natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Размерът на натоварването, което трябва да бъде достигнато на островите, не позволява инсталирането на по-големи, по-ефективни и по-рентабилни конвенционални електроцентрали, също и поради факта, че за да може дадена изолирана система да функционира в приемливи граници на безопасност, тя не може да разчита на една-единствена електроцентрала.
The small size of the load to be served, the strong variation in demand, further affected by the increasing penetration of RES, reduces also the choice of technologies of the conventional powers plants that can be employed within the micro isolated systems.
През 2013 г. годишното върхово натоварване на нито една от изолираните системи не е надвишило 188,5 MW.
All conventional generation capacity on the NII isolated systems is fuelled by diesel or fuel-oil.
Средното номинално и средното реално върхово натоварване — съответно 20,8 и 4,2 MW, са много по-ниски.
The annual load factors in all micro isolated systems are low.
Нито една от инсталираните към момента конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми не притежава мощност над 27 MW.
The load factor did not surpass 0,54 in 2012 in any of the micro isolated systems.
Средният номинален и средният реален размер на електроцентралите — съответно 3,9 и 1,1 MW, са много по-малки.
The average and median peak load of both 0,38 are even smaller.
Малкият размер на натоварването, което трябва да бъде достигнато, големите разлики в потреблението, засегнато допълнително от все по-широкото навлизане на ВЕИ, също намаляват избора на технологии за конвенционалните електроцентрали, които могат да се използват в рамките на изолираните микросистеми.
In view of the priority access of RES and the fact that the load factors used here reflect the entire electricity system of the micro isolated system, the load factor for conventional power plants on NIIs is even lower.
Всички конвенционални производствени мощности на изолираните системи на НЕСО използват дизелово гориво или мазут.
The annual load factor in the Greek interconnected system is normally about 50 % for all units and 65 % for thermal units [6].
Годишните коефициенти на натоварване на всички изолирани микросистеми са ниски.
The annual load factor is indicative of the actual use that is made of power plants during a given year and hence their ability to earn revenue.
Коефициентът на натоварване за 2012 г. не надвишава 0,54 в нито една от изолираните микросистеми.
The increasing penetration of RES will reduce the load to be served by conventional power plants further.
Средното номинално и средното реално върхово натоварване — 0,38 и за двете, са още по-ниски.
Several projects exist that aim to interconnect the NIIs, in particular the Cyclades and Crete, with the main Greek interconnected system.
С оглед на приоритетния достъп до ВЕИ и на факта, че използваните тук коефициенти на натоварване отразяват цялата електроенергийна мрежа на изолираната микросистема, коефициентът на натоварване на конвенционалните електроцентрали на НЕСО е още по-нисък.
As explained above, conventional power plants on the NIIs are not as efficient as the power plants installed in the interconnected system and are therefore unlikely to be economically viable once the NIIs on which it is located is interconnected.
Годишният коефициент на натоварване на взаимосвързаната система на Гърция обикновено е около 50 % за всички инсталации за производство на електроенергия и 65 % за топлоелектрическите инсталации [6].
The possibility that an isolated system will be interconnected is thus a serious disincentive for investing in conventional capacity on the NIIs.
Годишният коефициент на натоварване е показателен за действителното потребление на електроенергия от електроцентралите за дадена година и следователно за способността им да реализират приходи.
The relatively small load to be served means that relatively small reversals in demand are likely to affect the generation capacity required within a given isolated system.
Все по-широкото навлизане на ВЕИ ще намали още повече натоварването, което трябва да бъде достигнато от конвенционалните електроцентрали.
The lack of interconnection capacity means that all changes in demand by necessity must be matched by generation capacity located within the micro isolated system.
Съществуват няколко проекта, чиято цел е свързването на НЕСО, по-специално Цикладските острови и остров Крит, с основната взаимосвързана система на Гърция.
This factor increases the need for expediency and flexibility in responding to longer term demand reversals.
