natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse nr. 1313/2013/EU af 17. december 2013 om en EU-civilbeskyttelsesmekanisme (EUT L 347 af 20.12.2013, s. 924).
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).
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2005/89/EF af 18. januar 2006 om foranstaltninger til fremme af elforsyningssikkerhed og infrastrukturinvesteringer (EUT L 33 af 4.2.2006, s. 22).
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).
Rådets direktiv 2008/114/EF af 8. december 2008 om indkredsning og udpegning af europæisk kritisk infrastruktur og vurdering af behovet for at beskytte den bedre (EUT L 345 af 23.12.2008, s. 75).
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).
Kommissionens forordning (EU) nr. 312/2014 af 26. marts 2014 om en netregel for balancering af gastransmissionsnet (EUT L 91 af 27.3.2014, s. 15).
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).
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1.
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).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning (EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009 (EUT L 115 af 25.4.2013, s. 39).
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).
BILAG I
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).
Regionalt samarbejde
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).
De risikogrupper af medlemsstater, der danner grundlag for det risikoforbundne samarbejde, der er omhandlet i artikel 3, stk. 7, er:
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).
Østlige gasforsyningsrisikogrupper:
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).
Ukraine: Bulgarien, Tjekkiet, Tyskland, Grækenland, Kroatien, Italien, Luxembourg, Ungarn, Østrig, Polen, Rumænien, Slovenien, Slovakiet
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1.
Hviderusland: Belgien, Tjekkiet, Tyskland, Estland, Letland, Litauen, Luxembourg, Nederlandene, Polen, Slovakiet
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).
Østersøområdet: Belgien, Tjekkiet, Danmark, Tyskland, Frankrig, Luxembourg, Nederlandene, Østrig, Slovakiet, Sverige
ANNEX I
Nordøst: Estland, Letland, Litauen, Finland
Regional cooperation
Transbalkan: Bulgarien, Grækenland, Rumænien.
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:
Nordsøens gasforsyningsrisikogrupper:
Eastern gas supply risk groups:
Norge: Belgien, Danmark, Tyskland, Irland, Spanien, Frankrig, Italien, Luxembourg, Nederlandene, Portugal, Sverige, Det Forenede Kongerige
Ukraine: Bulgaria, Czech Republic, Germany, Greece, Croatia, Italy, Luxembourg, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia, Slovakia;
Lavenergigas: Belgien, Tyskland, Frankrig, Nederlandene
Belarus: Belgium, Czech Republic, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Luxembourg, Netherlands, Poland, Slovakia;
Danmark: Danmark, Tyskland, Luxembourg, Nederlandene, Sverige
Baltic Sea: Belgium, Czech Republic, Denmark, Germany, France, Luxembourg, Netherlands, Austria, Slovakia, Sweden;
Det Forenede Kongerige: Belgien, Tyskland, Irland, Luxembourg, Nederlandene, Det Forenede Kongerige.
North-Eastern: Estonia, Latvia, Lithuania, Finland;
Nordafrikanske gasforsyningsrisikogrupper:
Trans-Balkan: Bulgaria, Greece, Romania.
Algeriet: Grækenland, Spanien, Frankrig, Kroatien, Italien, Malta, Østrig, Portugal, Slovenien
North Sea gas supply risk groups:
Libyen: Kroatien, Italien, Malta, Østrig, Slovenien.
Norway: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, Spain, France, Italy, Luxembourg, Netherlands, Portugal, Sweden, United Kingdom;
Sydøstlige gasforsyningsrisikogrupper:
Low-calorific gas: Belgium, Germany, France, Netherlands;
Den sydlige gaskorridor — det kaspiske område: Bulgarien, Grækenland, Kroatien, Italien, Ungarn, Malta, Østrig, Rumænien, Slovenien, Slovakiet
Denmark: Denmark, Germany, Luxembourg, Netherlands, Sweden;
Det østlige Middelhavsområde: Grækenland, Italien, Cypern, Malta.
United Kingdom: Belgium, Germany, Ireland, Luxembourg, Netherlands, United Kingdom.
BILAG II
North African gas supply risk groups:
Beregning af N – 1-formlen
Algeria: Greece, Spain, France, Croatia, Italy, Malta, Austria, Portugal, Slovenia;
Definition af N – 1-formlen
Libya: Croatia, Italy, Malta, Austria, Slovenia.
