natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Governments have for many years recognised the need for intervention in the energy sector toprovide the right incentives and price signals to firms and influence consumers’awareness andbehaviour.Thus,public funding,including from the European Community,often has a pivotal role infinancing basic research,developing innovative technologies and promoting the substantial stock ofenergy-efficient technologies that are close to being competitive.There is also growing interest inseeking ways of increasing the impact and appeal of new technologies by combining them in largescale collaborative projects which cut across conventional sectors.
Kärnkraften är ett lockande alternativ eftersom det alstrar mycket små mängder växthusgaser.Omman upprätthåller kärnkraftens nuvarande andel av elproduktionen skulle koldioxidutsläppen inomden här sektorn i stort sett kunna hållas på 1990 års nivå.Detta kräver emellertid att det 2025 finns100 GWe (cirka 70 reaktorer) kärnkraftskapacitet som ersättning för de reaktorer som är uttjänta ochför att möta den ökande efterfrågan.Om man använder de befintliga kärnkraftsanläggningarnaunder 40 år,dvs.deras normala livstid,utan att bygga nya skulle det innebära att 1990 årsutsläppsnivå överskrids med 4procent (källa:Dilemma study).Om de befintligakärnkraftsanläggningarna utrangeras och ersätts med konventionella kraftverk skulle det inte varamöjligt att uppnå de mål som fastställdes i Kyoto.
Energy technology is a useful instrument of energy supply security and can complement objectivesin other policy areas,in particular the environment and economics.It offers the means to improveenergy efficiency,reduce energy intensity and vastly increase the share of clean,durable andrenewable energy use.It also has potential to influence global patterns of energy use andproduction,as advanced European technologies can provide developing countries with moresustainable and less damaging means towards economic growth.
Vissa medlemsstater (Italien,Sverige,Tyskland och Belgien) har beslutat att avveckla kärnkraften.Iandra medlemsstater (Frankrike,Förenade kungariket och Finland) kommer kärnkraften att fortsättavara en av de viktigaste energikällorna under en överskådlig framtid.Ser vi på tiden efter 2010innebär den långa introduktionsfasen för ny kärnenergiteknik att det är viktigt att fortsätta med denlångsiktiga forskningsverksamheten,dels för att lösa avfallsproblemet,dels för att kunskaper ocherfarenheter på kärnkraftsområdet inte skall gå förlorade för framtida generationer.
The growing demand for external energy supplies will place additional pressure on existing supplyroutes and necessitate the development of new routes.This has implications for the availability andprice of supplies.Secure energy supplies depend not only on the availability of reserves,but also onsuch factors as the capacity of countries to provide adequate quantities,the willingness of thirdcountries to permit transit,the technical and financial resources to create and maintain transit routesand an international framework which creates stable trading conditions.The need to transportenergy into Europe gives added emphasis to international cooperation,both between the EU and itssuppliers and among suppliers and their neighbours,foreign policy,finance,trade agreements andtechnical collaboration.In this context,the Energy Charter Treaty and the energy charter process areimportant tools in creating a stable framework for energy supply and energy transit for the EU.
Förnybara energikällor är intressanta av miljömässiga och geopolitiska skäl.Bränslekällan är iallmänhet billig eller gratis,men tekniken är ofta inte tillräckligt utvecklad för att de förnybaraenergikällorna skall vara ett intressant alternativ ur ekonomisk synvinkel.Förnybara energikällor kanteoretiskt sett tillhandahålla säker och ren energi till rimligt pris genom inhemska källor,utan risk för
NOTE ON THE IMPACT OF FUEL TAXATION ON TECHNOLOGY CHOICE
UNDERSÖKNING AVSEENDEBRÄNSLEBESKATTNINGENSINVERKAN PÅ VAL AV TEKNIK
A study commissioned within framework contract for longrange energy modelling (ENER/4.1040/001)
En undersökning som beställts inom ramavtalet för Long Range Energy Modelling (ENER/4.1040/001)
The objective of this part of the study is to investigate the possible impact of fiscal intervention inthe form of taxation or subsidies on energy consumer choices in EU Member States.In deciding on atype of equipment to invest,energy consumers start with a need for useful energy and consideralternative options taking into account their complete system costs including investment costs andfixed and variable operating and maintenance costs.Usually,fuel costs form a large part of variableoperating costs and taxation can substantially affect them.Clearly taxes and subsidies have oftenbeen applied precisely in order to influence choices.However,it is also the case that in someinstances the aims of the discrimination may refer to past policy considerations,the taxes andsubsidies having survived through institutional inertia and as a revenue collection expedient withoutnecessarily reflecting present policy concerns.
