natgillin/translations-raw huggingface dataset:
De implicitte auktioner bør foregå på effektive og rettidige brugerflader, der forbinder TSO'er, elektricitetsbørser og en række andre parter for at sikre, at kapaciteten tildeles og eventuelle kapacitetsbegrænsninger håndteres på en lønsom måde.
The method of implicit auction should rely on effective and timely interfaces between TSOs, power exchanges and a series of other parties to ensure capacity is allocated and congestion managed in an efficient manner.
Af hensyn til lønsomheden og med henblik på at gennemføre den fælles day-ahead- og intraday-kobling så snart som muligt bør den fælles day-ahead- og intraday-kobling, hvor det er hensigtsmæssigt, gøre brug af eksisterende markedsoperatører og allerede implementerede løsninger, dog uden at udelukke konkurrence fra nye operatører.
For efficiency reasons and in order to implement single day-ahead and intraday coupling as soon as possible, single day-ahead and intraday coupling should make use of existing market operators and already implemented solutions where appropriate, without precluding competition from new operators.
Kommissionen kan i samarbejde med agenturet for samarbejde mellem energireguleringsmyndigheder (i det følgende benævnt »agenturet«) oprette eller udpege en enhed, der skal udføre fælles markedskoblingsfunktioner i forbindelse med markedsdriften af den fælles day-ahead- og intraday-kobling.
The Commission, in cooperation with the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (hereinafter the ‘Agency’) may create or appoint a single regulated entity to perform common MCO functions relating to the market operation of single day-ahead and intraday coupling.
Udviklingen af mere likvide intraday-markeder, som giver parterne mulighed for at balancere deres positioner tættere på realtid, skal være med til at integrere vedvarende energikilder på Unionens elektricitetsmarked og dermed fremme målene for politikken om vedvarende energi.
The development of more liquid intraday markets which give parties the ability to balance their positions closer to real time should help to integrate renewable energy sources into the Union electricity market and thus, in turn, facilitate renewable energy policy objectives.
Day-ahead- og intraday-overførselskapacitet bør være bindende for at muliggøre effektiv grænseoverskridende tildeling.
Day-ahead and intraday cross-zonal capacity should be firm to allow effective cross-border allocation.
For at de implicitte auktioner kan finde sted i hele Unionen, er det nødvendigt at sikre en priskoblingsproces, der dækker hele Unionen.
In order for the implicit auctions to take place Union-wide, it is necessary to ensure Union-wide price coupling process.
Denne proces bør respektere transmissionskapacitet og allokeringsbegrænsninger og være udformet således, at den kan anvendes og udbredes i hele Unionen, og således at det er muligt at udvikle nye produkttyper i fremtiden.
This process should respect transmission capacity and allocation constraints and should be designed in a manner that allows for its application or extension across the entire Union and for the development of future new product types.
Elektricitetsbørserne tager imod købsbud og salgsbud inden for forskellige tidsrammer, og disse udgør de inputdata, der er nødvendige for at gennemføre kapacitetsberegningen i forbindelse med den fælles day-ahead- og intraday-kobling.
Power exchanges collect bids and offers within different time-frames which serve as a necessary input for capacity calculation in the single day-ahead and intraday coupling process.
Med henblik på reglerne for handel med elektricitet i denne forordning er det derfor nødvendigt at fastsætte en institutionel ramme for elektricitetsbørser.
Hence, the rules for the trading of electricity provided for in this Regulation require an institutional framework for power exchanges.
Fælles krav til udnævnelsen af de udpegede elektricitetsmarkedsoperatører (i det følgende benævnt »NEMO'er«) og til deres opgaver skal fremme opfyldelsen af målene for forordning (EF) nr. 714/2009 og gøre det muligt for den fælles day-ahead- og intraday-kobling at tage behørigt højde for det indre marked.
Common requirements for the designation of nominated electricity market operators (hereinafter NEMOs) and for their tasks should facilitate the achievement of the aims of Regulation (EC) No 714/2009 and allow single day-ahead and intraday coupling to take due account of the internal market.
Oprettelsen af en fælles day-ahead- og intraday-kobling kræver, at potentielt konkurrerende elektricitetsbørser samarbejder om at oprette fælles markedskoblingsfunktioner.
Establishing single day-ahead and intraday coupling process requires cooperation between potentially competing power exchanges in order to establish common market coupling functions.
