Новини

Изх. № АСЕП 356/04.02.2022 г.

До:

Г-Н АЛЕКСАНДЪР НИКОЛОВ,

МИНИСТЪР НА ЕНЕРГЕТИКАТА

ОТНОСНО: Предложение за изменение и допълнение на Закона за енергетика по повод възможни решения за справяне с финансовата криза в енергийната система

УВАЖАЕМИ Г-Н НИКОЛОВ, 

Поради натрупване през последните години на проблеми, свързани с фундаменталното функциониране на електроенергийната система и пазара на електрическа енергия в България, към днешна дата сме свидетели на пълния стихиен ефект от този процес.

Със започнатата през 2017 г. реформа на пазара за електрическа енергия, бе поставено началото на централизация на цялостната първична търговия в рамките на Българска независима енергийна борса (БНЕБ). Поетапно всички производители от групата на Български енергиен холдинг и основна част от централите за производство на енергия от ВЕИ и ВЕКП, бяха задължени да продават цялото си произведено количество енергия на организиран борсов пазар. Този подход целеше постигане на ликвидност на Българска независима енергийна борса. Същевременно с това, моделът бе съпътстван от множество несъвършенства и дефицити които не позволиха качествено функциониране на пазара в пълния му спектър от дългосрочна до краткосрочна търговия, което да доведе до преки ползи за участниците. Закономерно, това доведе до неустойчивост и пълна експозиция на пазарния риск към групата на  участниците от „търсещата“ страна (demand side) – търговците и крайните потребители на електрическа енергия.

Основно,  несъвършенствата се състоят  в концентрирането на първичната търговия на едно единствено място – БНЕБ, без изрично да е регламентирано  квотно разпределение на база дългосрочна (6-24 м.) средносрочна (3–6 м.) и краткосрочна търговия („ден-напред“ и „в рамките на деня“) при изпълнение на чл. 100 от Закона за енергетиката. Това от своя страна даде свобода на висококонцентрираните производители от група БЕХ да ръководят търговската си политика по начин, който да им гарантира минимален риск и максимален марж. Второто се постига посредством търгуване на  произведената електроенергия, предназначена за свободен пазар, изцяло на краткосрочните пазари „ден-напред“ и в „рамките на деня“, като продавачатите се ползват от предпоставеното задължително снабдяване от  същия сегмент на организирания енергиен пазар.

От средата на 2021 г. и след последиците от пандемията КОВИД-19 започна рязко увеличено търсене на първични ресурси, натрупани значително свободни пари в световен мащаб, разработване на механизми за възстановяване и стимулиране на икономиките. Това доведе до поскъпване на основните суровини – петрол, въглища, природен газ, и не на последно място – основния ценообразуващ елемент в нисковъглеродния преход – квотите емисии парникови газове, част от Европейската схема за търговия с емисии (ЕСТЕ). Всичко изложено, резултира в ръст в крайните цени на пазарите за електрическа енергия в европейски и локален мащаб и по-конкретно – до ръст на краткосрочния спот пазар с над 300 %. По този начин, стопанските потребители на електроенергия и техните доставчици в България, изложени на 100% риск от волатилността на пазара „ден-напред“ на БНЕБ, претърпяха значителна нестабилност в рамките на по-малко от една календарна година. Считано от края на 2019 г., която и да е централа от групата на БЕХ не е провеждала търг за първична доставка на електрическа енергия с период на доставка поне 6 или 12 месеца.

В така създалата се пазарна среда посредством водените политики в рамките на висококонцентрирано предлагане на електроенергия от държавни дружества,  търговците на електрическа енергия бяха лишени от най-естествения си инструмент за хеджиране на риска и внасяне на предвидимост по отношение на портфолиото си от крайни потребители. Поетапно се премина към един единствен продукт предоставян на крайните клиенти, а именно – договор с динамична цена или т.нар „борсова цена плюс надбавка“.  По този начин целият краен ефект (но не и риск) от волатилност на пазара бе прехвърлен върху крайните стопански потребители.

Основният извод от горепосоченото е, че към днешна дата е налице значително разминаване в първоначално замислените ефекти за крайните потребители от централизацията на търговията на електрическа енергия на едро единствено в организиран борсов пазар съгласно текстовете на чл.100 от ЗЕ, без механизми за защита на пазарните участници при ценова волатилност на краткосрочните пазари за ел. енергия.

