natgillin/translations-raw huggingface dataset:
There are two permissible approaches when calculating cross-zonal capacity:
Det finns två tillåtna metoder för att beräkna kapacitet mellan elområden:
flow-based or based on coordinated net transmission capacity.
den flödesbaserade metoden och metoden för samordnad nettoöverföringskapacitet.
The flow-based approach should be used as a primary approach for day-ahead and intraday capacity calculation where cross-zonal capacity between bidding zones is highly interdependent.
Den flödesbaserade metoden bör tillämpas som en första metod vid kapacitetsberäkning för dagen före- och intradagsmarknader där kapaciteten mellan elområdena är starkt beroende av andra elområdesgränser.
The flow-based approach should only be introduced after market participants have been consulted and given sufficient preparation time to allow for a smooth transition.
Den flödesbaserade metoden bör införas först efter det att marknadsaktörer har rådfrågats och fått tillräckligt med förberedelsetid för att möjliggöra en mjuk övergång.
The coordinated net transmission capacity approach should only be applied in regions where cross-zonal capacity is less interdependent and it can be shown that the flow-based approach would not bring added value.
Metoden för samordnad nettoöverföringskapacitet bör enbart tillämpas i regioner där kapaciteten mellan elområdena är mindre beroende av varandra och det kan påvisas att den flödesbaserade metoden inte skulle ge något mervärde.
A common grid model for single day-ahead and intraday coupling purposes representing the European interconnected system should be established to calculate cross-zonal capacity in a coordinated way.
En gemensam nätmodell för gemensam dagen före- och intradagskoppling som representerar det europeiska sammanlänkade systemet bör fastställas för beräkning av kapacitet mellan elområden på ett samordnat sätt.
The common grid model should include a model of the transmission system with the location of generation units and loads relevant to calculating cross-zonal capacity.
Den gemensamma nätmodellen bör innehålla en modell av överföringssystemet med placering av produktionsenheter och laster som är relevanta för att beräkna kapacitet mellan elområden.
The provision of accurate and timely information by each TSO is essential to the creation of the common grid model.
Det är av avgörande betydelse för inrättandet av den gemensamma nätmodellen att varje systemansvarig för överföringssystem tillhandahåller korrekt information i rätt tid.
Each TSO should be required to prepare an individual grid model of its system and send it to TSOs responsible for merging them into a common grid model.
Varje systemansvarig för överföringssystem bör uppmanas att utarbeta en individuell nätmodell av sitt system och skicka den till de systemansvariga för överföringssystem som har ansvar för att de individuella nätmodellerna slås samman till en gemensam nätmodell.
The individual grid models should include information from generation and load units.
De individuella nätmodellerna bör innehålla information om produktions- och lastenheter.
TSOs should use a common set of remedial actions such as countertrading or redispatching to deal with both internal and cross-zonal congestion.
De systemansvariga för överföringssystemen bör använda en gemensam uppsättning avhjälpande åtgärder, t.ex. motköp och omdirigering, för att hantera både interna överbelastningar och överbelastningar mellan elområden.
In order to facilitate more efficient capacity allocation and to avoid unnecessary curtailments of cross-border capacities, TSOs should coordinate the use of remedial actions in capacity calculation.
För att underlätta en effektivare kapacitetstilldelning och undvika onödiga inskränkningar i gränsöverskridande kapacitet bör de systemansvariga för överföringssystemen samordna användningen av avhjälpande åtgärder i kapacitetsberäkningar.
Bidding zones reflecting supply and demand distribution are a cornerstone of market-based electricity trading and are a prerequisite for reaching the full potential of capacity allocation methods including the flow based method.
Elområden som återspeglar fördelningen av utbud och efterfrågan är en hörnsten i den marknadsbaserade elhandeln, och en förutsättning för att potentialen hos metoderna för kapacitetstilldelning, inklusive den flödesbaserade metoden, ska kunna uppnås fullt ut.
Bidding zones therefore should be defined in a manner to ensure efficient congestion management and overall market efficiency.
Elområden bör därför fastställas på ett sätt så att en effektiv hantering av överbelastningar och en som helhet effektiv marknad säkerställs.