Derfor er tilsynet med og overholdelsen af konkurrencereglerne af den største betydning, hvad angår disse fælles funktioner.
That is why oversight and compliance with competition rules is of utmost importance regarding these common functions.
På trods af udviklingen af en pålidelig algoritme til brug ved matchning af købsbud og salgsbud samt passende backupprocedurer, kan der opstå situationer, hvor priskoblingsprocessen ikke er i stand til at generere resultater.
Despite the creation of a reliable algorithm to match bids and offers and appropriate back-up processes, there may be situations where the price coupling process is unable to produce results.
Det er derfor nødvendigt at fastlægge alternative løsninger på nationalt og regionalt niveau for at sikre, at kapaciteten stadig kan fordeles.
Consequently, it is necessary to provide for fallback solutions at a national and regional level to ensure capacity can still be allocated.
Der bør indføres en pålidelig prissættelse af transmissionskapacitet for tidsrammen for intraday-markedet, der afspejler begrænsningerne, i tilfælde af at der er mangel på kapacitet.
Reliable pricing of transmission capacity should be introduced for the intraday market time-frame, reflecting congestion if capacity is scarce.
Udgifter til sikring af bindende kapacitet eller til oprettelsen af processer i forbindelse med overholdelsen af denne forordning, og som er lønsomme, bør dækkes ved hjælp af nettariffer eller andre passende mekanismer på rettidig vis.
Any costs incurred efficiently to guarantee firmness of capacity and to set up processes to comply with this Regulation should be recovered via network tariffs or appropriate mechanisms in a timely manner.
NEMO'er, herunder også dem der udfører markedskoblingsfunktioner, bør have ret til at få dækket deres udgifter, hvis disse er lønsomme, rimelige og forholdsmæssige.
NEMOs, including in performing MCO functions should be entitled to recover their incurred costs if they are efficiently incurred, reasonable and proportionate.
Der bør aftales regler for fordelingen af fællesudgifter til den fælles day-ahead- og den fælles intraday-kobling mellem NEMO'er og TSO'er fra forskellige medlemsstater, inden gennemførelsesprocessen begynder, med henblik på at undgå forsinkelser og uenigheder som følge af udgiftsfordelingen.
Rules for sharing the common costs of single day-ahead coupling and single intraday coupling between NEMOs and TSOs from different Member States should be agreed before the implementation process starts in order to avoid delays and disputes due to cost sharing.
Det er nødvendigt, at TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder samarbejder, for at fremme gennemførelsen af et velfungerende indre marked for elektricitet og for at sikre optimal forvaltning, koordineret drift og sund teknisk udvikling af elektricitetstransmissionssystemet i Unionen.
The cooperation between TSOs, NEMOs and regulatory authorities is necessary in order to promote the completion and efficient functioning of the internal market in electricity and to ensure the optimal management, coordinated operation and sound technical development of the electricity transmission system in the Union.
TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder bør udnytte de synergier, der opstår som følge af projekter vedrørende kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger, som bidrager til udviklingen af det indre marked for elektricitet.
TSOs, NEMOs and regulatory authorities should exploit synergies arising from capacity allocation and congestion management projects contributing to the development of the internal market in electricity.
De bør trække på de erfaringer, der gøres, respektere de afgørelser, der træffes, og anvende de løsninger, der udvikles i forbindelse med disse projekter.
They should draw on the experience gained, respect the decisions made, and use solutions developed as part of those projects.
For at sikre et tæt samarbejde mellem TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder bør der fastlægges en robust, pålidelig, ikke-diskriminerende EU-reguleringsramme for den fælles day-ahead- og intraday-kobling.
In order to ensure the close cooperation among TSOs, NEMOs and regulatory authorities, a robust, reliable and non-discriminatory Union governance framework for single day-ahead and intraday coupling should be established.
Målet med denne forordning, dvs. oprettelsen af en fælles day-ahead- og intraday-kobling, kan ikke nås uden visse harmoniserede regler for kapacitetsberegning, håndtering af kapacitetsbegrænsninger og handel med elektricitet.
The objective of this Regulation, namely the establishment of single day-ahead and intraday coupling, cannot be successfully achieved without a certain set of harmonised rules for capacity calculation, congestion management and trading of electricity.
