natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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).
Directiva 2005/89/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 18 ianuarie 2006 privind măsurile menite să garanteze siguranța aprovizionării cu energie electrică și investițiile în infrastructuri (JO L 33, 4.2.2006, p. 22).
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).
Directiva 2008/114/CE a Consiliului din 8 decembrie 2008 privind identificarea și desemnarea infrastructurilor critice europene și evaluarea necesității de îmbunătățire a protecției acestora (JO L 345, 23.12.2008, p. 75).
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).
Regulamentul (UE) nr. 312/2014 al Comisiei din 26 martie 2014 de stabilire a unui cod de rețea privind echilibrarea rețelelor de transport de gaz (JO L 91, 27.3.2014, p. 15).
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).
JO L 123, 12.5.2016, p. 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).
Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/2009 (JO L 115 of 25.4.2013, p. 39).
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).
ANEXA I
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).
Cooperarea regională
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).
Grupurile de risc ale statelor membre care servesc drept bază pentru cooperarea asociată riscurilor menționată la articolul 3 alineatul (7) sunt următoarele:
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1.
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din est:
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).
Ucraina: Bulgaria, Republica Cehă, Germania, Grecia, Croația, Italia, Ungaria, Luxemburg, Austria, Polonia, România, Slovenia, Slovacia;
ANNEX I
Belarus: Belgia, Republica Cehă, Germania, Estonia, Letonia, Lituania, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, Slovacia;
Regional cooperation
Marea Baltică: Belgia, Republica Cehă, Danemarca, Germania, Franța, Luxemburg, Țările de Jos, Austria, Slovacia, Suedia;
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:
Nord-est: Estonia, Letonia, Lituania, Finlanda;
Eastern gas supply risk groups:
Transbalcanic: Bulgaria, Grecia, România.
Ukraine: Bulgaria, Czech Republic, Germany, Greece, Croatia, Italy, Luxembourg, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia, Slovakia;
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din Marea Nordului:
Belarus: Belgium, Czech Republic, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Luxembourg, Netherlands, Poland, Slovakia;
Norvegia: Belgia, Danemarca, Germania, Irlanda, Spania, Franța, Italia, Luxemburg, Portugalia, Țările de Jos, Suedia, Regatul Unit;
Baltic Sea: Belgium, Czech Republic, Denmark, Germany, France, Luxembourg, Netherlands, Austria, Slovakia, Sweden;
Gaze cu putere calorică mică: Belgia, Germania, Franța, Țările de Jos;
North-Eastern: Estonia, Latvia, Lithuania, Finland;
Danemarca: Danemarca, Germania, Luxemburg, Țările de Jos, Suedia;
Trans-Balkan: Bulgaria, Greece, Romania.
Regatul Unit: Belgia, Germania, Irlanda, Luxemburg, Țările de Jos, Regatul Unit.
North Sea gas supply risk groups:
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din Africa de Nord:
Norway: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, Spain, France, Italy, Luxembourg, Netherlands, Portugal, Sweden, United Kingdom;
Algeria: Grecia, Spania, Franța, Croația, Italia, Malta, Austria, Portugalia, Slovenia;
Low-calorific gas: Belgium, Germany, France, Netherlands;
Libia: Croația, Italia, Malta, Austria, Slovenia.
Denmark: Denmark, Germany, Luxembourg, Netherlands, Sweden;
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din sud-est:
United Kingdom: Belgium, Germany, Ireland, Luxembourg, Netherlands, United Kingdom.
Coridorul sudic al gazelor – Marea Caspică: Bulgaria, Grecia, Croația, Italia, Ungaria, Malta, Austria, România, Slovenia, Slovacia;
North African gas supply risk groups:
Zona de est a Mării Mediterane: Grecia, Italia, Cipru, Malta.
Algeria: Greece, Spain, France, Croatia, Italy, Malta, Austria, Portugal, Slovenia;
ANEXA II
Libya: Croatia, Italy, Malta, Austria, Slovenia.
Calcularea formulei N – 1
South-East gas supply risk groups:
Definiția formulei N – 1
Southern Gas Corridor — Caspian: Bulgaria, Greece, Croatia, Italy, Hungary, Malta, Austria, Romania, Slovenia, Slovakia;
Formula N – 1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul perturbării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Eastern Mediterranean: Greece, Italy, Cyprus, Malta.
Infrastructura de gaze include rețeaua de transport al gazelor, inclusiv interconexiunile, precum și instalațiile de producție, instalațiile GNL și de stocare conectate la zona luată în calcul.
ANNEX II
Capacitatea tehnică a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul perturbării infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puțin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Calculation of the N – 1 formula
Rezultatul formulei N – 1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puțin egal cu 100 %.
Definition of the N – 1 formula
Metoda de calcul a formulei N – 1
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.
Parametrii utilizați pentru calcul trebuie să fie descriși și justificați în mod clar.
Gas infrastructure shall cover the gas transmission network including interconnections, as well as production, LNG and storage facilities connected to the calculated area.
