natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Настоятелно се препоръчва интелигентната измервателна система да позволява автоматично предаване на крайните потребители на информация относно усъвършенствани тарифни варианти — например чрез стандартизирания интерфейс, упоменат в буква а).
It is strongly recommended that the smart metering system allows automatic transfer of information about advanced tariffs options to the final customers, e.g. via standardised interface mentioned under (a).
Възможност за дистанционно включване/изключване на енергозахранването и/или ограничаване на товара или мощността.
Allow remote on/off control of the supply and/or flow or power limitation.
Тя осигурява допълнителна защита за потребителите, като дава възможност за степенуване на ограниченията.
It provides additional protection for the consumer by allowing grading in the limitations.
Тя ускорява процесите примерно при преместване в друго жилище — бързо и лесно може да се изключи старото енергозахранване и да се включи ново.
It speeds up processes such as when moving home — the old supply can be disconnected and the new supply connected quickly and simply.
Тя е необходима за справяне с извънредни ситуации от технически характер по мрежата.
It is needed for handling technical grid emergencies.
Тя може обаче да породи допълнителни рискове за сигурността, които трябва да бъдат сведени до минимум.
It may, however, introduce additional security risks which need to be minimised.
За сигурност и защита на данните:
For security and data protection:
Осигуряване на надеждното предаване на данни.
Provide secure data communications.
Високото равнище на сигурност е от съществено значение за всички комуникации между измервателния уред и инкасатора.
High levels of security are essential for all communications between the meter and the operator.
Това важи както за пряката връзка с измервателния уред, така и за всички преминали през него съобщения до или от уреди или управляващи устройства в помещенията на потребителя.
This applies both to direct communications with the meter and to any messages passed via the meter to or from any appliances or controls on the consumer’s premises.
За вътрешните комуникации в помещенията на потребителя се изисква защита както на неприкосновеността на личния живот, така и на данните.
For local communications within the consumer’s premises, both privacy and data protection are required.
Предотвратяване и откриване на измами.
Fraud prevention and detection.
Тази функционалност се отнася до предлагането: сигурност и безопасност във връзка с достъпа.
This functionality relates to the supply side: security and safety in the case of access.
Голямото единодушие по тази функционалност е показателно за значението, което ѝ се отдава.
The strong consensus shows the importance attached to this functionality.
Това е необходимо, за да се защитят потребителите — например от злоупотреба с достъпа за хакерски атаки, а не само за предотвратяването на измами.
This is necessary to protect the consumer, for example from hacking access, and not just for fraud prevention.
За разпределено производство:
For distributed generation:
Предоставяне на измервания за нуждите на вноса/износа и на реактивни измервания.
Provide import/export and reactive metering.
Повечето държави предоставят необходимите функционални възможности за микропроизводство на енергия от възобновяеми и местни източници, което позволява адаптирането на измервателните системи към бъдещите потребности.
Most countries are providing the functionalities necessary to allow renewable and local micro-generation, thus future-proofing meter installation.
Препоръчва се тази функция да е налице по подразбиране и да се активира/дезактивира в съответствие с потребностите и желанията на потребителя.
It is recommended that this function should be installed by default and activated/disabled in accordance with the wishes and needs of the consumer.
Държавите-членки следва да предприемат всички необходими мерки за спазването на настоящата препоръка и да я доведат до вниманието на всички заинтересовани страни, които участват в проектирането и експлоатацията на приложения на интелигентни енергийни мрежи в рамките на Съюза.
Member States should take all necessary measures to follow this Recommendation and to draw it to the attention of all stakeholders involved in designing and operating smart grid applications within the Union.
Държавите-членки следва да съобщят на Комисията до 3 септември 2012 г. за резултатите от своя анализ на разходите и ползите относно въвеждането на интелигентни измервателни системи, както и за приетите от тях мерки и планове във връзка с настоящата препоръка.
Member States should report to the Commission by 3 September 2012 on the results of their cost-benefit analysis regarding the roll-out of smart metering systems and on the measures and plans they have adopted in relation to this Recommendation.
