natgillin/translations-raw huggingface dataset:
v případě čl. 8 odst. 7: 24 měsíců;
This Regulation shall not apply to Malta and Cyprus for as long as no gas is supplied on their respective territories.
v případě čl. 5 odst. 4: 36 měsíců;
For Malta and Cyprus the obligations laid down in, and the choices those Member States are entitled to make pursuant to, the following provisions shall be fulfilled and made within the specified time calculated from the date when gas is first supplied on their respective territories:
v případě čl. 5 odst. 1: 48 měsíců.
for point 5 of Article 2, Article 3(2), Article 7(5) and point (a) of Article 14(6): 12 months;
Za účelem splnění povinnosti obsažené v čl. 5 odst. 1 mohou Malta a Kypr uplatňovat ustanovení obsažená v čl. 5 odst. 2, a to i použitím netržních opatření na straně poptávky.
for Article 6(1): 18 months;
Povinnosti související s činností rizikových skupin stanovené v článcích 7 a 8, pokud jde o rizikové skupiny jižního koridoru pro přepravu plynu a východního Středomoří, začnou platit ode dne zahájení zkušebního provozu hlavní infrastruktury či plynovodu.
for Article 8(7): 24 months;
Po dobu, po kterou má Švédsko přístup k plynu prostřednictvím propojení výhradně z Dánska jako svého jediného zdroje plynu a jediného možného poskytovatele solidární pomoci, se Dánsko a Švédsko osvobozují od povinnosti uvedené v čl. 13 odst. 10 uzavřít technická, právní a finanční ujednání za účelem zajištění solidární pomoci ze strany Švédska Dánsku.
for Article 5(4): 36 months;
Tato úprava se nedotýká povinnosti Dánska poskytovat solidární pomoc a za tímto účelem uzavřít nezbytná technická, právní a finanční ujednání podle článku 13.
for Article 5(1): 48 months.
Článek 21
In order to fulfil the obligation contained in Article 5(1), Malta and Cyprus may apply the provisions contained in Article 5(2), including by using non-market-based demand-side measures.
Zrušení
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.
Nařízení (EU) č. 994/2010 se zrušuje.
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.
Odkazy na zrušené nařízení se považují za odkazy na toto nařízení v souladu se srovnávací tabulkou obsaženou v příloze IX.
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.
Toto nařízení vstupuje v platnost čtvrtým dnem po vyhlášení v Úředním věstníku Evropské unie.
Regulation (EU) No 994/2010 is repealed.
Použije se ode dne 1. listopadu 2017.
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.
Ustanovení čl. 13 odst. 1 až 6, čl. 13 odst. 8 prvního a druhého pododstavce, čl. 13 odst. 14 a 15 se však použijí ode dne 1. prosince 2018.
Article 22
Ve Štrasburku dne 25. října 2017.
This Regulation shall enter into force on the fourth day following that of its publication in the Official Journal of the European Union.
Za Evropský parlament
It shall apply from 1 November 2017.
předseda
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.
Úř. věst.
Done at Strasbourg, 25 October 2017.
C 487, 28.12.2016, s. 70.
For the European Parliament
Postoj Evropského parlamentu ze dne 12. září 2017 (dosud nezveřejněný v Úředním věstníku) a rozhodnutí Rady ze dne 9. října 2017.
The President
Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (Úř. věst.
For the Council
L 211, 14.8.2009, s. 55).
OJ C 487, 28.12.2016, p. 70.
Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/73/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh se zemním plynem a o zrušení směrnice 2003/55/ES (Úř. věst.
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.
L 211, 14.8.2009, s. 94).
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).
Nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 713/2009 ze dne 13. července 2009, kterým se zřizuje Agentura pro spolupráci energetických regulačních orgánů (Úř. věst.
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).
L 211, 14.8.2009, s. 1).
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).
Nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 714/2009 ze dne 13. července 2009 o podmínkách přístupu do sítě pro přeshraniční obchod s elektřinou a o zrušení nařízení (ES) č. 1228/2003 (Úř. věst.
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).
L 211, 14.8.2009, s. 15).
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).
Nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 715/2009 ze dne 13. července 2009 o podmínkách přístupu k plynárenským přepravním soustavám a o zrušení nařízení (ES) č. 1775/2005 (Úř. věst.
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).
L 211, 14.8.2009, s. 36).
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).
Nařízení Evropského parlamentu a Rady (EU) č. 994/2010 ze dne 20. října 2010 o opatřeních na zajištění bezpečnosti dodávek zemního plynu a o zrušení směrnice Rady 2004/67/ES (Úř. věst.
