Проект на Методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия

Проектът на Методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия (проект на Методика) е приет от Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР, Комисията) на основание новата редакция на чл. 21, ал. 1, т. 11 от Закона за енергетиката (ЗЕ), извършена по силата на § 14, т. 2 от Преходните и заключителни разпоредби към Закона за изменение и допълнение на Закона за безопасно използване на ядрената енергия (обн. ДВ, бр. 27 от 2024 г.), съгласно която методиката за определяне на цените на балансиращата електрическа енергия не следва да е част от правилата за търговия с електрическа енергия, а се приема като самостоятелен акт на Комисията. С проекта на Методика се цели регламентирането на по-ясни правила и по-справедлив механизъм за определяне на цените на балансираща енергия, които да отчитат интересите на всички участници в пазара. Наблюдаваните към момента значителни количества излишъци на електрическа енергия в електроенергийната система, които се очаква да се увеличат с наближаването на топлите месеци през годината, застрашават нейната сигурност, а така и националната сигурност на държавата. Също така, следва да се сведат до минимум продължаващите случаи на спекулативно поведение на търговски участници, които, възползвайки се от несъвършенствата на балансиращия пазар, умишлено избират позиция на делегиран излишък или недостиг още в „ден – 1“, като по този начин компрометират функционирането на пазара, ощетяват добросъвестните търговски участници и затрудняват регулирането на електроенергийната система до степен, че предизвикват смущения в други контролни зони и създават финансови и репутационни вреди за независимия преносен оператор (НПО). Проектът на Методика е съобразен с отмененото правомощие на КЕВР съгласно чл. 21, ал. 1, т. 8 от ЗЕ да определя ежегодно пределна цена за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия, като отразява и последиците от предстоящото присъединяване на НПО към европейските платформи за балансиране съгласно Регламент (ЕС) 2017/2195 на Комисията от 23 ноември 2017 г. за установяване на насоки за електроенергийното балансиране. Предложеният проект на Методика гарантира определянето на цени на балансиращата енергия за регулиране нагоре или надолу изцяло на пазарен принцип и създава условия за разпределение на разходите за регулиране на системата чрез адекватни и справедливи цени за енергиен излишък и недостиг. Прилагането на Методиката ще доведе до чувствително намаляване на небалансите на търговските участници, тъй като същите ще бъдат стимулирани да прогнозират максимално точно графиците си поради на практика липсата на условия, позволяващи непазарно поведение – арбитражи с други пазари, затваряне на открити позиции по търговски сделки и др. Приемането на Методиката ще подобри осезаемо работата на балансиращия пазар и доверието на търговските участници в него, като едновременно с това ще доведе до по-ефективно регулиране и повишаване на сигурността на електроенергийната система на Република България.

Методика за определяне на цени на балансираща енергия І. Общи положения Чл. 1. Настоящата методика урежда начина за определяне на цената на балансиращата електрическа енергия за регулиране нагоре и надолу, както и за реализиран енергиен излишък и недостиг. Чл. 2. Методиката е разработена с оглед формулиране на стандартни и прозрачни правила при формирането на цената на балансиращата енергия, която следва да се заплаща на независимия преносен оператор от координаторите на балансиращи групи (КБГ) и търговските участници, които отговарят за небалансите на своите обекти като координатор на балансираща група. Чл. 3. Системата за остойностяване на небалансите има следните установени означения, вземайки предвид, че има промяна в енергията от гледна точка на електроенергийната система: 1. Предложенията за регулиране нагоре декларират възможност за отдаване на електрическа енергия към мрежата или потребление на по-малко електрическа енергия и затова имат положителен знак, докато предложенията за регулиране надолу декларират възможност за намаление на отдаваната електрическа енергия към мрежата или потребление на повече електрическа енергия и затова имат отрицателен знак; 2. Излишък на координатор на балансираща група означава, че участниците в групата отдават повече или ползват по-малко електрическа енергия от електроенергийната мрежа, отколкото е посочено в последния валидиран търговски график и има положителен знак в този документ; 3. Недостиг на координатор на балансираща група означава, че участниците в групата, отдават по-малко или ползват повече електрическа енергия от електроенергийната мрежа, отколкото е посочено в последния валидиран търговски график и има отрицателен знак в този документ; 4. Положителни цени за регулиране нагоре – водят до финансов поток към доставчика на балансиращи услуги (независимият преносен оператор извършва плащания към ДБУ); 5. Отрицателни цени за регулиране нагоре – водят до финансов поток от доставчика на балансиращи услуги (ДБУ извършва плащания към независимия преносен оператор); 6. Положителни цени за регулиране надолу – водят до финансов поток към независимия преносен оператор от доставчика на балансиращи услуги (ДБУ извършва плащане към независимия преносен оператор); 7. Отрицателни цени за регулиране надолу – водят до финансов поток към доставчика на балансиращи услуги (независимият преносен оператор извършва плащания към ДБУ). IІ. Ценови механизъм Чл. 4. Цената на балансираща енергия се определя чрез използването на метода „Pay as Clear“, което означава, че за целите на изчислението на цените се вземат най-ниските цени при активиране на предложения за регулиране надолу и най-високите цени при активиране на предложения за регулиране нагоре. Чл. 5. (1) За всеки период на сетълмент s, независимият преносен оператор определя общия сумарен небаланс в електроенергийната система на Р България по формулата: + − СН𝑠 =∑КЕНН𝑠 +∑КЕНН𝑠 където: 1 СН𝑠 е сумарният небаланс в електроенергийната система на Р България за период на сетълмент s; ∑ КЕНН+𝑠 е сумата от всички положителни нетни небаланси на всички търговски участници в електроенергийната система за период на сетълмент s; ∑ КЕНН−𝑠 е сумата от всички отрицателни нетни небалнси на всички търговски участници в електроенергийната система за период на сетълмент s. (2) Когато СН𝑠 > 0, електроенергийната система е била в излишък и в този случай независимият преносен оператор определя цена ЦЕИ𝑠. (3) Когато СН𝑠 < 0, електроенергийната система е била в недостиг и в този случай независимият преносен оператор определя цена ЦЕН𝑠. Чл. 6. В Таблица 1 са посочени посоката на сумарния небаланс в електроенергийната система, позициите на небаланса на координатор на балансираща група, цената на балансиращата енергия и посоката на плащане: Таблица 1 Чл. 7. Цените за излишък и недостиг (ЦЕИ𝑠 и ЦЕН𝑠) са винаги равни и могат да бъдат както с положителни, така и с отрицателни стойности. Чл. 8. (1) ЦЕИ𝑠 и ЦЕН𝑠 за всеки период на сетълмент s се определят в четири последователни изчислителни етапа съгласно ал. 2 – 5. (2) В първи етап се изчисляват цените за излишък и недостиг като среднопретеглена стойност на всички активирани източници от регулиране за период на сетълмент s, като: 1. цената за излишък за период на сетълмент s се изчислява по следната формула: (∑ КЕАВР−s ∗ ЦЕМ−КЕАВРs) + (∑ КЕРВР−s ∗ ЦЕМ−КЕРВРs) + (∑ КЕРЗЗ−s ∗ ЦЕМ−КЕРЗЗs) ЦИs = ∑ КЕАВР−s + ∑ КЕРВР−s + ∑ КЕРЗЗ−s където: ∑ КЕАВР−𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране надолу, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу от автоматично 2 Период на сетълмент Позиция на небаланса на КБГ Цена на балансираща енергия Посока на плащане ЦЕИ > 0 𝑠 КБГ → НПО СН > 0 НЕДОСТИГ на КБГ ЦЕИ < 0 𝑠 НПО → КБГ 𝑠 ЦЕИ > 0 𝑠 НПО → КБГ ИЗЛИШЪК на КБГ ЦЕИ < 0 𝑠 КБГ → НПО Период на сетълмент Позиция на небаланса на КБГ Цена на балансираща енергия Посока на плащане НЕДОСТИГ на КБГ ЦЕН > 0 𝑠 КБГ → НПО СН < 0 𝑠 ЦЕН < 0 𝑠 НПО → КБГ ЦЕН > 0 𝑠 НПО → КБГ ИЗЛИШЪК на КБГ ЦЕН < 0 𝑠 КБГ → НПО вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРВР−𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране надолу, активирано от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРЗЗ−𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране надолу, активирано от резерв за заместване от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh. 2. цената за недостиг за период на сетълмент s се изчислява по следната формула: (∑ КЕАВР+𝑠 ∗ ЦЕМ+КЕАВР𝑠) + (∑ КЕРВР+𝑠 ∗ ЦЕМ+КЕРВР𝑠) + (∑ КЕРЗЗ+𝑠 ∗ ЦЕМ+КЕРЗЗ𝑠) ЦН𝑠 = ∑ КЕАВР+𝑠 + ∑ КЕРВР+𝑠 + ∑ КЕРЗЗ+𝑠 където: ∑ КЕАВР+𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране нагоре, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРВР+𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране нагоре, активирано от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРЗЗ+𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране нагоре, активирано от резерв за заместване от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s 3 за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh. 3. ако за период на сетълмент s няма активирани източници на регулиране: а) цената за излишък се определя по следния начин: − ЦИ𝑠 = max ЦЕМКЕАВР𝑠 където: − max ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране надолу в приоритетния списък на предложения за регулиране надолу от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности за период на сетълмент s, лв/MWh; б) цената за недостиг се определя по следния начин: + ЦН𝑠 = min ЦЕМКЕАВР𝑠 където: + min ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране нагоре в приоритетния списък на предложения за регулиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности за период на сетълмент s, лв/MWh. (3) Във втори етап се изчислява индексът на цените на пазарен сегмент „в рамките на деня“ (ПРД) на БНЕБ, както следва: 1. при изчисляването на среднопретеглена цена на ПРД се вземат предвид всички сключени сделки от 15-минутните и часови продукти на екраните за непрекъсната търговия с електрическа енергия на ПРД за всеки сетълмент период s; 2. количествата, търгувани от 15-минутните продукти и часовите продукти на екраните за непрекъсната търговия за всеки сетълмент период s се сумират и ако сборът надвишава 100 MW за всеки сетълмент период s, се установява минимална разлика от 25%, но не по-малко от 10 лв., като в случай, че КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 + КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 > 100 𝑀𝑊, се определя (КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 ∗ Ц𝐼𝐷15′,𝑠) + (КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 ∗ Ц𝐼𝐷1𝐻,𝑠) Ц𝐼𝐷𝑠 = КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 + КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 където: КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 е търгуван обем на 15-минутните продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷15′,𝑠 е среднопретеглената цена на 15-минутни продукти за период на сетълмент s, лв/MWh; КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 е търгуван обем на часовите продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷1𝐻,𝑠 е среднопретеглената цена на часовите продукти за период на сетълмент s, лв/MWh, като: а) когато СН𝑠 > 0, се определя цена ЦИ𝐼𝐷𝑠 = Ц𝐼𝐷𝑠 − max(10лв, |Ц𝐼𝐷𝑠| ∗ 0.25); б) когато СН𝑠 < 0, се определя цена ЦН𝐼𝐷𝑠 = Ц𝐼𝐷𝑠 + 𝑚𝑎𝑥(10лв, |Ц𝐼𝐷𝑠| ∗ 0.25). (4) В трети етап, ако сумарният небаланс СН𝑠 в електроенергийната система на Р България за период на сетълмент s надхвърля ±50 MWh, цените за излишък и недостиг се умножават с коефициент 𝐾𝑝𝑠, изчислен по следната формула: 4 |СН𝑠| 𝐾𝑝𝑠 = 50 като: 1. в случай, че СН𝑠 > 0, се определя ЦИрез𝑠 = −𝐾𝑝𝑠 ∗ |ЦИ𝑠| 2. в случай, че СН𝑠 < 0, се определя ЦНрез𝑠 = 𝐾𝑝𝑠 ∗ |ЦН𝑠| (5) Цените за излишък и недостиг се определят окончателно в четвърти етап по следния начин: 1. в случай, че СН𝑠 > 0, се определя окончателна цена за излишък за период на сетълмент s по формулата: ЦЕИ𝑠 = min (ЦИ𝑠; ЦИ𝐼𝐷𝑠; ЦИрез𝑠) , като ЦЕИ𝑠 = ЦЕН𝑠 2. в случай, че СН𝑠 < 0, се определя окончателна цена за недостиг за период на сетълмент s по формулата: ЦЕН𝑠 = max (ЦН𝑠; ЦН𝐼𝐷𝑠; ЦНрез𝑠), като ЦЕН𝑠 = ЦЕИ𝑠 Чл. 9. Нетната стойност на дневния сетълмент на доставчик на балансиращи услуги (НСДСДБУb) се определя по формулата: + + + + НСДСДБУ𝑏 = ((∑КЕАВР𝑠 ∗ ЦЕМКЕАВР𝑠) + (∑КЕРВР𝑠 ∗ ЦЕМКЕРВР𝑠) + + + (∑КЕРЗЗ𝑠 ∗ ЦЕМКЕРЗЗ𝑠)) − − − − + ((∑КЕАВР𝑠 ∗ ЦЕМКЕАВР𝑠) + (∑КЕРВР𝑠 ∗ ЦЕМКЕРВР𝑠) − − + (∑КЕРЗЗ𝑠 ∗ ЦЕМКЕРЗЗ𝑠)) където: + ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре, лв/MWh; + ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре, лв/MWh; + ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре, лв/MWh; − ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу, лв/MWh; − ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s 5 от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу, лв/MWh; − ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу, лв/MWh. Чл. 10. (1) Разходите на независимия преносен оператор за закупуване на балансираща енергия за регулиране нагоре и надолу се компенсират от приходите от цените за балансираша енергия за излишък и недостиг, които операторът получава от кординаторите на балансиращи групи. (2) Финансови дефицити или излишъци за независимия преносен оператор се докладват пред Комисията ежемесечно по утвърден от Комисията образец. ПРЕХОДНИ И ЗАКЛЮЧИТЕЛНИ РАЗПОРЕДБИ § 1. Считано от датата на влизане в сила на методиката до датата, на която независимият преносен оператор се присъедини ефективно към европейската платформа за автоматично вторично регулиране на честотата и обменните мощности PICASSO съгласно Регламент (ЕС) 2017/2195 на Комисията от 23 ноември 2017 г. за установяване на насоки за електроенергийното балансиране: + + + + + + 1. ЦЕМКЕАВР𝑠 = ЦЕМКЕРВР𝑠 = ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 = max(ЦЕМКЕАВР𝑠; ЦЕМКЕРВР𝑠; ЦЕМКЕРЗЗ𝑠); − − − − − − 2. ЦЕМКЕАВР𝑠 = ЦЕМКЕРВР𝑠 = ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 = min(ЦЕМКЕАВР𝑠; ЦЕМКЕРВР𝑠; ЦЕМКЕРЗЗ𝑠). § 2. Методиката е приета на основание чл. 21, ал. 1, т. 11 от Закона за енергетиката с решение на Комисията за енергийно и водно регулиране по Протокол № ... от ......2024 г., т. ..., и влиза в сила от датата на обнародването ѝ в Държавен вестник. 6