Към днешна дата в България, която е най-бедната страна в ЕС, остава единствена с концентрация на 100% от първичната търговия на електрическа енергия на организиран борсов пазар (БНЕБ). През миналия месец, Румънското правителство премахна подобно задължение на румънската енергийна борса OPCOM, като с цел внасяне на стабилност на пазара бе заложен модел за дългосрочни продукти. В Испания, с Кралски указ №17 от 14 септември 2021 г. е въведен сходен механизъм, а във всички останали държави членки на ЕС съществува реално функциониращ пазар за форуърдни продукти, като едва 20-30 % от търгуваните обеми са на краткосрочните пазари „ден-напред“ и „в рамките на деня“.

В този смисъл България, в условията на настоящия пик на енергийна криза, се превръща единствената държава в Европейския съюз, чиито стопански субекти са изложени на пълния риск от волатилност на тези краткосрочни пазари (ръст от над 300% в крайните цени). Прибавяйки най-ниския икономически стандарт на доход от глава на населението, държавата ни е длъжна да предприеме всички възможни мерки за внасяне на защитни механизми за всички крайни потребители на електроенергия .

За целите на гореописаното Асоциация свободен енергиен пазар разработи Проект на ЗИД на ЗЕ, който предлагаме на Вашето внимание и на компетентните органи. Проектът е в пълна корелация с инструкциите посочени в Становище  на Европейската Комисия от 20.05.2021 г. и налага спешни изменения в ПТЕЕ и правилата за работа на организиран борсов пазар. С приложения документ предлагаме и възможност за разходване на средства от фонд Сигурност на електроенергийната система в посока директна компенсация на крайните потребители, поради прекомерни разходи за електрическа енергия. Тези средства за компенсации произхождат от натрупани свръхприходи от първичната търговия с квоти емисии парникови газове от страна на Държавата, както и допълнителни приходи в размер на 5% от месечните приходи на всички производители на ел. енергия. Също така предложеният механизъм за компенсация ще позволи на Комисията за енергийно и водно регулиране, след анализ на натрупаните приходи във фонд СЕС, да определи стойност на цена „Задължения към обществото“, която да бъде отрицателна. Това ще позволи на компонентата да действа като противовес в изчислението на крайния месечен разход за електрическа енергия за всички небитови крайни потребители на електрическа енергия само на територията на страната. Механизмът ще действа централизирано посредством решение на Регулатора, през Фонд „СЕС“ и ще бъде отразяван във всяка издавана фактура, без извършване на сложни процедури, които костват огромен ресурс на държавната администрация и търговците на електрическа енергия.

С предлагания законопроект въвеждаме възможност за забрана на т.нар „задържане на производствен капацитет“ съгласно дефиницията дадена в методическите указания на Агенцията за сътрудничество между Европейските Регулатори (ACER), за прилагане на Регламента за прозрачност и интегритет на пазарите на едро за енергия (REMIT). Съгласно тази дефиниция, не се допуска задържане на производствен капацитет, който е възможно да бъде предложен на пазара на конкурентен принцип, и чието предлагане е икономически обосновано в определени периоди.

Не на последно място – с настоящия проект предлагаме конкретни изменения, които да облекчат значително регулаторния режим на проектиране, изграждане и въвеждане в експлоатация на енергийни обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми енергийни източници само за собствено потребление. Към днешна дата България закъснява значително в синхронизацията на законодателството по отношение на именно този тип ВЕИ, които да позволят на крайните потребители по-кратка и олекотена процедура за изграждане на ВЕИ за собствено потребление. Правният вакуум и несъответствия в нормативната база дава основание за противоречиво тълкуване на норми, пораждащи задължения за  енергийни предприятия, които в преобладаващия случай подлежат на лицензиране, регулаторна дейност свързана с преференциални цени или премии. Създава се впечатление, че част от тези норми важат и за крайни потребители, изградили ВЕИ с което да покриват само собственото си потребление и не е присъединено към електрическата мрежа, третирайки ги като „енергийни предприятия“. На практика обаче, това не е така и не следва да е така. В условията на настоящата енергийна криза, българските крайни потребители се оказват с неактуализирана правна рамка с пропуски, която затруднява насърчаването и бързото изграждане на ВЕИ за собствено потребление. Едновременно с това, задължително условие е да се вземат предвид множеството лицензии в свързани лица, които извършват разнородни по лицензионен режим дейности, включително присъединителни процедури в рамките на т.нар. вертикално интегрирани предприятия и в голяма част са в в пряк конфликт на интереси.