Bidding zones can be subsequently modified by splitting, merging or adjusting the zone borders.
Elområden kan senare ändras genom att de delas upp eller slås samman eller genom att gränserna justeras.
The bidding zones should be identical for all market time-frames.
Elområdena bör vara lika för alla marknadstidsramar.
The review process of bidding zone configurations provided for in this Regulation will play an important role in the identification of structural bottlenecks and will allow for more efficient bidding zone delineation.
Den översynsprocess för elområdeskonfigurationer som föreskrivs i denna förordning kommer att spela en viktig roll för identifieringen av strukturella flaskhalsar och kommer att möjliggöra en effektivare avgränsning av elområden.
TSOs should implement coordinated redispatching of cross-border relevance or countertrading at regional level or above regional level.
Systemansvariga för överföringssystem bör införa samordnad omdirigering med gränsöverskridande betydelse eller motköp på regional nivå eller högre.
Redispatching of cross-border relevance or countertrading should be coordinated with redispatching or countertrading internal to the control area.
Omdirigering med gränsöverskridande betydelse eller motköp bör samordnas med omdirigering eller motköp som gäller internt inom kontrollområdet.
Capacity should be allocated in the day-ahead and intraday market time-frames using implicit allocation methods, in particular methods which allocate electricity and capacity together.
Kapacitet bör tilldelas inom tidsramarna för dagen före- respektive intradagsmarknaden med implicita tilldelningsmetoder, särskilt metoder som innebär att elektricitet och kapacitet tilldelas tillsammans.
In the case of single day-ahead coupling, this method should be implicit auction and in the case of single intraday coupling it should be continuous implicit allocation.
För gemensam dagen före-koppling bör metoden vara implicit auktion och för gemensam intradagskoppling bör den vara kontinuerlig implicit tilldelning.
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.
Metoden med implicita auktioner bör baseras på effektiv informationsöverföring i rätt tid mellan systemansvariga för överföringssystem, elbörser och en rad andra parter för att säkerställa att kapacitet tilldelas och överbelastningar hanteras på ett effektivt sätt.
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.
Av effektivitetsskäl och för att så snabbt som möjligt genomföra gemensam dagen före- och intradagskoppling, bör denna koppling utnyttja befintliga marknadsoperatörer och redan genomförda lösningar där så är lämpligt, utan att därmed utesluta konkurrens från nya operatörer.
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.
Kommissionen får i samarbete med byrån för samarbete mellan energitillsynsmyndigheter (nedan kallad byrån) inrätta eller utse en gemensam reglerad enhet som marknadskopplingsoperatör, för att utföra gemensamma funktioner som rör den gemensamma dagen före- och intradagskopplingen på marknaden.
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.
Utvecklingen av mer likvida intradagsmarknader som ger parter möjlighet att balansera positioner närmare realtid bör bidra till att integrera förnybara energikällor på unionens elmarknad och därmed i sin tur stödja de politiska målen i fråga om förnybar energi.
Day-ahead and intraday cross-zonal capacity should be firm to allow effective cross-border allocation.
Kapacitet mellan elområden på dagen före- och intradagsmarknad bör garanteras för att möjliggöra effektiv gränsöverskridande tilldelning.
In order for the implicit auctions to take place Union-wide, it is necessary to ensure Union-wide price coupling process.
För att implicita auktioner ska kunna hållas i hela unionen är det nödvändigt att säkerställa en unionsomfattande priskopplingsprocess.
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.
Denna process bör ta hänsyn till överföringskapacitet och tilldelningsbegränsningar och bör utformas på ett sätt som tillåter att den tillämpas eller utvidgas över hela unionen och att framtida nya produkttyper utvecklas.
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.
Elbörser samlar inom olika tidsramar in köp- och säljbud, som är nödvändiga som underlag för att beräkna kapaciteten i processen för den gemensamma dagen före- och intradagskopplingen.
Hence, the rules for the trading of electricity provided for in this Regulation require an institutional framework for power exchanges.
Enligt reglerna för elhandel i denna förordning krävs en institutionell ram för elbörser.
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.
