natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Polish electricity regulator, URE, indirectly retains the right to check whether the costs charged to PSE are justified and reasonable, but in practice URE uses this power only to check that the costs were actually linked to electricity generation.
Den polska energiregleringsbyrån URE är indirekt behörig att kontrollera huruvida de kostnader som påförs PSE är motiverade och rimliga, men i praktiken använder URE sin behörighet endast för att kontrollera att kostnaderna faktiskt är kopplade till elproduktion.
Furthermore, URE's checks are only indirect since their purpose is to verify the cost structure of PSE with a view to defining PSE's income from captive customers.
Vidare är URE:s kontroller endast indirekta och avsedda att granska PSE:s kostnadsstruktur med avseende på storleken hos PSE:s intäkter från interna kunder.
In the unlikely circumstance of some of the PPA-related costs charged to PSE being deemed unjustified by URE, it can only prohibit PSE from passing these costs on to its captive customers.
I det osannolika fall att URE skulle anse att någon energiköpsavtalsrelaterad kostnad som påförs PSE inte kan motiveras, kan URE endast förbjuda PSE att överföra kostnaden till sina interna kunder.
This might make it more difficult for PSE to discharge its obligations under the PPAs, but it would not mean they had been legally annulled.
Detta kan göra det svårare för PSE att uppfylla sina plikter enligt energiköpsavtalen men det betyder inte att plikterna lagligen skulle ha upphört att gälla.
The core principle described above is applied for the whole duration of the PPA, which lasts from 7 years to 20 years from the beginning of operation of the plants, i.e. from 10 to 31 years following the conclusion of the PPAs and, in the majority of cases, more than 15 years.
Den grundprincip som beskrivs ovan tillämpas på energiköpsavtalens hela löptid, som varar från 7 till 20 år från det att ett kraftverk tas i drift, vilket betyder 10 till 31 år efter att energiköpsavtalen ingicks och i de flesta fall mer än 15 år.
This means that, during this period, the commercial risk associated with operating the power plants is borne by the buyer of the electricity, i.e. PSE.
Av det följer att affärsrisken som är förknippad med driften av kraftverken ligger hos elköparen, dvs. PSE.
This includes the risk associated with fluctuations in electricity generation costs and, in particular, fuel costs, the risk associated with fluctuations in end-user electricity prices, and the risk associated with fluctuation in end-user electricity demand.
Affärsrisken omfattar risker förknippade med varierande kostnader för elproduktion, särskilt bränslekostnader, risker förknippade med variationer i slutanvändarnas elpriser och risker förknippade med variationer i slutanvändarnas efterfrågan på el.
These are the typical risks that any power generator without a PPA would bear itself.
Dessa är de typiska risker som alla elproducenter utan energiköpsavtal måste bära själv.
This means that power plants which have concluded PPAs (provided that they are properly managed from a technical perspective) have guaranteed profits extending over a very significant period equivalent to the typical expected lifetime of the assets concerned or their depreciation.
Elproducenter med energiköpsavtal (förutsatt att avtalen är tekniskt sett korrekta) kan därför räkna med garanterade vinster under en betydande period, som motsvarar den typiska förväntade livstiden eller avskrivningstiden för de berörda tillgångarna.
The longer the period is, the greater the value of the guarantee, since it protects against a risk whose occurrence is increasingly unpredictable.
Garantins värde ökar med periodens längd, eftersom garantin skyddar mot risker som utvecklas på ett allt mer oförutsägbart sätt.
The Commission considers that this guarantee, which is the core of the PPAs, places the beneficiaries in a better economic situation than other companies on the market and therefore provides an advantage to the relevant power plants.
Kommissionen anser att denna garanti, som är kärnan i energiköpsavtalen, försätter mottagarna i en bättre ekonomisk ställning än den som innehas av andra företag på marknaden, och att garantin därför ger de berörda elproducenterna en fördel.
According to both the Polish authorities and the interested parties, the banks required the PPAs to be signed as a precondition for awarding loans to finance the assets.
Både de polska myndigheterna och de berörda parterna konstaterar att bankerna krävde energiköpsavtal som villkor för att bevilja lån för finansiering av tillgångarna.
The financial institutions' agreement to finance the investments was therefore contingent on the PPA.
Finansinstitutens villighet att finansiera investeringarna berodde således på energiköpsavtalen.
It follows from the above considerations that PPAs are not a traditional form of guarantee but simply provide for payment by the State-owned and State-controlled PSE of the investment costs and the most important (if not all) operating costs of the power plants which are parties to the agreements.
Av det ovan anförda följer att energiköpsavtalen inte är en traditionell garantiform utan att de helt enkelt innebär att statsägda och statskontrollerade PSE betalar investeringskostnaderna och de viktigaste (eller alla) driftskostnaderna för ett kraftverk som är avtalspart.
In practice, this ‘guarantee’ means that, over more or less the full depreciation period or planned lifetime of the plant, and irrespective of any changes in the conditions obtaining on the market, PSE buys a fixed quantity of electricity at a price that must ensure the power plant's viability.
I praktiken betyder denna ”garanti” att PSE under en period som mer eller mindre motsvarar kraftverkets hela avskrivningsperiod eller planerade livstid, och oberoende av hur marknadsvillkoren förändras, köper en fast mängd el till ett pris som måste säkerställa kraftverkets lönsamhet.
With a view to determining whether an advantage exists, the Commission analyses several other aspects in the following paragraphs.
I syfte att granska förekomsten av en fördel analyserar kommissionen i det följande ett antal andra aspekter.
First, the Commission notes that in Poland PPAs were concluded only with selected power generators.
Kommissionen noterar för det första att energiköpsavtalen i Polen endast tecknades med valda elproducenter.
At the time they were concluded, there were other electricity generators that did not benefit from the PPA rules.
Samtidigt fanns det andra elproducenter som inte fick ta del av energiköpsavtalens förmåner.
More were set up in later years, and new investments are currently under way without PPA support.
Flera tecknades under senare år, och för närvarande genomförs nya investeringar utan stöd av energiköpsavtal.
In the first years of the PPAs, power generators without a PPA could sell their electricity at prices controlled by the State via URE.
Under energiköpsavtalens första år kunde elproducenter utan energiköpsavtal sälja sin el till priser som staten kontrollerade via URE.
On 28 June 2001 a start was made on eliminating this mechanism and these power generators started selling their electricity at free, market-based prices.
Från och med den 28 juni 2001 monterades denna mekanism ned och de berörda elproducenterna började sälja sin el till fria, marknadsbaserade priser.
As the interested parties have indicated, none of these mechanisms (price controlled by the state or free, market-based price) enabled generators without PPAs to cover all their costs.
Som de berörda parterna har konstaterat, gjorde ingen av dessa mekanismer (statskontrollerat pris eller fritt, marknadsbaserat pris) det möjligt för elproducenter utan energiköpsavtal att täcka alla sina kostnader.
They sell their electricity at a price corresponding to marginal costs, i.e. a price which only ensures that their variable costs are covered.
De säljer sin el till ett pris som motsvarar marginalkostnaderna, dvs. ett pris som endast säkerställer att de rörliga kostnaderna täcks.
The interested parties have suggested that electricity produced by power generators without PPAs is not as environmentally friendly as electricity generated by beneficiaries of PPAs, and that this would justify the former receiving a lower price for their electricity.
De berörda parterna har lagt fram att el från elproducenter utan energiköpsavtal inte är lika miljövänlig som el från producenter med energiköpsavtal, och att detta skulle motivera att de förstnämna får ett lägre pris för sin el.
First, it is not certain that all power plants without PPAs generate ‘dirty’ electricity.
Det är för det första inte säkert att alla kraftverk utan energiköpsavtal genererar ”oren” el.
The newest plants in Poland (without PPAs) produce electricity using state-of-the-art technology.
De nyaste kraftverken i Polen (utan energiköpsavtal) producerar el med hjälp av modern teknik.
In addition, there is no economic reason why less environmentally friendly electricity would have a lower market value than more environmentally friendly electricity.
Det finns dessutom ingen ekonomiskt motivering för att mindre miljövänlig el skulle ha ett lägre marknadsvärde än mer miljövänlig el.
The electricity produced is completely substitutable (it is not even possible to distinguish physically between the two types), and its value for the customer is exactly the same.
All producerad el är fullständigt utbytbar (det är inte ens möjligt att fysiskt skilja mellan de två typerna) och värdet för kunden är exakt detsamma.
In 2004, the average price on the market fluctuated around 115 PLN/MWh; in 2005 around 115-120 PLN/MWh; in 2006 it was rather stable at around 125 and in 2007 (to 31 July 2007) it fluctuated between 110 and 122 PLN/MWh.
År 2004 fluktuerade genomsnittspriset på marknaden kring 115 PLN/MWh, år 2005 kring 115–120 PLN/MWh, år 2006 låg genomsnittspriset stabilt kring 125 och år 2007 (fram till den 31 juli 2007) fluktuerade genomsnittspriset mellan 110 och 122 PLN/MWh.
By way of comparison, the information provided by Poland allowed the Commission to estimate the full costs incurred in 2005 by the power plants entitled to compensation under the Act as follows:
Med hjälp av informationen från Polen kunde kommissionen göra en jämförelse och uppskatta de fulla kostnader som år 2005 belastade elkraftverk med rätt till ersättning enligt lagen. Se tabell 5 nedan.
Estimated total costs of generating electricity in power plants which concluded PPAs in 2005
Uppskattade totalkostnader för elproduktion 2005 i kraftverk som slutit energiköpsavtal
Commission estimates based on data provided by Poland.
Kommissionens uppskattningar på grundval av information från Polen.
For Pątnów II, the value is for 2008, the first year in which the plant should be operational.
För Pątnów II anges värdet för 2008, då kraftverket bör ha tagits i drift.
Average generation costs in 2005 (PLN/MWh)
Genomsnittliga produktionskostnader 2005 (PLN/MWh)
Average price on the Polish Power Exchange
Genomsnittligt pris på den polska elbörsen
The figures in Table 5 above show how unlikely it is that market prices — i.e. the price that generators without PPAs are paid for their electricity on the market — would suffice to provide the same type of profit guarantee as the one PPAs offer.
Siffrorna i tabell 5 ovan visar osannolikheten för att marknadspriserna – dvs. de priser som elproducenter utan energiköpsavtal får för sin el på marknaden – är tillräckligt höga för att ge samma typ av vinstgaranti som fås genom ett energiköpsavtal.
The example of the Polish Power Exchange is not an isolated one.
Exemplet med den polska elbörsen är inte ett isolerat fall.
Other Member States have also liberalised their electricity markets and established power exchanges in which buyers and sellers trade electricity under market conditions.
Även andra medlemsstater har avreglerat sina elmarknader och inrättat elbörser där köpare och säljare kan handla med el på marknadsvillkor.
In its Sector Enquiry on electricity markets in Europe, the Commission examined in detail the conditions governing trade in electricity in European wholesale markets.
I sin utredning om elmarknaderna i Europa granskade kommissionen i detalj de villkor som gäller för handeln med el på de europeiska grossistmarknaderna.
The data gathered as part of this enquiry shows that no liberalised market provides a guarantee to generators that they will cover all their costs in the long-term.
De insamlade uppgifterna inom utredningen visar att ingen avreglerad marknad ger producenterna någon garanti för att de på lång sikt kan täcka alla sina kostnader.
As a matter of fact, most transactions take place within a horizon of three years.
I praktiken sker de flesta transaktioner med siktet inställt på tre år.
Trade in electricity on power exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs are covered.
Handeln på elbörser baserar sig alltid på marginalpriser, som endast täcker kortfristiga marginalkostnader.
Furthermore, the time horizon for contracts on these markets is shorter than for PPAs.
Dessutom är tidsperspektivet för avtal på dessa marknader kortare än tidsperspektivet för energiköpsavtal.
For instance, at present the longest contracts have been concluded for: four years in NordPool (Scandinavian countries), three years in Powernext (France), five years in UKPX (United Kingdom) and six years in EEX (Germany).
Som exempel på de längsta avtalen som för närvarande har slutits kan nämnas fyra år på NordPool (skandinaviska länderna), tre år på Powernext (Frankrike), fem år på UKPX (Förenade kungariket) och sex år på EEX (Tyskland).
On some exchanges, like OMEL in Spain, no forward contracts are concluded.
På vissa elbörser, som OMEL i Spanien, förekommer inga terminskontrakt.
Since 1 April 2006 no forward contracts have been concluded on the Polish Power Exchange either.
Efter den 1 april 2006 har inga terminskontrakt heller slutits på den polska elbörsen.
In liberalised markets, electricity can also be traded via bilateral contracts (over the counter’ or OTC market).
På avreglerade marknader kan el också handlas genom bilaterala kontrakt (”over the counter”, OTC-marknad).
An energy enquiry showed that, because of the possibility of arbitrage between power exchanges and bilateral contracts, trading conditions (in particular price and duration of contracts) on the OTC market are similar to those prevailing on power exchanges.
En energiutredning visade att möjligheten till förhandlingar elbörserna emellan och möjligheten till bilaterala kontrakt ger upphov till liknande handelsvillkor (särskilt pris och kontraktens löptid) på OTC-marknaderna och på elbörserna.
In the PPAs, PSE undertook to purchase a fixed minimum volume of electricity from power generators at a price covering their full costs until 2007 for the shortest PPAs and until 2027 for the longest ones.
Genom energiköpsavtalen åtog sig PSE att köpa en fast minimivolym el från elproducenterna till ett pris som för de kortaste avtalen täckte producenternas fulla kostnader fram till 2007 och för de längsta avtalen fram till 2027.
This decision was imposed on PSE by the Polish Government.
Beslutet om detta ålades PSE av den polska regeringen.
As ELCHO indicates in its comments, ‘the Polish Minister for Trade and Industry implemented the policy objectives of ensuring security of supply and improving environmental standards of power generation through PSE.’
Som ELCHO konstaterar i sina synpunkter använde Polens handels- och industriministern PSE för att genomföra regeringens politik om att säkerställa försörjningstrygghet och förbättra elproducenternas miljövänlighet.
The very fact that the Polish Government had to decide in PSE's place that new investments would take place and would benefit from PPAs clearly shows that this decision was mainly based on criteria other than market investor considerations.
Det faktum att det var den polska regeringen som i PSE:s ställe fattade beslut om att nya investeringar skulle genomföras och omfattas av energiköpsavtal visar klart att beslutet främst baserade sig på kriterier som inte följer den marknadsekonomiska investerarprincipen.
There are two main reasons why PSE would not have had an economic interest in taking this decision without government intervention.
Det finns två skäl till att PSE inte skulle ha haft något ekonomiskt intresse av att fatta beslutet utan regeringens ingripande.
First, PSE purchased a quantity of energy that it already knew might be surplus to its requirements.
För det första innebar beslutet att PSE skulle köpa en energivolym som PSE redan visste skulle vara för stor för PSE:s behov.
By awarding the PPAs, PSE undertook to purchase a fixed and significant quantity of electricity (around 50 % of Polish electricity production in 2005, and up to 70 % in the period in question).
Genom energiköpsavtalen åtog sig PSE att köpa en fastslagen och betydande volym el (omkring 50 procent av Polens elproduktion år 2005 och upp till 70 procent av Polens elproduktion under den berörda perioden).
At the very beginning (the first few years of the PPAs) PSE was the only supplier in the Polish electricity system, so it could sell all this electricity to its end users.
I början (energiköpsavtalens första år) var PSE den enda leverantören till det polska elsystemet, dvs. PSE kunde sälja all el till slutanvändarna.
However, from the very outset, it was clear that PSE would soon cease to be the sole electricity supplier in Poland.
Det stod dock klart ända från början att PSE snart skulle upphöra att vara ensam elleverantör i Polen.
In particular, during the pre-accession process, in December 1991, the Polish government had signed the Europe Agreement which constituted an association partnership between the EC and the Republic of Poland.
Särskilt kan nämnas att den polska regeringen i december 1991, under föranslutningsperioden, hade undertecknat ett Europaavtal om anslutningspartnerskap mellan gemenskapen och Republiken Polen.
Later, in 1994, Poland lodged its official application for EU membership.
Senare, 1994, lämnade Polen in sin officiella ansökan om EU-medlemskap.
Accession negotiations started in 1998 and ended in 2002 when the Copenhagen European Council found that Poland fulfilled the accession criteria.
Anslutningsförhandlingarna inleddes 1998 och slutfördes år 2002 när Europeiska rådet i Köpenhamn konstaterade att Polen uppfyllde kriterierna för anslutning.
As a matter of fact, the interested parties even indicated that one of the aims of the PPAs was to ensure that Polish power generators complied with certain EU directives on air pollution and, in particular, with the directives on emissions of large combustion plants, which is further evidence that these parties were aware that Poland would soon accede to the European Union.
Här kan noteras att de berörda parterna indikerade att ett av syftena med energiköpsavtal var att säkerställa att polska elproducenter uppfyller vissa EU-direktiv om luftförorening och särskilt direktivet om utsläpp från stora förbränningsanläggningar, vilket är ett ytterligare bevis på att dessa parter var medvetna om att Polen snart skulle ansluta sig till EU.
It was known that Poland's accession to the European Union would entail integration into the internal electricity market, liberalisation of which started with the adoption of Directive 96/92/EC.
Det var känt att Polens anslutning till EU skulle medföra integrering med den internationella elmarknaden, vars avreglering inleddes när direktiv 96/92/EG antogs.
This meant the opening-up of the market to other suppliers competing with PSE, and, accordingly, that PSE might not need all the electricity provided for in the PPAs in the light of changes on the electricity market.
Det betydde att marknaden öppnades för andra leverantörer som konkurrerade med PSE, dvs. till följd av ändringarna på elmarknaden skulle PSE kanske inte behöva all elvolym enligt energiköpsavtalen.
Further changes occurred when Directive 2003/54/EC was adopted on 26 June 2003.
Ytterligare ändringar skedde när direktiv 2003/54/EG antogs den 26 juni 2003.
This Directive provides for the liberalisation of the market for all professional consumers by 1 July 2004 and for all consumers by 1 July 2007, thus gradually reducing PSE's captive market share to zero.
Enligt direktivet ska marknaden avregleras för företagskunder senast den 1 juli 2004 och för alla kunder senast den 1 juli 2007, dvs. PSE:s konkurrensskyddade marknad skulle gradvis försvinna.
Second, even for the share of electricity which PSE actually needed, it made no sense for PSE, as the buyer, to undertake to pay the power plants the full costs of generating power, plus a profit margin established such a long time in advance even though it was already known that liberalisation would allow it to choose between different technologies and prices, including those offered by new market entrants using more efficient technologies.
För det andra var det inte vettigt för PSE, även med tanke på den elvolym som PSE faktiskt behövde, att som köpare åta sig att ersätta elproducenterna för elproduktionens alla kostnader plus en vinstmarginal som hade fastställts länge på förhand och trots att det redan var känt att avregleringen skulle ge PSE möjlighet att välja mellan olika tekniker och priser, inbegripet erbjudanden från nya aktörer på marknaden som använde effektivare tekniker.
Buyers have an interest in concluding long-term contracts only if these contracts provide them some hedging against fluctuations in the electricity market, and in particular against changes linked to fluctuations in fuel costs.
Köparna är endast intresserade att teckna långfristiga avtal om avtalen ger dem en viss risksäkring (hedging) mot fluktuationer på elmarknaden, särskilt mot ändringar som är kopplade till fluktuationer i bränslepriserna.
For this reason a buyer would have an economic interest in a long-term contract of this type only if the seller offered to take part of the risk associated with fluctuations in fuel costs or if the generating technology ensured stable fuel costs, as is the case with hydropower plants, and, in certain conditions, nuclear plants.
En köpare skulle därför endast ha ekonomiskt intresse av ett långfristigt avtal av denna typ om säljaren erbjuder sig att delta i den risk som är förknippad med fluktuationerna i bränslekostnader eller om produktionstekniken kan garantera stabila bränslekostnader (vattenkraftverk och, under vissa omständigheter, kärnkraftverk).
This economic logic is confirmed by the fact that there does not seem to be any example of private buyers taking long-term contracts without state intervention with plants using fossil fuel and covering all production costs for the same duration as the PPAs (more than 10 years).
Denna ekonomiska logik får stöd av det faktum att det inte tycks finnas exempel på privata köpare som sluter långfristiga avtal utan statlig inblandning med kraftverk som använder fossilt bränsle, med villkor om att täcka alla produktionskostnader och med lika lång varaktighet som energiköpsavtalen (mer än 10 år).
The Commission found none in its energy sector enquiry, and, despite their claims to the contrary, none of the interested parties submitted an example of such a contract to the Commission, despite the fact that some of them belong to very large groups with activities in several countries.
Kommissionen fann ingen sådan köpare i sin utredning av energisektorn och trots påståenden om motsatsen kunde inte någon av de berörda parterna lägga fram exempel på ett sådant avtal för kommissionen, trots att vissa berörda parter tillhörde mycket stora grupper med verksamhet i flera länder.
The only examples quoted by the interested parties are not adequate for the reasons indicated below:
De exempel som lades fram av de berörda parterna är inte lämpliga, av de skäl som anges nedan.
the contracts in Portugal between Redes Energéticas Nacionais on the one hand and Turbogás, Electricidade De Portugal and Pego on the other hand, were concluded by a publicly owned company (Redes Energéticas Nacionais).
Avtalen i Portugal mellan Redes Energéticas Nacionais och Turbogás, Electricidade De Portugal and Pego slöts av ett statsägt företag (Redes Energéticas Nacionais).