natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Два проекта за биоенергия, които са влезли в експлоатация по план, са произвеждали много по-малки количества от очакваното. 
Two bioenergy projects that entered into operation as planned were producing much lower outputs than anticipated.
Следователно те изостават от достигането на изискваните 75 % мощност, за да заявят пълния размер на безвъзмездната финансова помощ. 
These were thus not on track to meet the required 75 % output threshold for claiming their full grants.
Проектът за вятърна енергия, който е получавал плащания от 2014 г., беше в процес на изпълнение. 
The wind energy project receiving disbursements since 2014 was on track.
Поради оттеглянето, закъсненията и по-ниските от очакваното резултати по проектите, NER 300 изостава в достигането на планираното въздействие за широк кръг от технологии за възобновяема енергия и да даде възможност за тяхната първа демонстрация с търговски характер. 
Due to project withdrawals, delays and lower than expected project outputs, NER300 is not on track to achieve the intended impact across a broad range of renewable energy technologies and enable their first commercial demonstration.
Проектите в рамките на ЕЕПВ и NER 300 са били засегнати от неблагоприятни условия за инвестиции Демонстрационните проекти за енергия с ниски въглеродни емисии носят висок технологичен и финансов риск, поради което са изправени пред много предизвикателства по пътя си до внедряване на пазара. 
EEPR and NER300 projects were affected by adverse investment conditions Low carbon energy demonstration projects carry high technological and financial risk and thus face many challenges on their way to reaching market deployment.
Техният достъп до финансиране е засегнат от по-обширни икономически и регулаторни въпроси. 
Wider economic and regulatory issues affect their access to finance.
В настоящия раздел Сметната палата проучва как тези фактори са се отразили върху изпълнението на ЕЕПВ и NER 300. 
In this section, we explore how such factors have affected the performance of EEPR and NER300.
Сметната палата проучи платформите за енергийни технологии и иновации, свързани с архитектурата на плана SET, както и две други организации (вж. точка 18), за да определи основните препятствия пред намиране на финансиране за демонстрационни проекти със стопански характер в ЕС. 
We surveyed the Energy Technology Innovation Platforms associated to the SET-plan architecture and two other organisations (see paragraph 18) to determine the main barriers to finding finance for commercial demonstration projects in the EU.
Представените на фигура 8 резултати показват консенсуса между консултираните заинтересовани страни по отношение на значимостта на редица основни пречки. 32 
The results presented in Figure 8 show consensus among the stakeholders consulted regarding the relevance of a number of key barriers. 26
Фигура 8 – Резултати от проучването на пречките за финансиране на демонстрационни проекти Източник: ЕСП. 
Figure 8 – Survey results on barriers for financing demonstration projects Source: ECA.
При изготвянето на програми като ЕЕПВ и NER 300 през 2008 г. цените на нефта, въглищата, газа и цените на едро на електроенергията бяха на много високи исторически равнища. 
When programmes like EEPR and NER300 were conceived in 2008, oil, coal, gas and wholesale electricity prices were at very high historical levels.
Непосредствено преди стартирането на програмите, в началото на 2009 г. всички те се понижиха рязко. 
They all sharply decreased going into 2009, just before the launch of the programmes.
Въпреки че цените на нефта се възстановиха до поредния спад през 2014 г., тези фактори са важни двигатели за инвестиции в нисковъглеродни технологии. 
While oil prices recovered until another drop in 2014, these factors are important drivers for investment in low carbon technologies.
Спадът и нестабилността на цените на изкопаемите горива направиха инвестициите в нови нисковъглеродни технологии по-малко привлекателни в сравнение с изкопаемите енергийни източници. 
The drop and volatility in prices of fossil fuels made the investments in new low carbon energy technologies less attractive compared to the fossil fuel energy sources.
33 Кои фактори пречат на вземането на окончателно инвестиционно решение за демонстрационни проекти за енергия с ниски въглеродни емисии? 
27 Which factors keep low carbon energy demonstration projects from reaching final investment decision?
Инвестиционният климат за демонстрационни проекти е повлиян от несигурността на регулаторните рамки и политики С оглед на предизвикателството на финансирането на високорискови демонстрационни проекти, Директивата за СТЕ и Решението за NER 300 са породили очакванията на потенциалните проекти, че държавите членки ще допринесат с национално публично финансиране за проектите, избрани в рамките на NER 300. 