N – 1-formlen beskriver gasinfrastrukturens tekniske kapacitets evne til at dække den samlede gasefterspørgsel i det beregnede område, i tilfælde af at den største enkeltstående gasinfrastruktur afbrydes på en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år.
South-East gas supply risk groups:
Gasinfrastruktur omfatter gastransmissionsnet, herunder sammenkoblinger, såvel som produktions-, LNG- og oplagringsfaciliteter tilknyttet det beregnede område.
Southern Gas Corridor — Caspian: Bulgaria, Greece, Croatia, Italy, Hungary, Malta, Austria, Romania, Slovenia, Slovakia;
Teknisk kapacitet for alle resterende tilgængelige gasinfrastrukturer i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur skal mindst være lig med summen af den samlede daglige gasefterspørgsel i det beregnede område på en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år.
Eastern Mediterranean: Greece, Italy, Cyprus, Malta.
Facit af beregningen af N – 1-formlen herunder skal mindst være lig med 100 %.
ANNEX II
Beregningsmetode for N – 1-formlen
Calculation of the N – 1 formula
Parametrene, som anvendes til beregningen, skal være klart beskrevet og begrundet.
Definition of the N – 1 formula
Med henblik på beregningen af EPm forelægges en detaljeret liste over indgangspunkter og deres individuelle kapacitet.
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.
Definitioner af parametrene for N – 1-formlen
Gas infrastructure shall cover the gas transmission network including interconnections, as well as production, LNG and storage facilities connected to the calculated area.
Definition på efterspørgselssiden
The results of the N – 1 formula, as calculated below, shall be at least equal to 100 %.
»Dmax« den samlede daglige gasefterspørgsel (i mio. m3/dag) i det beregnede område på en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år
Calculation method of the N – 1 formula
Definitioner på forsyningssiden
, N – 1 ≥ 100 %
»EPm« teknisk kapacitet for indgangspunkter (i mio. m3/dag), bortset fra produktions-, LNG- og lagerfaciliteter dækket af Pm, LNGm og Sm betyder summen af den tekniske kapacitet ved alle indgangspunkter på tværs af landegrænser, der er i stand til at forsyne det beregnede område med gas.
The parameters used for the calculation shall be clearly described and justified.
»Pm« maksimal teknisk produktionskapacitet (i mio. m3/dag) betyder den maksimale samlede daglige tekniske produktionskapacitet fra alle gasproduktionsanlæg, der kan leveres til indgangspunkterne i det beregnede område. »Sm«
For the calculation of the EPm, a detailed list of the entry points and their individual capacity shall be provided.
maksimal teknisk leveringskapacitet (i mio. m3/dag) betyder den maksimale samlede daglige tekniske udtrækskapacitet fra alle lagerfaciliteter, som kan leveres til indgangspunkterne i det beregnede område, under hensyntagen til deres respektive fysiske karakteristika. »LNGm«
Definitions of the parameters of the N – 1 formula
maksimal teknisk kapacitet ved LNG-faciliteter (i mio. m3/dag) betyder den maksimale samlede daglige tekniske leveringskapacitet ved alle LNG-faciliteter i det beregnede område, idet der tages hensyn til kritiske elementer såsom losning, hjælpefunktioner, midlertidige lagre og forgasning af LNG samt teknisk leveringskapacitet til systemet. »Im«
‘Calculated area’ means a geographical area for which the N – 1 formula is calculated, as determined by the competent authority.
den tekniske kapacitet i den største enkeltstående gasinfrastruktur (i mio. m3/dag) med den største individuelle kapacitet til at forsyne det beregnede område med gas.
Demand-side definition
Når flere gasinfrastrukturer er forbundet til en fælles opstrøms- eller nedstrømsinfrastruktur og ikke kan fungere hver for sig, betragtes de som en enkelt gasinfrastruktur.
‘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.
Beregning af N – 1-formlen ved anvendelse af foranstaltninger på efterspørgselssiden
Supply-side definitions
»Deff« den del af Dmax (i mio. m3/dag), som i tilfælde af en gasforsyningsafbrydelse rettidigt kan dækkes i tilstrækkeligt omfang med markedsbaserede foranstaltninger på efterspørgselssiden, jf. artikel 9, stk. 1, litra c), og artikel 5, stk. 2.