Pentru calcularea EPm, trebuie furnizată o listă detaliată a punctelor de intrare și a capacităților individuale ale acestora.
The results of the N – 1 formula, as calculated below, shall be at least equal to 100 %.
„Zonă luată în calcul” înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N – 1, astfel cum este stabilită de autoritatea competentă.
Calculation method of the N – 1 formula
Definiție privind cererea
, N – 1 ≥ 100 %
„Dmax” înseamnă cererea zilnică totală de gaze (în milioane de m3 pe zi) din zona luată în calcul pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
The parameters used for the calculation shall be clearly described and justified.
Definiții privind oferta
For the calculation of the EPm, a detailed list of the entry points and their individual capacity shall be provided.
„EPm”: capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de m3 pe zi), altele decât cele aferente instalațiilor de producție, instalațiilor GNL și de stocare, simbolizate prin Pm, GNLm și Sm, înseamnă suma capacităților tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să furnizeze gaze către zona luată în calcul.
Definitions of the parameters of the N – 1 formula
„Pm”: capacitatea tehnică maximă de producție (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de producție ale tuturor instalațiilor de producție a gazelor, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul.
‘Calculated area’ means a geographical area for which the N – 1 formula is calculated, as determined by the competent authority.
„Sm”: capacitatea tehnică maximă de stocare (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile de stocare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ținând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia.
Demand-side definition
„GNLm”: capacitatea tehnică maximă a instalațiilor GNL (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile GNL din zona luată în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară și regazeificarea GNL, precum și capacitatea tehnică de extracție.
‘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.
„Im” înseamnă capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze (în milioane de m3 pe zi), cu cea mai mare capacitate de furnizare în zona luată în calcul.
Supply-side definitions
În cazul în care mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeași infrastructură de gaze din amonte sau din aval și nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze.
‘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.
Calcularea formulei N – 1 prin luarea în considerare a măsurilor axate pe cerere
‘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.
„Deff” înseamnă partea (în milioane de m3 pe zi) din Dmax care, în cazul unei perturbări a furnizării de gaze, poate fi acoperită într-o măsură suficientă și în timp util prin măsuri de piață axate pe cerere, în conformitate cu articolul 9 alineatul (1) litera (c) și cu articolul 5 alineatul (2).
‘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.
Calcularea formulei N – 1 la nivel regional
‘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.
Zona luată în calcul menționată la punctul 3 se extinde la nivelul regional corespunzător, dacă este cazul, astfel cum se stabilește de către autoritățile competente din statele membre în cauză.
‘Im’ means the technical capacity of the single largest gas infrastructure (in mcm/d) with the highest capacity to supply the calculated area.
De asemenea, calculul se poate extinde la nivelul regional al grupului de risc, în cazul în care s-a convenit astfel cu autoritățile competente din grupul de risc.
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.
Atunci când se calculează formula N – 1 la nivel regional, se folosește infrastructura unică principală de gaze de interes comun.
Calculation of the N – 1 formula using demand-side measures
Infrastructura unică principală de gaze de interes comun pentru o regiune este infrastructura de gaze cu capacitatea cea mai mare din regiune care contribuie direct sau indirect la furnizarea de gaze către statele membre din regiunea respectivă și se definește în evaluarea riscurilor.
‘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).
Calcularea formulei N – 1 la nivel regional poate înlocui calcularea formulei N – 1 la nivel național numai în cazul în care infrastructura unică principală de gaze de interes comun are o importanță majoră pentru furnizarea de gaze către toate statele membre în cauză în conformitate cu evaluarea comună a riscurilor.
Calculation of the N – 1 formula at regional level
La nivelul grupului de risc, pentru calculele vizate la articolul 7 alineatul (4), se utilizează infrastructura principală unică de gaze de interes comun pentru grupurile de risc, astfel cum sunt stabilite în anexa I.
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.
ANEXA III
The calculation may also extend to the regional level of the risk group, if so agreed with the competent authorities of the risk group.
Capacitatea bidirecțională permanentă
For the calculation of the N – 1 formula at regional level, the single largest gas infrastructure of common interest shall be used.
Pentru punerea în aplicare a dispozițiilor prevăzute în prezenta anexă, autoritatea națională de reglementare poate acționa în calitate de autoritate competentă dacă statul membru decide astfel.
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.
Pentru a asigura sau a dezvolta capacitatea bidirecțională pe o interconexiune sau pentru a obține sau a prelungi o derogare de la obligația în acest sens, operatorii de transport și de sistem de ambele părți ale interconexiunii comunică autorităților lor competente („autoritățile competente în cauză”) și autorităților lor de reglementare („autoritățile de reglementare în cauză”), după consultarea tuturor operatorilor de transport și de sistem potențial vizați:
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.
o propunere de activare a unei capacități fizice permanente pentru transportul gazelor în ambele direcții pentru o capacitate bidirecțională permanentă referitoare la direcția inversată („capacitate fizică de flux inversat”); sau
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.
o cerere de derogare de la obligația de a asigura capacitate bidirecțională.