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).
L 295, 12.11.2010, s. 1).
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).
Rozhodnutí Evropského parlamentu a Rady č. 1313/2013/EU ze dne 17. prosince 2013 o mechanismu civilní ochrany Unie (Úř. věst. L 347, 20.12.2013, s. 924).
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).
Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2005/89/ES ze dne 18. ledna 2006 o opatřeních pro zabezpečení dodávek elektřiny a investic do infrastruktury (Úř. věst.
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1.
L 33, 4.2.2006, s. 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).
L 345, 23.12.2008, s. 75).
Regional cooperation
Nařízení Komise (EU) č. 312/2014 ze dne 26. března 2014, kterým se stanoví kodex sítě pro vyrovnávání plynu v přepravních sítích (Úř. věst. L 91, 27.3.2014, s. 15).
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:
Úř. věst.
Eastern gas supply risk groups:
L 123, 12.5.2016, s. 1.
Ukraine: Bulgaria, Czech Republic, Germany, Greece, Croatia, Italy, Luxembourg, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia, Slovakia;
Nařízení Evropského parlamentu a Rady (EU) č. 347/2013 ze dne 17. dubna 2013, kterým se stanoví hlavní směry pro transevropské energetické sítě a kterým se zrušuje rozhodnutí č. 1364/2006/ES a mění nařízení (ES) č. 713/2009, (ES) č. 714/2009 a (ES) č. 715/2009 (Úř. věst.
Belarus: Belgium, Czech Republic, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Luxembourg, Netherlands, Poland, Slovakia;
L 115, 25.4.2013, s. 39).
Baltic Sea: Belgium, Czech Republic, Denmark, Germany, France, Luxembourg, Netherlands, Austria, Slovakia, Sweden;
PŘÍLOHA I
North-Eastern: Estonia, Latvia, Lithuania, Finland;
Regionální spolupráce
Trans-Balkan: Bulgaria, Greece, Romania.
Rizikové skupiny členských států představující základ pro spolupráci vyplývající z rizika, jak je uvedeno v čl. 3 odst. 7, zahrnují:
North Sea gas supply risk groups:
Rizikové skupiny závislé na dodávce plynu z východu:
Norway: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, Spain, France, Italy, Luxembourg, Netherlands, Portugal, Sweden, United Kingdom;
Ukrajina: Bulharsko, Česká republika, Německo, Řecko, Chorvatsko, Itálie, Lucembursko, Maďarsko, Rakousko, Polsko, Rumunsko, Slovinsko, Slovensko;
Low-calorific gas: Belgium, Germany, France, Netherlands;
Bělorusko: Belgie, Česká republika, Německo, Estonsko, Lotyšsko, Litva, Lucembursko, Nizozemsko, Polsko, Slovensko;
Denmark: Denmark, Germany, Luxembourg, Netherlands, Sweden;
Baltské moře: Belgie, Česká republika, Dánsko, Německo, Francie, Lucembursko, Nizozemsko, Rakousko, Slovensko, Švédsko;
United Kingdom: Belgium, Germany, Ireland, Luxembourg, Netherlands, United Kingdom.
Severovýchodní oblast: Estonsko, Lotyšsko, Litva, Finsko;
North African gas supply risk groups:
Trans-balkánská oblast: Bulharsko, Řecko, Rumunsko.
Algeria: Greece, Spain, France, Croatia, Italy, Malta, Austria, Portugal, Slovenia;
Rizikové skupiny závislé na dodávce plynu ze Severního moře:
Libya: Croatia, Italy, Malta, Austria, Slovenia.
Norsko: Belgie, Dánsko, Německo, Irsko, Španělsko, Francie, Itálie, Lucembursko, Nizozemsko, Portugalsko, Švédsko, Spojené království;
South-East gas supply risk groups:
plyn s nízkou výhřevnou hodnotou: Belgie, Německo, Francie, Nizozemsko;
Southern Gas Corridor — Caspian: Bulgaria, Greece, Croatia, Italy, Hungary, Malta, Austria, Romania, Slovenia, Slovakia;
Dánsko: Dánsko, Německo, Lucembursko, Nizozemsko, Švédsko;
Eastern Mediterranean: Greece, Italy, Cyprus, Malta.
Spojené království: Belgie, Německo, Irsko, Lucembursko, Nizozemsko, Spojené království.