СЪГЛАСУВАТЕЛНА ТАБЛИЦА на постъпилите предложения и възражения по проект на Методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия (проект на Методика), приет с решение на КЕВР по Протокол № 90 от 29.03.2024 г., т. 3 № на разпоредба Предложен текст Предложения на лицето за Мотиви на лицето Мотиви на КЕВР за /наименование на изменение и допълнение приемане/отхвърляне на лицето предложенията за изменение и допълнение Чл. 3 Чл. 3. Системата за остойностяване Чл. 3. (1) Системата за С оглед прилагане на принципа за Предложението не се приема. Българска на небалансите има следните остойностяване на прозрачност, както и за Чл. 12 от Регламент (ЕС) фотоволтаична установени означения, вземайки небалансите има следните осъществяване на контрол на 2017/2195 е с пряко асоциация предвид, че има промяна в установени означения, действията на НПО, БФА намира приложение и обвързва (БФА) енергията от гледна точка на вземайки предвид, че има за необходимо да се приложи в непосредствено НПО. В този електроенергийната система: промяна в енергията от гледна цялост нормата на чл. 12 от смисъл не е необходимо 1. Предложенията за регулиране точка на електроенергийната Регламент (ЕС) 2017/2195, според регламентираните в него нагоре декларират възможност за система: която „всеки оператор на преносна задължения на НПО да отдаване на електрическа енергия 1. Предложенията за система е длъжен да оповестява оповестява определена към мрежата или потребление на регулиране нагоре декларират информацията по параграф 3 в информация да бъдат по-малко електрическа енергия и възможност за отдаване на общоприета хармонизирана форма преповтаряни в нормативен затова имат положителен знак, електрическа енергия към най-малко чрез информационната акт, издаван от орган на докато предложенията за мрежата или потребление на платформа за прозрачност. държава-членка. регулиране надолу декларират по-малко електрическа Оповестяваната информация възможност за намаление на енергия и затова имат трябва да е общодостъпна за всеки отдаваната електрическа енергия положителен знак, докато участник на пазара“. Счита, че в към мрежата или потребление на предложенията за регулиране Методиката следва да се създаде повече електрическа енергия и надолу декларират норма, задължаваща оператора да затова имат отрицателен знак; възможност за намаление на оповестява информацията по пар. 3 2. Излишък на координатор на отдаваната електрическа на чл. 12 от Регламента. балансираща група означава, че енергия към мрежата или участниците в групата отдават потребление на повече повече или ползват по-малко електрическа енергия и затова електрическа енергия от имат отрицателен знак; електроенергийната мрежа, 2. Излишък на координатор на отколкото е посочено в последния балансираща група означава, стр. 1 от 58 валидиран търговски график и има че участниците в групата положителен знак в този документ; отдават повече или ползват по- 3. Недостиг на координатор на малко електрическа енергия от балансираща група означава, че електроенергийната мрежа, участниците в групата, отдават по- отколкото е посочено в малко или ползват повече последния валидиран електрическа енергия от търговски график и има електроенергийната мрежа, положителен знак в този отколкото е посочено в последния документ; валидиран търговски график и има 3. Недостиг на координатор на отрицателен знак в този документ; балансираща група означава, 4. Положителни цени за че участниците в групата, регулиране нагоре – водят до отдават по-малко или ползват финансов поток към доставчика на повече електрическа енергия балансиращи услуги (независимият от електроенергийната мрежа, преносен оператор извършва отколкото е посочено в плащания към ДБУ); последния валидиран 5. Отрицателни цени за регулиране търговски график и има нагоре – водят до финансов поток отрицателен знак в този от доставчика на балансиращи документ; услуги (ДБУ извършва плащания 4. Положителни цени за към независимия преносен регулиране нагоре – водят до оператор); финансов поток към 6. Положителни цени за доставчика на балансиращи регулиране надолу – водят до услуги (независимият финансов поток към независимия преносен оператор извършва преносен оператор от доставчика плащания към ДБУ); на балансиращи услуги (ДБУ 5. Отрицателни цени за извършва плащане към регулиране нагоре – водят до независимия преносен оператор); финансов поток от доставчика 7. Отрицателни цени за регулиране на балансиращи услуги (ДБУ надолу – водят до финансов поток извършва плащания към към доставчика на балансиращи независимия преносен услуги (независимият преносен оператор); стр. 2 от 58 оператор извършва плащания към 6. Положителни цени за ДБУ). регулиране надолу – водят до финансов поток към независимия преносен оператор от доставчика на балансиращи услуги (ДБУ извършва плащане към независимия преносен оператор); 7. Отрицателни цени за регулиране надолу – водят до финансов поток към доставчика на балансиращи услуги (независимият преносен оператор извършва плащания към ДБУ). (2) Независимият преносен оператор оповестява информацията по чл. 3, параграф 3 от Регламент (ЕС) 2017/2195 веднага след получаването ѝ на интернет страницата си. Чл. 6 Чл. 6. В Таблица 1 са посочени Чл. 6. В Таблица 1 са посочени Дружеството предлага Предложението се приема. „Електроенергиен посоката на сумарния небаланс в посоката на сумарния редакционна промяна с цел системен електроенергийната система, небаланс в електроенергийната еднозначно определяне посоката на оператор“ ЕАД позициите на небаланса на система, позициите на плащане в случаите, когато цените координатор на балансираща небаланса на координатор на за излишък и недостиг са равни на група, цената на балансиращата балансираща група, цената на нула. енергия и посоката на плащане: балансиращата енергия и посоката на плащане: Таблица 1 Таблица 1 стр. 3 от 58 Чл. 7 Чл. 7. Цените за излишък и Чл. 7. (1) Определената цена БФА посочва, че в чл. 5, ал. 1 се Предложението не се приема. БФА недостиг (ЦЕИ𝑠 и ЦЕН𝑠) са винаги по чл. 8, ал. 5, т. 1 при определя сумарният небаланс в Създава ненужно объркване по равни и могат да бъдат както с системен излишък е еднаква за ЕЕС за период на сетълмент s като отношение на посоката на положителни, така и с отрицателни всички координатори на сумата от всички положителни и плащане, описана в чл. 6. стойности. балансиращи групи, както в отрицателни нетни небаланси на излишък, така и в недостиг. всички търговски участници. За Определената цена по чл. 8, ал. всеки период на сетълмент ЕЕС 5, т. 2 при системен недостиг е може да бъде или в излишък и еднаква за всички СН>0, или в недостиг СН<0. Тъй координатори на балансиращи като не е възможно в един период групи, както в излишък, така и на сетълмент системата да е в недостиг. едновременно и в излишък, и в (2) Цените по чл. 8, ал. 5, т. 1 и недостиг, намира за невярно 2 могат да са както твърдението в чл. 7, че двете цени положителни, така и са еднакви. Посочва, че в един отрицателни. период на сетълмент, според системния небаланс, има или цена ЦЕИ𝑠, приложима при системен стр. 4 от 58 Период на сетълмент Позиция на небаланса Цена на балансираща Посока на плащане на КБГ енергия Период на сетълмент Позиция на небаланса Цена на балансираща Посока плащане на НЕДОСТИГ ЦЕИ > 0 𝑠 КБГ → НПО на КБГ енергия СН > 0 𝑠 на КБГ ЦЕИ < 0 𝑠 НПО → КБГ НЕДОСТИГ ЦЕИ ≥ 0 𝑠 КБГ → НПО ИЗЛИШЪК ЦЕИ > 0 𝑠 НПО → КБГ СН > 0 𝑠 на КБГ ЦЕИ < 0 𝑠 НПО → КБГ на КБГ ЦЕИ < 0 𝑠 КБГ → НПО ИЗЛИШЪК ЦЕИ ≥ 0 𝑠 НПО → КБГ на КБГ ЦЕИ < 0 𝑠 КБГ → НПО Период на Позиция на небаланса Цена на балансираща Посока на плащане сетълмен т на КБГ енергия Период на Позиция на небаланса Цена на балансираща Посока плащане на НЕДОСТИГ ЦЕН > 0 𝑠 КБГ → НПО сетълмен т на КБГ енергия ЦЕН ≥ 0 КБГ → НПО СН < 0 𝑠 на КБГ ЦЕН < 0 𝑠 НПО → КБГ НЕДОСТИГ 𝑠 ИЗЛИШЪК ЦЕН > 0 𝑠 НПО → КБГ СН < 0 𝑠 на КБГ ЦЕН < 0 𝑠 НПО → КБГ на КБГ ЦЕН < 0 𝑠 КБГ → НПО ИЗЛИШЪК ЦЕН ≥ 0 𝑠 НПО → КБГ на КБГ ЦЕН < 0 𝑠 КБГ → НПО излишък, или ЦЕН𝑠 при системен недостиг. След като е калкулирана една цена за определен период на сетълмент, тя е приложима както за търговските участници в излишък, така и за тези в недостиг, като разликата е в посоката на плащане, както е определено в чл. 6, таблица 1 от проекта на Методика. Чл. 8 Чл. 8. (1) ЦЕИ𝑠 и ЦЕН𝑠 за всеки Чл. 8. (1) Независимият Според БФА с предложените Предложението не се приема. БФА период на сетълмент s се определят преносен оператор определя текстове на методиката се Изискването на чл. 44, пар. 2 в четири последователни ЦЕИ𝑠 или ЦЕН𝑠 за всеки нарушава императивното от Регламент (ЕС) 2017/2195 изчислителни етапа съгласно ал. 2 период на сетълмент s, така че изискване на чл. 44, пар. 2 от се гарантира от чл. 10 от – 5. приходите/разходите му от/за Регламент (ЕС) 2017/2195. С Методиката. Допълнителните (2) В първи етап се изчисляват балансираща енергия за проекта на Методиката се етапи при определяне на цените за излишък и недостиг като регулиране нагоре и предвиждат 4 (четири) етапа за цената на балансиращата среднопретеглена стойност на регулиране надолу са равни на определяне на цени за енергиен енергия ограничават всички активирани източници от сумите за небаланс енергиен излишък и енергиен недостиг, възможностите за арбитражи регулиране за период на сетълмент излишък и енергиен недостиг, посочени в чл. 8, ал. 2 (първи етап), между пазарен сегмент „В s, като: начислявани на ал. 3 (втори етап), ал. 4 (трети етап) рамките на деня“ и 1. цената за излишък за период на координаторите на и ал. 5 (четвърти етап – балансиращия пазар, които сетълмент s се изчислява по балансиращите групи и окончателно определяне). В през последната година следната формула: търговските участници, които предложения проект на Методика доведоха до невъзможност на отговарят за небалансите си за ценообразуване се въвежда оператора да балансира ЦИs стр. 5 от 58 = − − − ∑ ∑ ∑ КЕАВР + КЕРВР + КЕРЗЗ s s s където: − ∑ КЕАВР е сумарното количество 𝑠 енергия за регулиране надолу, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за (2) ЦЕИ𝑠 и ЦЕН𝑠 за всеки период на сетълмент s се определят съгласно ал. 3. (3) Цените за излишък и недостиг се изчисляват като среднопретеглена стойност на всички активирани източници от регулиране за период на независимия преносен оператор финансов резултат (само в посока „приход“), който се получава от разликата между начислените суми за енергиен излишък и недостиг и разходите за извършването на тази дейност. Посочва, че при недостиг, предложените цени в чл. 8, ал. 3 своя страна поради огромните излишъци застраши сигурността на енергийната система в синхронна зона Континентална Европа. Гореописаното доведе до огромни санкции за българския оператор и балансираща енергия PICASSO сетълмент s, в съответствие с (втори етап) и ал. 4 (трети етап) огромни печалби за и/или от локален приоритетен чл. 4 и 9, като: винаги водят до по-висока цена на търговските участници, списък на предложения за 1. цената за излишък за период енергийния небаланс недостиг, извършили антипазарните регулиране надолу за период на на сетълмент s се изчислява по дължима от търговските арбитражи. Предпоставката сетълмент s за покриване на следната формула: участници, в сравнение с цената, подобни практики да се небалансите в националната дължима от независимия преносен случват на българския пазар е ЦИs стр. 6 от 58 − ЦЕМ е най-ниската цена на КЕАВР 𝑠 предложение за балансиране надолу от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; − ∑ КЕРВР е сумарното количество 𝑠 енергия за регулиране надолу, активирано от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМ е най-ниската цена на КЕРВР 𝑠 предложение за балансиране = − − − ∑ ∑ ∑ КЕАВР + КЕРВР + КЕРЗЗ s s s където: − ∑ КЕАВР е сумарното 𝑠 количество енергия за регулиране надолу, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМ е най-ниската цена КЕАВР 𝑠 на предложение за балансиране надолу от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от балансиращи услуги, съгласно чл. 9. При излишък, предложените цени в чл. 8, ал. 3 (втори етап) и ал. 4 (трети етап) винаги водят до по- ниска цена на енергийния небаланс излишък, дължима на търговските участници, в сравнение с цената по ал. 9, която доставчиците на балансиращи услуги заплащат на независимия преносен оператор. Следователно, винаги когато калкулираните цени по чл. 8, ал. 3 (втори етап) и ал. 4 (трети етап) са по-високи при недостиг и по-ниски при излишък спрямо тази по чл. 8, ал. 1, независимия преносен оператор реализира приход и не съществува хипотеза, при която финансовият резултат за него да съставлява дефицит (така както е допуснато в чл. 10, ал. 2 – „финансов дефицит“). Счита, че с предложената методика Комисията нормативно създава механизъм, по който независимия преносен оператор да реализира финансов резултат от формиране на цените за обвързаност между цените на пазарен сегмент „В рамките на деня“ и балансиращия пазар, каквато е въведена в преобладаващата част от страните членки на ЕС. Недопустимо е да се запази възможността търговците на електрическа енергия да реализират огромни печалби чрез арбитражи между двата пазара за сметка на сигурността на ЕЕС. надолу от ръчно вторично общоевропейската платформа балансираща енергия, което