natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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).
Euroopa Parlamendi ja nõukogu 13. juuli 2009. aasta määrus (EÜ) nr 715/2009 maagaasi ülekandevõrkudele juurdepääsu tingimuste kohta ning millega tunnistatakse kehtetuks määrus (EÜ) nr 1775/2005 (ELT L 211, 14.8.2009, lk 36).
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).
Euroopa Parlamendi ja nõukogu 20. oktoobri 2010. aasta määrus (EL) nr 994/2010, milles käsitletakse gaasivarustuse kindluse tagamise meetmeid ja millega tunnistatakse kehtetuks nõukogu direktiiv 2004/67/EÜ (ELT L 295, 12.11.2010, lk 1).
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).
Euroopa Parlamendi ja nõukogu 17. detsembri 2013. aasta otsus nr 1313/2013/EL liidu kodanikukaitse mehhanismi kohta (ELT L 347, 20.12.2013, lk 924).
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).
Euroopa Parlamendi ja nõukogu 18. jaanuari 2006. aasta direktiiv 2005/89/EÜ elektrienergia varustuskindluse ja infrastruktuuriinvesteeringute kohta (ELT L 33, 4.2.2006, lk 22).
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).
Nõukogu 8. detsembri 2008. aasta direktiiv 2008/114/EÜ Euroopa elutähtsate infrastruktuuride identifitseerimise ja määramise ning nende kaitse parandamise vajaduse hindamise kohta (ELT L 345, 23.12.2008, lk 75).
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).
Komisjoni 26. märtsi 2014. aasta määrus (EL) nr 312/2014, millega kehtestatakse ülekandesüsteemides gaasivarustuse tasakaalustamise võrgueeskiri (ELT L 91, 27.3.2014, lk 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).
ELT L 123, 12.5.2016, lk 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).
Euroopa Parlamendi ja nõukogu 17. aprilli 2013. aasta määrus (EL) nr 347/2013 üleeuroopalise energiataristu suuniste kohta ja millega tunnistatakse kehtetuks otsus nr 1364/2006/EÜ ning muudetakse määrusi (EÜ) nr 713/2009, (EÜ) nr 714/2009 ja (EÜ) nr 715/2009 (ELT L 115, 25.4.2013, lk 39).
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).
I LISA
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1.
Piirkondlik koostöö
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).
Artikli 3 lõikes 7 osutatud riskidega seotud koostöö aluseks olevad liikmesriikide riskirühmad on järgmised:
ANNEX I
Idapoolsete gaasitarnete riskirühmad:
Regional cooperation
Ukraina: Bulgaaria, Tšehhi Vabariik, Saksamaa, Kreeka, Horvaatia, Itaalia, Luksemburg, Ungari, Austria, Poola, Rumeenia, Sloveenia, Slovakkia,;
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:
Valgevene: Belgia, Tšehhi Vabariik, Saksamaa, Eesti, Läti, Leedu, Luksemburg, Madalmaad, Poola, Slovakkia;
Eastern gas supply risk groups:
Läänemere piirkond: Belgia, Tšehhi Vabariik, Taani, Saksamaa, Prantsusmaa, Luksemburg, Madalmaad, Austria, Slovakkia, Rootsi,;
Ukraine: Bulgaria, Czech Republic, Germany, Greece, Croatia, Italy, Luxembourg, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia, Slovakia;
Kirdepiirkond: Eesti, Läti, Leedu, Soome;
Belarus: Belgium, Czech Republic, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Luxembourg, Netherlands, Poland, Slovakia;
Balkani piirkond: Bulgaaria, Kreeka, Rumeenia.
Baltic Sea: Belgium, Czech Republic, Denmark, Germany, France, Luxembourg, Netherlands, Austria, Slovakia, Sweden;
Põhjamere gaasitarnete riskirühmad:
North-Eastern: Estonia, Latvia, Lithuania, Finland;
Norra: Belgia, Taani, Saksamaa, Iirimaa, Hispaania, Prantsusmaa, Itaalia, Luksemburg, Madalmaad, Portugal, Rootsi, Ühendkuningriik;
Trans-Balkan: Bulgaria, Greece, Romania.