Gemensamma krav för utnämning av nominerade elmarknadsoperatörer och för deras uppgifter bör göra det lättare att nå målen i förordning (EG) nr 714/2009 och tillåta att gemensam dagen före- och intradagskoppling tar vederbörlig hänsyn till den inre marknaden.
Establishing single day-ahead and intraday coupling process requires cooperation between potentially competing power exchanges in order to establish common market coupling functions.
Inrättandet av en gemensam process för dagen före- och intradagskoppling kräver samarbete mellan potentiellt konkurrerande elbörser för att gemensamma funktioner för marknadskoppling ska kunna inrättas.
That is why oversight and compliance with competition rules is of utmost importance regarding these common functions.
Detta är orsaken till att tillsyn och överensstämmelse med konkurrensregler är av yttersta vikt för dessa gemensamma funktioner.
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.
Trots utarbetandet av en tillförlitlig algoritm för matchning av köp- och säljbud och lämpliga alternativa processer som back-up kan det finnas situationer där priskopplingsprocessen inte klarar att ge något resultat.
Consequently, it is necessary to provide for fallback solutions at a national and regional level to ensure capacity can still be allocated.
Reservlösningar kommer därför att krävas på nationell och regional nivå för att säkerställa fortsatt kapacitetstilldelning.
Reliable pricing of transmission capacity should be introduced for the intraday market time-frame, reflecting congestion if capacity is scarce.
Tillförlitlig prissättning av överföringskapacitet bör införas för den tidsram som gäller på intradagsmarknaden så att överbelastningen återspeglas om kapaciteten är begränsad.
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.
De faktiska kostnaderna som uppkommer för att garantera kapacitet och för att införa processer för att efterleva denna förordning bör inom rimlig tid täckas med nättariffer eller lämpliga mekanismer.
NEMOs, including in performing MCO functions should be entitled to recover their incurred costs if they are efficiently incurred, reasonable and proportionate.
Nominerade elmarknadsoperatörer bör, även när de fungerar som marknadskopplingsoperatörer, ha rätt att täcka sina uppkomna kostnader om de är faktiska, rimliga och proportionerliga.
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.
För att undvika förseningar och tvister till följd av kostnadsdelningen bör parterna komma överens om regler för att dela de gemensamma kostnaderna för gemensam dagen före-koppling och gemensam intradagskoppling mellan nominerade elmarknadsoperatörer och marknadskopplingsoperatörer från olika medlemsstater innan införandeprocessen inleds.
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.
Samarbetet mellan systemansvariga för överföringssystem, nominerade elmarknadsoperatörer och tillsynsmyndigheter är nödvändigt för att främja fullbordandet av en effektivt fungerande inre elmarknad och för att säkerställa optimal förvaltning, samordnad drift och sund teknisk utveckling av elöverföringssystemet i unionen.
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.
Systemansvariga för överföringssystem, nominerade elmarknadsoperatörer och tillsynsmyndigheter bör utnyttja synergieffekter från projekt för kapacitetstilldelning och hantering av överbelastning som bidrar till utvecklingen av den inre elmarknaden.
They should draw on the experience gained, respect the decisions made, and use solutions developed as part of those projects.
De bör bygga på de erfarenheter som gjorts, respektera de beslut som fattats och tillämpa lösningar som utvecklats som en del av dessa projekt.
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.
För att säkerställa ett nära samarbete mellan systemansvariga för överföringssystem, nominerade elmarknadsoperatörer och tillsynsmyndigheter bör en robust, tillförlitlig och icke-diskriminerande styrningsram fastställas för unionens gemensamma dagen före- och intradagskoppling.
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.
Målet med denna förordning, nämligen att fastställa gemensam dagen före- och intradagskoppling, kan inte uppnås utan vissa harmoniserade regler för kapacitetsberäkning, hantering av överbelastning och elhandel.
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.
Gemensam dagen före- och intradagskoppling bör dock endast införas stegvis, eftersom regelverket för elhandel och överföringsnätets fysiska struktur kännetecknas av betydande skillnader mellan medlemsstater och regioner.
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.
Införandet av gemensam dagen före- och intradagskoppling kräver därför en successiv anpassning av befintliga metoder för beräkning och tilldelning av kapacitet, samt för hantering av överbelastning.
Single intraday and day-ahead coupling may therefore be introduced at a regional level as an intermediate step where necessary.