ANNEX II
Rizikové skupiny závislé na dodávce plynu ze severní Afriky:
Calculation of the N – 1 formula
Alžírsko: Řecko, Španělsko, Francie, Chorvatsko, Itálie, Malta, Rakousko, Portugalsko, Slovinsko;
Definition of the N – 1 formula
Libye: Chorvatsko, Itálie, Malta, Rakousko, Slovinsko.
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.
Rizikové skupiny závislé na dodávce plynu z jihovýchodu:
Gas infrastructure shall cover the gas transmission network including interconnections, as well as production, LNG and storage facilities connected to the calculated area.
Jižní koridor pro přepravu plynu – kaspická oblast: Bulharsko, Řecko, Chorvatsko, Itálie, Maďarsko, Malta, Rakousko, Rumunsko, Slovinsko, Slovensko;
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.
Východní Středomoří: Řecko, Itálie, Kypr, Malta.
The results of the N – 1 formula, as calculated below, shall be at least equal to 100 %.
PŘÍLOHA II
Calculation method of the N – 1 formula
Výpočet vzorce N – 1
, N – 1 ≥ 100 %
Definice vzorce N – 1
The parameters used for the calculation shall be clearly described and justified.
Vzorec N – 1 popisuje schopnost technické kapacity plynárenské infrastruktury uspokojit celkovou poptávku po zemním plynu v oblasti výpočtu v případě narušení jediné největší plynárenské infrastruktury v období jednoho dne s výjimečně vysokou poptávkou, ke které dochází se statistickou pravděpodobností jednou za 20 let.
For the calculation of the EPm, a detailed list of the entry points and their individual capacity shall be provided.
Plynárenská infrastruktura zahrnuje plynárenskou přepravní soustavu, včetně propojení, a těžební zařízení, zařízení LNG a skladovací zařízení propojená s oblastí výpočtu.
Definitions of the parameters of the N – 1 formula
Technická kapacita všech zbývajících dostupných plynárenských infrastruktur se v případě narušení jediné největší plynárenské infrastruktury musí přinejmenším rovnat součtu celkové denní poptávky po plynu v oblasti výpočtu v období jednoho dne s výjimečně vysokou poptávkou, ke které dochází se statistickou pravděpodobností jednou za 20 let.
‘Calculated area’ means a geographical area for which the N – 1 formula is calculated, as determined by the competent authority.
Níže vypočtené výsledky vzorce N – 1 se musí přinejmenším rovnat 100 %.
Demand-side definition
Metoda výpočtu vzorce N – 1
‘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.
, N – 1 ≥ 100 %
Supply-side definitions
Parametry použité při výpočtu musí být jasně popsané a odůvodněné.
‘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.
K výpočtu EPm se předává podrobný seznam vstupních bodů a jejich jednotlivých kapacit.
‘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.
Definice parametrů vzorce N – 1
‘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.
„Oblastí výpočtu“ se rozumí zeměpisná oblast, pro niž se vypočítá vzorec N – 1, jak je stanovena příslušným orgánem.
‘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.
Definice na straně poptávky
‘Im’ means the technical capacity of the single largest gas infrastructure (in mcm/d) with the highest capacity to supply the calculated area.
„Dmax“ celková denní poptávka po plynu (v milionech m3/den) v oblasti výpočtu v období jednoho dne s výjimečně vysokou poptávkou, k níž dochází se statistickou pravděpodobností jednou za 20 let.
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.
Definice na straně nabídky
Calculation of the N – 1 formula using demand-side measures
„EPm“ technická kapacita vstupních bodů (v milionech m3/den) jiných než těžební kapacity, kapacity LNG a skladovací kapacity, na něž se vztahuje Pm, LNGm a Sm, tj. součet technických kapacit všech hraničních vstupních bodů, jež jsou schopny zásobovat oblast výpočtu zemním plynem.
‘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).
„Pm“ maximální technická těžební kapacita (v milionech m3/den), tj. součet maximálních možných technických denních objemů těžby všech zařízení na těžbu plynu, které mohou být dodány do vstupních bodů v oblasti výpočtu.
Calculation of the N – 1 formula at regional level
„Sm“ maximální technická skladovací schopnost (v milionech m3/den), tj. součet maximální denní technické použitelné kapacity všech skladovacích zařízení, která může být dodána do vstupních bodů v oblasti výpočtu, s přihlédnutím k jejich fyzikálním vlastnostem.
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.
„LNGm“ maximální technická kapacita zařízení LNG (v milionech m3/den), tj. součet maximálních denních technických výstupních kapacit všech zařízení LNG v oblasti výpočtu s přihlédnutím ke kritickým prvkům, jako je vyložení, pomocné služby, prozatímní skladování a znovuzplynování LNG a technická výstupní kapacita pro dodávky do soustavy.
The calculation may also extend to the regional level of the risk group, if so agreed with the competent authorities of the risk group.
„Im“ technická kapacita jediné největší plynárenské infrastruktury (v milionech m3/den) s nejvyšší kapacitou dodávek plynu v oblasti výpočtu.
For the calculation of the N – 1 formula at regional level, the single largest gas infrastructure of common interest shall be used.
Pokud je na společnou přívodnou či odvodnou plynárenskou infrastrukturu napojeno několik plynárenských infrastruktur, které nejsou schopny samostatného provozu, považují se za jedinou plynárenskou infrastrukturu.
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.
Výpočet vzorce N – 1 za použití opatření na straně poptávky
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.
„Deff“ se rozumí část „Dmax“ (v milionech m3/den), kterou lze v případě narušení dodávek plynu včas a dostatečným způsobem pokrýt tržními opatřeními na straně poptávky v souladu s čl. 9 odst. 1 písm. c) a čl. 5 odst. 2.
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.
Výpočet vzorce N – 1 na regionální úrovni
ANNEX III
Oblast výpočtu uvedená v bodě 3 se v příslušných případech rozšíří na vhodnou regionální úroveň, jak stanoví příslušné orgány dotčených členských států.
Permanent bi-directional capacity
Výpočet může být rovněž rozšířen na regionální úroveň rizikové skupiny, je-li tak dohodnuto s příslušnými orgány rizikové skupiny.
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.
K výpočtu vzorce N – 1 na regionální úrovni se použije jediná největší plynárenská infrastruktura společného zájmu.
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:
Jediná největší plynárenská infrastruktura společného zájmu pro region je největší plynárenská infrastruktura v regionu, která přímo či nepřímo přispívá k zásobování členských států v daném regionu plynem a je definována v posouzení rizik.
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
Výpočet vzorce N – 1 na regionální úrovni může nahradit výpočet vzorce N – 1 na národní úrovni pouze v případě, kdy ze společného posouzení rizik vyplývá, že jediná největší plynárenská infrastruktura společného zájmu má zásadní význam z hlediska zásobování všech dotčených členských států plynem.
a request for an exemption from the obligation to enable bi-directional capacity.
Na úrovni rizikové skupiny se pro výpočty uvedené v čl. 7 odst. 4 použije jediná největší plynárenská infrastruktura společného zájmu pro rizikové skupiny uvedené v příloze I.
The transmission system operators shall endeavour to submit a joint proposal or request for exemption.
PŘÍLOHA III
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.
Permanentní obousměrná kapacita
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.
Pro provedení ustanovení stanovených v této příloze může jako příslušný orgán jednat národní regulační orgán, pokud tak rozhodne daný členský stát.
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.
Pro umožnění nebo zlepšení obousměrné kapacity propojení nebo pro získání či prodloužení výjimky z této povinnosti provozovatelé přepravní soustavy na obou stranách propojení předloží po konzultaci se všemi provozovateli přepravní soustavy, jichž by se to mohlo dotknout, svým příslušným orgánům („dotčeným příslušným orgánům“) a jejich regulačním orgánům („dotčeným regulačním orgánům“):
The authorities consulted may issue an opinion within four months of receipt of the consultation request.
návrh na umožnění permanentní fyzické kapacity pro přepravu plynu oběma směry v zájmu permanentní obousměrné kapacity, pokud jde o zpětný tok plynu („fyzická kapacita zpětného toku“), nebo
The regulatory authorities concerned shall within six months upon receipt of the joint proposal, pursuant to Article 5(6) and (7), after consulting the project promoters concerned, take coordinated decisions on the cross-border allocation of investment costs to be borne by each transmission system operator of the project.
žádost o udělení výjimky z povinnosti umožnit obousměrnou kapacitu.
Where the regulatory authorities concerned have not reached an agreement within that deadline, they shall inform the competent authorities concerned without delay.
Provozovatelé přepravní soustavy se vynasnaží předložit společný návrh nebo žádost o udělení výjimky.
The competent authorities concerned shall on the basis of the risk assessment, the information listed in Article 5(5) of this Regulation, the opinions received following the consultation in accordance with point 3 of this Annex and taking into account the security of gas supply and the contribution to the internal gas market take a coordinated decision.