Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 221/2013 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike
Znenie účinné:
od do
Najbližšia zmena:
Žiadna (najnovšie znenie)
Prvá verzia zákona (nie je k dispozícii predchádzajúce znenie).
Audit integrity
Overovanie...Prebieha nezávislý automatický audit integrity textu voči originálu na Slov-Lex.sk. Čakajte prosím...
Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím obdobie od roku 2012 do roku 2016,
b)
regulačným rokom kalendárny rok,
c)
rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,
d)
rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
e)
rokom t–n n-tý rok predchádzajúci roku t,
f)
východiskovým rokom rok 2012,
g)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
h)
tarifou za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena
viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje alikvotnú časť nákladov na výrobu
elektriny z domáceho uhlia, na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a
vysoko účinnou kombinovanou výrobou a na činnosti organizátora krátkodobého trhu s
elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
i)
tarifou za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca
sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na nákup podporných služieb a iné povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na zabezpečenie systémových služieb; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu
elektriny,
j)
spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia
výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej
sústavy na základe zmlúv o pripojení do sústavy viažucich sa k areálu výrobcu elektriny,
k)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie
národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
l)
technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických
častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok,
m)
výstavbou zariadenia na výrobu elektriny realizácia nového zariadenia na výrobu elektriny
alebo úprava existujúceho zariadenia na výrobu elektriny,
n)
areálom výrobcu elektriny územie, na ktorom sú vzájomne galvanicky prepojené elektroenergetické
zariadenia výrobcu elektriny za odbernými miestami výrobcu elektriny,
o)
nameraným výkonom najvyššia hodnota štvrťhodinového činného elektrického výkonu nameraného
počas kalendárneho mesiaca 24 hodín denne.
Cenová regulácia v elektroenergetike sa vzťahuje na
a)
výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektrinu vyrobenej vysoko
účinnou kombinovanou výrobou,
b)
výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva
Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme,
c)
pripojenie do sústavy,
d)
prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
e)
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
f)
dodávku elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými sú odberateľ elektriny v domácnosti
a malý podnik,
g)
poskytovanie podporných služieb,
h)
poskytovanie systémových služieb,
i)
výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
j)
dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie.
Cenová regulácia v elektroenergetike sa vykonáva
a)
priamym určením pevnej ceny za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a
výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
b)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
c)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,
d)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos
elektriny,
e)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny,
f)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom,
g)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,
h)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
i)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za výkon činnosti organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou,
j)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej
inštancie.
(1)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú
a)
náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými
sú odberatelia elektriny v domácnosti a malé podniky, vrátane nákladov na vyrovnanie
odchýlky zraniteľným odberateľom pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom,
b)
náklady na obstaranie regulačnej elektriny,1)
c)
náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny,
d)
výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické
hmoty,
e)
osobné náklady;2) za ekonomicky oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného
zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického
priemeru zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december
roku t-2 a január až jún roku t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej
republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia oproti
rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,
f)
náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,3) v prípade poplatkov za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky
vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu4) a v prípade skleníkových plynov len náklady maximálne do výšky 100 % na nákup emisných
kvót nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej
činnosti a v prípade skleníkových plynov sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady
na nákup emisných kvót, vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO2 krát cena určená ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien (settlement price)
oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX na jej webovom sídle, za produkt
EU Emission Allowances - Spot Market v eurách na tony CO2 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
g)
odpisy majetku;5) pri hmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie
hmotného majetku6) využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku sa za
ekonomicky oprávnené náklady považuje ročný odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny
nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti okrem prípadov
uvedených v § 20 ods. 1 písm. d), e) a i), § 23 ods. 2 písm. e), f) a i) a § 27 ods. 3 písm. d) až f),
h)
nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý
sa používa výhradne na regulovanú činnosť vo výške odpisov podľa písmena g), priamo
súvisiacich a preukázaných nákladov,
i)
náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti
v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na
technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,7)
j)
úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky8) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne
na regulovanú činnosť,
k)
úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace
s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku podľa osobitných predpisov,9) najviac však vo výške ročnej sadzby EURIBOR,
l)
režijné náklady s maximálnou prípustnou mierou medziročného rastu vo výške JPI-X,
kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených
štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity
v percentách určený na regulačné obdobie, ktorého hodnota je 3,5 %, ak je JPI, potom
sa JPI - X = 0 a do oprávnených nákladov v roku t sa zahrnú režijné náklady najviac
vo výške režijných nákladov roku t-1,
m)
úrok z dlhopisu vydaného regulovaným subjektom do výšky úroku rovnajúceho sa aritmetickému
priemeru hodnôt mesačných priemerov ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných
12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa predkladá návrh ceny, zverejnených
na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti Euribor rates, na zabezpečenie finančných
prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom elektriny na straty a úhradu
doplatku podľa osobitných predpisov,9)
n)
náklady na projekty spoločného záujmu podľa osobitného predpisu.9a)
(2)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú
a)
sankcie,
b)
náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
c)
odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku
a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,10)
d)
odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie,
ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,
e)
platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych
orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,
f)
príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,11) príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom,
g)
odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,12)
h)
príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,13)
i)
cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,14)
j)
tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,15)
k)
náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený
osobitným predpisom,16)
l)
dobrovoľné poistenie osôb,
m)
manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie
zásob,
n)
náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve,
duplicitne účtované náklady,
o)
náklady na reprezentáciu a dary,
p)
odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
q)
náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia
nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,17)
r)
príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť
ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,18)
s)
náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení,
t)
daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
u)
štipendiá poskytnuté študentom a učňom,
v)
odpis nedobytnej pohľadávky,
w)
tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,19)
x)
rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)
y)
tvorba opravných položiek,
z)
náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
aa)
náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
ab)
straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
ac)
zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
ad)
náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych
a zábavných podujatí a iných činností,
ae)
spotreba pohonných látok nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,21)
af)
náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe
overovania primeranosti nákladov podľa osobitného predpisu,22) ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo
subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,23)
ag)
straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,
ah)
úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,24)
ai)
vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,25)
aj)
ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.
(1)
Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej,
spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových
aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.
(2)
Výška primeraného zisku za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny prevádzkovateľom
prenosovej sústavy a za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy pre regulovaný subjekt, ktorý distribuuje elektrinu
distribučnou sústavou v roku t, do ktorej je v roku t-1 pripojených viac ako 100 000
odberných miest, je určená ako miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením
na regulačné obdobie,
kde
WACC je určená reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné
obdobie vypočítaná podľa vzorca
pre východiskový rok je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív WACC 6,04 %,
kde
T je sadzba dane z príjmov na rok t,
E je vlastné imanie v eurách k 31. decembru 2010,
D sú cudzie zdroje v eurách k 31. decembru 2010,
RD je reálna cena cudzích zdrojov; na východiskový rok je vo výške 5,13 % pri prepočítanej
priemernej výške úverov poskytnutých nefinančným spoločnostiam na obdobie piatich
a viac rokov s výškou úveru nad jeden milión eur,
RE je reálna cena vlastného kapitálu a vlastných zdrojov vypočítaná podľa vzorca
RE = RF + βLEV x (RM - RF),
kde
RF je výnosnosť bezrizikového aktíva; na východiskový rok je vo výške 4,01 % pri prepočítanom
priemernom výnose päťročných a viacročných štátnych dlhopisov emitovaných na slovenskom
trhu za roky 2007 až 2011,
βLEV je vážený koeficient ß, ktorý definuje citlivosť akcie spoločnosti na riziko trhu
so zohľadnením sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov, vypočítaný podľa vzorca
kde
βUNLEV je nevážený koeficient ß bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov
na východiskový rok vo výške 0,30; pre ďalšie roky sa určuje v intervale od 0,30 do
0,65,
T je sadzba dane z príjmov na rok t,
D/E je pomer cudzích zdrojov k vlastnému imaniu; na východiskový rok je určený vo
výške 60 % v prospech cudzieho kapitálu,
RM je výkonnosť trhového portfólia; na východiskový rok sa určuje vo výške 7,01 %,
(RM – RF) je celková riziková prémia pre východiskový rok určená vo výške 3 %; pre ďalšie
roky sa určuje v intervale od 3 % do 6 %.
(3)
Hodnoty parametrov pre ďalšie roky, ktoré slúžia na výpočet miery výnosnosti regulačnej
bázy aktív WACC sa zverejnia na webovom sídle do 30. júna kalendárneho roku.
(1)
Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu cien matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné
miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto sa zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.
(2)
Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty.
Výroba elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 20 a § 8 až 10 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a podľa § 11 na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva
o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(2)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu
elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sú
a)
návrh cien výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou
kombinovanou výrobou, návrh ceny alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, to neplatí
pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou
kombinovanou výrobou,
c)
výpočty a údaje podľa § 8 až 10 týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou
kombinovanou výrobou,
d)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
e)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových
vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných
zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového
plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom
množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených
dokladov podľa osobitného predpisu.27)
(6)
Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej
z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky
rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov
použitého na výrobu tepla a elektriny.
(8)
S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá
a)
osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,28)
b)
právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti
uskutočneniu drobnej stavby nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou
stavbou,
c)
doklad o vykonaní funkčnej skúšky29) alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu30) zariadenia výrobcu elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy o tom, že zariadenie
výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od sústavy Slovenskej
republiky, vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky
účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,31) a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,32)
d)
jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického
výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,33)
e)
kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej
sústavy alebo do prenosovej sústavy,
f)
list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy spojenej so zemou pevným základom
evidovanej v katastri nehnuteľností,34) na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu
elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,
g)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
h)
zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora, na meranie vlastnej
spotreby, na meranie ostatnej vlastnej spotreby, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla,
o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej
súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu
aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom úradného overenia.
(9)
S návrhom ceny pre existujúce zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá potvrdenie
nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované
a)
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
b)
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
c)
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie.
(10)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny,
a to
a)
údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky
a podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1
1.
o celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby,
2.
o množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny,35)
3.
o množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,36)
4.
o množstve vyrobenej elektriny dodanej prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy, do ktorej je zariadenie výrobcu elektriny pripojené, za cenu elektriny na
straty,37)
b)
údaje o
1.
spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny a meraní
vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,
2.
plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca
elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu
a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina
vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu,
3.
podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových
obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny a informáciu o poskytnutí
podpory použitej na realizáciu opatrení pre zabezpečenie plnenia emisných limitov
zariadenia na výrobu elektriny,
4.
hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny,
ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú
časť stavby zariadenia na výrobu elektriny,
5.
percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za
predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu38) pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zoznamu odberateľov tepla s množstvom
dodaného tepla, kópií faktúr za dodané teplo alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného
tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických
parametrov a počet prevádzkových hodín za rok a pre nových výrobcov elektriny percentuálne
posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci
kalendárny rok podľa osobitného predpisu39) na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného
tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických
parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložené znaleckým posudkom,
c)
údaje o
2.
množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce,
3.
výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa
osobitného predpisu.42)
(11)
S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie
sa predkladajú aj tieto doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie
a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu
elektriny:
a)
projekt a zmluva o dielo,
b)
popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
c)
faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
d)
celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
e)
znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie,43) v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu
alebo modernizáciu.
(13)
Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných
programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, cena elektriny sa zníži
podľa osobitného predpisu.45)
(14)
Cena elektriny sa určí pre obvyklú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov
a príslušnú technológiu obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej
výroby, pričom pri jej určení sa zohľadňuje
a)
priemerný inštalovaný výkon technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu
elektriny,
b)
množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa
druhu zariadenia výrobcu elektriny,
c)
investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,
d)
predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru 10 rokov,
e)
primeraný zisk,
f)
rovnomerné odpisy,
g)
osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.
(15)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej
časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií
výroby elektriny podľa osobitného predpisu46) a spôsob výpočtu príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu
najneskôr do 30. júna kalendárneho roka.
(16)
Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie
na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t
určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu47) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie48) s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom na príplatok podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok
t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,49) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok
t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena
elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca
elektriny v roku t-1 právo.
(17)
Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou
výrobou na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na
rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu47) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom
na príplatok podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t,
ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t sa cena elektriny podľa prvej
vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak doterajší výrobca elektriny
nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku
na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.
(18)
Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s
fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov sa uplatní na
množstvo elektriny určené podľa odseku 5 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou.
Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané
ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva
elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.
(19)
Ak dôjde k zmene výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny,
s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o prevode zariadenia výrobcu elektriny z doterajšieho
výrobcu elektriny na nového výrobcu elektriny, ktorým je najmä kúpna zmluva alebo
nájomná zmluva.
(1)
je menej ako nula, potom CEPSDti,j = CEPSDZi,j, to neplatí pre zariadenia výrobcov elektriny uvedené do prevádzky od 1. marca 2013,
Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny
za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSDi,jt sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca
je menej ako nula, potom CEPSDti,j = CEPSDZi,j, to neplatí pre zariadenia výrobcov elektriny uvedené do prevádzky od 1. marca 2013,
kde
a)
CEPSDi,jZ je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok Z predchádzajúci
roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe
roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej
rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
Pznit je príplatok50) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaný v hodnote podľa tabuľky
č. 1; Pznit sa vypočíta podľa odseku 3,
c)
.
rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej
uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.
| Tabuľka č. 1 | ||||||
| Technológia výrobz elektriny | Primárne palivo | Príplatok v Pznit v eurách/MWh | ||||
| 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | ||
| z obnoviteľných zdrojov energie | biomasa | |||||
| biokvapalina | 17,75 | |||||
| bioplyn | ||||||
| biometán | ||||||
| vysoko účinnou kombinovanou výrobou |
zemný plyn | 3,77 | -2,72 | -2,45 | ||
| vykurovací olej | 4,64 | 4,28 | -0,64 | -1,35 | ||
| hnedé uhlie | 0,67 | -0,39 | ||||
| čierne uhlie | -1,16 | |||||
| energeticky využiteľné plyny vznikajúce pri hútnickej výrobe ocele |
||||||
(2)
Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu
elektriny pre stanovenie doplatku CEPSDi,jZ a ak si uplatňuje na rok t cenu elektriny pre stanovenie doplatku na základe rekonštrukcie
alebo modernizácie, táto cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí podľa
§ 7 ods. 12 alebo 13.
(3)
Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny
s primárnymi palivami podľa tabuľky č. 1 zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva
i-tej technológie na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj
ceny primárneho paliva z neobnoviteľného zdroja energie i-tej technológie na výrobu
elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca
Pznit = NCPPit-1 x QPPi1MWh, t-1 - NCPPit-2 x QPPi1MWh, t-2,
kde
kde
a)
NCPPit-1 je úradom určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny
v eurách na jednotku množstva v roku t-1,
b)
QPPi1 MWh,t-1 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny
v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-1,
c)
VPPit-1 je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny
v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-1,
d)
NCPPit-2 je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách
na jednotku množstva v roku t-2,
e)
QPPi1 MWh,t-2 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny
v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-2,
f)
VPPit-2 je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny
v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.
(4)
Pznit sa uplatní na jeden rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny
NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh,t-2 určených podľa odseku 3.
(1)
Cena elektriny pre stanovenie doplatku sa pre zariadenia výrobcu elektriny rekonštruované
alebo modernizované pred 1. januárom 2013 alebo uvedené do prevádzky pred 1. januárom
2013 a ktoré nemá ešte schválenú cenu cenovým rozhodnutím úradu určuje ako súčin ceny
elektriny rovnocennej technológie zariadenia výrobcu elektriny podľa odsekov 2 a 3
a koeficientu podľa tabuľky
| Rok uvedenia do prevádzky alebo rok ukončenia rekonštrukcie alebo modernizácie zariadenia výrobcu elektriny |
2012 | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 | 2004 | 2003 | 2002 | 2001 | 2000 | 1999 | 1998 |
| Koeficient | 1,0000 | 0,9938 | 0,9876 | 0,9833 | 0,9624 | 0,9581 | 0,9537 | 0,9376 | 0,9265 | 0,9000 | 0,8793 | 0,8519 | 0,8277 | 0,8013 | 0,7683 |
(2)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje priamym určením
pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | ||
| 1. | do 1 MW vrátane | 109,80 eura/MWh, | |
| 2. | nad 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| 3. | nad 5 MW | 61,72 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do
100 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom |
119,11 eura/MWh, | |
| c) | z veternej energie | 79,29 eura/MWh, | |
| d) | z geotermálnej energie | 190,51 eura/MWh, | |
| e) | zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | ||
| 1. | cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy | 112,24 eura/MWh, | |
| 2. | odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy | 122,64 eura/MWh, | |
| 3. | obilnej slamy | 154,27 eura/MWh, | |
| 4. | biokvapaliny | 115,01 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi
palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,51) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou |
123,27 eura/MWh, | |
| g) | zo spaľovania | ||
| 1. | skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 84,89 eura/MWh, | |
| 2. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
do 1 MW vrátane, okrem plynu podľa bodu 1 |
134,08 eura/MWh, | |
| 3. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 1 MW, okrem plynu podľa bodu 1 |
118,13 eura/MWh, | |
| 4. | plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 149,87 eura/MWh, | |
| 5. | fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu | 144,88 eura/MWh. | |
(3)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje
priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 83,06 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 80,99 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 91,70 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 87,66 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 75,52 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 149,00 eur/MWh, | |
| 5. | z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 140,00 eur/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 81,71 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 87,73 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 89,30 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 83,16 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 79,81eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 80,00 eur/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým
štiepením odpadu |
114,71 eura/MWh, | |
| e) | v Rankinovom organickom cykle | 123,24 eura/MWh. | |
(4)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného
výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(5)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny
a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti
zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej
v biomase na elektrinu.
(6)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. a) tretieho bodu sa uplatní pre zariadenie výrobcu
elektriny uvedené do prevádzky do 28. februára 2013 a cena elektriny podľa odseku
2 písm. b) sa uplatní pre zariadenie výrobcu elektriny s inštalovaným výkonom nad
30 kW uvedené do prevádzky do 30. júna 2013.
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedeného do prevádzky v roku 2014 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách
na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | ||
| 1. | do 100 kW vrátane | 111,27 eura/MWh, | |
| 2. | nad 100 kW do 200 kW vrátane | 109,17 eura/MWh, | |
| 3. | nad 200 kW do 500 kW vrátane | 106,84 eura/MWh, | |
| 4. | nad 500 kW do 1 MW vrátane | 105,15 eura/MWh, | |
| 5. | nad 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do
30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom |
98,94 eura/MWh, | |
| c) | z veternej energie | 70,30 eura/MWh, | |
| d) | z geotermálnej energie | 155,13 eura/MWh, | |
| e) | zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | ||
| 1. | cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy | 92,09 eura/MWh, | |
| 2. | odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy | 100,63 eura/MWh, | |
| 3. | obilnej slamy | 126,10 eura/MWh, | |
| 4. | biokvapaliny | 94,36 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi
palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,49) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou |
100,49 eura/MWh, | |
| g) | zo spaľovania | ||
| 1. | skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 70,34 eura/MWh, | |
| 2. | biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým
výkonom zariadenia do 1 MW vrátane |
107,53 eura/MWh, | |
| 3. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
do 250 kW vrátane |
125,29 eura/MWh, | |
| 4. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 250 kW do 500 kW vrátane |
119,41 eura/MWh, | |
| 5. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 500 kW do 750 kW vrátane |
110,62 eura/MWh, | |
| 6. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 750 kW |
107,26 eura/MWh, | |
| 7. | plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 122,62 eura/MWh, | |
| 8. | fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu | 118,88 eura/MWh. | |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny uvedeného do prevádzky v roku 2014 sa určuje priamym určením pevnej ceny
v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 74,75 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 72,89 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 82,53 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 78,89 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 74,39 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 120,69 eura/MWh, | |
| 5. | z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 113,40 eura/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 80,97 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 78,96 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 80,37 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 74,84 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 71,83 eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 77,60 eura/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu |
103,24 eura/MWh, | |
| e) | spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele | 80,02 eura/MWh, | |
| f) | v Rankinovom organickom cykle | 118,31 eura/MWh. | |
(3)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného
výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(4)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny
a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti
zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej
v biomase na elektrinu.
(5)
Výrobca elektriny technológiou podľa odseku 2 písm. c) štvrtého a piateho bodu, technológiou
podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológiou podľa odseku 2 písm. e) predkladá
spolu so žiadosťou o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysokoúčinnou
kombinovanou výrobou potvrdenie o pôvode paliva, kde uvedie názov výrobcu, chemické
zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšanú v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného
predpisu.52)
(6)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní len v prípade, že elektrina je
vyrábaná výhradne na tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu
elektriny obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými
sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedeného do prevádzky v roku 2015 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách
na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | ||
| 1. | do 100 kW vrátane | 111,27 eura/MWh, | |
| 2. | nad 100 kW do 200 kW vrátane | 109,17 eura/MWh, | |
| 3. | nad 200 kW do 500 kW vrátane | 106,84 eura/MWh, | |
| 4. | nad 500 kW do 1 MW vrátane | 105,15 eura/MWh, | |
| 5. | nad 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom | 88,89 eura/MWh, | |
| c) | z veternej energie | 62,49 eura/MWh, | |
| d) | z geotermálnej energie | 155,13 eura/MWh, | |
| e) | zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | ||
| 1. | cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy | 92,09 eura/MWh, | |
| 2. | odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy | 96,90 eura/MWh, | |
| 3. | obilnej slamy | 107,21 eura/MWh, | |
| 4. | biokvapaliny | 91,79 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,49) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou | 100,49 eura/MWh, | |
| g) | zo spaľovania | ||
| 1. | skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 70,34 eura/MWh, | |
| 2. | biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane | 107,53 eura/MWh, | |
| 3. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 250 kW vrátane | 120,49 eura/MWh, | |
| 4. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 250 kW do 500 kW vrátane | 110,00 eur/MWh, | |
| 5. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 500 kW do 750 kW vrátane | 102,95 eura/MWh, | |
| 6. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 750 kW | 100,23 eura/MWh, | |
| 7. | plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 99,21 eura/MWh, | |
| 8. | fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu | 95,50 eura/MWh. | |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny uvedeného do prevádzky v roku 2015 sa určuje priamym určením pevnej ceny
v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 74,75 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 72,89 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 82,53 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 78,89 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 74,39 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 99,82 eura/MWh, | |
| 5. | z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 98,40 eura/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 80,97 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 78,96 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 80,37 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 74,84 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 71,83 eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 77,60 eura/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu | 89,05 eura/MWh, | |
| e) | spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele | 80,02 eura/MWh, | |
| f) | v Rankinovom organickom cykle | 98,31 eura/MWh. | |
(3)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného
výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(4)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny
a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti
zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej
v biomase na elektrinu.
(5)
Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii
podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu
so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko
účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa
uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané
v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu.52)
(6)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne
v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje
všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý
proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 sa určuje priamym určením pevnej ceny v
eurách na megawatthodinu takto:
a)
z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny
1. do 100 kW vrátane....................111,27 eura/MWh,
2. nad 100 kW
do 200 kW vrátane....................... 109,17 eura/MWh,
3. nad 200 kW
do 500 kW vrátane .......................106,84 eura/MWh,
4. nad 500 kW
do 1 MW vrátane.......................... 105,15 eura/MWh,
5. nad 1 MW
do 5 MW vrátane............................ 97,98 eura/MWh,
1. do 100 kW vrátane....................111,27 eura/MWh,
2. nad 100 kW
do 200 kW vrátane....................... 109,17 eura/MWh,
3. nad 200 kW
do 500 kW vrátane .......................106,84 eura/MWh,
4. nad 500 kW
do 1 MW vrátane.......................... 105,15 eura/MWh,
5. nad 1 MW
do 5 MW vrátane............................ 97,98 eura/MWh,
b)
zo slnečnej energie s celkovým
inštalovaným výkonom zariadenia
výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré
je umiestnené na strešnej konštrukcii
alebo obvodovom plášti jednej
budovy spojenej so zemou
pevným základom ...........................88,89 eura/MWh,
inštalovaným výkonom zariadenia
výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré
je umiestnené na strešnej konštrukcii
alebo obvodovom plášti jednej
budovy spojenej so zemou
pevným základom ...........................88,89 eura/MWh,
c)
z veternej energie........................ 62,49 eura/MWh,
d)
z geotermálnej energie ...............155,13 eura/MWh,
e)
zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou
1. cielene pestovanej biomasy
okrem obilnej slamy ....................92,09 eura/MWh,
2. odpadnej biomasy ostatnej
okrem obilnej slamy ................... 96,90 eura/MWh,
3. obilnej slamy......................... 107,21 eura/MWh,
4. biokvapaliny ............................91,79 eura/MWh,
1. cielene pestovanej biomasy
okrem obilnej slamy ....................92,09 eura/MWh,
2. odpadnej biomasy ostatnej
okrem obilnej slamy ................... 96,90 eura/MWh,
3. obilnej slamy......................... 107,21 eura/MWh,
4. biokvapaliny ............................91,79 eura/MWh,
f)
zo spoluspaľovania biologicky
rozložiteľných zložiek komunálneho
odpadu s fosílnymi palivami
kombinovanou výrobou; ak podiel
biologicky rozložiteľnej zložky
v komunálnom odpade je podľa
osobitného predpisu,49) cena
sa uplatní bez podmienky výroby
elektriny kombinovanou
výrobou .............................................100,49 eura/MWh,
rozložiteľných zložiek komunálneho
odpadu s fosílnymi palivami
kombinovanou výrobou; ak podiel
biologicky rozložiteľnej zložky
v komunálnom odpade je podľa
osobitného predpisu,49) cena
sa uplatní bez podmienky výroby
elektriny kombinovanou
výrobou .............................................100,49 eura/MWh,
g)
zo spaľovania
1. skládkového plynu alebo plynu
z čističiek odpadových vôd..................70,34 eura/MWh,
2. biometánu získaného z bioplynu
vyrobeného anaeróbnou
fermentačnou technológiou
s celkovým výkonom
zariadenia do 1 MW
vrátane ..............................................107,53 eura/MWh,
3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou
fermentačnou technológiou
s celkovým výkonom zariadenia
do 250 kW vrátane .............................120,49 eura/MWh,
4. bioplynu vyrobeného
anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým výkonom
zariadenia nad 250 kW
do 500 kW vrátane ..............................110,00 eur/MWh,
5. bioplynu vyrobeného
anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým
výkonom zariadenia nad 500 kW
do 750 kW vrátane ..............................102,95 eura/MWh,
6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou
fermentačnou technológiou
s celkovým výkonom zariadenia
nad 750 kW ........................................ 100,23 eura/MWh,
7. plynu vyrobeného termochemickým
splyňovaním biomasy
v splyňovacom generátore......................99,21 eura/MWh,
8. fermentovanej zmesi vyrobenej
aeróbnou fermentáciou biologicky
rozložiteľného odpadu ...........................95,50 eura/MWh.
1. skládkového plynu alebo plynu
z čističiek odpadových vôd..................70,34 eura/MWh,
2. biometánu získaného z bioplynu
vyrobeného anaeróbnou
fermentačnou technológiou
s celkovým výkonom
zariadenia do 1 MW
vrátane ..............................................107,53 eura/MWh,
3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou
fermentačnou technológiou
s celkovým výkonom zariadenia
do 250 kW vrátane .............................120,49 eura/MWh,
4. bioplynu vyrobeného
anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým výkonom
zariadenia nad 250 kW
do 500 kW vrátane ..............................110,00 eur/MWh,
5. bioplynu vyrobeného
anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým
výkonom zariadenia nad 500 kW
do 750 kW vrátane ..............................102,95 eura/MWh,
6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou
fermentačnou technológiou
s celkovým výkonom zariadenia
nad 750 kW ........................................ 100,23 eura/MWh,
7. plynu vyrobeného termochemickým
splyňovaním biomasy
v splyňovacom generátore......................99,21 eura/MWh,
8. fermentovanej zmesi vyrobenej
aeróbnou fermentáciou biologicky
rozložiteľného odpadu ...........................95,50 eura/MWh.
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 sa určuje priamym určením pevnej
ceny v eurách na megawatthodinu takto:
a)
v spaľovacej turbíne
s kombinovaným cyklom .....................74,75 eura/MWh,
s kombinovaným cyklom .....................74,75 eura/MWh,
b)
v spaľovacej turbíne
s regeneráciou tepla ............................ 74,69 eura/MWh,
s regeneráciou tepla ............................ 74,69 eura/MWh,
c)
v spaľovacom motore s palivom
1. zemný plyn..................................... 80,26 eura/MWh,
2. vykurovací olej ................................78,89 eura/MWh,
3. zmes vzduchu a metánu.................. 74,39 eura/MWh,
4. z katalyticky spracovaného
odpadu ...............................................99,82 eura/MWh,
5. z termického štiepenia odpadov
a jeho produktov ..................................98,40 eura/MWh,
1. zemný plyn..................................... 80,26 eura/MWh,
2. vykurovací olej ................................78,89 eura/MWh,
3. zmes vzduchu a metánu.................. 74,39 eura/MWh,
4. z katalyticky spracovaného
odpadu ...............................................99,82 eura/MWh,
5. z termického štiepenia odpadov
a jeho produktov ..................................98,40 eura/MWh,
d)
v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla
s palivom
1. zemný plyn .....................................79,76 eura/MWh,
2. vykurovací olej ................................78,96 eura/MWh,
3. hnedé uhlie ............................... ......80,37 eura/MWh,
4. čierne uhlie s celkovým
inštalovaným výkonom zariadenia
výrobcu elektriny do 50 MW
vrátane ...............................................74,84 eura/MWh,
5. čierne uhlie s celkovým
inštalovaným výkonom
zariadenia výrobcu elektriny
nad 50 MW .........................................71,83 eura/MWh,
6. komunálny odpad ............................77,60 eura/MWh,
7. plyn vyrobený termochemickým
splyňovaním odpadu v splyňovacom
generátore alebo termickým
štiepením odpadu ................................89,05 eura/MWh,
1. zemný plyn .....................................79,76 eura/MWh,
2. vykurovací olej ................................78,96 eura/MWh,
3. hnedé uhlie ............................... ......80,37 eura/MWh,
4. čierne uhlie s celkovým
inštalovaným výkonom zariadenia
výrobcu elektriny do 50 MW
vrátane ...............................................74,84 eura/MWh,
5. čierne uhlie s celkovým
inštalovaným výkonom
zariadenia výrobcu elektriny
nad 50 MW .........................................71,83 eura/MWh,
6. komunálny odpad ............................77,60 eura/MWh,
7. plyn vyrobený termochemickým
splyňovaním odpadu v splyňovacom
generátore alebo termickým
štiepením odpadu ................................89,05 eura/MWh,
e)
spaľovanie energeticky využiteľných
plynov vznikajúcich pri hutníckej
výrobe ocele .......................................80,02 eura/MWh,
plynov vznikajúcich pri hutníckej
výrobe ocele .......................................80,02 eura/MWh,
f)
v Rankinovom
organickom cykle................................ 98,31 eura/MWh.
organickom cykle................................ 98,31 eura/MWh.
(3)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného
výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(4)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny
a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti
zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej
v biomase na elektrinu.
(5)
Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii
podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu
so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko
účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa
uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané
v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu.52)
(6)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne
v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje
všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý
proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.
(1)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane ich štruktúry
pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok
ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa tohto paragrafu, týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,
e)
znaleckým posudkom potvrdené údaje preukazujúce inštalovaný výkon zariadení na výrobu
elektriny, ktoré môžu vyrábať elektrinu spaľovaním domáceho uhlia s uvedením potenciálneho
množstva elektriny, ktorú je možné na tomto zariadení vyrobiť,
f)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti
alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi
komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
g)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
h)
údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu
elektriny z domáceho uhlia,
i)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(2)
Podklady podľa odseku 1 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(3)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(4)
Na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia sa u výrobcu elektriny uplatní
za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená
z domáceho uhlia, pevná cena DOPt v eurách za megawatthodinu vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
VNt sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t; VNt sa vypočítajú podľa vzorca
VNt = Nhu ,t + NEK , t + NOVN ,t,
kde
1.
NHU,t sú len ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup domáceho hnedého uhlia a náklady
na obstaranie mazutu, ktoré zodpovedajú množstvu mazutu, ktorého energetický obsah
zodpovedá najviac 1 % energetického obsahu domáceho hnedého uhlia určeného na základe
jeho skutočnej výhrevnosti,
2.
NEK,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup emisných kvót,
3.
NOVN,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady v súlade s § 4 ods. 1 písm. d),
b)
FNt sú plánované schválené alebo určené fixné náklady bez odpisov nových zariadení na
výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; najviac vo výške podľa vzorca
kde
1.
FNvych je schválená alebo určená východisková hodnota fixných nákladov maximálne
do 37 300 000 eur,
2.
JPIt je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie za obdobie od júla roku t-2 do júna
roku t-1, zverejnených štatistickým úradom,
3.
X je faktor efektivity v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je 3,5;
ak je hodnota rozdielu JPIt a X nižšia ako 0, na účely výpočtu pevnej ceny na výrobu elektriny z domáceho uhlia
na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,
4.
kvyužitia je koeficient, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
Qvt je plánované množstvo elektriny vyrobené z hnedého uhlia na základe plnenia povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme,
Qp je projektované množstvo elektriny, ktoré môže zdroj vyrobiť z hnedého uhlia,
c)
ONZt sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t v eurách; faktor
ONZt sa na rok 2012 rovná nule,
d)
PZt je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t určený podľa
vzorca
PZt = (VNt + FNt + ONZt) x WACC,
kde
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
e)
VEt sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok
t vypočítané podľa vzorca
VEt = (QVt - QTt - QREt ,KL) x CEt + QREt ,KL x CREt ,KL + QREt ,ZA x CREt ,ZA,
kde
1.
QVt je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva
elektriny na rok t,
2.
QTt je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho
uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
3.
QREt,KL je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia
v jednotkách množstva elektriny na rok t,
4.
CEt je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny, minimálne však vo
výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,53) okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t,
5.
CREt,KL je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej
z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
6.
QREt,ZA je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením
na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
7.
CREt,ZA je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej
zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t,
f)
VPSt je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu
elektriny z domáceho uhlia na rok t,
g)
QDEt je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom
elektriny podľa odseku 1,
h)
KDUt je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného
subjektu v eurách na rok t vypočítaný podľa odseku 5.
(5)
Faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia KDUt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KDUt = SVNt-2 - VNt-2 + SFNt-2 - FNt-2 + SONZt-2 - ONZt-2 + SPZt-2 - PZt-2 -(SVEt-2 - VEt-2) - (SVPSt-2 - VPSt-2) - KTPSvt
kde
a)
SVNt-2 sú skutočné schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t-2 vrátane nákladov na nákup emisných kvót určených podľa oficiálneho
kurzového lístka zverejneného burzou EEX na jej webovom sídle, za produkt EU Emission
Allowances-Spot Market v eurách na tony CO2 za obdobie od 1. januára roku t-2 do 31. decembra roku t-2,
b)
VNt-2 sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t-2,
c)
SFNt-2 sú skutočné schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia
v eurách na rok t-2,
d)
FNt-2 sú plánované schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t-2,
e)
SONZt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách; SONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
f)
ONZt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách;
ONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
g)
SPZt-2 je skutočný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa
vzorca
SPZt-2 = (SVNt-2 + SFNt-2 +SONZt-2) x WACC,
kde
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
h)
PZt-2 je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa
vzorca
PZt-2 = (VNt-2 + FNt-2 + ONZt-2) x WACC,
i)
SVEt-2 sú skutočné výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok
t-2 vypočítané podľa vzorca
SVEt-2 = (SQVt-2 - SQTt-2 - SQREt-2,KL) x SCEt-2 + SQREt-2,KL x SCREt-2,KL + SQREt-2,ZA X SCREt-2,ZA,
kde
1.
SQVt-2 je skutočné množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny
na rok t-2,
2.
SQTt-2 je skutočné množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho
uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
SQREt-2,KL je skutočné množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia
v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
4.
SCEt-2 je skutočná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej
elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného
predpisu,52)
5.
SCREt-2,KL je skutočná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej
z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
SQREt-2,ZA je skutočné množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením
na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
7.
SCREt-2,ZA je skutočná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej
zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t-2,
j)
VEt-2 sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok
t-2 vypočítané podľa vzorca
VEt-2 = (QVt-2 -QTt-2 - QREt-2,KL) x CEt-2 + QREt-2,KL x CREt-2,KL + QREt-2,ZA x CREt-2ZA,
kde
1.
QVt-2 je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva
elektriny na rok t-2,
2.
QTt-2 je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho
uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
QREt-2,KL je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia
v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
4.
CEt-2 je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej
elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného
predpisu,52)
5.
CREt-2,KL je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej
z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
QREt-2,ZA je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením
na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
7.
CREt-2,ZA je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej
zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t-2,
k)
SVPSt-2 je skutočný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu
elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,
l)
VPSt-2 je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu
elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,
m)
KTPSvt je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému výrobcu
elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia v eurách
v roku t-2; pre roky 2013 až 2015 sa rovná nule a pre roky 2016 a nasledujúce sa vypočíta
podľa vzorca
kde
1.
TPSvt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny,
ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku
množstva elektriny na rok t-2, vypočítaná podľa § 18 ods. 4,
2.
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
3.
QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
4.
Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého
hodnota je 0,95,
5.
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
6.
QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-6 až február roku t-5.
Tarifa za prevádzkovanie systému
(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému TPSt sa určí ako podiel plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému vypočítaných podľa
odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,54) na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NPSt sú plánované náklady na prevádzkovanie systému,
b)
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na
rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej
sústavy, organizátorovi krákodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými
odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia
týchto podmienok v roku t,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Plánované náklady na prevádzkovanie systému sa vypočítajú podľa vzorca
NPSt = DOPt x QDEt + Nozekvt + PNOTt + Noktet - KPSt,
kde
a)
DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu,
b)
QDEt je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom
elektriny,
c)
Nozekvt sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t,
d)
PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť
nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na
rok t,
e)
Noktet sú náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t,
f)
KPSt je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej
sústavy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2.
(3)
Celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t sa vypočítajú
podľa vzorca
kde
a)
NDOPit sú plánované náklady na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
PQDOPit je plánované množstvo elektriny, na ktoré možno uplatniť doplatok, vyrobenej v roku
t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej
distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách
množstva elektriny,
2.
CEPSDOPit je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov
elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v
eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
ACESTRt je cena elektriny na straty podľa osobitného predpisu55) určená ako aritmetický priemer cien elektriny základného pásma na účely pokrytia
strát prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku;
výška ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t je vypočítaná
podľa § 28 ods. 3 písm. b) prvého bodu,
b)
Vpprekit je plánovaný výnos za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát i-tým
prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktorý sa vypočíta podľa
vzorca
kde
1.
PQSTRprekitj je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku
t prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s
odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení
výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát elektriny v distribučnej
sústave; PQSTRprekitj sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát
elekriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny
i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny
s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRprekitj sa rovná nule,
2.
PCTRHjt je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok
t v j-tej hodine roku t; PCTRHjt sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t ako aritmetický priemer cien elektriny
príslušných hodín v dňoch v období od 1. apríla roku t – 1 do 30. septembra roku t
– 1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou
organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; od 1. marca 2013 je táto
cena minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,55)
c)
Ktpsit-2 je korekcia nákladov vynaložených na nákup elektriny od výrobcov elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľmi
regionálnych distribučných sústav v roku t – 2,
d)
Krdsit-2 je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľov
regionálnych distribučných sústav v roku t – 2,
e)
K2012,2013 je korekcia nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy súvisiacich
s prevzatím zodpovednosti za odchýlku za zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby elektriny a tepla, nákladov súvisiacich
s dokupom elektriny, nákladov a výnosov súvisiacich s tarifou za prevádzkovanie systému
fakturovanej odberateľom a samovýrobcom za roky 2012 a 2013, pre ostatné roky je rovná
0.
(4)
Korekcia nákladov vynaložených na prevádzkovanie systému v roku t sa vypočíta podľa
vzorca
kde
a)
KDOPit-2 je korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy v roku t-2,
b)
Kpprekit-2 je korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát
i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2.
(5)
Korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
SQDOPi,jt-2 je skutočné množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom
zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou
kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy
alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v jednotkách množstva elektriny v roku
t-2,
b)
PQDOPi,jt-2 je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v
j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko
účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej
sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v jednotkách množstva elektriny
v roku t-2,
c)
CEPSDOPi,jt-2 je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t-2,
d)
CESTRt-2 je cena elektriny na účely pokrytia strát i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy vrátane nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t-2.
(6)
Korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát
i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t sa vypočíta podľa
vzorca
kde
a)
SQSTRpreki,jt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku
t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti
s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení
výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy;
SQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t skutočného diagramu na pokrytie strát
v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s
právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, SQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
b)
PQSTRpreki,jt-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku
t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti
s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení
výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy;
PQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát
v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s
právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
c)
SCTRHjt-2 je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok
t-2 v j-tej hodine roku t-2; SCTRHjt-2 sa rovná pre každú hodinu roka t-2 váženému priemeru cien elektriny príslušnej hodiny
roka t-2, za ktoré boli odpredané jednotlivé časti množstva SQSTRprekjt-2 na obdobie roku t-2, od 1. marca 2013 je táto cena minimálne vo výške ceny elektriny
na straty podľa osobitného predpisu;55) prekúpené množstvo elektriny SQSTRpreki,jt-2 i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny
i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny
s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy sa umožňuje odpredať
na ročnej báze vo forme štandardného produktu ročného základného pásma s rovnakou
hodnotou množstva elektriny v každej hodine roka t-2 a v dennom obchodovaní v obchodnej
oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého
trhu s elektrinou.
(7)
Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre roky 2014 a 2015 vypočíta podľa
vzorca
Krdsit-2 = (TPSt-2 + TPSit-2) x (SQKit-2 - QKit-2) + TPSt-2 x (SQZdot-2 + SQVdot-2 -QZdot-2 - QVdot-2),
kde
a)
TPSt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov
elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do
regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, v eurách na jednotku množstva
elektriny v roku t-2,
b)
TPSit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
c)
SQKit-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratý prevádzkovateľmi
miestnej distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy
regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov
elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej
republiky v roku t-2,
d)
QKit-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú
prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej
sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy
a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy
Slovenskej republiky v roku t-2,
e)
SQZdot-2 je celkový skutočný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného
subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej
distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto
miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej
sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave
okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny
v roku t-2,
f)
SQVdot-2 je celkový skutočný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov
elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu
a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej
distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny
v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny
pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
g)
QZdot-2 je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu,
vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej
sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej
sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo
spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej
spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
QVdot-2 je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov
elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu
a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej
distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny
v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny
pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(8)
Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre rok 2016 a nasledujúce vypočíta
podľa vzorca
Krdsit-2 = TPSdsit-2 x [(QSKStpst-2 - QSvdt-2 x Kvdt-2) - (QPKStpst-2 - QPvdt-2 x Kvdt-2)],
kde
a)
TPSdsit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
b)
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
d)
Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého
hodnota je 0,95,
e)
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
f)
QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5.
(9)
Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca
KPSt = VtpsPPSt-2 - NtpsPPSt-2 + KPSPPSt-2,
kde
a)
VtpsPPSt-2 sú celkové výnosy z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,
b)
NtpsPPSt-2 sú celkové náklady z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,
c)
KPSPPSt-2 je korekcia v eurách na rok t-2 KPSt-2 zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému v roku t-4.
(10)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa
za prevádzkovanie systému TPSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny
vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú
spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny
bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,
ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(11)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na
výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny
alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy
okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej
sústavy.
(12)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny
pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom
zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených
do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny
alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej
spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej
sústavy.
(13)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia
prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto
odberateľovi elektriny tarifa za prevádzkovanie systému TPSt na celé množstvo takto odobratej elektriny. Ak výrobca nie je subjektom zúčtovania,
uhradia sa platby uplatnené u odberateľa elektriny účastníkovi trhu, ktorý za výrobcu
prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(14)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za
vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu
elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy ani za
spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(15)
Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú prevádzkovateľmi prenosovej
sústavy a distribučných sústav a výrobcami elektriny údaje o skutočných množstvách
elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách
elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom elektriny vrátane údajov o množstve
elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, v inom zariadení na
výrobu elektriny a údaje o spotrebe takto vyrobenej elektriny spotrebovanej na vlastnú
spotrebu elektriny, dodanej odberateľom elektriny bez použitia prenosovej alebo regionálnej
distribučnej sústavy, vlastnej spotrebe elektriny pri výrobe elektriny, ako aj údaje
o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto
režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému
účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal
zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie
miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa
platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal
zodpovednosť za odchýlku.
(3)
Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QSKStpsoomt, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému, sa určí podľa vzorca
QSKStpsoomt = QSKStpsoomt - QSvdoomt x Kvdt,
kde
a)
QSKStpsoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste
v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QSvdoomt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
Výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 15 až 17 sa vzťahuje za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2, najmä za zúčtovanie, vyhodnotenie
a vysporiadanie odchýlok, za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 15 až 17, týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti
alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi
komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
f)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
g)
podklady podľa prílohy č. 2,
h)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(1)
Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PPZOt = PNZOt + PVAt + INVZOt - KZOt,
kde
a)
PNZOt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením
a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
b)
PVAt je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v
eurách vypočítaný podľa vzorca
PVAt = AR x 0,065
kde
AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti so zúčtovaním,
s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru roku t-1,
c)
INVZOt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVZOt = SOzot-2 - POzot-2,
kde
1.
SOzot-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,
2.
POzot-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,
d)
KZOt je fakor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa vypočíta sa podľa vzorca
KZOt = PZOt-2 x (SQSZt-2 + SQPZt-2 - QSZt-2 - QPZt-2) + TZOt-2 x (SQDDt-2 + SQREt-2 - QDDt-2 - QREt-2),
kde
a)
PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok v eurách v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú
zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
b)
SQSZt-2 je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok,
c)
SQPZt-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú
prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
d)
QSZt-2 je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní,
vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
e)
QPZt-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale
majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
f)
TZOt-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku
množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú
zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
g)
SQDDt-2 je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma
zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných
skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti
za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
SQREt-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
i)
QDDt-2 je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako
suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov,
bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti
za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
j)
QREt-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)
Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok PZOt v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní
odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť
za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v roku t,
b)
QtSZ je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a
vysporiadaní odchýlok,
c)
QtPZ je predpokladaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú
prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.
(3)
Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok,
ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu
o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné
služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v roku t,
b)
QtDD je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako
suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov
elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v
roku t,
c)
QtRE je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t.
(4)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku
a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre
subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku
na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania,
vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt podľa odseku 2 v eurách v roku t.
(5)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku
a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa
uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných
skupín podľa denných diagramov v roku t.
(6)
Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za
odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie
a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny
určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.
(1)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu
s elektrinou, sa uplatňujú tarify za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu
s elektrinou, pričom úradom schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v
eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
VOTEt = PNOTEt + PVAt + INVOTEt - KOTEt,
kde
a)
PNOTEt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním
a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,
b)
PVAt je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca
PVAt = AR x 0,065
kde
AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti s organizovaním
a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
c)
INVOTEt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVOTEt = SOotet-2 - POotet-2,
kde
1.
SOotet-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
2.
POotet-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
d)
KOTEt je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odsekov 3 a 4.
(2)
Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách za jednotku množstva
elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
VOTEt je schválený alebo určený maximálny výnos podľa odseku 1,
b)
PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť
nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na
rok t; PNOTt sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému a alikvotná časť tarify za prevádzkovanie
systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora
krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
QPKStpst
je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
2.
QPvdt
je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
3.
Kvdt
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
c)
FPOTEt je schválená alebo určená ročná fixná platba v eurách určená na rok t cenovým rozhodnutím
uplatneným subjektu zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu
s elektrinou,
d)
Qtote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t,
e)
QOTEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t nakúpenej
a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.
(3)
Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t sa na roky 2014 až 2015 vypočíta podľa vzorca
KOTEt = (SQotet-2 - Qotet-2) x FPOTEt-2 + (SQOTEt-2 - QOTEt-2) x TOTEt-2 + (SQKpot-2 - QKpot-2) x TPSotet-2,
kde
a)
SQotet-2 je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
b)
Qotet-2 je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
c)
FPOTEt-2 je ročná fixná platba v eurách určená na rok t-2 cenovým rozhodnutím pre subjekt
zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
SQOTEt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej
a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
QOTEt-2 je plánované schválené množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok
t-2 nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
f)
TOTEt-2 je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená
alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách za jednotku množstva elektriny
nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
g)
SQKpot-2 je skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú
priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
QKpot-2 je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí
sú priamo pripojení do prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
i)
TPSotet-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou na rok t-2.
(4)
Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t sa od roku 2016 vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
c)
Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého
hodnota je 0,95,
d)
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
e)
QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
f)
PNOTt-2 sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť
nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na
rok t-2.
(1)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t Noktet sa vypočítajú podľa vzorca
Noktet = PNt + POt + RABt x WACC x KDZ + FINVPt - KOTt,
kde
a)
PNt, sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady
súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov a s centrálnou fakturáciou
taríf vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,
b)
POt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou
činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú
činnosť v roku t,
c)
RABt je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so
správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf
vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2014 až 2016 určená podľa
§ 5 ods. 2 a 3,
e)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; KDZ je na roky 2012 až 2014 rovný jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od
0,90 do 1,00,
f)
FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt sa na rok 2014 a 2015 rovná nule a na rok 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPt = SOt-2 - POt-2
kde
1.
SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne
využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,
2.
POt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne
využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,
g)
KOTt je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách, ktorá sa vypočíta
podľa odseku 3.
(2)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činnosti organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t Noktet sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému. Alikvotná časť tarify za prevádzkovanie
systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú
sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(3)
Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca
KOTt = SVTPSostt-2 - PVTPSostt-2,
kde
a)
SVTPSostt-2 sú skutočné výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie
ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,
b)
PVTPSostt-2 sú plánované výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie
ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.
(1)
Náklady na prevádzkovanie systému NPSsz sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
vyúčtujú všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku55) daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a sú vypočítané podľa vzorca
NPSszi = TPSt x (QSKStpsszi - QSvdit x Kvdt),
kde
a)
QSKStpsszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QSvdti je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými
odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania
s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Náklady na prevádzkovanie systému sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny
na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny,
ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.56)
(3)
Ak prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej sú pripojení jednotliví
výrobcovia elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou
výrobou a od ktorých prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy nakupuje elektrinu
na krytie strát a ktorým vypláca doplatok k cene elektriny vyrobenej z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, vyúčtujú sa organizátorovi
krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca náklady
spojené s nákupom elektriny od týchto výrobcov elektriny NPSdsi podľa vzorca
NPSdsi = TPSdsit x (QSKStpst - QSvdt x Kvdt),
kde
a)
TPSdsit je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca
kde
1.
Nozekvit sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou i-tého prevádzkovateľa sústavy v roku
t,
2.
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
3.
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
4.
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
b)
QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(4)
Ak výrobca elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení
povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho
uhlia, vyúčtuje sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15.
dňu nasledujúceho mesiaca platba NPSv podľa vzorca
NPSv= TPSvt x (QSKStpst - Qsvdt x Kvdt),
kde
a)
TPSvt je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny,
ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku
množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca
kde
1.
DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu pre
rok t,
2.
QDEt je objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu
vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,
3.
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
4.
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
5.
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
b)
QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(5)
Náklady spojené s korekciou prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému NKPSpps zohľadňujúce náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z
platieb za prevádzkovanie systému za rok t-2 sa vyúčtujú organizátorovi krátkodobého
trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca
NKPSpps = TPSppst x (QSKStpst - QSvdt x Kvdt),
kde
a)
TPSppst je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta
sa podľa vzorca
kde
1.
KPSt je korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému v roku t-2,
2.
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
3.
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
4.
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
b)
QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
Prístup do prenosovej sústavy, prenos elektriny, podporné služby a systémové služby
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 20 až 22 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku
t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh a vykonáva sa určením
a)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos
elektriny,
b)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
c)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, za
poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných služieb, vrátane ich
štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane
podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výška zmluvných a nameraných
technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 20 až 22, týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných
služieb a systémových služieb,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 3,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Do 30. apríla roku t sa regulovaným subjektom predkladajú tieto údaje
a)
výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,
b)
výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,
c)
výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt
uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných
služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,
d)
výška skutočných výnosov z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-1,
e)
výška skutočných investícií v roku t-1,
f)
výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
g)
výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
h)
skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi
distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie
do prenosovej sústavy.
(6)
Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka
t-1 plánované množstvo v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné
množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t
a)
fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi
elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej
sústavy,
b)
fakturovanej celkovej koncovej spotreby elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými
odberateľmi elektriny od prevádzkovateľov distribučnej sústavy vrátane koncovej spotreby
elektriny odberateľov pripojených do distribučnej sústavy v rámci prevádzky preukázateľne
oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
c)
celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny,
ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
d)
elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,
e)
elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.
(7)
Tarify za rezervovanú kapacitu a za prenesenú elektrinu sa určia tak, aby plánovaný
výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny
za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 20 ods. 1 a plánovaného množstva elektriny QPPt.
(8)
Platba za prístup do prenosovej sústavy, ktorá sa stanoví ako súčin hodnoty rezervovanej
kapacity, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov a tarify za rezervovanú
kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy výrobcom elektriny pripojeným
do prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu
elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej
sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje
zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do
5 MW.
(9)
Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu neobjednávajú. Hodnota rezervovanej
kapacity sa určí z hodnoty dohodnutého technického dimenzovania pripojenia z výšky
dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy
alebo z výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak výrobca
elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej
sústavy alebo ak hodnota technického dimenzovania nie je ešte priamo uvedená v existujúcej
zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.
(10)
Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny sa určí tak, aby plánované
platby, ktoré výrobcovia elektriny pripojení do prenosovej sústavy uhrádzajú prevádzkovateľovi
prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v roku t boli najviac vo výške
výnosu určeného ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej
sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy.
(11)
Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa kalkulujú pri základnom
zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie
užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením v súlade s technickými
podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy so
zvláštnymi nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie
napájacie vedenia sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 15 % z tarify
za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa vydaného
cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie
je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Iba v prípade prenosu elektriny
cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci
sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú
kapacitu a cena za prenos elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za prenos elektriny,
pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie
nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie
užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.
(12)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované
regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo
bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady,
ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.21)
(13)
V prípade odberu elektriny z prenosovej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov
elektriny, ktorí odberajú elektrinu z prenosovej sústavy výlučne na účely čerpania
v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba
za prístup do prenosovej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu.
(14)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej
sústavy, prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej
sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, sa uhrádza
prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, do ktorého prenosovej sústavy je jeho miestna
distribučná sústava pripojená, platba za prístup do prenosovej sústavy vo výške podľa
odseku 8 podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Platba za prístup
do prenosovej sústavy vo výške podľa predchádzajúcej vety sa uhrádza prevádzkovateľovi
prenosovej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy na základe faktúry
vystavenej prevádzkovateľom prenosovej sústavy, a to aj v prípade, ak takýto prevádzkovateľ
miestnej distribučnej sústavy nemá s prevádzkovateľom prenosovej sústavy uzatvorenú
zmluvu o pripojení alebo zmluvu o prístupe do prenosovej sústavy a prenos elektriny
pre zariadenie na výrobu elektriny. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie
na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny,
ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným
výkonom do 5 MW.
(15)
V prípade pripojenia miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej
sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do prenosovej sústavy
uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto:
a)
výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú
kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 8 alebo tarifa za rezervovanú
kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do prenosovej sústavy
cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy
uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu
elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu
elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy
uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu
elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny alebo tarifu za rezervovanú kapacitu
odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.
(1)
Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CPt okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PNvych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady
v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s
regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na zabezpečenie systémových služieb,
b)
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
c)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5,
ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,
d)
Ovych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom
roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných
z RABvych na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných
pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
e)
POt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
f)
RABvych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá
sa rovná všeobecnej hodnote majetku57) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k
1. januáru 2011,
g)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
h)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí úradom v intervale
od 0,90 do 1,00,
i)
FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPt = SOt-2 – POt-2,
kde
1.
SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
2.
POt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
j)
MPt je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t
vypočítaná podľa vzorca
MPt = (ITCt + VAt) x (1 - m),
kde
1.
ITCt je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných
regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,
2.
VAt je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítanie nákladov fakturovaných
regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy,
3.
m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
k)
DVt sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi
distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie
do sústavy; DVt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,
l)
QPPt je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy
koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy,
výrobcami elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi
distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané ako priemer
ročných hodnôt skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného
príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
m)
NPSZt sú náklady na projekty spoločného záujmu v eurách na rok t.
(2)
Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určí
ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov,
a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch
s rozlíšením na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa
započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa § 19 ods. 8, 9, 10 a 15.
(3)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb
za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,8.
Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za
rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,2.
(4)
Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek
taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu. Návrh taríf
zohľadňuje plánované výnosy v eurách v roku t z platieb za rezervovanú kapacitu pri
výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy a charakter
odberu elektriny koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej
sústavy, ich spotrebu elektriny a výšku rezervovanej kapacity pripojených užívateľov
prenosovej sústavy takto:
a)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného
do prenosovej sústavy je viac ako 200 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového
odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac
ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy
v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej
sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity
a 70 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 70
% z tarify za prenesenú elektrinu,
b)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného
do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového
odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac
ako 2 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy
v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej
sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity
a 50 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 50
% z tarify za prenesenú elektrinu,
c)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného
do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového
odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac
ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy
v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej
sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity
a 30 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 30
% z tarify za prenesenú elektrinu.
(1)
Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPLt v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VstEPS,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce
do prenosovej sústavy na rok t vrátane tokov zo zahraničia,
b)
PPSCPS,t je percento plánovaných strát elektriny pri prenose elektriny prenosovou sústavou
na rok t vypočítané podľa vzorca
ak výsledok výpočtu
je vačší ako 1, tak
je vačší ako 1, tak
PPSCPS,t sa rovná 1,
kde
1.
SQPLt je ročný priemer zo súčtu skutočného množstva strát elektriny pri prenose elektriny
za roky t-3 a t-2, očakávaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny za rok
t-1 a plánovaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny za roky t a t+1 v
jednotkách množstva elektriny,
2.
SVstEPS,t je ročný priemer zo súčtu skutočného množstva elektriny vstupujúceho do prenosovej
sústavy za roky t-3 a t-2 vrátane tokov zo zahraničia, očakávaného množstva elektriny
vstupujúceho do prenosovej sústavy za rok t-1 vrátane tokov zo zahraničia a plánovaného
množstva elektriny vstupujúceho do prenosovej sústavy za roky t a t+1 vrátane tokov
zo zahraničia v jednotkách množstva elektriny.
(2)
Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose
elektriny PSstratyt a výnos z týchto platieb sa nezahŕňa do výnosu za prístup do prenosovej sústavy a
prenos elektriny. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa
vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QPLt je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách
množstva elektriny na rok t podľa odseku 1,
b)
PLEt je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna
roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac
10 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na
rok t,
3.
Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu v eurách na jednotku
množstva elektriny na rok t na odchýlku súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny
na rok t pri prenose elektriny; tieto náklady sa stanovia pomerne k skutočným nákladom
za obdobie január až jún t-1,
c)
QPLprenost je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny na rok t,
d)
FPSt je faktor strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na
rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
PSstratyt-2 je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2,
2.
QPLprenost-2 je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny na rok t-2,
3.
QSKprenost-2 je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny v roku t-2,
4.
PLEt-2 je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
QPLt-2 je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny na rok t-2,
6.
QSKt-2 je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v roku t-2.
(1)
Na základe dohodnutého a schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných
služieb sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované náklady v
eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb PPSt od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb.
(2)
Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím
na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa
priamym určením určuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie
činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného
výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu a maximálny ročný náklad
na zabezpečenie poskytovania diaľkovej regulácie napätia a jalového výkonu a štartu
z tmy v eurách a maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny alebo minimálna
cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
pri aktivácii predmetného druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných
služieb prevádzkovateľom prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov
elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva
hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(3)
Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa
určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení poskytovateľov
podporných služieb ako
a)
najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,
ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím
v eurách za jednotku množstva elektriny,
b)
najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,
ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím
v eurách za jednotku množstva elektriny.
(4)
V každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení sa osobitne vyhodnocuje kladná
regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina
sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa
použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy.
(1)
Tarifa za systémové služby sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených
o primeraný zisk na systémové služby stanovených podľa odseku 2 a celkovej plánovanej
koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,53) na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NPSSt sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,
b)
QPKStsst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify sa systémové služby,
c)
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na
rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej
sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými
odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia
týchto podmienok v roku t,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
(2)
Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PPSt sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy
na nákup podporných služieb v roku t, od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného
predpisu58) v eurách,
b)
PNDispvych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady
v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na
zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,
c)
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom
za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
d)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5:
ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov
na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná
0,
e)
ODispvych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom
roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vztiahnutých
na RABDispvych a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne
využívaných pre dispečerskú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
f)
PODispt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s dispečerskou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
g)
RABDispvych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá
sa rovná všeobecnej hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s
dispečerskou činnosťou precenenej k 1. januáru roka 2011,
h)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
i)
FINVDispt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDispt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVDispt = SODispt-2 - PODispt-2,
kde
1.
SODispt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
2.
PODispt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
j)
KS t je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 6.
(3)
Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KSt = NSSSt-2 - NPSSt-2 - (1 - s) X (SPSt-2 - PPSt-2) - Naukct-2 - CVt-2 + 0,7 x GCCt-2
kde
a)
s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi
na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty
zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jedna,
b)
SPSt-2 sú celkové skutocné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných
služieb od poskytovatelov podporných služieb v eurách v roku t-2,
c)
PPSt-2 sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy
na nákup podporných služieb v roku t od poskytovateľov podporných služieb v eurách
v roku t-2,
d)
Naukct-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz
podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
e)
CVt-2 je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta
podľa vzorca
kde
1.
NOcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
2.
VOcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
3.
NREcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
4.
VREcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
5.
Ncvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú
ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,
6.
Vcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú
ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.
f)
GCCt-2 je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách
v roku t-2; GCCt-2 za rok 2011 sa rovná nule a za roky 2012 až 2014 sa vypočíta podľa vzorca
GCCt-2 = VGCCt-2 - NGCCt-2 + VREGCCt-2 - NREGCCt-2,
kde
1.
VGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie
výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa
prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v
rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
2.
NGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie
výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa
prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v
rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
3.
VREGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v
systéme GCC v eurách v roku t-2,
4.
NREGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej
sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,
g)
NSSSt-2 sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej
sústavy v roku t-2,
h)
NPSSt-2 sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.
(4)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa
za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej
v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu
elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez
použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,
ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(5)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na
výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny
alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy
okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej
sústavy.
(6)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny
pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom
zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených
do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny
alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej
spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej
sústavy.
(7)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia
prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto
odberateľovi elektriny tarifa za systémové služby TSSt na celé množstvo takto odobratej elektriny.
(8)
Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú
spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny
pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy ani
za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto
režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za systémové služby
účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal
zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie
miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa
platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť
za odchýlku.
(3)
Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QSKStssoomt, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby, sa určí podľa vzorca
QSKStssoomt = QSKStpsoomt - QSvdoomt x Kvdt,
kde
a)
QSKStpsoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste
v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdoomt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(1)
Náklady na systémové služby sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku55) daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca
NSSszi = TSSt x (QSKStssszi - QSvdit x Kvdt),
kde
a)
QSKStssszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými
odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania
s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Náklady na systémové služby sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na
prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny,
ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.59)
(3)
Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps
sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu
nasledujúceho mesiaca podľa vzorca
NSSps = TSSt x (QSKStsst - QSvdt x Kvdt),
kde
a)
QSKStsst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
Prístup do distribučnej sústavy a distribúcia elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných
technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 4,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované
množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané
množstvá v závislosti na type merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej
z príslušnej distribučnej sústavy
a)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny
odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny
v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
b)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky
preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky.
(6)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje
osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako
vážený priemer jednotlivých taríf.
(7)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do jedenástich sadzieb pre odberateľov elektriny
okrem odberateľov elektriny v domácnostiach takto:
a)
C1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
C2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,
c)
C3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
d)
C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, nízke pásmo sa poskytuje minimálne
osem hodín denne,
e)
C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
f)
C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne
osem hodín denne,
g)
C7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním
priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
h)
C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne
20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
i)
C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
j)
C10 je sadzba pre verejné osvetlenie,
k)
C11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny.
(8)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do ôsmich sadzieb pre odberateľov
elektriny v domácnostiach takto:
a)
D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
D3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne
určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme, pričom aspoň jeden interval sa
poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov
sa nevyžaduje. Prevádzkovateľ distribučnej sústavy zverejní informáciu o fixnom čase
trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri
hodiny odberateľovi elektriny,
d)
D4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním
akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
e)
D5 je dvojpásmová sadzba pre priamovyhrevné elektrické vykurovanie; nízke pásmo sa
poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov
v čase vysokého pásma,
f)
D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne
20 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého
pásma,
g)
D7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny
do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,
h)
D8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním
akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným
výkonom akumulačných spotrebičov.
(9)
Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných
cien a taríf.
(10)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová
úroveň vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi
vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu
nízkeho napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.
(11)
Na účely uplatnenia tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa
poskytujú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny
v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy
a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane
prevádzkovateľov distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci
prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a skutočné údaje
o množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia
distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného
subjektu v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
a to vždy za príslušný mesiac do ôsmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.
(12)
Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za
straty pri distribúcii elektriny v roku t proti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni
nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia ekonomicky
oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát
elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za
straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom,
aby bola percentuálna zmena cien distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na
všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej
inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku
t-1 a X je faktor efektivity.
(13)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii
elektriny sa určuje maximálne do výšky 0,65. Medziročná zmena podielu výnosov z platieb
za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 1
%.
(14)
Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého
napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dojednaná v zmluve o pripojení
alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Ak nameraný štvrťhodinový
výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej
kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie
zmluvných hodnôt. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná
kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26.
(15)
Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi
vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na
príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny zmluvou o prístupe do distribučnej
sústavy a distribúcii elektriny alebo rámcovou distribučnou zmluvou. Hodnota rezervovanej
kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia
ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity
je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym
odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity maximálne
5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas
doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu
rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty
rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby,
na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá.
(16)
Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na
napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu
A alebo typu B trvajúci najmenej jeden mesiac a najviac sedem mesiacov v kalendárnom
roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu
elektriny tvorí najmenej 90 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny
rok. Pre sezónny odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny
rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Po ukončení kalendárneho roka
prevádzkovateľ distribučnej sústavy vyhodnotí splnenie podmienok sezónneho odberu
za uplynulý kalendárny rok, a to zaslaním vyúčtovacej faktúry odberateľovi elektriny
do konca februára nasledujúceho roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia
sezónneho odberu, odberateľom elektriny sa uhrádza platba za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny takým spôsobom, že sa neprihliada na tarifu sezónneho
odberu, a to uplatnením mesačnej rezervovanej kapacity (mesačná tarifa za mesačnú
rezervovanú kapacitu) s hodnotou 5 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo s nameranou
hodnotou maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho
odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 5 % maximálnej rezervovanej kapacity. Zistený
rozdiel v platbe (tarify za prácu a tarify za výkon) v dôsledku nesplnenia podmienok
pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhradí odberateľom elektriny prevádzkovateľovi
distribučnej sústavy.
(17)
Rezervovaná kapacita sa dohodne takto:
a)
mesačná na jeden kalendárny mesiac,
b)
trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace na rovnakú hodnotu,
c)
dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov na rovnakú
hodnotu.
(18)
O zmenu rezervovanej kapacity môže odberateľ elektriny, ktorého odberné miesto je
pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia a ktorý
má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny, požiadať
prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z
a)
dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo mesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná kapacita
uplatňovaná,
b)
trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita
uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas
kalendárneho roka,
c)
mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca, odkedy bola mesačná kapacita uplatňovaná;
zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho
roka.
(19)
Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať
o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 17 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny.
Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej
zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.
(20)
Hodnota a doba trvania rezervovanej kapacity platí ďalej na príslušné nasledujúce
obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná kapacita
platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace, dvanásťmesačná
platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity na nasledujúce obdobie môže
odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa distribučnej
sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr do 20. dňa posledného mesiaca obdobia, na ktoré
je kapacita dohodnutá. Rezervovaná kapacita sa účtuje mesačne.
(21)
Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná
kapacita stanovená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná
kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá
v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach;
pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu
s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dojednaná a môže byť nižšia,
ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa. Do celkového
objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu
elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni
nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov
od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie
rezervovanej kapacity alebo zvýšenie hodnoty rezervovanej kapacity do výšky maximálnej
rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového
činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej správy nevyžaduje. Podmienkou
na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesto nevybavené určeným meradlom
s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie revíznej správy o výmene ističa.
Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie
zariadenia do distribučnej sústavy. Ak o zníženie rezervovanej kapacity požiadal odberateľ
elektriny pripojený do sústavy po 31. decembri 2004, po predložení žiadosti o opätovné
pridelenie pôvodnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od zníženia hodnoty rezervovanej
kapacity na žiadosť odberateľa elektriny sa mu pri pridelení tejto kapacity neuplatňuje
cena za pripojenie.
(22)
V prípade odberu elektriny z distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov
elektriny, ktorí odberajú elektrinu z distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania
v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba
za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu (mesačná, trojmesačná,
dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).
(23)
Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej
distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy
vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení
zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy alebo z hodnoty
výšky celkového inštalovaného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak zariadenie
na výrobu elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny
do regionálnej distribučnej sústavy vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú
kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
Výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi
regionálnej distribučnej sústavy platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške
podľa predchádzajúcej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy. Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu neobjednávajú.
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná
hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.
To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne
na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne
na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie
na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.
(24)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej
sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej
sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, uhrádza sa
prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej
sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená alebo je zariadenie na výrobu
elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená
do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych
distribučných sústav, platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške 30 % z hodnoty
výšky celkového inštalovaného výkonu takéhoto zariadenia na výrobu elektriny výrobcu
elektriny vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového
rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok
t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Platba za prístup do distribučnej
sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom
miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa predchádzajúcej vety na základe faktúry
vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, a to aj v prípade, ak
takýto prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy nemá s prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy uzatvorenú zmluvu o pripojení alebo zmluvu o prístupe do distribučnej
sústavy a distribúcii elektriny pre zariadenie na výrobu elektriny. To neplatí pre
výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie
podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku
regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu
elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.
(25)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna
rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny
pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej
sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa
miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej
sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu
takéhoto zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity,
ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.
(26)
V prípade pripojenia miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do regionálnej
distribučnej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do regionálnej
distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny
takto:
a)
výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhradí tarifa
za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 23 alebo
tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený
do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá
rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia
na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie
na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej
sústavy,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia
na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú
kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita
je vyššia.
(27)
Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi vysokého
napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených
viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo meraním typu B, ich odber
elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané dopravné
prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej
sústavy na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných
miest rezervovaná kapacita na účely vyhodnotenia a stanovenia cien za rezervovanú
kapacitu pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov maximálnych výkonov nameraných
v odberných miestach v čase, keď je tento súčet v danom mesiaci najvyšší.
(28)
Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 27 neobjednáva u prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné
miesta podľa odseku 27 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej
kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za
každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky
jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje
a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.
(29)
Odberné miesta podľa odseku 27 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradia iba do
jednej bilančnej skupiny.
(30)
Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy za odberné miesta, ktoré spĺňajú
podmienky podľa odseku 27, sa fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne
tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových
činných výkonov za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, za príslušný
kalendárny mesiac.
(31)
Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za všetky
odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, pre každú napäťovú úroveň
osobitne nedosiahne 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú
úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa fakturuje pre
každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity vo výške 20 % súčtu
maximálnej rezervovanej kapacity.
(32)
Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa odseku 27 aj odberné
miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú
napájané výhradne dopravné prostriedky elektrickej trakcie, tak za tieto odberné miesta
sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, so spätnou platnosťou rezervovaná kapacita vo výške 100
% hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu
v zmysle pravidiel prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(33)
Na účely cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré
vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne
a)
veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny
vystupujúceho na strane vysokého napätia,
b)
vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho
na strane nízkeho napätia.
(34)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom,
iným ako regulovaným subjektom, alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne
integrovaného podniku, je možné zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v
súlade s osobitným predpisom.21)
(35)
Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny, do prenosovej sústavy
a prenos elektriny sa kalkulujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy
štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie
jedným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej
sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia
distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup
do distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá
je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ
sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie
vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka. V prípade distribúcie elektriny cez ďalšie
napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena
za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu
pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu
elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň,
do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, pričom cena za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá. V
prípade dohodnutej rezervovanej kapacity pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej
úrovni vysokého napätia nad 10 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí
vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu a v prípade distribúcie elektriny
cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 %
tarify za distribúciu elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a
distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá. V prípade dohodnutej
rezervovanej kapacity pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni veľmi vysokého
napätia nad 100 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 7,5 %
z tarify za rezervovanú kapacitu a v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie
vedenie sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 % tarify za distribúciu
elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá.
(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni CDHN,t zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny vrátane strát pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom
elektriny v roku t a vypočíta sa podľa vzorca
CDHN ,t= CDEHN ,t + CPDHN ,t,
kde
a)
CDEHN,t je schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku
množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny
podľa odseku 2,
b)
CPDHN,t je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
strát pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej
úrovni na rok t podľa odseku 4.
(2)
Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDEHN,t na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný
zisk vlastnej distribúcie elektriny vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
VystEHN,t je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na
rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca
VystEHN ,t = VystEOHN ,t + VystETRHN ,t,
kde
1.
VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované
na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej
distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného
množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1
a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
2.
VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané
ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a
t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva
za roky t a t+1,
b)
VVDHN+1,t je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny v eurách na
rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne podľa vzorca
VVdHN+1,t = CDEHN+1,t x VystETRHN+1,t,
kde
1.
CDEHN+1,t je zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
na vyššej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny; CDEvvn+1,t sa na vstupe do napäťovej úrovne VVN rovná nule,
2.
VystETRHN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z vyššej napäťovej úrovne HN + 1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané
ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a
t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva
za roky t a t+1,
c)
VVDHN,t sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni, okrem alikvotnej časti povolených
nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne, vypočítané
podľa odseku 3.
(3)
Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených
nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané
podľa vzorca
kde
a)
PNHN,vych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady
v eurách v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,
b)
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
c)
X je faktor efektivity podľa v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je
3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,
d)
OHN,vych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom
roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RABHN,ych na napäťovej úrovni a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti
tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
e)
POHN,t sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t
súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených
investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív
nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby
technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa
prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
f)
RABHN,vych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej
úrovni v eurách, ktorá sa rovná hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej
s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2010 a vypočíta sa podľa vzorca
RABHN ,vych = RABHN ,2005 + INVHN ,2006-2010 - OHN ,2006-2010,
kde
1.
RABHN,2005 je hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu na napäťovej úrovni v eurách,
ktorá sa rovná schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31.
decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku57) podľa znaleckých posudkov vyhotovených na podnet úradu, a to znaleckého posudku č.
26/2006 pre regulovaný subjekt Západoslovenská distribučná, a. s., znaleckého posudku
č. 38/2006 pre regulovaný subjekt Stredoslovenská energetika – Distribúcia, a.s.,
a znaleckého posudku č. 49/2006 pre regulovaný subjekt Východoslovenská distribučná,
a. s.,
2.
INVHN,2006 – 2010 je schválená alebo určená hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených
do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných na regulovanú
činnosť v rokoch 2006 až 2010,
3.
OHN,2006 – 2010 sú schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách súvisiace s regulovanou
činnosťou v období rokov 2006 až 2010 a vypočítané na základe zostatkovej doby technickej
životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
g)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
h)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí podľa podielu
, pričom ak tento podiel je
vyšší alebo rovný 0,5, tak KDZ = 1,00,
menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo rovný 0,4, tak KDZ = 0,98,
menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo rovný 0,3, tak KDZ = 0,96,
menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo rovný 0,2, tak KDZ = 0,94,
menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo rovný 0,1, tak KDZ = 0,92 alebo
menší ako 0,1, tak KDZ = 0,90,
kde
1.
INVt-2
je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,
je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,
2.
DispZdrt-2
je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB x WACC x ( – daň z príjmov), pričom WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na obdobie t-2,
je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB x WACC x ( – daň z príjmov), pričom WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na obdobie t-2,
i)
FINVPHN,t je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVPHN,t sa na rok 2012 rovná nule, na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPHN ,t = SOHN ,t-2 - POHN ,t-2,
j)
DVHN,t sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia
ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity a za
skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny;60) DVHN,t sa na roky 2012 a 2013 rovná nule.
(4)
Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPDHN,t súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa vypočíta podľa vzorca
kde
CPEHN,t je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa odseku 5,
(5)
Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t
kde
a)
VVPHN,t sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
nákladov na straty pri prenose elektriny v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca
VVPHN ,t = CPEHN+1,t x VystETRHN+1,t,
kde
1.
CPEHN+1,t je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie
elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne,
2.
VystETRHN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej
napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t,
b)
VystEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na
príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,
2.
VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej
napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.
(6)
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny CPEVVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková
cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon, prenesenú elektrinu
a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené na základe schváleného návrhu
ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t vypočítaná podľa
vzorca
kde
a)
RKPt je rezervovaná kapacita v megawattoch na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu
prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
b)
CRKt je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na megawatt na rok uplatňovaná
regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
c)
VystETRVVN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce
do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia regulovaného subjektu z prenosovej sústavy,
d)
PEt je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná
regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
e)
PSstratyt je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
f)
KPt je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
KPnak,t
je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
1a.
SVystETRVVN+1,t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
SVystETRVVN+1,t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
1b.
VystETRVVN+1,t-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
VystETRVVN+1,t-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
1c.
PE,t-2 je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
PE,t-2 je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
1d.
PSstratyt-2 je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
PSstratyt-2 je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
2.
KPvyn,t
je korekcia výnosov z účtovania ceny CPDHN,t-2, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
je korekcia výnosov z účtovania ceny CPDHN,t-2, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
2a.
SVystEOHN,t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,
SVystEOHN,t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,
2b.
VystEOHN,t-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2.
VystEOHN,t-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2.
(1)
Tarifa za straty pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na
jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia
kde
a)
VVSDHN,t sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej
úrovni vypočítané podľa odseku 2,
b)
VystEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t, vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej
napäťovej úrovni prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom elektriny
v roku t,
2.
VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej
napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.
(2)
Náklady za straty pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni
VVSDHN,t v eurách v roku t sú zložené z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii
elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri distribúcii
elektriny vlastnej napäťovej úrovne a vypočítajú sa podľa vzorca
VVSDHN ,t = CSDHN+1,t x VystETRHN+1,t + CSHDHN ,t x VystEHN ,t,
kde
a)
CSDHN+1,t je tarifa za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej
úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa za straty
na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSDVVN+1,t rovná nule,
b)
CSHDHN,t je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
príslušnej napäťovej úrovne v roku t.
(3)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PMSEHN,t je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t podľa odseku 4,
b)
PCSESt je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna
roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je 10 % na rok 2013, 9 % na
rok 2014, 8 % na rok 2015 a 7 % na rok 2016,
3.
Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch
na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu61) na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej
ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie
rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej
sústave na príslušné obdobie na rok t.
(4)
Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
VstEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce
do príslušnej napäťovej úrovne v roku t cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne,
zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na príslušnú napäťovú úroveň, z prítokov
elektriny zo susedných distribučných sústav, z dovozov elektriny zo susedných elektrizačných
sústav a z prítokov elektriny prepravenej cez miestne distribučné sústavy pripojené
do distribučnej sústavy regulovaného subjektu,
b)
PPSCHN,t je hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni určená podľa odseku 5,
c)
XSHN,n je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni; XSHN,n sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa určí podľa odseku 5.
(5)
Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSCHN na príslušnej napäťovej úrovni a hodnota faktora efektívnosti strát XSHN,n sa určuje takto:
| Regionálna distribučná sústava | |||
| PPSCHN | XSHN,n | ||
| VVN | 0,878 % | 0,1 % | |
| VN | 3,692 % | 1,5 % | |
| NN | 12,504 % | 5,0 % | |
Prístup do distribučnej sústavy a distribúcia elektriny prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 30 sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré
sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 5,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
V roku t môže regulovaný subjekt použiť tarify za distribúciu elektriny prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, do ktorej je pripojený, vrátane podmienok pridelenia jednotlivých
taríf (ďalej len „prevzaté tarify“). Ak regulovaný subjekt nepoužil v roku t-1 prevzaté
tarify za distribúciu elektriny, môže použiť prevzaté tarify v roku t len vtedy, ak
preukáže, že za rok t-1 mu nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny.
(6)
Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 5, maximálna cena za
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii
elektriny na rok t sa určia podľa § 30 na základe vlastného návrhu ceny.
(7)
Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku
5 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá, a prevzaté tarify, ktoré bude regulovaný
subjekt uplatňovať jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania
jednotlivých taríf a údaje podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 8.
(8)
Maximálna cena At určená podľa § 30 ods. 1 sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny tak, aby vážený priemer taríf týchto sadzieb neprekročil maximálnu cenu
At. Sadzba sa skladá z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu.
V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.
(9)
Za regulovaný subjekt, ktorý predložil vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla
roku t oznamuje
a)
množstvo elektriny distribuovanej oprávneným odberateľom vlastnou distribučnou sústavou
v roku t-1,
b)
množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného
územia z vlastnej výroby elektriny v roku t-1,
c)
množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej
priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy
iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-1,
d)
vlastná spotreba elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, zníženej
o objem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v roku t-1,
e)
skutočné náklady za distribúciu elektriny v roku t-1.
(10)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa siete veľmi vysokého napätia, napäťová
úroveň vysokého napätia zahŕňa siete vysokého napätia a transformáciu veľmi vysokého
napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa siete nízkeho napätia
a transformáciu vysokého napätia na nízke napätie.
(11)
Podiel výnosov z platieb za rezervovaný výkon a celkových výnosov za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii
elektriny je maximálne do výšky 0,60.
(12)
V prípade odberu elektriny z miestnej distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny
s výnimkou výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z miestnej distribučnej sústavy
výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá
rezervovaná kapacita (platba za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia
úradu (mesačná, trojmesačná, dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).
(13)
Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej
sústavy výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške 30
% hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia
na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného
výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je
uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy
vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia
za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená.
Platba podľa prvej vety sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy
výrobcom elektriny podľa príslušnej napäťovej úrovne miestnej distribučnej sústavy,
do ktorej je výrobca elektriny pripojený. Výrobcovia elektriny si neobjednávajú rezervovanú
kapacitu. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity
rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.
To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie
podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku
regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu
elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.
(14)
Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, tak platba za
prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy
výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa § 19 ods. 8 z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia
na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného
výkonu zariadenia na výrobu elektriny; ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je
uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy
vo výške tarify za rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu
za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej
sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Výrobcovia elektriny
si neobjednávajú rezervovanú kapacitu. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota
maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou
hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie
slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy
alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje
zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do
5 MW.
(15)
Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa kalkulujú
pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za
štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením
v zmysle technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy. Pri
pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie
elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do miestnej
distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je
dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ
sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie
vedenie. Iba v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe
požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do miestnej distribučnej
sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za distribúciu
elektriny sa stanoví vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom ceny za
prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie
nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardnú distribúciu elektriny sa nepovažuje pripojenie
užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave zaslučkovaním.
(1)
Maximálna cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
At v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t okrem strát elektriny pri distribúcii
elektriny sa pre regulovaný subjekt, ktorý predkladá vlastný návrh ceny, vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
EONVt sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny
pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa
sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
b)
EONEt sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát
elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy
je regulovaný subjekt pripojený,
c)
QDt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
d)
QSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej
spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny
vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
e)
QSDSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa
vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva
elektriny v roku t,
f)
PZt je plánovaný maximálny primeraný zisk na rok t vo výške najviac 6,23 eura na jednotku
množstva distribuovanej elektriny vypočítaný podľa vzorca
kde
1.
ZZt je schválená alebo určená základná výška zisku v rozsahu 0 až 2,77 eura na jednotku
množstva elektriny,
2.
MEt je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne
na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-1,
g)
PVD t-2 je celkový skutočný objem výnosov v eurách v roku t-1 nesúvisiacich s vykonávaním
regulovanej činnosti využívaním prevádzkových aktív nevyhnutne využívaných na distribúciu
elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a
distribúciu elektriny v roku t; PVDt-2 sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,
h)
KAt je faktor vyrovnania maximálnej ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci
skutočnosť za rok t-2; KAt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule, na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
SEONVt-2 sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny
v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii
elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa
sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
2.
EONVt-2 sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny
pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny
od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
3.
SEONEt-2 sú skutočné schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny
pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt
pripojený,
4.
EONEt-2 sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny
pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt
pripojený,
5.
SMEt-2 je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne
na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3,
6.
MEt-2 je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne
na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3.
7.
STRDt-2 sú skutočné schválené alebo určené výnosy v eurách za distribúciu elektriny v roku
t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii
elektriny,
8.
TRDt-2 sú plánované schválené alebo určené výnosy v eurách za distribúciu elektriny v roku
t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii
elektriny.
(2)
Tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na
jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne, do ktorej je distribučná
sústava regulovaného subjektu pripojená, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VVSDHN,t sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej
úrovni vypočítané podľa odseku 3,
b)
VystEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované
na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a pre vlastnú spotrebu
elektriny prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu a ostatnú spotrebu elektriny
prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu,
2.
VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň.
(3)
Náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej
úrovni VVSDHN,t v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty elektriny pri
distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty elektriny
pri distribúcii vlastnej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca
VVSDHN ,t = CSDHN+1,t x VystETRHN+1,t + CSHDHN ,t x VystEHN ,t,
kde
a)
CSDHN+1,t je tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej
napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni, do ktorej je miestna distribučná
sústava pripojená, sa tarifa za straty elektriny na vyššej napäťovej úrovni v eurách
na jednotku množstva elektriny v roku t CSDHN+1,t rovná nule,
b)
CSHDHN,t je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t podľa odseku 4.
(4)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PCSESt je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna
roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac
12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny
na rok t,
3.
Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách
na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny
na rok t pri distribúcii elektriny,
b)
PMSEHN,t je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t vypočítané podľa odseku 5.
(5)
Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
VstEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce
do príslušnej napäťovej úrovne v roku t z nadradenej distribučnej sústavy, cez transformáciu
z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na danú napäťovú
úroveň, z prítokov elektriny z iných miestnych distribučných sústav,
b)
PPSCHN je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni
v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy je najviac,
1.
ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,
1a.
0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,
1b.
2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
1c.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
2.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2a.
0,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2b.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
3.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, 1 % na napäťovej úrovni
nízkeho napätia.
(6)
Hodnota percenta strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej
úrovni PPSCHN sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je rozlohou porovnateľná s regionálnou distribučnou
sústavou, určí individuálne.
Dodávka elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a § 32 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny v domácnosti.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti
vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 32 týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 6,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Pre odberateľov elektriny v domácnosti sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac
osem sadzieb:
a)
DD1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
DD2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
DD3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s
fixne určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní aspoň tri hodiny,
blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
d)
DD4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s
blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
e)
DD5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie, nízke pásmo
sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov
v čase vysokého pásma,
f)
DD6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, nízke pásmo sa poskytuje minimálne
20 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého
pásma,
g)
DD7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny
do pondelka 6:00 hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
h)
DD8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s
blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym
inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov.
(6)
Ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých zložkách
sadzieb sú maximálnymi cenami.
(1)
Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny pre domácnosti schválená alebo určená cenovým rozhodnutím
sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára
roku t-1 do 30. júna roku t-1,
b)
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac
12 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre domácnosti na rok
t,
c)
Ot sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny
domácnostiam v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom
dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy
a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených
alebo určených pre regulované subjekty na rok t podľa § 28 ods. 3.
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 31 ods. 5 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEDi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta
podľa vzorca
CEDi = KJPDi x CEt + PZt,
kde
1.
KJPDi je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 4,
2.
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 6,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 31 ods. 5 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do ceny vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEVTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEVTDi = KVTDi x CEt + PZt,
kde
1.
KVTDi je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,
2.
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 6,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CENTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v nízkom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CENTDi = KNTDi x CEt + PZt,
kde
1.
KNTDi je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,
2.
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa
odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.
(4)
Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPDi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTDi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTDi sa uvedú v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny
bez primeraného zisku PZt všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CEt podľa odseku 1.
(5)
K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu
elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty
elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie
systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup
do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy,
do ktorej je odberateľ elektriny v domácnosti pripojený.
(6)
Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre odberateľov elektriny
v domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre odberateľov
elektriny v domácnosti, je maximálne 8 % z ceny elektriny CEt bez odchýlky určenej podľa odseku 1, najviac však 3 eurá/MWh.
Dodávka elektriny malému podniku
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny malému podniku vrátane ich štruktúry
na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok
ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny
malému podniku, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 7,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Malý podnik je koncový odberateľ elektriny s ročnou spotrebou elektriny za všetky
jeho odberné miesta najviac 30 000 kWh za rok, ktorý predchádza roku predkladania
návrhu ceny. Rokom na zaradenie do kategórie malý podnik sa na účely tejto vyhlášky
rozumie rok t-2.
(6)
Cena za dodávku elektriny malému podniku v jednotlivých zložkách sadzieb je určená
ako maximálna cena. Maximálna cena sa skladá z dvoch zložiek, a to z mesačnej platby
za jedno odberné miesto a z ceny za jednu MWh odobratej elektriny v príslušnom pásme.
Pre malý podnik sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac jedenásť sadzieb:
a)
DMP1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
DMP2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,
c)
DMP3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
d)
DMP4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
e)
DMP5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
f)
DMP6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
g)
DMP7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním
priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
h)
DMP8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne
20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
i)
DMP9 je sadzba pre nemerané odbery,
j)
DMP10 je sadzba pre verejné osvetlenie,
k)
DMP11 je sadzba pre dočasné odbery.
(1)
Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny malému podniku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím
sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna
roku t-1,
b)
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac
12 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre malý podnik na rok
t,
c)
Ot sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny
malému podniku v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným
subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej
sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených
alebo určených pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav na rok t.
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 34 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno do
ceny započítať najviac vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEMPi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta
podľa vzorca
CEMPi = KJPMPi × CEt + PZt ,
kde
KJPMPi je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny podľa odseku 4,
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, maximálne 16
% z určenej ceny za elektrinu CEt, najviac však osem eur za 1 MWh,
i je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 34 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno do
ceny započítať najviac vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEVTMPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEVTMPi = KVTMPi × CEt + PZt ,
kde
KVTMPi je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, maximálne 16
% z určenej ceny za elektrinu CEt, najviac však osem eur za 1 MWh,
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CENTMPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej v nízkom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CENTMPi = KNTMPi × CEt + PZt ,
kde
KNTMPi je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, maximálne 16
% z určenej ceny za elektrinu CEt, najviac však osem eur za 1 MWh,
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.
(4)
Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPMPi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTMPi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTMPi sa určia v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny
bez primeraného zisku PZt všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CEt podľa odseku 1.
(5)
K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu
elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty
elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie
systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup
do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy,
do ktorej je malý podnik pripojený.
Dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 37 sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest
odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie vrátane
ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
c)
výpočty a údaje podľa § 37 týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,
d)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
e)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(1)
Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku
množstva elektriny CEm,t sa určí cenovým rozhodnutím. Pri určení ceny CEm,t sa vychádza z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného
burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK
BL M na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom
sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva
elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny
dodávateľom poslednej inštancie. CEm,t sa určí tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o 15 % z
dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a
o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.
(2)
Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt, kde NDOt sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné
miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno
odberné miesto a mesiac,
b)
maximálnej ceny za elektrinu CEDt v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEDt = CEm,t +Ot+ PZt ,
kde
1.
CEm,t je cena elektriny určená podľa odseku 1,
2.
Ot sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v cenovom konaní regulovaného
subjektu vo veci dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie na rok t,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorý je možné
zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne
3a.
10 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 5 eur/MWh pre
odberateľov elektriny v domácnosti,
3b.
14 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 8 eur/MWh pre
odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnosti.
(3)
Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny,
k sadzbám podľa odseku 2 sa dodávateľom elektriny poslednej inštancie pripočíta cena
za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny,
straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za
prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené
ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.
Pripojenie do sústavy a pripojenie nových výrobcov elektriny do sústavy
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 39 až 44 sa vzťahuje na pripojenie užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien za pripojenie pri pripojení do distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry
na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok
ich pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
c)
výpočty a údaje podľa § 39 až 44 týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,
d)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
e)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(1)
Elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy je možné pripojiť
do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa
prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky
prenosovej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami prenosovej sústavy
a zariadeniami distribučnej sústavy sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy.
(2)
Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy alebo zvýšením maximálnej rezervovanej
kapacity existujúceho elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej
sústavy pripojeného do prenosovej sústavy alebo úpravou zariadení prenosovej sústavy
na základe žiadosti prevádzkovateľa distribučnej sústavy sa rozdelia medzi príslušných
prevádzkovateľov sústav takto:
a)
podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 60 % nákladov,
b)
podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 40 % nákladov.
(3)
Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy
na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického
zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.
(4)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe
nákladov podľa odseku 3, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení
prevádzkovateľa distribučnej sústavy k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy,
až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave. Elektroenergetické
zariadenie patriace k prenosovej sústave sa vybuduje prevádzkovateľom prenosovej sústavy
v súlade s technickými podmienkami. Elektroenergetické zariadenia patriace k distribučnej
sústave sa vybudujú prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami.
(1)
Elektroenergetické zariadenie výrobcu elektriny alebo koncového odberateľa elektriny
je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných
podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť
a stabilita prevádzky prenosovej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami
prenosovej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami koncového odberateľa elektriny
alebo výrobcu elektriny, ktorý žiada o pripojenie, sa určuje prevádzkovateľom prenosovej
sústavy.
(2)
Preukázané skutočné náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy žiadosťou
koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny o pripojenie, zabezpečenie
požadovaného príkonu nových elektroenergetických zariadení alebo úpravy existujúcich
elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy, sa uhradia koncovým
odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny.
(3)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe
nákladov podľa odseku 4, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení
žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného
dispozičného príkonu v prenosovej sústave.
(4)
Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy
na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického
zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.
(5)
Elektroenergetické zariadenie patriace do prenosovej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom
prenosovej sústavy alebo podnikateľom62) po dohode a podľa požiadaviek koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny
v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy.
(1)
Elektroenergetické zariadenie účastníka trhu s elektrinou je možné pripojiť do distribučnej
sústavy po splnení technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa distribučnej
sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky distribučnej
sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami distribučnej sústavy a
elektroenergetickými zariadeniami žiadateľa, ktorým je odberateľ elektriny alebo výrobca
elektriny, sa určí prevádzkovateľom distribučnej sústavy. Ak je žiadateľom o pripojenie
výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
na určenie deliaceho miesta sa vzťahuje osobitný predpis.63)
(2)
Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie maximálnej rezervovanej
kapacity budovaním nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich
elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyvolané pripojením
žiadateľa, sa uhradia žiadateľom.
(3)
Náklady Nc na pripojenie elektroenergetického zariadenia žiadateľa do distribučnej sústavy zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej
sústavy vrátane jeho dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním, výstavbou a pripojením elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a náklady od prevádzkovateľa sústavy,
do ktorej je regulovaný subjekt pripojený.
(4)
Ak žiadateľ požaduje zvýšenie existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity, cena
za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity sa vypočíta z rozdielu
požadovanej a pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity.
(5)
Ak sa pridelená maximálna rezervovaná kapacita po uplynutí dvoch rokov od zmluvne
dohodnutého termínu nevyužíva, zníži sa na skutočnú hodnotu využívania, najviac však
na 50 % pôvodne dohodnutej maximálnej rezervovanej kapacity, ak sa žiadateľ s prevádzkovateľom
sústavy nedohodne inak. Na základe žiadosti žiadateľa o opätovné pridelenie pôvodnej
maximálnej rezervovanej kapacity sa táto kapacita opätovne žiadateľovi bezplatne pridelí.
Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenie maximálnej rezervovanej kapacity je predloženie
žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do dvoch
rokov od zníženia maximálnej rezervovanej kapacity podľa prvej vety.
(6)
Úhrada za pripojenie sa od odberateľa elektriny nevyžaduje pri
a)
zmene dodávateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity,
b)
zmene odberateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity
podľa schváleného prevádzkového poriadku prevádzkovateľa sústavy,
c)
opätovnom pridelení pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity odbernému elektrickému
zariadeniu so zohľadnením podmienok podľa odsekov 5 a 7,
d)
prevode zariadenia na výrobu elektriny alebo jeho časti na iný právny subjekt, ak
toto zariadenie na výrobu elektriny je súčasťou sústavy pôvodného vlastníka zariadenia.
(7)
Ak žiadateľ požiadal o zníženie hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, pri opätovnom
požiadaní o zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity do výšky pôvodnej hodnoty sa
neuplatňuje cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, ak žiadateľ
predložil žiadosť o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity
do dvoch rokov od požiadaného zníženia hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.
(8)
Cena za pripojenie pre krátkodobé odbery elektriny sa určuje prevádzkovateľom distribučnej
sústavy vo výške skutočne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy
pre pripojenie odberateľa elektriny.
(9)
Elektroenergetické zariadenie patriace do distribučnej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom
distribučnej sústavy alebo podnikateľom61) po dohode s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami
prevádzkovateľa sústavy.
(10)
Cena za pripojenie sa neuplatní, ak je odberateľ elektriny už pripojený do distribučnej
sústavy a táto distribučná sústava bola prevzatá iným prevádzkovateľom distribučnej
sústavy.
(11)
Nadštandardné pripojenie užívateľa sústavy je, ak elektroenergetické zariadenie žiadateľa
je už pripojené do distribučnej sústavy a žiadateľ má zabezpečenú požadovanú maximálnu
rezervovanú kapacitu a žiada o pripojenie s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia
distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia. Nadštandardné pripojenie
sa poskytuje z napäťovej úrovne vysokého napätia a veľmi vysokého napätia. Cena za
nadštandardné pripojenia sa určí podľa spôsobu výpočtu pre štandardné pripojenie.
(1)
Maximálna cena za pripojenie NO pri pripojení od 52 kV vrátane do 110 kV distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej
rezervovanej kapacity v od 52 kV vrátane do 110 kV distribučnej sústave zahrnuje náklady
na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej
sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v od 52 kV vrátane
do 110 kV distribučnej sústave a v prenosovej sústave a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
Nc sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na výstavbu pripojenia a súvisiace
úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách,
b)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia žiadateľa v megawattoch,
c)
PD je disponibilná kapacita na pripojenie vytvorená nevyhnutnými úpravami energetických
zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiacimi
s pripojením žiadateľa do distribučnej sústavy v megawattoch,
d)
ko je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; ak je žiadateľom odberateľ
elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná 0,5, ak je žiadateľom výrobca elektriny hodnota koeficientu ko sa rovná jednej a ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ko sa rovná 0,98.
(2)
Ak sa zvýši maximálna rezervovaná kapacita existujúceho odberateľa elektriny alebo
výrobcu elektriny, potom pre výpočet podľa odseku 1 platí, že
a)
Nc je celkový náklad prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiaci s pripojením
žiadateľov na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV za predchádzajúcich päť
kalendárnych rokov,
b)
PD je celkový disponibilný výkon v megawattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy
za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,
c)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 41 ods. 4.
(3)
Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili nové pripojenia, použije
sa na určenie ceny za pripojenie výpočet podľa odseku 1, kde
1.
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 41 ods. 4,
2.
Nc sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej
kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave
v eurách.
(4)
Ak sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny
pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej
kapacity existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v miestnej distribučnej
sústave a pripojenie vyvolá náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave
a v prenosovej sústave, maximálna cena za pripojenie zahrnuje náklady na pripojenie
požadovaného elektroenergetického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej
sústavy a vyvolané náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave a v prenosovej
sústave. Maximálna cena za pripojenie do miestnej distribučnej sústavy, do ktorej
je elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripojené,
sa uhrádza odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny prevádzkovateľovi miestnej
distribučnej sústavy.
(5)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna
rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny
pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej
sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa
miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej
sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu
takého zariadenia na výrobu elektriny maximálne však do výšky rezervovanej kapacity,
ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.
(6)
Maximálna cena za pripojenie pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, sa uhrádza prevádzkovateľom miestnej
distribučnej sústavy, do ktorej sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny
alebo výrobcu elektriny pripája. Maximálna cena za pripojenie sa vypočíta podľa odseku
1, pričom pre výpočet platí, že Nc sú celkové preukázateľne vyvolané náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy
v prenosovej sústave v eurách.
(1)
Maximálna cena za pripojenie Cp pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy
od 1 kV vrátane do 52 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej
sústave od 1 kV vrátane do 52 kV zahrnuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických
zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením
žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV v roku t-1,
b)
PD je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy
v roku t-1,
c)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,
d)
ko je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná
1.
0,5, ak je žiadateľom o pripojenie odberateľ elektriny,
2.
1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny okrem výrobcu elektriny podľa
tretieho bodu,
3.
0,98, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
alebo kombinovanou výrobou,
4.
ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny do napäťovej úrovne
od 1 kV do 52 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy
cez existujúce odberné miesto a ak je zároveň jeho odberné miesto vybavené určeným
meradlom s meraním výkonu, tak na účely určenia ceny za pripojenie zariadenia na výrobu
elektriny sa postupuje podľa vzorca
ak A > C, potom
kde
4a P je cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny,
4b A je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia zariadenia na výrobu elektriny,
ktorou je inštalovaný výkon zariadenia na výrobu elektriny, ktorý chce pripojiť žiadateľ
o pripojenie alebo o ktorý chce zvýšiť už existujúci inštalovaný výkon zariadenia
na výrobu elektriny (požadovaná maximálna rezervovaná kapacita),
4c B je maximálna rezervovaná kapacita odberného zariadenia uvedená v zmluve o pripojení
odberného zariadenia, alebo ak neexistuje zmluva o pripojení odberného zariadenia,
tak sa za maximálnu rezervovanú kapacitu pripojenia považuje najvyššia nameraná hodnota
príkonu za obdobie posledných dvoch rokov, ktorú určí prevádzkovateľ distribučnej
sústavy a ktorou je maximálna rezervovaná kapacita v existujúcom odbernom mieste,
4d C je skutočne využitá maximálna rezervovaná kapacita odberného zariadenia, ktorou
je najvyššia nameraná hodnota príkonu za obdobie maximálne dvoch predchádzajúcich
rokov, ktorú určí prevádzkovateľ distribučnej sústavy a ktorou je skutočne využitá
maximálna rezervovaná kapacita v existujúcom odbernom mieste,
4e NVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením
žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV v roku t-1,
4f PD je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy
v roku t-1
4g ko1 je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná
1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny (okrem výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou výrobcu elektriny), alebo
0,98, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
4h ko2 je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná
0,5, a
ak A xxx C, potom
e)
NVN a PD – skutočné hodnoty celkových nákladov a celkového disponibilného výkonu v roku t v
prípade, že neboli realizované pripojenia v miestnej distribučnej sústave v roku t-1.
(2)
Maximálna cena za pripojenie Cp určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na rok t-1 a na rok t sa oznamuje úradu
najneskôr do konca februára roku t.
(3)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna
rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny
pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej
sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa
miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej
sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu
takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity,
ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena
za pripojenie sa určí vo výške preukázateľne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, najviac však do
výšky určenej podľa odseku 1.
(1)
Maximálna cena za pripojenie odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy
do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave
do 1 kV zohľadňuje hodnotu príkonu odberného elektroenergetického zariadenia, výšku
nákladov na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa
distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v miestnej
distribučnej sústave alebo v regionálnej distribučnej sústave a je určená pre amperickú
hodnotu hlavného istiaceho prvku pred elektromerom cenovým rozhodnutím. Cena za pripojenie
na rok t sa zvyšuje v porovnaní s cenou za pripojenie na rok t-1 o aritmetický priemer
indexov jadrovej inflácie JPIt za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1.
(2)
Cena za pripojenie výrobcu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny za pripojenie určenej
podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 5; ak je žiadateľom
o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou
kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.
(3)
Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny, okrem zariadenia na
výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou
výrobou, do napäťovej úrovne do 1 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny
je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, tak cena za pripojenie tohto
zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny určenej podľa odseku 1 a
koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,5, ak požadovaná maximálna rezervovaná
kapacitu zariadenia na výrobu elektriny je najviac vo výške doterajšej maximálnej
rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej
rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny je väčšia ako hodnota doterajšej
maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta, koeficient k je 0,5
pre maximálnu rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny v rozsahu do hodnoty
doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta a koeficient
k sa rovná 5,0 pre hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny
presahujúcu doterajšiu hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného
miesta.
(4)
Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba,
ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné
miesto, tak cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako
súčin ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná
0,49, ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacitu zariadenia na výrobu elektriny
je najviac vo výške doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného
miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu
elektriny je väčšia ako hodnota doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho
odberného miesta, koeficient k je 0,49 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity
zariadenia na výrobu elektriny do hodnoty doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity
existujúceho odberného miesta a koeficient k sa rovná 4,9 pre rozsah maximálnej rezervovanej
kapacity zariadenia na výrobu elektriny presahujúci doterajšiu hodnotu maximálnej
rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.
(5)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna
rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny
pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej
sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa
miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej
sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu
takého zariadenia na výrobu elektriny maximálne však do výšky rezervovanej kapacity,
ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena
za pripojenie sa určí vo výške určenej podľa cenového rozhodnutia pre prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy pre rok t podľa odseku 1.
Ak správca bytového domu alebo spoločenstvo vlastníkov bytov a nebytových priestorov
dodávateľovi elektriny alebo prevádzkovateľovi distribučnej sústavy preukáže, že užívanie
spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu je spojené výlučne s užívaním
bytov, nebytových priestorov alebo spoločných častí a spoločných zariadení iba domácnosťami,
distribúcia elektriny a dodávka elektriny do odberných miest spoločných častí a spoločných
zariadení bytového domu sa považuje za distribúciu elektriny pre domácnosti a dodávku
elektriny pre domácnosti.
(1)
Tarifa za poskytovanie systémových služieb a tarifa za prevádzkovanie systému schválené
alebo určené cenovým rozhodnutím pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo pre
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je výrobca elektriny,
ktorý je aj dodávateľom elektriny, pripojený, sa uplatňujú týmto výrobcom elektriny
na všetku elektrinu ním vyrobenú a elektrinu týmto výrobcom elektriny dodanú do odberných
miest odberateľov elektriny pripojených priamym vedením. Ak je výrobca elektriny pripojený
do miestnej distribučnej sústavy, uplatňuje tarifu za poskytovanie systémových služieb
a tarifu za prevádzkovanie systému schválenú alebo určenú pre prevádzkovateľa prenosovej
sústavy alebo prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je táto
miestna distribučná sústava pripojená.
(2)
Na účely uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému
výrobca elektriny, ktorý je aj dodávateľom elektriny, poskytuje prevádzkovateľovi
sústavy, do ktorej je tento výrobca elektriny pripojený, údaje o skutočnom množstve
elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny tohto výrobcu elektriny a dodanej
odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej týmto výrobcom elektriny
okrem elektriny spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny,
a to vždy za príslušný mesiac do siedmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.
(1)
Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok
2014.
(2)
Ak sa cena na rok 2014 v konaní o cenovej regulácii neschváli do 31. decembra 2013,
do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu okrem výrobcu elektriny,
na rok 2014 sa uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na rok 2013; rovnako sa
postupuje, ak cena nebude určená.
Podľa tejto vyhlášky v znení účinnom od 1. júla 2014 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní
cenovej regulácie na rok 2015.
Podľa tejto vyhlášky v znení účinnom od 1. júla 2015 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní
cenovej regulácie na rok 2016.
Táto vyhláška nadobúda účinnosť 30. júla 2013.
Jozef Holjenčík v. r.
Príloha č. 1 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 1 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 2 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 2 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 3 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 3 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 4 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 4 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 5 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 5 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 6 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 6 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 7 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Príloha č. 7 k vyhláške č. 221/2013 Z. z.
Poznámky pod čiarou
1)
§ 2 písm. b) bod 17 zákona č. 251/2012 Z. z. o energetike a o zmene a doplnení niektorých zákonov.
2)
§ 66 opatrenia Ministerstva financií Slovenskej republiky zo 16. decembra 2002 č.
23054/2002-92, ktorým sa ustanovujú podrobnosti o postupoch účtovania a rámcovej účtovej
osnove pre podnikateľov účtujúcich v sústave podvojného účtovníctva (oznámenie č.
740/2002 Z. z.) v znení opatrenia č. MF/25814/2006-74 z 12. decembra 2006 (oznámenie č. 671/2006
Z. z.).
3)
Napríklad zákon č. 381/2001 Z. z. o povinnom zmluvnom poistení zodpovednosti za škodu spôsobenú prevádzkou motorového
vozidla a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov, zákon
č. 582/2004 Z. z. o miestnych daniach a miestnom poplatku za komunálne odpady a drobné stavebné odpady
v znení neskorších predpisov, zákon č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o
zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov a zákon č. 251/2012 Z. z.
4)
Zákon č. 137/2010 Z. z. o ovzduší v znení zákona č. 318/2012 Z. z.
5)
§ 22 až 29 zákona č. 595/2003 Z. z. o dani z príjmov v znení neskorších predpisov.
§ 28 zákona č. 431/2002 Z. z. o účtovníctve v znení neskorších predpisov.
§ 28 zákona č. 431/2002 Z. z. o účtovníctve v znení neskorších predpisov.
6)
§ 27 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení zákona č. 548/2011 Z. z.
7)
§ 29 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
8)
§ 2 ods. 1, 5 a 8 zákona č. 483/2001 Z. z. o bankách a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
9)
§ 3 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
9a)
Nariadenie Európskeho parlamentu a Rady (EÚ) č. 347/2013 zo 17. apríla 2013 o usmerneniach pre transeurópsku energetickú infraštruktúru, ktorým
sa zrušuje rozhodnutie č. 1364/2006/ES a menia a dopĺňajú nariadenia (ES) č. 713/2009,
(ES) č. 714/2009 a (ES) č. 715/2009 (Ú. v. EÚ L 115, 25. 4. 2013).
10)
§ 23 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
11)
Zákon č. 650/2004 Z. z. o doplnkovom dôchodkovom sporení a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení
neskorších predpisov.
12)
§ 76 a 76a Zákonníka práce v znení zákona č. 361/2012 Z. z.
13)
§ 152 Zákonníka práce v znení neskorších predpisov.
14)
Zákon č. 283/2002 Z. z. o cestovných náhradách v znení neskorších predpisov.
15)
Zákon Národnej rady Slovenskej republiky č. 152/1994 Z. z. o sociálnom fonde a o zmene a doplnení zákona č. 286/1992 Zb. o daniach z príjmov
v znení neskorších predpisov.
16)
Nariadenie vlády Slovenskej republiky č. 395/2006 Z. z. o minimálnych požiadavkách na poskytovanie a používanie osobných ochranných pracovných
prostriedkov.
17)
Zákon č. 577/2004 Z. z. o rozsahu zdravotnej starostlivosti uhrádzanej na základe verejného zdravotného poistenia
a o úhradách za služby súvisiace s poskytovaním zdravotnej starostlivosti v znení
neskorších predpisov.
Zákon č. 355/2007 Z. z. o ochrane, podpore a rozvoji verejného zdravia a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
Zákon č. 355/2007 Z. z. o ochrane, podpore a rozvoji verejného zdravia a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
18)
Zákon č. 124/2006 Z. z. o bezpečnosti a ochrane zdravia pri práci a o zmene a doplnení niektorých zákonov
v znení neskorších predpisov.
19)
§ 20 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
20)
§ 59 ods. 14 opatrenia č. 23054/2002-92 v znení opatrenia č. MF/26312/2009-74 (oznámenie
č. 518/2009 Z. z.).
21)
§ 19 ods. 2 písm. l) zákona č. 595/2003 Z. z. v znení zákona č. 60/2009 Z. z.
24)
§ 13 ods. 3 zákona č. 461/2003 Z. z. o sociálnom poistení.
25)
Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 275/2012 Z. z., ktorou sa ustanovujú štandardy kvality prenosu elektriny, distribúcie elektriny
a dodávky elektriny.
26)
§ 2 písm. b) a f) zákona č. 563/2009 Z. z. o správe daní (daňový poriadok) a o zmene a doplnení niektorých zákonov.
27)
Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 490/2009 Z. z., ktorou sa ustanovujú podrobnosti o podpore obnoviteľných zdrojov energie, vysoko
účinnej kombinovanej výroby a biometánu v znení vyhlášky č. 437/2011 Z. z.
29)
§ 5 ods. 14 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
30)
Vyhláška Ministerstva práce, sociálnych vecí a rodiny Slovenskej republiky č. 508/2009 Z. z., ktorou sa ustanovujú podrobnosti na zaistenie bezpečnosti a ochrany zdravia pri
práci s technickými zariadeniami tlakovými, zdvíhacími, elektrickými a plynovými a
ktorou sa ustanovujú technické zariadenia, ktoré sa považujú za vyhradené technické
zariadenia.
31)
§ 2 ods. 3 písm. g) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
33)
Zákon č. 142/2000 Z. z. o metrológii a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
34)
§ 1 zákona Národnej rady Slovenskej republiky č. 162/1995 Z. z. o katastri nehnuteľností a o zápise vlastníckych a iných práv k nehnuteľnostiam (katastrálny
zákon) v znení zákona č. 304/2009 Z. z.
35)
§ 2 ods. 3 písm. a) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
36)
§ 4 ods. 1 písm. c) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 189/2012 Z. z.
37)
§ 4 ods. 1 písm. d) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
38)
§ 3 ods. 11 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
Vyhláška Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky č. 372/2011 Z. z., ktorou sa ustanovuje spôsob výpočtu ročnej výroby tepla pri výrobe elektriny spaľovaním bioplynu získaného anaeróbnou fermentáciou.
Vyhláška Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky č. 372/2011 Z. z., ktorou sa ustanovuje spôsob výpočtu ročnej výroby tepla pri výrobe elektriny spaľovaním bioplynu získaného anaeróbnou fermentáciou.
39)
41)
Vyhláška č. 490/2009 Z. z. v znení vyhlášky č. 437/2011 Z. z.
42)
Vyhláška Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky č. 599/2009 Z. z., ktorou sa vykonávajú niektoré ustanovenia zákona o podpore obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby.
43)
§ 3 ods. 6 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
44)
§ 6 ods. 8 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 382/2013 Z. z.
45)
§ 6 ods. 5 a 6 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
46)
§ 3 ods. 6 a 8 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
47)
§ 3 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
48)
§ 7 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
49)
§ 7 ods. 3 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
50)
§ 6 ods. 4 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
51)
Zákon č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
52)
Zákon č. 505/2009 Z. z. o akreditácii orgánov posudzovania zhody a o zmene a doplnení niektorých zákonov.
54)
§ 2 písm. a) bod 14 vyhlášky Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 24/2013 Z. z., ktorou sa ustanovujú pravidlá pre fungovanie vnútorného trhu s elektrinou a pravidlá
pre fungovanie vnútorného trhu s plynom.
55)
§ 6 ods. 1 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
57)
Vyhláška Ministerstva spravodlivosti Slovenskej republiky č. 492/2004 Z. z. o stanovení všeobecnej hodnoty majetku v znení neskorších predpisov.