natgillin/translations-raw huggingface dataset:
за член 8, параграф 7: 24 месеца;
Obligations related to the work of the risk groups set out in Articles 7 and 8 with regard to the Southern Gas Corridor and Eastern Mediterranean risk groups shall start to apply from the date when the major infrastructure/pipeline enters the test operation.
за член 5, параграф 4: 36 месеца;
For as long as Sweden has access to gas via interconnections exclusively from Denmark as its only source of gas and its only possible provider of solidarity, Denmark and Sweden shall be exempted from the obligation in Article 13(10) to conclude technical, legal and financial arrangements for the purpose of Sweden providing solidarity to Denmark.
за член 5, параграф 1: 48 месеца.
This shall not affect the obligation of Denmark to provide solidarity and to conclude the necessary technical, legal and financial arrangements to that effect pursuant to Article 13.
За да изпълнят задължението, съдържащо се в член 5, параграф 1, Малта и Кипър могат да прилагат разпоредбите, съдържащи се в член 5, параграф 2, включително като използват напазарни мерки от страна на търсенето.
Article 21
Задълженията, свързани с работата на рисковите групи, предвидени в членове 7 и 8, с оглед на рисковите групи от южния газов коридор и Източното Средиземноморие, започват да се прилагат от датата, на която основната инфраструктура/основният тръбопровод започне да функционира изпитателно.
Repeal
Докато Швеция има достъп до газ чрез междусистемни връзки изключително от Дания като единствен източник на газ и единствена възможна държава, предоставяща солидарност, Дания и Швеция са освободени от задължението по член 13, параграф 10 за сключване на технически, правни и финансови договорености за целите на предоставянето от страна на Швеция на солидарност за Дания.
Regulation (EU) No 994/2010 is repealed.
Това не засяга задължението на Дания да предоставя солидарност и да сключва необходимите технически, правни и финансови договорености за тази цел в съответствие с член 13.
References to the repealed Regulation shall be construed as references to this Regulation and shall be read in accordance with the correlation table in Annex IX.
Регламент (ЕС) № 994/2010 се отменя.
This Regulation shall enter into force on the fourth day following that of its publication in the Official Journal of the European Union.
Позоваванията на отменения регламент се считат за позовавания на настоящия регламент и се четат съгласно таблицата на съответствието в приложение IX.
It shall apply from 1 November 2017.
Член 22
However, Article 13(1) to (6), the first and second subparagraphs of Article 13(8), and Article 13(14) and (15) shall apply from 1 December 2018.
Настоящият регламент влиза в сила на четвъртия ден след публикуването му в Официален вестник на Европейския съюз.
Done at Strasbourg, 25 October 2017.
Прилага се от 1 ноември 2017 г.
For the European Parliament
Член 13, параграфи 1—6, член 13, параграф 8, първа и втора алинея и член 13, параграфи 14 и 15 обаче се прилагат от 1 декември 2018 г.
The President
Съставено в Страсбург на 25 октомври 2017 година.
OJ C 487, 28.12.2016, p. 70.
За Европейския парламент
Position of the European Parliament of 12 September 2017 (not yet published in the Official Journal) and decision of the Council of 9 October 2017.
Председател
Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC (OJ L 211, 14.8.2009, p. 55).
За Съвета
Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC (OJ L 211, 14.8.2009, p. 94).
ОВ C 487, 28.12.2016 г., стр. 70.
Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 establishing an Agency for the Cooperation of Energy Regulators (OJ L 211, 14.8.2009, p. 1).
Позиция на Европейския парламент от 12 септември 2017 г. (все още непубликувана в Официален вестник) и Решение на Съвета от 9 октомври 2017 г.
Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No 1228/2003 (OJ L 211, 14.8.2009, p. 15).
Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (ОВ L 211, 14.8.2009 г., стр. 55).
Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the natural gas transmission networks and repealing Regulation (EC) No 1775/2005 (OJ L 211, 14.8.2009, p. 36).
Директива 2009/73/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на природен газ и за отмяна на Директива 2003/55/ЕО (ОВ L 211, 14.8.2009 г., стр. 94).
Regulation (EU) No 994/2010 of the European Parliament and of the Council of 20 October 2010 concerning measures to safeguard security of gas supply and repealing Council Directive 2004/67/EC (OJ L 295, 12.11.2010, p. 1).