Gennemførelsen af fælles day-ahead- og intraday-kobling bør dog ske gradvis, eftersom der er væsentlig forskel på reguleringsrammerne for handel med elektricitet samt transmissionsnettenes fysiske struktur på tværs af medlemsstater og regioner.
However, single day-ahead and intraday coupling should only be implemented stepwise, as the regulatory framework for electricity trade and the physical structure of the transmission grid are characterised by significant differences between Member States and regions.
Indførelsen af fælles day-ahead- og intraday-kobling, kræver derfor strømlining af de eksisterende metoder vedrørende kapacitetsberegning, kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger.
The introduction of single day-ahead and intraday coupling therefore requires a successive alignment of the existing methodologies on capacity calculation, allocation and congestion management.
Fælles day-ahead- og intraday-kobling kan derfor om nødvendigt i første omgang indføres på regionalt niveau.
Single intraday and day-ahead coupling may therefore be introduced at a regional level as an intermediate step where necessary.
Fælles day-ahead- og intraday-kobling kræver, at der indføres harmoniserede maksimums- og minimumsligevægtspriser, som bidrager til at styrke investeringsbetingelserne med henblik på sikker kapacitet og forsyningssikkerhed på lang sigt såvel inden for den enkelte medlemsstat som mellem medlemsstaterne.
Single day-ahead and intraday coupling require the introduction of harmonised maximum and minimum clearing prices that contribute to the strengthening of investment conditions for secure capacity and long-term security of supply both within and between Member States.
Eftersom de vilkår, betingelser og metoder, der er nødvendige for fuldt ud at kunne anvende fælles day-ahead- og intraday-kobling, er yderst komplekse og meget detaljerede, bør visse af disse detaljerede vilkår, betingelser og metoder udarbejdes af TSO'er og NEMO'er og godkendes af de regulerende myndigheder.
Given the exceptionally high degree of complexity and detail of the terms and conditions or methodologies needed to fully apply single day-ahead and intraday coupling, certain detailed terms and conditions or methodologies should be developed by TSOs and NEMOs and approved by the regulatory authorities.
TSO'ernes og elektricitetsbørsernes arbejde med udviklingen af visse detaljerede vilkår, betingelser og metoder samt de regulerende myndigheders efterfølgende godkendelse af dem må dog ikke forsinke gennemførelsen af det indre marked for elektricitet.
However the development of certain terms and conditions or methodologies by TSOs and power exchanges and their subsequent approval by regulatory authorities must not delay the completion of the internal electricity market.
Det er derfor nødvendigt at fastsætte specifikke bestemmelser om samarbejdet mellem TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder.
Thus, it is necessary to include specific provisions on cooperation between TSOs, NEMOs and regulatory authorities.
I henhold til artikel 8 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 [2] træffer agenturet en beslutning, hvis de kompetente nationale regulerende myndigheder ikke kan nå til enighed om de fælles vilkår, betingelser og metoder.
In line with Article 8 of Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council [2], the Agency should take a decision if the competent national regulatory authorities are not able to reach an agreement on common terms and conditions or methodologies.
Denne forordning er udarbejdet i tæt samarbejde med agenturet, ENTSO for elektricitet og interesseparterne med henblik på at vedtage effektive, balancerede og forholdsmæssigt afpassede regler på en gennemsigtig måde, der giver mulighed for medbestemmelse.
This Regulation has been developed in close cooperation with ACER, the ENTSO for Electricity and stakeholders, in order to adopt effective, balanced and proportionate rules in a transparent and participative manner.
I overensstemmelse med artikel 18, stk. 3, i forordning (EF) nr. 714/2009 hører Kommissionen agenturet, ENTSO for elektricitet og andre relevante interesseparter, heriblandt navnlig NEMO'er, inden der foreslås ændringer af nærværende forordning.
In accordance with Article 18(3) of Regulation (EC) No 714/2009, the Commission will consult ACER, the ENTSO for Electricity and other relevant stakeholders, notably NEMOs, before proposing any amendment to this regulation.
Nærværende forordning supplerer bilag I til forordning (EF) nr. 714/2009 i overensstemmelse med principperne i artikel 16 i samme forordning.
This Regulation supplements Annex I of Regulation (EC) No 714/2009, in accordance with the principles set out in Article 16 of that Regulation.