Комисията възнамерява да анализира съобразно настоящата препоръка представените икономически оценки относно въвеждането на интелигентно отчитане на консумацията на енергия.
The Commission intends to assess, in the light of this Recommendation, the economic appraisals reported on the roll-out of smart metering.
Адресати на настоящата препоръка са държавите-членки и определените от тях компетентни органи за участие в процедурата за икономическа оценка на интелигентните измервателни системи.
This Recommendation is addressed to the Member States and to any competent authority they designate to be involved in the economic assessment of smart metering systems.
COM(2011) 202 окончателен.
COM(2011) 202 final.
http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_en.htm.
http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_en.htm
Насоки на ERGEG за добра практика (GGP) по регулаторните аспекти за интелигентни измервателни уреди за електроенергия и природен газ (Ref. E10-RMF-29-05).
ERGEG Guidelines of Good Practice (GGP) on regulatory aspects of smart meters for electricity and gas (Ref. E10-RMF-29-05).
Европейската работна група за интелигентни мрежи определя интелигентните мрежи като енергийни мрежи, които могат ефикасно да интегрират поведението на всички свързани към тях потребители, за да се гарантира икономически ефективна и устойчива енергийна система с ниски загуби и високо качество, сигурност на доставките и безопасност: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/expert_group1.pdf.
The European Smart Grid Task Force defines smart grids as energy networks that can efficiently integrate the behaviour of all users connected to them in order to ensure an economically efficient, sustainable power system with low losses and high quality and security of supply and safety: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/expert_group1.pdf
Тълкувателна бележка относно Директива 2009/72/ЕО относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и Директива 2009/73/ЕО относно общите правила за вътрешния пазар на природен газ — пазари на дребно, стр. 7.
Interpretative note on Directive 2009/72/EC concerning common rules for the internal market in electricity and Directive 2009/73/EC concerning common rules for the internal market in natural gas — Retail markets, p. 7.
Становище № 183 на работната група по член 29 относно интелигентното отчитане, април 2011 г.
Opinion No 183 of the Article 29 Working Party on smart metering, April 2011.
Насоки относно методиката за икономическа оценка в дългосрочна перспектива на разходите и ползите относно въвеждането на интелигентни измервателни системи в съответствие с приложение I към Директиви 2009/72/ЕО и 2009/73/ЕО
Guidelines on the methodology for the economic assessment of the long-term costs and benefits of the roll-out of smart metering in accordance with Annex I to Directives 2009/72/EC and 2009/73/EC
Европейска комисия — Съвместен изследователски център, Институт за енергетика и транспорт (2012 г.).
European Commission — Joint Research Centre Institute for Energy and Transport (2012).
„Насоки за провеждането на анализ на разходите и ползите във връзка с проекти за интелигентни мрежи“, на разположение на интернет адрес: http://ses.jrc.ec.europa.eu/
‘Guidelines for conducting a cost-benefit analysis of smart grid projects’, available at: http://ses.jrc.ec.europa.eu/
„Насоки за анализ на разходите и ползите относно въвеждането на интелигентно отчитане на консумацията“, на разположение на интернет адрес: http://ses.jrc.ec.europa.eu/
‘Guidelines for cost-benefit analysis of smart metering deployment’, available at: http://ses.jrc.ec.europa.eu/
Европейска група на регулаторите на електроенергия и природен газ.
European Regulators’ Group for Electricity and Gas.