Като приложение на настоящото писмо, изпращаме подготвените от Асоциация свободен енергиен пазар предложения за неотложни промени в Закона за енергетика, които се надяваме да припознаете и да бъдат реализирани посредством възможността на Министерство на енергетика за законодателна инициатива.

СОНЯ НИКОЛОВА – КАДИЕВА

ПРЕДСЕДАТЕЛ НА УПРАВИТЕЛНИЯ СЪВЕТ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

 Параграф 1. В чл. 21 ал. 1 се добавя нова точка със следния текст:
„следи за задържането на производствен капацитет по чл. 100 ал. 8, като извършва предварителен, текущ и последващ контрол, анализи и проверки, а в установените случаи на нарушение на този принцип, налага санкции по глава седма „а“.“

Параграф 2.  В чл. 100 се създава нова ал. 7 както следва:

„всяка година, до 30 юни и до 31 декември, по установен от енергийния регулатор график, производители с обща инсталирана мощност над 100 MW предлагат минимум 40% от базовата разполагаема мощност  на екран „търгове“ от централизирания пазар за двустранни договори, част от организирания борсов пазар на електрическа енергия, с период на доставка от 6 до 24 месеца. „

Параграф 3. В чл. 100 се създава нова ал. 8 както следва:

„на участниците по ал. 1 и ал. 7 се забранява задържането на производствен капацитет“

Параграф 4. В чл. 36б ал. 1 се добавя нова точка 4, както следва:

„за компенсиране на всички крайни небитови потребители на електрическа енергия за прекомерни разходи за електрическа енергия“.

Параграф 5. В параграф 1 от Допълнителните разпоредби се създава нова точка както следва:

„прекомерни разходи за електрическа енергия са налице при увеличение в средномесечната цена на електрическата енергия на пазарен сегмент „ден-напред“ на организиран борсов пазар на електрическа енергия с повече от 50 % спрямо прогнозната пазарна цена за базов товар, определяна от Комисията.;

Параграф 6. В параграф 1 от Допълнителните разпоредби се създава нова точка както следва:

„задържане на производствен капацитет е налице, когато производител на електрическа енергия разполага с наличен производствен капацитет електрическа енергия, но не го предлага на пазара по свободно договорени цени съгласно изискванията на чл. 100, въпреки че предлагането на тази електрическа енергия се явява икономически обосновано“

Параграф 7. В чл. 119 се създава ал. 5 със следното съдържание:

„Обект на краен потребител може да бъде снабдяван чрез директен електропровод от обект  за производство на електрическа енергия, собственост на производител или търговец на електрическа енергия, когато този обект за производство не е присъединен към електропреносната и/или електроразпределителните мрежи.”

Параграф 8. В параграф 1 т.54 от Допълнителните разпоредби се прави следното изменение:

„Енергийно предприятие“ е лице, което осъществява една или повече от дейностите по производството, преобразуването, преноса, съхранението, разпределението, доставката и снабдяването с електрическа, топлинна енергия или природен газ, на основата на издадена лицензия по този закон, или лице, което добива енергийни ресурси въз основа на концесия за добив, или лице, което осъществява дейност по производство на електрическа и/или топлинна енергия и/или извършва търговия с природен газ, без да е задължено да получи лицензия за осъществяваната от него дейност по този закон или лице, което осъществява дейност по пренос на нефт и нефтопродукти по тръбопроводи, с изключение на производството на електрическа енергия от възобновяеми източници, предназначена само за собствено потребление.

В Закона за енергията от възобновяеми източници се правят следните изменения и допълнения:

В чл. 26 се създава нова ал. 6 със следния текст:

„сроковете, в които операторът на електропреносната и/или електроразпределителната мрежа разглежда и издава становище за присъединяване за енергиен обект за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление, са до 7 дни от постъпване на искането“;

В чл. 26 се създава нова ал. 7 със следния текст:

„в случаите, при които искането е подадено за енергиен обект за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление, присъединени на ниво средно или ниско напрежение, становището за присъединяване не се съгласува с оператора на електропреносната мрежа“.