Регламент (ЕО) № 713/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. за създаване на Агенция за сътрудничество между регулаторите на енергия (ОВ L 211, 14.8.2009 г., стр. 1).
Decision No 1313/2013/EU of the European Parliament and of the Council of 17 December 2013 on a Union Civil Protection Mechanism (OJ L 347, 20.12.2013, p. 924).
Регламент (ЕО) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно условията за достъп до мрежата за трансграничен обмен на електроенергия и за отмяна на Регламент (ЕО) № 1228/2003 (ОВ L 211, 14.8.2009 г., стр. 15).
Directive 2005/89/EC of the European Parliament and of the Council of 18 January 2006 concerning measures to safeguard security of electricity supply and infrastructure investment (OJ L 33, 4.2.2006, p. 22).
Регламент (ЕО) № 715/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно условията за достъп до газопреносни мрежи за природен газ и за отмяна на Регламент (ЕО) № 1775/2005 (ОВ L 211, 14.8.2009 г., стр. 36).
Council Directive 2008/114/EC of 8 December 2008 on the identification and designation of European critical infrastructures and the assessment of the need to improve their protection (OJ L 345, 23.12.2008, p. 75).
Регламент (ЕС) № 994/2010 на Европейския парламент и на Съвета от 20 октомври 2010 г. относно мерките за гарантиране на сигурността на доставките на газ и за отмяна на Директива 2004/67/ЕО на Съвета (ОВ L 295, 12.11.2010 г., стр. 1).
Commission Regulation (EU) No 312/2014 of 26 March 2014 establishing a Network Code on Gas Balancing of Transmission Networks (OJ L 91, 27.3.2014, p. 15).
Решение № 1313/2013/ЕС на Европейския парламент и на Съвета от 17 декември 2013 г. относно Механизъм за гражданска защита на Съюза (ОВ L 347, 20.12.2013 г., стр. 924).
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1.
Директива 2005/89/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 18 януари 2006 година относно мерки за гарантиране сигурност на доставките на електрическа енергия и инфраструктурните инвестиции (ОВ L 33, 4.2.2006 г., стр. 22).
Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulation (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009 (OJ L 115, 25.4.2013, p. 39).
Директива 2008/114/ЕО на Съвета от 8 декември 2008 г. относно установяването и означаването на европейски критични инфраструктури и оценката на необходимостта от подобряване на тяхната защита (ОВ L 345, 23.12.2008 г., стр. 75).
ANNEX I
Регламент (ЕС) № 312/2014 на Комисията от 26 март 2014 г. за установяване на Мрежов кодекс за балансиране на газопреносните мрежи (ОВ L 91, 27.3.2014 г., стр. 15).
Regional cooperation
ОВ L 123, 12.5.2016 г., стр. 1.
The risk groups of Member States that serve as the basis for risk associated cooperation as referred to in Article 3(7) are the following:
Регламент (ЕС) № 347/2013 на Европейския парламент и на Съвета от 17 април 2013 г. относно указания за трансевропейската енергийна инфраструктура и за отмяна на Решение № 1364/2006/ЕО, както и за изменение на регламенти (ЕО) № 713/2009, (ЕО) № 714/2009 и (ЕО) № 715/2009 (ОВ L 115, 25.4.2013 г., стр. 39).
Eastern gas supply risk groups:
ПРИЛОЖЕНИЕ I
Ukraine: Bulgaria, Czech Republic, Germany, Greece, Croatia, Italy, Luxembourg, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia, Slovakia;
Регионално сътрудничество
Belarus: Belgium, Czech Republic, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Luxembourg, Netherlands, Poland, Slovakia;
Рисковите групи държави членки, които служат за основа на сътрудничеството, свързано с риска, както е посочено в член 3, параграф 7, са следните:
Baltic Sea: Belgium, Czech Republic, Denmark, Germany, France, Luxembourg, Netherlands, Austria, Slovakia, Sweden;
Рискови групи, свързани с доставките на газ от изток:
North-Eastern: Estonia, Latvia, Lithuania, Finland;
Украйна: България, Чешката република, Германия, Гърция, Хърватия, Италия, Люксембург, Унгария, Австрия, Полша, Румъния, Словения, Словакия;
Trans-Balkan: Bulgaria, Greece, Romania.