Målet för denna del av studien är att utforska hur skatteåtgärder i EU:s medlemsstater i form avbränsleskatter eller subventioner påverkar konsumenternas val.För att fatta beslut om vilken typ avutrustning de skall investera i utgår energikonsumenterna från ett bestämt energibehov ochöverväger alternativa möjligheter med hänsyn till de totala kostnaderna för systemet inklusiveinvesteringskostnader och fasta och rörliga drifts- och underhållskostnader.Vanligtvis utgörbränslekostnaderna en stor del av de rörliga driftskostnaderna och skatter kan kraftigt påverka dessa.Det är tydligt att skatter och subventioner ofta har använts just för att påverka valen.Det äremellertid också så att syftena med dessa skatter och subventioner i vissa fall speglar tidigarepolitiska överväganden och att skatterna och subventionerna därför har överlevt på grund avinstitutionell tröghet samt som en skatteinkomstkälla utan att de nödvändigtvis speglar denuvarande politiska målen.
The analysis presented here utilises the latest data available on fuel taxation in EU Member States (aspublished by the European Commission in March 2000) and provisional data for fuel prices in 2000.Data on subsidies on coal are taken from the Primes model database (as they were determined afterdiscussions with experts from the different Member States in the context of the shared analysisproject).
I den studie som presenteras här används de senast tillgängliga uppgifterna om bränsleskatter i EU:smedlemsstater (så som de offentliggjordes av Europeiska kommissionen i mars 2000) och preliminärauppgifter för bränslepriser 2000.Uppgifterna om subventioner för kol kommer från modelldatabasen PRIMES (eftersom de fastställdes efter diskussioner med experter från de olika medlemsstaternainom ramen för ”Shared Analysis Project”).
The Primes model database was also the source for the technico-economic data on the differenttechnologies used by energy consumers in computing the average production cost for the differentenergy uses.
Modelldatabasen PRIMES var också källan för de teknisk-ekonomiska uppgifter om de olika teknikersom används av energikonsumenterna för att beräkna den genomsnittliga produktionskostnaden förde olika energitillämpningarna.
2.Steam generation by industrial boilers and CHP plants
Produktion av ånga i industriella ångpannor och kraftvärmeverk.
3.Space heating in households
Uppvärmning av ytor i bostadshus.
The methodology adopted for carrying out the comparison was to assume for each sector that a‘typical’energy consumer requiring new energy consuming equipment either to replace old
Den metod som använts för att göra jämförelsen var att för varje sektor anta att en ”typisk”energikonsument som behövde ny energiförbrukande utrustning,antingen för att ersätta gammal
equipment or in the form of new energy needs was faced with ‘average’conditions concerningthe main parameters for the choice.It is important to note that the calculations do not refer tothe economics of using existing equipment which in most cases could be cost effectiveirrespective of whether the consumer would have chosen to replace it by the same type ofequipment or not.
utrustning eller i form av nya energibehov,stod inför ”genomsnittliga”villkor avseende de viktigasteparametrarna för detta val.Det är viktig att uppmärksamma att beräkningarna inte avser deekonomiska aspekterna av att använda den befintliga utrustningen vilket i de flesta fall skulle varakostnadseffektivt oberoende av om konsumenten skulle ha valt att ersätta den med samma slagsutrustning eller inte.
Depending on the size of the equipment,economies of scale in terms of investment costs andfixed and variable operating and maintenance costs may be experienced differentially fordifferent equipment types.The approach adopted obviously does not take into account suchnuances.
Beroende på utrustningens storlek är stordriftsfördelarna vad gäller investeringskostnaderna fastaoch de rörliga drifts- och underhållskostnaderna kan upplevas olika för olika typer av utrustning.Detär uppenbart att det tillvägagångssätt som används inte tar hänsyn till sådana nyanser.
Similarly,bulk fuel purchases and conditions of delivery (for example interruptibility) may result inconsiderably lower unit fuel costs and conversely small deliveries may incur fixed surcharges.Suchprice modulation is normal,being based on delivery cost considerations and differs from fuel to fuel.It is not very marked for oil products which by their nature are easy to store,transport and handlebut can be very pronounced for electricity,natural gas and coal.The latter’s price is also subject tovery wide geographical variations,the proximity of suitable ports and other necessary transportationand handling infrastructure playing a decisive role in shaping total delivery costs which can in someinstances be very substantial.Here again the condensation implied by ‘average’conditions leavesoutside such considerations.