‘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.
Beregning af N – 1-formlen på regionalt niveau
‘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.
Det i punkt 3 omhandlede beregnede område udvides, hvor det er hensigtsmæssigt, til det relevante regionale niveau som fastsat af de berørte medlemsstaters kompetente myndigheder.
‘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.
Beregningen kan også omfatte risikogruppens regionale niveau, hvis det er aftalt med risikogruppens kompetente myndigheder.
‘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.
Ved beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau anvendes den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse.
‘Im’ means the technical capacity of the single largest gas infrastructure (in mcm/d) with the highest capacity to supply the calculated area.
Den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for en region er den største gasinfrastruktur i regionen, der direkte eller indirekte bidrager til gasforsyningen til regionens medlemsstater; den defineres i risikovurderingen.
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.
Beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau kan kun erstatte beregningen af N – 1-formlen på nationalt niveau, såfremt den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse i henhold til den fælles risikovurdering har væsentlig betydning for gasforsyningen af alle berørte medlemsstater.
Calculation of the N – 1 formula using demand-side measures
Til de beregninger, der er omhandlet i artikel 7, stk. 4, anvendes på risikogruppeniveau den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for de respektive risikogrupper opført i bilag I.
‘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).
BILAG III
Calculation of the N – 1 formula at regional level
Permanent tovejskapacitet
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.
Med henblik på gennemførelsen af bestemmelserne fastsat i dette bilag kan den nationale regulerende myndighed fungere som kompetent myndighed, hvis medlemsstaten beslutter det.
The calculation may also extend to the regional level of the risk group, if so agreed with the competent authorities of the risk group.
For at muliggøre eller forbedre tovejskapaciteten i en sammenkobling eller for at opnå eller forlænge en undtagelse fra denne forpligtelse forelægger transmissionssystemoperatører på begge sider af sammenkoblingen deres respektive kompetente myndigheder (»de berørte kompetente myndigheder«) og deres regulerende myndigheder (»de berørte regulerende myndigheder«) efter at have hørt alle potentielt berørte transmissionssystemoperatører:
For the calculation of the N – 1 formula at regional level, the single largest gas infrastructure of common interest shall be used.
et forslag, der skal muliggøre permanent fysisk kapacitet til transport af gas i begge retninger, om permanent tovejskapacitet i modsat retning (»fysisk transmissionskapacitet i modsat retning«) eller
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.
en anmodning om en undtagelse fra forpligtelsen til at muliggøre tovejskapacitet.
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.
Transmissionssystemoperatørerne bestræber sig på at forelægge et fælles forslag eller en fælles anmodning om undtagelse.
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.
I tilfælde af et forslag om at muliggøre tovejskapacitet kan transmissionssystemoperatørerne fremsætte et begrundet forslag om omkostningsfordeling på tværs af grænserne.
ANNEX III
Forelæggelsen skal ske senest den 1. december 2018 for alle sammenkoblinger, som var etableret den 1. november 2017, og efter færdiggørelsen af en gennemførlighedsundersøgelse, men før begyndelsen af den tekniske detailprojekteringsfase for nye sammenkoblinger.
Permanent bi-directional capacity
Efter modtagelse af forslaget eller anmodningen om undtagelse hører de berørte kompetente myndigheder uden forsinkelse de kompetente myndigheder og, for så vidt disse ikke er de kompetente myndigheder, de nationale regulerende myndigheder i den medlemsstat, der i henhold til risikovurderingen kunne have gavn af transmissionskapaciteten i modsat retning, samt agenturet og Kommissionen om forslaget eller anmodningen om undtagelse.
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.
De adspurgte myndigheder kan fremsætte en udtalelse inden for fire måneder efter modtagelse af anmodningen om høring.
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:
De berørte regulerende myndigheder træffer senest seks måneder efter modtagelsen af det fælles forslag, jf. artikel 5, stk. 6 og 7, efter at have hørt de berørte projektiværksættere koordinerede afgørelser om fordelingen på tværs af grænserne af de investeringsomkostninger, der påhviler hver af projektets transmissionssystemoperatører.