Беларус: Белгия, Чешката република, Германия, Естония, Латвия, Литва, Люксембург, Нидерландия, Полша, Словакия;
North Sea gas supply risk groups:
Балтийско море: Белгия, Чешката република, Дания, Германия, Франция, Люксембург, Нидерландия, Австрия, Словакия, Швеция;
Norway: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, Spain, France, Italy, Luxembourg, Netherlands, Portugal, Sweden, United Kingdom;
Североизточна: Естония, Латвия, Литва, Финландия;
Low-calorific gas: Belgium, Germany, France, Netherlands;
Трансбалканска: България, Гърция, Румъния.
Denmark: Denmark, Germany, Luxembourg, Netherlands, Sweden;
Рискови групи, свързани с доставките на газ от Северно море:
United Kingdom: Belgium, Germany, Ireland, Luxembourg, Netherlands, United Kingdom.
Норвегия: Белгия, Дания, Германия, Ирландия, Испания, Франция, Италия, Люксембург, Нидерландия, Португалия,Швеция, Обединеното кралство;
North African gas supply risk groups:
Нискокалорифичен газ: Белгия, Германия, Франция, Нидерландия;
Algeria: Greece, Spain, France, Croatia, Italy, Malta, Austria, Portugal, Slovenia;
Дания: Дания, Германия, Люксембург, Нидерландия, Швеция;
Libya: Croatia, Italy, Malta, Austria, Slovenia.
Обединеното кралство: Белгия, Германия, Ирландия, Люксембург, Нидерландия, Обединеното кралство.
South-East gas supply risk groups:
Рискови групи, свързани с доставките на газ от Северна Африка:
Southern Gas Corridor — Caspian: Bulgaria, Greece, Croatia, Italy, Hungary, Malta, Austria, Romania, Slovenia, Slovakia;
Алжир: Гърция, Испания, Франция, Хърватия, Италия, Малта, Австрия, Португалия, Словения;
Eastern Mediterranean: Greece, Italy, Cyprus, Malta.
Либия: Хърватия, Италия, Малта, Австрия, Словения.
ANNEX II
Рискови групи, свързани с доставките на газ от югоизток:
Calculation of the N – 1 formula
Южен газов коридор — Каспийско море: България, Гърция, Хърватия, Италия, Унгария, Малта, Австрия, Румъния, Словения, Словакия;
Definition of the N – 1 formula
Източно Средиземноморие: Гърция, Италия, Кипър, Малта.
The N – 1 formula describes the ability of the technical capacity of the gas infrastructure to satisfy total gas demand in the calculated area in the event of disruption of the single largest gas infrastructure during a day of exceptionally high gas demand occurring with a statistical probability of once in 20 years.
ПРИЛОЖЕНИЕ II
Gas infrastructure shall cover the gas transmission network including interconnections, as well as production, LNG and storage facilities connected to the calculated area.
Изчисляване на формулата N – 1
The technical capacity of all remaining available gas infrastructure in the event of disruption of the single largest gas infrastructure shall be at least equal to the sum of the total daily gas demand of the calculated area during a day of exceptionally high gas demand occurring with a statistical probability of once in 20 years.
Определение на формулата N – 1
The results of the N – 1 formula, as calculated below, shall be at least equal to 100 %.
Формулата N – 1 описва способността на техническия капацитет на газовата инфраструктура да задоволи цялото търсене на газ в района на изчислението в случай на прекъсване на най-голямата единична газова инфраструктура в ден с изключително високо търсене, настъпващ със статистическа вероятност веднъж на 20 години.
Calculation method of the N – 1 formula
Газовата инфраструктура обхваща газопреносната мрежа, включваща междусистемните връзки, както и съоръженията за добив, ВПГ и съхранение, свързани с района на изчислението.
, N – 1 ≥ 100 %
Техническият капацитет на всички останали налични газови инфраструктури в случай на прекъсване на най-голямата единична газова инфраструктура е равен най-малко на сумата на общото дневно търсене на газ в района на изчислението в ден на изключително голямо търсене на газ, настъпващ със статистическа вероятност веднъж на 20 години.
The parameters used for the calculation shall be clearly described and justified.
Резултатите от формулата N – 1, изчислени, както е показано по-долу, са равни най-малко на 100 %.
For the calculation of the EPm, a detailed list of the entry points and their individual capacity shall be provided.
Метод за изчисляване на формулата N – 1
Definitions of the parameters of the N – 1 formula
, N – 1 ≥ 100 %
‘Calculated area’ means a geographical area for which the N – 1 formula is calculated, as determined by the competent authority.
Използваните за изчислението параметри се описват ясно и обосновано.
Demand-side definition
За изчислението на EPm се предоставя подробен списък на входните точки и на техния индивидуален капацитет.
‘Dmax’ means the total daily gas demand (in mcm/d) of the calculated area during a day of exceptionally high gas demand occurring with a statistical probability of once in 20 years.
Определения на параметрите на формулата N – 1
Supply-side definitions
„Район на изчислението“ означава географския район, за който се изчислява формулата N – 1, определен от компетентния орган.
‘EPm’: technical capacity of entry points (in mcm/d), other than production, LNG and storage facilities covered by Pm, LNGm and Sm, means the sum of the technical capacity of all border entry points capable of supplying gas to the calculated area.
Определение, свързано с търсенето
‘Pm’: maximal technical production capability (in mcm/d) means the sum of the maximal technical daily production capability of all gas production facilities which can be delivered to the entry points in the calculated area.
„Dmax“ означава общото дневно търсене на газ (в млн. куб. метри на денонощие) в района на изчислението за ден на изключително голямо търсене на газ, настъпващ със статистическа вероятност веднъж на 20 години.
‘Sm’: maximal technical storage deliverability (in mcm/d) means the sum of the maximal technical daily withdrawal capacity of all storage facilities which can be delivered to the entry points of the calculated area, taking into account their respective physical characteristics.
Определения на „свързани с предлагането“
‘LNGm’: maximal technical LNG facility capacity (in mcm/d) means the sum of the maximal technical daily send-out capacities at all LNG facilities in the calculated area, taking into account critical elements like offloading, ancillary services, temporary storage and re-gasification of LNG as well as technical send-out capacity to the system.
„EPm“: технически капацитет на входните точки (в млн. куб. метри на денонощие), различен от този на съоръженията за добив, ВПГ и съхранение, обхванати от дефинициите за Pm, LNGm и Sm, означава сборът от техническите капацитети на всички гранични входни точки, които могат да доставят газ до района на изчислението.
‘Im’ means the technical capacity of the single largest gas infrastructure (in mcm/d) with the highest capacity to supply the calculated area.
„Pm“: максимален технически производствен капацитет (в млн. куб. метри на денонощие) означава сборът от максималния технически дневен производствен капацитет на всички съоръжения за добив на газ, който може да бъде доставен на входните точки в района на изчислението.
When several gas infrastructures are connected to a common upstream or downstream gas infrastructure and cannot be separately operated, they shall be considered as one single gas infrastructure.
„Sm“: максимална техническа подаваща способност на съоръженията за съхранение (в млн. куб. метри за денонощие) означава сборът от максималния технически дневен капацитет на изтегляне от всички съоръжения за съхранение, който може да бъде доставен на входните точки в района на изчислението, като се вземат предвид съответните им физически характеристики.
Calculation of the N – 1 formula using demand-side measures
„LNGm“: максимален технически капацитет на съоръженията за ВПГ (в млн. куб. метри на денонощие) означава сборът от максималния дневен технически възможен капацитет за изпращане към системата на всички съоръжения за ВПГ в района на изчислението, като се отчитат критичните елементи, като разтоварване, спомагателни услуги, временно съхранение и регазификация на ВПГ, както и техническият капацитет за изпращане към системата.
‘Deff’ means the part (in mcm/d) of Dmax that in the case of a disruption of gas supply can be sufficiently and timely covered with market-based demand-side measures in accordance with point (c) of Article 9(1) and Article 5(2).
„Im“ означава техническият капацитет на най-голямата единична газова инфраструктура (в млн. куб. метри на денонощие), с най-голям капацитет да снабдява района на изчислението.
Calculation of the N – 1 formula at regional level
Когато няколко газови инфраструктури са свързани към обща газова инфраструктура нагоре или надолу по веригата и не могат да бъдат експлоатирани поотделно, те се разглеждат като една единична газова инфраструктура.
The calculated area referred to in point 3 shall be extended to the appropriate regional level, where applicable, as determined by the competent authorities of the Member States concerned.
Изчисляване на формулата N – 1 чрез използване на мерки от страна на търсенето
The calculation may also extend to the regional level of the risk group, if so agreed with the competent authorities of the risk group.
„Deff“ означава тази част от Dmax (в млн. куб. метри на денонощие), която в случай на прекъсване на доставките на газ може в достатъчна степен и навреме да бъде компенсирана от пазарни мерки от страна на търсенето съгласно член 9, параграф 1, буква в) и член 5, параграф 2.