På liknande sätt kan inköp av stora volymer bränsle och särskilda leveransvillkor (till exempel möjligaleveransavbrott) leda till avsevärt lägre bränslekostnad per enhet och omvänt kan små leveranserföra med sig fasta extraavgifter.Sådana prisförändringar är normala eftersom de grundar sig påleveranskostnadsfaktorer och de är olika från bränsle till bränsle.De är inte särskilt påtagliga föroljeprodukter som till sin natur är lätta att förvara,transportera och hantera men de kan vara mycketkraftiga för el,naturgas och kol.Priset på kol är även underkastat mycket breda geografiskavariationer och närheten till lämpliga hamnar och annan nödvändig transport- ochgodshanteringsinfrastruktur spelar en avgörande roll vid fastställandet av de totalaleveranskostnaderna som i vissa fall kan vara mycket höga.Även här innebär de ”genomsnittliga”villkoren att sådana hänsynstaganden inte beaktas.
The base year for the analysis is 2000 when,in many ways,conditions in the energy markets havebeen very different from those that prevailed during the last decade (more precisely since 1991).Since early summer there has been a strong rally of international crude oil prices accompanied andoften led by even stronger movements in spot prices of petroleum products and notably the keymiddle distillates.Natural gas import prices which are still to a considerable extent linked by pricingformulae to spot prices of petroleum products have been rising with the appropriate time lags butthe increases to gas prices to the final consumers are still relatively modest.Coal prices on the otherhand do not seem to have been affected.Since average yearly prices have been used for the analysisthe picture that emerges from the above developments is of clear shifts in the competitiveness ofdifferent fuels in a rather transitional environment.Furthermore,although high crude oil prices ofaround EUR36 were assumed to the end of the year it would be very risky to conclude that relativeprices and their competitive implications would remain as assumed here even in the next few yearsgiven the volatility of markets recently.
Basåret för analysen är 2000 vilket är ett år då förhållandena på energimarknaderna på många sätthar skilt sig mycket från de som rått under det senaste årtiondet (närmare bestämt sedan 1991).Sedan början av sommaren har de internationella priserna för råolja stigit kraftigt och dessa ökningarhar åtföljts av och ofta utlösts av ännu kraftigare rörelser i spotpriserna för petroleumprodukter ochsärskilt de viktiga mellandestillaten.Importpriserna för naturgas,som fortfarande till stor del ärkopplade till spotpriserna för petroleumprodukter,har ökat med motsvarande tidsfördröjning menökningarna i gaspriserna för slutkonsumenterna är fortfarande relativt måttliga.Kolpriserna verkar åandra sidan inte ha påverkats.Eftersom genomsnittliga årliga priser har använts för studien är denbild som uppstår från denna utveckling en bild av tydliga förskjutningar i konkurrenskraften för olikabränslen i en miljö som präglas av förändring.Även om man antar att råoljepriserna är höga ochligger på runt 36 euro vid årsslutet är det mycket riskabelt att dra slutsatsen att de relativa prisernaoch de konsekvenser som dessa får för konkurrensen kommer att vara desamma under de närmasteåren med tanke på den marknadsoro som har rått den sista tiden.
The above qualifications should serve as a note of caution against an over-interpretation of theresults of the present analysis especially regarding absolute levels of costs.In general a relativelysmall difference in competitiveness should be taken as an indication of a high likelihood that underslightly different conditions (which are anyway uncertain for the reasons stated above) rankingscould be reversed.
Ovanstående reservationer bör tjäna som en varning för att tolka in för mycket från resultaten avdenna studie särskilt vad gäller de absoluta kostnadsnivåerna.Allmänt sett bör en relativt litenskillnad i konkurrenskraften tas som en indikering på att det är mycket troligt att med någotannorlunda villkor (vilka ändå är osäkra på grund av ovannämnda skäl) skulle rangordningen kunnabli omkastad.
For the purposes of the analysis concerning power generation eight typical technologies wereselected:
I syfte att undersöka elproduktionen valdes åtta typiska tekniker ut:
— a pressurised fluidised bed combustion plant (PFBC) representing a clean coal technology whichis currently widely available;
—En anläggning med trycksatta fluidiserade bäddar (Pressurised Fluidised Bed Combustion plant –PFBC-kraftverk) som representerar en ren kolteknik som är allmänt tillgänglig för närvarande.
— a monovalent lignite (brown coal) power plant fitted with de-sulphurisation units,which stillrepresents the dominant choice for generating electricity from lignite.For Finland,Ireland and Sweden under this heading are included the peat fired plants;
—Ett kraftverk som enbart eldas med lignit (brunkol) och som är utrustat med avsvavlningsenhetervilket fortfarande är det dominerande sättet att generera el från lignit.För Finland,Irland och Sverige inkluderas anläggningar som eldas med torv under denna rubrik.
— a monovalent low sulphur heavy fuel oil plant;
—Ett elkraftverk som enbart eldas med tjock eldningsolja med låg svavelhalt.
— a monovalent thermal plant using biomass or waste as a fuel where the type and cost of thebiomass varies from country to country depending on conditions arising from industrial structure(existence of industries producing usable waste),sufficient agricultural waste in adequate densityper square kilometre,the possibility of using plantations etc.;
—Ett värmekraftverk som endast eldas med biomassa eller avfall som bränsle där typen avbiomassa och kostnaden för den varierar från land till land beroende på vilka förhållanden somuppstår ur den industriella strukturen (förekomsten av industrier som producerar användbartavfall),tillräckligt med jordbruksavfall med lämplig densitet per kvadratkilometer,möjligheten attanvända planteringar etc.
— large on-shore wind turbines on very windy sites and hence with levels of availability that aresomewhat above the average recorded in the statistics for the different countries;
—Stora vindturbiner på land på mycket blåsiga platser och således med nyttjandegrader somligger något över det genomsnitt som har uppmätts i statistiken för de olika länderna.
— solar photovoltaic cells which naturally represent small-scale applications with availabilitydifferentiated according to three insulation zones (high,medium and low) correspondingapproximately to the Mediterranean,mid-latitude and north European countries;
—Solceller som naturligt kan användas i småskaliga tillämpningar med nyttjandegradendifferentierad i enlighet med tre solbestrålningszoner (hög,medel och låg) som ungefärmotsvarar Medelhavsländerna,de tempererade länderna i Europa och de nordeuropeiskaländerna.
— a large (over one gigawatt) pressurised water reactor nuclear power plant (PWR).
—Ett stort (över en GigaWatt) kärnkraftverk av tryckvattenreaktormodell.
Production costs were computed for three different levels of power plant utilisation (7000 hours,5000 hours and 2500 hours) corresponding indicatively to the utilisation rates of very heavyelectricity intensive industrial plant,small-scale industrial uses or energyintensive services andaverage household equipment utilisation.
Produktionskostnaderna beräknades för tre olika driftsnivåer (7 000 timmar,5 000 timmar och 2 500timmar) som ungefär motsvarar driftsnivåerna av en mycket tung elintensiv industrianläggning,småskaliga industriella tillämpningar eller energiintensiva tjänster och en genomsnittlig användningav hushållsutrustning.
Table 1 illustrates the production cost of the alternative power generation technologies operating at7000 hours (figures in bold indicate the ‘least’cost solution).At this level of utilisation,Denmarkapart,the most economic options appear to be GTCC and PFBC (imported hard coal-fired)technologies.PFBC plants seem to enjoy a fairly clear advantage in Germany and Italy while GTCC aneven more marked advantage in Belgium,the Netherlands,Finland and the United Kingdom.Thesedifferences are almost exclusively due to variation in the price of natural gas to power generators inthe various countries.Even at these high utilisation rates the PWR nuclear generating technologyoption is uncompetitive in almost all EU countries due to very high capital costs.The only exceptionis France where streamlining of licensing and construction procedures,the existence of an adequateinfrastructure and learning by doing experience has meant that construction times and hence costsare significantly lower than elsewhere in the EU.However,even in France PWRs remain a reasonablycompetitive option only for such very high loads.Wind power is an unambiguously attractive optionin Denmark due to lower costs and an adequate policy support but fall significantly short of themost economic option in all other EU countries.