Madala kütteväärtusega gaas: Belgia, Saksamaa, Prantsusmaa, Madalmaad;
North Sea gas supply risk groups:
Taani: Taani, Saksamaa, Luksemburg, Madalmaad, Rootsi;
Norway: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, Spain, France, Italy, Luxembourg, Netherlands, Portugal, Sweden, United Kingdom;
Ühendkuningriik: Belgia, Saksamaa, Iirimaa, Luksemburg, Madalmaad, Ühendkuningriik.
Low-calorific gas: Belgium, Germany, France, Netherlands;
Põhja-Aafrika gaasitarnete riskirühmad:
Denmark: Denmark, Germany, Luxembourg, Netherlands, Sweden;
Alžeeria: Kreeka, Hispaania, Prantsusmaa, Horvaatia, Itaalia, Malta, Austria, Portugal, Sloveenia;
United Kingdom: Belgium, Germany, Ireland, Luxembourg, Netherlands, United Kingdom.
Liibüa: Horvaatia, Itaalia, Malta, Austria, Sloveenia.
North African gas supply risk groups:
Kagupoolsete gaasitarnete riskirühmad:
Algeria: Greece, Spain, France, Croatia, Italy, Malta, Austria, Portugal, Slovenia;
Lõunapoolne gaasikoridor – Kaspia meri: Bulgaaria, Kreeka, Horvaatia, Itaalia, Ungari, Malta, Austria, Rumeenia, Sloveenia, Slovakkia,;
Libya: Croatia, Italy, Malta, Austria, Slovenia.
Vahemere idaosa: Kreeka, Itaalia, Küpros, Malta.
South-East gas supply risk groups:
II LISA
Southern Gas Corridor — Caspian: Bulgaria, Greece, Croatia, Italy, Hungary, Malta, Austria, Romania, Slovenia, Slovakia;
Valemiga N – 1 arvutamine
Eastern Mediterranean: Greece, Italy, Cyprus, Malta.
Valemi N – 1 mõiste
ANNEX II
Valemiga N – 1 kirjeldatakse gaasitaristu tehnilisest võimsusest tulenevat suutlikkust rahuldada suurima eraldi vaadeldava gaasitaristu häire korral arvutuspiirkonnas gaasi kogunõudlus erandlikult suure gaasinõudlusega päeval, mida esineb statistiliste andmete kohaselt üks kord 20 aasta jooksul.
Calculation of the N – 1 formula
Gaasitaristu hõlmab gaasiülekandevõrku, sh võrkudevahelisi ühendusi, samuti arvutuspiirkonnaga seotud tootmiskäitisi, maagaasi veeldusjaamasid ja gaasihoidlaid.
Definition of the N – 1 formula
Suurima eraldi vaadeldava gaasitaristu häire korral peab ülejäänud gaasitaristu tehniline võimsus olema vähemalt võrdne gaasi päevase kogunõudlusega arvutuspiirkonnas erandlikult suure gaasinõudlusega päeval, mida esineb statistiliste andmete kohaselt üks kord 20 aasta jooksul.
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.
Järgmisel viisil valemiga N – 1 saadud tulemused peavad võrduma vähemalt 100 %ga.
Gas infrastructure shall cover the gas transmission network including interconnections, as well as production, LNG and storage facilities connected to the calculated area.
Arvutusmeetod valemi N – 1 kasutamisel
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.
, N – 1 ≥ 100 %
The results of the N – 1 formula, as calculated below, shall be at least equal to 100 %.
Arvutusel kasutatud parameetrid peavad olema selgelt kirjeldatud ja põhjendatud.
Calculation method of the N – 1 formula
EPm-i arvutamisega seoses esitatakse sisendpunkte ja nende individuaalset läbilaskevõimet käsitlev üksikasjalik loetelu.