Eftersom det er en meget stor opgave at indføre fælles day-ahead- og intraday-kobling på det eksisterende marked i Irland og Nordirland, pågår der i øjeblikket en større omstrukturering af dette marked.
Due to the significant challenges in introducing single day-ahead and intraday coupling into the current market of Ireland and Northern Ireland, it is undergoing a process of major redesign.
Der er således behov for yderligere tid til gennemførelsen af dele af denne forordning og for at fastsætte en række overgangsordninger.
Additional time is, therefore, needed for the implementation of parts of this Regulation, with a number of transitional arrangements being put in place.
Foranstaltningerne i denne forordning er i overensstemmelse med udtalelsen fra det udvalg, der er omhandlet i artikel 23, stk. 1, i forordning (EF) nr. 714/2009 —
The measures provided for in this Regulation are in accordance with the opinion of the Committee referred to in Article 23(1) of Regulation (EC) No 714/2009.
Denne forordning fastsætter detaljerede retningslinjer for tildeling af kapacitet på tværs af budområder og håndtering af kapacitetsbegrænsninger på day-ahead- og intraday-markedet, herunder kravene til fastlæggelse af fælles metoder til bestemmelse af de mængder af kapacitet, der er tilgængelige på samme tid på tværs af budområder, kriterier for vurdering af lønsomheden og en revisionsprocedure for fastlæggelsen af budområder.
This Regulation lays down detailed guidelines on cross-zonal capacity allocation and congestion management in the day-ahead and intraday markets, including the requirements for the establishment of common methodologies for determining the volumes of capacity simultaneously available between bidding zones, criteria to assess efficiency and a review process for defining bidding zones.
Denne forordning gælder for alle transmissionssystemer og sammenkoblinger i Unionen, med undtagelse af transmissionssystemer på øer, der ikke er forbundet med andre transmissionssystemer ved hjælp af sammenkoblinger.
This Regulation shall apply to all transmission systems and interconnections in the Union except the transmission systems on islands which are not connected with other transmission systems via interconnections.
I medlemsstater, hvor der er mere end én TSO, gælder denne forordning for alle TSO'er i den pågældende medlemsstat.
In Member States where more than one transmission system operator exists, this Regulation shall apply to all transmission system operators within that Member State.
Hvis en TSO ikke udøver en funktion, der er relevant i henhold til en eller flere forpligtelser i denne forordning, kan medlemsstaterne bestemme, at ansvaret for at opfylde disse forpligtelser pålægges en eller flere forskellige specifikke TSO'er.
Where a transmission system operator does not have a function relevant to one or more obligations under this Regulation, Member States may provide that the responsibility for complying with those obligations is assigned to one or more different, specific transmission system operators.
Det er muligt for markedsdeltagere og TSO'er, der opererer i Schweiz, at få adgang til Unionens fælles day-ahead- og intraday-kobling, på betingelse af at de vigtigste bestemmelser i Unionens lovgivning vedrørende elektricitetsmarkedet gennemføres i Schweiz' nationale ret, og at der foreligger en mellemstatslig aftale om samarbejde på elektricitetsområdet mellem Unionen og Schweiz.
The Union single day-ahead and intraday coupling may be opened to market operators and TSOs operating in Switzerland on the condition that the national law in that country implements the main provisions of Union electricity market legislation and that there is an intergovernmental agreement on electricity cooperation between the Union and Switzerland.
Forudsat at de i stk. 4 ovenfor omhandlede betingelser er opfyldt, træffer Kommissionen afgørelse om Schweiz' deltagelse i den fælles day-ahead- og intraday-kobling på grundlag af en udtalelse fra agenturet.
Subject to the conditions in paragraph 4 above being fulfilled, participation by Switzerland in day-ahead coupling and single intraday coupling shall be decided by the Commission based on an opinion given by the Agency.
De rettigheder og pligter, der gælder for NEMO'er og TSO'er fra Schweiz, som tilslutter sig den fælles day-ahead-kobling, skal være i overensstemmelse med de rettigheder og pligter, der gælder for NEMO'er og TSO'er, som opererer i Unionen, for at sikre velfungerende fælles day-ahead- og intraday-koblingssystemer på EU-plan samt lige vilkår for alle interesseparter.
The rights and responsibilities of Swiss NEMOs and TSOs joining single day-ahead coupling shall be consistent with the rights and responsibilities of NEMOs and TSOs operating in the Union to allow a smooth functioning of the single day-ahead and intraday coupling systems implemented at Union level and a level-playing field for all stakeholders.
Definitionerne i artikel 2 i forordning (EF) nr. 714/2009, artikel 2 i Kommissionens forordning (EU) nr. 543/2013 [3] og artikel 2 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF [4] gælder også i denne forordning.Derudover gælder følgende definitioner:
For the purposes of this Regulation, the definitions in Article 2 of Regulation (EC) No 714/2009, Article 2 of Commission Regulation (EU) No 543/2013 [3] and Article 2 of Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council [4] shall apply.In addition, the following definitions shall apply:
»individuel netmodel« et datasæt, der beskriver elnettets karakteristika (produktion, forbrug og nettopologi) og reglerne for ændring af disse karakteristika i forbindelse med kapacitetsberegning, der er udarbejdet af de ansvarlige transmissionssystemoperatører (TSO'er), og som sammen med elementer fra andre individuelle netmodeller indgår i den fælles netmodel
‘individual grid model’ means a data set describing power system characteristics (generation, load and grid topology) and related rules to change these characteristics during capacity calculation, prepared by the responsible TSOs, to be merged with other individual grid model components in order to create the common grid model;
»fælles netmodel« et datasæt, der dækker hele Unionen, og som flere transmissionssystemoperatører (TSO'er) er blevet enige om, som beskriver elnettets vigtigste karakteristika (produktion, forbrug og nettopologi) og regler for ændring af disse karakteristika i forbindelse med kapacitetsberegning
‘common grid model’ means a Union-wide data set agreed between various TSOs describing the main characteristic of the power system (generation, loads and grid topology) and rules for changing these characteristics during the capacity calculation process;
»kapacitetsberegningsregion« det geografiske område, inden for hvilket den koordinerede kapacitetsberegning anvendes
‘capacity calculation region’ means the geographic area in which coordinated capacity calculation is applied;
»scenario« den forventede status for elnettet for en given periode
‘scenario’ means the forecasted status of the power system for a given time-frame;
»nettoposition« nettosummen af eksporten og importen af elektricitet for hver tidsenhed for markedet i et budområde
‘net position’ means the netted sum of electricity exports and imports for each market time unit for a bidding zone;
»allokeringsbegrænsning« en begrænsning, der skal respekteres i forbindelse med kapacitetstildelingen for at holde transmissionssystemet inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, og som ikke er blevet overført til overførselskapaciteten, eller som er nødvendig for at gøre kapacitetstildelingen mere lønsom
‘allocation constraints’ means the constraints to be respected during capacity allocation to maintain the transmission system within operational security limits and have not been translated into cross-zonal capacity or that are needed to increase the efficiency of capacity allocation;
»driftsmæssige sikkerhedsgrænser« de acceptable grænser for sikker netdrift, f.eks. hvad angår grænser for termiske forhold, spændingsforhold, kortslutningsstrøm, frekvens og dynamisk stabilitet
‘operational security limits’ means the acceptable operating boundaries for secure grid operation such as thermal limits, voltage limits, short-circuit current limits, frequency and dynamic stability limits;
»den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode« en kapacitetsberegningsmetode, der er baseret på princippet om ex ante-vurdering og -definition af den maksimale energiudveksling mellem budområder, der grænser op til hinanden
‘coordinated net transmission capacity approach’ means the capacity calculation method based on the principle of assessing and defining ex ante a maximum energy exchange between adjacent bidding zones;
»flowbaseret metode« kapacitetsberegningsmetode, hvor udvekslingen af energi på tværs af budområder begrænses af forskellige fordelingsfaktorer for overførsel samt disponible margener på kritiske netkomponenter
‘flow-based approach’ means a capacity calculation method in which energy exchanges between bidding zones are limited by power transfer distribution factors and available margins on critical network elements;
»driftsforstyrrelser« identificeret og sandsynlig, eller allerede opstået, fejl på en komponent, herunder ikke blot transmissionssystemkomponenter, men også hos betydningsfulde netbrugere og på distributionsnetkomponenter, hvis de er relevante for transmissionssystemets driftssikkerhed
‘contingency’ means the identified and possible or already occurred fault of an element, including not only the transmission system elements, but also significant grid users and distribution network elements if relevant for the transmission system operational security;