I tabell 1visas produktionskostnaden för alternativa elproduktionstekniker som drivs under 7 000timmar (siffrorna i fetstil visar den ”minst”kostnadseffektiva lösningen).För en sådan driftsnivå verkardet som att de mest ekonomiska alternativen (förutom för Danmark) är gasturbinbaseradekombianläggningar och PFBC-teknik (som eldas med importerad kol).PFBC-anläggningar verkar haen klar fördel i Tyskland och Italien medan gasturbinbaserade kombianläggningar har en ännu merpåtaglig fördel i Belgien,Nederländerna,Finland och Förenade kungariket.Dessa skillnader berornästan helt och hållet på att priset för naturgas till kraftverken varierar mellan de olika länderna.Även vid dessa höga driftsnivåer är kärnkraftverk av tryckvattenreaktormodell inte någotkonkurrenskraftigt alternativ i praktiskt taget något EU-land pga.dess mycket höga kapitalkostnader.Det enda undantaget är Frankrike där strömlinjeformning av licensierings- ochkonstruktionsprocedurerna,förekomsten av en adekvat infrastruktur och kunskaper som man fåttgenom erfarenhet har inneburit att konstruktionstiderna och således kostnaderna är betydligt lägreän på andra ställen i EU.Även i Frankrike är kärnkraftverk av tryckvattenreaktormodell endast ettnågorlunda konkurrenskraftigt alternativ vid mycket höga driftsnivåer.Vindkraft är uppenbarligen ettattraktivt val i Danmark pga.lägre kostnader och ett tillräckligt politiskt stöd men den ligger långtfrån det mest ekonomiska alternativet i samtliga andra EU-länder.
Removing excise taxes and subsidies does not significantly alter the ranking of options.It worksprimarily in favour of GTCC,natural gas being taxed heavily in some countries (Denmark and to alesser extent Italy and Germany).In Denmark GTCC becomes by far the most attractive optionwhile in Italy GTCC generating costs approach PFBC sufficiently to suggest that away fromspecially designed coal handling port facilities GTCC would be preferable even for such highutilisation rates.As for the effect of the removal of German domestic coal subsidies although itobviously makes the option more expensive they were not sufficient to make German coalattractive for new users in the first place.As can be seen in the table,excise taxes(70) lead tomarket distortion,in terms of technology choice,only in the cases of Denmark and Germany (inboth cases operating in favour of coal and to the detriment of natural gas).This result is largelyexplained by the fact that in most EU Member States the excise taxes applied on fuels used inpower generation are rather small (zero in many cases) with the exception of fuel oil,which,however,is not a competitive solution.
Att ta bort punktskatter och subventioner ändrar inte märkbart alternativens rangordning.Dettaskulle huvudsakligen främja gasturbinbaserade kombianläggningar eftersom naturgas beskattaskraftigt i en del länder (Danmark och i mindre omfattning Italien och Tyskland).I Danmark blirgasturbinbaserade kombianläggningar det ojämförligt mest attraktiva alternativet medanelproduktionskostnaderna i Italien närmar sig PFBC-kraftverkens i tillräckligt hög grad så att man kandra slutsatsen att för de regioner som ligger långt ifrån särskilt utformade hamnanläggningar för atthantera kol skulle gasturbinbaserade kombianläggningar vara att föredra även vid så högadriftsnivåer.När det gäller effekterna från avskaffandet av de tyska inhemska kolsubventionerna,ävenom det uppenbart gör alternativet dyrare,så var de inte tillräckliga för att göra tyskt kol attraktivt förnya användare.Såsom visas i tabellen leder punktskatter(71) till snedvridning på marknaden när detgäller val av teknik endast i Danmark och Tyskland (i båda fallen främjande av kol på bekostnad avnaturgas).Detta resultat förklaras till stor del av det faktum att de punktskatter som tillämpas påbränslen och som används i elproduktion i de flesta av EU:s medlemsstater är ganska små (noll imånga fall) med undantag för eldningsolja,vilket emellertid inte är någon konkurrenskraftig lösning.
70)In the case of Germany there is a subsidy on domestic coal prices.
71)I Tyskland finns det en subvention på priset för inhemskt kol.
Table 1:Production cost (Euro 1990/KWh) of power generation technologies at 7000 hours with excise
Tabell 1:Produktionskostnader (euro 1990/KWh) för olika elproduktionstekniker vid 7000 timmars drift med punktskatter/subventioner endast brunkol endast eldningsolja vindkraftverk (
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Ireland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom without excise
Belgien Danmark Tyskland Grekland Spanien Frankrike Irland Italien Nederländerna Österrike Portugal Finland Sverige Förenade kungariket utan punktskatter/subventioner endast brunkol endast eldningsolja vindkraftverk (
Austria Belgium Denmark Finland France Germany Greece Irland Italy The Netherlands Portugal Spain Sweden United Kingdom
Belgien Danmark Tyskland Grekland Spanien Frankrike Irland Italien Nederländerna Österrike Portugal Finland Sverige Förenade kungariket