„Окончателни насоки за добра практика по регулаторните аспекти на интелигентното отчитане на консумацията на електроенергия и природен газ“, февруари 2011 г., реф. №: E10-RMF-29-05 http://www.smartgridscre.fr/media/documents/ERGEG_Guidelines_of_good_practice.pdf
‘Final Guidelines of Good Practice on Regulatory Aspects of Smart Metering for Electricity and Gas’, February 2011, Ref.: E10-RMF-29-05 http://www.smartgridscre.fr/media/documents/ERGEG_Guidelines_of_good_practice.pdf
Европейска комисия, Работна група за интелигентни енергийни мрежи (2010 г.), експертна група № 3: Роли и отговорности на участниците във внедряването на интелигентни енергийни мрежи. „Матрица за положителните аспекти на внедряването“ (Merit deployment matrix), на разположение на интернет адрес: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/expert_group3_annex.xls
European Commission Task Force for Smart Grids (2010), Expert Group 3: Roles and responsibilities of actors involved in smart grids deployment, ‘Merit deployment matrix’ available at: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/expert_group3_annex.xls
Предложение за Директива относно енергийната ефективност и за отмяна на Директива 2004/8/ЕО и Директива 2006/32/ЕО [COM(2011) 370 окончателен, 22 юни 2011 г.]
Proposal for a Directive on energy efficiency and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC [COM(2011) 370 final, 22 June 2011]
НЕИЗЧЕРПАТЕЛЕН СПИСЪК ЗА ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКАТА НА ПРОМЕНЛИВИТЕ, КОИТО ДА СЕ ОПРЕДЕЛЯТ, И НА ДАННИТЕ, КОИТО ДА СЕ СЪБИРАТ
NON-EXHAUSTIVE LIST OF VARIABLES/DATA TO BE SET/COLLECTED IN THE CASE OF ELECTRICITY
Променливи/данни, които се определят/събират
Variables/data to be set/collected
Предвиждано изменение в консумацията на енергия
Projected variation of energy consumption
Предвиждано изменение на цената на енергията
Projected variation of energy prices
Преместване на върховия товар
Peak load transfer
Загуби на електроенергия на равнище пренос и разпределение
Electricity losses at transmission and distribution level
Времетраене в минути на липсата на електрозахранване, оценка
Estimated non-supplied minutes
Брой минути
Number of minutes
Цена, която клиентът е готов да заплати, за да избегне прекъсване на електрозахранването (Value of lost load, value of supply)
Value of lost load; value of supply
Дисконтов процент
Discount rate
Разходи за хардуер (например интелигентни електромери, модем GPRS/PLC и др.)
Hardware costs (e.g. smart meter, GPRS/PLC modem, etc.)
Брой на интелигентните измервателни системи, които да бъдат инсталирани
Number of smart metering systems to be installed
Брой на интелигентните електромери
Number of smart meters
Разходи за инсталирането на интелигентни измервателни системи
Installation costs for smart metering system
Срок на експлоатация на интелигентните измервателни системи
Life expectancy of smart metering system
Разходи за отчитане на показанията на електромерите
Meter reading costs
EUR/годишно
EUR/year
Процент на случаите на успешна далекосъобщителна връзка
Telecommunication success rate
Темп на инфлация
Inflation rate
Намаляване на разходите поради узряване на технологиите
Cost reduction associated with technology maturity
График за въвеждане
Implementation schedule
Брой интелигентни електромери/година
Number of smart meters/year
Процент на поставените в селски райони електромери спрямо тези в градските райони
Percentage of meters placed in rural v urban areas
Разходи за въглеродните емисии
Carbon costs
БЛОК-СХЕМА НА ЕТАПИТЕ НА АНАЛИЗ НА РАЗХОДИТЕ И ПОЛЗИТЕ И АНАЛИЗ НА ЧУВСТВИТЕЛНОСТТА
FLOW-CHART OF STEPS TO PERFORM COST-BENEFIT ANALYSIS AND SENSITIVITY ANALYSIS
Забележка: По време на количествената оценка могат да се използват различни дисконтови проценти, за да се претеглят по различни начини ползите със социално измерение и тези за участващите частни лица.
Note: During the quantitative assessment, different discount rates can be used to weigh in distinct manners benefits with a social dimension and those accruing to private stakeholders.
Следва да се вземе предвид по-нисък дисконтов процент с оглед да се увеличи сегашната стойност на ползите и разходите за обществото.
A lower discount rate should be considered to increase the present value of societal benefits and costs.