ANNEX III
Operatorii de transport și de sistem depun eforturi pentru a prezenta o propunere sau o cerere de scutire comună.
Permanent bi-directional capacity
În cazul unei propuneri de activare a unei capacități bidirecționale, operatorii de transport și de sistem pot face o propunere argumentată pentru o alocare transfrontalieră a costurilor.
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.
Această comunicare trebuie să aibă loc cel târziu la 1 decembrie 2018 pentru toate interconexiunile existente la 1 noiembrie 2017 și după încheierea fazei studiului de fezabilitate, însă înainte de începerea fazei de proiectare tehnică detaliată pentru interconexiunile noi.
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:
La primirea propunerii sau a cererii de derogare, autoritățile competente în cauză consultă fără întârziere autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare în cazul în care acestea nu sunt autoritățile competente ale statului membru care ar putea, în conformitate cu evaluarea riscurilor, beneficia de pe urma capacității de flux inversat, agenția și Comisia cu privire la propunere sau la cererea de derogare.
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
Autoritățile consultate pot emite un aviz în termen de patru luni de la primirea cererii de consultare.
a request for an exemption from the obligation to enable bi-directional capacity.
Autoritățile de reglementare în cauză, în termen de șase luni de la primirea propunerii comune, în conformitate cu articolul 5 alineatele (6) și (7), după consultarea promotorilor proiectului în cauză, iau decizii coordonate cu privire la alocarea transfrontalieră a costurilor de investiții suportate de fiecare operator transport și de sistem din cadrul proiectului.
The transmission system operators shall endeavour to submit a joint proposal or request for exemption.
În cazul în care autoritățile de reglementare în cauză nu au ajuns la un acord în termenul respectiv, acestea informează fără întârziere autoritățile competente în cauză.
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.
Autoritățile competente în cauză iau o decizie coordonată pe baza evaluării riscurilor, a informațiilor enumerate la articolul 5 alineatul (5) din prezentul regulament, a avizelor primite în urma consultării în conformitate cu punctul 3 din prezenta anexă și luând în considerare siguranța furnizării de gaze și contribuția la piața internă a gazelor naturale.
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.
Decizia coordonată respectivă se adoptă în termen de două luni.
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.
Perioada de două luni începe să curgă după perioada de patru luni acordată pentru avizele menționate la punctul 3 din prezenta Anexă, cu excepția cazului în care au fost primite toate avizele înainte sau după perioada de șase luni menționată la punctul 4 din prezenta Anexă acordată pentru adoptarea unei decizii coordonate de către autoritățile de reglementare în cauză.
The authorities consulted may issue an opinion within four months of receipt of the consultation request.
Decizia coordonată:
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.
acceptă propunerea privind capacitatea bidirecțională.
Where the regulatory authorities concerned have not reached an agreement within that deadline, they shall inform the competent authorities concerned without delay.
O astfel de decizie cuprinde o analiză cost-beneficiu, un calendar de punere în aplicare, precum și modalitățile referitoare la utilizarea sa ulterioară și este însoțită de decizia coordonată cu privire la alocarea transfrontalieră a costurilor menționată la punctul 4 și pregătită de autoritățile de reglementare în cauză;
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.
acordă sau prelungește o derogare temporară pentru o perioadă de maximum patru ani, dacă analiza cost-beneficiu inclusă în decizie arată că siguranța furnizării de gaze a niciunuia dintre statele membre relevante nu este sporită de capacitatea de flux inversat sau în cazul în care costurile investiției ar depăși cu mult beneficiile estimate pentru siguranța furnizării de gaze; sau
That coordinated decision shall be taken within two months.
impune operatorilor de transport și de sistem să modifice și să prezinte din nou propunerea sau cererea lor de derogare în termen de maximum patru luni.
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.
Autoritățile competente în cauză prezintă fără întârziere decizia coordonată autorităților competente și autorităților naționale de reglementare care au depus un aviz în conformitate cu punctul 3, autorităților de reglementare în cauză, agenției și Comisiei, incluzând avizele primite în urma consultării în conformitate cu punctul 3.
The coordinated decision shall:
În termen de două luni de la primirea deciziei coordonate, autoritățile competente menționate la punctul 6 pot formula obiecții împotriva deciziei coordonate și le pot transmite autorităților competente în cauză care au adoptat-o, agenției și Comisiei.
accept the proposal for bi-directional capacity.
Obiecțiile se limitează la fapte și la evaluare, în special în ceea ce privește alocarea transfrontalieră a costurilor care nu a făcut obiectul consultării în conformitate cu punctul 3.
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;
În termen de trei luni de la primirea deciziei coordonate în conformitate cu punctul 6, agenția emite un aviz cu privire la elementele deciziei coordonate, luând în considerare toate eventualele obiecții, și transmite avizul tuturor autorităților competente în cauză și autorităților competente menționate la punctul 6 și Comisiei.