е в регулиране на честота и обменните за балансираща енергия противоречие с нормата в чл. 44, мощности, активирано за период на PICASSO и/или от локален пар. 2 на Регламент (ЕС) 2017/2195. сетълмент s от общоевропейската приоритетен списък на Поради тази причина и правната платформа за балансираща енергия предложения за регулиране недопустимост на противоречие с MARI и/или от локален надолу за покриване на регламента, предлага чл. 8 да се приоритетен списък на небалансите в националната редактира, както и да отпаднат ал. предложения за регулиране надолу пазарна зона, лв/MWh; 3, ал. 4 и ал. 5 от разпоредбата. за покриване на небалансите в ∑ КЕРВР−𝑠 е сумарното националната пазарна зона, количество енергия за лв/MWh; регулиране надолу, ∑ КЕРЗЗ−𝑠 е сумарното количество активирано от ръчно вторично енергия за регулиране надолу, регулиране на честота и активирано от резерв за заместване обменните мощности от от общоевропейската платформа за общоевропейската платформа балансираща енергия TERRE и/или за балансираща енергия MARI от локален приоритетен списък на и/или от локален приоритетен предложения за регулиране надолу списък на предложения за за период на сетълмент s за регулиране надолу за период покриване на небалансите в на сетълмент s за покриване на националната пазарна зона, MWh; небалансите в националната − ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-ниската цена на пазарна зона, MWh; − предложение за балансиране ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-ниската цена надолу, активирано за период на на предложение за сетълмент s от общоевропейската балансиране надолу от ръчно платформа за балансираща енергия вторично регулиране на TERRE и/или от локален честота и обменните приоритетен списък на мощности, активирано за предложения за регулиране надолу период на сетълмент s от за покриване на небалансите в общоевропейската платформа националната пазарна зона, за балансираща енергия MARI лв/MWh. и/или от локален приоритетен 2. цената за недостиг за период на списък на предложения за сетълмент s се изчислява по регулиране надолу за стр. 7 от 58 следната формула: покриване на небалансите в националната пазарна зона, ЦН𝑠 стр. 8 от 58 = + + + ∑ ∑ ∑ КЕАВР + КЕРВР + КЕРЗЗ 𝑠 𝑠 𝑠 където: + ∑ КЕАВР е сумарното количество 𝑠 енергия за регулиране нагоре, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМ е най-високата цена на КЕАВР 𝑠 предложение за балансиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; + ∑ КЕРВР е сумарното количество 𝑠 енергия за регулиране нагоре, − ∑ КЕРЗЗ е сумарното 𝑠 количество енергия за регулиране надолу, активирано от резерв за заместване от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМ е най-ниската цена КЕРЗЗ 𝑠 на предложение за балансиране надолу, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh. 2. цената за недостиг за период на сетълмент s се изчислява по следната формула: ЦН𝑠 стр. 9 от 58 регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМ е най-високата цена на КЕРВР 𝑠 предложение за балансиране нагоре от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; + ∑ КЕРЗЗ е сумарното количество 𝑠 енергия за регулиране нагоре, активирано от резерв за заместване от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМ е най-високата цена на КЕРЗЗ 𝑠 = + + + ∑ ∑ ∑ КЕАВР + КЕРВР + КЕРЗЗ 𝑠 𝑠 𝑠 където: + ∑ КЕАВР е сумарното 𝑠 количество енергия за регулиране нагоре, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМ е най-високата цена КЕАВР 𝑠 на предложение за балансиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната предложение за балансиране пазарна зона, лв/MWh; нагоре, активирано за период на ∑ КЕРВР+𝑠 е сумарното сетълмент s от общоевропейската количество енергия за платформа за балансираща енергия регулиране нагоре, активирано TERRE и/или от локален от ръчно вторично регулиране приоритетен списък на на честота и обменните предложения за регулиране нагоре мощности от за покриване на небалансите в общоевропейската платформа националната пазарна зона, за балансираща енергия MARI лв/MWh. и/или от локален приоритетен 3. ако за период на сетълмент s списък на предложения за няма активирани източници на регулиране нагоре за период регулиране: на сетълмент s за покриване на а) цената за излишък се определя небалансите в националната по следния начин: пазарна зона, MWh; + ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-високата цена − ЦИ𝑠 = max ЦЕМКЕАВР𝑠 на предложение за където: балансиране нагоре от ръчно вторично регулиране на − max ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-високата честота и обменните цена на предложение за мощности, активирано за балансиране надолу в период на сетълмент s от приоритетния списък на общоевропейската платформа предложения за регулиране надолу за балансираща енергия MARI от автоматично вторично и/или от локален приоритетен регулиране на честота и обменните списък на предложения за мощности за период на сетълмент регулиране нагоре за s, лв/MWh; покриване на небалансите в б) цената за недостиг се определя националната пазарна зона, по следния начин: лв/MWh; ∑ КЕРЗЗ+𝑠 е сумарното ЦН𝑠 = min ЦЕМ+КЕАВР𝑠 количество енергия за регулиране нагоре, активирано където: от резерв за заместване от стр. 10 от 58 общоевропейската платформа min ЦЕМ+КЕАВР𝑠 е най-ниската цена за балансираща енергия на предложение за балансиране TERRE и/или от локален нагоре в приоритетния списък на приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре предложения за регулиране от автоматично вторично нагоре за период на сетълмент регулиране на честота и обменните s за покриване на небалансите мощности за период на сетълмент в националната пазарна зона, s, лв/MWh. MWh; + ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-високата цена (3) Във втори етап се изчислява на предложение за индексът на цените на пазарен балансиране нагоре, сегмент „в рамките на деня“ (ПРД) активирано за период на на БНЕБ, както следва: сетълмент s от 1. при изчисляването на общоевропейската платформа среднопретеглена цена на ПРД се за балансираща енергия вземат предвид всички сключени TERRE и/или от локален сделки от 15-минутните и часови приоритетен списък на продукти на екраните за предложения за регулиране непрекъсната търговия с нагоре за покриване на електрическа енергия на ПРД за небалансите в националната всеки сетълмент период s; пазарна зона, лв/MWh. 2. количествата, търгувани от 15- 3. ако за период на сетълмент s минутните продукти и часовите няма активирани източници на продукти на екраните за регулиране: непрекъсната търговия за всеки а) цената за излишък се сетълмент период s се сумират и определя по следния начин: ако сборът надвишава 100 MW за − всеки сетълмент период s, се ЦИ𝑠 = max ЦЕМКЕАВР𝑠 установява минимална разлика от където: 25%, но не по-малко от 10 лв., като в случай, че КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 + КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 > max ЦЕМ−КЕАВР𝑠 е най-високата 100 𝑀𝑊, се определя цена на предложение за балансиране надолу в стр. 11 от 58 Ц𝐼𝐷𝑠 приоритетния списък на стр. 12 от 58 = КЕ𝐼𝐷 ′ + КЕ𝐼𝐷 15 ,𝑠 1𝐻,𝑠 където: ′ КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 15- 15 ,𝑠 минутните продукти за период на сетълмент s, MWh; ′ Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 15 ,𝑠 на 15-минутни продукти за период на сетълмент s, лв/MWh; КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 1𝐻,𝑠 часовите продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 1𝐻,𝑠 на часовите продукти за период на сетълмент s, лв/MWh, като: а) когато СН > 0, се определя цена 𝑠 ЦИ𝐼𝐷 = Ц𝐼𝐷 − 𝑠 𝑠 | | max (10лв, Ц𝐼𝐷 ∗ 0.25); 𝑠 б) когато СН < 0, се определя 𝑠 цена ЦН𝐼𝐷 = Ц𝐼𝐷 + 𝑠 𝑠 | | 𝑚𝑎𝑥 (10лв, Ц𝐼𝐷 ∗ 0.25). 𝑠 (4) В трети етап, ако сумарният небаланс СН в електроенергийната 𝑠 система на Р България за период на сетълмент s надхвърля ±50 MWh, цените за излишък и недостиг се умножават с коефициент 𝐾𝑝 , 𝑠 изчислен по следната формула: надолу от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности за период на сетълмент s, лв/MWh; б) цената за недостиг се определя по следния начин: + ЦН = min ЦЕМ 𝑠 КЕАВР 𝑠 където: + min ЦЕМ е най-ниската КЕАВР 𝑠 цена на предложение за балансиране нагоре в приоритетния списък на предложения за регулиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности за период на сетълмент s, лв/MWh. Ал. 3, 4 и 5 да отпаднат. |СН𝑠| Чл. 8 Чл. 8. (3) Във втори етап се няма предложен конкретен АСЕП изразява несъгласие с Предложението по ал. 3 не се Асоциация изчислява индексът на цените на текст разпоредбата на чл. 8, ал. 3, и приема, предвид изложени свободен енергиен пазарен сегмент „в рамките на предложения втори етап, в който се по-горе мотиви. пазар деня“ (ПРД) на БНЕБ, както изчислява индекс на цените на (АСЕП) следва: пазарен сегмент „В рамките на Предложението по ал. 4 не се 1. при изчисляването на деня“ на БНЕБ ЕАД при общи приема. среднопретеглена цена на ПРД се търгувани количества над 100 MW Предвиденият праг от 50 MWh стр. 13 от 58 = 𝑠 50 като: 1. в случай, че СН > 0, се 𝑠 | | определя ЦИрез = −𝐾𝑝 ∗ ЦИ 𝑠 𝑠 𝑠 2. в случай, че СН < 0, се 𝑠 | | определя ЦНрез = 𝐾𝑝 ∗ ЦН 𝑠 𝑠 𝑠 (5) Цените за излишък и недостиг се определят окончателно в четвърти етап по следния начин: 1. в случай, че СН > 0, се 𝑠 определя окончателна цена за излишък за период на сетълмент s по формулата: ( ) ЦЕИ = min ЦИ ; ЦИ𝐼𝐷 ; ЦИрез , като 𝑠 𝑠 𝑠 𝑠 ЦЕИ = ЦЕН 𝑠 𝑠 2. в случай, че СН < 0, се 𝑠 определя окончателна цена за недостиг за период на сетълмент s по формулата: ( ) ЦЕН = max ЦН ; ЦН𝐼𝐷 ; ЦНрез , като 𝑠 𝑠 𝑠 𝑠 ЦЕН = ЦЕИ 𝑠 𝑠 вземат предвид всички сключени сделки от 15-минутните и часови продукти на екраните за непрекъсната търговия с електрическа енергия на ПРД за всеки сетълмент период s; 2. количествата, търгувани от 15- минутните продукти и часовите продукти на екраните за непрекъсната търговия за всеки сетълмент период s се сумират и ако сборът надвишава 100 MW за всеки сетълмент период s, се установява минимална разлика от 25%, но не по-малко от 10 лв., като в случай, че КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 + КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 > 100 𝑀𝑊, се определя Ц𝐼𝐷𝑠 за сетълмент период, който за 15 мин. не следва да бъде установява минимална разлика от увеличаван, тъй като 25%, но не по-малко от 10 лв. съответства на 200 MW на час, спрямо среднопретеглена стойност тоест надвишава почти два на всички активирани източници. пъти целевите параметри на Според текста, допълнителни ниво 2 на контролната грешка разходи за търговските участници при възстановяване на ще бъдат налагани задължително за честотата за българската всеки интервал, в който сделките контролна зона съгласно на сегмента надхвърлят 100 MW изискванията на ЕМОПС-Е, (мин. с 10 лв./MW балансираща тоест това са ситуации, при енергия). Посочва, че според които може да възникне риск справка на БНЕБ ЕАД от смущения на честотата за интервалите, когато обемът сделки цялата синхронна зона на надвишава 100 MW, преобладават, Континентална Европа. Този дори и в зимни месеци, когато няма размер отразява също така и излишък от ВЕИ. Данните на БНЕБ необходимостта от ЕАД за търгуваните обеми за месец специфично ценообразуване март определят средночасов за периодите на сетълмент, в стр. 14 от 58 = КЕ𝐼𝐷 ′ + КЕ𝐼𝐷 15 ,𝑠 1𝐻,𝑠 където: ′ КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 15- 15 ,𝑠 минутните продукти за период на сетълмент s, MWh; ′ Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 15 ,𝑠 на 15-минутни продукти за период на сетълмент s, лв/MWh; КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 1𝐻,𝑠 часовите продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 1𝐻,𝑠 на часовите продукти за период на търгуван в размер на MW, който е сравнително подобен и за предходните месеци. За периоди със свръх търговия, за които да се приложи предлаганият коефициент, могат да се считат такива с над 500 MW, дори 1000 MW. Намира подобна наказваща мярка за абсурдна, защото тя не обхваща екстремни ситуации на пазара, а отговаря на обичайната търговска дейност, която се извършва на сегмент „В рамките на деня“. В допълнение счита, че повишеният обем на сделки на които диапазоните за регулиране са изчерпани, тъй като НПО ще следва да предложи по-големи финансови стимули за да осигури възможност на по- голям брой доставчици на балансиращи услуги да предоставят регулираща енергия. В този смисъл не е възможно да се прилага и индивидуален коефициент за всеки координатор на балансираща група, още повече, че по този начин ще се сетълмент s, лв/MWh, като: а) когато СН𝑠 > 0, се определя цена ЦИ𝐼𝐷𝑠 = Ц𝐼𝐷𝑠 − max(10лв, |Ц𝐼𝐷𝑠| ∗ 0.25); б) когато СН𝑠 < 0, се определя цена ЦН𝐼𝐷𝑠 = Ц𝐼𝐷𝑠 + 𝑚𝑎𝑥(10лв, |Ц𝐼𝐷𝑠| ∗ 0.25). (4) В трети етап, ако сумарният небаланс СН𝑠 в електроенергийната система на Р България за период на сетълмент s надхвърля ±50 MWh, цените за излишък и недостиг се умножават с коефициент 𝐾𝑝𝑠, изчислен по следната формула: |СН𝑠| пазар „В рамките на деня“ няма обезсмисли въвеждането на отношение към балансиране на единна цена за небаланс за позиции на търговски участници в всеки период на сетълмент. България, а е вследствие участието на България в пазарното обединение SIDC, където много от търговските участници по сделката нямат отношение по договори за балансиране с българския системен оператор. Разрастването на SIDC, респективно на обема търгувани количества, е европейски приоритет и цели увеличаване на общата ефективност на европейския енергиен пазар чрез насърчаване на ефективна конкуренция, увеличаване на стр. 15 от 58 = 𝑠 50 като: 1. в случай, че СН > 0, се 𝑠 | | определя ЦИрез = −𝐾𝑝 ∗ ЦИ 𝑠 𝑠 𝑠 2. в случай, че СН < 0, се 𝑠 | | определя ЦНрез = 𝐾𝑝 ∗ ЦН 𝑠 𝑠 𝑠 ликвидността и позволяване на по- ефективно използване на производствените ресурси в