Определяне на пьрвоначалните условия
Define initial conditions
Стъпка 1: Преглед и описбане на технологиите, елементите и целите.
Step 1: Review and describe technologies, elements and goals.
Стъпка 2: Представяне на съоръженията (assets) ка то функционалности.
Step 2: Map assets into functionalities.
Стъпка 3: Представяне на функционалностите ка то ползи.
Step 3: Map functionalities into benefits.
Извършване на анализ на разходите и ползите
Perform cost-benefit analysis
Стъпка 4: Определяне на базовия сценарий.
Step 4: Establish the baseline.
Стъпка 5: Парично остойностяване на ползите и определяне на бенефициерите.
Step 5: Monetize benefits and identify beneficiaries.
Стъпка 6: Установяване и осто йностяване на разходите.
Step 6: Identify and quantify costs.
Стъпка 7: Сравняване на разходите и ползите.
Step 7: Compare costs and benefits.
Извършване на анализ на чувствителността
Perform sensitivity analysis
Представяне на резултатите от анализа на разходите и ползите и посочване на диапазона за стойностите на параметрите, за който се получава положителен краен резултат.
Present results of the cost-benefit analysis and indicate the range of parameter values enabling a positive outcome.
Когато анализът позволява изчисляването на разходите за съответните промени на въглеродните емисии и на ползите от тези промени, се препоръчва при анализа да се вземат предвид цените за въглеродния диоксид, прогнозирани както в референтния сценарий, така и в сценариите за декарбонизация, изготвени от Комисията [1].4.
In cases where the analysis permits the calculation of costs and benefits of resulting changes to carbon emissions, it is recommended that the analysis considers the carbon prices projected both in the Commission reference and decarbonisation scenarios [1].4.
НЕИЗЧЕРПАТЕЛЕН СПИСЪК НА РАЗХОДИТЕ ЗА ВЪВЕЖДАНЕТО НА ИНТЕЛИГЕНТНИ ИЗМЕРВАТЕЛНИ СИСТЕМИ (ИИС) ЗА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ, КОИТО ДА СЕ ВЗЕМАТ ПРЕДВИД
NON-EXHAUSTIVE LIST OF COSTS TO CONSIDER FOR THE ROLL-OUT OF SMART METERING SYSTEMS IN THE CASE OF ELECTRICITY
Обща категория
General category
Вид разходи по въвеждането, които да се изчисляват за базовия сценарий
Type of cost to be tracked for roll-out and to be estimated for the baseline
КАПИТАЛОВИ РАЗХОДИ
CAPEX
Инвестиции в интелигентни измервателни системи
Investment in the smart metering systems
Инвестиции в информационни технологии (ИТ)
Investment in IT
Инвестиции в съобщителна връзка
Investment in communications
Инвестиции в дисплеи по домовете (ако е приложимо)
Investment in in-home displays (if applicable)
Производство на енергия
Generation
Избегнати инвестиции в традиционни електромери (отрицателен разход, да се добави към списъка на ползите)
Avoided investment in conventional meters (negative cost, to be added to the list of benefits)
ОПЕРАТИВНИ РАЗХОДИ
OPEX
Разходи за поддръжка по ИТ
IT maintenance costs
Разходи по управление на мрежата и потребителския интерфейс
Network management and front-end costs
Разходи по съобщителната връзка и за предаване на данни, (вкл. GPRS, радиокомуникации и др.)
Communication/data transfer costs (inc. GPRS, radio communications, etc.)
Разходи по управление на сценарии
Scenario management costs
Подмяна/откази на интелигентни измервателни системи (постепенна)
Replacement/failure of smart metering systems (incremental)
Спад на приходите (например чрез по-ефективна консумация)
Revenue reductions (e.g. through more efficient consumption)
Отчитане на показанията на електромерите
Meter reading
Поддържане на центрове за телефонни услуги и грижи за клиентите
Call centre/customer care
Разходи за обучение (например на персонала за обслужване на клиентите и на монтажния персонал)
Training costs (e.g. customer care personnel and installation personnel)
Разходи за възстановяване на електрозахранването
Restoration costs
Екология
Environmental
Разходи по емисиите (оборудване за контрол на CO2, разрешения за експлоатация и за емисии)
Emission costs (CO2 control equipment, operation and emission permits)
Сигурност на доставките
Energy security
Разходи за изкопаеми горива, използвани за производство на енергия
Cost of fossil fuels consumed to generate power
Разходи за изкопаеми горива, използвани за транспорт и експлоатация
Cost of fossil fuels for transportation and operation
Разходи по програми за привличане на потребителите за участие
Cost of consumer engagement programmes
Невъзстановими разходи за вече инсталирани (традиционни) електромери
Sunk costs of previously installed (traditional) meters
НЕИЗЧЕРПАТЕЛЕН СПИСЪК НА ФОРМУЛИ ЗА КОЛИЧЕСТВЕНО ОПРЕДЕЛЯНЕ НА ПОЛЗИТЕ ЗА ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКАТА
NON-EXHAUSTIVE LIST OF FORMULAE FOR QUANTIFICATION OF BENEFITS IN THE CASE OF ELECTRICITY
Елемент на ползата
Sub-benefit
Изчисления за парично остойностяване
Monetisation calculation
Намаление на разходите за отчитане на показанията на електромерите и по експлоатацията им
Reduction in meter reading and operations costs
Намалени разходи по експлоатацията на електромерите
Reduced meter operations costs
Стойност (EUR) = [очаквано намаление на разходите поради дистанционна експлоатация на електромерите (EUR/годишно)]въвеждане на ИИС – [очаквано намаление на разходите поради дистанционна експлоатация на електромерите (EUR/годишно) × процент на случаите на неуспешна връзка (%/100)]сценарий за въвеждане на ИИС
Value (EUR) = [Estimated cost reductions with remote meter operations (EUR/year)] Roll-out – [Estimated cost reductions with remote meter operations (EUR/year) × Communications failure rate (%/100)]Roll-out scenario
Намаляване на разходите за отчитане на показанията на електромерите
Reduced meter reading costs
Стойност (EUR) = [разходи при отчитане на място на електромерите (EUR)]базов сценарий – [очаквани разходи за децентрализирано отчитане на показанията на електромери (EUR)]сценарий за въвеждане
Value (EUR) = [cost with local meter readings (EUR)]Baseline – [Estimated cost of obtaining local ‘disperse’ meter readings (EUR)]Roll-out scenario
[разходи при отчитане на място на електромерите (EUR)] базов сценарий
[cost with local meter readings (EUR)] Baseline
брой на клиентите за НН [2] × досегашни разходи за отчитане на електромерите за клиент годишно (в EUR)
number of clients in LV [2] × Historical meter reading cost/client/year (EUR)
[очаквани разходи за децентрализирано отчитане на показанията на електромери (EUR)] сценарий за въвеждане
[Estimated cost of obtaining local ‘disperse’ meter readings (EUR)]Roll-out scenario
[брой на клиентите за НН × % на клиентите, които не са включени във въвеждането × средни разходи за децентрализирано отчитане за клиент (EUR/клиент] + [брой на клиентите за НН × % на клиентите, които са включени във въвеждането × процент на случаите на неуспешна връзка (%) × средни разходи за децентрализирано отчитане за клиент (EUR/клиент)]
[number of clients in LV × % of clients not included in the roll-out × Average disperse reading cost per client (EUR/client)] + [number of clients in LV × % of clients included in the roll-out × Communications failure rate (%) × Average disperse reading cost per client (EUR/number of clients)
Намалени разходи за фактуриране
Reduced billing costs
Стойност (EUR) = [Брой на клиентите за НН × годишни разходи за фактуриране за клиент (в EUR)]базов сценарий – [Брой на клиентите за НН × годишни разходи за фактуриране за клиент (в EUR)]сценарий за въвеждане
Value (EUR) = [number of clients in LV × Billing cost/client/year (EUR)]Baseline – [number of clients in LV × Billing cost/client/year (EUR)]Roll-out scenario
Намалени разходи за центрове за телефонни услуги и за грижи за клиентите
Reduced call centre/customer care costs
Стойност (EUR) = [Брой на клиентите за НН × годишни разходи за обслужване на клиент (в EUR)]базов сценарий – [Брой на клиентите за НН × годишни разходи за обслужване на клиент (в EUR)]сценарий за въвеждане
Value (EUR) = [number of clients in LV × Customer care cost/client/year (EUR)]Baseline – [number of clients in LV × Customer care cost/client/year (EUR)]Roll-out scenario
Намаление на оперативните разходи и на разходите за поддръжка
Reduction in operational and maintenance costs
Намалени разходи за поддръжка на съоръженията
Reduced maintenance costs of assets
Стойност (EUR) = [преки разходи за поддръжка на съоръженията (EUR/годишно)]базов сценарий – [преки разходи за поддръжка на съоръженията (EUR/годишно]сценарий за въвеждане
Value (EUR) = [Direct costs relating to maintenance of assets(EUR/year)]Baseline – [Direct costs relating to maintenance of assets (EUR/year)]Roll-out scenario
Намалени разходи по аварии на оборудването
Reduced costs of equipment breakdowns
Стойност (EUR) = [разходи по аварии на оборудването (EUR/годишно)]базов сценарий – [разходи по аварии на оборудването (EUR/годишно)]сценарий за въвеждане
Value (EUR) = [Cost of equipment breakdowns (EUR/year)]Baseline – [Cost of equipment breakdowns (EUR/year)]Roll-out scenario
Отложени/избегнати инвестиции в разпределителни мощности
Deferred/avoided distribution capacity investments
Отложени инвестиции в разпределителни мощности поради доходността на съоръженията
Deferred distribution capacity investments due to asset remuneration
Стойност (EUR) = годишни инвестиции за нарастване на мощностите (EUR/годишно) × отлагане във времето (брой години) × доходност на инвестициите (%/100)
Value (EUR) = Annual investment to support growing capacity (EUR/year) × Time deferred (number of years) × Remuneration rate on investment (%/100)
Отложени инвестиции в разпределителни мощности поради амортизацията на съоръженията
Deferred distribution capacity investments due to asset amortisation
Стойност (EUR) = годишни инвестиции за нарастване на мощностите (EUR/годишно) × отлагане във времето (брой години) × амортизационен срок в години за съоръженията, използвани за нарастване на мощностите
Value (EUR) = Annual investment to support growing capacity (EUR/year) × Time deferred (number of years) × number of years capacity asset amortisation
Отложени/избегнати инвестиции в преносни мощности
Deferred/avoided transmission capacity investments
Отложени инвестиции в преносни мощности поради доходността на съоръженията
Deferred transmission capacity investments due to asset remuneration
Отложени инвестиции в преносни мощности поради амортизацията на съоръженията
Deferred transmission capacity investments due to asset amortisation
Отложени/избегнати инвестиции в производствени мощности
Deferred/avoided generation capacity investments
Отложени инвестиции в производствени мощности за върхов товар
Deferred generation investments for peak load plants
Стойност (EUR) = годишни инвестиции в производствени мощности за върхов товар (EUR/годишно) × отлагане във времето (брой години)
Value (EUR) = Annual investment to support peak load generation (EUR/year) × Time deferred (number of years)
Отложени инвестиции в производствени мощности за оперативен резерв (spinning reserves)
Deferred generation investments for spinning reserves
Стойност (EUR) = годишни инвестиции в резервни производствени мощности за оперативен резерв (EUR/годишно) × отлагане във времето (брой години)
Value (EUR) = Annual investment to support spinning reserve generation (EUR/year) × Time deferred (number of years)
Намаляване на техническите загуби на електроенергия
Reduction of technical losses of electricity
Намалени технически загуби на електроенергия
Reduced technical losses of electricity