, N – 1 ≥ 100 %
Valemi N – 1 parameetrid „Arvutuspiirkond“
The parameters used for the calculation shall be clearly described and justified.
pädeva asutuse poolt kindlaks määratud geograafiline piirkond, mille jaoks koostatakse valem N – 1.
For the calculation of the EPm, a detailed list of the entry points and their individual capacity shall be provided.
Gaasinõudlusega seotud mõiste
Definitions of the parameters of the N – 1 formula
„Dmax“ gaasi päevane kogunõudlus (miljonites kuupmeetrites päevas) arvutuspiirkonnas erandlikult suure gaasinõudlusega päeval, mida esineb statistiliste andmete kohaselt üks kord 20 aasta jooksul.
‘Calculated area’ means a geographical area for which the N – 1 formula is calculated, as determined by the competent authority.
Gaasi pakkumisega seotud mõisted
Demand-side definition
„EPm“ sisendpunktide (mis ei ole mõistetega Pm, LNGm ja Sm hõlmatud tootmiskäitised, maagaasi veeldusjaamad ja gaasihoidlad) tehniline võimsus (miljonites kuupmeetrites päevas) on kõikide selliste arvutuspiirkonna piiril asuvate sisendpunktide tehnilise võimsuse summa, mille kaudu on võimalik tarnida gaasi arvutuspiirkonda.
‘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.
„Pm“ suurim tehniline tootmisvõimsus (miljonites kuupmeetrites päevas) on kõigi gaasitootmiskäitiste summaarne suurim tehniline päevane tootmisvõimsus, mida saab tarnida arvutuspiirkonna sisendpunktidesse. „Sm“
Supply-side definitions
hoidla suurim väljastamismaht (miljonites kuupmeetrites päevas) on kõikide gaasihoidlate summaarne suurim päevane väljastamismaht, mida saab tarnida arvutuspiirkonna piiril asuvatesse sisendpunktidesse, võttes arvesse nende asjaomaseid tehnilisi tingimusi. „LNGm“
‘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.
maagaasi veeldusjaamade suurim tehniline võimsus (miljonites kuupmeetrites päevas) on arvutuspiirkonna kõikide maagaasi veeldusjaamade summaarne suurim tehniline päevane väljundvõimsus; kõnealuse võimsuse puhul on arvesse võetud esmatähtsaid tegureid, nagu veeldatud maagaasi mahalaadimine, abiteenused, ajutine hoiustamine ja taasgaasistamine ning tehniline võimsus gaasi saatmiseks võrgustikku. „Im“
‘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.
sellise suurima eraldi vaadeldava gaasitaristu tehniline võimsus (miljonites kuupmeetrites päevas), millel on suurim suutlikkus arvutuspiirkonna varustamiseks.
‘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.
Kui mitu gaasitaristut on ühendatud ühisesse ära- või juurdevoolu võimaldavasse gaasitaristusse ja neid ei ole võimalik eraldi käitada, loetakse need üheks gaasitaristuks.
‘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.
Valemiga N – 1 arvutamine, kasutades nõudlusega seotud meetmeid
‘Im’ means the technical capacity of the single largest gas infrastructure (in mcm/d) with the highest capacity to supply the calculated area.
„Deff“ Dmax'i osa (miljonites kuupmeetrites päevas), mida gaasitarnehäire korral suudetakse piisavalt ja õigeaegselt katta turupõhiste nõudlusega seotud meetmetega vastavalt artikli 9 lõike 1 punktile c ja artikli 5 lõikele 2.
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.
Piirkonna tasandil valemiga N – 1 arvutamine
Calculation of the N – 1 formula using demand-side measures
Vajaduse korral laiendatakse punktis 3 osutatud arvestuspiirkond asjakohasele piirkondlikule tasandile, nagu on kindlaks määranud asjaomaste liikmesriikide pädevad asutused.
‘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).
Arvutust võib ka laiendada riskirühma piirkonna tasandile, kui nii on kokku lepitud riskirühma pädevate asutustega.
Calculation of the N – 1 formula at regional level
Piirkonna tasandil valemiga N – 1 arvutamisel kasutatakse suurimat ühist huvi pakkuvat eraldi vaadeldavat gaasitaristut.
