värmekraftverk.
The scheme has been in force since the Decree on the rules for determining prices and purchasing of electricity from qualified electricity producers [9] entered into force on 4 April 2002.
Stödordningen stöder sig på den slovenska lagen om fastställande av avgifter och om köp av elenergi från miljögodkända producenter av elenergi [9], som började gälla den 4 april 2002.
The electricity purchase agreements currently in force between qualified power plants and network or system operators have been concluded for a period of 10 years.
De villkor för köp av elenergi som för närvarande gäller för miljögodkända kraftverk och nät- eller systemföretag har fastställts för en tioårsperiod.
Slovenia explained that, according to Article 4 of the 1999 Energy Act, renewable sources of energy are defined as provided for in Directive 2001/77/EC.
Slovenien klargjorde att enligt artikel 4 i 1999 års energilag definieras förnybara energikällor i enlighet med direktiv 2001/77/EG.
The main aim of the scheme is to ensure appropriate economic conditions for the development and implementation of new qualified power plant projects.
Stödordningens huvudsyfte är att säkerställa lämpliga ekonomiska villkor för utveckling och genomförande av nya projekt för miljögodkända kraftverk.
A cost analysis of individual qualified power plants (with regard to primary energy source and size) has been used to work out purchase prices for individual types of qualified power plants that would guarantee at least the minimum return required for making new investments.
För fastställande av inköpspriserna för enskilda typer av miljögodkända kraftverk, som kan garantera åtminstone en minimiavkastning för nya investeringar användes en kostnadsanalys för enskilda miljögodkända kraftverk (med hänsyn till primära energikällor och storlek).
The amount of aid or premium is determined as the difference between the uniform annual purchase price and the average market price of electricity.
Nivån på stödet eller utbetalningarna definierades som skillnaden mellan den enhetliga årsinköpsavgiften och det genomsnittliga marknadspriset för elenergi.
If the market price increases, the premiums are reduced accordingly.
Om marknadspriset ökar minskar utbetalningarna i motsvarande grad.
The table below compares production costs of the qualified producers per power plant technology and size categories with the premium offered by the scheme.
I tabellen nedan jämförs produktionskostnader för miljögodkända producenter per teknisk kategori och storlek med utbetalningarna i stödordningen.
The table assumes an average market price of 8 SIT/kWh.
Tabellen bygger på ett genomsnittligt marknadspris på 8 SIT/kWh.
This value is for reference only since, if market prices increase, premiums are decreased accordingly.
Det värdet tjänar blott som referens då utbetalningarna minskar när marknadspriset ökar.
In all cases, production costs are higher than both the average market price and the guaranteed uniform purchase price under the qualified producers’ scheme.
I samtliga fall är produktionskostnaderna högre än de genomsnittliga marknadspriserna och de garanterade enhetliga inköpspriserna enligt de miljögodkända producenternas stödordning.
Comparison of production costs of qualified power plants with the purchase price under the scheme
Jämförelse mellan produktionskostnader för miljögodkända kraftverk och inköpspriset enligt stödordningen
Assuming a market price of SIT 8/kWh.
Anm.: Med ett uppskattat marknadspris på 8 SIT/kWh.
Type of qualified power plant (QPP) by primary energy source
Typ av miljögodkänt kraftverk med avseende på primär energikälla
Power
Kapacitet
Premium
Premier
Hydroelectric plants
Vattenkraftverk
up to 1 MW
upp till 1 MW
from 1 MW to 10 MW
från 1 MW till 10 MW
Biomass plants
Kraftverk som drivs med biomassa
over 1 MW
över 1 MW
Wind plants
Vindkraftverk
Geothermal plants
Geotermiska kraftverk
Solar plants
Solkraftverk
up to 36 kW
upp till 36 kW
over 36 kW
över 36 kW
Other QPPs (biogas)
Andra miljögodkända kraftverk (biogas)
QPPs or thermal plants using municipal waste
Miljögodkända kraftverk eller värmeverk som använder kommunalt avfall
CHP thermal plants for district heating
Kraftvärmeverk för fjärrvärme
CHP industrial thermal plants
Industrikraftvärmeverk
On the basis of a cost analysis and an economic calculation for categories of qualified power plant units, as shown in the table below, it emerges that the net present value (NPV) of the purchase prices applied under the scheme does not exceed the NPV of all investment costs at any of the qualified power plants.