The investment climate for demonstration projects was affected by uncertainty in regulatory frameworks and policies In view of the challenge of financing high-risk demonstration projects, the ETS Directive and NER300 Decision had raised the expectations of potential projects that Member States would contribute national public funding to those projects selected under NER300.
Комисията е поискала от държавите членки да потвърдят това за избраните проекти, преди да им отпусне безвъзмездна финансова помощ от NER 300. 
The Commission asked Member States to confirm this for the projects selected before granting NER300 funds to them.
Подкрепата на държавите членки би могла да включва капиталова безвъзмездна финансова помощ за развитието и изграждането на инфраструктура. 
Member State support could consist of capital grants towards the development and construction of infrastructure.
Тя би могла да включва също така допълнителни ползи, като например преференциални тарифи (вж. каре 4) или премии за подпомагане на експлоатацията на новоизградените инсталации. 
It could also include additional benefits such as feed-in tariffs (see Box 4) or premiums to support the operation of the newly built installations.
Правилата на NER 300 също така са позволявали на държавите членки да издадат гаранция, която да даде възможност на ЕИБ да освободи част от предоставените на проектите средства, преди те да бъдат въведени в действие. 
NER300 rules also allowed Member States to issue a guarantee to let the EIB release part of the awarded funds to projects before they became operational.
Към момента на извършване на одита Сметната палата установи, че само четири проекта в четири държави членки действително са се възползвали от такава гаранция и са получили авансови плащания от ЕИБ. 
We found at the time of our audit that only four projects in four Member States had actually benefited from such a guarantee and received upfront payments from the EIB.
Каре 4 – Преференциални тарифи и премии за възобновяема енергия Преференциална тарифа е схема за подпомагане, при която на производителите на енергия от възобновяеми източници се заплащат фиксирани цени на електроенергията за всяка произведена единица енергия, която се подава в електропреносната мрежа. 
28 Box 4 – Feed-in-tariffs and premiums for renewable energy A feed-in-tariff is a support scheme under which fixed electricity prices are paid to renewable energy producers for each unit of energy produced and injected into the electricity grid.
Изплащането на тарифата е гарантирано за определен период от време, който често е свързан с икономическия живот на съответния проект за енергия от възобновяеми източници (обикновено между 10 и 25 години). 
The payment of the tariff is guaranteed for a certain period of time that is often related to the economic lifetime of the respective renewable energy project (usually between 10-25 years).
Премия за изкупуване е схема за подпомагане, при която електрическата енергия от възобновяеми енергийни източници обикновено се продава на пазара на електроенергия, а производителите получават премия над пазарната цена за тяхното производство на електроенергия. 
A feed-in-premium is a support scheme under which electricity from renewable energy sources is typically sold on the electricity market and producers receive a premium on top of the market price of their electricity production.
Премията може да бъде фиксирана (т.е. на постоянно равнище, независимо от пазарните цени) или пълзяща (т.е. с различни равнища в зависимост от развитието на пазарните цени)35. 
The premium can either be fixed (i.e. at a constant level independent of market prices) or sliding (i.e. with variable levels depending on the evolution of market prices)35.
През 2012 г., преди първото решение за предоставяне на финансиране, ЕИБ е информирала Комисията, че жизнеспособността на представените планове за финансиране до голяма степен зависи от подкрепата, която държавите членки биха могли да предоставят под формата на преференциални тарифи, безвъзмездна финансова помощ или други механизми. 
In 2012, before the first award decision, the EIB had informed the Commission that the viability of the submitted financing plans strongly depended on support Member States might provide in the form of feed-in-tariffs, grants or other mechanisms.
В някои случаи в проектите се е приемало, че допълнителната безвъзмездна финансова помощ и субсидии от държавите членки ще допълнят изцяло безвъзмездната помощ от NER 300 за финансиране на съответните разходи. 
In some cases, 35 Special Report No 5/2018 “Renewable energy for sustainable rural development: significant potential synergies, but mostly unrealised”. projects had assumed that extra grants and subsidies from Member States would fully complement the NER300 grant to fund the relevant costs.
ЕИБ е отбелязала, че в повечето случаи държавите членки все още не са определили ясно или не са договорили тези механизми за подпомагане при приключването на процеса на оценка. 
The EIB had noted that in most cases Member States had not yet clearly defined or agreed these support mechanisms at the closing of the project evaluation process.
От 2014 г.36 Комисията е изисквала от държавите членки да използват конкурентни тръжни процедури за определяне на равнищата на подкрепа, която да се изплаща на организаторите на проекти за възобновяема енергия. 
From 201436, the Commission required Member States to use competitive bidding procedures for determining the support levels paid to renewable energy promoters.
Преди това държавите членки често са използвали фиксирани преференциални тарифи, договорени за дълги периоди с доставчиците на енергия (например 25 години). 
Before, Member States often used fixed feed-in-tariffs agreed with energy suppliers for long periods (e.g. 25 years).
Новият подход при осигуряване на тази подкрепа за възобновяемите енергийни източници не би попречил на държавите членки да продължат подкрепата си за иновативни демонстративни проекти. 
The new approach for providing such support to renewable energies would not have prevented Member States from continuing to support innovative demonstration projects.
В насоките на Комисията е предвидена възможност за постигане на дерогация от тръжната процедура за новите технологии с по-високи разходи за единица произведена енергия. 
The Commission guidelines provided the possibility to seek a derogation from the bidding process for new technologies with higher costs per unit of energy produced.
Докато националните схеми за подкрепа на експлоатацията се променяха в ЕС, за разработените проекти по NER 300 от времето на преференциалните тарифи, все още продължаваха опитите за намиране на окончателно инвестиционно решение. 
While national schemes for operational support were changing across the EU, NER300 projects conceived at the time of feed-in-tariffs were still trying to reach final investment decision.
Поради това те срещат несигурност относно възможностите за подкрепа на експлоатацията в бъдеще. 
They therefore faced uncertainty about the availability of future operational support.
В каре 5 е представен пример за проект, който в крайна сметка е бил оттеглен заради промени в регулаторната среда и в условията за финансова подкрепа. 
Box 5 provides an example of a project that ultimately withdrew because of changes in the regulatory and financial support environment.
36 Каре 5 – Пример за проект по NER 300, за който не е могло да се вземе окончателно инвестиционно решение Един проект за океанска енергия в Обединеното кралство е разчитал на достъп до съществуващия национален механизъм за подпомагане на възобновяема енергия, когато е кандидатствал за финансиране по NER 300. 
29 Box 5 – Example of a NER300 project that could not reach final investment decision An ocean energy project in the United Kingdom had relied on access to the national support mechanism that was in place for renewable energy when it applied for NER300 funding.
По това време през 2012 г. държавата членка е разполагала с механизъм за подпомагане, който е щял да предостави финансиране за този проект за океанска енергия. 
At that time in 2012, the Member State had a support mechanism in place that would have provided funding for this ocean energy project.
Държавата членка е потвърдила предложението на Комисията за предоставяне на финансиране от NER 300 на това основание. 
The Member State had confirmed the Commission’s NER300 award proposal on that basis.
Енергийната политика на държавата членка, обаче, се е променила по време на жизнения цикъл на схемата NER 300. 
Box 6 provides examples. 30 Yet the Member State’s energy policy changed during the lifetime of the NER300 scheme.
През 2016 г. по проекта е докладвано, че съгласно новата тръжна схема той не е успял да осигури подпомагане на приходите, тъй като държавата членка е премахнала от схемата заделянето на средства за сектора на океанската енергия. 
In 2016, the project reported that under a new competitive auctioning scheme, it had failed to secure revenue support because the Member State had removed the ring fencing for the ocean sector from that scheme.
Поради липсата на алтернативни източници на финансиране, които да покрият последвалия недостиг на финансиране, до 31 декември 2016 г. за проекта не е могло да се вземе ОИР и той е бил оттеглен. 
In absence of alternative funding sources to cover the ensuing funding gap, the project was not able to reach FID by 31 December 2016 and withdrew.
37 Каре 6 – Проекти за CCS в рамките на ЕЕПВ и регулаторна несигурност Дейността по проекта в рамките на ЕЕПВ в Германия е започнала скоро след като вече успешно е била разположена пилотна инсталация и свързаното с нея складово съоръжение на брега. 
Box 6 – EEPR CCS projects and regulatory uncertainty The EEPR project in Germany started works early after it had already successfully deployed a pilot plant and associated onshore storage facility.
Въпреки първоначалния ангажимент от страна на държавата членка с тази технология и с проекта, закъсненията при транспонирането на Директивата за УСВ и окончателното разработване на законодателството за CCS са накарали спонсора на проекта да реши, че последният е нерентабилен. 
Despite initial commitment from the Member State to this technology and project, delays in the transposition of the CCS Directive and the final design of the national CCS legislation made the project sponsor decide that the project was unviable.
Вследствие на това през 2013 г. той е отменил проекта, въпреки че Комисията вече е изплатила 15 млн. евро. 
It thus cancelled the project in 2013 while the Commission had already paid out 15 million euro.
По проекта в рамките на ЕЕПВ в Обединеното кралство е представена оферта във втория конкурс за CCS в държавата (2012 – 2015 г.)37: национална схема за подкрепа на два демонстрационни проекта за всички последователни дейности за CCS. 
The EEPR project in the UK had submitted a bid in the country’s second CCS competition (2012-2015)37: a national scheme to support two full-chain CCS demonstration projects.
През октомври 2012 г. правителството не е избрало този проект за подпомагане, въпреки че през 2009 г. е одобрило неговото включване в първоначалния списък с предварително подбрани проекти за ЕЕПВ. 
In October 2012, the government did not select this project for support, even if it had endorsed its inclusion in the original list of pre-selected projects for EEPR in 2009.
Впоследствие, през 2012 г. проектът не е получил безвъзмездна помощ и от NER 300. 
The project then also failed to get a NER300 grant in 2012.
От 2009 г. обаче Комисията е изплатила общо 120 млн. евро за този проект в рамките на ЕЕПВ. 
However, the Commission paid a total of €120 million to this project since 2009 under EEPR.
Фактът, че проектът не е получил очакваната публична подкрепа от други източници, и продължителните дискусии между държавите членки и Комисията относно това как той може да бъде подпомогнат чрез други механизми на по-късни етапи, е изложил на риск жизнеспособността на проекта и получената стойност с изплатените средства от ЕС. 
Not getting the expected public support from other sources and prolonged discussions between the Member State and the Commission on how the project might be supported through other mechanisms at later stages compromised the viability of the project and the value obtained for the paid EU funds.
в законодателството) и нямат стабилна дългосрочна перспектива, това поражда допълнителна несигурност, която нарушава условията за инвестиции за този вид иновативни и рискови проекти. 
However, when such climate and energy objectives are not clearly established (e.g. enacted in law) and do not have a stable long term outlook, this creates further uncertainty harming the investment conditions for this type of innovative and risky projects.
В каре 7 накратко е описано как по този въпрос все още предстои много работа. 
Box 7 describes briefly how there is still much work to be done on this matter.
38 Каре 7 – Стратегии за развитие с ниски нива на въглеродни емисии и тяхното въздействие върху иновациите в областта на енергетиката Съгласно Регламента относно механизма за мониторинг (РММ) от 2013 г. от държавите членки се е изисквало до 2015 г. да представят на Европейската агенция за околна среда своите „стратегии за развитие с ниски нива на въглеродни емисии“ за 2050 г. и да докладват относно напредъка през март 2017 г. 
31 Box 7 – Low carbon development strategies and their impact on energy innovation Under the 2013 EU Monitoring Mechanism Regulation (MMR), Member States were required to submit to the European Environment Agency by 2015 their ‘Low-Carbon Development Strategies’ for 2050, and report progress in March 2017.
Според неотдавнашно проучване38 до 2017 г. само тринадесет от двадесет и осем държави членки са имали стратегии, които могат да бъдат окачествени като стратегии за развитие с ниски нива на въглеродни емисии съгласно разработените критерии по проекта. 
According to a recent study38, by 2017, only thirteen out of twenty-eight Member States had strategies that qualified as low carbon development strategies under criteria developed by the project.
В проучването се съобщава, че качеството на представените стратегии се различава много и че не всички стратегии и политики, включени в тези документи, са предвидени в законодателството. 
The study reported that the quality of the strategies submitted varies a lot and that not all strategies and policies included in these documents are enacted in law.
В предложения Регламент относно енергийния съюз от ноември 2016 г. от държавите членки се изисква периодично да изготвят национални планове в областта на енергетиката и климата (НПЕК) за периода от 2021 г. до 2030 г. и за следващите десетилетия. 
The proposed Energy Union Regulation of November 2016 requires Member States to produce national energy and climate plans (NCEPs) for the period from 2021 to 2030 and later decades on a rolling basis.
Държавите членки също така ще трябва да изготвят и да представят пред Комисията до януари 2020 г. и на всеки десет години своите дългосрочни стратегии за ниски емисии, които са с 50-годишна перспектива. 
Member States will also have to prepare and report to the Commission by January 2020 and every ten years their long-term low emission strategies with a 50 years perspective.
Освен многото други значими предизвикателства, ключов фактор, който е възпрепятствал това, е била по-ниската от очакваното пазарна цена на въглеродните емисии съгласно СТЕ на ЕС. 
32 challenges, a key factor keeping them from doing so was the lower than expected carbon market price under EU ETS.
На фигура 9 е показано това развитие. 
Figure 9 shows the evolution.
Фигура 9 – Цени от минали периоди на квотите по СТЕ на ЕС (евро/тон CO2e) 2008 – 2017 г.39 39 Източник: ЕСП въз основа на средната месечна стойност на седем бъдещи договора за квоти за емисии на ЕС (Quandl). 
Figure 9 – Historical price of EU ETS allowances (euros/ tonne of CO2e) 2008-201739 Source: ECA, based on monthly average of seven EUA futures contracts (Quandl).
Сметната палата установи, че когато през 2009 г. по проектите за CCS са подадени заявления за безвъзмездна финансова помощ от ЕЕПВ, се е разчитало високите и нарастващи цени на въглеродните емисии да подкрепят техните финансови планове. 
We found that CCS projects when they had applied in 2009 for an EEPR grant had relied on high and increasing carbon prices to underpin their financial plans.
Преглед на заявленията за безвъзмездна помощ от ЕЕПВ, подадени през 2009 г. от шестимата организатори, на които впоследствие е предоставена безвъзмездна помощ, показа, че те са очаквали цената на въглеродните емисии да варира между 20 и 40 евро на тон CO2 през етапите на изграждане и демонстриране. 
A review of the EEPR grant applications submitted in 2009 by the six promotors that were later awarded grants showed that they expected the carbon price to range between 20 and 40 euro per tonne of CO2 during the construction and demonstration phases.
В един проект е показано как жизнеспособността на неговия финансов план също така зависи и от цените на електроенергията. 
One project showed how the viability of its financial plan also depended on electricity prices.
Изчислено е, че само цена на въглеродните емисии, варираща между 65 и 90 евро на тон CO2, действително ще позволи демонстрационния проект за CCS да се осъществи без загуби. 
It estimated that only a carbon price ranging between 65 and 90 euro per tonne of CO2 would actually enable the CCS demonstration project to run without losses.
В плановете за финансиране на тези проекти често се е очаквало те да получат значително финансиране от NER 300 в бъдеще, въпреки че по това време (през 2009 г.) окончателната концепция на NER 300 не е била известна. 
In their financing plans, these projects frequently expected to receive significant funding from NER300 in the future, even though at that time (in 2009) the final design of NER300 was not known.
Комисията е приела тези твърде несигурни финансови планове, подписала е договорите за безвъзмездна финансова помощ и е изплатила 43 % от договорените средства по ЕЕПВ. 
The Commission accepted these highly uncertain financial plans, signed the grant agreements and paid 43 % of the awarded funds under the EEPR.
41 Каре 8 – Понижаването на стойността на квотите по СТЕ е довело до по-малък размер на отпусканата безвъзмездна финансова помощ от NER 300 Въз основа на писмата за потвърждение на държавите членки и на докладите за комплексна проверка на ЕИБ за осем проекта по CCS в сектора на енергетиката, ЕСП изчисли, че разходите41 по NER 300 за разполагане и експлоатация на тяхната CCS инфраструктура са възлизали средно на 1,4 млрд. евро. 
33 Box 8 – The fall in the value of ETS allowances led to smaller NER300 grants Based on Member State confirmation letters and EIB due diligence reports we calculated for eight CCS power sector projects, that the costs41 under NER300 to deploy and operate their CCS infrastructure on average amounted to 1.4 billion euro.
В Директивата за СТЕ размерът на безвъзмездните средства от NER 300 е ограничен до 15 % от 300 млн. предоставени квоти (т.е. се равнява на 45 млн. квоти). 
The ETS Directive capped the size of a NER300 grant at 15 % of the 300 million available allowances (i.e. equal to 45 million allowances).