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.
Piirkonna suurim ühist huvi pakkuv eraldi vaadeldav gaasitaristu on piirkonna suurim gaasitaristu, mis otseselt või kaudselt aitab kaasa kõnealuse piirkonna liikmesriikide gaasivarustusele, ja see määratletakse riskihindamise tulemusena.
The calculation may also extend to the regional level of the risk group, if so agreed with the competent authorities of the risk group.
Piirkonna tasandil valemiga N – 1 arvutamine võib asendada riigi tasandil valemiga N – 1 arvutamist üksnes juhul, kui suurim ühist huvi pakkuv eraldi vaadeldav gaasitaristu on ühise riskihindamise kohaselt suure tähtsusega kõigi asjaomaste liikmesriikide gaasitarnete jaoks.
For the calculation of the N – 1 formula at regional level, the single largest gas infrastructure of common interest shall be used.
Riskirühma tasandil kasutatakse artikli 7 lõikes 4 osutatud arvutuste puhul I lisas loetletud riskirühmade suurimat ühist huvi pakkuvat eraldi vaadeldavat gaasitaristut.
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.
III LISA
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.
Alaline gaasi kahesuunalise transportimise võimekus
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.
Käesolevas lisa sätete täitmiseks võib riiklik reguleeriv asutus toimida pädeva asutusena, kui liikmesriik nii otsustab.
ANNEX III
Võrkudevahelise ühenduse gaasi kahesuunalise transportimise võimekuse tagamiseks või tõhustamiseks või kõnealuse kohustuse suhtes erandi tegemiseks või tehtud erandi kestuse pikendamiseks esitavad võrkudevahelise ühenduse kummagi poole ülekandesüsteemi haldurid pärast kõigi potentsiaalselt asjaomaste ülekandesüsteemi halduritega konsulteerimist oma pädevatele asutustele („asjaomased pädevad asutused“) ja oma reguleerivatele asutustele („asjaomased reguleerivad asutused“):
Permanent bi-directional capacity
ettepaneku alalise ja tegeliku võimekuse tagamiseks gaasi kahesuunaliseks transportimiseks alalise gaasi kahesuunalise transportimise võimekuse jaoks seoses vastassuunaga („tegelike vastassuunavoogude läbilaske võimekus“) või
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.
gaasi kahesuunalise transportimise võimekuse tagamise kohustusest erandi tegemise taotluse.
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:
Ülekandesüsteemi haldurid püüavad esitada ühise ettepaneku või erandi tegemise taotluse.
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
Kui esitatakse ettepanek gaasi kahesuunalise transportimise võimekuse tagamiseks, võivad ülekandesüsteemi haldurid esitada põhjendatud ettepaneku kulude riikidevaheliseks jaotamiseks.
a request for an exemption from the obligation to enable bi-directional capacity.
Kõikide võrkudevaheliste ühenduste puhul, mis on olemas 1. novembril 2017, tuleb kõnealused dokumendid esitada hiljemalt 1. detsembril 2018 pärast teostatavusuuringu etapi lõppu, kuid enne uute võrkudevaheliste ühenduste üksikasjaliku detailplaneeringu etapi algust.
The transmission system operators shall endeavour to submit a joint proposal or request for exemption.
Pärast ettepaneku või erandi tegemise taotluse vastuvõtmist konsulteerivad asjaomased pädevad asutused seoses ettepaneku või erandi tegemise taotlusega viivitamata nende liikmesriikide pädevate asutuste või riiklike reguleerivate asutustega, kui need ei ole pädevad asutused, kes riskihindamise kohaselt võiksid vastassuunavoogude läbilaske võimekusest kasu saada, ning koostööameti ja komisjoniga.
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.
Asutused, kellega konsulteeritakse, võivad esitada oma arvamuse nelja kuu jooksul alates konsultatsioonitaotluse saamisest.
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.
