natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Finally, in the light of this comparison the Commission analysed the consequences of the PPAs that the public authorities could expect when Hungary joined the European Union, and whether they could have expected a better balance between positive and negative consequences from other types of agreements.
Slutligen analyserade kommissionen med utgångspunkt i denna jämförelse vilka konsekvenser av energiköpsavtalen myndigheterna kunde förvänta sig när Ungern anslöt sig till EU, samt huruvida de kunde ha förväntat sig en bättre balans mellan positiva och negativa konsekvenser genom andra typer av överenskommelser.
Short description of commercial practices on European electricity markets relevant for the assessment of the existence of an advantage within the PPAs
Kortfattad beskrivning av handelspraxis på de europeiska elmarknaderna som har relevans för bedömningen av förekomsten av fördelar genom energiköpsavtalen
In its Sector Inquiry on electricity markets in Europe [55], the Commission examined in detail the conditions governing trade in electricity on European wholesale markets.
I sin branschutredning av de europeiska elmarknaderna [55] undersökte kommissionen i detalj de villkor som styr handeln med el på de europeiska grossistmarknaderna.
Depending on the delivery period, bulk electricity can be traded on spot and forward markets.
Beroende på leveransperiod kan handel med stora elvolymer ske på spotmarknaden eller terminsmarknaden.
Spot markets are mainly day-ahead markets, on which electricity is traded one day before physical delivery takes place.
Spotmarknaderna är främst day-ahead-marknader på vilka el handlas en dag innan den fysiska leveransen sker.
Trade in power on spot market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs are covered [56].
Elhandel på spotmarknader baseras alltid på marginalpriser som endast täcker kortfristiga marginalkostnader [56].
On forward markets, power is traded for delivery further ahead in time.
På terminsmarknader handlas el för leverans längre fram i tiden.
Forward products include weekly, monthly, quarterly and yearly products.
Terminsprodukterna kan gälla för en vecka, en månad, ett kvartal eller ett år.
Both spot and forward products can be traded on power exchanges or over-the-counter (OTC) markets.
Både spot- och terminsprodukter kan handlas på elbörser eller via OTC-marknader.
As a result of continuous arbitrages, prices of identical products on power exchanges and OTC markets tend to converge.
Till följd av kontinuerligt arbitrage tenderar priserna på identiska produkter på elbörserna och OTC-marknaderna att konvergera.
Therefore, power exchanges tend to set reference prices for all spot and forward products, and therefore for the entire wholesale market.
På grund av detta brukar elbörserna fastställa referenspriser för alla spot- och terminsprodukter och därigenom för hela grossistmarknaden.
Furthermore, the price of forward products results from the expectations of market players with regard to future price development on spot markets.
Vidare beror terminsprodukternas priser på marknadsaktörernas förväntningar beträffande den framtida prisutvecklingen på spotmarknaderna.
Since market players engage in forward contracts because they prefer price certainty to unknown spot prices in the future, forward prices also include a risk element.
Eftersom marknadsaktörer sluter terminskontrakt, då de föredrar prissäkerhet framför okända framtida spotpriser, inbegriper terminspriserna även ett riskelement.
In practice, prices of forward products include a central element which reflects market players’ expectations with regard to the development of spot prices and, depending on whether they attach a high value to price certainty, a risk premium or discount, though in practice it often appears to be a premium.
I praktiken innehåller priserna på terminsprodukter ett centralt element som återspeglar marknadsaktörens förväntningar beträffande spotprisernas utveckling samt, beroende på hur högt dessa värderar prissäkerhet, en riskpremie eller rabatt, även om det i praktiken ofta verkar röra sig om en premie.
Consequently, spot prices constitute references for all electricity prices.
Följaktligen utgör spotpriserna referensvärden för alla elpriser.
If a spot market exchange is in place, prices on that exchange constitute references for the whole market.
Om det finns en fungerande spothandel utgör priserna på denna börs referenspriser för hela marknaden.
In many wholesale markets, buyers usually try to cover a large share of their expected needs with forward contracts in order to have visibility over their costs.
På många grossistmarknader försöker köparna normalt täcka en stor del av sina förväntade behov med terminskontrakt för att få en översikt över sina kostnader.
The needs additional to those met with forward contracts are covered by purchases on spot markets.
De behov som inte tillgodoses genom terminskontrakt täcks genom inköp på spotmarknader.
The Energy Sector Inquiry noted that apart from standardised exchange and OTC trading there are also ‘bespoke bilateral transactions’.
Av elbranschundersökningen framgick att förutom standardiserad handel och OTC-handel förekommer även ”skräddarsydda bilaterala transaktioner”.
These contracts can be very different in terms of products delivered or services and the prices of such transactions are usually not reported.
Dessa avtal kan var väsentligt annorlunda i fråga om levererade produkter eller tjänster, och priserna på sådana transaktioner offentliggörs normalt inte.
However, in competitive market conditions, the existence of standardised power exchanges and OTC trading necessarily influence such transactions, as a generator or importer would not agree to engage in a bespoke bilateral contract that would offer clearly worse conditions than a standardised spot or forward contract.
Under konkurrensbetonade marknadsförhållanden påverkar dock förekomsten av standardiserad elhandel och OTC-handel inte nödvändigtvis sådana transaktioner, eftersom en producent eller importör inte skulle samtycka till att ingå ett skräddarsytt bilateralt avtal som skulle innebära betydligt sämre villkor än ett standardiserad spot- eller terminskontrakt.
Therefore, standardised spot and forward contracts on European wholesale markets constitute a relevant basis for comparison in assessing the existence of an advantage conferred on generators by PPAs.
Således utgör standardiserade spot- eller terminskontrakt på de europeiska grossistmarknaderna en relevant jämförelsegrund vid bedömning av huruvida energiköpsavtalen innebär fördelar.
On forward markets the longest delivery period is one year.
På terminsmarknader är den längsta leveransperioden ett år.
The longest duration between the conclusion of the contract and the beginning of the actual delivery period is four years in NordPool (Scandinavian countries), three years in Powernext (France), five years in UKPX (United Kingdom) and six years in EEX (Germany).
Den längsta tidsperioden från det att avtalet sluts till dess att den faktiska leveransperioden inleds är fyra år på NordPool (de skandinaviska länderna), tre år på Powernext (Frankrike), fem år på UKPX (Storbritannien) och sex år på EEX (Tyskland).
On some exchanges, like OMEL in Spain, no forward contracts are concluded.
På vissa börser, som OMEL i Spanien, sluts inga terminskontrakt.
A standardised forward contract places on the supplier the obligation to provide a certain amount of energy at a price agreed in advance, over a maximum period of one year starting within at maximum 6 years of the conclusion of the contract.
Med ett standardiserat terminskontrakt har leverantören skyldighet att tillhandahålla en viss mängd energi till ett på förhand avtalat pris under en tidsperiod på högst ett år med start inom högst 6 år från det att avtalet slutits.
The order of magnitude of these timeframes is significantly below the usual depreciation and lifetime of any power generation station.
Dessa tidsramar är av en storleksordning som väsentligt understiger den normala avskrivningstiden och livstiden för vilken elproduktionsanläggning som helst.
Consequently, in normal market conditions and even if they trade most of their output in the form of forward contracts, generators have no visibility on prices and sales volumes over the depreciation and lifetime of power generation assets.
Således har producenter, under normala marknadsvillkor och även om de säljer det mesta av sin elproduktion i form av terminskontrakt, ingen översikt över priser och försäljningsvolymer under elproduktionstillgångarnas avskrivningstid och livstid.
Furthermore, as prices are fixed in advance, generators run the risk that their costs will exceed the agreed prices.
Eftersom priserna fastställs på förhand riskerar producenterna dessutom att deras kostnader överstiger de avtalade priserna.
This risk is not negligible, owing in particular to the volatility of fuel costs, which is for most generation technologies the main component of variable costs.
Denna risk är inte försumbar, främst på grund av de föränderliga bränslekostnaderna, vilka för de flesta produktionstekniker är den viktigaste komponenten i de rörliga kostnaderna.
Furthermore, generators are faced with competitive pressure as they have to renew their forward contracts a significant number of times during the lifetime of their generation assets, and therefore adapt their offers to evolving competitive conditions.
Dessutom utsätts producenter för konkurrenstryck då de måste förnya sina terminskontrakt upprepade gånger under produktionstillgångarnas livstid och därmed anpassa sina erbjudanden efter de ändrade konkurrensvillkoren.
Contracts involving the reservation of generation capacities may also be encountered on wholesale markets in the form of ‘drawing rights’, which are therefore worth comparing with the PPAs.
Avtal som inbegriper reservation av produktionskapacitet förekommer också på grossistmarknaden i form av ”dragningsrätter”, som därmed har ett värde som är jämförbart med energiköpsavtalens.
Acquiring drawing rights consists in reserving part of the generation capacities of a given power plant, usually for the expected lifetime of the power station, and paying a ‘capacity fee’ to the plant operator, corresponding to the capital and fixed costs linked to the reserved capacities.
Dragningsrätter förvärvas genom att ett visst kraftverks kapacitet reserveras, normalt under anläggningens förväntade livstid, och en ”kapacitetsavgift” motsvarande kapitalkostnaderna och de fasta kostnaderna kopplade till de reserverade kapaciteterna betalas till kraftverksoperatören.
The technical risks are borne by the operator of the plant.
De tekniska riskerna bärs av kraftverkets operatör.
The holder of the drawing rights can decide on the level of use of the reserved capacities and pays to the power plant operator a price corresponding to the variable costs incurred for the energy generated from the reserved capacities.
Innehavare av dragningsrätter kan bestämma hur stor andel av de reserverade kapaciteterna som ska användas och betalar kraftverksoperatören ett pris som motsvarar de rörliga kostnaderna för den el som producerats genom de reserverade kapaciteterna.
In order to further assess the existence or otherwise of an advantage within the PPAs, it is also useful to consider the situation of large business or industrial end-consumers, even though they act not on wholesale markets but on retail (downstream) markets.
För en fortsatt bedömning av huruvida energiköpsavtalen innebär fördelar är det rimligt att beakta situationen för stora företag eller industriella slutkonsumenter, trots att dessa inte verkar på grossistmarknader utan på återförsäljningsmarknader (gentemot följande marknadsled).
As generators sometimes directly supply power to large business or industrial consumers, the comparison with the PPAs is relevant.
Eftersom producenter ibland levererar elkraft direkt till stora företag eller industriella konsumenter är jämförelsen med energiköpsavtalen relevant.
The Energy Sector Inquiry has shown that it was common practice for electricity suppliers to sign fixed-price contracts with large business or industrial consumers.
Elbranschundersökningen visade att det var vanligt att elleverantörer tecknade fastprisavtal med stora företag eller industriella konsumenter.
The duration of such contracts is usually limited to one to two years.
Löptiden för sådana avtal är normalt begränsad till ett eller två år.
They usually provide for a delivery schedule based on historical consumption.
De inbegriper oftast en leveransplan baserad på tidigare förbrukning.
The price is derived from wholesale prices on forward markets and contains other cost components such as expected costs of balancing or the supplier's margin.
Priset beräknas utifrån grossistpriserna på terminsmarknaderna och inbegriper även andra kostnadskomponenter som beräknade balanseringskostnader eller leverantörens marginal.
Deviation from the delivery schedule entails the application of a ‘take or pay’ clause, which compels the buyer to pay for energy which it does not need, or to pay an excess charge.
Vid eventuella avvikelser från leveransplanen tillämpas en ”take or pay”-klausul, som förbinder köparen att betala för el som inte används eller betala en tilläggsavgift.
In this respect, such contracts may be regarded as based on a minimum guaranteed off-take combined with the reservation of capacity [57].
I detta hänseende kan sådana avtal anses vara baserade på ett garanterat minimiköp i kombination med reservation av kapacitet [57].
Another type of agreement has to be considered for the purpose of assessing the advantage within the PPAs, namely contracts concluded for the provision of balancing services to the Transmission System Operators (TSOs).
Ytterligare en typ av överenskommelser måste beaktas för att kunna bedöma de eventuella fördelar som energiköpsavtalen medför, nämligen avtal som slutits för tillhandahållande av balanstjänster till systemansvariga för överföringssystem (Transmission System Operators, TSO).
As electricity cannot be stored, demand and supply must be matched at each point in time.
Eftersom el inte kan lagras måste tillgång och efterfrågan hela tiden matchas.
If demand or supply deviate from forecasts and result in a need for additional generation, it is the responsibility of the Transmission System Operator to call on certain generators to increase production at short notice.
Om efterfrågan eller tillgången inte stämmer med prognoserna och leder till behov av ytterligare produktion är det TSO:s ansvar att begära av vissa producenter att de med kort varsel ökar sin produktion.
In order to ensure the availability of generation capacities to face such situations, TSOs reserve capacities in generation units which are capable of modifying their production level at short notice.
För att säkerställa att det finns tillräcklig produktionskapacitet för att hantera sådana situationer reserverar TSO:erna kapacitet i produktionsanläggningar som med kort varsel kan ändra sina produktionsnivåer.
In Hungary, as there is no pump storage plant, natural gas fired plants have the most appropriate technical characteristics to provide these services.
I Ungern finns inget pumpkraftverk och det är därför de naturgasdrivna anläggningarna som har de lämpligaste tekniska egenskaperna för att tillhandahålla sådana tjänster.
The Energy Sector Inquiry has provided an overview of European TSOs’ practice with respect to capacity reservation contracts for the provision of balancing services.
I elbranschundersökningen gavs en översikt över de europeiska TSO:ernas praxis när det gäller avtal beträffande reservation av kapacitet för tillhandahållande av balanstjänster.
This overview shows that capacities are reserved by means of tenders.
Av denna översikt framgår att kapacitet reserveras genom anbudsförfaranden.
One year may be regarded as a standard duration, which grants flexibility to TSOs to adjust the amounts of reserved capacities to their actual needs.
Ett år kan anses vara den normala löptiden, vilket ger TSO:erna flexibilitet att justera de reserverade kapaciteterna enligt de faktiska behoven.
The contracts generally specify the technical characteristics of the required service, the reserved capacity and a price either for the energy provided or for both energy and capacity.
I avtalen specificeras i allmänhet de tekniska specifikationerna för tjänsten, den reserverade kapaciteten och priset för antingen den el som levereras eller för både el och kapacitet.
Comparison of the PPAs with standard commercial practices
Jämförelse mellan energiköpsavtalen och vedertagen handelspraxis
The Commission has compared the purchase obligation enshrined in the PPAs with the main features of standard forward and spot contracts, ‘drawing rights’ contracts, long-term contracts concluded by large end-consumers, and contracts concluded between generators and TSOs for the provision of balancing services.
Kommissionen har jämfört den köpskyldighet som energiköpsavtalen innebär med det huvudsakliga innehållet i standardiserade termins- och spotkontrakt, avtal avseende ”dragningsrätter”, långfristiga avtal som sluts med stora slutkonsumenter och avtal som sluts mellan producenter och TSO:er för tillhandahållande av balanstjänster.
Standard spot and forward contracts
Standardiserade spot- och terminskontrakt
It follows from the description presented in recitals 195 to 200 that the combination of long-term capacity reservation, a minimum guaranteed off-take and price-setting mechanisms covering variable, fixed and capital costs do not correspond to usual contracts on European wholesale markets and that they shield generators from more risks than standard forward and spot contracts.
Av beskrivningen i skälen 195 till 200 följer att kombinationen av långsiktig kapacitetsreservation, ett garanterat minimiköp och prissättningsmekanismer som täcker rörliga, fasta och kapitalkostnader inte motsvarar normala avtal på de europeiska grossistmarknaderna och att de skyddar producenterna från fler risker än vad standardiserade termins- och spotkontrakt gör.
Trade in power on spot-market exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs, and not all fixed and capital costs are covered.
Elhandel på spotmarknader baseras alltid på marginalpriser som endast garanterar kortfristiga marginalkostnader. Alla fasta kostnader och kapitalkostnader täcks inte.
Furthermore, on spot markets, a power generating company has no assurance as regards the level of utilisation of its generating capacities.
På spotmarknader har ett elproduktionsföretag dessutom inga garantier beträffande hur stor del av dess produktionskapacitet som utnyttjas.
This risk is much higher than for most manufacturing sectors and is due to the fact that it is impossible to store electricity economically, a very specific feature of that industry.
Denna risk är mycket större än inom de flesta andra tillverkningsindustrier och beror på att det är omöjligt att lagra elektricitet, något som är mycket specifikt för denna industri.
If at a given point in time enough power to meet demand is offered at lower prices than those offered by a given generator for one of its power generation units, that unit will not be despatched, which means that its generation capacities will be lost for the concerned period of time.
Om det vid en viss tidpunkt erbjuds tillräckligt mycket el för att möta efterfrågan till lägre priser än en viss producent erbjuder för en av sina elproduktionsenheter kommer denna enhet inte att levereras, vilket innebär att denna producents produktionskapacitet under den aktuella tidsperioden går förlorad.
Therefore, sales on spot markets entail a significant degree of uncertainty concerning the remuneration of fixed and capital costs and the level of utilisation of generation capacities.
Av den anledningen inbegriper försäljning på spotmarknader ett betydande inslag av osäkerhet beträffande ersättningen av fasta kostnader och kapitalkostnader samt kapacitetsutnyttjandet.
Nor do forward markets, whose prices are derived from spot prices, provide assurance to generators that all their fixed and capital costs are covered by their sales, because prices are fixed in advance.
Inte heller på terminsmarknader, vilkas priser är kopplade till spotpriserna, har producenterna några garantier för att alla deras fasta kostnader och kapitalkostnader täcks genom deras försäljning, eftersom priserna fastställs på förhand.
If fuel costs increase unexpectedly over the period of delivery, the costs of producing electricity may exceed the price set in advance.
Om bränslekostnaderna ökar oväntat under en leveransperioden, kan kostnaderna för elproduktion överstiga de fastställda priserna.
On forward markets, the risk concerning the use of the production capacities is lower than in the case of spot products owing to the longer time horizon of forward contracts.
På terminsmarknader är den risk som rör användningen av produktionskapacitet lägre än för spotprodukter på grund av terminskontraktens längre tidsperspektiv.
However, even if a generator is able to sell most of its output through forward contracts, it enjoys visibility over the utilisation rate of its power generation units over a limited period of time compared to their lifetime.
Även om en producent lyckas sälja det mesta av sin produktion genom terminskontrakt har denne emellertid endast översikt över sitt kapacitetsutnyttjande under en begränsad tidsperiod i förhållande till livslängden.
Interested parties emphasize that the generators do bear important risks under their PPAs, in particular constructional, regulatory, environmental, maintenance and fiscal/financial risks.
De berörda parterna betonar att energiköpsavtalen faktiskt innebär betydande risker för producenterna, i synnerhet risker beträffande konstruktion, tillsyn, miljö och underhåll samt fiskala/ekonomiska risker.
The Commission recognises that the PPAs do not eliminate all risks linked to the operation of a power plant.
Kommissionen medger att energiköpsavtalen inte eliminerar alla risker förbundna med driften av kraftverk.
Indeed, these risk elements listed by the generators in their comments are certainly borne by the generators themselves.
Dessa riskelement, som producenterna anger i sina kommentarer, bärs mycket riktigt av producenterna själva.
However, this corresponds to normal risks any market player on the electricity generation market would need to bear, including in the case of sales in the form of standard spot or forward markets.
De motsvarar emellertid de normala risker som bärs av varje aktör på elproduktionsmarknaden, inklusive vid försäljning enligt standardiserade spot- eller terminskontrakt.
However, the commercial risks 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 are born by MVM on a substantial part (or entirety) of the lifetime of the assets under PPA.
De affärsrisker som är förknippade med varierande kostnader för elproduktion, och i synnerhet bränslekostnader, riskerna förknippade med variationer i elpriserna gentemot slutkonsumenter och riskerna förknippade med variationer i slutkonsumenternas efterfrågan på el bärs dock till betydande del (eller helt) av MVM under livstiden för de tillgångar som omfattas av energiköpsavtalen.
Interested parties also argued in their comments that the reservation of capacities for MVM entailed a disadvantage for them, because they could not use these capacities for other purposes than for sales to MVM.
De berörda parterna hävdade också i sina kommentarer att reserveringen av kapaciteter för MVM innebar en nackdel för dem eftersom de inte kunde använda dessa kapaciteter för andra syften än försäljning till MVM.
However, the system of guaranteed minimum off-take mitigates that constraint to a large extent.
Systemet med ett garanterat minimiköp utjämnar dock denna restriktion till stor del.