В Закона за устройство на територията се правят следните изменения и допълнения:

В чл. 128 се добавя нова алинея със следното съдържание:

„Когато изработеният проект на подробен устройствен план е за изграждане на инсталации за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление, проектът на плана или на изменението му се одобрява от компетентния орган, без да се съобщават по реда на настоящия член.“

В чл. 129 се добавя нова алинея със следното съдържание:

„Когато изработеният проект на подробен устройствен план е за изграждане на инсталации за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление, планът се одобрява с решение на общинския съвет по доклад на кмета на общината в едноседмичен срок след приемането на проекта за подробен устройствен план от експертен съвет.“

В чл. 140 се добавя нова алинея със следното съдържание:

„За изграждане на инсталации за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление не се изисква виза за проектиране.“

В чл. 147 ал. 1 се създава нова т.14а със следното съдържание:

„изграждане на инсталации за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление“;

В чл. 148 се добавя нова алинея със следното съдържание:

„В случаите, които е подадено искане за издаване на разрешение за строеж за инсталации за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление, срокът за издаване е до 7 дни. След изтичането на 30 дни от подаване на искането, възложителят може да започне строителство, съгласно условията посочени в искането и прилежащата към него документация.“

В чл.156 се добавя нова алинея със следното съдържание:

„В случаите, в които се издава разрешение за строеж за инсталации за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници само за собствено потребление, срокът по ал. 1 е до 7 дни. В тези случаи, след изтичането на 14 дни от уведомяването по ал. 149 ал. 5, разрешителното за строеж влиза в сила.“;

М О Т И В И

Поради натрупване през последните години на проблеми, свързани с фундаменталното функциониране на електрическата система и пазара за електрическа енергия в България, към днешна дата сме свидетели на пълния ефект от този процес.

Със започнатата през 2017 г. реформа на пазара за електрическа енергия, бе поставено началото на централизация на цялостната първична търговия в рамките на Българска независима енергийна борса (БНЕБ). Поетапно всички производители от групата на Български енергиен холдинг и основна част от централите за производство на енергия от ВЕИ и ВЕКП, бяха задължени да продават цялото си произведено количество енергия на организиран борсов пазар. Този подход целеше постигане на ликвидност на Българска независима енергийна борса. Същевременно с това, моделът бе съпътстван от множество несъвършенства, които не позволиха качествено функциониране на пазара в пълния му спектър от дългосрочна до краткосрочна търговия, което да доведе до преки ползи за участниците. Закономерно, това доведе до неустойчивост и пълна експозиция на пазарния риск към групата на участниците от „търсещата“ страна (demand side) – търговците и крайните потребители на електрическа енергия. Основно, несъвършенствата се състоят в концентрирането на първичната търговия на едно единствено място – БНЕБ, без изрично да е регламентирано  квотно разпределение  на база дългосрочна (6-24 м.) средносрочна (3 – 6 м.) и краткосрочна търговия („ден-напред“ и „в рамките на деня“) при изпълнение на чл. 100 от Закона за енергетиката. Това от своя страна даде свобода на висококонцентрираните производители от група БЕХ да ръководят търговската си политика по начин, който да им гарантира минимален риск и максимален марж. Второто се постига посредством търгуване на  произведената електроенергия, предназначена за свободен пазар, изцяло на краткосрочните пазари „ден-напред“ и в „рамките на деня“.

В контекста на изложеното до момента, през последните 2 години българският пазар и участниците от страна на търсенето преминаха през двете крайности – от експозиция на краткосрочните пазари, което обосновава необходимостта от ясни критерии при търгуването на дългосрочните продукти. През 2020 г. всички страни  се срещнаха с икономическите последици от КОВИД–19. В глобален и регионален план това доведе до намалено потребление, затворени предприятия и бизнеси, спад в производството на електрическа енергия, което съвсем естествено доведе до рязък спад в цените именно на краткосрочните пазари. Към днешна дата се наблюдава именно обратното – като изход от КОВИД кризата  е налице рязко увеличено търсене на първични ресурси, натрупани значително свободни пари в световен мащаб, разработване на механизми за възстановяване и стимулиране на икономиките в рамките на този подем. Същото доведе до поскъпване на основните суровини – петрол, въглища, природен газ, и не на последно място – основния ценообразуващ елемент в нисковъглеродния преход – квотите емисии парникови газове, част от Европейската схема за търговия с емисии (ЕСТЕ). Всичко изложено, доведе до ръст в крайните цени на пазарите за електрическа енергия в регионален и локален мащаб и по-конкретно-до ръст на краткосрочния спот пазар до над 300 %. По този начин, участниците изложени на 100% риск от волатилността на пазар „ден-напред“, претърпяха значителна нестабилност в рамките на по-малко от една календарна година. Считано от края на 2019 г., която и да е централа от групата на БЕХ не е провеждала търг за първична доставка на електрическа енергия с период на доставка 6 или 12 месеца.

