VYHLÁŠKA 207/2018 Z. z. ktorou sa mení a dopĺňa vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 18/2017 Z. z. , ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike

Čl. I

Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č.

18/2017 Z. z.

, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania

regulovaných činností v elektroenergetike sa mení a dopĺňa takto

1.

§ 5 znie

㤠5

(1)

Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej,

spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových

aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.

(2)

Výška primeraného zisku v percentách sa určuje ako miera výnosnosti regulačnej bázy

aktív pred zdanením na regulačné obdobie, kde WACC je reálna miera výnosnosti regulačnej

bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie vypočítaná podľa vzorca

Prevziať prílohu - vzorecp1

(3)

Reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív (WACC) sa určuje v maximálnej výške

6,47 % a platí konštantne na celé regulačné obdobie, ak odchýlka v jednotlivých parametroch

WACC nie je vyššia ako 10 %. Ak bude odchýlka v jednotlivých parametroch WACC vyššia

ako 10 %, na zvyšok regulačného obdobia sa určí nová miera výnosnosti regulačnej bázy

aktív (WACC) a zverejní sa na webovom sídle úradu do 30. júna kalendárneho roku.“.

2.

V § 7 ods. 8 písm. c) sa za slová „preukázateľne oddelené od“ vkladá slovo „elektrizačnej“.

3.

V § 7 ods. 8 písmeno e) znie

„e)

kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej

sústavy alebo do prenosovej sústavy; ak je zariadenie výrobcu elektriny pripojené

do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy

priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav,

predkladá sa s návrhom ceny aj potvrdenie vydané prevádzkovateľom regionálnej distribučnej

sústavy o zmluvne dohodnutom pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej

distribučnej sústavy podľa § 26 ods. 25, § 42 ods. 5, § 43 ods. 3 alebo § 44 ods.

5,“.

4.

V § 7 sa odsek 11 dopĺňa písmenom f), ktoré znie

„f)

kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej

sústavy alebo do prenosovej sústavy; ak je zariadenie výrobcu elektriny pripojené

do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy

priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav,

s návrhom ceny predkladanej výrobcom elektriny sa predkladá aj potvrdenie vydané prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy o zmluvne dohodnutom pripojení miestnej distribučnej

sústavy do regionálnej distribučnej sústavy podľa § 26 ods. 25, § 42 ods. 5, § 43

ods. 3 alebo § 44 ods. 5.“.

5.

V § 7 odsek 19 znie

„(19)

Ak sa zmení výrobca elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny, s

návrhom ceny sa predkladá aj doklad o práve užívať zariadenie doterajšieho výrobcu

elektriny, a to najmä kúpna zmluva, darovacia zmluva alebo nájomná zmluva a kópia

zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej

sústavy alebo do prenosovej sústavy.“.

6.

V § 10 ods. 4 sa na konci bodka nahrádza bodkočiarkou a pripájajú sa tieto slová

„to neplatí pre výrobu elektriny zo spaľovania biometánu podľa § 10 odseku 1 písm.

g) druhého bodu, ak je biometán distribuovaný distribučnou sieťou a množstvo biometánu

na výrobu elektriny zodpovedá zmluvnému množstvu biometánu.

49a

)“.

Poznámka pod čiarou k odkazu 49a znie

„

49a

) § 10 ods. 2 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.“.

7.

V § 11 ods. 1 sa vypúšťa písmeno g).

Doterajšie písmená h) a i) sa označujú ako písmená g) a h).

8.

V § 12 ods. 5 znie

„(5)

Korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

SQDOP

i,j

t-2

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

j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko

účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej

sústavy, alebo na ktorej vymedzenom území sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny

v roku t-2,

b)

PQDOP

i,j

t-2

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

j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko

účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej

sústavy, alebo na ktorej vymedzenom území sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny

v roku t-2,

c)

CEPSDOP

i,j

t-2

je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva

elektriny na rok t-2,

d)

ACESTR

t-2

je cena elektriny na straty podľa osobitného predpisu

51

) určená ako aritmetický priemer cien elektriny základného pásma na účely pokrytia

strát prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku

v roku t-2; výška ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2

sa vypočíta podľa § 28 ods. 3 písm. b) prvého bodu.“.

9.

V § 12 ods. 6 znie

„(6)

Korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát

i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t sa vypočíta podľa

vzorca

kde

a)

SQSTRprek

i,j

t-2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku

t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti

s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení

výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy;

SQSTRprek

i,j

t-2

sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t skutočného diagramu na pokrytie strát

v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s

právom na podporu; ak je tento rozdiel kladný, SQSTRprek

i,j

t-2

sa rovná nule,

b)

Vpprek

i

t-2

je plánovaný výnos za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát i-tým

prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy schválený alebo určený cenovým rozhodnutím

na rok t-2,

c)

SCTRH

j

t-2

je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok

t -2 v j-tej hodine roku t-2; SCTRH

j

t-2

sa rovná pre každú hodinu roka t-2 váženému priemeru cien elektriny príslušnej hodiny

roka t-2, za ktoré boli odpredané jednotlivé časti množstva SQSTRprek

j

t-2

na obdobie roku t-2, od 1. marca 2013 je táto cena minimálne vo výške ceny elektriny

na straty podľa osobitného predpisu;

51

) prekúpené množstvo elektriny SQSTRprek

i,j

t-2

i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny

i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny

s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy sa umožňuje odpredať

na ročnej báze vo forme štandardného produktu ročného základného pásma s rovnakou

hodnotou množstva elektriny v každej hodine roka t-2 a v dennom obchodovaní v obchodnej

oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou.“.

10.

V § 12 ods. 12 sa na konci pripája táto veta: „Tarifa za prevádzkovanie systému sa

neuplatňuje za spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na

výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom

odberu elektriny z prenosovej sústavy a netrvajú viac ako 12 mesiacov.“.

11.

V § 14 ods. 2 sa vypúšťa písmeno f).

Doterajšie písmená g) a h) sa označujú ako písmená f) a g).

12.

V § 15 odsek 1 znie

„(1)

Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie

odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt z týchto platieb v

eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PPZO

t

= PNZO

t

+ POZO

t

+ RAB

t

x WACC + INVZO

t

– KZO

t

,

kde

a)

PNZO

t

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

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

b)

POZO

t

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

činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú

činnosť v roku t,

c)

RAB

t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so

zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok k 31. decembru

roku t-1,

d)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2021 určená podľa

§ 5 ods. 2 a 3,

e)

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 schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených

alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v

roku t-2,

2.

POzo

t-2

sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených

alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v

roku t-2,

f)

KZO

t

je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZO

t

sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

PZO

t-2

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

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

režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení

a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú

zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

2.

SQ

SZ

t-2

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

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

a vysporiadaní odchýlok,

3.

SQ

PZ

t-2

je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú

prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

4.

Q

SZ

t-2

je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili

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

vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

5.

Q

PZ

t-2

je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale

majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

6.

TZO

t-2

je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku

množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil

režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení

a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú

zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

7.

SQ

DD

t-2

je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma

zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných

skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti

za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

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

8.

SQ

RE

t-2

je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú

podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

9.

Q

DD

t-2

je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako

suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov,

bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti

za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

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

10.

Q

RE

t-2

je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú

podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.“.

13.

V § 16 odsek 1 znie

„(1)

Pre subjekty zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu

s elektrinou, sa uplatňujú tarify za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu

s elektrinou, pričom schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb

a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v eurách v roku t sa

vypočíta podľa vzorca

VOTE

t

= PNOTE

t

+ POOTE

t

+ RAB

t

x WACC + INVOTE

t

- KOTE

t

,

kde

a)

PNOTE

t

sú schválené alebo určené plánované prevádzkové ročné náklady súvisiace s organizovaním

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

b)

POOTE

t

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

činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú

činnosť v roku t,

c)

RAB

t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti s

organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,

d)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2021 určená podľa

§ 5 ods. 2 a 3,

e)

INVOTE

t

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

INVOTE

t

= SOote

t-2

- POote

t-2

,

kde

1.

SOote

t-2

sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených

alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2,

2.

POote

t-2

sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených

alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2,

f)

KOTE

t

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

14.

V § 16 odsek 3znie

„(3)

Faktor vyrovnania KOTE

t

v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

SQ

ote

t-2

je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

b)

Q

ote

t-2

je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

c)

FPOTE

t-2

je ročná fixná platba v eurách určená na rok t-2 cenovým rozhodnutím pre subjekt

zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,

d)

SQOTE

t-2

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

a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,

e)

QOTE

t-2

je plánované schválené množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok

t-2 nakúpenej 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 za jednotku množstva elektriny

nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,

g)

QSKStps

t-2

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za rok t-2, na

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

h)

QSvd

t-2

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového

ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako

aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiac november roku

t-6 až február roku t-5,

i)

Kvd

t-2

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého

hodnota je 0,95,

j)

QPKStps

t-2

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

k)

QPvd

t-2

je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového

ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako

aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiac november roku

t-6 až február roku t-5,

l)

PNOT

t-2

sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť

nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na

rok t-2.“.

15.

V § 16 sa vypúšťa odsek 4.

16.

V § 17 odsek 1 znie

„(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

+ RAB

t

x WACC + 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 a s centrálnou fakturáciou

taríf vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,

b)

PO

t

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

činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú

činnosť v roku t,

c)

RAB

t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so

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

vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,

d)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2021 určená podľa

§ 5 ods. 2 a 3,

e)

INVost

t

je faktor investícií v eurách na rok t; INVost

t

sa na roky 2017 až 2021 vypočíta podľa vzorca

INVost

t

= SO

t-2

- PO

t-2

,

kde

1.

SO

t-2

sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených

alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,

2.

PO

t-2

sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených

alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,

f)

KOT

t

je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách, ktorá sa vypočíta

podľa odseku 3.“.

17.

V § 18 ods. 2 sa na konci pripája táto veta: „Náklady na prevádzkovanie systému sa

neuplatňujú za koncovú spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia

na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané

prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy a netrvajú viac ako 12 mesiacov.“.

18.

V § 19 ods. 1 sa slová „§ 20 až 22“ nahrádzajú slovami „§ 20 až 25“.

19.

V § 19 ods. 2 písm. a) sa za slová „prenos elektriny“ vkladajú slová „návrh parametrov

k cenám“.

20.

V § 19 ods. 2 písm. b) sa vypúšťajú slová „v členení po jednotlivých sadzbách“.

21.

V § 19 ods. 2 písm. d) sa slová „§ 20 až 22“ nahrádzajú slovami „§ 19 až 23“.

22.

V § 19 ods. 2 sa vypúšťa písmeno e).

Doterajšie písmená f) a g) sa označujú ako písmená e) a f).

23.

V § 19 ods. 5 sa vypúšťa písmeno d).

Doterajšie písmená e) až h) sa označujú ako písmená d) až g).

24.

V § 19 odsek 6 znie

„(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. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné

množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t

a)

fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi

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

sústavy,

b)

celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny,

ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,

c)

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy dodanej zo zariadení jednotlivých výrobcov

elektriny,

d)

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.“.

25.

V § 19 odsek 14 znie

„(14)

Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej

sústavy, uhrádza sa prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi

prenosovej sústavy, do ktorej je jeho miestna distribučná sústava pripojená, platba

za prístup do prenosovej sústavy 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 výrobcu elektriny, ktorého zariadenie

na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa

prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny,

ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným

výkonom do 5 MW.“.

26.

V § 20 ods. 1 vzorec na výpočet CP

t

znie

27.

V § 20 sa odsek 1 dopĺňa písmenom n), ktoré znie

„n)

CACM

t

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

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

t.“.

28.

V § 20 sa za odsek 2 vkladá nový odsek 3, ktorý znie

„(3)

Ak nebol do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny

v roku t-1 a t-2, rezervovaná kapacita odberu užívateľa prenosovej sústavy a výrobcu

elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do prenosovej sústavy

výlučne na účel odberu elektriny (pred začatím výroby a dodávky elektriny do prenosovej

sústavy, alebo po ukončení výroby a dodávky elektriny do prenosovej sústavy), sa určuje

prevádzkovateľom prenosovej sústavy mesačne na základe nameraného mesačného maxima

štvrťhodinového činného výkonu. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením

na tri desatinné miesta. Takto určená rezervovaná kapacita nesmie byť vyššia ako kapacita

pripojenia uvedená v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy.“.

Doterajšie odseky 3 a 4 sa označujú ako odseky 4 a 5.

29.

V § 21 ods. 2 písm. d) šiestom bode sa slová „skutočné množstvo strát elektriny pri

prenose elektriny v roku t-2“ nahrádzajú slovami „skutočné čisté množstvo elektriny

obstaranej na krytie strát elektriny pri prenose elektriny v roku t-2 po odpočítaní

množstva predanej prebytočnej elektriny“.

30.

V § 23 ods. 3 písm. e) prvý až šiesty bod znejú

„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 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 roku

t-2,

3.

NREcv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,

4.

VREcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny

z havarijnej výpomoci v roku t-2,

5.

Ncv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku

elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi

prenosových sústav v roku t-2,

6.

Vcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku

elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatným prevádzkovateľom

prenosových sústav v roku t-2.“.

31.

V § 23 ods. 8 sa za slová „nadradenej distribučnej sústavy,“ vkladajú slová „za spotrebu

elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho

uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny

z prenosovej sústavy a netrvajú viac ako 12 mesiacov,“.

32.

V § 26 ods. 2 sa vypúšťa písmeno e).

Doterajšie písmená f) a g) sa označujú ako písmená e) a f).

33.

V § 26 ods. 5 písm. a) a b) sa za slová „preukázateľne oddelené od“ vkladá slovo

„elektrizačnej“.

34.

V § 26 ods. 7 písm. h) sa číslo „20“ nahrádza číslom „22“.

35.

V § 26 ods. 8 písm. f) sa číslo „20“ nahrádza číslom „22“.

36.

V § 26 odsek 13 znie

„(13)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej

sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii

elektriny sa ustanovuje maximálne vo výške 0,65. Medziročná zmena podielu výnosov

z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny

na rok t sa ustanovuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu výnosov

z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny

v roku t-1.“.

37.

V § 26 odseky 15 a 16 znejú

„(15)

Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi

vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na

príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny v zmluve o prístupe do distribučnej

sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve. Hodnota rezervovanej

kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia

ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity

je

20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom

elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity 5 % hodnoty maximálnej

rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas doby platnosti dohodnutého

typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity je možné

meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri

zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú bola rezervovaná

kapacita dohodnutá. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity a táto zmena

bude mať za následok, že dohodnutá hodnota rezervovanej kapacity bude nižšia ako minimálna

hodnota rezervovanej kapacity, potom na základe zmeny dohodnutej hodnoty rezervovanej

kapacity bude nová hodnota rezervovanej kapacity rovnaká ako minimálna hodnota rezervovanej

kapacity; to neplatí, ak odberateľ elektriny požiada prevádzkovateľa distribučnej

sústavy o zvýšenie dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity. Ak sa zvýši hodnota maximálnej

rezervovanej kapacity, odberateľ elektriny môže požiadať prevádzkovateľa distribučnej

sústavy o súčasné zvýšenie dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity v intervale hodnôt

maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity; dohodnutý typ a dohodnutá doba

platnosti rezervovanej kapacity týmto zvýšením dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity

nie sú dotknuté.

(16)

Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na

napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu

A alebo B trvajúci najmenej jeden mesiac a najviac sedem mesiacov v kalendárnom roku

v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu elektriny

tvorí najmenej 90 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny rok. Pre

sezónny odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny

rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. 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 roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia

sezónneho odberu elektriny, odberateľovi elektriny za obdobie mimo sezóny sa uplatní

platba za rezervovanú kapacitu, a to uplatnením mesačnej rezervovanej kapacity (mesačná

tarifa za mesačnú rezervovanú kapacitu) s hodnotou rezervovanej kapacity vo výške

20 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo nameranej hodnoty maximálneho výkonu za

predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia

ako 20 % maximálnej rezervovanej kapacity a platba za prácu v sadzbe, na ktorú má

užívateľ sústavy právo. Zistený rozdiel v platbe (tarify za prácu a tarify za výkon)

v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhradí odberateľom

elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.“.

38.

V § 26 odsek 18 znie

„(18)

Ak odberateľ elektriny zvyšuje hodnotu rezervovanej kapacity bez zmeny typu rezervovanej

kapacity, na dodržanie minimálneho času použitia daného typu rezervovanej kapacity

podľa tohto odseku sa neprihliada. Zmena rezervovanej kapacity sa vykoná vždy k 1.

dňu v mesiaci v súlade s platnými pravidlami pre zmenu rezervovanej kapacity príslušného

prevádzkovateľa distribučnej sústavy. O zmenu rezervovanej kapacity môže odberateľ

elektriny, ktorého odberné miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého

napätia alebo vysokého napätia a ktorý má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej

sústavy a distribúcii elektriny, požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri

zmene z

a)

dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo mesačnú

rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná kapacita

uplatňovaná,

b)

trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú

rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita

uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas

kalendárneho roka,

c)

mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú

rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca, odkedy bola mesačná kapacita uplatňovaná;

zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho

roka.“.

39.

V § 26 ods. 19 sa slová „odseku 17“ nahrádzajú slovami „odseku 18“.

40.

V § 26 ods. 20 tretej vete sa slová „do 20. dňa“ nahrádzajú slovami „posledný pracovný

deň“.

41.

V § 26 ods. 23 tretej vete sa za slová „si rezervovanú kapacitu“ vkladajú slová „pre

odovzdávacie miesto“.

42.

V § 26 odsek 25 znie

„(25)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu 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 výrobcu elektriny pripojeného

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, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného

výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej

kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy a ktorú

prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy písomne odsúhlasil.“.

43.

V § 26 odsek 27 znie

„(27)

Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi vysokého

napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených

viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo meraním typu B, ich odber

elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané dopravné

prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej

sústavy na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných

miest rezervovaná kapacita na účely vyhodnotenia a určenia cien za rezervovanú kapacitu

pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov výkonov nameraných v odberných miestach

v čase, keď je tento súčet v danom 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 termíne do dvoch pracovných

dní po uplynutí kalendárneho mesiaca, v ktorom k prekročeniu došlo, že k prekročeniu

došlo v dôsledku prekážky podľa

§ 374 Obchodného zákonníka.“.

44.

V § 26 odsek 35 znie

„(35)

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.“.

45.

§ 26 sa dopĺňa odsekmi 36 až 39, ktoré znejú

„(36)

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 vedenia, 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. 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 % tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň,

do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, pričom cena za prístup do distribučnej

sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak je

dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni vysokého

napätia vo výške nad 5 MW, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určuje tak,

že do hodnoty 5 MW vrátane sa určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu

podľa cenového rozhodnutia na rok t, a nad hodnotu 5 MW sa cena za prístup do distribučnej

sústavy určuje vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia

na rok t, a v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za

distribúciu elektriny určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom

cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie

nie je tým dotknutá. Ak je dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie

na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia vo výške nad 50 MW, cena za prístup do

distribučnej sústavy sa určuje tak, že do hodnoty 50 MW vrátane sa určuje vo výške

15 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a nad hodnotu

50 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 7,5 % z tarify za

rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a pri distribúcii elektriny

cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určuje vo výške 100

% tarify za distribúciu elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak sa odber

elektriny vykonáva cez štandardné napájacie vedenie, nie je prípustné vykonávať súčasne

odber elektriny cez ďalšie napájacie vedenie.

(37)

Ak má odberateľ elektriny určenú rovnakú hodnotu rezervovanej kapacity a maximálnej

rezervovanej kapacity na napäťovej úrovni nízkeho napätia v príslušnom odbernom mieste,

za prekročenie rezervovanej kapacity odberateľom elektriny sa uplatní len prekročenie

maximálnej rezervovanej kapacity.

(38)

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 táto nová sadzba za distribúciu elektriny sa oznámi príslušnému

dodávateľovi elektriny.

(39)

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 φ 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.“.

46.

V § 28 odseky 4 a 5 znejú

„(4)

Povolené množstvo strát 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,t

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 roky 2017

až 2021 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

VV

N

0,875 %

0,075 %

VN

3,475 %

0,75 %

NN

10,185 %

1,5 %

.“.

47.

V § 29 ods. 2 sa vypúšťa písmeno e).

Doterajšie písmená f) a g) sa označujú ako písmená e) a f).

48.

V § 29 odsek 5 znie

„(5)

V roku t môže regulovaný subjekt použiť tarify za distribúciu elektriny prevádzkovateľa

distribučnej sústavy, do ktorej je pripojený vrátane podmienok pridelenia jednotlivých

taríf (ďalej len „prevzaté tarify“). Ak regulovaný subjekt nepoužil v roku t-1 prevzaté

tarify za distribúciu elektriny, môže použiť prevzaté tarify v roku t len vtedy, ak

preukáže, že za roky t-2 a t-1 mu nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny

podľa vzorca

a)

za rok t-2

b)

za rok t-1

kde

1.

SEON

Vt-2

sú očakávané schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny

v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii

elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa

sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

2.

EONV

t-2

sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu

elektriny v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny

pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny

od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

3.

SEONE

t-1

sú očakávané schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu

elektriny v roku t-1, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny

pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt

pripojený,

4.

EONE

t-1

sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu

elektriny v roku t-1, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny

pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt

pripojený,

5.

SME

t-2

je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne

na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-2,

6.

ME

t-2

je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne

na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-2,

7.

STRD

t-1

sú očakávané schválené alebo určené výnosy v eurách za distribúciu elektriny v roku

t-1 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii

elektriny,

8.

TRD

t-1

sú plánované schválené alebo určené výnosy v eurách za distribúciu elektriny v roku

t-1 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii

elektriny; suma finančných prostriedkov vo výške súčtu PV

t-2

a PV

t-1

sa rozdelí medzi odberateľov elektriny pomerne podľa sumy zaplatenej za prístup do

distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za roky t-2 a t-1.“.

49.

V § 30 ods. 5 písm. b) podbode 2a sa číslo „0,2“ nahrádza číslom „2“.

50.

V § 31 ods. 2 sa vypúšťa písmeno e).

Doterajšie písmená f) a g) sa označujú ako písmená e) a f).

51.

V § 31 ods. 5 písm. f) sa číslo „20“ nahrádza číslom „22“.

52.

V § 32 ods. 1 písm. b) sa číslo „12“ nahrádza číslom „10“.

53.

V § 32 ods. 2 písm. a) a ods. 3 písm. a) sa číslo „0,65“ nahrádza číslom „0,75“.

54.

V § 32 ods. 6 sa vypúšťajú slová „bez odchýlky“.

55.

V § 33 ods. 2 sa vypúšťa písmeno e).

Doterajšie písmená f) a g) sa označujú ako písmená e) a f).

56.

V § 34 písm. h) sa číslo „20“ nahrádza číslom „22“.

57.

V § 35 ods. 1 písm. b) sa číslo „12“ nahrádza číslom „10“.

58.

V § 35 ods. 2 písm. a) a ods. 3 písm. a) sa číslo „0,65“ nahrádza číslom „0,75“.

59.

V § 37 ods. 2 písm. a) sa číslo „0,65“ nahrádza číslom „0,75“.

60.

V § 41 odsek 5 znie

„(5)

Ak sa pridelená maximálna rezervovaná kapacita po uplynutí 12 mesiacov od zmluvne

dohodnutého termínu nevyužíva aspoň na 50 %, zníži sa na 50 % pôvodne dohodnutej maximálnej

rezervovanej kapacity, ak sa žiadateľ s prevádzkovateľom sústavy nedohodne inak. Ak

sa znížená maximálna rezervovaná kapacita nevyužíva odberateľom elektriny ani ďalších

12 mesiacov po jej znížení prevádzkovateľom distribučnej sústavy, môže sa jednostranne

znížiť na skutočne využívanú hodnotu za posledných 12 mesiacov, ak o zmene informuje

odberateľa elektriny najneskôr 15 kalendárnych dní vopred, pričom za skutočne využívanú

hodnotu sa považuje aj nulová hodnota odberu elektriny. Na základe žiadosti žiadateľa

o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity sa táto kapacita opätovne

žiadateľovi bezplatne pridelí. Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenie maximálnej

rezervovanej kapacity je predloženie žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej

rezervovanej kapacity do 12 mesiacov od zníženia maximálnej rezervovanej kapacity

podľa prvej vety, ak má prevádzkovateľ distribučnej sústavy dostatočnú kapacitu. Ak

žiadateľ o pripojenie nezačne odoberať elektrinu z distribučnej sústavy v priebehu

12 mesiacov, odkedy má možnosť pripojiť sa do distribučnej sústavy, zníži sa maximálna

rezervovaná kapacita na úroveň 0 kW.“.

61.

V § 42 ods. 1 vzorec a písmená a) až d) znejú

kde

a)

N

VVN

sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiace s výstavbou zariadení

na pripojenie žiadateľov a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave

v eurách za predchádzajúcich piatich kalendárnych rokov,

b)

P

MRK

je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v megawattoch,

c)

P

D

je disponibilná kapacita na pripojenie v megawattoch vytvorená nevyhnutnými úpravami

energetických zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy

na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie do distribučnej sústavy za predchádzajúcich

piatich kalendárnych rokov,

d)

k

o

je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; pre žiadateľa, ktorý je odberateľom

elektriny, sa hodnota koeficientu k

o

ustanovuje vo výške 0,5, pre žiadateľa, ktorý je výrobcom elektriny, sa hodnota koeficientu

k

o

ustanovuje vo výške 1,00 a pre žiadateľa, ktorý je výrobca elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, hodnota koeficientu k

o

sa ustanovuje vo výške 0,98.“.

62.

V § 42 ods. 2 sa slová „Ak sa zvýši maximálna rezervovaná kapacita“ nahrádzajú slovami

„Pri požiadavke na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity“.

63.

V § 42 odsek 5 znie

„(5)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu 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 výrobcu elektriny pripojeného

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, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného

výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej

kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.“.

64.

V § 43 odseky 2 a 3 znejú

„(2)

Maximálna cena za pripojenie Cp 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.

(3)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu 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 výrobcu elektriny pripojeného

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, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného

výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej

kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna

cena za pripojenie sa určuje vo výške preukázateľne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, najviac

však do výšky podľa odseku 1.“.

65.

V § 44 odsek 5 znie

„(5)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu 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 výrobcu elektriny pripojeného

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, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného

výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej

kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna

cena za pripojenie sa určuje vo výške určenej podľa cenového rozhodnutia pre prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy na rok t podľa odseku 1.“.

66.

Za § 46 sa vkladá § 46a, ktorý vrátane nadpisu znie

㤠46a

Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 20. júla 2018

Podľa úprav účinných od 20. júla 2018 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej

regulácie na rok 2019 okrem ustanovení uvedených v § 12 ods. 12, § 18 ods. 2 a § 23

ods. 8, podľa ktorých sa postupuje od 20. júla 2018.“.

67.

V prílohe č. 1 tabuľke č. 3 v riadku Katalóg produktov bode 29 sa číslo „15“ nahrádza

číslom „8“.

68.

V prílohe č. 3 treťom bode sa vypúšťajú slová „a náklady za prevádzkovanie systému“.

69.

V prílohe č. 3 štvrtý bod vrátane nadpisu znie

„4.

Výkaz vybraných nákladov a výnosov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

Vybrané náklady/výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy

tisíc eur

1

Náklady na nákup elektriny na krytie strát

2

Náklady na nákup elektriny pre vlastnú spotrebu

Druh nakúpenej podpornej služby

tisíc eur

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Celkom

V tabuľke sa vyplnia druhy nakúpených podporných služieb podľa technických podmienok

prístupu a pripojenia a pravidiel prevádzkovania prenosovej sústavy.“.

70.

V prílohe č. 5 sa slová „Tabuľka č. 11 – Výkaz skutočných a plánovaných výnosov“

nahrádzajú slovami „Tabuľka č. 12 – Výkaz skutočných výnosov a plánovaných výnosov“.

Čl. II

Táto vyhláška nadobúda účinnosť 20. júla 2018.