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
Hvis de berørte regulerende myndigheder ikke er nået til enighed inden for denne frist, underretter de straks de berørte kompetente myndigheder.
a request for an exemption from the obligation to enable bi-directional capacity.
De berørte kompetente myndigheder træffer en koordineret afgørelse på grundlag af risikovurderingen, oplysningerne opregnet i denne forordnings artikel 5, stk. 5, og de udtalelser, der er modtaget efter høringen i henhold til dette bilags punkt 3, og under hensyntagen til gasforsyningssikkerheden og bidraget til det indre gasmarked.
The transmission system operators shall endeavour to submit a joint proposal or request for exemption.
Denne koordinerede afgørelse træffes inden for to måneder.
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.
Fristen på to måneder begynder at løbe efter den frist på fire måneder, der gælder for de i dette bilags punkt 3 omhandlede udtalelser, medmindre alle udtalelser er modtaget forinden, eller efter den i dette bilags punkt 4 omhandlede frist på seks måneder, som de berørte regulerende myndigheder har til at vedtage en koordineret afgørelse.
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.
Den koordinerede afgørelse skal:
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.
acceptere forslaget om tovejskapacitet.
The authorities consulted may issue an opinion within four months of receipt of the consultation request.
En sådan afgørelse omfatter en cost-benefit-analyse og en tidsplan for gennemførelsen og ordninger om den efterfølgende udnyttelse og ledsages af den koordinerede afgørelse om den i punkt 4 omhandlede omkostningsfordeling på tværs af grænserne, udarbejdet af de berørte regulerende myndigheder
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.
indrømme eller forlænge en midlertidig undtagelse for en periode på højst fire år, hvis cost-benefit-analysen, som følger med afgørelsen, viser, at transmissionskapacitet i modsat retning ikke vil forbedre gasforsyningssikkerheden i nogen relevant medlemsstat, eller hvis investeringsomkostningerne i betydelig grad overstiger de forventede fordele for gasforsyningssikkerheden, eller
Where the regulatory authorities concerned have not reached an agreement within that deadline, they shall inform the competent authorities concerned without delay.
kræve, at transmissionssystemoperatørerne ændrer og på ny forelægger deres forslag eller anmodning om en undtagelse inden for en periode på højst fire måneder.
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.
De berørte kompetente myndigheder forelægger straks den koordinerede afgørelse for de kompetente myndigheder og de nationale regulerende myndigheder, der har forelagt en udtalelse i henhold til punkt 3, de berørte regulerende myndigheder, agenturet og Kommissionen, herunder de udtalelser, der er modtaget efter høringen i henhold til punkt 3.
That coordinated decision shall be taken within two months.
Inden for to måneder efter modtagelsen af den koordinerede afgørelse kan de kompetente myndigheder, der er omhandlet i punkt 6, fremsætte deres indsigelser mod den koordinerede afgørelse og fremsende dem til de berørte kompetente myndigheder, som har truffet afgørelsen, agenturet og Kommissionen.
The period of two months shall start to run after the four-month period allowed for the opinions referred to under point 3 of this Annex, unless all opinions have been received before, or after the six-month period referred to in point 4 of this Annex for regulatory authorities concerned to adopt a coordinated decision.
Indsigelserne skal være begrænset til faktiske omstændigheder og vurderinger, navnlig omkostningsfordeling på tværs af grænserne, som ikke indgik i høringen i henhold til punkt 3.
The coordinated decision shall:
Inden for tre måneder fra modtagelsen af den koordinerede afgørelse, jf. punkt 6, afgiver agenturet en udtalelse vedrørende den koordinerede afgørelses elementer, under hensyntagen til eventuelle indsigelser, og forelægger udtalelsen for alle berørte kompetente myndigheder og de i punkt 6 omhandlede kompetente myndigheder og Kommissionen.
accept the proposal for bi-directional capacity.
Inden for fire måneder efter modtagelse af agenturets udtalelse, jf. punkt 8, kan Kommissionen vedtage en afgørelse, som anmoder om ændringer af den koordinerede afgørelse.
Such decision shall contain a cost benefit analysis, a timeline for implementation and the arrangements for its subsequent use and be accompanied by the coordinated decision on the cross-border cost allocation referred to in point 4 and prepared by the regulatory authorities concerned;