В рамките на така създалата се пазарна среда, търговците на електрическа енергия бяха лишени от най-естествения си инструмент за хеджиране на риска и внасяне на предвидимост по отношение на портфолиото си от крайни потребители.  Това доведе до поетапното преминаване към един единствен продукт предоставян на крайните клиенти, а именно – договор с динамична цена или т.нар „борсова цена плюс надбавка“.  По този начин целият краен ефект (но не и риск) от волатилност на пазара бе прехвърлен върху крайните потребители.

Основният извод от горепосоченото е, че към днешна дата е налице значително разминаване в първоначално замислените ефекти за крайните потребители от централизацията на търговията на електрическа енергия на едро единствено в организиран борсов пазар, без механизми за защита на пазарните участници при ценова волатилност на краткосрочните пазари за ел. енергия.

Към настоящия момент България е депозирала план за изпълнение съгласно разпоредбите на Регламент (ЕС) 2019/943 на Европейския парламент и на Съвета относно вътрешния пазар за електроенергия. Съгласно чл. 20 пар. 5 от същия Регламент, Европейската комисия е отправила официално Становище, съдържащо препоръки и инструкции по отношение функционирането на пазара на електрическа енергия в България. На стр. 10 и стр. 11 от документа, неколкократно се акцентира на високата концентрация и монополен характер на търговия на БНЕБ, както и производителите от група БЕХ[1]. В документа е изложен анализ и наблюдение именно относно липсата на дългосрочни продукти за хеджиране на риска[2] и необходимостта от провеждането на подобни процедури час по-скоро.

Извън посоченото Становище на ЕК, в основополагащи нормативни актове на ЕС е изтъкната необходимостта от защита на участниците на пазара и по-конкретно крайните потребители от непредвидимост и екстремна ценова волатилност на краткосрочните пазари. Така например, в чл. 3 буква о) от  Регламент (ЕС) 2019/943 е посочено, че: Държавите членки, регулаторните органи, операторите на преносни системи, операторите на разпределителни системи, пазарните оператори и делегираните оператори осигуряват функционирането на пазарите на електроенергия в съответствие със следните принципи: (…) да се даде възможност на участниците на пазара да бъдат защитени срещу рискове от нестабилност на цените на пазарна основа и да смекчават несигурността относно бъдещата възвръщаемост на инвестициите, дългосрочните продукти за хеджиране са търгуеми на борсите по прозрачен начин, а дългосрочни договори за доставка на електроенергия е възможно да се договарят извънборсово, при спазване на правото на Съюза в областта на конкуренцията

Към днешна дата в България, която е най-бедната страна в ЕС, остава единствена с концентрация на 100% от първичната търговия на електрическа енергия на организиран борсов пазар (БНЕБ). През миналия месец, Румънското правителство премахна подобно задължение на OPCOM, като с цел внасяне на стабилност на пазара бе заложен именно подобен модел за дългосрочни продукти[3]. В Испания, с Кралски указ №17 от 14 септември 2021 г. е въведен сходен механизъм[4], а във всички останали държави членки на ЕС съществува реално функциониращ пазар за форуърдни продукти, като едва 20-30 % от търгуваните обеми са на краткосрочните пазари „ден-напред“ и „в рамките на деня“.

В този смисъл – България, в условията на настоящия пик на енергийна криза, се превръща единствената държава в Европейския съюз, чиито стопански субекти са изложени на пълния риск от волатилност на тези краткосрочни пазари (ръст от над 300% в крайните цени). Прибавяйки най-ниския икономически стандарт на доход от глава на населението, държавата ни е длъжна да предприеме всички възможни мерки за внасяне на защитни механизми за крайните потребители.

На мнение сме, че предложените изменения за създаване на квотна търговия на поне 40% от произвежданата електрическа енергия на дългосрочна база (6 до 24м) е от естество да доведе до стабилизиране и внасяне на предвидимост в планирането на дейността на всички участници на свободния пазар за електрическа енергия. Налице е пълно съответствие с изискванията  на Европейското законодателство, специализирано в сектор „електроенергетика“. Същите целят да внесат ясен механизъм за защита на участниците на пазара за електрическа енергия в България в случаите на резки колебания и непредвидимост на цената на краткосрочните пазари, особено що се касае за ситуация при пълна липса на първично предлагане на дългосрочни продукти електрическа енергия, в условията на високо концентриран пазар.

Разработеният в настоящия Проект на ЗИД механизъм е в пълна корелация с инструкциите посочени в Становището  на Европейската Комисия от 20.05.2021 г. и налага спешни изменения в ПТЕЕ и правилата за работа на организиран борсов пазар, поради посочения най-късен срок за предприемане на мерки за стабилизация на пазара – 30.06.2021 г. (стр. 11 от Становището).