For the calculation of the N – 1 formula at regional level, the single largest gas infrastructure of common interest shall be used.
Изчисляване на формулата N – 1 на регионално равнище
The single largest gas infrastructure of common interest to a region shall be the largest gas infrastructure in the region that directly or indirectly contributes to gas supply to the Member States of that region and shall be defined in the risk assessment.
Районът на изчислението, посочен в точка 3, се разширява до съответното регионално равнище, ако е приложимо, както е определено от компетентните органи на заинтересованите държави членки.
The calculation of the N – 1 formula at regional level may replace the calculation of the N – 1 formula at national level only where the single largest gas infrastructure of common interest is of major importance for the gas supply of all Member States concerned in accordance with the common risk assessment.
Изчислението може да се разшири, така че да включва регионалното ниво на рисковата група, ако това е договорено с компетентните органи от рисковата група.
On the level of the risk group, for the calculations referred to in Article 7(4), the single largest gas infrastructure of common interest to the risk groups as listed in Annex I shall be used.
За изчисляване на формулата N – 1 на регионално равнище се използва най-голямата единична газова инфраструктура от общ интерес.
ANNEX III
Най-голямата единична газова инфраструктура от общ интерес за региона е най-голямата газова инфраструктура в региона, която пряко или непряко допринася за доставките на газ за държавите членки от този регион, и се определя в оценката на риска.
Permanent bi-directional capacity
Изчисляването на N – 1 формулата на регионално равнище може да замени изчисляването на N – 1 формулата на национално равнище само когато най-голямата единична газова инфраструктура от общ интерес е от основно значение за доставките на газ на всички заинтересовани държави членки в съответствие с общата оценка на риска.
For the execution of the provisions set out in this Annex the national regulatory authority may act as the competent authority if so decided by the Member State.
На ниво рискова група за изчисленията, посочени в член 7, параграф 4, се използва най-голямата единична газова инфраструктура от общ интерес за рисковите групи, изброени в приложение I.
To enable or enhance bi-directional capacity on an interconnection or to obtain or prolong an exemption from that obligation, transmission system operators on both sides of the interconnection shall submit to their competent authorities (‘competent authorities concerned’) and to their regulatory authorities (‘regulatory authorities concerned’) after consulting with all transmission system operators potentially concerned:
ПРИЛОЖЕНИЕ III
a proposal to enable permanent physical capacity to transport gas in both directions for permanent bi-directional capacity concerning the reverse direction (‘physical reverse flow capacity’); or
Постоянен двупосочен капацитет
a request for an exemption from the obligation to enable bi-directional capacity.
За изпълнението на разпоредбите, предвидени в настоящото приложение, националният регулаторен орган може да действа като компетентен орган, ако държавата членка е взела такова решение.
The transmission system operators shall endeavour to submit a joint proposal or request for exemption.
С цел създаване или увеличаване на двупосочния капацитет по дадена междусистемна връзка или с цел освобождаване или удължаване на срока на освобождаването от посоченото задължение, операторите на газопреносни системи от двете страни на междусистемната връзка представят на своите компетентни органи („съответните компетентни органи“) и на своите регулаторни органи („съответните регулаторни органи“), след като се консултират с всички потенциално заинтересовани оператори на газопреносни системи:
In the case of a proposal to enable bi-directional capacity, the transmission system operators may make a substantiated proposal for a cross-border cost allocation.
предложение за създаване на постоянен физически капацитет за двупосочен пренос на газ за постоянен двупосочен капацитет по отношение на обратната посока („физически капацитет за обратен поток“); или
Such submission shall take place no later than 1 December 2018 for all interconnections that existed on 1 November 2017, and after completing the feasibility study phase but before the start of detailed technical design phase for new interconnections.
искане за освобождаване от задължението за създаване на двупосочен капацитет.
Upon receipt of the proposal or the exemption request the competent authorities concerned shall without delay consult the competent authorities and, where they are not the competent authorities, the national regulatory authorities, of the Member State that could, in accordance with the risk assessment, benefit from the reverse flow capacity, the Agency and the Commission on the proposal or the exemption request.
Операторите на газопреносни системи се стремят да подадат съвместно предложение или искане за освобождаване.
The authorities consulted may issue an opinion within four months of receipt of the consultation request.