Както беше обяснено по-горе, конвенционалните електроцентрали на НЕСО не са толкова ефективни колкото електроцентралите, инсталирани във взаимосвързаната система, поради което е малко вероятно да бъдат икономически жизнеспособни след като НЕСО, на които са разположени, бъдат свързани с взаимосвързаната система.
This need for flexibility is further enhanced by the perceived difficulties to find suitable sites for conventional power plants on the NIIs and the duration of licensing and permitting procedures.
Следователно възможността за свързване на дадена изолирана система представлява значителен възпиращ фактор за инвестициите в конвенционални мощности на НЕСО.
The ratio of maximum over minimum annual demand in 2012 [7] in all micro isolated systems is at least 3,35 but is higher, often much higher, for a given micro isolated system.
Относително ниското натоварване, което трябва да бъде обслужвано, означава, че има вероятност сравнително малки обрати в потреблението да засегнат производствените мощности, необходими в рамките на дадена изолирана система.
Indeed, the average and median ratio of maximum over minimum demand are 6,27 and 5,98.
Липсата на капацитет за взаимосвързване означава, че всички промени в потреблението при необходимост трябва да съответстват на производствените мощности, разположени в рамките на изолираната микросистема.
The ratio of maximum over minimum demand in 2010 in the Greek interconnected system is about 3.
Този фактор засилва необходимостта от бързина и гъвкавост на реакциите в отговор на по-дългосрочни обрати в потреблението.
The higher ratio of maximum over minimum demand reflects the degree of flexibility and reserves that, even within a given year, need to be available within the generation capacity installed in an isolated system.
Тази необходимост от гъвкавост се засилва още повече от затрудненията при намирането на подходящи местоположения за конвенционални електроцентрали на НЕСО, както и от продължителността на процедурите за предоставяне на разрешение.
It is noteworthy in this regard that in 2012 on about 60 % of the micro isolated systems use is made of mobile power generators.
Съотношението на максималното спрямо минималното потребление през 2012 г.
The Commission therefore concludes that substantial problems exist for the operation of conventional power plants within the NII isolated systems as identified in the table above.
[7] във всички изолирани микросистеми е поне 3,35, но е по-високо, често много по-високо, за дадена изолирана микросистема.
ASSESSMENT OF THE DEROGATION REQUESTED FROM CHAPTER III
В действителност средноаритметичното и медианното съотношение на максималното спрямо минималното потребление е съответно 6,27 и 5,98.
The derogation from the provisions in Chapter III cannot apply to new capacity
През 2010 г. съотношението на максималното спрямо минималното потребление за взаимосвързаната система на Гърция е около 3.
Pursuant to Article 44(1) of Directive 2009/72/EC derogations from the provision of Chapter III can only be granted as far as refurbishing, upgrading and expanding existing capacity is concerned.
По-високото съотношение на максималното спрямо минималното потребление отразява степента на гъвкавост и количеството резерви, които, дори в рамките на една година, трябва да са достъпни в рамките на производствените мощности, инсталирани в изолирана система.
Consequently, derogation from the provisions in Chapter III of Directive 2009/72/EC cannot be granted for new capacity.
В това отношение следва да се отбележи, че през 2012 г. около 60 % от потреблението в изолираните микросистеми е задоволено от мобилни генератори за производство на електроенергия.
Instead, given that the isolated systems on the NIIs are distribution networks, should the authorisation procedure for new capacity fail to provide for the satisfactory authorisation of new capacity for the isolated systems on the NIIs, the Greek authorities may consider using the provisions of Article 7(3) of Directive 2009/72/EC also for new small conventional capacity.
Поради това Комисията заключава, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО, посочени в таблицата по-горе.
Such new small conventional capacity may for instance include temporary generation capacity that may be made available on a long term basis without permanent attribution to a specific location.
ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА III
The derogation from the provisions of Chapter III cannot apply to Crete
Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се прилага за нови мощности.
As stated above, all NIIs are micro isolated systems, with the exception of Crete, which is a small isolated system.
Съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО дерогации от разпоредбите на глава III могат да се предоставят единствено доколкото те се отнасят до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности.