цяла Европа. За АСЕП е неразбираемо защо тази положителна тенденция следва да се използва за наказание на търговските участници от България, още повече, когато голяма част от тези сделки и от участващите страни в тях нямат никакво отношение към българския пазар. По отношение чл. 8, ал. 4 АСЕП счита категорично, че Методиката следва да съдържа коефициент само спрямо индивидуалното поведение на всеки търговски участник, който да гарантира справедливо разпределяне на разходите спрямо причинените небаланси от него на системно ниво. АСЕП предлага предложеният коефициент в чл. 8, ал 4 да се адаптира и прилага индивидуално към съответния търговски участник, отчитайки неговото индивидуално поведение, вместо да се отнася за целия небаланс в системата и да наказва всички участници. Отбелязва, че ако се приеме прилагане на коефициент за всички търговски участници, отчитащ сумарния небаланс в електроенергийната система на България, каквото е предложението в чл. 8, ал. 4, то задължително следва да се увеличи предложеният праг от ±50 MWh за всеки период на сетълмент. Данните до момента на ЕСО ЕАД показват, че този праг се превишава на ежедневна база, достигайки близо една пета от всички периоди на сетълмент, като често е и в посока на недостиг, което под никаква форма не кореспондира с логиката подобен праг да обхваща единствено извънредни ситуации на балансиращия пазар, повишавайки с коефициент реално извършените стр. 16 от 58 от ЕСО ЕАД разходи за балансиране. Обръща също така внимание, че Методиката се прилага и следва да отчита всички възможни ситуации на балансиращия пазар, не само в период на ниски цени и излишъци, но и при високи цени на електроенергията и недостиг, който се наблюдава през зимните месеци. Не е изключено да се повторят и непредвидени спирания на големи производствени мощности, което според асоциацията ще доведе до драстично увеличаване на този коефициент и огромни разходи за всички търговски участници. Чл. 8 Чл. 8. (3) Във втори етап се Ал. 3, 4 и 5 да отпаднат. Предвид очакваното покачване на Предложението не се приема Асоциация на изчислява индексът на цените на цените на балансиращата енергия, във връзка с изложени по- търговците на пазарен сегмент „в рамките на АТЕБ счита за неоправдано горе мотиви. енергия в деня“ (ПРД) на БНЕБ, както допълнителното санкциониране на България следва: пазарните участници при голям (АТЕБ) 1. при изчисляването на системен небаланс, предвидено в среднопретеглена цена на ПРД се етап 3 от калкулирането на цената вземат предвид всички сключени на балансиращата енергия, сделки от 15-минутните и часови съгласно чл. 8, ал. 4 от Методиката. продукти на екраните за Използваният коефициент в етап 3 непрекъсната търговия с е непрозрачно определен, като електрическа енергия на ПРД за същевременно създава всеки сетълмент период s; предпоставки за няколкократно 2. количествата, търгувани от 15- увеличение на цената за минутните продукти и часовите балансиране за търговските продукти на екраните за участници в периодите на стр. 17 от 58 непрекъсната търговия за всеки сетълмент период s се сумират и ако сборът надвишава 100 MW за всеки сетълмент период s, се установява минимална разлика от 25%, но не по-малко от 10 лв., като в случай, че КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 + КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 > 100 𝑀𝑊, се определя Ц𝐼𝐷𝑠 сетълмент, когато бъде приложен. Отбелязва, че ако се следва икономическата логика и правилата на пазара, при по-голям небаланс можем да се очаква активиране на по-скъпи източници, което така или иначе ще оскъпи балансирането за крайните клиенти и ВЕИ производителите. В този контекст, допълнителната санкция стр. 18 от 58 = КЕ𝐼𝐷 ′ + КЕ𝐼𝐷 15 ,𝑠 1𝐻,𝑠 където: ′ КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 15- 15 ,𝑠 минутните продукти за период на сетълмент s, MWh; ′ Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 15 ,𝑠 на 15-минутни продукти за период на сетълмент s, лв/MWh; КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 1𝐻,𝑠 часовите продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 1𝐻,𝑠 на часовите продукти за период на сетълмент s, лв/MWh, като: а) когато СН > 0, се определя цена 𝑠 ЦИ𝐼𝐷 = Ц𝐼𝐷 − 𝑠 𝑠 | | max (10лв, Ц𝐼𝐷 ∗ 0.25); 𝑠 б) когато СН < 0, се определя 𝑠 цена ЦН𝐼𝐷 = Ц𝐼𝐷 + 𝑠 𝑠 | | 𝑚𝑎𝑥 (10лв, Ц𝐼𝐷 ∗ 0.25). 𝑠 (4) В трети етап, ако сумарният ще оскъпи още повече балансирането и ще облагодетелства ЕСО ЕАД, тъй като допълнителните средства остават в оператора и няма да стигнат до съответния доставчик на балансиращи услуги (ДБУ). Намира, че това не отговаря на принципите, заложени в Регламент 2017/2195, според които цените на балансиращата енергия трябва да дават адекватни сигнали към участниците и че НПО не трябва да реализира финансов резултат от сделките за балансираща енергия. Подчертава, че предвидената допълнителна санкция в случай на значителен небаланс в системата няма да помогне значително за решаването на проблемите на оператора, свързани с физическото балансиране на системата. Единствено, въпреки че противоречи на принципа за небаланс СН𝑠 в електроенергийната система на Р България за период на сетълмент s надхвърля ±50 MWh, цените за излишък и недостиг се умножават с коефициент 𝐾𝑝𝑠, изчислен по следната формула: |СН𝑠| финансов неутралитет на преносния оператор, тази санкция ще спомогне за генериране на допълнителни средства, които биха могли да бъдат използвани за финансиране на евентуални наложени санкции на ЕСО ЕАД, но реално няма да улесни физическото стр. 19 от 58 = 𝑠 50 като: 1. в случай, че СН > 0, се 𝑠 | | определя ЦИрез = −𝐾𝑝 ∗ ЦИ 𝑠 𝑠 𝑠 2. в случай, че СН < 0, се 𝑠 | | определя ЦНрез = 𝐾𝑝 ∗ ЦН 𝑠 𝑠 𝑠 (5) Цените за излишък и недостиг се определят окончателно в четвърти етап по следния начин: 1. в случай, че СН > 0, се 𝑠 определя окончателна цена за излишък за период на сетълмент s по формулата: ( ) ЦЕИ = min ЦИ ; ЦИ𝐼𝐷 ; ЦИрез , като 𝑠 𝑠 𝑠 𝑠 ЦЕИ = ЦЕН 𝑠 𝑠 2. в случай, че СН < 0, се 𝑠 определя окончателна цена за недостиг за период на сетълмент s по формулата: ( ) ЦЕН = max ЦН ; ЦН𝐼𝐷 ; ЦНрез , като 𝑠 𝑠 𝑠 𝑠 ЦЕН = ЦЕИ 𝑠 𝑠 балансиране на системата. В този смисъл счита за по-удачно да бъдат създадени условия и стимули потребители и ВЕИ производители да участват в предлагането на балансиращи услуги, което реално ще увеличи портфолиото от балансиращи източници. Чл. 8 Чл. 8. (1) ЦЕИ𝑠 и ЦЕН𝑠 за всеки няма предложен „Ритъм-4-ТБ“ период на сетълмент s се определят текст ООД в четири последователни изчислителни етапа съгласно ал. 2 – 5. (2) В първи етап се изчисляват цените за излишък и недостиг като среднопретеглена стойност на всички активирани източници от регулиране за период на сетълмент s, като: 1. цената за излишък за период на сетълмент s се изчислява по следната формула: ЦИs конкретен Дружеството предлага КЕВР да Предложението не се приема вземе предвид състоянието на във връзка с изложени по- електроенергийната система, която горе и по-долу мотиви. е със свръхкапацитет за производство при намаляващо потребление и да промени Методиката така, че да се изчислява средно претеглена цена при регулиране нагоре или надолу, което ще доведе до стимулиране на инвестиции в балансиращ капацитет по прозрачен и ясен метод. Изразява несъгласие с ал. 2, т. 3, тъй като се взимат най- ниските и най–високите цени от даден неизвестен никому стр. 20 от 58 = − − − ∑ ∑ ∑ КЕАВР + КЕРВР + КЕРЗЗ s s s където: − ∑ КЕАВР е сумарното количество 𝑠 енергия за регулиране надолу, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМ е най-ниската цена на КЕАВР 𝑠 предложение за балансиране приоритетен списък. Отбелязва, че от предложения алгоритъм не става ясно, защо са включени неопределими цени при положение, че всеки може да види какви са цените на енергийната борса. Предлага, ако се цели прозрачност в този момент, цената да бъде среднопретеглената цена за дадения сетълмент период от пазар „Ден напред“ и от пазар „В рамките на деня“ на БНЕБ ЕАД. Посочва, че от изчислителен етап 3 прозира желанието на НПО да ограничи максимално чисто търговските манипулации, но това няма смисъл да се прави чрез цени за небаланси при положение, че надолу от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРВР−𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране надолу, активирано от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в може да се определи въпросен търговски участник и да му се наложат санкции съгласно действащото законодателство. Намира, че ако се цели нещо ограничаващо, отново няма да има проблеми да се определя среднопретеглена цена на база количества излишък или недостиг по съответните цени, без изкуствено да се завишават с коефициент, който е изцяло хипотетичен и с неясен математически модел за неговото получаване и определяне от точно 50 MWh. стр. 21 от 58 националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРЗЗ−𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране надолу, активирано от резерв за заместване от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; − ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране надолу, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране надолу за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh. 2. цената за недостиг за период на сетълмент s се изчислява по следната формула: ЦН𝑠 стр. 22 от 58 = + + + ∑ ∑ ∑ КЕАВР + КЕРВР + КЕРЗЗ 𝑠 𝑠 𝑠 където: + ∑ КЕАВР е сумарното количество 𝑠 енергия за регулиране нагоре, активирано от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия PICASSO и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРВР+𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране нагоре, активирано от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в стр. 23 от 58 националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМКЕРВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре от ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия MARI и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, лв/MWh; ∑ КЕРЗЗ+𝑠 е сумарното количество енергия за регулиране нагоре, активирано от резерв за заместване от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за период на сетълмент s за покриване на небалансите в националната пазарна зона, MWh; + ЦЕМКЕРЗЗ𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране нагоре, активирано за период на сетълмент s от общоевропейската платформа за балансираща енергия TERRE и/или от локален приоритетен списък на предложения за регулиране нагоре за покриване на небалансите в националната пазарна зона, стр. 24 от 58 лв/MWh. 3. ако за период на сетълмент s няма активирани източници на регулиране: а) цената за излишък се определя по следния начин: − ЦИ𝑠 = max ЦЕМКЕАВР𝑠 където: − max ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-високата цена на предложение за балансиране надолу в приоритетния списък на предложения за регулиране надолу от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности за период на сетълмент s, лв/MWh; б) цената за недостиг се определя по следния начин: + ЦН𝑠 = min ЦЕМКЕАВР𝑠 където: + min ЦЕМКЕАВР𝑠 е най-ниската цена на предложение за балансиране нагоре в приоритетния списък на предложения за регулиране нагоре от автоматично вторично регулиране на честота и обменните мощности за период на сетълмент стр. 25 от 58 s, лв/MWh. (3) Във втори етап се изчислява индексът на цените на пазарен сегмент „в рамките на деня“ (ПРД) на БНЕБ, както следва: 1. при изчисляването на среднопретеглена цена на ПРД се вземат предвид всички сключени сделки от 15-минутните и часови продукти на екраните за непрекъсната търговия с електрическа енергия на ПРД за всеки сетълмент период s; 2. количествата, търгувани от 15- минутните продукти и часовите продукти на екраните за непрекъсната търговия за всеки сетълмент период s се сумират и ако сборът надвишава 100 MW за всеки сетълмент период s, се установява минимална разлика от 25%, но не по-малко от 10 лв., като в случай, че КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 + КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 > 100 𝑀𝑊, се определя Ц𝐼𝐷𝑠 стр. 26 от 58 = КЕ𝐼𝐷 ′ + КЕ𝐼𝐷 15 ,𝑠 1𝐻,𝑠 където: ′ КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 15- 15 ,𝑠 минутните продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷15′,𝑠 е среднопретеглената цена на 15-минутни продукти за период на сетълмент s, лв/MWh; КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 е търгуван обем на часовите продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷1𝐻,𝑠 е среднопретеглената цена на часовите продукти за период на сетълмент s, лв/MWh, като: а) когато СН𝑠 > 0, се определя цена ЦИ𝐼𝐷𝑠 = Ц𝐼𝐷𝑠 − max(10лв, |Ц𝐼𝐷𝑠| ∗ 0.25); б) когато СН𝑠 < 0, се определя цена ЦН𝐼𝐷𝑠 = Ц𝐼𝐷𝑠 + 𝑚𝑎𝑥(10лв, |Ц𝐼𝐷𝑠| ∗ 0.25). (4) В трети етап, ако сумарният небаланс СН𝑠 в електроенергийната система на Р България за период на сетълмент s надхвърля ±50 MWh, цените за излишък и недостиг се умножават с коефициент 𝐾𝑝𝑠, изчислен по следната формула: |СН𝑠| стр. 27 от 58 = 𝑠 50 като: 1. в случай, че СН > 0, се 𝑠 | | определя ЦИрез = −𝐾𝑝 ∗ ЦИ 𝑠 𝑠 𝑠 2. в случай, че СН < 0, се 𝑠 | | определя ЦНрез = 𝐾𝑝 ∗ ЦН 𝑠 𝑠 𝑠 (5) Цените за излишък и недостиг се определят окончателно в четвърти етап по следния начин: 1. в случай, че СН𝑠 > 0, се определя окончателна цена за излишък за период на сетълмент s по формулата: ЦЕИ𝑠 = min (ЦИ𝑠; ЦИ𝐼𝐷𝑠; ЦИрез𝑠) , като ЦЕИ𝑠 = ЦЕН𝑠 2. в случай, че СН𝑠 < 0, се определя окончателна цена за недостиг за период на сетълмент s по формулата: ЦЕН𝑠 = max (ЦН𝑠; ЦН𝐼𝐷𝑠; ЦНрез𝑠), като ЦЕН𝑠 = ЦЕИ𝑠 Чл. 8 Чл. 8. (3) Във втори етап се Ал. 3 и 4 да отпаднат. „ЕВН България“ изчислява индексът на цените на ЕАД пазарен сегмент „в рамките на деня“ (ПРД) на БНЕБ, както следва: 1. при изчисляването на среднопретеглена цена на ПРД се вземат предвид всички сключени сделки от 15-минутните и часови продукти на екраните за непрекъсната търговия с електрическа енергия на ПРД за всеки сетълмент период s; 2. количествата, търгувани от 15- минутните продукти и часовите продукти на екраните за непрекъсната търговия за всеки Дружеството не споделя Предложението не се приема разбирането, заложено в мотивите във връзка с изложени по- на проекта и логиката, която личи горе мотиви. от втория и третия етап от изчислението, предвидено в Методиката, според които цените за балансиране се използват като дисциплинираща мярка за недобросъвестно пазарно поведение. Счита, че въвеждането на прекомерно висока цена за всички участници като наказателна санкция към тези, които не спазват оперативните разпореждания НПО, по своята същност представлява ново изкривяване на стимулите и несправедливо повишаване на стр. 28 от 58 сетълмент период s се сумират и ако сборът надвишава 100 MW за всеки сетълмент период s, се установява минимална разлика от 25%, но не по-малко от 10 лв., като в случай, че КЕ𝐼𝐷15′,𝑠 + КЕ𝐼𝐷1𝐻,𝑠 > 100 𝑀𝑊, се определя Ц𝐼𝐷𝑠 разходите за добросъвестни пазарни участници за сметка на тези, които се опитват да извлекат недължащи им се ползи. Правилата следва да предполагат коректно поведение, с което да създават условия за тяхното спазване, съответно неправомерното поведение би трябвало да се стр. 29 от 58 = КЕ𝐼𝐷 ′ + КЕ𝐼𝐷 15 ,𝑠 1𝐻,𝑠 където: ′ КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 15- 15 ,𝑠 минутните продукти за период на сетълмент s, MWh; ′ Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 15 ,𝑠 на 15-минутни продукти за период на сетълмент s, лв/MWh; КЕ𝐼𝐷 е търгуван обем на 1𝐻,𝑠 часовите продукти за период на сетълмент s, MWh; Ц𝐼𝐷 е среднопретеглената цена 1𝐻,𝑠 на часовите продукти за период на сетълмент s, лв/MWh, като: а) когато СН > 0, се определя цена 𝑠 ЦИ𝐼𝐷 = Ц𝐼𝐷 − 𝑠 𝑠 | | max (10лв, Ц𝐼𝐷 ∗ 0.25); 𝑠 б) когато СН < 0, се определя 𝑠 цена ЦН𝐼𝐷 = Ц𝐼𝐷 + 𝑠 𝑠 | | 𝑚𝑎𝑥 (10лв, Ц𝐼𝐷 ∗ 0.25). 