VYHLÁŠKA 154/2024 Z. z. ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike

§ 1

Základné pojmy

Na účely tejto vyhlášky sa rozumie

a)

regulačným obdobím 6. regulačné obdobie od 1. januára 2023,

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 2021,

g)

jednotkou množstva elektriny 1 MWh,

h)

ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie

národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,

i)

technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických

častí zariadenia na výrobu elektriny nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriaci jeden

technologický celok pozostávajúci najmä zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja

energie, zariadenia na úpravu primárneho zdroja energie, zariadenia, v ktorom sa vykonáva

premena formy primárnej energie na elektrinu, zariadenia vykonávajúceho kvalitatívnu

úpravu elektriny, meracieho zariadenia, riadiaceho zariadenia, kontrolného zariadenia

a zariadenia na ochranu životného prostredia,

j)

výstavbou zariadenia na výrobu elektriny výstavba nového zariadenia na výrobu elektriny

na základe stavebného povolenia alebo ohlásenia stavebnému úradu o realizácii drobnej

stavby alebo stavebných úprav,

k)

nadradenou sústavou prenosová sústava alebo regionálna distribučná sústava, do ktorej

je pripojená miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny,

alebo miestna distribučná sústava, do ktorej je pripojená iná miestna distribučná

sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny,

l)

opravou odstránenie čiastočného fyzického opotrebovania alebo poškodenia na účely

uvedenia do predchádzajúceho stavu alebo prevádzkyschopného stavu; uvedením do prevádzkyschopného

stavu sa rozumie vykonanie opravy aj s použitím iných než pôvodných materiálov, náhradných

dielov, súčastí alebo technológií, ak nedôjde k zmene technických parametrov alebo

zvýšeniu výkonnosti majetku a ani k zmene účelu použitia,

m)

údržbou súhrn činností zabezpečujúcich technickú spôsobilosť a hospodárnosť prevádzky

zariadenia, pri ktorých sa spomaľuje fyzické opotrebenie, predchádza sa jeho následkom

a odstraňujú sa drobnejšie vady, spravidla bez demontáže dielov a bez výmeny súčiastok,

n)

modernizáciou rozšírenie vybavenosti alebo použiteľnosti hmotného majetku a nehmotného

majetku o také súčasti, ktoré pôvodný majetok neobsahoval, pričom tvoria neoddeliteľnú

súčasť majetku; za neoddeliteľnú súčasť tohto majetku sa považujú samostatné veci,

ktoré sú určené na spoločné použitie s hlavnou vecou a spolu s ňou tvoria jeden majetkový

celok,

o)

rekonštrukciou také zásahy do hmotného majetku, ktoré majú za následok zmenu jeho

účelu použitia, kvalitatívnu zmenu jeho výkonnosti alebo technických parametrov; za

zmenu technických parametrov nemožno považovať zámenu použitého materiálu pri dodržaní

jeho porovnateľných vlastností,

p)

výlučným poskytovaním podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy

1.

poskytovanie disponibility podporných služieb,

2.

dodávka regulačnej elektriny,

3.

výroba alebo spotreba elektriny počas certifikačných testov a skúšok alebo pred certifikačnými

testami a skúškami v rámci procesu certifikácie zariadení na poskytovanie podporných

služieb, pričom výroba alebo spotreba elektriny podľa tohto bodu v zariadení počas

technických skúšok zariadenia nepresiahne 3 % hodinového časového fondu príslušného

mesiaca; tieto činnosti možno vzájomne kombinovať.

§ 2

Rozsah cenovej regulácie

(1)

Cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike sa vzťahuje

na

a)

pripojenie do sústavy,

b)

prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

c)

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,

d)

poskytovanie podporných služieb,

e)

poskytovanie systémových služieb,

f)

výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

g)

určenie tarify za prevádzkovanie systému.

(2)

Cenová regulácia v oblasti dodávky elektriny sa vzťahuje na

a)

dodávku elektriny zraniteľným odberateľom elektriny, ktorí uzatvorili zmluvu o združenej

dodávke elektriny za cenu regulovanú úradom,

b)

dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie.

(3)

Cenová regulácia v oblasti podpory výroby elektriny sa vzťahuje na

a)

výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektriny vyrobenej vysoko

účinnou kombinovanou výrobou,

b)

výkon činnosti výkupcu elektriny.

§ 3

Spôsoby vykonávania cenovej regulácie

(1)

Cenová regulácia podľa

§ 2 ods. 1

sa vykonáva

a)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,

b)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny,

c)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny,

d)

určením maximálnej ceny alebo spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných

služieb,

e)

určením spôsobu výpočtu pevnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,

f)

určením spôsobu výpočtu pevnej ceny a tarify za prevádzkovanie systému a výkon činnosti

organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

g)

priamym určením tarify a určením spôsobu výpočtu tarify alebo rozdelením nákladov

podľa osobitných predpisov.

1

)

(2)

Cenová regulácia podľa

§ 2 ods. 2

sa vykonáva určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny.

(3)

Cenová regulácia podľa

§ 2 ods. 3

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 maximálnej ceny za výkon činnosti výkupcu elektriny,

c)

určením spôsobu výpočtu ceny elektriny na účel predĺženia podpory so zníženou cenou

elektriny podľa

§ 3d zákona

o podpore.

§ 4

Rozsah, štruktúra a výška ekonomicky oprávnených nákladov

(1)

Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú náklady preukázateľne a v nevyhnutnom rozsahu

vynaložené na vykonávanie regulovanej činnosti, ktorými sú

a)

náklady na obstaranie regulačnej elektriny,

2

)

b)

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,

c)

náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom vrátane

nákladov na vyrovnanie odchýlky zraniteľným odberateľom pri dodávke elektriny zraniteľným

odberateľom určené úradom,

d)

náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny odberateľom v režime dodávky

poslednej inštancie vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky odberateľom elektriny

pri dodávke elektriny dodávateľom poslednej inštancie určené úradom,

e)

výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické

hmoty,

f)

osobné náklady,

3

)

g)

náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,

4

)

pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky vypustené

do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu

5

)

a pri skleníkových plynoch len náklady najviac do výšky 100 % na nákup emisných kvót

nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti;

pri skleníkových plynoch sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady na nákup emisných

kvót vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO

2

, vynásobené cenou určenou ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien oficiálneho

kurzového lístka zverejneného burzou EEX na jej webovom sídle, za produkt EU Emission

Allowances – Spot Market v eur/t CO

2

za obdobie šiestich kalendárnych mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo

konanie o cenovej regulácii (ďalej len „cenové konanie“) podľa

§ 14 ods. 1 zákona

o regulácii,

h)

odpisy majetku; pre rok t = 2025 pri hmotnom majetku rovnomerné odpisovanie hmotného

majetku využívaného len na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku ročný

odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny nehmotného majetku využívaného len na výkon

regulovanej činnosti, a pre rok t = 2026 a nasledujúce roky rovnomerné odpisy hmotného

majetku a nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti zohľadňujúce

dobu technickej životnosti majetku podľa

prílohy č. 1

,

i)

časti splátok za finančný prenájom hmotného majetku využívaného výhradne na výkon

regulovanej činnosti podľa zmlúv o finančnom prenájme najviac vo výške odpisov podľa

písmena h) pre regulovanú činnosť podľa

§ 2 ods. 1

,

j)

nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý

sa využíva len na výkon regulovanej činnosti vo výške odpisov podľa písmena h),

k)

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,

6

)

l)

úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky

7

)

na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne

na regulovanú činnosť najviac do hodnoty úroku rovnajúceho sa aritmetickému priemeru

hodnôt mesačných priemerov ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných 12 mesiacov

predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové konanie podľa

§ 14 ods. 1 zákona

o regulácii, zverejnených na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti „Euribor rates“,

m)

úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti

s výkonom činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa osobitného predpisu

8

)

maximálne do výšky hodnoty úroku rovnajúceho sa hodnote ukazovateľa 12M EURIBOR za

obdobie posledných 12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové

konanie podľa

§ 14 ods. 1 zákona

o regulácii, zverejnených na webovom sídle

www.euribor-ebf.eu

v časti „Euribor rates“.

(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,

9

)

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

10

)

platené zamestnávateľom okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku

1 písm. g), príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca,

g)

odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú v

§ 76

a

76a Zákonníka práce

,

h)

príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený v

§ 152 Zákonníka práce

,

i)

cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

11

)

j)

tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

12

)

k)

náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený

osobitným predpisom,

13

)

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 podľa osobitných predpisov,

14

)

r)

príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť

ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,

15

)

s)

náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení a iných zariadení,

ktoré nesúvisia s regulovanou činnosťou,

t)

náklady vynaložené na obstaranie materiálu, služieb na činnosti nesúvisiace s výkonom

regulovanej činnosti,

u)

daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,

v)

štipendiá poskytnuté žiakom stredných škôl a študentom,

w)

odpis nedobytnej pohľadávky,

x)

tvorba rezerv nad rozsah podľa osobitného predpisu,

16

)

y)

rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,

17

)

z)

tvorba opravných položiek,

aa)

náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,

ab)

náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,

ac)

straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,

ad)

zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,

ae)

náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych

a zábavných podujatí a iných činností,

af)

spotreba pohonných látok nad rozsah podľa osobitného predpisu,

18

)

ag)

náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe

overovania primeranosti nákladov podľa

§ 31 ods. 3 písm. d) zákona

o regulácii, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom

alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,

19

)

ah)

straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,

ai)

náklady na náhradu škody, ktorá vznikla v dôsledku protiprávneho konania regulovaného

subjektu,

aj)

vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,

20

)

ak)

náklady na konzultácie, poradenstvo a štúdie,

al)

iné náklady, ktoré nie sú výslovne uvedené v odseku 1,

am)

platba za prekročenie hraničnej hodnoty tokov dodávky jalovej kapacitnej elektriny

z regionálnej distribučnej sústavy a z miestnej distribučnej sústavy do prenosovej

sústavy.

(3)

Na účely

§ 45 ods. 3 písm. c)

ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú ani náklady na obstaranie alebo opravu oplotenia,

prevádzkové náklady, náklady na úpravu areálu, náklady na zabezpečenie strážnej služby,

náklady na obstaranie alebo opravu kamerového systému, náklady na obstaranie alebo

opravu osvetlenia areálu, náklady na výmenu fotovoltických panelov iného druhu a inštalovaného

výkonu, náklady na výmenu a úpravu nosných konštrukcií fotovoltických panelov a priehradného

múru. Náklady na opravu spojené s odstraňovaním havarijných stavov vzťahujúcich sa

na opravu priehradného múru a nosných konštrukcií fotovoltických panelov sú ekonomicky

oprávnenými nákladmi, len ak by nevykonaním opravy bola ohrozená funkčnosť elektroenergetického

zariadenia na výrobu elektriny.

(4)

Ak regulovaný subjekt vykonáva súčasne regulované činnosti aj neregulované činnosti

alebo vykonáva súčasne viacero regulovaných činností, do ekonomicky oprávnených nákladov

na regulovanú činnosť sa zahrnú len úradom schválené alebo určené preukázateľné náklady.

§ 5

Spôsob určenia miery výnosnosti regulačnej bázy aktív

(1)

Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív sa určuje na regulačné obdobie a zohľadňuje

a)

návratnosť prevádzkových aktív používaných výhradne na zabezpečenie regulovanej činnosti,

b)

rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobo spoľahlivej, bezpečnej a udržateľnej

prevádzky aktív používaných pri výkone regulovanej činnosti.

(2)

Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie sa vyjadruje

ako vážený priemer nákladov na kapitál WACC pred zdanením, určený v percentuálnej

hodnote, matematicky zaokrúhlenej na dve desatinné miesta, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

K

e

sú náklady na vlastný kapitál v percentách určené podľa odseku 3,

b)

K

d

sú náklady na cudzí kapitál v percentách, vo výške 2,77 %,

c)

E

E

+

D

je podiel vlastného majetku na celkovom majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné

obdobie vo výške 40 %,

d)

D

E

+

D

je podiel cudzieho majetku na celkovom majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné

obdobie vo výške 60 %,

e)

T je sadzba dane z príjmov právnických osôb v roku t v percentách.

(3)

Náklady na vlastný kapitál K

e

sa vypočítajú podľa vzorca

K

e

=

R

f

+

β

l

e

v

e

r

e

d

×

M

R

P

,

kde

a)

R

f

je bezriziková výnosová miera, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške

1,11 %,

b)

β

levered

je vážený beta koeficient vyjadrujúci systematické riziko, citlivosť konkrétneho

odvetvia na zmenu trhu, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

β

unlevered

je nevážený beta koeficient bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov;

pre regulačné obdobie sa ustanovuje vo výške 0,49,

2.

D/E je pomer cudzích zdrojov k vlastnému majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné

obdobie vo výške 1,5,

c)

MRP je trhová riziková prirážka, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške

5,84 %.

(4)

Hodnota WACC na rok 2025 sa ustanovuje vo výške 5,39 % s platnosťou do konca regulačného

obdobia. Ak sa určí nová hodnota WACC na rok t podľa odseku 5, hodnota WACC podľa

prvej vety sa na rok t a zvyšok regulačného obdobia nepoužije.

(5)

Ak odchýlka medzi rokmi t-2 a t-1 v niektorom z parametrov vstupujúcich do výpočtu

WACC, podrobne ustanovených v

prílohe č. 2

, v priebehu regulačného obdobia bude vyššia ako 20 %, určí sa nová hodnota WACC na

rok t a na zvyšok regulačného obdobia, ktorá sa zverejňuje na webovom sídle úradu

najneskôr do 30. júna roku t-1. Zmena vyjadrená ako hodnota pomeru medzi aktuálnou

číselnou hodnotou WACC a novou číselnou hodnotou WACC nepresiahne 10 %, teda pomer

nepresiahne hodnoty uzavretého matematického intervalu <0,9 – 1,1>.

§ 6

(1)

Peňažné hodnoty sa na výpočet ceny matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta.

Mesačná platba za jedno odberné miesto alebo odovzdávacie miesto sa zaokrúhľuje na

dve desatinné miesta.

(2)

Ceny podľa tejto vyhlášky sa uvádzajú bez dane z pridanej hodnoty.

(3)

Pri zmene ceny sa ustanovenia o spôsobe výpočtu ceny a hodnoty vstupujúce do výpočtu

cien použijú primerane podľa zodpovedajúceho roku regulačného obdobia, v ktorom nastala

zmena ceny.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny a podklady k návrhu ceny sa vzťahujú aj na návrh na zmenu

cenového rozhodnutia.

§ 7

Tarifa za prevádzkovanie systému

(1)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje v eurách na jednotku množstva elektriny

na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny.

(2)

Tarifa za prevádzkovanie systému môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb

TPS

i,t,

ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny odberných miest koncových odberateľov

elektriny, pričom pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do

príslušnej skupiny sa vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny odobratej

zo sústavy za rok t-1 na všetkých odberných miestach koncového odberateľa elektriny.

(3)

Skupiny odberných miest koncových odberateľov elektriny sú

a)

skupina 1, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok

t-1 do 1 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených

v skupine 4,

b)

skupina 2, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok

t-1 nad 1 GWh do 100 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny

zaradených v skupine 4,

c)

skupina 3, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok

t-1 nad 100 GWh, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených

v skupine 4,

d)

skupina 4, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny, ktorým bola pre rok

t určená individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému podľa

§ 8

.

(4)

Pre tarifu za prevádzkovanie systému platí

∑

i

=

1

k

(

T

P

S

i

,

t

×

Q

P

K

S

t

p

s

i

,

t

)

=

N

P

S

t

,

kde

a)

TPS

i,t

je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny

odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny, na ktorú

sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny

v roku t,

b)

QPKStps

i,t

je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v

i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t,

d)

NPS

t

sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú

podľa vzorca

N

P

S

t

=

N

o

z

e

k

v

t

+

P

N

O

T

t

+

N

o

k

t

e

t

+

D

N

P

S

t

+

K

V

P

T

P

S

t

,

kde

1.

Nozekv

t

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú

podľa odseku 5,

2.

PNOT

t

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,

3.

Nokte

t

sú schválené alebo určené náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa

§ 13 ods. 1

,

4.

DNPS

t

sú schválené dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktoré

sa vypočítajú podľa odseku 8,

5.

KVPTPS

t

je korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktorá

sa vypočíta podľa odseku 9.

(5)

Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t sa vypočítajú podľa

vzorca

Nozekv

t

= PND

t

+ PNP

t

+ PNVE

t

– PFP

t

– PVzp

t

– PVza

t

+ Kozekv

t ,

kde

a)

PND

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

PQD

t

i

je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v

roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,

2.

CEPSD

t

i

je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre i-té 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.

PCVE

t

je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t,

4.

n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

b)

PNP

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

PQP

t

i

je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť príplatok, vyrobenej

v roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,

2.

CEPSP

t

i

je cena elektriny pre stanovenie príplatku pre i-té 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.

PCVE

t

je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t,

4.

n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

c)

PNVE

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť

výkupcu elektriny v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

P

N

V

E

t

=

∑

i

=

1

n

(

P

Q

E

v

t

i

×

P

U

C

V

E

t

i

)

,

kde

1.

PQEv

t

i

je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa

§ 3 ods. 1 písm. b) zákona

o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa

§ 3 ods. 1 písm. d) zákona

o podpore vykúpenej i-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za

odchýlku v jednotkách množstva elektriny v roku t,

2.

PUCVE

t

i

je plánovaná úhrada za činnosť i-tého výkupcu elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny na rok t,

d)

PFP

t

je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t Ministerstvom hospodárstva

Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) na financovanie nákladov

vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t v eurách,

e)

PVzp

t

je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu

elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t v eurách,

f)

PVza

t

je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t v eurách,

g)

Kozekv

t

je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 4.

(6)

Na účely cenovej regulácie do 30. apríla roku t sa predkladajú organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných

množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 odobratej

koncovým odberateľom elektriny, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch

za prevádzkovanie systému v roku t-1.

(7)

Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou v eurách v roku t Kozekv

t

sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

SNozekv

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

roku t-2 v eurách, ktoré sa pre výpočet Kozekv

t

sa vypočítajú podľa vzorca

SNozekv

t–2

= SND

t–2

+ SNP

t–2

+ SNVE

t–2

– SFP

t–2

– SVzp

t–2

– SVza

t–2

,

kde

1.

SND

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov

elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

roku t-2 v eurách,

2.

SNP

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-2 v eurách,

3.

SNVE

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť

výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,

4.

SFP

t-2

je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-2 v eurách,

5.

SVzp

t-2

sú skutočné výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu

elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa SVzp

t-2

rovná nule,

6.

SVza

t-2

sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa SVza

t-2

rovná nule,

b)

PNozekv

t-2

sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou na rok t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PNozekv

t–2

= PND

t–2

+ PNP

t–2

+ PNVE

t–2

– PFP

t–2

– PVzp

t–2

– PVza

t–2

,

kde

1.

PND

t-2

sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou

kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,

2.

PNP

t-2

sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou

kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,

3.

PNVE

t-2

sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-2 v eurách,

4.

PFP

t-2

je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-2 v eurách,

5.

PVzp

t-2

sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu

elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa PVzp

t-2

rovná nule,

6.

PVza

t-2

sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa PVza

t-2

rovná nule,

c)

PVozekv

t-2

sú určené alebo schválené plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej

z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v

eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PVozekv

t–2

= Nozekv

t–2

,

kde

Nozekvt

-2

sú celkové určené alebo schválené plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej

z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku

t-2,

d)

SVozekv

t-2

sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách, ktoré sa

vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

Nozekv

t

-2

sú celkové určené alebo schválené plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej

z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku

t-2,

2.

QSKStps

t-2

je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v

jednotkách množstva elektriny v roku t-2, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie

systému,

3.

QPKStps

t-2

je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v

jednotkách množstva elektriny v roku t-2, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie

systému,

e)

ONozekv

t-1

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na

rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

ONozekv

t–1

= OND

t–1

+ ONP

t–1

+ ONVE

t–1

– OFP

t–1

– OVzp

t–1

– OVza

t–1

,

kde

1.

ONDt

-1

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

2.

ONP

t-1

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

3.

ONVE

t-1

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť

výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,

4.

OFP

t-1

je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,

5.

OVzp

t-1

sú očakávané výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu

elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa OVzp

t-1

rovná nule,

6.

OVza

t-1

sú očakávané výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa OVza

t-1

rovná nule,

f)

PNozekv

t-1

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

roku t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PNozekv

t–1

= PND

t–1

+ PNP

t–1

+ PNVE

t–1

– PFP

t–1

– PVzp

t–1

– PVza

t–1

,

kde

1.

PND

t-1

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

2.

PNP

t-1

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

3.

PNVE

t-1

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť

výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,

4.

PFP

t-1

je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,

5.

PVzp

t-1

sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu

elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa PVzp

t-1

rovná nule,

6.

PVza

t-1

sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekv

t

pre roky 2025 a 2026 sa PVza

t-1

rovná nule,

g)

PVozekv

t-1

sú plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa

vypočítajú podľa vzorca

PVozekv

t–1

= Nozekv

t–1

– KOKTE

t–1

,

kde

1.

Nozekv

t-1

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,

2.

KOKTE

t-1

je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,

h)

OVozekv

t-1

sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách, ktoré sa

vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

Nozekv

t-1

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,

2.

KOKTE

t-1

je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,

3.

QOKStps

t-1

je celková očakávaná skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny

na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

4.

QPKStps

t-1

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(8)

Dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t DNPS

t

sa vypočítajú podľa vzorca

D

N

P

S

t

=

P

F

N

t

+

K

D

N

P

S

t

,

kde

a)

PFN

t

sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t v eurách,

b)

KDNPS

t

je korekcia dodatočných nákladov na prevádzkovanie systému na rok t v eurách, ktorá

sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

SFN

t-2

sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2 v eurách,

2.

PFN

t-2

sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2 v eurách,

3.

DNPS

t-2

sú dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t-2,

4.

QSKStps

t-2

je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

5.

QPKStps

t-2

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(9)

Korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t KVPTPS

t

sa vypočíta podľa vzorca

KVPTPS

t

= OVPTPS

t–2

– SVPTPS

t–2

+ PVPTPS

t–1

– OVPTPS

t–1

,

kde

a)

OVPTPS

t-2

je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

OVPTPS

t–2

= OVTPS

t–2

– ONPS

t–2

,

kde

1.

OVTPS

t-2

sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

2.

ONPS

t-2

sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

b)

SVPTPS

t-2

je skutočný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

SVPTPS

t–2

= SVTPS

t–2

– SNPS

t–2

,

kde

1.

SVTPS

t-2

sú skutočné výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

2.

SNPS

t-2

sú skutočné náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

c)

PVPTPS

t-1

je plánovaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

PVPTPS

t–1

= PVTPS

t–1

– PNPS

t–1

,

kde

1.

PVTPS

t-1

sú plánované výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

2.

PNPS

t-1

sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

d)

OVPTPS

t-1

je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

OVPTPS

t–1

= OVTPS

t–1

– ONPS

t–1

,

kde

1.

OVTPS

t-1

sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

2.

ONPS

t-1

sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách.

(10)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za

a)

vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy,

b)

ostatnú vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nebola odobratá zo

sústavy,

c)

elektrinu uskladnenú v zariadení na uskladňovanie elektriny, odobratú zo sústavy,

ku ktorej je zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojené, alebo odobratú od výrobcu

elektriny bez použitia sústavy, ktorá je následne po uskladnení dodaná do sústavy,

d)

straty elektriny v sústave,

e)

vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,

f)

elektrinu exportovanú zo sústavy v rámci prevádzky medzinárodne prepojených sústav,

g)

spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny

alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto

skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy,

h)

vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny v zariadení na výrobu elektriny alebo

prevádzkovateľa zariadení na uskladňovanie elektriny v zariadení na uskladňovanie

elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike,

i)

spotrebu elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny, ktoré nie je pripojené

do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy,

j)

elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na výrobu tepla

z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, podľa

§ 3 ods. 16 zákona

o podpore,

k)

elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom

s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja, podľa

§ 4b ods. 19 zákona

o podpore,

l)

elektrinu vyrobenú a spotrebovanú spoločenstvom vlastníkov bytov a nebytových priestorov

v bytovom dome bez využitia distribučnej sústavy.

(11)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za

prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy.

(12)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú z distribučnej sústavy.

(13)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú zo sústavy.

(14)

Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia

prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa tarifa za prevádzkovanie systému

neuplatňuje.

§ 8

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému

(1)

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému na rok t v eurách na jednotku

množstva elektriny sa uplatňuje vo výške TPS

4,t

, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

TPS

4,t

= (1 – Kistps

t

) × TPS

1,t

,

kde

a)

Kistps

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t najviac

vo výške 0,95,

b)

TPS

1,t

je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny

odobratú zo sústavy skupiny 1 koncových odberateľov elektriny, na ktorú sa uplatňuje

tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t.

(2)

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva

elektriny podľa odseku 1 sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny, na ktorú sa uplatňuje

tarifa za prevádzkovanie systému koncového odberateľa elektriny, ktorý predloží úradu

správu podľa

§ 12 ods. 8 zákona

o regulácii a preukáže, že najmenej 80 % jeho koncovej spotreby elektriny zodpovedá

niektorému z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie

ekonomických činností

21

)

uvedených v zozname podľa

prílohy č. 3

a zároveň jeho elektroenergetická náročnosť podľa odseku 3 sa rovná alebo je väčšia

ako elektroenergetická náročnosť podľa odseku 7.

(3)

Elektroenergetická náročnosť podniku v percentách sa vypočíta podľa vzorca

E

E

N

=

E

×

C

H

P

H

×

100

,

kde

a)

E je spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny v jednotkách množstva elektriny,

ktorá sa určí podľa odseku 4,

b)

C je cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa určí podľa

odseku 5,

c)

HPH je hrubá pridaná hodnota podniku v eurách, ktorá sa určí ako aritmetický priemer

hodnôt hrubej pridanej hodnoty podniku za posledné tri kalendárne roky vypočítaných

podľa odseku 6.

(4)

Spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny E v jednotkách množstva elektriny

sa určuje ako aritmetický priemer hodnôt koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa

elektriny za posledné tri kalendárne roky.

(5)

Cena elektriny C v eurách na jednotkách množstva elektriny sa určuje ako aritmetický

priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti

v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva

elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Štatistickým úradom Európskej

únie (ďalej len „Eurostat“) pre Slovenskú republiku.

(6)

Hrubá pridaná hodnota podniku v kalendárnom roku HPH sa vypočíta podľa vzorca

HPH = TVVT + AHNIM + OPV + ZSZ – NTS – CDV,

kde

a)

TVVT sú tržby za vlastné výkony a tovar v eurách za kalendárny rok,

b)

AHNIM je aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku v eurách za kalendárny

rok,

c)

OPV sú ostatné prevádzkové výnosy bez výnosov z odpísaných pohľadávok, výnosov z

predaja pohľadávok, výnosov z postúpených pohľadávok a výnosov z faktoringu v eurách

za kalendárny rok,

d)

ZSZ je zmena stavu zásob v eurách za kalendárny rok,

e)

NTS sú náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb bez nákladov na personálny

lízing a nákladov na operatívny lízing v eurách za kalendárny rok,

f)

CDV sú clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami,

ale nie sú odpočítateľné v eurách za kalendárny rok.

(7)

Minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej

sadzby tarify za prevádzkovanie systému EENp

t

v percentách, ktorá sa pre rok 2020 určuje vo výške 100 % a pre nasledujúce roky

sa vypočíta podľa vzorca

EENp

t

= EENp

t–1

× kzce

t

,

kde

a)

EENp

t-1

je minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej

sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v percentách,

b)

kzce

t

je koeficient zmeny cien elektriny pre rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

CE

eurostat,t-2

je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny

mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na

jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre

Slovenskú republiku,

2.

CE

eurostat,t-3

je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny

mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-3 v eurách na

jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre

Slovenskú republiku.

(8)

Na výpočty podľa odsekov 2 až 6 sa použijú aritmetické priemery údajov koncového

odberateľa elektriny za obdobie posledných troch kalendárnych rokov v štruktúre podľa

prílohy č. 4

. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako tri kalendárne roky, alebo

v priebehu posledných troch kalendárnych rokov bola jeho činnosť prerušená dlhšie

ako jeden kalendárny rok, použijú sa aritmetické priemery údajov za dva kalendárne

roky predchádzajúce roku, v ktorom došlo k prerušeniu činnosti, za ktoré sú údaje

k dispozícii. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako dva kalendárne

roky, použijú sa údaje za kalendárny rok, za ktorý sú údaje k dispozícii.

(9)

Správa, ktorú vypracúva koncový odberateľ elektriny na účely priznania individuálnej

tarify za prevádzkovanie systému obsahuje

a)

pri právnickej osobe obchodné meno, sídlo a identifikačné číslo organizácie, ak je

pridelené, a pri fyzickej osobe – podnikateľovi meno a priezvisko, miesto podnikania

a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené,

b)

potvrdenie alebo vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny koncového odberateľa elektriny

v jednotkách množstva elektriny, pričom ak koncový odberateľ elektriny

1.

je subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vyhotovené organizátorom

krátkodobého trhu s elektrinou,

2.

nie je subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vystavené dodávateľom

elektriny, ktorý za odberné miesta koncového odberateľa elektriny prevzal zodpovednosť

za odchýlku,

3.

je výrobcom elektriny a vyrobenú elektrinu spotrebúva pre vlastnú spotrebu, vyhlásenie

o koncovej spotrebe elektriny vypracované koncovým spotrebiteľom,

4.

spĺňa viacero kritérií uvedených v prvom až treťom bode a na preukázanie splnenia

podmienky podľa

§ 12 ods. 7 písm. a) zákona

o regulácii nepostačuje jedno potvrdenie alebo vyhlásenie, súčasťou správy sú aj

príslušné potvrdenia alebo vyhlásenia podľa prvého až tretieho bodu,

c)

elektroenergetickú náročnosť podniku v percentách vypočítanú podľa odseku 3,

d)

údaje nevyhnutné na výpočet elektroenergetickej náročnosti podniku podľa

prílohy č. 4

tabuľky č. 3, a to

1.

hrubú pridanú hodnotu podniku,

2.

aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny

okrem odberateľov elektriny v domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999

MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty

zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,

3.

koncovú spotrebu elektriny podniku v jednotkách množstva elektriny,

e)

údaje nevyhnutné na výpočet hrubej pridanej hodnoty podniku vypočítanej podľa odseku

6 a

prílohy č. 4

tabuľky č. 1, a to

1.

tržby za vlastné výkony a tovar v eurách,

2.

aktiváciu hmotného investičného majetku a nehmotného investičného majetku v eurách,

3.

ostatné prevádzkové výnosy v eurách,

4.

výnosy z odpísaných pohľadávok, výnosy z predaja pohľadávok, výnosy z postúpených

pohľadávok, výnosy z faktoringu a ďalšie výnosy súvisiace s postúpením pohľadávok

v eurách,

5.

zmenu stavu zásob v eurách,

6.

náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb, vrátane nákladov na personálny

lízing a operatívny lízing v eurách,

7.

náklady na personálny lízing v eurách,

8.

náklady na operatívny lízing v eurách,

9.

clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale

nie sú odpočítateľné v eurách,

10.

hrubú pridanú hodnotu podniku v eurách,

f)

ostatné údaje na posúdenie nároku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie

systému podľa

prílohy č. 4

tabuľky č. 2, a to

1.

koncovú spotrebu elektriny zodpovedajúcu jednotlivým kódom činnosti podniku podľa

štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v

prílohe č. 3

v jednotkách množstva elektriny,

2.

podiel súčtu koncovej spotreby elektriny podniku podľa prvého bodu a koncovej spotreby

elektriny podniku podľa písmena d) tretieho bodu v percentách,

g)

potvrdenie preukazujúce správnosť výpočtu podľa písmena f) druhého bodu vyhotovené

znalcom v odbore Elektrotechnika – Elektroenergetické stroje a zariadenia alebo Energetika

– Regulácia a riadenie sieťových odvetví.

§ 9

(1)

Ak účastník trhu s elektrinou zvolí pre svoje odberné miesto 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 prevezme

zodpovednosť za odchýlku.

(2)

Ak účastník trhu s elektrinou prevezme zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto

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 prevezme zodpovednosť za odchýlku.

§ 10

Cenová regulácia výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a spôsob

úhrady osobitných nákladov

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a

§ 11 až 14

sa vzťahuje na 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 uplatňujú pre účastníka trhu s elektrinou,

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

údaje nevyhnutné na preverenie taríf za rok t-2 v členení za

1.

zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,

2.

organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,

3.

ostatné činnosti vykonávané organizátorom 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

§ 11 až 13

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)

podklady podľa

prílohy č. 5

predkladané v termínoch v nej uvedených,

g)

ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku

2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.

22

)

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 5

sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť

tabuľkového editora.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

(5)

Koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

kZI

t

sa určuje úradom pre

a)

činnosti zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok pre rok t vo výške 0 až

1,

b)

činnosti organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou pre rok t vo

výške 0 až 1,

c)

výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou pre rok t vo

výške 0 až 1.

§ 11

(1)

Pre subjekt zúčtovania sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie

odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde najväčší výnos PPZO

t

z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PPO

t

= PNZO

t

+ POZO

t

+ ZI

t

× WACC × kZI

t

+ INVZO

t

– KZO

t

,

kde

a)

PNZO

t

sú schválené alebo určené plánované ročné prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním,

vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,

b)

POZO

t

sú schválené alebo určené plánované 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)

ZI

t

je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu

podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,

d)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa

§ 5

,

e)

kZI

t

je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu

s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,

f)

INVZO

t

je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

INVZO

t

= SOzo

t–2

– POzo

t–2

,

kde

1.

SOzo

t-2

sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív

v eurách nevyhnutne využívaných na zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

v roku t-2,

2.

POzo

t-2

sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty

regulačnej bázy aktív v eurách nevyhnutne využívaných na zúčtovanie, vyhodnotenie

a vysporiadanie odchýlok v roku t-2,

g)

KZO

t

je faktor vyrovnania v eurách na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

PZO

t-2

je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania

odchýlok v roku t-2 v eurách určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolí

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,

2.

SQ

t-2

SZ

je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolia režim

vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení

a vysporiadaní odchýlok,

3.

SQ

t-2

PZ

je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, a zároveň

majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

4.

Q

t-2

SZ

je plánovaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si mali zvoliť

režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré mali mať uzavretú zmluvu o zúčtovaní,

vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

5.

Q

t-2

PZ

je plánovaný počet subjektov v roku t-2, ktoré mali poskytovať podporné služby, a

zároveň mali mať prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

6.

TZO

t-2

je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t-2 v eurách

za jednotku množstva elektriny určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolí

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,

7.

SQ

t-2

DD

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 mali uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní

odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

8.

SQ

t-2

RE

je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré poskytovali

podporné služby, a zároveň mali prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú

skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

9.

Q

t-2

DD

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 mali zvoliť režim vlastnej

zodpovednosti za odchýlku, a ktoré mali mať uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení

a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v

roku t-2,

10.

Q

t-2

RE

je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré mali

poskytovať podporné služby, a zároveň mali 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 PZO

t

v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej

zodpovednosti za odchýlku, má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní

odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, a zároveň má prenesenú zodpovednosť

za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca

P

Z

O

t

=

0,5

×

P

P

Z

O

t

Q

t

S

Z

+

Q

t

P

Z

,

kde

a)

PPZO

t

je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

v roku t v eurách,

b)

Q

t

SZ

je plánovaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej

zodpovednosti za odchýlku, majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní

odchýlok,

c)

Q

t

PZ

je plánovaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, majú prenesenú

zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.

(3)

Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO

t

v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok,

ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, má uzavretú zmluvu o zúčtovaní,

vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby,

a zároveň má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta

podľa vzorca

T

Z

O

t

=

0,5

×

P

P

Z

O

t

Q

t

D

D

+

Q

t

R

E

,

kde

a)

PPZO

t

je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

v roku t v eurách,

b)

Q

t

DD

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, majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení

a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v

roku t,

c)

Q

t

RE

je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré poskytujú

podporné služby, 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,

majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekty,

ktoré poskytujú podporné služby, a zároveň majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku

na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania,

vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZO

t

podľa odseku 2 v roku t v eurách.

(5)

Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku,

majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa uplatňuje

tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO

t

v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 3, na dohodnuté

množstvo elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov v roku t.

(6)

Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku

na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie

odchýlok TZO

t

v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 3 na objem poskytnutej

regulačnej elektriny v jednotkách množstva elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej

sústavy v roku t.

§ 12

(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 a schválený alebo určený maximálny výnos VOTE

t

z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v

roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

VOTE

t

= PNOTE

t

+ POOTE

t

+ ZI

t

× WACC × kZI

t

+ INVOTE

t

– KOTE

t

,

kde

a)

PNOTE

t

sú schválené alebo určené plánované ročné prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním

a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou na rok t v eurách,

b)

POOTE

t

sú schválené alebo určené plánované odpisy na rok t v eurách súvisiace s regulovanou

činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú

činnosť v roku t,

c)

ZI

t

je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu

podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,

d)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa

§ 5

,

e)

kZI

t

je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu

s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,

f)

INVOTE

t

je faktor investícií v roku t v eurách, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

INVOTE

t

= SOote

t–2

– POote

t–2

,

kde

1.

SOote

t-2

sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív

nevyhnutne využívaných na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2,

2.

POote

t-2

sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty

regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2,

g)

KOTE

t

je faktor vyrovnania v roku t v eurách vypočítaný podľa odseku 3.

(2)

Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTE

t

schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách na jednotku množstva

elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta

podľa vzorca

kde

a)

VOTE

t

je schválený alebo určený maximálny výnos v eurách na rok t, určený podľa odseku

1,

b)

Tarifa za prevádzkovanie systému a alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou TPS

ote

t

v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

T

P

S

t

o

t

e

=

P

N

O

T

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

1.

PNOT

t

sú schválené alebo určené plánované náklady zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t v eurách,

2.

QPKStps

t

je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v

jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie

systému,

c)

FPOTE

t

je ročná fixná platba na rok t v eurách schválená alebo určená cenovým rozhodnutím

pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,

d)

Q

t

ote

je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t,

e)

QOTE

t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t nakúpenej

a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.

(3)

Faktor vyrovnania KOTE

t

v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

SQ

t-2

ote

je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

b)

Q

t-2

ote

je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

c)

FPOTE

t-2

je ročná fixná platba na rok t-2 v eurách schválená alebo určená cenovým rozhodnutím

pre subjekt zúčtovania, ktorý bol účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,

d)

SQOTE

t-2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej

a predanej na krátkodobom trhu s elektrinou,

e)

QOTE

t-2

je schválené plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok

t-2 nakúpenej a predanej na krátkodobom trhu s elektrinou,

f)

TOTE

t-2

je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená

alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny

nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,

g)

SVTPS

t-2

ote

sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

h)

PVTPS

t-2

ote

sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách.

§ 13

(1)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t Nokte

t

sa vypočítajú podľa vzorca

Nokte

t

= PN

t

+ PO

t

+ ZI

t

× WACC × kZI

t

+ INVost

t

– KOT

t

,

kde

a)

PN

t

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady

súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou

taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním

trhu so zárukami pôvodu elektriny, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými

organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,

b)

PO

t

sú schválené alebo určené plánované odpisy na rok t v eurách súvisiace so správou,

zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním

a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko

účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami

pôvodu elektriny, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom

krátkodobého trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

c)

ZI

t

je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu

podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,

d)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa

§ 5

,

e)

kZI

t

je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu

s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,

f)

INVost

t

je faktor investícií na rok t v eurách; ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

INVost

t

= SO

t–2

– PO

t–2

,

kde

1.

SO

t-2

sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív

nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,

2.

PO

t-2

sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty

regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,

g)

KOT

t

je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou zo správy, zberu a sprístupňovania

nameraných údajov, z centrálnej fakturácie taríf, z organizovania a zúčtovania podpory

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou a z evidencie, prevodov a organizovania trhu so zárukami pôvodu elektriny,

s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 3.

(2)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t NOKTE

t

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

T

P

S

t

o

s

t

=

N

O

K

T

E

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

a)

NOKTE

t

sú celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t,

b)

QPKStps

t

je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v

jednotke množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie

systému.

(3)

Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca

KOT

t

= (SVzp

t–2

– PVzp

t–2

) + (SVza

t–2

– PVza

t–2

) + (SVTPSost

t–2

– PVTPSost

t–2

),

kde

a)

SVzp

t-2

sú skutočné výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu

elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOT

t

pre roky 2027 a nasledujúce roky sa SVzp

t-2

rovná nule,

b)

PVzp

t-2

sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu

elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOT

t

pre roky 2027 a nasledujúce roky sa PVzp

t-2

rovná nule,

c)

SVza

t-2

sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOT

t

pre roky 2027 a nasledujúce roky sa SVza

t-2

rovná nule,

d)

PVza

t-2

sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOT

t

pre roky 2027 a nasledujúce roky sa PVza

t-2

rovná nule,

e)

SVTPSost

t-2

sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2 v eurách,

f)

PVTPSost

t-2

sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2 v eurách.

§ 14

Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému

Platba na pokrytie nákladov na prevádzkovanie systému pre j-tý subjekt zúčtovania

s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách NPSsz

j

sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtuje subjektom zúčtovania s vlastnou

zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca,

a vypočíta sa podľa vzorca

N

P

S

s

z

j

=

∑

i

=

1

k

T

P

S

i

,

t

×

Q

S

K

S

t

p

s

s

z

i

j

,

kde

a)

TPS

i,t

je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny

odobratú zo sústavy, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v i-tej

skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v roku t v eurách na jednotku

množstva elektriny,

b)

QSKStpssz

i

j

je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy j-tého

subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v i-tej skupine odberných

miest koncových odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny, na ktoré sa

uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

§ 15

Cenová regulácia prístupu do prenosovej sústavy, prenosu elektriny, systémových služieb

a podporných služieb a spôsob a podmienky uplatnenia cien

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 17 a

§ 16 až 21

sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu

maximálnej ceny

a)

a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

b)

a tarify za poskytovanie systémových služieb,

c)

za poskytovanie podporných služieb.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien, alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, návrh

parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných

služieb vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu

s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

údaje nevyhnutné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny,

počet odberných miest, suma zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých

sadzbách v MW,

c)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

d)

výpočty a údaje podľa

§ 16 až 19

týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných

služieb a systémových služieb,

e)

podklady predkladané v termínoch podľa

prílohy č. 6

,

f)

ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku

2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 6

sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť

tabuľkového editora, do 31. júla v každom roku regulačného obdobia.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia,

podľa

§ 17 ods. 1

a

2 zákona

o regulácii.

(5)

Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t-1 tieto

údaje

a)

skutočne vynaložené náklady na nákup podporných služieb v roku t-2,

b)

skutočne vynaložené náklady na poskytovanie systémových služieb v roku t-2,

c)

skutočné výnosy z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil

v roku t-2 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb

v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,

d)

skutočné investície v roku t-2,

e)

skutočné výnosy z medzinárodnej prevádzky v roku t-2,

f)

skutočné náklady na medzinárodnú prevádzku v roku t-2,

g)

skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi

distribučných sústav, výrobcami elektriny, prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie

elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.

(6)

Na účely cenovej regulácie sa úradu predkladajú najneskôr do 31. júla roku t-1 údaje

o plánovanom množstve v roku t a do 20. dňa každého mesiaca skutočné množstvo za predchádzajúci

mesiac roku t

a)

fakturovanej prenesenej elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými

odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí

sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,

b)

celkového maximálneho pohotového výkonu v MW elektroenergetických zariadení na výrobu

elektriny výrobcov elektriny a elektroenergetických zariadení na uskladňovanie elektriny

prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej

sústavy,

c)

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy dodanej zo zariadení jednotlivých výrobcov

elektriny v jednotkách množstva elektriny,

d)

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia v jednotkách

množstva elektriny.

(7)

Tarify za rezervovanú kapacitu a za prenesenú elektrinu sa určia tak, že plánovaný

výnos z týchto taríf je najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny

za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa

§ 16 ods. 1

a plánovaného priemerného množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými

odberateľmi elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorí sú priamo pripojení do

prenosovej sústavy, výrobcami elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy,

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie

elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy.

(8)

Platba za prístup do prenosovej sústavy, ktorá sa určí ako súčin hodnoty rezervovanej

kapacity v odovzdávacích miestach, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity v odovzdávacích

miestach výrobcov elektriny a v odberných a odovzdávacích miestach prevádzkovateľov

zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny

do sústavy v odovzdávacom mieste je väčšia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy

v odbernom mieste, a tarify za rezervovanú kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej

sústavy výrobcom elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny

pripojenými do prenosovej sústavy. To neplatí pre užívateľa prenosovej sústavy, ktorý

prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným

výkonom do 1 MW alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň alebo prevádzkuje

certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa

prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny.

(9)

Rezervovaná kapacita sa v odovzdávacích miestach neobjednáva. Hodnota rezervovanej

kapacity sa určí z hodnoty kapacity pripojenia v odovzdávacom mieste dohodnutej v

zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.

(10)

Ak je odberné a odovzdávacie miesto v jednom mieste pripojenia, platba za prístup

do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy len za tú časť

rezervovanej kapacity, ktorá je vyššia. Ak je vyššia rezervovaná kapacita pre dodávku

do sústavy, uplatní sa platba za prístup do prenosovej sústavy podľa odsekov 8 a 9.

Ak je vyššia rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy, uplatní sa platba za prístup

do prenosovej sústavy podľa odseku 14.

(11)

Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny a prevádzkovateľov

zariadení na uskladňovanie elektriny sa určí tak, že plánované platby, ktoré výrobcovia

elektriny pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovatelia zariadení na uskladňovanie

elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy je v odovzdávacom

mieste vyššia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy v odbernom mieste, ktorú

uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v

roku t, sú najviac v sume výnosu určeného ako súčin 0,5 eura na jednotku množstva

elektriny a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami

elektriny alebo prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny pripojenými

do prenosovej sústavy.

(12)

Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom

zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie

užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických

podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými

nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenie,

sa cena za prístup do prenosovej sústavy určuje 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 sám určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné

a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Pri prenose elektriny cez ďalšie napájacie vedenie

na základe požiadavky užívateľa sústavy v príslušnom 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 % z tarify za prenos elektriny; ceny za prístup

do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie tým nie sú dotknuté.

Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej

sústave zaslučkovaním.

(13)

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.

23

)

(14)

Pri odbere elektriny z prenosovej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste

v jednom mieste pripojenia do sústavy sa výrobcom elektriny prevádzkujúcich aj zariadenia

na uskladňovanie elektriny a prevádzkovateľom zariadení na uskladňovanie elektriny,

ktorí odberajú elektrinu z prenosovej sústavy výlučne na účely uskladňovania elektriny,

účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita podľa cenového rozhodnutia úradu.

(15)

Ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny,

ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy v odovzdávacom mieste

je väčšia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy, v odbernom mieste pripojenom

do miestnej distribučnej sústavy, sa platba za prístup do prenosovej sústavy uhrádza

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi prenosovej sústavy,

do ktorej je jeho miestna distribučná sústava pripojená, vo výške podľa odseku 8 a

podľa platného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos

elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy; to neplatí pre užívateľa

prenosovej sústavy, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie

s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň

alebo prevádzkuje certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb

pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku a odber regulačnej

elektriny.

(16)

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej

sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa platba za prístup do prenosovej sústavy

uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na

uskladňovanie elektriny takto

a)

výrobcom elektriny alebo prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny sa

prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia

na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny vo výške podľa odseku

8 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny alebo

prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie 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

uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu

elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej

sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny

prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy

uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu

elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca

elektriny, alebo ako prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie elektriny, alebo tarifa

za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná

kapacita je vyššia.

(17)

Na uplatnenie 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, 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 dňa nasledujúceho mesiaca.

§ 16

(1)

Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CP

t

okrem strát elektriny pri prenose elektriny na rok t v eurách na jednotku množstva

elektriny sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PN

t

sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok t súvisiace s regulovanou

činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou, nákladov a odpisov na

dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových

služieb, ktorých hodnota

1.

pre rok t = 2025 zodpovedá hodnote schválených alebo určených prevádzkových nákladov

v eurách na rok 2024 súvisiacich s regulovanou činnosťou okrem odpisov, nákladov a

odpisov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie

systémových služieb,

2.

pre rok t = 2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

PN

2024

sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok 2024 súvisiace s regulovanou

činnosťou okrem odpisov, nákladov a odpisov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa

prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,

2b.

JPI

n

je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým

úradom za obdobie od júla roku n-2 vrátane do júna roku n-1 vrátane, uvedených na

webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky –

http://datacube.statistics.sk

v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných

štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá

inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého

roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,

2c.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0

% a, pričom ak je hodnota rozdielu JPI

n

a X nižšia ako 0 %, na výpočet maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a

prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPI

n

a X rovná 0 %,

b)

O

t

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách

na rok t, ktorá

1.

pre rok t = 2025 zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v roku 2023 z majetku uvažovaného v RAB

2023

, podľa písmena e) prvého bodu podbodu 1a.,

2.

pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

z majetku uvažovaného v RAB

2024

, podľa písmena e) druhého bodu podbodu 2a., určená na základe

prílohy č. 1

,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

3a.

O

2024

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

2024 z majetku uvažovaného v RAB

2024

, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe

prílohy č. 1

,

3b.

SO

n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-1 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej

činnosti, určená na základe

prílohy č. 1

,

3c.

VO

n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-2 z majetku vyradeného z užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej

činnosti, určená na základe

prílohy č. 1

,

c)

PO

t

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť

v roku t-1 bez dispečerskej činnosti, určená na základe

prílohy č. 1

,

d)

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou, ktorý sa určuje v intervale od 0,80 do 1,00 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

ak je výsledok podielu

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak K

DZ

= 1,00,

menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak K

DZ

= 0,97,

menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak K

DZ

= 0,94,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak K

DZ

= 0,91,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak K

DZ

= 0,88,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak K

DZ

= 0,85,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak K

DZ

= 0,82,

menší ako 0,1, tak K

DZ

= 0,80,

kde

1.

INV

t-2

je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej

sústavy bez dispečerskej činnosti v roku t-2 v eurách,

2.

PPSzisk

t-2

je regulovaný zisk prevádzkovateľa prenosovej sústavy po zdanení v roku t-2 v eurách,

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

PPSzisk

t–2

= (RAB

ST,t–2

× WACC

t–2

) × (1 – SOOPRO

t–2

) × (1 – daň z príjmov

t–2

)

kde

2a.

RAB

ST,t-2

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2,

2b.

WACC

t-2

je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená na rok t-2

podľa

§ 5

,

2c.

SOOPRO

t-2

je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných

odvetviach v roku t-2, ustanovenej podľa osobitného predpisu,

24

)

2d.

daň z príjmov

t-2

je hodnota sadzby dane z príjmov právnických osôb v roku t-2,

3.

PPSodpisy

t-2

je hodnota regulovaných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách,

ktorá sa vypočíta podľa vzorca

PPSodpisy

t–2

= O

t–2

+ PO

t–2

+ FINVP

t–2

– DV

t–2

,

kde

3a.

O

t-2

je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu za regulovanú činnosť

bez dispečerskej činnosti v eurách na rok t-2,

3b.

PO

t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť

bez dispečerskej činnosti v roku t-3,

3c.

FINVP

t-2

je faktor investícií v eurách na rok t-2,

3d.

DV

t-2

sú skutočné výnosy v roku t-4 v eurách z uplatnenia úhrad nákladov užívateľov prenosovej

sústavy za pripojenie do sústavy,

4.

INV

AEG,t-2

je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej

sústavy bez dispečerskej činnosti v roku t-2 v eurách, ktoré boli financované z výnosov

z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy, zo zdrojov

Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,

e)

RAB

ST,t,

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách na rok t, ktorá je rovná hodnote majetku využívaného na regulovanú

činnosť bez dispečerskej činnosti a vypočíta sa

1.

pre rok t = 2025 podľa vzorca

RAB

ST,t

= RAB

2023

– M

2023

,

kde

1a.

RAB

2023

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa

prenosovej sústavy k 31. decembru 2023 využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej

činnosti, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

1b.

M

2023

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

2023

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

2.

pre rok t = 2026 podľa vzorca,

RAB

ST,t

= RAB

2024

– M

2024

,

kde

2a.

RAB

2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa

prenosovej sústavy k 31. decembru 2024 využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej

činnosti, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v

zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

2b.

M

2024

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

2024

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

3a.

RAB

2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy

k 31. decembru 2024, využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti určenej

na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v

odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3b.

M

2024

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

n

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a

štátnych podpôr, a z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

3c.

RAB

n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy

využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti zaradeného do užívania

v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3d.

M

n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

n

v eurách, ktorá je financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych

podpôr, a z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej kapacity

na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

3e.

SO

n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-1 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej

činnosti, určená na základe

prílohy č. 1

,

f)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa

§ 5

,

g)

FINVP

t

je faktor investícií v eurách na rok t a vypočíta sa

FINVP

t

= SO

t–1

– PO

t–2

,

kde

1.

SO

t-1

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

t-2 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku t-3 bez dispečerskej

činnosti, určená na základe

prílohy č. 1

,

2.

PO

t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť

v roku t-3 bez dispečerskej činnosti, určená na základe

prílohy č. 1

,

h)

CPITC

t

je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z ITC mechanizmu v eurách zahrnutá

do ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t a vypočíta sa

podľa vzorca

CPITC

t

= ITCpl

t–1

× m

t

× (1 – mstr

t

),

kde

1.

ITCpl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za všetky účtovne uzavreté mesiace roku

t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe

vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

m

t

je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra

roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

mstr

t

je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose

elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

i)

CPVA

t

je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na

cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do ceny za prístup do

prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t, a vypočíta sa podľa vzorca

CPVA

t

= VApl

t–1

× n

t

× (1 – nstr

t

– ntss

t

),

kde

1.

VApl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania

cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu

nie sú účtovne uzavreté,

2.

n

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

nstr

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra

roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

4.

ntss

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za systémové služby určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu

0 až 1,

j)

KCP

t

je faktor ITC a aukcií prenosovej kapacity v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

KCP

t

= ITCsk

t–2

– ITCpl

t–2

+ VAsk

t–2

– VApl

t–2

,

kde

1.

ITCsk

t-2

je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-2,

2.

ITCpl

t-2

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-2,

3.

VAsk

t-2

je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy v roku t-2,

4.

VApl

t-2

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy v roku t-2,

k)

DV

t

sú skutočné výnosy v roku t-2 v eurách z uplatnenia úhrad nákladov užívateľov prenosovej

sústavy za pripojenie do sústavy,

l)

QPP

t

je plánované priemerné množstvo 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 na rok t,

m)

NPSZ

t

sú náklady na projekty spoločného záujmu na rok t v eurách,

n)

CACM

t

sú schválené náklady na projekty prideľovania kapacity a riadenia preťaženia sústavy,

ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy na rok t v eurách,

o)

SOGL

t

sú schválené náklady na projekty súvisiace s implementáciou povinností prevádzkovateľa

prenosovej sústavy podľa osobitného predpisu

26

)

na rok t v eurách,

p)

NOCACM

t

sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese prideľovania prenosových

kapacít podľa osobitného predpisu

27

)

na rok t v eurách,

q)

NOSOGL

t

sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese riadenia prevádzky prenosovej

sústavy na zabezpečenie spoľahlivosti a bezpečnosti dodávok elektriny podľa osobitného

predpisu

28

)

na rok t v eurách,

r)

EBGL

t

sú schválené náklady na zriadenie, zmenu a prevádzkovanie európskych platforiem podľa

osobitného predpisu

29

)

na rok t v eurách,

s)

V

CP,t

sú výnosy z platieb za rezervovanú kapacitu a prenos elektriny za dodávku jalovej

kapacitnej elektriny do prenosovej sústavy v roku t-2 podľa § 17a ods. 1 písm. a)

a b).

(2)

Súčet koeficientov nstr

t

a ntss

t

, ktoré sú ustanovené v odseku 1 písm. i) v treťom a štvrtom bode, je menší alebo

sa rovná 1.

(3)

Na účely platby za prístup do prenosovej sústavy sa dohodnutá rezervovaná kapacita

v MW v roku t v každom odbernom mieste určuje kumulatívne za všetky odberné miesta

odberateľa elektriny ako aritmetický priemer ročných hodnôt skutočného ročného maxima

štvrťhodinového výkonu za roky t-2 až t-4. Hodnoty výkonov sa určujú v MW s rozlíšením

na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj

rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na

uskladňovanie elektriny určená podľa

§ 15 ods. 8 až 10

a

15.

(4)

Ak nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny

v roku t-4, použije sa aritmetický priemer z rokov t-2 a t-3. Ak nie je do odberných

miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny v rokoch t-4 a t-3,

použije sa hodnota skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za rok t-2. Ak

nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny

v rokoch t-4, t-3 a t-2, rezervovaná kapacita pre odber elektriny zo sústavy užívateľa

prenosovej sústavy a výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny je

pripojené do prenosovej sústavy výlučne na odber elektriny a prevádzkovateľa zariadenia

na uskladňovanie elektriny, ktorého zariadenie na uskladňovanie elektriny je pripojené

do prenosovej sústavy výlučne na odber elektriny sa určuje prevádzkovateľom prenosovej

sústavy mesačne na základe nameraného mesačného maxima štvrťhodinového činného výkonu.

Rovnaký postup sa použije, ak hodnota skutočne nameraného mesačného maxima štvrťhodinového

činného výkonu koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy

alebo prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy priamo pripojenej do prenosovej

sústavy v príslušnom mesiaci počas roku t presiahne 1,10-násobok alebo nedosiahne

0,50-násobok hodnoty dohodnutej rezervovanej kapacity určenej podľa odseku 2. Hodnoty

výkonov sa určujú v MW s rozlíšením na tri desatinné miesta. Takto určená rezervovaná

kapacita nesmie byť vyššia ako kapacita pripojenia uvedená v zmluve o pripojení do

prenosovej sústavy.

(5)

Podiel výnosov z platieb za rezervovanú kapacitu sa z celkových výnosov z platieb

za rezervovanú kapacitu a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom do

0,7. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb

za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,3.

(6)

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf

za rezervovanú kapacitu v MW a za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy. Navrhované

tarify zohľadňujú plánované výnosy v roku t v eurách z platieb za rezervovanú kapacitu

pri výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, prevádzkovateľov

zariadení na uskladňovanie elektriny a charakter odberu elektriny koncových odberateľov

elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy, ich spotrebu elektriny a rezervovanú

kapacitu pripojených užívateľov prenosovej sústavy, a to ak

a)

rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo

pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 130 MW a zároveň prenos elektriny pre

koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2,

alebo na základe plánovaných údajov v roku t je viac ako 1,1 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 40 % z tarify za rezervovanú

kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 40 % z tarify za prenesenú elektrinu,

b)

rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste 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,

alebo na základe plánovaných údajov v roku t je viac ako 1,7 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 20 % z tarify za rezervovanú

kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 20 % z tarify za prenesenú elektrinu,

c)

rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste 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

je 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 25 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny

a 25 % z tarify za prenesenú elektrinu.

§ 17

(1)

Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose

elektriny PSstraty

t

, pričom výnos z týchto platieb sa nezahŕňa do výnosu za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstraty

t

na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t v eurách sa

vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PLE

t

je určená cena elektriny na pokrytie strát elektriny pri prenose elektriny na jednotku

množstva elektriny na rok t v eurách, a vypočíta sa podľa vzorca

P

L

E

t

=

C

E

P

X

E

,

t

×

1

+

k

t

100

%

+

O

t

,

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu EEX-PXE Slovakian

Power Futures Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre rok t = 2025 za obdobie

od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1 a pre rok t = 2026 a nasledujúce roky je

toto obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,

2.

k

t

je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac

6 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na

rok t,

3.

O

t

sú určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na odchýlku súvisiace

s diagramom strát elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách podľa

metodiky výpočtu nákladov na odchýlku, ktorá je uvedená v

prílohe č. 7

,

b)

QPL

t

je plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva

elektriny na rok t určené podľa odseku 2,

c)

FPS

t

je faktor strát pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách,

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

FPS

t

= PSstraty

t–2

× (QPLprenos

t–2

– QSKprenos

t–2

) + PLE

t–2

× (QSK

t–2

– QPL

t–2

),

kde

1.

PSstraty

t-2

je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny

odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách,

2.

QPLprenos

t-2

je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva

elektriny na rok t-2,

3.

QSKprenos

t-2

je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva

elektriny na rok t-2,

4.

PLE

t-2

je schválená alebo určená cena elektriny na pokrytie strát elektriny pri prenose

elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v eurách,

5.

QSK

t-2

je skutočné čisté množstvo elektriny obstaranej na krytie strát elektriny pri prenose

elektriny v roku t-2, po odpočítaní množstva predanej prebytočnej elektriny v jednotkách

množstva elektriny,

6.

QPL

t-2

je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny na rok t-2 v

jednotkách množstva elektriny.

d)

QPLprenos

t

je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva

elektriny na rok t,

e)

STRITC

t

je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z ITC mechanizmu v eurách zahrnutá

do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

STRITC

t

= ITCpl

t–1

× m

t

× mstr

t

,

kde

1.

ITCpl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za všetky účtovne uzavreté mesiace roku

t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe

vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

m

t

je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra

roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

mstr

t

je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose

elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

f)

STRVA

t

je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na

cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za straty elektriny

pri prenose elektriny na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

STRVA

t

= VApl

t–1

× n

t

× nstr

t

,

kde

1.

VApl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania

cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu

nie sú účtovne uzavreté,

2.

n

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

nstr

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra

roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

g)

V

STR,t

sú platby za straty za dodávku jalovej kapacitnej elektriny v roku t-2 podľa § 17a

ods. 1 písm. c).

(2)

Plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny QPL

t

v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca

QPL

t

= VstE

t

× PPSTR

t

,

kde

a)

VstE

t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce

do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia,

b)

PPSTR

t

je percento plánovaných strát elektriny pri prenose elektriny prenosovou sústavou

v percentách na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

SQPLt je súčet skutočného množstva strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách

množstva elektriny v rokoch t-3 a t-2, očakávaného množstva strát elektriny pri prenose

elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1 a plánovaného množstva strát

elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t,

2.

SVstE

t

je súčet skutočného množstva elektriny v jednotkách množstva elektriny v rokoch t-3

a t-2 vstupujúceho do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia, očakávaného

množstva elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1 vstupujúceho do prenosovej

sústavy vrátane tokov zo zahraničia a plánovaného množstva elektriny v jednotkách

množstva elektriny na rok t vstupujúceho do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia,

3.

XS

PS

je faktor strát elektriny pri prenose elektriny v percentách, ktorý je určený vo

výške 2 %.

§ 18

(1)

Na základe schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb

sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované maximálne ekonomicky

oprávnené náklady na rok t v eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb od

poskytovateľov podporných služieb.

(2)

Pri určení maximálnych ekonomicky oprávnených nákladov na rok t podľa odseku 1 sa

prihliada aj na aktuálnu situáciu na trhu s elektrinou, dosahované ceny podporných

služieb na vymedzenom území a v okolitých krajinách a osobitosti poskytovania podporných

služieb na vymedzenom území. Plánované maximálne ekonomicky oprávnené náklady sa určia

v takej výške, aby prevádzkovateľ prenosovej sústavy bol pri dodržiavaní princípov

hospodárnosti a pri transparentom a nediskriminačnom spôsobe obstarávania podporných

služieb schopný zabezpečiť schválený technický rozsah jednotlivých druhov podporných

služieb na zabezpečenie poskytovania systémových služieb.

(3)

V cenovom rozhodnutí úradu sa určuje priamym určením na rok t

a)

maximálna cena za poskytovanie disponibility jednotlivých druhov regulačných služieb

v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu, alebo spôsob výpočtu maximálnej

ceny za poskytovanie disponibility jednotlivých druhov regulačných služieb,

b)

maximálny oprávnený ročný náklad na nákup nefrekvenčných podporných služieb alebo

maximálna cena za poskytovanie jednotlivých druhov nefrekvenčných podporných služieb

v eurách na jednotku elektrického činného alebo jalového výkonu,

c)

maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny a minimálna cena ponúkanej

zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii

predmetného druhu regulačnej služby.

(4)

Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa

do doby pripojenia prevádzkovateľa k európskym platformám na výmenu regulačnej elektriny

z rezerv na obnovenie frekvencie podľa osobitného predpisu určuje na základe ponukových

cien využitých elektroenergetických zariadení a odberných elektrických zariadení poskytovateľov

regulačných služieb ako

a)

najvyššia ponúkaná cena regulačnej elektriny z elektroenergetického zariadenia alebo

z odberného elektrického zariadenia 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 ponúkaná cena regulačnej elektriny z elektroenergetického zariadenia alebo

z odberného elektrického zariadenia poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom

rozlíšení, ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená

cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny.

(5)

Po pripojení prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu

regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie podľa osobitého predpisu

30

)

sa cena regulačnej elektriny pri štandardných produktoch určuje podľa pravidiel európskych

platforiem na výmenu regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie. Pri úradom

schválených osobitných produktoch sa cena regulačnej elektriny určuje podľa pravidiel

schválených rozhodnutím úradu, v súlade s osobitným predpisom.

31

)

(6)

Do doby pripojenia prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu

regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie štandardných produktov pre regulačnú

elektrinu,

32

)

sa cena regulačnej elektriny pri osobitných produktoch určuje podľa odseku 4.

§ 19

(1)

Tarifa za systémové služby na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny sa uplatňuje

na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny.

(2)

Tarifa za systémové služby môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TSS

i,t,

ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny odberných miest koncových odberateľov

elektriny, pričom pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do

príslušnej skupiny sa vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny odobratej

zo sústavy za rok t-1 na všetkých odberných miestach koncového odberateľa elektriny.

(3)

Skupiny odberných miest koncových odberateľov elektriny sú

a)

skupina 1, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby za rok t-1 do

1 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených v

skupine 4,

b)

skupina 2, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby za rok t-1 nad

1 GWh do 100 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených

v skupine 4,

c)

skupina 3, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby za rok t-1 nad

100 GWh, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených v skupine

4,

d)

skupina 4, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny priamo pripojených

do prenosovej sústavy, ktorých priemerná spotreba elektriny za posledné tri roky alebo

plánovaná spotreba elektriny na rok t je najmenej 1 GWh, podiel nákladov na elektrickú

energiu presahuje 10 % výrobných nákladov všetkých vyrobených výrobkov a pomerná odchýlka

je podiel hodnoty priemeru absolútnych hodnôt odchýlky subjektu zúčtovania po zúčtovacích

periódach a vyššej hodnoty z priemeru absolútnych hodnôt dohodnutých odberov a priemeru

absolútnych hodnôt dohodnutých dodávok z registrovaného denného diagramu za obdobie

roku t-1 s presnosťou na tri desatinné miesta alebo plánovaná pomerná odchýlka na

rok t, pričom pomerná odchýlka alebo plánovaná pomerná odchýlka musí byť menšia ako

0,025; ak bola činnosť koncového odberateľa v priebehu posledných troch kalendárnych

rokov prerušená dlhšie ako jeden kalendárny rok, použijú sa údaje o priemernej spotrebe

elektriny, podielu nákladov na elektrickú energiu v konečnej cene výrobku a pomernej

odchýlke za jeden z dvoch kalendárnych rokov predchádzajúcich kalendárnemu roku, v

ktorom došlo k prerušeniu činnosti koncového odberateľa elektriny.

(4)

Pre tarifu za systémové služby platí

∑

i

=

1

k

T

S

S

i

,

t

×

Q

P

K

S

t

s

s

i

,

t

=

N

P

S

S

t

,

kde

a)

TSS

i,t

je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú

zo sústavy v i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v eurách

na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QPKStss

i,t

je celkové plánované množstvo koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v

i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v jednotkách množstva

elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

c)

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t,

d)

NPSS

t

sú plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím

primeraného zisku na rok t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 5,

(5)

Plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím

primeraného zisku NPSS

t

v eurách na rok t sa vypočítajú podľa vzorca

NPSS

t

= PPS

t

+ PN

Dis,t

+ O

Dis,t

+ PO

Dis,t

+ RAB

Dis,ST,t

× WACC + FINV

Dis,t

– DV

PpS,t

– TSSVA

t

– KS

t

– V

TSS,t

kde

a)

PPS

t

sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa

prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v eurách v roku t od poskytovateľov

podporných služieb podľa osobitného predpisu,

33

)

b)

PN

Dis,t

sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok t na dispečerskú činnosť

prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb

okrem odpisov, ktorých hodnota

1.

pre rok t = 2025 zodpovedá hodnote schválených alebo určených prevádzkových nákladov

v eurách na rok 2024 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na

zabezpečenie poskytovania systémových služieb okrem odpisov,

2.

pre rok t = 2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

PN

Dis,2024

sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok 2024 na dispečerskú

činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových

služieb okrem odpisov,

2b.

JPI

n

je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým

úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1, uvedených na webovom sídle Štatistického

úradu Slovenskej republiky –

http://datacube.statistics.sk

v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných

štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá

inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého

roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,

2c.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0

%, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0 %, na výpočet plánovaných nákladov

na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná

0 %,

c)

O

Dis,t

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách

na rok t, ktorá

1.

pre rok t = 2025 zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v roku 2023 z majetku uvažovaného v RAB

Dis,2023

podľa písmena e) prvého bodu podbodu 1a.,

2.

pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

z majetku uvažovaného v RAB

Dis,2024

, podľa písmena e) druhého bodu podbodu 2a., určená na základe prílohy č. 1,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

3a.

O

Dis,2024

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

2024 z majetku uvažovaného v RAB

Dis,2024

, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe

prílohy č. 1

,

3b.

SO

Dis,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-1 z majetku, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na

základe

prílohy č. 1

,

3c.

VO

Dis,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-2 z majetku, vyradeného z užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na

základe

prílohy č. 1

,

d)

PO

Dis,t

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t z majetku, s plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť

v roku t-1, a určená na základe

prílohy č. 1

,

e)

RAB

Dis,ST,t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na rok t v eurách, ktorá

je rovná hodnote majetku využívaného na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej

sústavy a vypočíta sa

1.

pre rok t = 2025 podľa vzorca

RAB

Dis,ST,t

= RAB

Dis,2023

– M

Dis,2023

,

kde

1a.

RAB

Dis,2023

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej

sústavy k 31. decembru 2023, využívaného na dispečerskú činnosť, vrátane pozemkov

v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

1b.

M

Dis,2023

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

Dis,2023

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

2.

pre rok t = 2026 podľa vzorca

RAB

Dis,ST,t

= RAB

Dis,2024

– M

Dis,2024

,

kde

2a.

RAB

Dis,2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy, ktorá zodpovedá zostatkovej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy

k 31. decembru 2024, využívaného na dispečerskú činnosť, určenej na základe znaleckého

posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie

podnikov v súlade s osobitným predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

2b.

M

Dis,2024

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

Dis,2024

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky podľa vzorca

kde

3a.

RAB

Dis,2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej

sústavy k 31. decembru 2024, využívaného na dispečerskú činnosť, určenej na základe

znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika

a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3b.

M

Dis,2024

je schválená alebo určená hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

Dis,2024

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

3c.

RAB

Dis,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy

využívaného na dispečerskú činnosť zaradeného do užívania v roku n-2, vrátane pozemkov

v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3d.

M

Dis,n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

Dis,n

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

3e.

SO

Dis,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-1 z majetku RAB

Dis,n

, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na základe

prílohy č. 1

,

f)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa

§ 5

,

g)

FINV

Dis,t

je faktor investícií súvisiacich s dispečerskou činnosťou na rok t v eurách, ktorý

sa vypočíta podľa vzorca

FINV

Dis,t

= SO

Dis,t–1

– PO

Dis,t–2

,

kde

1.

SO

Dis,t-1

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,

zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

t-2 z majetku zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-3, určená na

základe

prílohy č. 1

,

2.

PO

Dis,t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť

v roku t-3, určená na základe

prílohy č. 1

,

h)

DV

PpS,t

sú skutočné dodatočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách

zo sankcií uplatnených prevádzkovateľom prenosovej sústavy voči poskytovateľom podporných

služieb za neplnenie zmluvných podmienok v príslušnej zmluve o poskytovaní podporných

služieb,

i)

TSSVA

t

je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na

cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za systémové

služby na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

TSSVA

t

= VApl

t–1

× n

t

× ntss

t

,

kde

1.

VApl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania

cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu

nie sú účtovne uzavreté,

2.

n

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do taríf určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

ntss

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za systémové služby určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu

0 až 1,

j)

KS

t

je faktor vyrovnania v roku t v eurách vypočítaný podľa odseku 3,

k)

V

TSS,t

sú výnosy z platieb za jalovú kapacitnú elektrinu podľa § 17b za rok t-2.

(6)

Faktor vyrovnania KS

t

na rok t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

NSSS

t-2

sú skutočné výnosy z poskytovania systémových služieb vyúčtované prevádzkovateľom

prenosovej sústavy v eurách v roku t-2,

b)

NPSS

t-2

sú plánované výnosy z poskytovania systémových služieb v eurách na rok t-2 so zohľadnením

primeraného zisku,

c)

s

t

je koeficient zahrnutia rozdielu medzi skutočnými a plánovanými nákladmi na nákup

podporných služieb určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1,

d)

SPS

t-2

sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných

služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,

e)

PPS

t-2

sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa

prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb

v eurách v roku t-2 uplatnené v tarife za systémové služby,

f)

SVTPStss

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách v roku t-2 z tarify

za prevádzkovanie systému, v ktorej bola prevádzkovateľovi prenosovej sústavy zohľadnená

pomerná časť nákladov na nákup podporných služieb, ktoré sa pre rok t = 2027 a nasledujúce

roky rovnajú nule,

g)

Naukc

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz

podporných služieb zo zahraničia v eurách v roku t-2,

h)

CV

t-2

je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v roku t-2 v eurách, ktorý sa vypočíta

podľa vzorca

kde

1.

NOcv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok

za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v eurách

v roku t-2,

2.

VOcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok

za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v eurách

v roku t-2,

3.

NREcv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny z havarijnej výpomoci v eurách v roku t-2,

4.

VREcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny

z havarijnej výpomoci v eurách v roku t-2,

5.

Ncv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku

elektriny v rámci cezhraničného redispečingu a protiobchodu poskytnutého ostatnými

prevádzkovateľmi prenosových sústav v eurách v roku t-2,

6.

Vcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku

elektriny v rámci cezhraničného redispečingu a protiobchodu poskytnutého ostatným

prevádzkovateľom prenosových sústav v eurách v roku t-2,

7.

NFSkar

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy zo systému FSkar v eurách

v roku t-2,

8.

VFSkar

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy zo systému FSkar v eurách v

roku t-2,

i)

IGCC

t

je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

na regulačnú elektrinu obstaranú v rámci systému IGCC a na regulačnú elektrinu z európskych

platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v eurách zahrnutá

do tarify za systémové služby na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku

t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

VIGCCpl

t-1

sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho

informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so

susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-1 v eurách,

2.

NIGCCpl

t-1

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho

informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so

susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-1 v eurách,

3.

VREIGpl

t-1

sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-1

v eurách,

4.

NREIGpl

t-1

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-1

v eurách,

5.

VREEPpl

t-1

sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych

platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-1 v eurách,

6.

NREEPpl

t-1

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z

európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku

t-1 v eurách,

7.

u

t

je koeficient zahrnutia IGCC do tarify za systémové služby určený úradom vo výške

0,8,

j)

KIGCC

t

je korekcia plánovaných a skutočných čistých výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy na regulačnú elektrinu obstaranú v rámci systému IGCC a plánovaných a skutočných

čistých výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu

z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v

eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

VIGCCsk

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho

informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so

susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,

2.

NIGCCsk

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho

informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so

susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,

3.

VREIGsk

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny

obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2 v eurách,

4.

NREIGsk

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2

v eurách,

5.

NREEPsk

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z európskych

platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách,

6.

VREEPsk

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych

platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách,

7.

VIGCCpl

t-2

sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho

informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so

susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,

8.

NIGCCpl

t-2

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho

informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so

susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,

9.

VREIGpl

t-2

sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2

v eurách,

10.

NREIGpl

t-2

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2

v eurách,

11.

NREEPpl

t-2

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z

európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku

t-2 v eurách,

12.

VREEPpl

t

-2

sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych

platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách.

(7)

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa

za systémové služby TSS

t

len za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy.

(8)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za systémové služby TSS

t

len za elektrinu odobratú z distribučnej sústavy.

(9)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za systémové služby TSS

t

len za všetku elektrinu odobratú zo sústavy.

(10)

Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia

prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa tarifa za systémové služby TSS

t

neuplatňuje.

(11)

Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje za

a)

vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej

sústavy,

b)

ostatnú vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nebola odobratá zo

sústavy,

c)

elektrinu uskladnenú v zariadení na uskladňovanie elektriny, odobratú zo sústavy,

ku ktorej je zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojené, alebo odobratú od výrobcu

elektriny bez použitia sústavy, ktorá je následne po uskladnení dodaná do sústavy,

d)

straty elektriny v sústave,

e)

vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,

f)

elektrinu exportovanú zo sústavy v rámci prevádzky medzinárodne prepojených sústav,

g)

spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny

alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto

skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy,

h)

spotrebovanú elektrinu vyrobenú v zariadení na výrobu elektriny, ktoré nie je pripojené

do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy.

(12)

Individuálna sadzba tarify za systémové služby na rok t v eurách na jednotku množstva

elektriny, v súlade s

§ 12 ods. 6 zákona

o regulácii, sa uplatňuje vo výške TSS

4,t

, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

TSS

4,t

= (1 – Kistss

t

) × TSS

1,t

,

kde

a)

TSS

4,t

je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú

zo sústavy, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby v skupine 4 odberných

miest koncových odberateľov elektriny podľa odseku 3 písm. d) v eurách na jednotku

množstva elektriny v roku t,

b)

Kistss

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v roku t najviac vo

výške 0,95,

c)

TSS

1,t

je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú

zo sústavy, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby v skupine 1 odberných

miest koncových odberateľov elektriny podľa odseku 3 písm. d) v eurách na jednotku

množstva elektriny v roku t.

§ 20

(1)

Ak účastník trhu s elektrinou zvolí pre svoje odberné miesto alebo odovzdávacie miesto

režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za systémové služby

účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné miesto alebo odovzdávacie miesto

prevezme zodpovednosť za odchýlku.

(2)

Ak účastník trhu s elektrinou prevezme zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto

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

prevezme zodpovednosť za odchýlku.

§ 21

(1)

Platby na pokrytie nákladov na systémové služby pre j-ty subjekt zúčtovania s vlastnou

zodpovednosťou za odchýlku v eurách NSSsz

j

sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou subjektom zúčtovania s vlastnou

zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca

v eurách a vypočítajú sa podľa vzorca

N

S

S

s

z

j

=

∑

i

=

1

k

T

S

S

i

,

t

×

Q

S

K

S

t

s

s

s

z

i

j

,

kde

a)

NSSsz

j

sú schválené alebo určené náklady na systémové služby pre j-ty subjekt zúčtovania

s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách

b)

TSS

i,t

je sadzba tarify za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny v roku

t, uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy v i-tej skupine odberných

miest koncových odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku

t,

c)

QSKStsssz

i

je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v

i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny j-tého subjektu zúčtovania s vlastnou

zodpovednosťou za odchýlku, v jednotkách množstva elektriny, na ktoré sa uplatňujú

tarify za systémové služby.

(2)

Platby na pokrytie nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými

službami NSSps sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne

vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca

N

S

S

p

s

=

∑

i

=

1

k

T

S

S

i

,

t

×

Q

S

K

S

t

s

s

i

,

kde

a)

TSS

i,t

je sadzba tarify za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny v roku

t uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných

miest koncových odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku

t,

b)

QSKStss

t

je celkové skutočné množstvo koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v i-tej

skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny, na

ktoré sa uplatňuje tarifa za systémové služby,

c)

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t podľa

§ 19 ods. 3.

§ 22

Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré

podmienky vykonávania regulovaných činností

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 14 a

§ 23 až 26

sa vzťahuje na prevádzkovateľa 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 uplatňujú pre účastníkov trhu s elektrinou

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

údaje nevyhnutné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie

elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, sumu zmluvných

technických maxím a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v MW,

c)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na roky t až t+2,

d)

výpočty a údaje podľa

§ 25

a

26

týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny,

e)

podklady podľa

prílohy č. 8

,

f)

ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku

2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe elektronickým podaním

do elektronickej schránky. Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 8

sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť

tabuľkového editora.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia

podľa

§ 17 ods. 1

a

2 zákona

o regulácii.

(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 kalendárneho mesiaca skutočné alebo

prepočítané množstvá v závislosti od typu merania v predchádzajúcom kalendárnom 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 elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky,

b)

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky

preukázateľne oddelenej od elektrizačnej 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 týchto sadzieb pre odberateľov elektriny

mimo domácnosti

a)

C1 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, s nižšou spotrebou elektriny,

b)

C2 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, so strednou spotrebou elektriny,

c)

C3 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, s vyššou spotrebou elektriny,

d)

C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje

minimálne osem hodín denne,

e)

C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje

minimálne osem hodín denne,

f)

C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje

minimálne osem hodín denne,

g)

C7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne

s blokovaním priamo-výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

h)

C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne

22 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

i)

C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

j)

C10 je sadzba na spotrebu elektriny pre verejné osvetlenie,

k)

C11 je sadzba na spotrebu elektriny pre dočasné odbery elektriny,

l)

C12 je sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

m)

C13 je sadzba pre odberné miesto len s batériovým úložiskom.

(8)

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej

sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do týchto sadzieb pre odberateľov

elektriny v domácnosti

a)

D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

c)

D3 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne

s fixne určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme a aspoň jeden interval sa

poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov

nie je povinné; informácia o fixnom čase trvania intervalu v nepretržitom trvaní času

prevádzky v nízkom pásme minimálne tri hodiny sa zverejňuje na webovom sídle prevádzkovateľa

distribučnej sústavy,

d)

D4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne

s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

e)

D5 je dvojpásmová sadzba pre výhrevné elektrické vykurovanie, pričom nízke pásmo

sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov

v čase vysokého pásma,

f)

D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne

22 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého

pásma,

g)

D7 je viacpásmová sadzba s pevne určenými časmi uplatňovania jednotlivých pásiem,

ktoré na rok t uvádza dodávateľ elektriny v návrhu ceny, pričom jednotlivé pásma nesmú

byť kratšie ako dve hodiny a môžu sa počas dňa opakovať,

h)

D8 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne

s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym

inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,

i)

D9 je sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel.

(9)

Na napäťovej úrovni vysokého napätia a veľmi vysokého napätia sa určená maximálna

cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta minimálne

do troch z nižšie uvedených sadzieb pre odberateľov elektriny, pričom

a)

X1 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny

na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

b)

X2 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny

na napäťovej úrovni vysokého napätia,

c)

X2-N je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu

elektriny na napäťovej úrovni vysokého napätia pre odberné miesto len s pripojenou

nabíjacou stanicou elektrických vozidiel.

(10)

Pri sadzbách uplatňovaných podľa odsekov 7 a 8 sa

a)

tarifa za prístup do distribučnej sústavy uplatňuje za rezervovanú kapacitu alebo

odberné miesto a pri odberných miestach na napäťovej úrovni nízkeho napätia vybavených

určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže

byť dohodnutá rezervovaná kapacita nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej

hodnote hlavného ističa pre všetky odberné miesta,

b)

tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny sa uplatňuje za nameraný

odber elektriny z distribučnej sústavy určeným meradlom prevádzkovateľa distribučnej

sústavy.

(11)

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovanej

ceny a tarify spolu s vyhodnotením dopadov na odberateľa elektriny.

(12)

Na reguláciu 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.

(13)

Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za

straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t oproti 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 ceny distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na

všetkých napäťových úrovniach rovnaká, 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 určený podľa

§ 25 ods. 3 písm. a)

tretieho bodu.

(14)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do

distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri

distribúcii elektriny sa určuje maximálne vo výške 0,7. 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

na rok t sa ustanovuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu výnosov

z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny

v roku t-1.

§ 23

(1)

Na určenie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni

veľmi vysokého napätia a vysokého napätia sa použije osobitný predpis.

34

)

Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu

maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy

tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt.

(2)

Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej

úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu,

ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny v zmluve o prístupe

do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve.

Hodnota rezervovanej kapacity v odbernom mieste nemôže prekročiť hodnotu maximálnej

rezervovanej kapacity v odbernom mieste a nemôže byť nižšia ako minimálna rezervovaná

kapacita. Minimálnou rezervovanou kapacitou je 50 % z hodnoty maximálnej rezervovanej

kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou

rezervovanou kapacitou 5 % z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej

kapacity v odbernom mieste počas trvania platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity

nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste je možné meniť

v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene

typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú je rezervovaná kapacita

dohodnutá. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste

a táto zmena má za následok, že dohodnutá hodnota rezervovanej kapacity v odbernom

mieste je nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity, potom na základe zmeny

dohodnutej hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste je nová hodnota

rezervovanej kapacity rovnaká ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. To neplatí,

ak odberateľ elektriny požiada prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zvýšenie dohodnutej

rezervovanej kapacity v odbernom mieste. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej

kapacity, odberateľ elektriny môže požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy o

súčasné zvýšenie dohodnutej rezervovanej kapacity v intervale hodnôt maximálnej a

minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity v odbernom mieste; dohodnutý typ a dohodnuté

trvanie platnosti rezervovanej kapacity v odbernom mieste týmto zvýšením dohodnutej

hodnoty rezervovanej kapacity nie sú dotknuté.

(3)

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 priebehovým meraním 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 80 % z množstva elektriny odobratej

za príslušný kalendárny rok. Pre sezónny odber elektriny je možné zmeniť rezervovanú

kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity.

Splnenie podmienok sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnocuje prevádzkovateľom

distribučnej sústavy po ukončení kalendárneho roka a vyúčtovacia faktúra sa odberateľovi

elektriny zasiela do konca februára nasledujúceho kalendárneho roka. Ak odberné miesto

nesplní podmienky pridelenia sezónneho odberu elektriny, odberateľovi elektriny sa

za obdobie mimo sezóny uplatní platba za rezervovanú kapacitu, a to uplatnením mesačnej

rezervovanej kapacity s rezervovanou kapacitou 50 % z maximálnej rezervovanej kapacity

alebo nameranej hodnoty maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania

tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 50 % z maximálnej rezervovanej

kapacity v odbernom mieste a platba za prácu v sadzbe, na ktorú má užívateľ sústavy

právo. Zistený rozdiel v platbe v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify

sezónneho odberu sa uhrádza odberateľom elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.

(4)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste sa dohodne takto

a)

mesačná na jeden kalendárny mesiac,

b)

trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace,

c)

dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov.

(5)

Ak odberateľ elektriny zvyšuje hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste bez

zmeny typu rezervovanej kapacity, na dodržanie minimálneho času použitia daného typu

rezervovanej kapacity podľa tohto odseku sa neprihliada. Zmena rezervovanej kapacity

v odbernom mieste sa vykoná vždy k prvému dňu v mesiaci podľa platných pravidiel na

zmenu rezervovanej kapacity príslušného prevádzkovateľa distribučnej sústavy. O zmenu

rezervovanej kapacity v odbernom mieste 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 v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú

kapacitu alebo mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia

dvanásťmesačnej kapacity,

b)

trojmesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na mesačnú rezervovanú kapacitu

alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia

trojmesačnej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát

počas kalendárneho roka,

c)

mesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú kapacitu

alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca odo dňa uplatnenia

mesačnej rezervovanej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná

jedenkrát počas kalendárneho roka.

(6)

Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať

o zmenu rezervovanej kapacity v odbernom mieste podľa odseku 5 prostredníctvom svojho

dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny v odbernom

mieste sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom

elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

(7)

Hodnota a trvanie rezervovanej kapacity v odbernom mieste 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 v odbernom

mieste na nasledujúce obdobie môže odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny

alebo prevádzkovateľa distribučnej sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr posledný pracovný

deň posledného mesiaca obdobia, na ktoré je rezervovaná kapacita dohodnutá. Rezervovaná

kapacita sa účtuje mesačne.

(8)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna

rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou hlavného ističa pred elektromerom

alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na hodnotu

elektrického prúdu v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy

alebo určená v pripojovacích podmienkach; pre odberné miesta odberateľov elektriny

mimo domácnosti vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu

s mesačným odpočtom je minimálnou rezervovanou kapacitou 50 % z hodnoty maximálnej

rezervovanej kapacity.

(9)

Odberateľ elektriny v odbernom mieste 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 alebo zvýšenie rezervovanej

kapacity do 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.

(10)

Pri zvýšení rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia

sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy.

(11)

Užívateľom regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za prístup do distribučnej

sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia

do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy

za rezervovanú kapacitu, ak je

a)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu

v odbernom mieste podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy na mesačnej báze a platbu za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na

mesačnej báze,

b)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste menšia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu

v odovzdávacom mieste určená podľa odseku 14 písm. a) alebo odseku 14 písm. b) prvého

bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia

úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a platba za distribuovanú elektrinu

v odbernom mieste na mesačnej báze.

(12)

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste

súčasne v jednom mieste pripojenia do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkuje

zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do

1 MW, prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň, alebo prevádzkuje certifikované

zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb prevádzkovateľovi prenosovej

sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny, neuhrádza prevádzkovateľovi

regionálnej distribučnej sústavy platbu za prístup do distribučnej sústavy podľa odseku

11, ak predloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy potvrdenie o poskytnutí

podporných služieb za predchádzajúci mesiac vydané prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

najneskôr do siedmeho pracovného dňa nasledujúceho mesiaca, a to do maximálnej výšky

výkonu elektroenergetického zariadenia určeného na poskytovanie podporných služieb.

Potvrdenie prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb obsahuje

obdobie poskytovania podporných služieb a identifikačné číslo EIC odberného miesta

alebo odovzdávacieho miesta zazmluvneného u prevádzkovateľa distribučnej sústavy,

u ktorého je žiadané neuhrádzanie platby za prístup do distribučnej sústavy, a to

podľa toho, cez ktoré identifikačné číslo EIC boli poskytované podporné služby a zazmluvnený

výkon určený na poskytovanie podporných služieb. Ak užívateľ regionálnej distribučnej

sústavy nepredloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy potvrdenie o

poskytnutí podporných služieb v lehote podľa prvej vety, vyfakturuje sa užívateľovi

regionálnej distribučnej sústavy dohodnutá rezervovaná kapacita za príslušný mesiac.

Za užívateľa sústavy sa na účely neuhrádzania platby za prístup do sústavy podľa tohto

odseku považuje prevádzkovateľ zariadenia na výrobu elektriny alebo elektroenergetického

zariadenia alebo poskytovateľ podporných služieb alebo prevádzkovateľ miestnej distribučnej

sústavy alebo agregátor, pričom neuhrádzanie platby za prístup do sústavy podľa tohto

odseku sa uplatňuje na princípe nediskriminácie na všetkých úrovniach pripojenia do

distribučných sústav bez ohľadu na spôsob pripojenia do sústavy.

(13)

Maximálna rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste je ustanovená v osobitnom predpise.

35

)

(14)

Rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste v distribučnej sústave sa užívateľmi sústavy

neobjednáva a je 20 % z

a)

maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení elektroenergetického

zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo

b)

hodnoty celkového inštalovaného výkonu elektroenergetického zariadenia, ak

1.

elektroenergetické zariadenie nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení elektroenergetického

zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo

2.

elektroenergetické zariadenie pripojené do miestnej distribučnej sústavy pripojenej

do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých

miestnych distribučných sústav.

(15)

Užívateľom regionálnej distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste sa uhrádza platba

za prístup do distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy

za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste, určenej podľa odseku 14 písm. a) alebo

odseku 14 písm. b) prvého bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu

podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(16)

Ak je odberné miesto a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste

pripojenia pripojené do miestnej distribučnej sústavy, prevádzkovateľom miestnej distribučnej

sústavy, do ktorého miestnej distribučnej sústavy je odovzdávacie miesto užívateľa

sústavy alebo odberné a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste

pripojenia pripojené, sa platba za prístup do distribučnej sústavy za rezervovanú

kapacitu v odovzdávacom mieste alebo odbernom mieste užívateľa sústavy uhrádza prevádzkovateľovi

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho

miestna distribučná sústava pripojená alebo je odovzdávacie miesto užívateľa sústav

pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej

sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav podľa

odseku 11.

(17)

Ak užívateľ sústavy v odovzdávacom mieste alebo v odbernom mieste a odovzdávacom

mieste užívateľa sústavy prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie

s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, alebo dodáva elektrinu do sústavy pri prevádzke

dopravných prostriedkov elektrickej trakcie, alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú

elektráreň, alebo prevádzkuje certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných

služieb prevádzkovateľovi prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber

regulačnej elektriny, a predloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy

potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb za

predchádzajúci mesiac, najneskôr do siedmeho pracovného dňa nasledujúceho mesiaca,

platba za prístup do distribučnej sústavy za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste

alebo v odbernom mieste a odovzdávacom mieste užívateľa sústavy v jednom mieste pripojenia

určená podľa odseku 16 sa prevádzkovateľovi distribučnej sústavy, do ktorej je pripojený,

neuhrádza. Platba za prístup do distribučnej sústavy za rezervovanú kapacitu sa neuhrádza

ani prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, ak v miestnej distribučnej sústave

je prevádzkované zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným

výkonom do 1 MW, alebo dodáva elektrinu do sústavy pri prevádzke dopravných prostriedkov

elektrickej trakcie, alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň, alebo prevádzkuje

certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb prevádzkovateľovi

prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny a ten

predloží potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných

služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do siedmeho pracovného dňa nasledujúceho

mesiaca a súčasne hodnota rezervovanej kapacity je zmluvne dohodnutá iba týmto užívateľom

sústavy. Ak je do miestnej distribučnej sústavy okrem užívateľa sústavy podľa druhej

vety pripojených viac užívateľov sústavy, platba za prístup do distribučnej sústavy

vo výške rezervovanej kapacity sa uhrádza za celú rezervovanú kapacitu, ak prevádzkovateľ

miestnej distribučnej sústavy nepreukáže zníženú hodnotu rezervovanej kapacity bez

vplyvu užívateľa sústavy podľa druhej vety.

(18)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny

pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej

sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných

sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu

elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom

jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, v lehote do 30 dní odo dňa

doručenia žiadosti o pripojenie prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy sa

o tom informuje prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy príslušným prevádzkovateľom

miestnej distribučnej sústavy, pričom prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy

a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná

sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve

o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej

sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú

kapacitu v súlade s osobitným predpisom,

36

)

ktorá je prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy písomne odsúhlasená.

(19)

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo iného užívateľa sústavy do regionálnej

distribučnej sústavy v existujúcom odovzdávacom mieste alebo v odovzdávacom mieste

sa tarifa za prístup do regionálnej distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu

takto

a)

prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za rezervovanú

kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny

v odovzdávacom mieste alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odbernom mieste podľa toho,

ktorá rezervovaná kapacita je vyššia, v súlade s odsekom 11,

b)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy uhrádza platba za rezervovanú kapacitu podľa odseku 11 v odovzdávacom mieste

zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojeného

do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie

na uskladňovanie elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej

distribučnej sústavy, ktorá má úradom vydané platné povolenie alebo splnené povinnosti

vyplývajúce z osobitných predpisov, alebo platba za rezervovanú kapacitu odbernom

mieste miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy uhrádza platba za rezervovanú kapacitu podľa odseku 11 v odovzdávacom mieste

zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré

prevádzkuje ako výrobca elektriny alebo prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie

elektriny, ktorý má úradom vydané platné povolenie alebo splnené povinnosti vyplývajúce

z osobitných predpisov, alebo platba za rezervovanú kapacitu odbernom mieste miestnej

distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

(20)

Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, v ktorého distribučnej sústave je 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 priebehovým

meraním typu B, vrátane odberných miest a odovzdávacích miest súčasne v jednom mieste

pripojenia zariadení na výrobu elektriny alebo zariadení na uskladňovanie elektriny

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 vyhodnotenie a určenie ceny za rezervovanú kapacitu

pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov výkonov nameraných v odberných miestach

v čase, keď je tento súčet v príslušnom mesiaci najvyšší. Prekročenie maximálnej rezervovanej

kapacity v odbernom mieste podľa tohto odseku o viac ako 10 % sa nefakturuje, ak o

to vlastník odberného miesta požiada a súčasne preukáže v lehote do dvoch pracovných

dní od posledného dňa kalendárneho mesiaca, v ktorom k prekročeniu došlo, že dôvodom

prekročenia je existencia prekážky podľa

§ 374 Obchodného zákonníka

, pričom výnimka podľa tejto vety sa vzťahuje výlučne len na napájané dopravné prostriedky

elektrickej trakcie.

(21)

Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 20 neobjednáva u prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné

miesta podľa odseku 20 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej

kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 20 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za

každé odberné miesto osobitne. Na nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky

jalovej elektriny do distribučnej sústavy za odberné miesta podľa odseku 20 sa § 17b

použije primerane tak, že sa tieto hodnoty vyhodnocujú súhrnne za všetky odberné miesta

podľa

odseku 20

, ktorých odber elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú

napájané dopravné prostriedky elektrickej trakcie.

§ 24

(1)

Odberné miesto podľa

§ 23 ods. 20

sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradí len do jednej bilančnej skupiny.

(2)

Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa za odberné miesto, ktoré spĺňa

podmienky podľa

§ 23 ods. 20

, fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej

kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov

za odberné miesto, ktoré spĺňa podmienky podľa

§ 23 ods. 20

, za príslušný kalendárny mesiac.

(3)

Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za odberné

miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa

§ 23 ods. 20

, pre každú napäťovú úroveň osobitne nedosiahne 50 % zo 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 50 % zo súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.

(4)

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa

§ 23 ods. 20

aj odberné miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými

nie sú napájané dopravné prostriedky elektrickej trakcie, za tieto odberné miesta

sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, rezervovaná kapacita vo výške 100 % z hodnoty maximálnej

rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu podľa technických podmienok

a obchodných podmienok prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Na účely

tohto odseku sa umožňuje dodávať do regionálnej distribučnej sústavy výkon maximálne

do 50 MW.

(5)

Pri vykonávaní 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.

(6)

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, možno zahrnúť len primerané náklady, ktorých

výška je ustanovená osobitným predpisom.

19

)

(7)

Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za prístup

do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení pripojenia

užívateľa sústavy štandardným pripojením.

(8)

Za štandardné pripojenie odberateľa elektriny sa považuje pripojenie jedným napájacím

vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Pri pripojení

odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny,

napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do distribučnej sústavy

určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie

napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ elektriny si určuje,

ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie, a to na

obdobie kalendárneho roka.

(9)

Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa

elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo

výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie

napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo výške 100

% z tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie

vedenie pripojené; cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

za štandardné pripojenie tým nie je dotknutá.

(10)

Ak sa odber elektriny vykonáva cez štandardné napájacie vedenie, nie je možné súčasne

vykonávať odber elektriny cez ďalšie napájacie vedenie.

(11)

Ak má odberateľ elektriny určenú rovnakú hodnotu rezervovanej kapacity a maximálnej

rezervovanej kapacity na napäťovej úrovni nízkeho napätia v odbernom mieste, za prekročenie

rezervovanej kapacity odberateľom elektriny sa uplatní len prekročenie maximálnej

rezervovanej kapacity. Ak odberateľ elektriny okrem odberateľa elektriny v domácnosti

má na napäťovej úrovni nízkeho napätia v odbernom mieste nižšiu rezervovanú kapacitu

ako je amperická hodnota hlavného ističa pred elektromerom, pri prekročení rezervovanej

kapacity sa uplatnia tarify za prekročenie rezervovanej kapacity. Výrobcovi elektriny

pripojeného na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa pri prekročení maximálnej rezervovanej

kapacity na dodávku elektriny do distribučnej sústavy účtujú tarify za prekročenie

maximálnej rezervovanej kapacity.

(12)

Odberateľovi elektriny, ktorý neoprávnene využíva sadzbu za distribúciu elektriny,

sa určí nová sadzba za distribúciu elektriny na základe histórie odberu elektriny

v odbernom mieste a takto určená nová sadzba za distribúciu elektriny sa oznámi príslušnému

dodávateľovi elektriny.

(13)

Ak prevádzkovateľ distribučnej sústavy nameria dodávku elektriny alebo odber jalovej

elektriny a nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka, uplatnia sa tarify za dodávku

alebo odber jalovej elektriny a tarify za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka;

to neplatí pre zraniteľného odberateľa elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia.

Nedodržanie účinníka cos fí za odber elektriny z distribučnej sústavy na odbernom

mieste výrobcu elektriny pripojeného do distribučnej sústavy, ak výrobca elektriny

odoberie na odbernom mieste za mesiac množstvo elektriny nižšie ako 5 % z hodnoty

rezervovanej kapacity pre odber elektriny vynásobenej 720 hodinami, sa nevyhodnocuje.

(14)

Na napäťovej úrovni vysokého napätia sa cena za prístup do distribučnej sústavy a

distribúciu elektriny pre odberateľov elektriny s odberným miestom, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel uplatňuje tarifa za rezervovanú kapacitu

a tarifa za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, určená na základe

§ 22 ods. 9 písm. c)

, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa

odseku 15

je vyššia ako 0,3.

(15)

Miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená výlučne

nabíjacia stanica elektrických vozidiel MVRK za predchádzajúci kalendárny rok sa vypočíta

podľa vzorca

M

V

R

K

=

Q

R

K

×

365

×

24

,

kde

a)

Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste v kWh, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny rok,

b)

RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta v kW, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel, určená ako priemer zmluvne dohodnutej

rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny rok.

(16)

Pri uvedení nabíjacej stanice elektrických vozidiel pripojenej na napäťovej úrovni

vysokého napätia do prevádzky sa postupuje podľa odseku 14. Prvé vyhodnotenie miery

využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená výlučne nabíjacia

stanica elektrických vozidiel na napäťovej úrovni vysokého napätia sa vykoná po ukončení

prvého uceleného kalendárneho roka prevádzky a MVRK sa vypočíta podľa vzorca

M

V

R

K

=

Q

R

K

×

d

+

365

×

24

,

kde

a)

MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny rok,

b)

Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny rok v

kWh,

c)

RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta v kW, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel určená ako priemer zmluvne dohodnutej

rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny rok,

d)

d je počet dní od začiatku prevádzky nabíjacej stanice elektrických vozidiel do konca

kalendárneho roka od uvedenia do prevádzky.

(17)

Rozdiel v cene za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny zistený

na základe miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je výlučne

pripojená nabíjacia stanica elektrických vozidiel MVRK vyhodnotenej za predchádzajúci

kalendárny rok sa vyúčtuje odberateľovi elektriny podľa odseku 14.

(18)

Pri odbere elektriny i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy zo susednej

regionálnej distribučnej sústavy sa zaplatí i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej

sústavy priemerný náklad na prenos elektriny vypočítaný podľa

§ 25 ods. 5

susedného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, od ktorého elektrinu

odoberal, za každú odobratú jednotku množstva elektriny v príslušnom kalendárnom mesiaci.

(19)

Pri preprave elektriny z príslušnej časti vymedzeného územia na napäťovej úrovni

veľmi vysokého napätia a vysokého napätia na časť územia Európskej únie alebo na časť

územia tretích štátov a ktoré nespája prenosovú sústavu s prenosovou sústavou členského

štátu alebo s prenosovou sústavou tretích štátov v súlade s osobitným predpisom

37

)

a v súlade s úradom schváleným prepravným poriadkom, sa prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy účtuje príslušnému susednému prevádzkovateľovi sústavy na území

Európskej únie alebo na území tretích štátov ceny za prístup do distribučnej sústavy

vo výške tarify za jednomesačnú rezervovanú kapacitu vynásobenú najvyšším nameraným

maximom za daný kalendárny mesiac, tarifu za distribúciu elektriny a tarifu za straty

pri distribúcii elektriny určené alebo schválené v príslušných rozhodnutiach úradu

podľa príslušnej napäťovej úrovne.

§ 25

(1)

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni CD

HN,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 a vypočíta sa podľa vzorca

CD

HN,t

= CDE

HN,t

+ CPD

HN,t

,

kde

a)

CDE

HN,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)

CPD

HN,t

je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni podľa odseku 4.

(2)

Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDE

HN,t

na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný

zisk vlastnej distribúcie elektriny sa vypočíta podľa vzorca

C

D

E

H

N

,

t

=

V

V

D

H

N

+

1

,

t

+

V

V

D

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VystE

HN,t

je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na

rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca

VystE

HN,t

= VystEO

HN,t

+ VystETR

HN,t

,

kde

1.

VystEO

HN,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.

VystETR

HN,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)

VVD

HN+1,t

je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny na rok t v

eurách priradených z vyššej napäťovej úrovne a vypočíta sa podľa vzorca

VVD

HN+1,t

= CDE

HN+1,t

× VystETR

HN+1,t

,

kde

1.

CDE

HN+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; pri napäťovej

úrovni veľmi vysokého napätia sa CDE

HN+1,t

na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia rovná 0,

2.

VystETR

HN+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)

VVD

HN,t

sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny na rok t v eurách na príslušnej 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 na rok t v eurách na príslušnej napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti

povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej

úrovne VVD

HN,t

sa vypočítajú podľa vzorca

kde

a)

PN

HN,t

sú schválené alebo určené prevádzkové náklady pre rok t v eurách na príslušnej napäťovej

úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

P

OPEX

sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady v eurách, vypočítané

ako súčet skutočných osobných nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

v roku 2023 súvisiacich s regulovanou činnosťou a priemeru skutočných prevádzkových

nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy za roky 2021, 2022 a 2023

na príslušnej napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,

2.

JPI

n

je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým

úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1, uvedených na webovom sídle Štatistického

úradu Slovenskej republiky –

http://datacube.statistics.sk

v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných

štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá

inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého

roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,

3.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0

%, pričom ak je hodnota rozdielu JPI

n

a X nižšia ako 0, na výpočet maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a

distribúciu elektriny na rok t sa hodnota daného rozdielu rovná 0 %,

b)

O

HN,t

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy na rok t v eurách, ktorá

1.

pre rok t = 2025 zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v roku 2023 z majetku uvažovaného v RAB

HN,2023

, podľa

§ 25 písmena e) prvého bodu podbodu 1a.

, najmenej však na úrovni účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v roku 2021,

2.

pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy z majetku uvažovaného v RAB

HN,2024

, podľa písmena e) druhého bodu podbodu 2a., určená na základe

prílohy č. 1

,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

3a.

O

HN,2024

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku 2024 z majetku uvažovaného v RAB

HN,2024

, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe

prílohy č. 1

,

3b.

SO

HN,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku n-1 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť

v roku n-2 na príslušnej napäťovej úrovni, určená na základe

prílohy č. 1

,

3c.

VO

HN,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku n-2 z majetku vyradeného z užívania na regulovanú činnosť

v roku n-2 na príslušnej napäťovej úrovni, určená na základe

prílohy č. 1

,

c)

PO

HN,t

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá plánovaným regulačným odpisom prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v roku t z majetku s plánovaným

zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku t-1, určená na základe

prílohy č. 1

,

d)

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou, ktorý sa určuje v intervale od 0,80 do 1,00 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

ak je výsledok podielu

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak K

DZ

= 1,00,

menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak K

DZ

= 0,97,

menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak K

DZ

= 0,94,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak K

DZ

= 0,91,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak K

DZ

= 0,88,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak K

DZ

= 0,85,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak K

DZ

= 0,82,

menší ako 0,1, tak K

DZ

= 0,80,

kde

1.

INV

t-2

je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách,

2.

PDSzisk

t-2

je regulovaný zisk prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy po zdanení v

roku t-2 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

PDSzisk

t–2

= (RAB

ST,t–2

× WACC

t–2

) × (1 – SOOPRO

t–2

) × (1 – daň z príjmov

t–2

),

kde

2a.

RAB

ST,t-2

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2,

2b.

WACC

t-2

je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená na rok t-2

podľa

§ 5

,

2c.

SOOPRO

t-2

je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných

odvetviach v roku t-2, ustanovenej podľa osobitného predpisu,

24

)

2d.

daň z príjmov

t-2

je hodnota sadzby dane z príjmov právnických osôb v roku t-2,

3.

PDSodpisy

t-2

je hodnota regulovaných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

v roku t-2 v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

PDSodpisy

t–2

= O

t–2

+ PO

t–2

+ FINVP

t–2

– DV

t–2

,

kde

3a.

O

t-2

je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu za regulovanú činnosť

v eurách na rok t-2,

3b.

PO

t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú

činnosť v roku t-3,

3c.

FINVP

t-2

je faktor investícií v eurách na rok t-2,

3d.

DV

t-2

sú skutočné dodatočné výnosy v roku t-4 v eurách, ktoré sú zložené z celkových skutočných

výnosov,

4.

INV

AEG,t-2

je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách, ktoré boli financované zo zdrojov Európskej

únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,

e)

RAB

HN,ST,t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v eurách a rovná sa hodnote majetku

využívaného nevyhnutne na výkon regulovaných činností na rok t a vypočíta sa

1.

pre rok t = 2025 podľa vzorca

RAB

HN,ST,t

= RAB

HN,2023

– M

HN,2023

,

kde

1a.

RAB

HN,2023

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy k 31. decembru 2023 na príslušnej

napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích

hodnotách bez vplyvu precenenia,

1b.

M

HN,2023

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,2023

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a

štátnych podpôr,

2.

pre rok t = 2026 podľa vzorca,

RAB

HN,ST,t

= RAB

HN,2024

– M

HN,2024

,

kde

2a.

RAB

HN,2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy k 31. decembru 2024 na príslušnej napäťovej úrovni využívaného

na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom

zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným

predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia; pri predčasnom

trvalom vypnutí dátovej siete pred uplynutím technickej doby životnosti inteligentných

meracích systémov určených pre príslušnú dátovú sieť podľa prílohy č. 1, sa táto skutočnosť

zohľadní pri vykonávaní cenovej regulácie,

2b.

M

HN,2024

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,2024

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a

štátnych podpôr,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky podľa vzorca

kde

3a.

RAB

HN,2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy k 31. decembru 2024 na príslušnej napäťovej úrovni využívaného

na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom

zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným

predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia; pri predčasnom

trvalom vypnutí dátovej siete pred uplynutím technickej doby životnosti inteligentných

meracích systémov určených pre príslušnú dátovú sieť podľa prílohy č. 1, sa táto skutočnosť

zohľadní pri vykonávaní cenovej regulácie,

3b.

M

HN,2024

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,2024

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a

štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,

3c.

RAB

HN,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy na príslušnej napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť

zaradeného do užívania v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách

bez vplyvu precenenia,

3d.

M

HN,n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,n

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a

štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,

3e.

SO

HN,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku n-1 z majetku na príslušnej napäťovej úrovni zaradeného

do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2, určená na základe

prílohy č. 1

,

f)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa

§ 5

,

g)

FINVP

HN,t

je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

FINVP

HN,t

= SO

HN,t–1

– PO

HN,t–1

,

kde

1.

SO

HN,t-1

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných

odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 z majetku zaradeného

na regulovanú činnosť v roku t-3 na príslušnej napäťovej úrovni, určená na základe

prílohy č. 1

,

2.

PO

HN,t-1

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách na príslušnej napäťovej úrovni, ktorá zodpovedá výške plánovaných

regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 z

majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku t-3, určená

na základe

prílohy č. 1

,

h)

DV

HN,t

sú skutočné dodatočné výnosy na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2 v eurách,

ktoré sú zložené z celkových skutočných výnosov

1.

z uplatnenia ceny za pripojenie do distribučnej sústavy zohľadnia sa vo výške 100

%; to neplatí pre cenu za pripojenie, ktorá bola prevádzkovateľom distribučnej sústavy

vrátená žiadateľovi o pripojenie podľa

§ 31 ods. 17

a

18

a časť ceny za pripojenie, ktorá bola prevádzkovateľom distribučnej sústavy vrátená

žiadateľovi o pripojenie podľa

§ 31 ods. 19

, zároveň sa výnos z uplatnenia ceny za pripojenie do distribučnej sústavy zníži o

hodnotu majetku zaradeného do používania v roku t-2, ktorý presahuje výšku regulačných

odpisov za rok t-2,

2.

zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity sa zohľadnia vo výške 100 %,

3.

z platieb za rezervovanú kapacitu a distribúciu jalovej elektriny za nedodržanie

účinníka na príslušnej napäťovej úrovni účtované užívateľom sústavy na základe cenového

rozhodnutia úradu sa zohľadnia vo výške, ktoré sa znížia o preukázateľne vynaložené

náklady na nefrekvenčné podporné služby za rok t-2 a tento rozdiel sa zohľadní vo

výške 100 %,

4.

z výnosov cenníka služieb za distribúciu elektriny, podľa

prílohy č. 9

, sa zohľadnia vo výške 50 % pre roky t = 2026 a nasledujúce roky,

5.

50 % výnosov z uplatnenia cien prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny,

v súlade s platným rozhodnutím úradu, z prepravy elektriny príslušnému susednému prevádzkovateľovi

sústavy na území Európskej únie alebo na území tretích štátov, v súlade s podmienkami

prepravy schválených úradom,

6.

z výnosov za komerčné využívanie technickej infraštruktúry slúžiacej na regulovanú

činnosť tretími stranami.

(4)

Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

v eurách na jednotku množstva elektriny CPD

HN,t

súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa rovná priemernej zložke

ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty

elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni CPE

HN,t

, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

C

P

E

H

N

,

t

=

V

V

P

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VVP

HN,t

sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

nákladov na straty pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v eurách v

roku t vypočítané podľa vzorca

VVP

HN,t

= CPE

HN+1,t

× VystETR

HN+1,t

,

kde

1.

CPE

HN+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.

VystETR

HN+1,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t, 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 rok t,

b)

VystE

HN,t

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

VystE

HN,t

= VystEO

HN,t

+ VystETR

HN,t

,

kde

1.

VystEO

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na

príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,

2.

VystETR

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej

napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t, 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

rok t.

(5)

Priemerná cena za prenos elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy na rok t v eurách na jednotku množstva CP

i

t

sa uplatňuje na jednotku množstva elektriny odobratej z distribučnej sústavy i-tého

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy iným prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy za mesiac na všetkých napäťových úrovniach a vypočíta sa podľa

vzorca

C

P

t

i

=

R

K

P

t

x

C

R

K

t

V

y

s

t

E

T

R

V

V

N

+

1

,

t

+

P

E

t

+

P

S

s

t

r

a

t

y

t

,

kde

a)

RKP

t

je rezervovaná kapacita v MW na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

b)

CRK

t

je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na MW na rok t uplatňovaná pre

príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej

sústavy,

c)

VystETR

VVN+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)

PE

t

je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná

pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom

prenosovej sústavy,

e)

PSstraty

t

je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy.

(6)

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny CPE

VVN+1,t

na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková

cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon a prenesenú elektrinu

v roku t, určené na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny na rok t, vypočítaná podľa vzorca

C

P

E

V

V

N

+

1

,

t

=

R

K

P

t

×

C

R

K

t

+

K

P

t

+

O

P

N

P

t

V

y

s

t

E

T

R

V

V

N

+

1

,

t

+

P

E

t

+

P

S

s

t

r

a

t

y

t

,

kde

a)

RKP

t

je rezervovaná kapacita v MW na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

b)

CRK

t

je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na MW na rok t uplatňovaná pre príslušného

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

c)

VystETR

VVN+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)

PE

t

je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná

pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom

prenosovej sústavy,

e)

OPNP

t

sú ostatné plánované náklady prenosu súvisiace s odberom elektriny zo susednej regionálnej

distribučnej sústavy v eurách na rok t,

f)

PSstraty

t

je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

g)

KP

t

je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách

pre rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

KP

t

= KP

nak,t

– KP

vyn,t

,

kde

1.

KP

nak,t

je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách,

ktorá sa vypočíta podľa vzorca

KP

nak,t

= (SVystETR

VVN+1

– VystETR

VVN+1,t–2

) × (PE

t–2

+ PSstraty

t–2

) + OSNP

t–2

,

kde

1a.

SVystETR

VVN+1

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,

1b.

VystETR

VVN+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 pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom

prenosovej sústavy,

1d.

PSstraty

t-2

je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny v roku t-2 uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

1e.

OSNP

t-2

sú ostatné skutočné náklady na prenos elektriny za rok t-2, ktoré predstavujú platbu

za odber elektriny z inej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, ktoré sa vypočítajú

podľa vzorca

kde

1ea.

CP

i,t-2

je priemerná cena za prenos i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

na rok t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny,

1eb.

SVstEPDS

i,t-2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 vstupujúce

do distribučnej sústavy regulovaného subjektu zo susednej regionálnej distribučnej

sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

1ec.

OPNP

t

sú ostatné plánované náklady prenosu súvisiace s odberom elektriny zo susednej regionálnej

distribučnej sústavy v eurách na rok t,

2.

KP

vyn,t

je korekcia výnosov z účtovania ceny CPD

HN,t-2

, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

SVystEO

HN,t-2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej

napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,

2b.

VystEO

HN,t-2

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej

napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,

2c.

CPD

HN,t-2

je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez

strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v roku t-2, vypočítaná ako aritmetický priemer ceny za prístup do

prenosovej sústavy a prenos elektriny bez strát pri prenose v roku t-2.

§ 26

(1)

Tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny CSD

HN,t

pre rok t sa uplatňuje za nameraný odber elektriny z distribučnej sústavy určeným

meradlom prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny

a vypočíta sa postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim

od napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia podľa vzorca

C

S

D

H

N

,

t

=

V

V

S

D

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VVSD

HN,t

sú náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny pre rok t v eurách priradené

príslušnej napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 2,

b)

VystE

HN,t

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

VystE

HN,t

= VystEO

HN,t

+ VystETR

HN,t

,

kde

1.

VystEO

HN,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.

VystETR

HN,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 elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej

úrovni VVSD

HN,t

pre rok t v eurách pozostávajúce z alikvotnej časti nákladov za straty elektriny

pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty

elektriny pri distribúcii elektriny vlastnej napäťovej úrovne a vypočítajú sa podľa

vzorca

VVSD

HN, t

= CSD

HN+1,t

× VystETR

HN+1,t

+ CSHD

HN,t

× VystE

HN,t

kde

a)

VystETR

HN+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)

CSD

HN+1,t

pre rok 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 napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa

za straty na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny CSD

VVN+1,t

rovná 0,

c)

CSHD

HN,t

je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t určená podľa odseku 3.

(3)

Cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni

CSHD

HN,t

v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

C

S

H

D

H

N

,

t

=

P

C

S

E

S

t

×

P

M

S

E

H

N

,

t

+

F

D

S

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

PMSE

HN,t

je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t určené podľa odseku 4,

b)

PCSES

t

je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách

na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

P

C

S

E

S

t

=

C

E

P

X

E

,

t

×

1

+

k

t

100

%

+

O

t

,

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu EEX-PXE Slovakian

Power Futures Baseload Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre rok t =

2025 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1 a pre roky t = 2026 a nasledujúce

roky za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,

2.

k

t

je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je najviac 6 %,

3.

O

t

sú určené plánované náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na odchýlku

súvisiace s diagramom strát elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku

t, podľa metodiky výpočtu nákladov na odchýlku, ktorá je uvedená v

prílohe č. 7

,

c)

FDS

HN,t

je faktor strát pri distribúcii elektriny na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni na rok t v eurách, ktorý sa prvýkrát uplatní v roku t = 2026 a vypočíta

podľa vzorca

kde

1.

CSD

HN,t–2

je tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,

2.

VystEO

HN,t–2

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na

príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,

3.

SVystEO

HN,t–2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej

napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,

4.

PCSES

t–2

je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách

na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

5.

PMSE

HN,t–2

je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2,

6.

PMSES

HN,t–2

je skutočné množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2.

(4)

Povolené množstvo strát elektriny pri distribúcii elektriny PMSE

HN,t

v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta

podľa vzorca

kde

a)

VstE

HN,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)

PPSC

HN

je hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni určená podľa odseku 5,

c)

XS

HN,n

je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni; na rok t = 2027

sa určí podľa odseku 5.

(5)

Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSC

HN

na príslušnej napäťovej úrovni a hodnota faktora efektívnosti strát XS

HN,n

sa určuje takto

Regionálna distribučná sústava

PPSC

HN

XS

HN,n

VVN

0,875 %

0,01 %

VN

3,406 %

1,0 %

NN

9,782 %

2,0 %

§ 27

Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom

miestnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky

vykonávania regulovaných činností

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 20 a

§ 28

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 nevyhnutné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie

elektriny, počet odberných miest v členení podľa jednotlivých sadzieb,

c)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na rok t až t+2,

d)

výpočty a údaje podľa odsekov 3 až 20 a

§ 28

týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za

prevádzkovanie sústavy,

e)

podklady podľa

prílohy č. 10

,

f)

ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny,

g)

zoznam prevádzok, pre ktoré má návrh ceny platiť, v súlade s platným povolením na

podnikanie v energetike.

(3)

Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku

2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 10

sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť

tabuľkového editora.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia

podľa

§ 17 ods. 1

a

2 zákona

o regulácii.

(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 nepoužije v roku t-1 prevzaté

tarify za distribúciu elektriny, môže použiť prevzaté tarify v roku t len vtedy, ak

preukáže, že za roky t-2 a t-1 mu nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny

alebo, že prebytok výnosov vysporiadal užívateľom pripojeným do jeho distribučnej

sústavy.

(6)

Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify od príslušného prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny a tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny na rok t sa určí

podľa

§ 28

.

(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, prevzaté tarify, ktoré regulovaný subjekt

uplatňuje jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania

jednotlivých taríf a údaje podľa

prílohy č. 10

tabuľky č. 8.

(8)

Za regulovaný subjekt, ktorý predloží vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla

roku t oznamuje

a)

množstvo elektriny distribuovanej odberateľom elektriny v domácnosti, odberateľom

elektriny mimo domácnosti, ako aj prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy,

pripojených do príslušnej miestnej distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny

v roku t-1,

b)

množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného

územia z vlastnej výroby elektriny v jednotkách množstva 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 jednotkách množstva elektriny 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 jednotkách množstva elektriny

v roku t-1,

e)

skutočné náklady za distribúciu elektriny v eurách v roku t-1.

(9)

Na reguláciu 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.

(10)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do

distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri

distribúcii elektriny sa určuje maximálne vo výške 0,7. 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

na rok t sa určuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu výnosov z platieb

za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t-1.

(11)

Užívateľom miestnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za prístup do distribučnej

sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia

do miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy za

rezervovanú kapacitu, pričom ak je

a)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu

v odbernom mieste podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa miestnej distribučnej

sústavy na mesačnej báze a platba za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na

mesačnej báze,

b)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste menšia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom

mieste určená podľa odseku 14 písm. a) alebo odseku 14 písm. b) prvého bodu, vo výške

tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená

a platba za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na mesačnej báze.

(12)

Ak užívateľ miestnej distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste

súčasne v jednom mieste pripojenia do miestnej distribučnej sústavy odoberá elektrinu

a dodáva elektrinu do sústavy pri prevádzke dopravných prostriedkov elektrickej trakcie,

alebo prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným

výkonom do 1 MW, alebo prevádzkuje certifikované zariadenia výlučne na poskytovanie

podporných služieb prevádzkovateľovi prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo

odber regulačnej elektriny preukáže poskytovanie podporných služieb, a predloží prevádzkovateľovi

miestnej distribučnej sústavy potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí

podporných služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do siedmeho pracovného dňa

nasledujúceho mesiac, platba za prístup do distribučnej sústavy podľa odseku 15 sa

prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy, neuhrádza. Ak toto potvrdenie prevádzkovateľovi

miestnej distribučnej sústavy užívateľ regionálnej distribučnej sústavy podľa predchádzajúcej

vety nepredloží, uhrádza sa dohodnutá rezervovaná kapacita za príslušný mesiac.

(13)

Maximálna rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste je ustanovená v osobitnom predpise.

35

)

(14)

Rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste v miestnej distribučnej sústave sa užívateľmi

sústavy neobjednáva a je 20 % z

a)

maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení elektroenergetického

zariadenia do distribučnej sústavy alebo

b)

hodnoty celkového inštalovaného výkonu elektroenergetického zariadenia, ak elektroenergetické

zariadenie nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení elektroenergetického zariadenia do regionálnej

distribučnej sústavy.

(15)

Užívateľom sústavy sa uhrádza platba za prístup do distribučnej sústavy za odovzdávacie

miesto v distribučnej sústave prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy za rezervovanú

kapacitu v odovzdávacom mieste, určená podľa odseku 14 písm. a) alebo písm. b), vo

výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia

úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného

prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Výrobca elektriny si neobjednáva rezervovanú

kapacitu.

(16)

Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, platba za prístup

do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom

elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa

§ 15 ods. 8

z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej 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,

platba za prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza 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. Výrobca elektriny si neobjednáva rezervovanú kapacitu.

(17)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna

rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou hlavného ističa pred elektromerom

alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na hodnotu

elektrického prúdu 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 dohodnutá a môže byť nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca

amperickej hodnote hlavného ističa pre všetky odberné miesta.

(18)

Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za

prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení

pripojenia odberateľa elektriny štandardným pripojením.

(19)

Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím

vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy.

Pri pripojení odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie

elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do miestnej

distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá

je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ

elektriny sústavy si určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie

napájacie vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka.

(20)

Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa

elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy

určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej

je ďalšie napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo

výške 100 % z tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie

napájacie vedenie pripojené a cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny za štandardné pripojenie tým nie je dotknutá. Za nadštandardnú distribúciu

elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave

zaslučkovaním.

§ 28

(1)

Maximálna cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

A

t

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)

EONV

t

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

v roku t v eurách 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)

EONE

t

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

v roku t v eurách, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát elektriny

pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný

subjekt pripojený,

c)

PVD

t-2

je celkový skutočný objem výnosov v roku t-2 v eurách 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,

d)

QD

t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej

z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

e)

QS

t

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,

f)

QSDS

t

je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa

vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva

elektriny v roku t,

g)

PZ

t

je plánovaný maximálny primeraný zisk na rok t v eurách vo výške najviac 3,00 eura

na jednotku množstva distribuovanej elektriny vypočítaný podľa vzorca

P

Z

t

=

R

A

B

H

N

,

S

T

,

t

×

W

A

C

C

×

K

D

Z

Q

D

t

+

Q

S

t

+

Q

S

D

S

t

,

kde

1.

RAB

HN,ST,t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni

v eurách a sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s

regulovanou činnosťou na rok t a vypočíta sa

1a.

pre rok t = 2025 podľa vzorca

RAB

HN,ST,t

= RAB

HN,2023

– M

HN,2023

,

kde

1aa.

RAB

HN,2023

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu v eurách,

ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote vlastného majetku alebo prenajatého majetku

regulovaného subjektu k 31. decembru 2023 na príslušnej napäťovej úrovni využívaného

na regulovanú činnosť, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách,

1ab.

M

HN,2023

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,2023

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr,

1b.

pre rok t = 2026 podľa vzorca,

RAB

HN,ST,t

= RAB

HN,2024

– M

HN,2024

,

kde

1ba.

RAB

HN,2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu v eurách,

ktorá zodpovedá hodnote majetku regulovaného subjektu k 31. decembru 2024 na príslušnej

napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého

posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie

podnikov v súlade s osobitným predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách,

1bb.

M

HN,2024

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,2024

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr,

1c.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky podľa vzorca

kde

1ca.

RAB

HN,2024

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu v eurách,

ktorá zodpovedá hodnote majetku regulovaného subjektu k 31. decembru 2024 na príslušnej

napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého

posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie

podnikov v súlade s osobitným predpisom,

25

)

vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

1cb.

M

HN,2024

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,2024

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,

1cc.

RAB

HN,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu, ktorá

zodpovedá hodnote majetku, na príslušnej napäťovej úrovni v eurách, zaradená do užívania

na regulovanú činnosť v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách

bez vplyvu precenenia,

1cd.

M

HN,n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RAB

HN,n

v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a

štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,

1ce.

SO

HN,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách, ktorá zodpovedá

výške regulačných odpisov regulovaného subjektu v roku n-1 z majetku na príslušnej

napäťovej úrovni zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2, určená na

základe

prílohy č. 1

,

2.

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa

§ 5

,

3.

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou, ktorý sa určuje v intervale od 0,80 do 1,00 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

ak je výsledok podielu

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak K

DZ

= 1,00,

menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak K

DZ

= 0,97,

menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak K

DZ

= 0,94,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak K

DZ

= 0,91,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak K

DZ

= 0,88,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak K

DZ

= 0,85,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak K

DZ

= 0,82,

menší ako 0,1, tak K

DZ

= 0,80,

kde

3a.

INV

t-2

je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť regulovaného subjektu

v roku t-2 v eurách,

3b.

PRSzisk

t-2

je regulovaný zisk regulovaného subjektu po zdanení v roku t-2 v eurách, ktorý sa

vypočíta podľa vzorca

PRSzisk

t–2

= (RAB

ST

,t–2

× WACC

t–2

) × (1 – SOOPRO

t–2

) × (1 – daň z príjmov

t–2

),

kde

3ba.

RAB

ST,t-2

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2,

3bb.

WACC

t-2

je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená na rok t-2

podľa

§ 5

,

3bc.

SOOPRO

t-2

je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných

odvetviach v roku t-2, ustanovenej podľa osobitného predpisu,

24

)

3bd.

daň z príjmov

t-2

je hodnota sadzby dane z príjmov právnických osôb v roku t-2,

3c.

PRSodpisy

t-2

je hodnota regulovaných odpisov regulovaného subjektu v roku t-2 v eurách, ktorá

sa vypočíta podľa vzorca

PRSodpisy

t–2

= O

t–2

+ PO

t–2

+ FINVP

t–2

,

kde

3ca.

O

t-2

je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu za regulovanú činnosť

v eurách na rok t-2,

3cb.

PO

t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách

v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku

t-3,

3cc.

FINVP

t-2

je faktor investícií v eurách na rok t-2,

3d.

INV

AEG,t-2

je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť regulovaného subjektu

v roku t-2 v eurách, ktoré boli financované zo zdrojov Európskej únie alebo iných

grantov a štátnych podpôr,

4.

QD

t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej

z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

5.

QS

t

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,

6.

QSDS

t

je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa

vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva

elektriny v roku t,

h)

KA

t

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 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

STRD

t-2

sú skutočné výnosy za distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách okrem nákladov na

obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny,

2.

TRD

t-2

sú schválené výnosy za distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách okrem nákladov na

obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny,

3.

SEONV

t-2

sú skutočné 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,

4.

EONV

t-2

sú schválené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách

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,

5.

SEONE

t-2

sú skutočné ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách,

ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii

od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

6.

EONE

t-2

sú schválené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách,

ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii

od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

7.

QD

t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej

z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

8.

QS

t

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,

9.

QSDS

t

je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa

vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva

elektriny v roku t.

(2)

Maximálna cena A

t

určená podľa odseku 1 sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do distribučnej

sústavy a distribúciu elektriny tak, že vážený priemer taríf týchto sadzieb neprekročí

maximálnu cenu A

t

. Sadzba za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa skladá z tarify

za rezervovanú kapacitu a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto

sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.

(3)

Tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny CSD

HN,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, podľa vzorca

C

S

D

H

N

,

t

=

V

V

S

D

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VVSD

HN,t

sú náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej

napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 3,

b)

VystE

HN,t

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

V

y

s

t

E

H

N

,

t

=

V

y

s

t

E

O

H

N

,

t

+

V

y

s

t

E

T

R

H

N

,

t

,

kde

1.

VystEO

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované

na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny, pre vlastnú spotrebu

elektriny prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu a ostatnú spotrebu elektriny

prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu,

2.

VystETR

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň.

(4)

Náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej

úrovni VVSD

HN,t

v roku t v eurách zložené 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

VVSD

HN,t

= CSD

HN+1,t

× VystETR

HN+1,t

+ CSHD

HN,t

× VystE

HN,t

,

kde

a)

CSD

HN+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 CSD

HN+1,t

rovná 0,

b)

VystETR

HN+1,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň,

c)

CSHD

HN,t

je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t podľa odseku 4.

(5)

Cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni

CSHD

HN,t

v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

C

S

H

D

H

N

,

t

=

P

C

S

E

S

t

×

P

M

S

E

H

N

,

t

+

F

D

S

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

PCSES

t

je určená cena elektriny na pokrytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v

eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

P

C

S

E

S

t

=

C

E

P

X

E

,

t

×

1

+

k

t

100

%

+

O

t

,

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu EEX-PXE Slovakian

Power Futures Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre roky t = 2025 za

obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1 a pre rok t = 2026 a nasledujúce

roky za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,

2.

k

t

je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac

6 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny

na rok t,

3.

O

t

sú určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s diagramom

strát elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, určené ako aritmetický

priemer určených plánovaných nákladov na odchýlku súvisiace s diagramom strát elektriny

na rok t prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav, v eurách na jednotku

množstva elektriny,

b)

PMSE

HN,t

je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v roku t a vypočíta sa podľa vzorca

P

M

S

E

H

N

,

t

=

V

s

t

E

H

N

,

t

×

P

P

S

C

H

N

100

%

,

kde

1.

VstE

HN,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,

2.

PPSC

HN

je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni

v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy, pričom,

2a.

ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia, je najviac

2aa.

0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

2ab.

2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2ac.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

2b.

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia, je

2ba.

vo výške skutočného množstva strát elektriny v roku t-2, najviac 2 % na napäťovej

úrovni vysokého napätia,

2bb.

vo výške skutočného množstva strát elektriny v roku t-2, najviac 5 % na napäťovej

úrovni nízkeho napätia,

2c.

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, je najviac 1 % na napäťovej

úrovni nízkeho napätia.

c)

FDS

HN,t

je faktor strát pri distribúcii elektriny na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni na rok t v eurách, ktorý sa prvýkrát uplatní v roku t = 2026 a vypočíta

podľa vzorca

kde

1.

CSD

HN,t–2

je tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny CSD

HN,t–2

v eurách na jednotku množstva elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,

2.

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, odobratej

z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

3.

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, odobratej

z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

4.

PCSES

t–2

je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách

na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

5.

PMSE

HN,t–2

je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2,

6.

PMSES

HN,t–2

je skutočné množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2.

(6)

Hodnota percenta strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej

úrovni PPSC

HN

sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je z pohľadu množstva strát elektriny pri

distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni alebo z pohľadu množstva distribuovanej

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni porovnateľná s regionálnou distribučnou sústavou,

určí individuálne.

(7)

Ak regulovaný subjekt nemá schválenú alebo určenú maximálnu cenu za prístup do miestnej

distribučnej sústavy a distribúciu elektriny A

t

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t podľa odseku 1, faktor vyrovnania

maximálnej ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

KA

t

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci skutočnosť za rok t-2

sa rovná nule.

§ 29

Cenová regulácia pripojenia do sústavy a niektoré podmienky vykonávania regulovaných

činností

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a

§ 30 až 35

sa vzťahuje na pripojenie odberného miesta a odovzdávacieho miesta do sústavy.

(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 na rok t až t+2,

c)

výpočty a údaje podľa

§ 30 až 35

, ktoré sa týkajú pripojenia odberných a odovzdávacích miest účastníkov trhu s elektrinou

do sústavy,

d)

údaje nevyhnutné na určenie ceny za pripojenie podľa

prílohy č. 11

,

e)

ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny,

f)

zoznam prevádzok, pre ktoré má platiť návrh cien za pripojenie pri pripojení do miestnej

distribučnej sústavy, v súlade s povolením na podnikanie v energetike.

(3)

Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku

2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 11

sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť

tabuľkového editora.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia

podľa

§ 17 ods. 1

a

2 zákona

o regulácii.

§ 30

Cenová regulácia pripojenia do prenosovej sústavy

(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 elektroenergetickými zariadeniami distribučnej sústavy sa určuje prevádzkovateľom

prenosovej sústavy.

(2)

Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického

zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy alebo zvýšením technického dimenzovania

pripojenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojeného do prenosovej sústavy

alebo úpravou zariadení prenosovej sústavy na základe žiadosti prevádzkovateľa distribučnej

sústavy o pripojenie do prenosovej sústavy sa rozdelia medzi príslušných prevádzkovateľov

sústav takto

a)

podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 50 % nákladov,

b)

podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 50 % nákladov.

(3)

Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického

zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy, na základe žiadosti prevádzkovateľa

distribučnej sústavy, ktoré nie je prevádzkované v základnom zapojení sústavy, sú

považované za náklady na pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy s osobitnými

nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny a sú v plnej sume hradené prevádzkovateľom

distribučnej sústavy.

(4)

Náklady podľa odsekov 2 a 3 zahŕňajú

a)

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej

sústavy potrebných pre pripojenie žiadateľa vrátane jeho dopravy na určené miesto,

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho informačného systému, elektrických ochrán,

telekomunikačných, prenosových, meracích a regulačných zariadení, monitorovacích a

informačných systémov technológie a zariadení vlastnej spotreby,

d)

náklady na montáž,

e)

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetických

zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vyvolanými úpravami elektroenergetických

zariadení prenosovej sústavy vrátane súvisiacich stavebných objektov.

(5)

Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe

nákladov podľa odseku 4, 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

podľa technických podmienok. Elektroenergetické zariadenia patriace k distribučnej

sústave sa vybudujú prevádzkovateľom distribučnej sústavy podľa technických podmienok.

(6)

Elektroenergetické zariadenie alebo odberné elektrické zariadenie výrobcu elektriny,

prevádzkovateľa zariadenie na uskladňovanie elektriny alebo koncového odberateľa elektriny

(ďalej len „žiadateľ“) 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 odbernými elektrickými

zariadeniami alebo elektroenergetickými zariadeniami žiadateľa sa určuje prevádzkovateľom

prenosovej sústavy.

(7)

Preukázané skutočné náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy žiadosťou

žiadateľa o pripojenie, zabezpečenie požadovaného príkonu nových elektroenergetických

zariadení alebo úpravy existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa

prenosovej sústavy sa uhrádzajú žiadateľom.

(8)

Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe

nákladov podľa odseku 4 od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení alebo

odberných elektrických zariadení žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej

sústavy až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave.

(9)

Elektroenergetické zariadenie patriace do prenosovej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom

prenosovej sústavy podľa technických podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy.

(10)

Na cenovú reguláciu pripojenia do prenosovej sústavy sa za nové pripojenie odberného

miesta alebo odovzdávacieho miesta do prenosovej sústavy nepovažuje odpojenie odberného

miesta alebo odovzdávacieho miesta od prenosovej sústavy a jeho opätovné pripojenie

do prenosovej sústavy počas platnosti zmluvy o pripojení z dôvodu modernizácie alebo

úpravy elektroenergetických zariadení používaných na prenos elektriny do tohto odberného

miesta alebo odovzdávacieho miesta. Výpočet ceny za opätovné pripojenie odberného

miesta alebo odovzdávacieho miesta do prenosovej sústavy sa použije primerane a môže

zohľadňovať len zvýšenie technického dimenzovania pripojenia odberného miesta alebo

odovzdávacieho miesta.

(11)

Na účely cenovej regulácie pripojenia do prenosovej sústavy sa odpojenie odberného

miesta alebo odovzdávacieho miesta od prenosovej sústavy po skončení platnosti zmluvy

o pripojení a jeho opätovné pripojenie do prenosovej sústavy považuje za nové pripojenie

odberného miesta alebo odovzdávacieho miesta do prenosovej sústavy.

(12)

Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do prenosovej sústavy pri zmene existujúceho užívateľa

prenosovej sústavy bez zvýšenia technického dimenzovania pripojenia sa cena za pripojenie

alebo náklady za pripojenie neúčtujú. Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do prenosovej

sústavy pri zmene existujúceho užívateľa prenosovej sústavy so zvýšením technického

dimenzovania pripojenia sa cena za pripojenie alebo náklady za pripojenie uhrádzajú

len za rozdiel medzi pôvodnou a požadovanou hodnotou technického dimenzovania pripojenia.

§ 31

Cenová regulácia pripojenia do distribučnej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie alebo odberné elektrické zariadenie žiadateľa o pripojenie

je možné pripojiť do distribučnej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných

podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy tak, že je zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť

a stabilita prevádzky distribučnej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami

distribučnej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami alebo odbernými elektrickými

zariadeniami žiadateľa o pripojenie je určené prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

(2)

Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie maximálnej rezervovanej

kapacity budovaním nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich

elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyvolané pripojením

zariadení žiadateľa o pripojenie, sa zahrnú do výpočtu ceny za pripojenie uhrádzanej

žiadateľom o pripojenie pre pripojenie na napäťovej úrovni

a)

od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane podľa

§ 33 ods. 1

,

b)

od 1 kV vrátane do 52 kV podľa

§ 34 ods. 1

,

c)

do 1 kV podľa

§ 35 ods. 1.

(3)

Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie požadovanej maximálnej

rezervovanej kapacity na pripojenie elektroenergetického zariadenia alebo odberného

elektrického zariadenia žiadateľa o pripojenie prostredníctvom odberného miesta alebo

odovzdávacieho miesta do distribučnej sústavy zahŕňajú

a)

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej

sústavy potrebných pre pripojenie žiadateľa o pripojenie vrátane ich dopravy na určené

miesto,

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho informačného systému, inteligentného meracieho

systému, elektrických ochrán, telekomunikačných, distribučných, meracích a regulačných

zariadení, monitorovacích a informačných systémov technológie a zariadení vlastnej

spotreby,

d)

náklady na montáž,

e)

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním, výstavbou a pripojením elektroenergetických

zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane súvisiacich stavebných objektov

a náklady od prevádzkovateľa sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený.

(4)

Ak žiadateľ o pripojenie požaduje zvýšenie existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity

v odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste, cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej

rezervovanej kapacity v odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste sa uplatňuje na

rozdiel medzi požadovanou maximálnou rezervovanou kapacitou a existujúcou maximálnou

rezervovanou kapacitou v odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste.

(5)

Ak žiadateľ o pripojenie požiada prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zníženie

maximálnej rezervovanej kapacity, pri znížení maximálnej rezervovanej kapacity sa

cena za pripojenie neuhrádza. Na základe žiadosti o zníženie maximálnej rezervovanej

kapacity sa určia žiadateľovi o pripojenie technické podmienky pripojenia pre požadovanú

výšku maximálnej rezervovanej kapacity, po splnení ktorých dôjde k požadovanému zníženiu

maximálnej rezervovanej kapacity. Ak žiadateľ o pripojenie požiadal prevádzkovateľa

distribučnej sústavy o zníženie maximálnej rezervovanej kapacity, pri žiadosti o jej

opätovné zvýšenie sa uplatňuje cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej

kapacity.

(6)

Cena za pripojenie pre krátkodobý odber elektriny sa určuje prevádzkovateľom distribučnej

sústavy vo výške skutočne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy

pre takéto pripojenie odberateľa elektriny.

(7)

Elektroenergetické zariadenie patriace do distribučnej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom

distribučnej sústavy alebo iným subjektom po dohode s prevádzkovateľom distribučnej

sústavy v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa distribučnej sústavy.

(8)

Cena za pripojenie sa neuplatní, ak je užívateľ sústavy už pripojený do distribučnej

sústavy a táto distribučná sústava je prevzatá iným prevádzkovateľom distribučnej

sústavy.

(9)

Nadštandardné pripojenie sa poskytuje iba z napäťovej úrovne vysokého napätia a veľmi

vysokého napätia. Cena za nadštandardné pripojenia sa určí podľa spôsobu výpočtu pre

štandardné pripojenie. Nadštandardné pripojenie užívateľa sústavy je pripojenie s

osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie

napájacie vedenie.

(10)

Za opätovné pripojenie odberného miesta alebo odovzdávacieho miesta po jeho odpojení

od distribučnej sústavy po zániku zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy sa uhrádza

cena za pripojenie.

(11)

Pri zmene existujúceho užívateľa sústavy na pripojenom odbernom mieste alebo odovzdávacom

mieste bez zvýšenia maximálnej rezervovanej kapacity sa cena za pripojenie neuhrádza.

Pri zmene existujúceho užívateľa na pripojenom odbernom mieste alebo odovzdávacom

mieste so zvýšením maximálnej rezervovanej kapacity sa cena za pripojenie uhrádza

len na rozdiel medzi pôvodnou a požadovanou hodnotou maximálnej rezervovanej kapacity.

(12)

Pri pripojení do distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste v spoločnom

mieste pripojenia, sa cena za pripojenie uhrádza len na maximálnu rezervovanú kapacitu

odberného miesta alebo maximálnu rezervovanú kapacitu odovzdávacieho miesta, a to

na tú, ktorá z nich je vyššia. Ak sú maximálna rezervovaná kapacita odberného miesta

a maximálna rezervovaná kapacita odovzdávacieho miesta rovnaké, cena za pripojenie

sa uhrádza len na maximálnu rezervovanú kapacitu odberného miesta. Ak je pripojenie

do distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste bezplatné, cena za pripojenie sa uhrádza

len na maximálnu rezervovanú kapacitu odberného miesta, a to aj ak je maximálna rezervovaná

kapacita odberného miesta nižšia ako maximálna rezervovaná kapacita odovzdávacieho

miesta.

(13)

Pri pripojení do distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste v spoločnom mieste pripojenia

s odberným miestom, sa cena za pripojenie v odovzdávacom mieste uhrádza len na rozdiel

medzi maximálnou rezervovanou kapacitou odovzdávacieho miesta a maximálnou rezervovanou

kapacitou odberného miesta. Ak je maximálna rezervovaná kapacita odovzdávacieho miesta

nižšia alebo rovnaká ako maximálna rezervovaná kapacita odberného miesta, cena za

pripojenie sa za pripojenie do distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste neuhrádza.

(14)

Pri pripojení do distribučnej sústavy v odbernom mieste v spoločnom mieste pripojenia

s odovzdávacím miestom sa cena za pripojenie v odbernom mieste uhrádza len na rozdiel

medzi maximálnou rezervovanou kapacitou odberného miesta a maximálnou rezervovanou

kapacitou odovzdávacieho miesta. Ak je maximálna rezervovaná kapacita odberného miesta

nižšia alebo rovnaká ako maximálna rezervovaná kapacita odovzdávacieho miesta, cena

za pripojenie do distribučnej sústavy v odbernom mieste sa neuhrádza. Ak bolo pripojenie

do distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste bezplatné, cena za pripojenie sa uhrádza

na maximálnu rezervovanú kapacitu odberného miesta, a to aj ak je maximálna rezervovaná

kapacita odberného miesta nižšia alebo rovnaká ako maximálna rezervovaná kapacita

odovzdávacieho miesta.

(15)

Pri pripojení do distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste v spoločnom

mieste pripojenia sa pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity odberného miesta

cena za pripojenie sa uhrádza len na rozdiel medzi požadovanou maximálnou rezervovanou

kapacitou odberného miesta a maximálnou rezervovanou kapacitou odovzdávacieho miesta.

Ak je požadovaná maximálna rezervovaná kapacita odberného miesta nižšia alebo rovnaká

ako maximálna rezervovaná kapacita odovzdávacieho miesta, cena za pripojenie sa pri

zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity odberného miesta neuhrádza. Ak bolo pripojenie

v odovzdávacom mieste bezplatné, cena za pripojenie sa uhrádza na rozdiel medzi požadovanou

maximálnou rezervovanou kapacitou odberného miesta a pôvodnou maximálnou rezervovanou

kapacitou odberného miesta, a to aj ak je maximálna rezervovaná kapacita odberného

miesta nižšia alebo rovnaká ako maximálna rezervovaná kapacita odovzdávacieho miesta.

(16)

Pri pripojení do distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste v spoločnom

mieste pripojenia sa pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity odovzdávacieho miesta

uhrádza cena za pripojenie len na rozdiel medzi požadovanou maximálnou rezervovanou

kapacitou odovzdávacieho miesta a maximálnou rezervovanou kapacitou odberného miesta.

Ak je požadovaná maximálna rezervovaná kapacita odovzdávacieho miesta nižšia alebo

rovnaká ako maximálna rezervovaná kapacita odberného miesta, cena za pripojenie sa

pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity odovzdávacieho miesta neuhrádza.

(17)

Cena za pripojenie žiadateľa o pripojenie na napäťovej úrovni do 1 kV sa vráti, ak

nedošlo k pripojeniu do distribučnej sústavy, v čase uzatvorenia zmluvy o pripojení

do distribučnej sústavy nebola zo strany prevádzkovateľa distribučnej sústavy vytvorená

možnosť pripojiť sa do distribučnej sústavy, pretože prevádzkovateľ distribučnej sústavy

nemal vybudované potrebné zariadenia distribučnej sústavy a dostatočnú kapacitu v

distribučnej sústave pre takéto pripojenie a prevádzkovateľ distribučnej sústavy nezačal

so stavbou alebo uskutočňovaním prípravných prác na zabezpečenie takejto možnosti

pripojenia do distribučnej sústavy. Ak zanikne zmluva o pripojení do distribučnej

sústavy, cena za pripojenie sa vráti do 15 dní.

(18)

Časť ceny za pripojenie žiadateľa o pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane

do 110 kV vrátane alebo žiadateľa o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane

do 52 kV sa vráti, ak nedošlo k pripojeniu do distribučnej sústavy a prevádzkovateľ

distribučnej sústavy nezačal so stavbou alebo uskutočňovaním prípravných prác na zabezpečenie

možnosti pripojenia do distribučnej sústavy. Časť ceny za pripojenie, ktorá sa vracia

žiadateľovi o pripojenie, je vo výške minimálne 90 % z ceny za pripojenie, pričom

maximálna výška časti ceny za pripojenie, ktorá sa nevracia, je 30 000 eur. Ak zanikne

zmluva o pripojení do distribučnej sústavy, cena za pripojenie sa vráti do 15 dní.

Ak zmluva o pripojení do distribučnej sústavy zanikne inak ako dohodou, žiadosť o

pripojenie v príslušnom území alebo nadväzujúcom území sa podáva po 30 dňoch.

(19)

Časť ceny za pripojenie žiadateľa o pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane

do 110 kV vrátane alebo žiadateľa o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane

do 52 kV sa vráti, ak nedošlo k pripojeniu do distribučnej sústavy, prevádzkovateľovi

distribučnej sústavy bola doručená žiadosť o zníženie dohodnutej maximálnej rezervovanej

kapacity, v čase uzatvorenia zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy prevádzkovateľ

distribučnej sústavy nezačal so stavbou alebo uskutočňovaním prípravných prác na zabezpečenie

takejto možnosti pripojenia do distribučnej sústavy a uzavrie sa dohoda o požadovanom

znížení dohodnutej maximálnej rezervovanej kapacity. Časť ceny za pripojenie žiadateľa,

ktorá sa vráti do 15 dní, je vo výške minimálne 90 % z časti ceny za pripojenie, ktorá

prislúcha k rozdielu medzi dohodnutou maximálnou rezervovanou kapacitou a požadovanou

novou maximálnou rezervovanou kapacitou, pričom maximálna výška časti ceny za pripojenie,

ktorá sa nevracia, je 30 000 eur.

(20)

Ak návrh zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy nebol prijatý žiadateľom o pripojenie

na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane alebo žiadateľom o pripojenie

na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV v lehote na jeho prijatie, nová žiadosť

žiadateľa, osoby zriadenej alebo ovládanej žiadateľom o pripojenie alebo osoby zriadená

alebo ovládaná osobou, ktorá zriadila alebo ovláda žiadateľa o pripojenie žiadateľa

o pripojenie akéhokoľvek zaradenia v rovnakom území alebo nadväzujúcom území, sa podáva

po uplynutí 60 dní. Na žiadosť o pripojenie podanú pred uplynutím podľa prvej vety

sa neprihliada. Po podaní žiadosti o pripojenie do distribučnej sústavy podľa prvej

vety sa uhrádza suma preddavku na cenu za pripojenie. Suma preddavku na cenu za pripojenie

je vo výške 10 % ceny za požadované pripojenie, najviac však 30 000 eur. Suma preddavku

na cenu za pripojenie uvedená vo výzve prevádzkovateľa distribučnej sústavy sa uhrádza

v lehote 14 dní. Suma preddavku sa započítava na úhradu ceny za pripojenie. Ak suma

preddavku na cenu za pripojenie nie je zaplatená v lehote splatnosti, žiadosť o pripojenie

možno odmietnuť. Ak je žiadosť o pripojenie odmietnutá, suma preddavku na cenu za

pripojenie sa vráti žiadateľovi o pripojenie do 15 dní.

(21)

Ustanovenia odseku 20 sa nepoužijú, ak žiadateľ o pripojenie neprijme návrh zmluvy

o pripojenie do distribučnej sústavy z dôvodu nesprávne určenej ceny za pripojenie,

právnych nedostatkov alebo technických nedostatkov zmluvy podľa osobitného predpisu.

35a

)

Dôvody neprijatia návrhu zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy sa oznámia prevádzkovateľovi

distribučnej sústavy v lehote na prijatie návrhu zmluvy. Ak sú dôvody neprijatia návrhu

zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy prevádzkovateľom distribučnej sústavy akceptované,

vyhotoví sa nový návrh zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy. Pri neakceptovaní

dôvodov žiadateľa sa písomne potvrdzuje doterajší návrh zmluvy o pripojení do distribučnej

sústavy s novou lehotou na jeho prijatie.

(22)

Ustanovenia odsekov 12 až 16 sa použijú aj pri pripojení zariadenia na výrobu elektriny

alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny v novom odbernom mieste a odovzdávacom

mieste, ktoré sa pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej

distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych

distribučných sústav, zo strany prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy voči

odbernému miestu a odovzdávaciemu miestu prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy,

prostredníctvom ktorej je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie

elektriny do regionálnej distribučnej sústavy pripojené.

§ 32

(1)

Maximálna cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie

elektriny žiadateľa o pripojenie do distribučnej sústavy, ktorý uzatvorí zmluvu o

pripojení do distribučnej sústavy s prevádzkovateľom distribučnej sústavy po nadobudnutí

účinnosti tejto vyhlášky, najneskôr však do 31. decembra 2025 vrátane, a preukáže

pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny

úspešnou funkčnou skúškou najneskôr do dvoch rokov od uzatvorenia zmluvy o pripojení

do distribučnej sústavy, a je určená na hodnotu

a)

30 % maximálnej ceny za pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV

vrátane vypočítanej podľa

§ 33

,

b)

30 % maximálnej ceny za pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV vypočítanej

podľa

§ 34

,

c)

30 % maximálnej ceny za pripojenie na napäťovej úrovni do 1 kV, vypočítanej podľa

§ 35

.

(2)

Žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie

elektriny do distribučnej sústavy spĺňajúcim podmienku uzatvorenia zmluvy o pripojení

s prevádzkovateľom distribučnej sústavy najneskôr do 31. decembra 2025 sa uhradí cena

za pripojenie do distribučnej sústavy určená podľa

§ 33 až 35

. Po splnení podmienky preukázania pripojenia zariadenia na výrobu elektriny alebo

zariadenia na uskladňovanie elektriny do distribučnej sústavy úspešnou funkčnou skúškou

najneskôr do dvoch rokov od uzatvorenia zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy,

sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy vráti časť uhradenej ceny za pripojenie žiadateľovi

o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny

najneskôr do 30 dní od vykonania úspešnej funkčnej skúšky tak, aby konečná cena za

pripojenie žiadateľa o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia

na uskladňovanie elektriny do distribučnej sústavy bola v súlade s odsekom 1 písm.

a) až c).

(3)

Maximálna cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie

elektriny žiadateľa o pripojenie do distribučnej sústavy, ktorý uzatvorí zmluvu o

pripojení s prevádzkovateľom distribučnej sústavy po 31. decembri 2025, alebo ktorý

požiada o pripojenie do distribučnej sústavy po 31. decembri 2025, sa určuje podľa

§ 33 až 35

.

§ 33

(1)

Maximálna cena za pripojenie C

pVVN

pri pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110

kV vrátane alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave

na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane zahŕňa náklady na výstavbu

požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy

a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave na

napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane a v prenosovej sústave na zabezpečenie

požadovanej maximálnej rezervovanej kapacity v eurách, a vypočíta sa podľa vzorca

C

p

V

V

N

=

N

V

V

N

×

k

o

P

D

×

P

M

R

K

,

kde

a)

N

VVN

sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiace s výstavbou elektroenergetických

zariadení na zabezpečenie požadovanej maximálnej rezervovanej kapacity žiadateľov

o pripojenie a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave za predchádzajúcich

päť kalendárnych rokov v eurách,

b)

P

MRK

je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kW,

c)

P

D

je disponibilná kapacita na pripojenie v kW vytvorená výstavbou a nevyhnutnými úpravami

elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej

sústavy a podiele na výstavbe a nevyhnutných úpravách elektroenergetických zariadení

v prenosovej sústave na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie do distribučnej sústavy

za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,

d)

k

o

je koeficient spoluúčasti žiadateľa o pripojenie do distribučnej sústavy, ktorý je

v hodnote 0,5.

(2)

Pri požiadavke na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho užívateľa

sústavy sa cena za pripojenie vypočíta podľa

odseku 1

a uplatní sa na rozdiel požadovanej a existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity

podľa

§ 31 ods. 4

alebo

ods. 13

druhej a tretej vety.

(3)

Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili pripojenia nových

užívateľov sústavy, použije sa na určenie maximálnej ceny za pripojenie výpočet podľa

odseku 1, kde

a)

P

MRK

je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kW,

b)

N

VVN

sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na navýšenie maximálnej rezervovanej

kapacity pripojenia existujúcich užívateľov sústavy a súvisiace úpravy v distribučnej

sústave a prenosovej sústave v eurách.

(4)

Ak sa elektroenergetické zariadenie alebo odberné elektrické zariadenie žiadateľa

o pripojenie pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej

rezervovanej kapacity existujúceho užívateľa sústavy v miestnej distribučnej sústave,

maximálna cena za pripojenie zahŕňa náklady na pripojenie požadovaného elektroenergetického

zariadenia alebo odberného elektrického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej

sústavy, maximálnu cenu za pripojenie určenú podľa odseku 1 a vyvolané náklady na

pripojenie v prenosovej sústave. Maximálna cena za pripojenie do miestnej distribučnej

sústavy, do ktorej je elektroenergetické zariadenie užívateľa sústavy pripojené, sa

uhrádza užívateľom sústavy alebo žiadateľom o pripojenie prevádzkovateľovi miestnej

distribučnej sústavy.

(5)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny,

ktoré dodáva elektrinu do miestnej distribučnej sústavy, pripája do miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom

jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná

kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej

sústavy alebo maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na uskladňovanie

elektriny pre dodávku elektriny do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená

do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých

miestnych distribučných sústav, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľ

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy pripojená, dohodnú v zmluve o pripojení do regionálnej

distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu určenú podľa osobitného

predpisu.

36

)

(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 žiadateľa o pripojenie

pripája. Maximálna cena za pripojenie sa vypočíta podľa odseku 1 a

§ 31 ods. 22.

(7)

Maximálna cena za pripojenie do distribučnej sústavy Cp

VVN

určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na obdobie od 1. marca roku t do posledného

dňa mesiaca február roku t+1 sa oznamuje úradu najneskôr do konca februára roku t.

Výpočet maximálnej ceny za pripojenie do distribučnej sústavy Cp

VVN

v eurách na kilowatt na obdobie od 1. marca roku t do posledného dňa mesiaca február

roku t+1 sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy predkladá úradu do konca februára

roku t.