Consequently, derogation from the provisions in Chapter III of Directive 2009/72/EC cannot be granted for Crete.
Следователно дерогации от глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за нови мощности.
The derogation from the provisions in Chapter III does not cover RES and CHP plants
Вместо това, предвид факта, че изолираните системи на НЕСО са електроразпределителни мрежи, в случай че посредством разрешителната процедура не успее да се осигури задоволително разрешение за нови мощности за изолираните системи на НЕСО, гръцките органи могат да обмислят прилагането на разпоредбите на член 7, параграф 3 от Директива 2009/72/ЕО и за нови малки конвенционални мощности.
The application does not explicitly mention that the requested derogation regards conventional plants only.
Такива нови малки конвенционални мощности включват например временни производствени мощности, които могат да са налични в дългосрочен план без постоянно конкретно местоположение.
Article 133(3) of Law 4001/2011 however expressly excludes electricity produced by using renewable energy sources, by high-efficiency cogeneration or hybrid plants and in the case of auto producers from the scope of exclusive production licence that may be awarded to PPC.
Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се приложи за остров Крит.
The same follows from Article 225 of the NII Code.
Както бе посочено по-горе, всички НЕСО са изолирани микросистеми, с изключение на остров Крит, който е малка изолирана система.
Moreover, the provided justification relates to substantial problems with the operation of conventional power plants only.
Следователно дерогации от разпоредбите в глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за остров Крит.
In fact, it is reasoned that those power plants are confronted with substantial problems as a result, inter alia, of the increase in RES penetration.
Дерогацията от разпоредбите на глава III не обхващат ВЕИ и електроцентрали за ТЕЕ.
Consequently, even if the application should seek to request derogation from the provisions of Chapter III of Directive 2009/72/EC for generation plants other than conventional power plants, the derogation cannot be granted, as no grounds justifying it were provided.
В заявлението не се посочва изрично, че исканата дерогация се отнася единствено за конвенционални електроцентрали.
The derogation for the authorisation of refurbishing, upgrading and expanding existing capacity can be granted
Член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011 обаче изрично изключва електроенергията, произведена чрез възобновяеми енергийни източници, чрез високоефективно комбинирано производство или от хибридни електроцентрали, както и случая на производители на енергия за собствени нужди, попадащи в обхвата на изключителното разрешение за производство, което може да бъде дадено на PPC.
In view of the above-mentioned substantial problems for the operation of conventional power plants within the small isolated systems, derogation can be granted for the authorisation of existing conventional capacity to the extent that this concerns the refurbishing, upgrading and expanding of existing conventional capacity.
Същото следва и от член 225 от Кодекса за НЕСО.
Such authorisation can be directly granted to PPC.
Освен това представената обосновка е свързана единствено със съществените проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали.
For the purpose of this derogation:
Всъщност се твърди, че тези електроцентрали са изправени пред съществени проблеми, в резултат ина все по-разширеното използване на ВЕИ.
existing conventional generation capacity comprises projects for the construction of conventional generation capacity for which a license by RAE has already been granted and has not been cancelled on the date this Decision takes effect;
Следователно дори и със заявлението да се иска предоставяне на дерогация от разпоредбите на глава III от Директива 2009/72/ЕО за електроцентрали, различни от конвенционалните електроцентрали, дерогацията не може да бъде предоставена, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
the full demolishment of the main generation capacity on an existing site and its replacement by a new electricity generation installation is considered as construction of new capacity;
Дерогацията за разрешението за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности може да бъде предоставена.
the placement of temporary generation capacity within the perimeter of the existing capacity constitutes expanding existing capacity.
С оглед на горепосочените съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на малките изолирани системи дерогация може да се предостави за разрешението за съществуващи конвенционални мощности, доколкото това се отнася до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи конвенционални мощности.
However, there are no grounds for a derogation from the criteria and conditions, such as those laid down in Article 7(2) of Directive 2009/72/EC, under which an authorisation is granted to PPC.
Такова разрешение може да се предостави пряко на PPC.
Moreover, in case the derogation is granted directly to PPC, it is important that the terms stipulate the obligations as regards the time by which the authorised conventional power plant must be fully operational and include provisions ensuring full and effective compliance with such obligations.
За целите на настоящата дерогация:
Upon expiry, on RAE's sole discretion, such direct authorisation can be prolonged but only if it expired for reasons fully beyond the control of PPC.
съществуващите конвенционални производствени мощности обхващат проекти за изграждане на конвенционални производствени мощности, за които вече е предоставено разрешение от страна на ЕРО, което не е отменено към датата на влизане в сила на настоящото решение;
Upon expiry, RAE should organise an authorisation procedure in full compliance with Article 7(1) of Directive 2009/72/EC, thus including the participation of third parties.
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия се счита за изграждане на нова мощност;
The derogation cannot cover tendering for new capacity
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност представлява разширяване на съществуваща мощност.
By definition, tendering within the meaning of Article 8 of Directive 2009/72/EC concerns the capacity that remains to be constructed and authorised and, hence, constitutes new capacity.
Въпреки това няма основания за дерогация от критериите и условията, например определените в член 7, параграф 2 от Директива 2009/72/ЕО, съгласно които се предоставя разрешение на PPC.
For the reasons already set out above, derogation for new capacity should not be granted pursuant to Article 44(1) of Directive 2009/72/EC.
Нещо повече, в случай че дерогацията се предоставя пряко на PPC, е важно условията да предвиждат задълженията по отношение на датата, от която конвенционалната електроцентрала, за която е получено разрешение, трябва да функционира пълноценно, както и да включват разпоредби за гарантиране на пълно и ефективно съответствие с тези задължения.
ASSESSMENT OF THE REQUESTED DEROGATION FROM CHAPTER VIII
В случай на изтичане на срока на действие, по самостоятелна преценка на ЕРО такова пряко разрешение може да бъде удължено, но само ако изтичането на срока на действието му се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC.
The derogation from the provisions of Chapter VIII does not cover Article 32 on third party access
В случай на изтичане на срока на действие ЕРО следва да организира разрешителна процедура в пълно съответствие с член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, т.е. включваща участие на трети страни.
The application concerns the derogation from Chapter VIII of Directive 2009/72/EC and, hence, may be deemed to include a request for derogation from the provisions of Article 32 regarding third party access (‘TPA’).
Дерогацията не може да обхваща обявяването на търгове за нови мощности
The application does not specify whether the requested derogation also covers Article 32 of Directive 2009/72/EC nor does it provide any grounds justifying such a derogation.
По определение обявяването на търгове по смисъла на член 8 от Директива 2009/72/ЕО се отнася до мощностите, които предстои да бъдат изградени и разрешени и които следователно представляват нови мощности.
Instead, Law 4001/2011 and the NII code oblige DEDDIE to provide non-discriminatory third party access to the distribution system as operated by DEDDIE (e.g. Article 127 of Law 4001/2011).
Поради вече изложените по-горе причини не следва да се предоставя дерогация за нови мощности съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
Consequently, such a derogation cannot be granted.
ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА VIII
Derogation from Article 33 on market opening and reciprocity
Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 32 относно достъпа на трети страни
No grounds for permanent derogation from Article 33 of Directive 2009/72/EC
ЗАЯВЛЕНИЕТО СЕ ОТНАСЯ ДО ДЕРОГАЦИЯТА ОТ ГЛАВА VIII ОТ ДИРЕКТИВА 2009/72/ЕО И СЛЕДОВАТЕЛНО МОЖЕ ДА СЕ СЧИТА, ЧЕ ВКЛЮЧВА ИСКАНЕ ЗА ДЕРОГАЦИЯ ОТ РАЗПОРЕДБИТЕ НА ЧЛЕН 32 ОТНОСНО ДОСТЪПА НА ТРЕТИ СТРАНИ („ДТС“).
The application essentially argues that PPC should remain the sole supplier licensed to supply customers on the NII on the grounds that developing the necessary infrastructure for the operation and supervision of the electricity market in micro isolated systems together with those necessary for market opening for third party suppliers entails operating costs to the NII operator that outweigh the benefits that may accrue to consumers from market opening.
В заявлението не се посочва конкретно дали исканата дерогация обхваща и член 32 от Директива 2009/72/ЕО, нито се представят причини, които да я обосновават.
As becomes apparent from the RAE opinion, the infrastructure installed on the NIIs seeks to ensure that the NII PSO can be administered, in compliance with existing law, in a transparent, verifiable and non-discriminatory manner.
Вместо това Закон 4001/2011 и Кодексът за НЕСО задължават DEDDIE да предоставя недискриминационен достъп на трети страни до разпределителната система, управлявана от DEDDIE (напр. член 127 от Закон 4001/2011).
Moreover, the infrastructure is required for operating the NII isolated systems from a technical and economical point of view.
Следователно такава дерогация не може да бъде предоставена.
Consequently, as the infrastructure is necessary in any event to meet those requirements, regardless as to the number of suppliers that are licensed on the NIIs, market opening does not increase the cost of the infrastructure.
Дерогация от член 33 относно отварянето на пазара и реципрочността
Even if similar infrastructure is required, market opening is not intrinsically connected to the technical operation of the isolated systems on the NIIs or the NII PSO as there is no causal link between the technical and economical operation of these isolated systems and the operation of the NII PSO in accordance with the relevant legal requirements on the one hand and the question as to whether one or several suppliers are licenced to supply NII electricity consumers on the other hand.
Няма основания за трайна дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО
It is correct that the higher production costs in the NIIs as compared to the production costs in the interconnected system must be recovered from suppliers active in the NIIs by repartitioning the respective part of the NII PSO compensation as a function of the electricity sales to their customers.
В заявлението се твърди най-общо, че PPC следва да остане единственият доставчик с разрешение да снабдява клиентите от НЕСО въз основа на факта, че разработването на необходимата инфраструктура за функционирането и надзора на електроенергийния пазар в изолираните микросистеми, заедно с тази, необходима за отварянето на пазара за доставки от трети страни, включва оперативни разходи за оператора от НЕСО, които може да надвишат ползите, които отварянето на пазара би донесло за клиентите.
However, establishing the production costs on the NIIs is in any way required to determine the financial compensation for the NII PSO, regardless as to the number of suppliers active on the NIIs.
Както става ясно от становището на ЕРО, инсталираната на НЕСО инфраструктура има за цел да гарантира изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със съществуващото законодателство по един прозрачен, подлежащ на проверка и недискриминационен начин.
The sole additional requirement for market opening is the repartitioning to each supplier of the respective parts of the NII PSO compensation as a function of the electricity sales of their customers.
Нещо повече, тази инфраструктура е необходима за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО от техническа и икономическа гледна точка.
Even the related customer data, in particular metering data, are required regardless as to whether one of more than one supplier is licensed to supply NII based customers.
Следователно, тъй като инфраструктурата е необходима за спазване на тези изисквания във всички случаи, независимо от броя на доставчиците, притежаващи разрешение за извършване на дейност на НЕСО, отварянето на пазара не увеличава разходите за инфраструктурата.
Consequently, granting the NII PSO compensation to suppliers merely entails the ability to attribute customers' metering data to a particular licenced supplier, which is primarily an administrative process based on information entirely or to a very large extent collected regardless as to whether market opening on the NIIs exists or not.
Дори ако се изисква сходна инфраструктура, отварянето на пазара не е неразривно свързано с техническото функциониране на изолираните системи на НЕСО или ЗОО за НЕСО, тъй като няма причинно-следствена връзка между техническата и икономическата експлоатация на тези системи и изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания, от една страна, и въпросът, дали един или няколко доставчици имат разрешение да снабдяват потребителите на електроенергия от НЕСО, от друга страна.
Secondly, this ability is a precondition for the proper operation of any electricity supply market.