Vastavalt artikli 5 lõigetele 6 ja 7 teevad asjaomased reguleerivad asutused kuue kuu jooksul pärast ühise ettepaneku kättesaamist ning pärast asjaomaste projektiedendajatega konsulteerimist koordineeritud otsused investeerimiskulude riikidevahelise jaotuse kohta, kus määratakse kindlaks projekti kõikide ülekandesüsteemi haldurite kanda jäävad osad.
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.
Kui asjaomased reguleerivad asutused ei jõua kõnealuse tähtaja jooksul kokkuleppele, teavitavad nad sellest viivitamata asjaomaseid pädevaid asutusi.
The authorities consulted may issue an opinion within four months of receipt of the consultation request.
Asjaomased pädevad asutused võtavad vastu koordineeritud otsuse riskihindamise, käesoleva määruse artikli 5 lõikes 5 loetletud teabe ja käesoleva lisa punkti 3 kohaste konsultatsioonide tulemusena saadud arvamuste alusel ning võttes arvesse gaasivarustuskindlust ja maagaasi siseturu toimimisse antavat panust.
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.
Koordineeritud otsus võetakse vastu kahe kuu jooksul.
Where the regulatory authorities concerned have not reached an agreement within that deadline, they shall inform the competent authorities concerned without delay.
Kahekuuline ajavahemik algab pärast käesoleva lisa punktis 3 osutatud arvamuste jaoks ette nähtud neljakuulise tähtaja möödumist, välja arvatud juhul, kui kõik arvamused on kätte saadud varem, või siis pärast käesoleva lisa punktis 4 osutatud asjaomaste reguleerivate asutuste koordineeritud otsuse vastuvõtmiseks ette nähtud kuuekuulise ajavahemiku lõppemist.
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.
Koordineeritud otsuses:
That coordinated decision shall be taken within two months.
kiidetakse heaks gaasi kahesuunalise transportimise võimekust käsitlev ettepanek.
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.
Otsus hõlmab kulude-tulude analüüsi, rakendamise ajakava ja otsuse edaspidise kasutamise korda ning sellele lisatakse punktis 4 osutatud ja asjaomaste reguleerivate asutuste koostatud koordineeritud otsus kulude riikidevahelise jaotuse kohta või
The coordinated decision shall:
tehakse ajutine erand või pikendatakse seda kuni neljaks aastaks, kui otsuse osaks oleva kulude-tulude analüüsi kohaselt ei aitaks tagasivoo läbilaskevõimsus parandada ühegi asjaomase liikmesriigi varustuskindlust või kui investeerimiskulud oleksid märkimisväärselt suuremad kui oodatav soodne mõju gaasivarustuskindlusele või
accept the proposal for bi-directional capacity.
nõutakse ülekandesüsteemi halduritelt ettepaneku või erandi tegemise taotluse muutmist ja uuesti esitamist hiljemalt nelja kuu möödudes.
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;
Asjaomased pädevad asutused esitavad koordineeritud otsuse koos punkti 3 kohaste konsultatsioonide tulemusena saadud arvamustega viivitamata punkti 3 kohaselt arvamuse esitanud pädevatele asutustele ja riiklikele reguleerivatele asutustele, asjaomastele reguleerivatele asutustele, koostööametile ja komisjonile.
grant or prolong a temporary exemption for a maximum period of four years, if the cost-benefit analysis included in the decision shows that the reverse flow capacity would not enhance the security of gas supply of any relevant Member State or if the investment costs would significantly outweigh the prospective benefits for the security of gas supply; or
Kahe kuu jooksul pärast koordineeritud otsuse kättesaamist võivad punktis 6 osutatud pädevad asutused esitada vastuväiteid koordineeritud otsuse kohta otsuse vastu võtnud asjaomastele pädevatele asutustele, koostööametile ja komisjonile.
require the transmission system operators to amend and resubmit their proposal or exemption request within a maximum period of four months.
Vastuväited piirduvad faktide ja hinnangutega, eelkõige piiriülese kulujaotuse kohta, mille puhul ei ole korraldatud punkti 3 kohast konsultatsiooni.