Som framgår av tabellen nedan som utarbetats på grundval av en kostnadsanalys och en ekonomisk beräkning per kategori miljögodkända kraftverk, överskrider nettonuvärdet för inköpspriserna enligt stödordningen inte nettonuvärdet för samtliga investeringskostnader för något av de miljögodkända kraftverken.
Comparison of NPV of purchase prices with investment costs of individual qualified power plants
Jämförelse mellan nettonuvärdet för inköpspriset och investeringskostnaderna för enskilda miljögodkända kraftverk
Applying a discount rate of 8 %, a period of 15 years and a decrease in the purchase price or premium of 5 % after five years and 10 % after ten years, in accordance with the Decree on purchasing.
Anm.: Med en diskontonivå på 8 %, en period på 15 år och en sänkning av inköpspriserna eller premierna på 5 % efter fem år och 10 % efter tio år enligt lagen om inköp.
Projected annual sales
Beräknad årlig försäljning
Specific investment costs
Särskilda investeringskostnader
Annual premium
Årliga permier
Premium — investment costs (NPV)
Premier – investeringskostnader
[SIT million]
[miljoner SIT]
[SIT million/a]
[miljoner SIT per år]
The premiums for individual qualified power plants also include the return on capital prescribed by Slovenian legislation — this amounts to a minimum discount rate of 8 % on investments from public funds.
Utbetalningar för enskilda miljögodkända kraftverk omfattar också kapitalavkastningen enligt slovensk lagstiftning. Denna uppgår till en diskontonivå på minst 8 % för investeringar med offentliga medel.
Non-adjustment of purchase prices and premiums has meant that the current return for all qualified power plants using renewable energy sources is lower than 8 %, as shown in the table below.
När inköpspriserna och utbetalningarna inte samordnas blir den gällande avkastningen för alla miljögodkända kraftverk som använder förnybar energi lägre än 8 %, vilket visas i tabellen nedan.
For solar plants the premium allows no return on capital (negative return), particularly in the case of small and medium-sized plants.
För solkraftverksutbetalningar tillåts inte någon kapitalavkastning (negativ avkastning), särskilt inte när det gäller små och medelstora kraftverk.
Return on capital for individual qualified power plants
Kapitalavkastning för enskilda miljögodkända kraftverk
N.B.: Return on capital calculated on investments in QPPs (see Table 2) at the current value of premiums.
Anm.: Kapitalavkastning beräknad på investeringar i miljögodkända kraftverk (se tabell 2) med hänsyn till det aktuella värdet på premierna.
Return on capital included in premium
Kapitalavkastning inkluderat i premien
Combined heat and power generation
Kraftvärmeverk
Slovenia explains that new CHP units are equipped mainly with gas turbines, which, during operation, attain an electrical efficiency of between 37 % and 40 % and an overall efficiency of over 80 %.
Sloveniens förklaring är att nya kraftvärmeverksenheter är utrustade med gasturbiner med en elektrisk effektivitet på 37–40 % och en total effektivitet på över 80 %.
New smaller turbines attain an electrical efficiency of over 30 % and again an overall efficiency of over 80 %.
Nya mindre turbiner når en elektrisk effektivitet på över 30 % och en total effektivitet på över 80 %.
Given that the average electrical efficiency of conventional thermal power plants in Slovenia is around 31 %, this shows the large primary energy savings (between 15 % and 25 %) made by generating electricity in co-generation units and making beneficial use of heat.
Eftersom den genomsnittliga elektriska effektiviteten för vanliga värmekraftverk i Slovenien ligger på runt 31 %, visar detta på stora besparingar av primärenergi (15–25 %) genom elenergiproduktion i enheter för samproduktion som utnyttjar värmen.
The operating efficiency of qualified CHP plants are fixed such as to comply with the efficiency criteria of Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EEC [10].
Effektiviteten för miljögodkända kraftvärmeverk fastställs så att den uppfyller effektivitetskriterierna i Europaparlamentets och rådets direktiv 2004/8/EG av den 11 februari 2004 om främjande av kraftvärme på grundval av efterfrågan på nyttiggjord värme på den inre marknaden för energi och om ändring av direktiv 92/42/EEG [10].
Slovenia demonstrated that electricity production costs in qualified CHP plants is in all cases higher than the scheme purchase price, that the NPV of premiums is below investment costs and that the return on investment is below 4,20 % (see last three lines of all tables above).
Slovenien har visat att produktionskostnaderna för elenergi i miljögodkända kraftvärmeverk i samtliga fall är högre än stödordningens inköpspriser, att utbetalningarnas nettonuvärde är lägre än investeringskostnaderna och att avkastningen på investeringarna är lägre än 4,20 % (se de sista tre raderna i tabellerna ovan).
The calculations take into account gains from the use of heat.
I beräkningen inräknas vinster från värmeanvändningen.
Security of supply
Försörjningstrygghet
Slovenia has put in place a service of general economic interest in the field of security of electricity supply.
Slovenien har infört en tjänst av allmänt ekonomiskt intresse på området tryggad försörjning av elenergi.
In accordance with Article 11(4) of Directive 2003/54/EC, this service of general economic interest is based on the generation of electricity using domestic sources of fossil fuel.
Enligt artikel 11.4 i direktiv 2003/54/EG skall den tjänsten av allmänt ekonomiskt intresse grunda sig på produktion av elenergi med användning av inhemska källor av fossilt bränsle.
For this purpose, 600000 tonnes a year of Slovenian brown coal is used for electricity generation.
I det syftet används årligen 600000 ton brunkol för elenergiproduktion.
Brown coal is the only source of fossil fuel available in Slovenia.
Brunkol är det enda fossila bränsle som finns i Slovenien.
Since brown coal is used to the best effect at one of the units of Trbovlje (TET2, which is located near a brown coal mine), it falls to Trbovlje to meet this commitment.
Eftersom brunkol används mest effektivt i en av Trbovljes enheter (TET 2 som ligger nära brunkolsgruvan) är det det kraftverket som får uppfylla kravet.
It was decided that this amount of electricity may be purchased through the guaranteed purchase system.
Man har beslutat att den mängden elenergi får köpas genom systemet för garanterat inköp.
The corresponding electricity is purchased at a price verified each year by the authorities, and corresponding to electricity production costs in Trbovlje.
Motsvarande mängd elenergi köps in till priser som fastställs årligen av myndigheterna, med hänsyn till produktionskostnaderna för elenergi på kraftverket Trbovlje.
No profit element is included in the purchase price.
I inköpspriset ingår inte någon vinst.
Slovenia provided the following table estimating the amount of support for the company in past years:
Slovenien har utarbetat följande tabell med beräknat stöd till företaget under tidigare år:
Estimated amount of support
Beräknat stöd
Quantity (GWh)
Kvantitet (GWh)
Purchase price (SIT/kWh )
Inköpspris (SIT/kWh)
Cost of purchase (SIT thousand)
Inköpskostnader (i tusen SIT)
Sales price (SIT/kWh)
Försäljningspris (SIT/kWh)
Cost of energy sold (SIT thousand)
Kostnad såld energi (i tusen SIT)
Amount of aid (SIT thousand)
Stöd (i tusen SIT)
Level of aid (SIT/kWh)
Stödnivå (SIT/kWh)
The use of domestic brown coal is in principle also possible at the Šoštanj power plant, which has five units, two of which are more recent and equipped with flue-gas cleaning equipment and three of which are older and have no cleaning equipment.
Det är i princip också möjligt att använda inhemsk brunkol på kraftverket Šoštanj som omfattar fem enheter varav två är nya och utrustade med anläggningar för rökgasrening och tre äldre utan reningsutrustning.
These units burn coal from a nearby colliery and, under certain conditions, could also burn brown coal.
På de enheterna förbränns kol från närbelägna kolgruvor, men under vissa omständigheter kan man också förbränna brunkol där.
The two newer units are fully employed in burning lignite from the nearby colliery.
De båda nya enheterna använder fullt ut brunkol från den närbelägna kolgruvan.
Roughly speaking, the capacity of that colliery satisfies those two units.
Kolgruvans kapacitet räcker mer eller mindre för dessa två enheter.
Burning brown coal would be possible only in the three older units, which are not used to full capacity and still have some operating reserves.
Förbränning av brunkol skulle endast kunna ske i de tre äldre enheterna som inte används fullt ut och därför har viss driftskapacitet kvar.
However, this option raises the following difficulties:
Detta alternativ innebär dock följande svårigheter:
transport by rail of brown coal to Šoštanj would cost around EUR 5/t; given the planned brown coal production in the national energy balance (600000 t/year), this would amount to EUR 3 million a year.
Järnvägstransport av brunkolen från Trbovlje till Šoštanj skulle kosta runt 5 euro/ton. Med tanke på att den planerade brunkolsproduktionen uppgår till 600000 ton per år i den nationella energibalansen, skulle detta innebära en kostnad på tre miljoner euro/år.
burning the coal would increase SO2 emissions by 30000 t/year, as units 1, 2 and 3 at Šoštanj do not have flue-gas cleaning equipment and brown coal from Slovenia contains between 2,2 % and 2,5 % sulphur;
Med kolförbränningen skulle svaveldioxidutsläppen öka med 30000 ton/år, eftersom enheterna 1, 2 och 3 på kraftverket Šoštanj inte är utrustade med någon rökgasrening och slovensk brunkol innehåller 2,2–2,5 % svavel.
since units 1, 2 and 3 at Šoštanj have a considerably lower thermodynamic efficiency than Trbovlje, burning the same amount of brown coal for electricity generation in the three units at Šoštanj instead of at Trbovlje would increase CO2 emissions by around 15 %.
Eftersom enheterna 1, 2 och 3 på kraftverket Šoštanj har väsentligt mycket sämre termodynamisk verkningsgrad jämfört med Trbovlje, skulle förbränning av samma mängd brunkol i de tre enheterna på Šoštanj i stället för i Trbovlje vid elenergiproduktion leda till en ökning av koldioxidutsläppen med nästan 15 %.
For the above reasons it can be seen that burning brown coal in the units at Šoštanj cannot be justified from an economic point of view.
Detta faktum innebär att förbränning av brunkol i enheterna på Šoštanj inte kan motiveras ekonomiskt.
The only other possibility for burning brown coal is at the Ljubljana thermal power and heat plant (TE-TOL), which used domestic brown coal as its main energy source until 2000.
Den enda återstående möjligheten att förbränna brunkol är i kraftvärmeverket TE-TOL i Ljubljana som fram till 2000 hade brunkol som sin huvudsakliga energikälla.
Since the units at TE-TOL do not have in-built flue-gas cleaning equipment, they can no longer burn brown coal from Slovenia because it contains between 2,2 and 2,5 % sulphur.
Eftersom enheterna på TE-TOL inte har något reningssystem med rökgas kan man inte längre förbränna slovensk brunkol där eftersom den innehåller 2,2–2,5 % svavel.
TE-TOL stopped burning domestic brown coal for that reason and now burns only imported Indonesian coal, which has a considerably lower sulphur content (< 0,5 %), so that the plant does not need flue-gas desulphurisation equipment.
Av denna orsak slutade man förbränna inhemsk brunkol på TE-TOL och nu förbränns enbart importerad indonesisk kol som innehåller väsentligt mycket mindre svavel (under 0,5 %). För detta behövs inte någon svavelrening med rökgas.
Fitting TE-TOL units with flue-gas cleaning equipment would be uneconomic.
Det vore alltför kostsamt att bygga en anläggning för rökgasrening på TE-TOL.
Slovenia undertook to ensure that no more than 15 % of the overall primary energy necessary to produce the energy consumed in Slovenia in any calendar year receives State support for security of supply.
Slovenien har åtagit sig att se till att statligt stöd för försörjningstrygghet betalas för högst 15 % av den totala primärenergi som behövs för att producera energi i Slovenien under ett kalenderår.
Overlap
Kumulering
The purchase obligation scheme provides for only part of the qualified producer’s depreciation costs to be covered.
Systemet med obligatoriskt köp innebär att endast en del av avskrivningskostnaderna för de miljögodkända producenterna täcks.
The Rules on the allocation of funds for the promotion of the exploitation of renewable energy resources, efficient energy use and CHP [11] allowed investment aid for power plants using renewable sources and CHP plants.
Enligt reglerna om tilldelning av anslag för främjande av förnybara energikällor, effektiv energianvändning och kraftvärme [11] får investeringsstöd betalas till kraftverk som använder förnybar energi samt till kraftvärmeverk.
However, investment aid for such plants has been abolished under the new Rules on the allocation of funds for the promotion of efficient use of energy and utilisation of energy resources [12].
Emellertid avskaffades stödet till den typen av kraftverk i reglerna om tilldelning av medel för främjande av effektiv användning av energi och användning av förnybara energikällor [12].
Exceptions have been made for power plants not connected to the public grid that do not benefit from the scheme, and for plants with a capacity of up to 10 MW that employ renewable sources of energy and use new or obsolete technology in which, because of the high cost price of generating electricity, the purchase price of electricity is not high enough to ensure the profitability of the investment.
Det har beviljats undantag för kraftverk som inte är anslutna till den offentliga nätet och som inte omfattas av stödordningen och för kraftverk med en kapacitet på upp till 10 MW som använder förnybara energikällor och ny eller föråldrad teknik som, på grund av höga produktionskostnader för elenergi, är i en situation där inköpspriset för elenergi inte är högt nog för att investeringar skall löna sig.
The type of technology eligible for the granting of incentives is determined in periodic calls for tenders.
Den typ av energi som är stödberättigande fastställs i regelbundet återkommande anbudsförfaranden.
To prevent excessive aid overlap, Article 14 of the Decree on the rules for determining prices and purchasing of electricity from qualified electricity producers states that, where a qualified producer has received any subsidy for the construction of a power plant, the guaranteed purchase price is reduced proportionately.
För att förhindra alltför stor kumulering fastställs det i artikel 14 i lagen om regler för fastställande av priser och inköp av elenergi från miljögodkända producenter att miljögodkända producenter som får stöd av vilken typ det vara månde för att bygga ett kraftverk skall få en motsvarande minskning av det garanterade inköpspriset.
Pursuant to that Article, a qualified electricity producer must, on signing an agreement for the purchase of electricity with the operator of the network to which it is connected, declare the amount of any subsidy it has received for the construction of power plants.
Enligt den artikeln skall en miljögodkänd producent av elenergi deklarera hur mycket stöd som man har erhållit då kraftverket byggdes, när ett avtal undertecknas om försäljning av elenergi till det företag som driver det nät till vilket producenten är ansluten.
The declared amount is used as a basis for calculating the reductions in the guaranteed purchase price.
Det deklarerade beloppet används som grund för beräkning av minskningar av det garanterade inköpspriset.
On the basis of the above provisions, the guaranteed purchase price for power plants (depending on the type of plant and the rated power) is reduced by 5 % for each 10 % of State aid received compared with the amount of investment in the power plant.
På grundval av dessa bestämmelser skall det garanterade inköpspriset för kraftverk (beroende på typ av kraftverk och uppskattad effekt) minskas med 5 % för varje 10 % statligt stöd som erhållits jämfört med hur mycket som investerats i kraftverket.
The provisions of the Decree are based on the premise that the full guaranteed price for electricity from qualified producers covers the fixed costs and variable costs.
Lagens bestämmelser bygger på antagandet att det fullständiga garanterade inköpspriset för elektricitet från miljögodkända producenter täcker fasta och löpande kostnader.
The average ratio between fixed and variable costs is assumed to be 50:50.
I genomsnitt torde förhållandet mellan fasta och löpande kostnader vara 50:50.
Slovenia has undertaken to refine the reduction rule in order to adapt it more precisely to the breakdown between fixed and variable costs depending on technologies.
Slovenien har åtagit sig att anpassa regeln om nedsättning så att den mer exakt passar uppdelningen mellan fasta och rörliga kostnader beroende på teknik.
Commitments of the Member State
Medlemsstaternas åtaganden
Slovenia undertook to prepare amendments to the regulations on electricity from renewable energy sources and CHP in order to change the current financing system of the scheme.
Slovenien har åtagit sig att förbereda ändringar av lagen om elenergi från förnybara energikällor och kraftvärmeverk i syfte att ändra stödordningens finansieringssystem.
These amendments will be introduced in order to make the support scheme compatible with Articles 25 and 90 of the EC Treaty:
För att ordningen skall bli förenlig med artiklarna 25 och 90 i EG-fördraget krävs följande ändringar: