natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Reliable pricing of transmission capacity should be introduced for the intraday market time-frame, reflecting congestion if capacity is scarce.
Seetõttu on vaja riikide ja piirkondade tasandi varulahendusi, mis tagaksid võimsuse jaotamise ka sellistes olukordades.
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.
Päevasisese turu ajavahemiku jaoks tuleb kasutusele võtta usaldusväärne ülekandevõimsuse hinna kujundamise meetod, mis ebapiisava võimsuse korral reageeriks ülekoormusele.
NEMOs, including in performing MCO functions should be entitled to recover their incurred costs if they are efficiently incurred, reasonable and proportionate.
Võimsuse püsikindluse tagamisel ja käesolevale määrusele vastavate protsesside kehtestamisel säästlikult kantud kulud tuleb õigel ajal katta võrgukasutustasude või muude asjakohaste mehhanismide kaudu.
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.
Määratud elektriturukorraldajatele ja turgude liitmise korraldajatele tuleb anda võimalus kantud kulude katmiseks, tingimusel, et need kulud oleksid kantud säästliku majandamise põhimõtteid järgides ning oleksid mõistlikud ja proportsionaalsed.
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.
Eeskirjad, milles käsitletakse ühtse järgmise päeva turu mehhanismi ja ühtse päevasisese turu mehhanismi rakendamisega kaasnevate ühiste kulude jagamist eri liikmesriikide määratud elektriturukorraldajate ja põhivõrguettevõtjate vahel, tuleb kokku leppida enne rakendamise algust, et vältida kulude jagamisega seotud viivitusi ja vaidlusi.
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.
Põhivõrguettevõtjate, määratud elektriturukorraldajate ja reguleerivate asutuste vaheline koostöö on vajalik selleks, et hõlbustada elektrienergia siseturu lõplikku väljakujundamist ja tõhusat toimimist ning tagada Euroopa Liidu ülese elektri põhivõrgu optimaalne haldamine, koordineeritud toimimine ja korrakohane tehniline arendamine.
They should draw on the experience gained, respect the decisions made, and use solutions developed as part of those projects.
Põhivõrguettevõtjad, määratud elektriturukorraldajad ja reguleerivad asutused peavad kasutama elektrienergia siseturu arendamisele kaasa aitavate võimsuse jaotamise ning ülekoormuse juhtimise projektide koostoime võimalusi.
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.
Nad peavad kasutama nende projektide elluviimise käigus omandatud kogemusi, pidama kinni projektide elluviimise käigus tehtud otsustest ning kasutama nendega seoses loodud lahendusi.
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.
Põhivõrguettevõtjate, määratud elektriturukorraldajate ja reguleerivate asutuste tiheda koostöö tagamiseks tuleb välja töötada töökindel, usaldusväärne ja mittediskrimineeriv Euroopa Liidu ülene ühtse järgmise päeva turu ja päevasisese turu mehhanismi juhtimise raamistik.
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.
Käesoleva määruse eesmärki – ühtse järgmise päeva turu ja päevasisese turu mehhanismi väljakujundamist – ei ole võimalik saavutada ilma võimsuse arvutamist, ülekoormuse juhtimist ja elektrikaubandust reguleerivate ühtlustatud eeskirjadeta.
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.
Ühtse järgmise päeva turu ja päevasisese turu mehhanismi tuleks rakendada sammhaaval, kuna elektrikaubanduse õigusraamistik ja põhivõrgu füüsiline struktuur erinevad liikmesriigiti ja piirkonniti oluliselt.
Single intraday and day-ahead coupling may therefore be introduced at a regional level as an intermediate step where necessary.
Seetõttu tuleb ühtse järgmise päeva turu ja päevasisese turu mehhanismi kasutuselevõtmiseks võimsuse arvutamise ja jaotamise ning ülekoormuse juhtimise praeguseid meetodeid järk-järgult ühtlustada.
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.
Selleks võib vajaduse korral esialgu rakendada ühtse järgmise päeva turu ning päevasisese turu mehhanismi piirkonna tasandil.
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.
Ühtse järgmise päeva turu ja päevasisese turu mehhanismi jaoks on vaja kasutusele võtta ühtlustatud maksimaalsed ja minimaalsed kliiringhinnad, millega on võimalik tugevdada investeerimistingimusi, et tagada nii liikmesriikidesisene kui ka -vaheline võimsus ja varustuskindlus.
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.
Arvestades ühtse järgmise päeva turu ja päevasisese turu mehhanismi täielikuks kasutuselevõtmiseks vajalike nõuete ja tingimuste või meetodite keerulisust ja üksikasjalikkust, peavad põhivõrguettevõtjad ja määratud elektriturukorraldajad välja töötama teatavad üksikasjalikud tingimused ja meetodid, mille riiklikud reguleerivad asutused peavad heaks kiitma.
Thus, it is necessary to include specific provisions on cooperation between TSOs, NEMOs and regulatory authorities.
Selliste tingimuste ja meetodite väljatöötamine põhivõrguettevõtjate ja elektribörside poolt ega ka nende edasine heakskiitmine reguleerivate asutuste poolt ei tohi aga kaasa tuua viivitusi elektrienergia siseturu lõplikul väljakujundamisel.
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.
Seetõttu tuleb sätestada põhivõrguettevõtjate, määratud elektriturukorraldajate ja reguleerivate asutuste vaheline koostöö.
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.
Kui riiklikud reguleerivad asutused ei suuda ühiste ja tingimuste või meetodite osas kokkuleppele jõuda, peab kooskõlas Euroopa Parlamendi ja nõukogu määruse (EÜ) nr 713/2009 [2] artikliga 8 otsuse tegema koostööamet.
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.
Käesolev määrus on välja töötatud tihedas koostöös Energeetikasektorit Reguleerivate Asutuste Koostööameti ja Euroopa elektri põhivõrguettevõtjate võrgustiku (ENTSO-E) ja sidusrühmadega, et läbipaistvalt ja kõiki osalisi kaasavalt võtta vastu tõhusad, tasakaalustatud ja proportsionaalsed eeskirjad.
This Regulation supplements Annex I of Regulation (EC) No 714/2009, in accordance with the principles set out in Article 16 of that Regulation.
Vastavalt määruse (EÜ) nr 714/2009 artikli 18 lõikele 3 peab komisjon enne käesoleva määruse muutmise ettepaneku tegemist konsulteerima Energeetikasektorit Reguleerivate Asutuste Koostööameti, Euroopa elektri põhivõrguettevõtjate võrgustiku ja teiste asjaomaste sidusrühmadega, eelkõige määratud elektriturukorraldajatega.
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.
Käesoleva määrusega täiendatakse määruse (EÜ) nr 714/2009 I lisa kooskõlas selle määruse artiklis 16 sätestatud põhimõtetega.
Additional time is, therefore, needed for the implementation of parts of this Regulation, with a number of transitional arrangements being put in place.
Iirimaa ja Põhja-Iirimaa turgudel ühtse järgmise päeva turu ning päevasisese turu mehhanismi kasutuselevõtmisega seotud oluliste probleemide tõttu toimuvad seal praegu suured ümberkujundamisprotsessid.
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.
Seepärast on vaja veel aega käesoleva määruse teatavate osade rakendamiseks seoses mitme üleminekutoiminguga.
HAS ADOPTED THIS REGULATION:
Käesolevas määruses sätestatud meetmed on kooskõlas määruse (EÜ) nr 714/2009 artikli 23 lõikes 1 nimetatud komitee arvamusega,
TITLE I
ON VASTU VÕTNUD KÄESOLEVA MÄÄRUSE:
GENERAL PROVISIONS
I JAOTIS
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.
Reguleerimisese ja -ala
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.
Käesolevas määruses sätestatakse üksikasjalikud suunised piirkonnaüleseks võimsuse jaotamiseks ja ülekoormuse juhtimiseks järgmise päeva turgudel ning päevasisestel turgudel, sealhulgas nõuded selliste ühiste meetodite kohta, mida rakendatakse pakkumispiirkondades samal ajal saadavalolevate võimsuste määramiseks, ning tõhususe hindamise kriteeriumid ja pakkumispiirkondade piiritlemise läbivaatamine.
In Member States where more than one transmission system operator exists, this Regulation shall apply to all transmission system operators within that Member State.
Käesolevat määrust kohaldatakse kõigi Euroopa Liidu siseste elektripõhivõrkude ja nendevaheliste ühenduste suhtes, välja arvatud sellised saarte põhivõrgud, mis ei ole teiste põhivõrkudega ühendatud.
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.
Liikmesriikides, kus on rohkem kui üks põhivõrguettevõtja, kohaldatakse käesolevat määrust tema kõikide põhivõrguettevõtjate suhtes.
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.
Kui mõne põhivõrguettevõtja funktsioon ei ole asjakohane ühe või mitme käesolevas määruses sätestatud kohustuse seisukohast, võib asjaomane liikmesriik määrata nende kohustuste täitmise eest vastutavaks mõne teise põhivõrguettevõtja või mitu teist põhivõrguettevõtjat.
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.
ELi ühtsed järgmise päeva turu ja päevasisese turu mehhanismid võidakse avada Šveitsis tegutsevatele turukorraldajatele ja põhivõrguettevõtjatele tingimusel, et selle riigi asjaomaste õigusaktidega rakendatakse ELi elektriturgu reguleerivate õigusaktide peamisi sätteid ning et ELi ja Šveitsi valitsuse vahel on sõlmitud elektrienergeetikakoostööd reguleeriv leping.
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.
Vastavalt eelmisele lõikele 4 otsustab Šveitsi osalemise ühtse järgmise päeva turu mehhanismis ja ühtse päevasisese turu mehhanismis komisjon, kes lähtub koostööameti arvamusest.
Article 2
Ühtse järgmise päeva turu mehhanismis osalevate Šveitsi määratud elektriturukorraldajate ja põhivõrguettevõtjate õigused ja kohustused peavad olema kooskõlas ELis tegutsevate määratud elektriturukorraldajate ja põhivõrguettevõtjate õiguste ning kohustustega, et võimaldada ELis rakendatavate ühtsete järgmise päeva turu mehhanismide ja ühtse päevasisese turu mehhanismide sujuvat toimimist ning tagada kõigile osalistele võrdsed tingimused.
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:
Mõisted
‘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;
Käesolevas määruses kasutatakse määruse (EÜ) nr 714/2009 artiklis 2, komisjoni määruse (EL) nr 543/2013 [3] artiklis 2 ja Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiivi 2009/72/EÜ [4] artiklis 2 esitatud mõisteid.Lisaks kasutatakse järgmisi mõisteid:
‘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;
„individuaalne võrgumudel” vastutavate põhivõrguettevõtjate ettevalmistatud andmekogum, mis sisaldab põhivõrgu näitajaid (tootmine, koormus ja võrgutopoloogia) ja eeskirju nimetatud näitajate muutmise kohta seoses võimsuse arvutamisega ning mis ühendatakse teiste individuaalsete võrgumudelitega, et saada ühine võrgumudel;
‘capacity calculation region’ means the geographic area in which coordinated capacity calculation is applied;
„ühine võrgumudel” eri põhivõrguettevõtjate vahel kokkulepitud Euroopa Liidu ülene andmekogum, mis sisaldab põhivõrgu põhinäitajaid (tootmine, koormused ja võrgutopoloogia) ning eeskirju nimetatud näitajate muutmise kohta seoses võimsuse arvutamisega;
‘scenario’ means the forecasted status of the power system for a given time-frame;
„koordineeritud võimsusarvutuse ala” geograafiline ala, mille kohta tehakse koordineeritud võimsusarvutus;
‘net position’ means the netted sum of electricity exports and imports for each market time unit for a bidding zone;
„stsenaarium” elektrisüsteemi prognoositav seisund teatavas ajavahemikus;
‘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;
„netopositsioon” elektriekspordi ja -impordi netosumma pakkumispiirkonna iga turuajaühiku kohta;
‘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;
„jaotamispiirangud” võimsuse jaotamisel järgitavad piirangud, mida on vaja ülekandesüsteemi hoidmiseks talitluskindluse piirides ning mida ei ole teisendatud piirkonnaüleseks võimsuseks või mida on vaja võimsuse tõhusamaks jaotamiseks;
‘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;
„võrgu talitluskindluse piirangud” piirangud, mida tuleb järgida võrgu talitluskindluse tagamiseks, näiteks temperatuuri-, pinge-, lühisvoolu- ja sageduspiirangud ning dünaamilise stabiilsuse piirangud;
‘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;
„koordineeritud netoülekandevõimsuse põhine meetod” võimsusarvutusmeetod, mille puhul eelnevalt määratletakse eelnevalt omavahel külgnevate pakkumispiirkondade vaheline maksimaalne võimalik ülekandevõimsus ja hinnatakse seda;
‘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;
„voopõhine meetod” võimsuse arvutamise meetod, mille puhul elektrienergia ülekandmise jaotustegurid ja kriitiliste võrguelementide järelejäänud varud piiravad pakkumispiirkondade vahelist energiaülekannet;
‘coordinated capacity calculator’ means the entity or entities with the task of calculating transmission capacity, at regional level or above;
„erandolukord” avastatud ja võimalik või juba toimunud rike mõnes põhivõrgu talitluskindluse jaoks tähtsas elemendis, milleks võib peale põhivõrgu elementide olla ka mõni võrgu olulise tähtsusega tarbija või jaotusvõrgu element;
‘generation shift key’ means a method of translating a net position change of a given bidding zone into estimated specific injection increases or decreases in the common grid model;
„koordineeritud võimsusarvestaja” isik või isikud, kelle ülesanne on arvutada ülekandevõimsust vähemalt piirkonna tasandil;
‘remedial action’ means any measure applied by a TSO or several TSOs, manually or automatically, in order to maintain operational security;
„tootmise muutmise võti” meetod, millega teisendatakse teatava pakkumispiirkonna netopositsiooni muutus prognoositava tootmissisendi tõusuks või languseks ühises võrgumudelis;
‘reliability margin’ means the reduction of cross-zonal capacity to cover the uncertainties within capacity calculation;
„talitluskindluse tugimeede” ühe või mitme põhivõrguettevõtja võetav meede võrgu talitluskindluse tagamiseks;
‘market time’ means central European summer time or central European time, whichever is in effect;
„talitluskindluse varu” piirkonnaülese võimsuse vähendamine, millega kaetakse võimsuse arvutamisega seotud ettenägematud muutused;
‘congestion income’ means the revenues received as a result of capacity allocation;
„turuaeg” parajasti kehtiv Kesk-Euroopa talve- või suveaeg;
‘market congestion’ means a situation in which the economic surplus for single day-ahead or intraday coupling has been limited by cross-zonal capacity or allocation constraints;
„võimsusjaotustulu” võimsuse jaotamise tulemusel saadav tulu;
‘physical congestion’ means any network situation where forecasted or realised power flows violate the thermal limits of the elements of the grid and voltage stability or the angle stability limits of the power system;
„turu ülekoormus” olukord, kus ühtse järgmise päeva turu mehhanismi või päevasisese turu mehhanismi majanduslik tulu on piirkonnaülese võimsuse või muude aktiivsete jaotamispiirangute tõttu piiratud;
‘structural congestion’ means congestion in the transmission system that can be unambiguously defined, is predictable, is geographically stable over time and is frequently reoccurring under normal power system conditions;
„füüsiline ülekoormus” võrguolukord, mille puhul prognoositavad või tegelikud võimsusvood rikuvad võrguelementide temperatuuri piirnõudeid ja elektrisüsteemi pinge või faasinurga stabiilsuse nõudeid;
‘matching’ means the trading mode through which sell orders are assigned to appropriate buy orders to ensure the maximisation of economic surplus for single day-ahead or intraday coupling;
„struktuurne ülekoormus” põhivõrgu ülekoormus, mida on võimalik ühemõtteliselt määratleda ja prognoosida, mis on geograafiliselt ja ajaliselt stabiilne ning mis tekib sageli elektrivõrgu tavaseisundis;
‘order’ means an intention to purchase or sell energy or capacity expressed by a market participant subject to specified execution conditions;
„sobitamine” kauplemisrežiim, mille raames sobitatakse ühtsel järgmise päeva turul või ühtsel päevasisesel turul müügikorraldusi ostukorraldustega nii, et tagatakse maksimaalne majanduslik kasu;
‘matched orders’ means all buy and sell orders matched by the price coupling algorithm or the continuous trade matching algorithm;
„korraldus” turuosalise avaldus kavatsuse kohta osta või müüa energiat või võimsust; korraldus võidakse täita või mitte täita, olenevalt täitmistingimustest;
‘nominated electricity market operator (NEMO)’ means an entity designated by the competent authority to perform tasks related to single day-ahead or single intraday coupling;
„sobitatud korraldused” kõik hindade ühendamise algoritmiga või pidevkauplemist kohandava algoritmiga sobitatud ostu- ja müügikorraldused;
‘shared order book’ means a module in the continuous intraday coupling system collecting all matchable orders from the NEMOs participating in single intraday coupling and performing continuous matching of those orders;
„määratud elektriturukorraldaja” üksus, kelle pädev asutus on nimetanud täitma ülesandeid ühtse järgmise päeva turu mehhanismis või ühtse päevasisese turu mehhanismis;
‘trade’ means one or more matched orders;
„korralduste ühisregister” ühtse päevasisese turu mehhanismis kasutatav moodul, mis võtab vastu kõiki ühtse päevasisese turu mehhanismis osalevate määratud elektriturukorraldajate korraldusi ja sobitab neid pidevalt;
‘single day-ahead coupling’ means the auctioning process where collected orders are matched and cross-zonal capacity is allocated simultaneously for different bidding zones in the day-ahead market;
„tehing” üks või mitu sobitatud korraldust;
‘single intraday coupling’ means the continuous process where collected orders are matched and cross-zonal capacity is allocated simultaneously for different bidding zones in the intraday market;
„ühtse järgmise päeva turu mehhanism” enampakkumismehhanism, mille puhul järgmise päeva turgudel üheaegselt sobitatakse kogutud korraldusi ja jaotatakse piirkonnaülest võimsust pakkumispiirkondadele;
‘price coupling algorithm’ means the algorithm used in single day-ahead coupling for simultaneously matching orders and allocating cross-zonal capacities;
„ühtse päevasisese turu mehhanism” pidev mehhanism, mille puhul päevasisestel turgudel üheaegselt sobitatakse kogutud korraldusi ja jaotatakse piirkonnaülest võimsust pakkumispiirkondadele;
‘continuous trading matching algorithm’ means the algorithm used in single intraday coupling for matching orders and allocating cross-zonal capacities continuously;
„hindade sobitamise algoritm” algoritm, mida kasutatakse üheaegseks korralduste sobitamiseks ja piirkonnaülese võimsuse jaotamiseks ühtse järgmise päeva turu mehhanismis;