Gemensam intradags- och dagen före-koppling kan därför införas på regional nivå som ett mellanliggande steg om så krävs.
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.
Gemensam dagen före- och intradagskoppling kräver införande av harmoniserade högsta och lägsta jämviktspriser som bidrar till att förbättra investeringsvillkoren för tryggad kapacitet och långsiktig försörjning både inom och mellan medlemsstater.
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.
Med tanke på den exceptionellt höga komplexitets- och detaljgraden för de villkor eller metoder som behövs för att tillämpa gemensam dagen före- och intradagskoppling fullt ut, bör vissa detaljerade villkor eller metoder utvecklas av systemansvariga för överföringssystem och nominerade elmarknadsoperatörer och godkännas av tillsynsmyndigheterna.
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.
Utvecklingen av vissa villkor eller metoder hos systemansvariga för överföringssystem och elbörser, liksom det efterföljande godkännandet från tillsynsmyndigheterna, får dock inte försena fullbordandet av den inre elmarknaden.
Thus, it is necessary to include specific provisions on cooperation between TSOs, NEMOs and regulatory authorities.
Det är därför nödvändigt att införa särskilda bestämmelser om samarbete mellan systemansvariga för överföringssystem, nominerade elmarknadsoperatörer och tillsynsmyndigheter.
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.
I enlighet med artikel 8 i Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 713/2009 [2] bör byrån fatta beslut om de behöriga nationella tillsynsmyndigheterna inte kan nå en överenskommelse om gemensamma villkor eller metoder.
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.
Denna förordning har utvecklats i nära samarbete med byrån och med Entso för el och intressenter för att verkningsfulla, balanserade och proportionerliga regler ska kunna antas, baserat på öppenhet och delaktighet.
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.
I enlighet med artikel 18.3 i förordning (EG) nr 714/2009 kommer kommissionen att samråda med byrån och med Entso för el och andra relevanta intressenter, i synnerhet nominerade elmarknadsoperatörer, före eventuella förslag till ändring av denna förordning.
This Regulation supplements Annex I of Regulation (EC) No 714/2009, in accordance with the principles set out in Article 16 of that Regulation.
Denna förordning kompletterar bilaga I till förordning (EG) nr 714/2009, i enlighet med de principer som anges i artikel 16 i den förordningen.
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.
Till följd av de betydande utmaningarna med att införa gemensam dagen före- och intradagskoppling på den nuvarande marknaden i Irland och Nordirland, genomgår denna marknad nu en större omformningsprocess.
Additional time is, therefore, needed for the implementation of parts of this Regulation, with a number of transitional arrangements being put in place.
Ytterligare tid behövs därför för att genomföra delar av denna förordning, med hjälp av ett antal övergångsarrangemang som förbereds.
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.
De åtgärder som föreskrivs i denna förordning är förenliga med yttrandet från den kommitté som avses i artikel 23.1 i förordning (EG) nr 714/2009.
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.
I denna förordning fastställs detaljerade riktlinjer för kapacitetstilldelning mellan elområden och för hantering av överbelastning på dagen före-marknaderna (tidigare kallade påföljande dag-marknaderna) och intradagsmarknaderna, inklusive krav för inrättande av gemensamma metoder för att bestämma den kapacitet som samtidigt är tillgänglig mellan elområden, kriterier för att bedöma effektivitet och en översynsprocess för att fastställa elområden.
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.
Denna förordning ska tillämpas på alla överföringssystem och sammanlänkningar i unionen, med undantag för överföringssystem på öar som inte är anslutna till andra överföringssystem genom sammanlänkningar.
In Member States where more than one transmission system operator exists, this Regulation shall apply to all transmission system operators within that Member State.
I medlemsstater där det finns mer än en systemansvarig för överföringssystem ska denna förordning gälla alla systemansvariga för överföringssystem i den medlemsstaten.
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.
Om en systemansvarig för överföringssystem inte har en funktion som är relevant för en eller flera skyldigheter enligt denna förordning, får medlemsstaterna föreskriva att ansvaret för att uppfylla dessa skyldigheter överlåts till en eller flera andra systemansvariga för överföringssystem.