𝑠 (4) В трети етап, ако сумарният небаланс СН в електроенергийната 𝑠 разследва от и след доказано нарушение да се налагат индивидуални санкции, съразмерни с нарушението, а при достатъчно тежко нарушение и изключване от пазара. Според дружеството прехвърлянето на разходи, причинени от недобросъвестно поведение, върху всички пазарни участници няма да послужи като ефективна превенция, какъвто е замисълът на методиката, а напротив – ще намали реално платената цена именно от участника, който не спазва правилата, за сметка на всички останали, като в крайна сметка това ще доведе до увеличаване на финансовата тежест върху клиентите. Оставайки анонимен, такъв участник ще има възможност да продължи да действа в разрез с правилата, без да понесе каквато и да е отговорност за своето поведение. система на Р България за период на По отношение на трети етап от сетълмент s надхвърля ±50 MWh, изчислението, разбирането на цените за излишък и недостиг се дружеството е, че с него се цели умножават с коефициент 𝐾𝑝𝑠, ограничаване на екстремни случаи изчислен по следната формула: на системен небаланс чрез финансови механизми. Не |СН𝑠| подкрепя неговото въвеждане в стр. 30 от 58 = 𝑠 50 като: 1. в случай, че СН > 0, се 𝑠 | | определя ЦИрез = −𝐾𝑝 ∗ ЦИ 𝑠 𝑠 𝑠 2. в случай, че СН < 0, се 𝑠 | | определя ЦНрез = 𝐾𝑝 ∗ ЦН 𝑠 𝑠 𝑠 предложения, като не споделя мотива, че санкциите могат да бъдат част от разходите за балансираща енергия, тъй като по този начин по административен път единствено се утежнява цената на балансиращата енергия за крайните клиенти. Освен това този механизъм няма да даде търсения резултат при налични алтернативни подходи Според дружеството такива алтернативни решения са например увеличаване на източниците на балансираща енергия чрез създаване на условия (правила, процедури, продукти и т.н.) потребителите и производителите (най-вече от възобновяеми източници) да вземат активно участие в пазара на балансиращи услуги, насочване на приходите от цената за достъп, която се заплаща от производителите, към изграждане на допълнителни мощности за балансиране и други мерки, които обаче е редно да са анализирани задълбочено и обсъдени със засегнатите лица. Обръща внимание, че такъв анализ е задължителна обосновка при предлагане на толкова чувствително увеличение на разхода над пазарния разход на НПО, а етапи втори и трети от изчислението на цената са защитими едва след демонстриране посредством числени модели и пазарни симулации, че имат най- висока ефективност за решаване на конкретните идентифицирани проблеми и не съществуват други по-разходоефективни и устойчиви решения. Това ще намали елемента на риск и в най-пълна степен ще отговори на заложения принцип в чл. 44, параграф 1, буква „б“ от Регламент 2017/2195 – цената на балансиращата енергия да отразява стойността на енергията в реално време (т.е. да не бъде утежнявана по административен път). Чл. 10 Чл. 10. (2) Финансови дефицити Чл. 10. (2) Финансови С оглед осигуряване на Предложението по ал. 2 не се „Електрохолд или излишъци за независимия дефицити или излишъци за прозрачност на балансиращите приема. Няма изискване в България“ ЕООД преносен оператор се докладват независимия преносен пазари, каквато е една от Регламент (ЕС) 2017/2195 на пред Комисията ежемесечно по оператор се докладват пред основните цели на Регламент (ЕС) Комисията от 23 ноември 2017 утвърден от Комисията образец. Комисията ежемесечно по 2017/2195 на Комисията от 23 година НПО да публикува (3) няма предложен текст утвърден от Комисията ноември 2017 година за такава информация. образец и се публикуват на установяване на насоки за Изискването е регулаторният интернет страницата му по електроенергийното балансиране, орган да осигури финансова стр. 31 от 58 сетълмент периоди в срок до счита за необходимо информацията неутралност на оператора. 15-то число на месеца, за относно разходите и приходите на предходния месец. независимия преносен оператор за Предложението по ал. 3 не се (3) Натрупаните финансови закупуване/продажба на приема, тъй като противоречи излишъци или дефицити, се балансираща енергия да бъде на чл. 44, пар. 2 от Регламент разпределят между пазарните предоставяна и на пазарните (ЕС) 2017/2195 на Комисията участници, пропорционално на участници. от 23 ноември 2017 година, реализираните абсолютни Предложението за нова ал. 3 е с доколкото не всички небаланси. оглед разпоредбата на чл. 44, пар. 2 търговски участници са от Регламент 2017/2195, съгласно ползватели на мрежата. който операторът на преносна Натрупаните финансови система не следва да получава излишъци или дефицити икономически ползи или загуби следва да се разпределят във връзка с финансовия резултат между ползвателите на от уреждането на небалансите и че мрежата чрез цените за достъп всеки положителен или на ЕСО ЕАД, които се отрицателен финансов резултат заплащат от всички вследствие на това се прехвърля производители и потребители. към ползвателите на мрежата по Утвърждаването на тези цени силата на приложимите обаче не е предмет на национални разпоредби. настоящото производство, а изисква изменение и допълнение на наредбата по чл. 36, ал. 3 от ЗЕ. Чл. 10 Чл. 10. (2) Финансови дефицити Чл. 10. (2) Финансови С цел осигуряване на прозрачност, Предложението не се приема АТЕБ или излишъци за независимия дефицити или излишъци за какъвто е един от основните във връзка с изложени по- преносен оператор се докладват независимия преносен приоритети на Регламент (ЕС) горе мотиви. пред Комисията ежемесечно по оператор се докладват пред 2017/2195, АТЕБ счита, че е редно утвърден от Комисията образец. Комисията ежемесечно по тази информация да бъде (3) няма предложен текст утвърден от Комисията предоставяна и на пазарните образец и се публикуват на участници своевременно, вкл. интернет страницата му по почти в реално време, тъй като сетълмент периоди в срок до разходите на независимия стр. 32 от 58 15-то число на месеца, за преносен оператор за закупуване предходния месец. на балансираща енергия се (3) Натрупаните финансови компенсират от приходите от излишъци или дефицити, се цените за балансираща енергия за разпределят между пазарните излишък и недостиг, които участници, пропорционално на операторът получава от реализираните абсолютни координаторите на балансиращи небаланси. групи. Предложението по ал. 3 е с оглед разпоредбата на чл. 44, пар. 2 от Регламент 2017/2195, съгласно който операторът на преносна система не следва да получава икономически ползи или загуби във връзка с финансовия резултат от уреждането на небалансите и че всеки положителен или отрицателен финансов резултат вследствие на това се прехвърля към ползвателите на мрежата по силата на приложимите национални разпоредби. Чл. 10 Чл. 10. (1) Разходите на няма предложен конкретен Според АСЕП предвиденият в Предложението не се приема АСЕП независимия преносен оператор за текст проекта чл. 10, ал. 2 не дефинира във връзка с изложени по- закупуване на балансираща ясно какво ще се случва с горе мотиви. енергия за регулиране нагоре и генерираните финансови дефицити надолу се компенсират от или излишъци за независимия приходите от цените за преносен оператор. Текстът балансираша енергия за излишък и разписва единствено задължение за недостиг, които операторът системния оператор за ежемесечно получава от кординаторите на докладване пред Комисията, по балансиращи групи. утвърден образец. Не счита, че е (2) Финансови дефицити или ефективно тези отклонения да стр. 33 от 58 излишъци за независимия преносен остават в системния оператор и оператор се докладват пред евентуално да намерят някаква Комисията ежемесечно по форма на отражение в следващ утвърден от Комисията образец. ценови период, защото е невъзможно да се гарантира отразяването им в реален размер. Подчертава, че тези цени са пазарни приходи, съответно нямат място в решения, свързани с регулирани дейности. Горното е допълнителен аргумент срещу прилагането на коефициенти по чл. 8 от Методиката. Чл. 10 Чл. 10. (1) Разходите на Чл. 10. (1) Приходите на БФА посочва, че освен Предложението не се приема БФА независимия преносен оператор за независимия преносен противоречието с чл. 44, пар. 2 от във връзка с изложени по- закупуване на балансираща оператор от цените за Регламент 2017/2195, допускането горе мотиви. В допълнение, енергия за регулиране нагоре и балансираща енергия за на правна възможност независимия твърдението на БФА за надолу се компенсират от излишък и недостиг, които преносен оператор да формира вътрешно противоречие между приходите от цените за операторът получава от „финансови дефицити или ал. 1 и ал. 2 на чл. 10, които по балансираша енергия за излишък и координаторите на излишъци“ в чл. 10 от Методиката същество признават, че недостиг, които операторът балансиращите групи и не е обвързано с правни последици. предложената Методика не получава от кординаторите на търговските участници, които Счита, че изцяло е пренебрегнат изпълнява и противоречи на балансиращи групи. отговарят за небалансите на изискуемият от регламента нормите в Регламент (ЕС) (2) Финансови дефицити или своите обекти като механизъм за прехвърлянето на 2017/2195, е невярно предвид излишъци за независимия преносен координатор на балансираща такъв дефицит или излишък към разпоредбата на чл. 44, пар. 2 оператор се докладват пред група, покриват разходите на ползвателите на мрежата и от същия, която допуска Комисията ежемесечно по независимия преносен конкретно към тези ползватели, от възможност за реализиране на утвърден от Комисията образец. оператор за закупуване на които се формира положителния финансови излишъци и/или (3) няма предложен текст балансираща енергия за финансов резултат („излишъци“) дефицити от НПО и урежда регулиране нагоре и или отрицателен финансов начина на прехвърлянето им регулиране надолу. резултат („дефицити“). Обръща към ползвателите на мрежата с (2) Не се допуска приходи от отново внимание, че предложената уточнението, че следва да се цените от балансираща методика създава механизъм, който осъществи по силата на стр. 34 от 58 енергия излишък и недостиг да ще формира само положителен приложимите национални превишават и/или да са по- финансов резултат за независимия разпоредби. ниски от разходите за преносен оператор, което съгласно балансираща енергия за регламента, и с оглед на регулиране нагоре и принципите на пазара обвързва регулиране надолу. правно регулатора да предложи (3) Информация за определяне механизъм за прехвърляне на на цените на балансиращата формирания положителен електрическа енергия за финансов резултат от независимия регулиране нагоре и надолу, преносен оператор към както и за реализиран ползвателите на мрежата и енергиен излишък и недостиг, конкретно тези, които са заплатили за финансови дефицити или по-висока цена (в общия случай излишъци за независимия това са основно производителите преносен оператор, се от ВЕИ). Според БФА такъв докладват пред Комисията механизъм следва да бъде приет ежемесечно по утвърден от заедно с методиката, защото в Комисията образец и се националното законодателство публикуват на интернет също не е създаден подобен страницата на Комисията. механизъм, какъвто трябва да има, за да се изпълнят задълженията по Регламент (ЕС) 2017/2195. Отбелязва също, че в проекта на Методика независимият преносен оператор се задължава да докладва наличие на „дефицит“ или „излишък“, без да са предложени съответни мерки, които да се следват, за да се отстрани подобно нарушение на изискванията на регламента. Твърди, че липсата на механизъм за прехвърлянето на възникнал дефицит или излишък към ползвателите на мрежата стр. 35 от 58 нормативно ще създаде кръстосано субсидиране на независимия преносен оператор, чрез реализацията на положителния финансов резултат от цената на балансиращата енергия и чрез регулираните цени на мрежовите услуги, предоставяни от него (чрез цената за достъп се покриват разходите на оператора за НПО за разполагаемост за допълнителни услуги). Посочва, че съгласно Регламент (ЕС) 2017/2195, не е допустимо сумата от надвзетите средства от участниците на балансиращия пазар да бъдат разпределяни за компенсиране на други разходи или за компенсиране на разходи за балансиране на други участници, както и това да става в следващи регулаторни периоди от сключването на сделките. Подчертава, че текстовете на Регламент (ЕС) 2017/2195 в тази посока целят да насърчат регулаторите да приемат такива правила, които да препятстват изкривяването на този сегмент на пазара, което е в противоречие на основните принципи за правилното му функциониране. Намира за безспорно, че регламента изисква от регулатора да гарантира, както че независимият преносен стр. 36 от 58 оператор не получава икономически ползи, така и че не реализира загуби при уреждане на небалансите в системата. Поради тази причина счита, че предложеният текст на чл. 10, ал. 2 не съответства на изискванията на регламента. В случай, че регулаторът допуска хипотеза за финансови дефицити, както е записано в предложения текст на чл. 10, ал. 2, то според БФА това прави невярно записаното в чл. 10, ал. 1, че разходите на независимия преносен оператор за закупуване на балансираща енергия се компенсират от приходите за балансираща енергия, които операторът получава от координаторите на балансиращи групи. Горното поставя чл. 10, ал. 1 и ал. 2 в пълно вътрешно противоречие, които по същество само признават, че предложената Методика не изпълнява и противоречи на нормите в Регламент (ЕС) 2017/2195. Чл. 10 Чл. 10. (1) Разходите на няма предложен конкретен Според дружеството методиката Предложението не се приема „ЕВН България“ независимия преносен оператор за текст създава условия, при които НПО във връзка с изложени по- ЕАД закупуване на балансираща ще е в позиция на нарушение на горе мотиви. В допълнение, с енергия за регулиране нагоре и принципа за финансова допълнителната цена за достъп надолу се компенсират от неутралност по отношение на за производители от ВИ се приходите от цените за сделките с балансираща енергия по покриват единствено разходи стр. 37 от 58 балансираша енергия за излишък и смисъла на член 44, параграф 1, на НПО за разполагаемост за недостиг, които операторът буква „и“ от Регламент 2017/2195. допълнителни услуги, т.е. получава от кординаторите на Увеличеният паричен поток, който същата няма отношение към балансиращи групи. остава в ECO ЕАД заради цената на балансиращата (2) Финансови дефицити или непълното разпределяне на енергия. излишъци за независимия преносен приходите, събирани от оператор се докладват пред участниците в небаланс, към ДБУ, Комисията ежемесечно по създава условия за формиране на утвърден от Комисията образец. нерегламентиран финансов излишък, без да дава инструмент на оператора за закупуване на допълнителни балансиращи услуги. Посочва, че непълният трансфер на приходи към ДБУ прави дейността им по-малко доходоносна, отколкото пазарът на небаланси установява, което по никакъв начин не способства за повишаване на интереса към нея. Счита, че вместо включване на трети етап за изчисление на цената, базиран на количествен коефициент, е по-удачен пазарният подход за решаване на проблема, който представлява и по- справедлив метод за разпределяне на разхода за балансиране. Не намира логика участниците да се наказват допълнително при значителен небаланс в системата, при това прогресивно, и това да формира финансов излишък при НПО, при наличието на допълнителна цена за достъп, стр. 38 от 58 която цели да компенсира разходите по балансиране на системата, предизвикани от производството на електрическа енергия от възобновяеми източници. Отбелязва, че предвиденото в чл. 10, ал. 2 от методиката докладване на финансови излишъци и дефицити не е съпроводено с разписан механизъм за тяхното преразпределяне. Посочва, че ако тези средства бъдат върнати на пазарните участници в следващ период през намалена цена за достъп до мрежата, това би облагодетелствало и пазарни участници, които нямат положителен принос за балансиране на системата. Освен това цена за достъп според Наредба № 1 от 14.03.2017 г. за регулиране на цените на електрическата енергия се определя на годишна база, докато финансовите дефицити и излишъци на НПО се докладват месечно пред КЕВР. Остава неясно, дали тези разходи биха се отчели в следващия ценови период, което е несъвместимо с принципа за финансова неутралност на НПО. Предлага чл. 10, ал. 2 от методиката или да отпадне или да стр. 39 от 58 придобие вид на ясни правила за допустимост на финансови дефицити и излишъци, както и правила, регламентиращи подробно тяхната последваща роля в системата. Във връзка с изложените съображения счита, че балансиращият пазар ще се подобри значително, ако НПО поеме обвързващ ангажимент да публикува своевременно всички данни, кореспондиращи ясно и недвусмислено с конкретните компоненти на методиката. Такъв вид прозрачност дава възможност на пазарните участници да планират и оптимизират своите разходи. Това е в основата и на доверието в пазара като справедлив ценови механизъм и в дейността на ECO ЕАД като независим и оптимален системен координатор. Предлага също да бъде предвиден текст в чл. 10 или на друго място, който да задължи НПО да публикува своевременно данни за позицията на контролната зона, за активираните количества енергия и техните съответни цени във вид и формат, отговарящи на компонентите на методиката за изчисление на цената на балансираща енергия. стр. 40 от 58 § 2 от Преходните § 2. Методиката е приета на няма предложен и заключителни основание чл. 21, ал. 1, т. 11 от текст разпоредби (ПЗР) Закона за енергетиката с решение на проекта на на Комисията за енергийно и водно Методика регулиране по Протокол № ... от АТЕБ ......2024 г., т. ..., и влиза в сила от датата на обнародването ѝ в Държавен вестник. § 2 от ПЗР на § 2. Методиката е приета на няма предложен проекта на основание чл. 21, ал. 1, т. 11 от текст Методика Закона за енергетиката с решение „Електрохолд на Комисията за енергийно и водно България“ ЕООД регулиране по Протокол № ... от ......2024 г., т. ..., и влиза в сила от датата на обнародването ѝ в Държавен вестник. конкретен АТЕБ предлага Комисията да Предложението не се приема. преразгледа предложението си по § Съгласно новата редакция на 2 от ПЗР и да предвиди влизане в чл. 21, ал. 1, т. 11 от ЗЕ сила на новата Методика след методиката е самостоятелен присъединяването на ЕСО ЕАД акт, като приемането ѝ и към европейските платформи за влизането ѝ в сила не следва балансираща енергия, от 1-во да се обвързва с число на месеца, следващ датата на присъединяването на ЕСО обнародването на Методиката в ЕАД към европейските Държавен вестник, тъй като по платформи за балансираща този начин отношенията при енергия, а точно обратното – действието на настоящата приемането и влизането в сила Методика ще могат да се на методиката, заедно с приключат безпроблемно, както и отмяната на пределните цени ще има възможност на всички на балансиращата енергия, са засегнати лица да се подготвят за част от условията за прилагането на новите правила. присъединяване на НПО към европейските платформи за балансиране. конкретен Дружеството счита, че за всички Предложението се приема по пазарни участници, включително принцип. § 2 от ПЗР ЕСО ЕАД, ще бъде по-удачно, ако придобива следната редакция: новата Методика влезе в сила от 1- § 2. Методиката е приета на во число на календарен месец. Така основание чл. 21, ал. 1, т. 11 от отношенията при действието на Закона за енергетиката с настоящата Методика ще могат да решение на Комисията за се приключат безпроблемно, както енергийно и водно регулиране и ще има възможност на всички по Протокол № ... от ......2024 засегнати лица да се подготвят за г., т. ..., и влиза в сила от 1 май прилагането на новите правила. В 2024 г. тази връзка предлага Комисията да преразгледа предложението си по § 2 от ПЗР и да предвиди влизане в стр. 41 от 58 сила от 1-во число на месеца, следващ датата на обнародването на Методиката в Държавен вестник. § 2 от ПЗР на § 2. Методиката е приета на няма предложен конкретен Дружеството обръща внимание, че Предложението не се приема проекта на основание чл. 21, ал. 1, т. 11 от текст методиката представлява във връзка с изложени по- Методика Закона за енергетиката с решение съществена промяна на пазарните горе мотиви. „ЕВН България“ на Комисията за енергийно и водно условия, която в развитите пазари, ЕАД регулиране по Протокол № ... от ползвани за модел на най-добра ......2024 г., т. ..., и влиза в сила от практика, са се случвали датата на обнародването ѝ в постепенно, в продължение на Държавен вестник. години, съпътствани от анализи и поетапни корекции. За разлика от тези практики, проектът въвежда множество съществени промени в кратки срокове, което създава според дружеството риск от шоково увеличаване на разходите за балансиране, а оттам респективно и на цените на електрическата енергията за крайните клиенти, без да е представена оценка на очакваните резултати. След премахването на правомощието на Комисията да определя пределни цени на балансиращата енергия и в условията на пазар с ограничен брой доставчици (конкуренция почти липсва), не може да се очаква пазарът на балансиращи услуги да се саморегулира ефективно. Поради тази причина стр. 42 от 58 очаква възникване на огромен риск въвеждането на методиката, при съществуващите в България условия и преди официалният старт на участието на ECO ЕАД в европейските платформи за балансиране, да създаде условия за нови ценови крайности. Тези ценови крайности допълнително се подхранват и от предвиденото в § 1 от ПЗР на проекта изключение, валидно до присъединяването на ECO ЕАД към PICASSO, а именно изчисляването на цената на балансиращата енергия да се базира на най-високата цена на активиран източник, без цените да се „претеглят" по вид източник (както е предвидено в чл. 8, ал. 2 и ал. 3 от проекта). За да се избегне рязко увеличаване на разходите за балансиране, което неизменно ще се отрази и в цените на крайните клиенти, дружеството предлага влизането в сила на Методиката да бъде отложено до началото на месеца, следващ присъединяването на НПО към европейските платформи за балансираща енергия. По проекта на проект на Методика няма предложен конкретен АСЕП посочва, че в Закона за Предложението не се приема. Методика текст енергетика се запазва текстът на По отношение искането за АСЕП чл. 21, ал. 1, т. 8а, който дава прилагане на единен подход стр. 43 от 58 правомощия на КЕВР да определя при определяне на разходите за всеки ценови период пределна за разполагаемост за стойност на разходите на допълнителни услуги и на оператора на електропреносната цените на балансиращата мрежа за закупуване на електрическа енергия, същото, разполагаемост за допълнителни освен че не е предмет на услуги по реда на чл. 105, ал. 2. настоящото производство, е и АСЕП се обявява против подход, с в противоречие както със ЗЕ, който се запазва определянето на така и с Регламент (ЕС) пределни цени за един елемент от 2017/2195. В допълнение, разходите за балансираща енергия разходите за разполагаемост за – резерв, и се премахва за друг – в допълнителни услуги се случая за активираната отразяват само в цените за балансираща енергия. Тъй като достъп до електропреносната двата елемента сформират общите мрежа. приходи на доставчика на По отношение балансиращи услуги от участие в присъединяването на НПО към балансиращия пазар, счита, че европейските платформи за такъв подход позволява балансиране, същото към възможности за кръстосано момента не е факт, но се субсидиране между двата прихода, очаква, следователно т.е. поради определената пределна Методиката следва да отразява цена за резерв в чл. 21, ал. 1, т. 8а, разходите/приходите на доставчикът следва да заложи по- оператора от участието му на малка стойност в нея, и да тези платформи. Пределно компенсира с увеличена стойност ясно е, че до за активирана балансираща присъединяването енергия, предвидена като разходите/приходите ще се безпределна стойност в закона, за изчисляват в съответните да може да покрие очакванията за формули със стойност нула. приходи. Още повече, намира По отношение небалансите, подобен подход за недопустим, тъй причинени от непланираните като двата елемента на разхода се обмени, следва да се има калкулират и заплащат на различен предвид, че съгласно чл. 64, стр. 44 от 58 принцип, но не е ясно как се ал. 1 от ПТЕЕ независимият разпределят или обединяват преносен оператор поема впоследствие в цената за отговорност за небалансите по балансираща енергия – чрез цената сделките с балансираща за достъп до електропреносната енергия за компенсиране на мрежа, или са включени в технологичните разходи в разходите за небаланси на база електропреносната мрежа и активирана балансираща енергия. непланираните обмени. С оглед на горното настоява да се Не е необходимо в методиката избере и възприеме от Комисията да бъде предвиден контролен еднакъв подход – или да се запази механизъм по прилагането ѝ, определянето на пределни цени за тъй като контролните резерв и балансираща енергия или правомощия на регулатора са да отпаднат спрямо двата елемента уредени в Закона за при сформиране на разходите за енергетиката. управление на сигурността на В останалата част системата – и за резерв, и за предложението е неотносимо активирана балансираща енергия. към настоящото Счита мотивите на Комисията, административно според които предложената производство. Методика отразява и последиците от предстоящото присъединяване на независимия преносен оператор към европейските платформи за балансиране съгласно Регламент (ЕС) 2017/2195 на Комисията от 23 ноември 2017 г. за установяване на насоки за електроенергийно балансиране (Регламент (ЕС) 2017/2195), тъй като действащата методика отчита единствено цените на активираните източници за регулиране в националната пазарна зона, също не могат да се стр. 45 от 58 използват като правно основание, тъй като ЕСО ЕАД все още не е присъединен към платформата PICASSO (Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation) и този процес е без краен срок. Обръща също така внимание, че продължава да няма публична информация за непланираните търговски обмени, осъществени от системния оператор. Настоява да се гарантира, че те са извадени при изчисляване на балансиращите страни. Посочва, че съгласно чл. 21, ал. 1, т. 11 от ЗЕ на Комисията е възложено да приеме и контролира прилагането на методика за определяне на цените на балансиращата електрическа енергия, но в предложения проект на акт не е отразен какъвто и да е механизъм за контрол. Отбелязва, че последните изменения в Методиката, свързана с балансиращия пазар, касаят единствено финансовите разходи в системата, пренебрегвайки физическото балансиране и сигурността на системата. Посочва, че балансиращият пазар продължава да е най- стр. 46 от 58 нереформираният сегмент, доминиран от липса на адекватни и гъвкави мощности за балансиране, неизпълнение на законови изисквания за достъп до системни данни в реално време и сетълмент на седмична база, липса на достатъчен брой смарт електромери и данни от измерванията в реално време, което да позволи на производители и консуматори през техните доставчици да управляват електроенергийния си товар, пълен хаос в присъединяването на производители на ниско и средно напрежение, съчетано с липсата на регулаторен контрол. Според АСЕП е учудващо, защо не са инициирани промени в нормативната уредба, които да позволят на оператора осигуряване на допълнителен капацитет от доставчици на балансиращи услуги и нормалното функциониране на електроенергийната система. По проекта на проект на Методика няма предложен конкретен АТЕБ отчита факта, че ЕСО ЕАД Предложението не се приема, Методика текст непрекъснато увеличава обема на тъй като не е предмет на АТЕБ публикуваната информация, но в настоящото производство някои случаи обаче тази и/или е в противоречие със информация е противоречива и Закона за енергетиката и неясна за търговските участници. Регламент (ЕС) 2017/2195. Посочва, че в проекта на Методика стр. 47 от 58 липсва достатъчно информация, на базата на която да може да се направи задълбочен анализ и проекция какви разходи за балансиране могат да се очакват и съответно да се предвидят в цените на клиентите, което ще се отрази в увеличена рискова компонента в тези цени. Счита за добра търговска практика и с цел постигане на прозрачност ЕСО ЕАД да публикува на интернет страницата си своите очаквания за ефектите от въвеждането на новата Методика върху разходите за балансиране. Апелира Комисията да приеме Методиката когато присъединяването на НПО към европейските платформи за балансираща енергия стане факт. Прогнозира, че цените на балансиращата енергия ще се увеличат поради факта, че с приемането на Методиката се премахват и пределните цени, които регулират цените на ДБУ. Видно от провежданите търгове от ЕСО ЕАД, в България има няколко ДБУ, като много често операторът не успява да набави необходимия за целите на управлението на системата резерв. В условията на липса на конкуренция, ДБУ имат много голяма пазарна сила и е стр. 48 от 58 възможно да злоупотребяват с нея. За да не се случи това, поддържа позиция, че отпадането на пределните цени е добре да се случи тогава, когато има достатъчно предлагане на този пазар, а именно когато България се присъедини към европейските платформи за балансираща енергия. По проекта на проект на Методика няма предложен конкретен Сдружението обръща внимание на Предложението не се приема, Методика текст някои притеснителни аспекти, тъй като не е предмет на Асоциация които биха могли да възникнат, тъй настоящото производство, в Хидроенергия като предложеният проект на противоречие е със Закона за Методика предвижда определянето енергетиката и Регламент на цени на балансиращата енергия (ЕС) 2017/2195, както и във за регулиране нагоре или надолу на връзка с изложени по-горе пазарен принцип, което мотиви. практически излага участниците изцяло на пазарните механизми и би могло да предизвика по-голяма несигурност. Опасенията му се засилват и от тревожната информация за оттеглянето на част от участниците в PICASSO, поради липсата на достатъчно конкуренция на платформата към този момент и генерирането на прекомерни разходи за търговските участници. Във връзка с гореизложеното поставя няколко въпроса, които счита, че следва да бъдат изяснени преди да се стр. 49 от 58 пристъпи към отпадането на пределните цени за балансиране, в т.ч. в какви срокове се предвижда България да се присъедини към PICASSO, дали това ще се случи по график до края на м. юли или се предвижда удължаване на поставения срок, кога ще бъде осигурен достъп в реално време до информация за системния небаланс, за да има яснота как се формират цените и др. Според асоциацията към настоящия момент все още съществуват редица предизвикателства – липса на достатъчно гъвкави мощности, каквито са водноелектрическите централи, забавено пазарно обединение, затруднени процеси по присъединяване на производители на ниско и средно напрежение, както и вече споменатата липса на данни в реално време. Намира, че горните съображения, в съчетание с либерализацията на пазара от 01.07.2024 г., липсата на пределни цени и липсата на конкуренцията на балансиращия пазар, е възможно да доведат до необосновано високи цени, да окажат натиск върху финансовата стабилност на пазарните участници и върху сигурността на стр. 50 от 58 електроенергийната система. За избягване на спекулативни цени на балансираща енергия, апелира Комисията да определи метод за изчисляване на цените от доставчиците на балансираща енергия и да определи праг на печалба над себестойността, който да бъде стриктно съблюдаван от КЕВР, като финансовите средства, акумулирани над този праг, да бъдат разпределяни между участниците на балансиращия пазар. По отношение на предвидения модел за изчисляване на цената на балансиращата енергия счита, че до присъединяване на НПО към обединените балансиращи пазари не следва да се взема предвид най- високата цена без значение от количеството, а да се използва най- високата цена за конкретния вид регулиране, отнесено към количествата за съответното регулиране. Отбелязва, че за да се гарантира, че с приемането на методиката ще се подобри осезаемо работата на балансиращия пазар и доверието на търговските участници в него, като едновременно се създаде възможност за по-ефективно регулиране и повишаване на стр. 51 от 58 сигурността на електроенергийната система, трябва да се работи в посока на преодоляване на посочените проблеми – необходимо е всички преки участници на балансиращия пазар, в това число координатори на балансиращи групи, производители, оператори на мрежи и ЕСО ЕАД, да положат координирани усилия за оптимизация на физическия небаланс на системата, като това задължително включва процедури и програми за обмен на данни в реално време, за да могат участниците да управляват максимално ефективно товарите си. По проекта на проект на Методика няма предложен конкретен БФА посочва, че отделянето на Предложението не се приема Методика текст методиката в отделен акт е във връзка с изложени по- БФА съпътствано със съществени горе мотиви. В допълнение, изменения (в сравнение с съгласно чл. 21, ал. 1, т. 11 от действащата методика) и ЗЕ приемането на методика за въвеждане на нови положения в определяне на цените на него, което обуславя балансиращата електрическа необходимостта от излагане на енергия е вменено на КЕВР, обосновани мотиви и анализи за като не е необходимо НПО да това, каквито не се съдържат в прави предложение за това. В публикувания доклад на този смисъл настоящото Комисията. В мотивите на доклада производство е изцяло реално липсва анализ на съобразено с изискванията на съответствието на предлаганите Закона за енергетиката и стр. 52 от 58 текстове с нормите на Регламент Закона за нормативните (ЕС) 2017/2195, доколко и как се актове, които не предвиждат изпълнява императивното изготвянето на доклада от изискване в чл. 44, пар. 2 на НПО съгласно чл. 60 във регламента: „Всеки съответен връзка с чл. 61 от Регламент регулаторен орган по член 37 от (ЕС) 2017/2195 да бъде Директива 2009/72/ЕО гарантира, условие за и да предшества че никой подведомствен нему ОПС приемането на методиката. да не получава икономически ползи или загуби във връзка с финансовия резултат от уреждането по реда на глави 2, 3 и 4 от настоящия дял през регулаторния период, определен от съответния регулаторен орган, и че всеки положителен или отрицателен финансов резултат вследствие на уреждането по реда на глави 2, 3 и 4 от настоящия дял се прехвърля към ползвателите на мрежата по силата на приложимите национални разпоредби“. Отбелязва, че целта на този текст на регламента е да се осигури финансова неутралност на дейността на независимия преносен оператор по отношение на сделките с балансираща енергия и съответно възстановяване на разходите за тези сделки чрез определяне, начисляване и събиране на дължимите цени за енергиен излишък и енергиен недостиг, дължими от търговските стр. 53 от 58 участници. Разходите на оператора, извън посочените по-горе, се покриват чрез цените, определени от Наредба № 1 за регулиране на цените на електрическата енергия и са свързани с точно определени приходи за него. Счита, че паралелно с посоченото по-горе, при разработването и приемането на методиката следва да се интегрират нормите на чл. 60 във връзка с чл. 61 от Регламент (ЕС) 2017/2195 – всеки оператор на преносна система е задължен най- малко веднъж на две години да издава доклад за балансирането, отнасящ се за предходните две календарни години, в който наред с останалите сведения и анализи, се включва анализ на разходите и ползите, както и евентуалната неефективност и изкривявания на пазара, от използването на специални продукти по отношение на конкуренцията и разпокъсаността на пазара, участието на оптимизацията на потреблението и възобновяемите енергийни източници, обединението на балансиращите пазари и страничните ефекти върху другите пазари на електроенергия заедно с мотивирано предложение за начина на разрешаване на стр. 54 от 58 евентуалните проблеми, установени в този анализ. Изготвянето на такъв доклад, с посочените по Регламент (ЕС) 2017/2195 реквизити, трябва да предшества приемането на новата Методика и е необходимо да бъде предоставен за обсъждане. БФА няма информация такъв доклад да е изготвен и съответно обсъден от страна на Комисията, което е в нарушение на разпоредбите на посочения регламент. Освен това, Регламент (ЕС) 2017/2195 изисква консултациите със заинтересованите страни по проекто-предложенията за условията или методиките и по други мерки за прилагане, да се проведат в продължение на най- малко един месец, което изискване не е спазено при провеждане на настоящата процедура по обществено обсъждане. По проекта на проект на Методика няма предложен конкретен Дружеството обръща внимание, че Предложението не се приема Методика текст неизпълнението на разпореждания във връзка с изложени по- „Ритъм-4-ТБ“ за спазване на търговски график от горе мотиви. ООД страна на производители, при които са установени значителни отклонения, са изцяло в правомощията на НПО и КЕВР, които следва да санкционират нарушителите съгласно стр. 55 от 58 действащите правила и нормативи. Посочва, че описаните в доклада случаи на увеличен излишък засяга единствено неговото нетиране и правилно регулиране по физически начин, а не чрез финансов инструментариум. Всеки един потенциален инвеститор в производствени мощности очаква тяхната правилна експлоатация и съответния финансов приход, а не непрекъснати промени в методики за балансиране и увеличаване на негативния ефект върху самата инвестиция. Отбелязва, че промяна в методология, чрез която ще се наложат индиректни „глоби“ върху всички участници на пазара, независимо от това дали са коректни или не, допринася за недоверието от страна на инвеститорите. Намира за необходимо да се стимулират инвестиции в балансиращи мощности, а не да се определят финансови промени, които няма да доведат до физически баланс на системата, защото накрая всички потребители ще заплатят за това с увеличени разходи за балансиране на системата, дори и от външни за страната източници. Подчертава, че с текущите промени разходите няма как да останат в стр. 56 от 58 лицензиантите и те ще бъдат принудени да ги прехвърлят към сметките за електроенергия на крайните потребители, което отново ще доведе до изкуствено увеличаване на инфлацията в икономиката. Според дружеството всеки ръст с 10% в разходите за електроенергия увеличават инфлацията в икономиката с 1%. Счита, че изводите в доклада са значително оптимистични по отношение намаляване разходите за балансиране, които противно на очакванията ще са значително по- високи, защото като цяло системата е със свръхпроизводствен капацитет и намаляващо потребление, което води до огромен излишък и до по- големи разходи за неговото нетиране. Обръща внимание, че въпреки непрекъснатите опити на НПО за увеличаване обема на публикуваната информация, липсва достатъчно ясна и коректна такава за активирани балансиращи мощности със съответните цени за това. Няма и информация за очакваните ефекти от въвеждането на новата методика върху разходите за балансиране. Настоява допълнително тда се вземе под внимание, че стр. 57 от 58 търговските участници са поставени в принудителен небаланс, породен от невъзможността да закупуват електроенергията от енергийната борса на 15-минутен сетълмент в пазар „Ден напред“, което води до изкуствено завишаване на разходите за небаланс с до 10÷15%. стр. 58 от 58

[TLP-GREEN] Ниво 1 Вх. № ........................ / ......................2024 г. ДО ДОЦ. Д-Р ИВАН Н. ИВАНОВ ПРЕДСЕДАТЕЛ НА КОМИСИЯТА ЗА ЕНЕРГИЙНО И ВОДНО РЕГУЛИРАНЕ ДОКЛАД от дирекция „Електроенергетика и топлоенергетика“ и дирекция „Правна“ ОТНОСНО: проект на Методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия УВАЖАЕМИ ГОСПОДИН ПРЕДСЕДАТЕЛ, Съгласно чл. 21, ал. 1, т. 11 от Закона за енергетиката (ЗЕ) Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР, Комисията) приема и контролира прилагането на методика за определяне на цените на балансиращата електрическа енергия като част от правилата за търговия с електрическа енергия. По силата на § 14, т. 2 от Преходните и заключителни разпоредби (ПЗР) към Закона за изменение и допълнение на Закона за безопасно използване на ядрената енергия (ЗИД на ЗБИЯЕ, обн. ДВ, бр. 27 от 2024 г.) са извършени промени в чл. 21, ал. 1, т. 11 от ЗЕ, като методиката за определяне на цените на балансиращата електрическа енергия не следва да е част от правилата за търговия с електрическа енергия, а се приема като самостоятелен акт на Комисията. Според § 16 от ПЗР на ЗИД на ЗБИЯЕ, до приемане на методиката по чл. 21, ал. 1, т. 11 от ЗЕ се прилага методиката, която е част от действащите до влизането в сила на този закон правила за търговия с електрическа енергия (ПТЕЕ, обн., ДВ, бр. 66 от 2013 г., посл. изм. и доп. ДВ, бр. 50 от 2023 г.). На следващо място, с § 14, т. 1 от ПЗР на ЗИД на ЗБИЯЕ се отменя правомощието на КЕВР съгласно чл. 21, ал. 1, т. 8 от ЗЕ да определя ежегодно пределна цена за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия, като съгласно § 15 от ПЗР на ЗИД на ЗБИЯЕ определените от Комисията пределни цени за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия за 2024 г. се прилагат до приемането на методиката по чл. 21, ал. 1, т. 11 от ЗЕ. С оглед на гореизложеното, КЕВР следва да приеме методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия по чл. 21, ал. 1, т. 11 от ЗЕ, с която да се уреди начина на определяне на цените на балансираща енергия в съответствие с изменението на нормативната уредба и актуалното развитие на пазара. В тази връзка, със Заповед № З-Е-77 от 29.03.2024 г. на председателя на КЕВР е сформирана работна група, която да изготви София 1000, бул. „Княз Ал. Дондуков“ № 8-10 тел.: (02) 988 87 30; факс: (02) 988 87 82 www.dker.bg, dker@dker.bg стр. 1 от 5 [TLP-GREEN] Ниво 1 доклад и проект на методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия (проект на Методика). След обсъждане и анализ на относимите факти и обстоятелства се установи следното: Съгласно чл. 28, ал. 1 и ал. 2 от Закона за нормативните актове (ЗНА), в редакцията обн. ДВ, бр. 34 от 2016 г., в сила от 04.11.2016 г., проектът на нормативен акт се внася за обсъждане и приемане от компетентния орган заедно с мотивите, съответно доклада към него и предварителната оценка на въздействието по чл. 20 от ЗНА, като мотивите, съответно докладът, следва да съдържат: причините, които налагат приемането; целите, които се поставят; финансовите и други средства, необходими за прилагането на новата уредба; очакваните резултати от прилагането, включително финансовите, ако има такива; анализ за съответствие с правото на Европейския съюз. Предвид разпоредбата на § 5 от Преходните и заключителни разпоредби към ЗНА, за приеманите от КЕВР подзаконови нормативни актове не се изисква изготвяне на предварителна оценка на въздействието по чл. 20 от ЗНА. Във връзка с горното, в настоящия доклад са изложени мотивите за приемането на проект на Методика, както следва: 1. Причини, които налагат приемането на проект на Методика: Основната причина, която налага приемането на Методика за определяне на цените на балансиращата електрическа енергия, е изменението на чл. 21, ал. 1, т. 11 от ЗЕ, според което Методиката не следва да е част от ПТЕЕ. На следващо място, Методиката следва да отразява и последиците от предстоящото присъединяване на независимия преносен оператор (НПО, ЕСО ЕАД) към европейските платформи за балансиране съгласно Регламент (ЕС) 2017/2195 на Комисията от 23 ноември 2017 г. за установяване на насоки за електроенергийното балансиране (Регламент (ЕС) 2017/2195), тъй като действащата методика отчита единствено цените на активираните източници за регулиране в националната пазарна зона. След присъединяване на НПО към поне една от платформите PICASSO (автоматично вторично регулиране на честотата и обменните мощности), MARI (ръчно вторично регулиране на честотата и обменните мощности) и TERRE (резерв за заместване), българските доставчици на балансиращи услуги ще се конкурират реално с европейските доставчици. Предложенията за цени на електрическата енергия за регулиране нагоре и надолу от активираните резерви за автоматично и ръчно вторично регулиране на честотата и обменните мощности и от резерв за заместване, които се подреждат чрез тръжни процедури от ЕСО ЕАД в национални приоритетни списъци, ще бъдат изпращани към платформите, където ще бъдат обобщавани в общи приоритетни списъци заедно с предложенията на доставчиците от другите държави, участващи в проектите. Активирането на тези предложения ще се случва според цената на съответните оферти чрез оптимизационна функция в самите платформи. Това означава, че при определяне на цените на балансиращата енергия в Р България ще трябва да бъдат отчетени количествата и цените на регулиращата енергия на доставчиците на балансиращи услуги извън страната, които ще бъдат изпращани към ЕСО ЕАД от съответната платформа. Същевременно, с писмо с вх. № Е-13-41-30 от 29.02.2024 г., писмо с вх. № Е-13-41- 32 от 11.03.2024 г. и писмо с вх. № Е-13-41-32 от 14.03.2024 г. ЕСО ЕАД е уведомило КЕВР за неправомерно поведение от страна на търговски участници, застрашаващи сигурността на електроенергийната система на страната. Дружеството посочва, че неизпълнението на задължителни по силата на ЗЕ диспечерски разпореждания от страна на търговски участници възпрепятства задължението на НПО по чл. 109, ал. 1, т. 2 и т. 3 от ЗЕ да поддържа баланса между производството и потреблението на електрическа енергия и да осъществява София 1000, бул. „Княз Ал. Дондуков“ № 8-10 тел.: (02) 988 87 30; факс: (02) 988 87 82 www.dker.bg, dker@dker.bg стр. 2 от 5 [TLP-GREEN] Ниво 1 съвместната работа на електроенергийната система на Република България с енергийните системи на съседни държави, в т.ч. синхронната зона на Континентална Европа. В допълнение към горното, ЕСО ЕАД посочва, че в изпълнение на правомощията си на следните дати – 13.02.2024 г., 15.02.2024 г., 17.02.2024 г., 18.02.2024 г., 21.02.2024 г., 23.02.2024 г., 24.02.2024 г., 28.02.2024 г., 04.03.2024 г. и 10.03.2024 г., чрез Централно диспечерско управление е разпоредило на всички производители в електропреносната и електроразпределителните мрежи да спазват стриктно регистрираните си търговски графици, като не надвишават производството си. На посочените дати дружеството констатира неизпълнение на диспечерско разпореждане от страна на производители, като в някои случаи отклоненията между търговските графици и реално измерено количество на произведената електрическа енергия за всеки отделен час са драстични – от 20% до над 130%. Предотвратяването или поне драстичното ограничаване на такъв тип поведение, застрашаващо сигурността на електроенергийната система, също е една от причините за приемането на проект на Методика. 2. Целите, които се поставят: С проекта на Методика се цели регламентирането на по-ясни правила и по- справедлив механизъм за определяне на цените на балансираща енергия, които да отчитат интересите на всички участници в пазара. Наблюдаваните към момента значителни количества излишъци на електрическа енергия в електроенергийната система, които се очаква да се увеличат с наближаването на топлите месеци през годината, застрашават нейната сигурност, а така и националната сигурност на държавата. Също така, следва да се сведат до минимум продължаващите случаи на спекулативно поведение на търговски участници, които, възползвайки се от несъвършенствата на балансиращия пазар, умишлено избират позиция на делегиран излишък или недостиг още в „ден – 1“, като по този начин компрометират функционирането на пазара, ощетяват добросъвестните търговски участници и затрудняват регулирането на електроенергийната система до степен, че предизвикват смущения в други контролни зони и създават финансови и репутационни вреди за НПО. За постигане на тези цели са въведени допълнителни ценови и корекционни механизми за по-адекватно регулиране и предотвратяване на значителните небаланси в системата, както и за дисциплиниране на всички търговски участници. В тази връзка проектът на Методика предвижда: – една и съща цена за излишък или недостиг за всеки период на сетълмент без изключения, като досегашните статуси на регулиране отпадат; – определяне на окончателна цена за излишък или недостиг за всеки период на сетълмент въз основа на четири изчислителни етапа, които не позволяват на търговските участници да спекулират с цените на пазарен сегмент „в рамките на деня“ на организирания борсов пазар, като същевременно отчитат и необходимостта от специфично ценообразуване при изчерпване на диапазоните за регулиране; – регламентиране на ясни и справедливи правила за финансови разплащания между НПО и координаторите на балансиращи групи, съобразени с изискванията на Регламент (ЕС) 2017/2195; 3. Финансови и други средства, необходими за прилагането на новата уредба: Прилагането на Методиката не е обвързано с разходи за държавния бюджет. 4. Очаквани резултати от прилагането: София 1000, бул. „Княз Ал. Дондуков“ № 8-10 тел.: (02) 988 87 30; факс: (02) 988 87 82 www.dker.bg, dker@dker.bg стр. 3 от 5 [TLP-GREEN] Ниво 1 Предложеният проект на Методика гарантира определянето на цени на балансиращата енергия за регулиране нагоре или надолу изцяло на пазарен принцип и създава условия за разпределение на разходите за регулиране на системата чрез адекватни и справедливи цени за енергиен излишък или недостиг. Прилагането на Методиката ще доведе до чувствително намаляване на небалансите на търговските участници, тъй като същите ще бъдат стимулирани да прогнозират максимално точно графиците си поради на практика липсата на условия, позволяващи непазарно поведение – арбитражи с други пазари, затваряне на открити позиции по търговски сделки и др. Приемането на Методиката ще подобри осезаемо работата на балансиращия пазар и доверието на търговските участници в него, като едновременно с това ще доведе до по-ефективно регулиране и повишаване на сигурността на електроенергийната система на Република България. 5. Анализ за съответствие с правото на Европейския съюз: Предложеният проект на Методика е в съответствие и не нарушава основни права и принципи от правото на Европейския съюз. Проектът е съобразен с Регламент (ЕС) 2017/2195 на Комисията от 23 ноември 2017 г. за установяване на насоки за електроенергийното балансиране. При одобряване на предложения проект следва да бъде проведена процедура в съответствие с разпоредбите на ЗНА, на Административнопроцесуалния кодекс и на ЗЕ. Проектът на Методика следва да бъде публикуван на интернет страницата на КЕВР, ведно с доклада, съдържащ мотивите, както и на Портала за обществени консултации. Необходимо е да бъде проведено обществено обсъждане на проекта, като на заинтересованите лица бъде предоставен подходящ срок за изразяване на становища и предложения по него. Следва да се има предвид, че гореописаното положение на наличие на сериозни излишъци на електрическа енергия в електроенергийната система, съответно застрашаването на сигурността ѝ, с всеки изминал ден се влошава в значителна степен поради затоплянето на времето и спада на потреблението на електрическа енергия, както и поради ускореното присъединяване на нови или увеличение на инсталираната мощност на съществуващи обекти за производство на електрическа енергия. Това обстоятелство води до необходимост да не бъде проведена процедурата, регламентирана в чл. 26, ал. 4 изр. първо от ЗНА, предвиждаща 30-дневен срок за предложения и становища по проекта на Методика от публикуването му за обществени консултации, поради което следва да се приложи предвидената в чл. 26, ал. 4, изр. второ от ЗНА възможност Комисията да определи друг такъв срок, но не по-кратък от 14 дни. Предвид гореизложеното и на основание чл. 14 и чл. 21, ал. 1, т. 11 от Закона за енергетиката, чл. 26 от Закона за нормативните актове, чл. 43, ал. 1, чл. 49 и чл. 51 от Правилника за дейността на Комисията за енергийно и водно регулиране и на нейната администрация, предлагаме на Комисията да вземе следните Р Е Ш Е Н И Я: 1. Да приеме настоящия доклад; 2. Да приеме проект на Методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия; 3. Да насрочи обществено обсъждане на проекта по т. 2, като на участниците в него да се осигури възможност и за дистанционно участие; 4. Датата и часът на общественото обсъждане да бъдат публикувани на интернет страницата на Комисията за енергийно и водно регулиране; София 1000, бул. „Княз Ал. Дондуков“ № 8-10 тел.: (02) 988 87 30; факс: (02) 988 87 82 www.dker.bg, dker@dker.bg стр. 4 от 5 [TLP-GREEN] Ниво 1 5. Да публикува проекта по т. 2, ведно с доклада, на интернет страницата на Комисията за енергийно и водно регулиране и на Портала за обществени консултации; 6. Да определи 14-дневен срок за предложения и становища във връзка с общественото обсъждане и с публикувания проект по т. 2 на Портала за обществени консултации. Приложение: Проект на Методика за определяне на цени на балансиращата електрическа енергия. София 1000, бул. „Княз Ал. Дондуков“ № 8-10 тел.: (02) 988 87 30; факс: (02) 988 87 82 www.dker.bg, dker@dker.bg стр. 5 от 5