С настоящия проект предлагаме и възможност за разходване на средства от Фонд Сигурност на електроенергийната система в посока директна компенсация на крайните потребители, поради прекомерни разходи за електрическа енергия. Тези средства за компенсации произхождат от натрупани свръх-приходи от първичната търговия с квоти емисии парникови газове от страна на Държавата, както и допълнителни в размер на 5% от месечните приходи[5] на всички производители на ел. енергия. Този механизъм за компенсация ще позволи на Регулатора, след анализ на натрупаните приходи във фонд СЕС, да определи стойност на цена „Задължения към обществото“, която да бъде отрицателна. Това ще позволи на компонентата да действа като противовес в изчислението на крайния месечен разход за електрическа енергия за всички небитови крайни потребители на електрическа енергия. Механизмът ще действа централизирано посредством решение на Регулатора, през Фонд „СЕС“ и отразяван във всяка издавана фактура, без извършване на сложни процедури, които костват огромен ресурс на държавната администрация и търговците на електрическа енергия, които се наблюдават към днешна дата.

С предлагания законопроект въвеждаме възможност за забрана на т.нар „задържане на производствен капацитет“ съгласно дефиницията дадена в методическите указания на Агенцията за сътрудничество между Европейските Регулатори (ACER)[6], за прилагане на Регламента за прозрачност и интегритет на пазарите на едро за енергия (REMIT). Съгласно тази дефиниция, не се допуска задържане на производствен капацитет, който е възможно да бъде предложен на пазара на конкурентен принцип, и чието предлагане е икономически обосновано. Подобно явление се наблюдава през последните години на пазара на едро в България, което доведе до изкуствено увеличение в ценовите нива в определени периоди. Въпреки, че КЕВР разполага с възможност да извършва анализи, проверки и да налага санкции по REMIT, смятаме че разписването на конкретно това задължение, особено във високо-концентриран пазар, ще доведе до преки ползи за всички участници по веригата.

Не на последно място – с настоящия проект предлагаме конкретни изменения, които да облекчат значително регулаторния режим на проектиране, изграждане и въвеждане в експлоатация на енергийни обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми енергийни източници само за собствено потребление. Към днешна дата България закъснява значително в синхронизацията на законодателството по отношение на именно този тип ВЕИ, които да позволят на крайните потребители по-кратка и олекотена процедура за изграждане на ВЕИ за собствено потребление. Правният вакуум и несъответствия в нормативната база дава основание за противоречиво тълкуване на норми, пораждащи задължения за  енергийни предприятия, които в преобладаващия случай подлежат на лицензиране, регулаторна дейност свързана с преференциални цени или премии. Създава се впечатление, че част от тези норми важат и за крайни потребители, изградили ВЕИ с което да покриват само собственото си потребление и не е присъединено към електрическата мрежа, третирайки ги като „енергийни предприятия“. На практика обаче, това не е така и не следва да е така. В условията на настоящата енергийна криза, българските крайни потребители се оказват с не актуализирана правна рамка с празноти, която затруднява по-бързото изграждане на ВЕИ за собствено потребление. Логиката и концепцията на Европейското законодателство в тази област винаги е била да фасилитира възможността на крайните потребители да изграждат децентрализирани ВЕИ. В този смисъл, предлагаме и конкретни изменения за олекотяване режима на проектиране, изграждане, присъединяване и въвеждане в експлоатация на този тип ВЕИ.

[2] “Предлагането на форуърдни продукти следва да се извършва чрез прозрачни и специализирани търгове, организирани периодично (поне четири пъти за календарна година).”

[3] Energy updates: Romanian Government approved the amendment of the Energy Law on the last day of 2021

[4] Official State Gazette published Royal Decree-law 17/2021 on urgent measures to mitigate the impact of rising natural gas prices on the retail gas and electricity markets. This Royal Decree-law will enter into force on 16 September 2021.

[5] При средно-месечна цена от 430 лв./МВтч за м.декември 2021 г. и продадени за същия период от АЕЦ Козлодуй количества на пазар „ден-напред“ около 461 хил. мвтч, това прави приходи от около 198 млн.лв., от които 5% се равнява на близо 10 млн. лв. Това са приходи във Фонд СЕС единствено на основание чл. 36е от ЗЕ и единствено от АЕЦ Козлодуй, само за декември месец 2021 г.

[6] Guidance on the application of Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency