VYHLÁŠKA 221/2013 Z. z. ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike

§ 1

Základné pojmy

Na účely tejto vyhlášky sa rozumie

a)

regulačným obdobím obdobie od roku 2012 do roku 2016,

b)

regulačným rokom kalendárny rok,

c)

rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,

d)

rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,

e)

rokom t–n n-tý rok predchádzajúci roku t,

f)

východiskovým rokom rok 2012,

g)

jednotkou množstva elektriny 1 MWh,

h)

tarifou za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena

viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje alikvotnú časť nákladov na výrobu

elektriny z domáceho uhlia, na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a

vysoko účinnou kombinovanou výrobou a na činnosti organizátora krátkodobého trhu s

elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,

i)

tarifou za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca

sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej

sústavy na nákup podporných služieb a iné povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej

sústavy na zabezpečenie systémových služieb; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu

elektriny,

j)

spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia

výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej

sústavy na základe zmlúv o pripojení do sústavy viažucich sa k areálu výrobcu elektriny,

k)

ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie

národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,

l)

technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických

častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok,

m)

výstavbou zariadenia na výrobu elektriny realizácia nového zariadenia na výrobu elektriny

alebo úprava existujúceho zariadenia na výrobu elektriny,

n)

areálom výrobcu elektriny územie, na ktorom sú vzájomne galvanicky prepojené elektroenergetické

zariadenia výrobcu elektriny za odbernými miestami výrobcu elektriny,

o)

nameraným výkonom najvyššia hodnota štvrťhodinového činného elektrického výkonu nameraného

počas kalendárneho mesiaca 24 hodín denne.

§ 2

Rozsah cenovej regulácie

Cenová regulácia v elektroenergetike sa vzťahuje na

a)

výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektrinu vyrobenej vysoko

účinnou kombinovanou výrobou,

b)

výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva

Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) o uložení povinnosti

vo všeobecnom hospodárskom záujme,

c)

pripojenie do sústavy,

d)

prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

e)

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,

f)

dodávku elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými sú odberateľ elektriny v domácnosti

a malý podnik,

g)

poskytovanie podporných služieb,

h)

poskytovanie systémových služieb,

i)

výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

j)

dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie.

§ 3

Spôsob vykonávania cenovej regulácie

Cenová regulácia v elektroenergetike sa vykonáva

a)

priamym určením pevnej ceny za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a

výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

b)

určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia,

c)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,

d)

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

elektriny,

e)

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

a distribúciu elektriny,

f)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom,

g)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,

h)

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

i)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za výkon činnosti organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou,

j)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej

inštancie.

§ 4

Rozsah, štruktúra a výška ekonomicky oprávnených nákladov

(1)

Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú

a)

náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými

sú odberatelia elektriny v domácnosti a malé podniky, vrátane nákladov na vyrovnanie

odchýlky zraniteľným odberateľom pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom,

b)

náklady na obstaranie regulačnej elektriny,

1

)

c)

náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny

a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny

a distribúcii elektriny,

d)

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

hmoty,

e)

osobné náklady;

2

)

za ekonomicky oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného

zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického

priemeru zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december

roku t-2 a január až jún roku t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej

republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia oproti

rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,

f)

náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,

3

)

v prípade poplatkov za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky

vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu

4

)

a v prípade skleníkových plynov len náklady maximálne do výšky 100 % na nákup emisných

kvót nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej

činnosti a v prípade skleníkových plynov sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady

na nákup emisných kvót, vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO

2

krát cena určená ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien (settlement price)

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

EU Emission Allowances - Spot Market v eurách na tony CO

2

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

g)

odpisy majetku;

5

)

pri hmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie

hmotného majetku

6

)

využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku sa za

ekonomicky oprávnené náklady považuje ročný odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny

nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti okrem prípadov

uvedených v

§ 20 ods. 1 písm. d)

,

e)

a

i)

,

§ 23 ods. 2 písm. e), f)

a

i)

a

§ 27 ods. 3 písm. d) až f)

,

h)

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

sa používa výhradne na regulovanú činnosť vo výške odpisov podľa písmena g), priamo

súvisiacich a preukázaných nákladov,

i)

náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti

v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na

technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,

7

)

j)

úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky

8

)

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

na regulovanú činnosť,

k)

úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace

s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku podľa osobitných predpisov,

9

)

najviac však vo výške ročnej sadzby EURIBOR,

l)

režijné náklady s maximálnou prípustnou mierou medziročného rastu vo výške JPI-X,

kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených

štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity

v percentách určený na regulačné obdobie, ktorého hodnota je 3,5 %, ak je JPI, potom

sa JPI - X = 0 a do oprávnených nákladov v roku t sa zahrnú režijné náklady najviac

vo výške režijných nákladov roku t-1,

m)

úrok z dlhopisu vydaného regulovaným subjektom do výšky úroku rovnajúceho sa aritmetickému

priemeru hodnôt mesačných priemerov ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných

12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa predkladá návrh ceny, zverejnených

na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti Euribor rates, na zabezpečenie finančných

prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom elektriny na straty a úhradu

doplatku podľa osobitných predpisov,

9

)

n)

náklady na projekty spoločného záujmu podľa osobitného predpisu.

9a

)

(2)

Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú

a)

sankcie,

b)

náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,

c)

odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku

a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,

10

)

d)

odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie,

ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,

e)

platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych

orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,

f)

príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,

11

)

príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom,

g)

odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,

12

)

h)

príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

13

)

i)

cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

14

)

j)

tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

15

)

k)

náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený

osobitným predpisom,

16

)

l)

dobrovoľné poistenie osôb,

m)

manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie

zásob,

n)

náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve,

duplicitne účtované náklady,

o)

náklady na reprezentáciu a dary,

p)

odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,

q)

náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia

nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

17

)

r)

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

ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,

18

)

s)

náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení,

t)

daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,

u)

štipendiá poskytnuté študentom a učňom,

v)

odpis nedobytnej pohľadávky,

w)

tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

19

)

x)

rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,

20

)

y)

tvorba opravných položiek,

z)

náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,

aa)

náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,

ab)

straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,

ac)

zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,

ad)

náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych

a zábavných podujatí a iných činností,

ae)

spotreba pohonných látok nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,

21

)

af)

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

overovania primeranosti nákladov podľa osobitného predpisu,

22

)

ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo

subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,

23

)

ag)

straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,

ah)

úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,

24

)

ai)

vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,

25

)

aj)

ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.

§ 5

Spôsob určenia výšky primeraného zisku

(1)

Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej,

spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových

aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.

(2)

Výška primeraného zisku za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny prevádzkovateľom

prenosovej sústavy a za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy pre regulovaný subjekt, ktorý distribuuje elektrinu

distribučnou sústavou v roku t, do ktorej je v roku t-1 pripojených viac ako 100 000

odberných miest, je určená ako miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením

na regulačné obdobie,

kde

WACC je určená reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné

obdobie vypočítaná podľa vzorca

pre východiskový rok je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív WACC 6,04 %,

kde

T je sadzba dane z príjmov na rok t,

E je vlastné imanie v eurách k 31. decembru 2010,

D sú cudzie zdroje v eurách k 31. decembru 2010,

R

D

je reálna cena cudzích zdrojov; na východiskový rok je vo výške 5,13 % pri prepočítanej

priemernej výške úverov poskytnutých nefinančným spoločnostiam na obdobie piatich

a viac rokov s výškou úveru nad jeden milión eur,

R

E

je reálna cena vlastného kapitálu a vlastných zdrojov vypočítaná podľa vzorca

R

E

= R

F

+ β

LEV

x (R

M

- R

F

),

kde

R

F

je výnosnosť bezrizikového aktíva; na východiskový rok je vo výške 4,01 % pri prepočítanom

priemernom výnose päťročných a viacročných štátnych dlhopisov emitovaných na slovenskom

trhu za roky 2007 až 2011,

β

LEV

je vážený koeficient ß, ktorý definuje citlivosť akcie spoločnosti na riziko trhu

so zohľadnením sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov, vypočítaný podľa vzorca

kde

β

UNLEV

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

na východiskový rok vo výške 0,30; pre ďalšie roky sa určuje v intervale od 0,30 do

0,65,

T je sadzba dane z príjmov na rok t,

D/E je pomer cudzích zdrojov k vlastnému imaniu; na východiskový rok je určený vo

výške 60 % v prospech cudzieho kapitálu,

R

M

je výkonnosť trhového portfólia; na východiskový rok sa určuje vo výške 7,01 %,

(R

M

– R

F

) je celková riziková prémia pre východiskový rok určená vo výške 3 %; pre ďalšie

roky sa určuje v intervale od 3 % do 6 %.

(3)

Hodnoty parametrov pre ďalšie roky, ktoré slúžia na výpočet miery výnosnosti regulačnej

bázy aktív WACC sa zverejnia na webovom sídle do 30. júna kalendárneho roku.

§ 6

(1)

Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu cien matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné

miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto sa zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.

(2)

Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty.

§ 7

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 20 a

§ 8 až 10

sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a podľa

§ 11

na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva

o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.

(2)

Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu

elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sú

a)

návrh cien výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou

kombinovanou výrobou, návrh ceny alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia,

vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou

kombinovanou výrobou,

c)

výpočty a údaje podľa

§ 8 až 10

týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou

kombinovanou výrobou,

d)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

e)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

(5)

Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových

vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového

plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom

množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených

dokladov podľa osobitného predpisu.

27

)

(6)

Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej

z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky

rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov

použitého na výrobu tepla a elektriny.

(7)

Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný

zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije iba jeden

zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa

§ 9

a

10

.

(8)

S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá

a)

osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,

28

)

b)

právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti

uskutočneniu drobnej stavby nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou

stavbou,

c)

doklad o vykonaní funkčnej skúšky

29

)

alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu

30

)

zariadenia výrobcu elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy o tom, že zariadenie

výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od sústavy Slovenskej

republiky, vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky

účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,

31

)

a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,

32

)

d)

jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického

výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,

33

)

e)

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

sústavy alebo do prenosovej sústavy,

f)

list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy spojenej so zemou pevným základom

evidovanej v katastri nehnuteľností,

34

)

na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu

elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,

g)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

h)

zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora, na meranie vlastnej

spotreby, na meranie ostatnej vlastnej spotreby, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa

distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla,

o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej

súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu

aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom úradného overenia.

(9)

S návrhom ceny pre existujúce zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá potvrdenie

nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

a)

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

b)

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

c)

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie.

(10)

Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny,

a to

a)

údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky

a podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 1

1.

o celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby,

2.

o množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny,

35

)

3.

o množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,

36

)

4.

o množstve vyrobenej elektriny dodanej prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy, do ktorej je zariadenie výrobcu elektriny pripojené, za cenu elektriny na

straty,

37

)

b)

údaje o

1.

spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny a meraní

vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,

2.

plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca

elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu

a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina

vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu,

3.

podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových

obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny a informáciu o poskytnutí

podpory použitej na realizáciu opatrení pre zabezpečenie plnenia emisných limitov

zariadenia na výrobu elektriny,

4.

hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny,

ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú

časť stavby zariadenia na výrobu elektriny,

5.

percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za

predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu

38

)

pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zoznamu odberateľov tepla s množstvom

dodaného tepla, kópií faktúr za dodané teplo alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného

tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických

parametrov a počet prevádzkových hodín za rok a pre nových výrobcov elektriny percentuálne

posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci

kalendárny rok podľa osobitného predpisu

39

)

na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného

tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických

parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložené znaleckým posudkom,

c)

údaje o

1.

výhrevnosti

40

)

a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny a údaje o kvalite paliva podľa osobitného

predpisu,

41

)

2.

množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce,

3.

výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa

osobitného predpisu.

42

)

(11)

S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie

sa predkladajú aj tieto doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie

a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu

elektriny

a)

projekt a zmluva o dielo,

b)

popis rekonštrukcie alebo modernizácie,

c)

faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,

d)

celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,

e)

znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie,

43

)

v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu

alebo modernizáciu.

(12)

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie

podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie sa určí na rok t podľa

§ 9

a

10

a znižuje sa podľa osobitného predpisu.

44

)

(13)

Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných

programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, cena elektriny sa zníži

podľa osobitného predpisu.

45

)

(14)

Cena elektriny sa určí pre obvyklú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov

a príslušnú technológiu obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej

výroby, pričom pri jej určení sa zohľadňuje

a)

priemerný inštalovaný výkon technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu

elektriny,

b)

množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa

druhu zariadenia výrobcu elektriny,

c)

investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,

d)

predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru 10 rokov,

e)

primeraný zisk,

f)

rovnomerné odpisy,

g)

osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.

(15)

Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej

časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií

výroby elektriny podľa osobitného predpisu

46

)

a spôsob výpočtu príplatku Pzn

i

t

zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu

najneskôr do 30. júna kalendárneho roka.

(16)

Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t

určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu

47

)

na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie

48

)

s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom na príplatok podľa

§ 8 ods. 1 písm. b)

, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok

t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,

49

)

sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok

t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena

elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca

elektriny v roku t-1 právo.

(17)

Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou

výrobou na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na

rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu

47

)

na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej

vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom

na príplatok podľa

§ 8 ods. 1 písm. b)

, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej

vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t,

ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t sa cena elektriny podľa prvej

vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak doterajší výrobca elektriny

nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku

na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.

(18)

Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s

fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov sa uplatní na

množstvo elektriny určené podľa odseku 5 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou.

Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej

vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané

ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva

elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.

(19)

Ak dôjde k zmene výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny,

s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o prevode zariadenia výrobcu elektriny z doterajšieho

výrobcu elektriny na nového výrobcu elektriny, ktorým je najmä kúpna zmluva alebo

nájomná zmluva.

§ 8

Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t pre výrobcu elektriny, ktorý má na

rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku

(1)

Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny

za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSD

i,j

t

sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca

je menej ako nula, potom CEPSD

t

i,j

= CEPSD

Z

i,j

, to neplatí pre zariadenia výrobcov elektriny uvedené do prevádzky od 1. marca 2013,

kde

a)

CEPSD

i,j

Z

je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok Z predchádzajúci

roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe

roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej

rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,

b)

Pzn

i

t

je príplatok

50

)

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaný v hodnote podľa tabuľky

č. 1; Pzn

i

t

sa vypočíta podľa odseku 3,

c)

rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej

uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.

Tabuľka č. 1

Technológia výrobz elektriny

Primárne palivo

Príplatok v Pzn

i

t

v eurách/MWh

2012

2013

2014

2015

2016

z obnoviteľných zdrojov energie

biomasa

biokvapalina

17,75

bioplyn

biometán

vysoko účinnou

kombinovanou

výrobou

zemný plyn

3,77

-2,72

-2,45

vykurovací olej

4,64

4,28

-0,64

-1,35

hnedé uhlie

0,67

-0,39

čierne uhlie

-1,16

energeticky využiteľné plyny vznikajúce

pri hútnickej výrobe ocele

.

(2)

Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu

elektriny pre stanovenie doplatku CEPSD

i,j

Z

a ak si uplatňuje na rok t cenu elektriny pre stanovenie doplatku na základe rekonštrukcie

alebo modernizácie, táto cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí podľa

§ 7 ods. 12

alebo 13.

(3)

Príplatok Pzn

i

t

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny

s primárnymi palivami podľa tabuľky č. 1 zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva

i-tej technológie na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj

ceny primárneho paliva z neobnoviteľného zdroja energie i-tej technológie na výrobu

elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca

Pzn

i

t

= NCPP

i

t-1

x QPP

i

1MWh, t-1

- NCPP

i

t-2

x QPP

i

1MWh, t-2

,

kde

kde

a)

NCPP

i

t-1

je úradom určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny

v eurách na jednotku množstva v roku t-1,

b)

QPP

i

1 MWh,t-1

je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny

v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-1,

c)

VPP

i

t-1

je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny

v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-1,

d)

NCPP

i

t-2

je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách

na jednotku množstva v roku t-2,

e)

QPP

i

1 MWh,t-2

je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny

v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-2,

f)

VPP

i

t-2

je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny

v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.

(4)

Pzn

i

t

sa uplatní na jeden rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny

NCPP

i

t-2

a množstva primárneho paliva QPP

i

1 MWh,t-2

určených podľa odseku 3.

§ 9

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované

pred 1. januárom 2013, uvedené do prevádzky pred 1. januárom 2013 alebo uvedené do

prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013

(1)

Cena elektriny pre stanovenie doplatku sa pre zariadenia výrobcu elektriny rekonštruované

alebo modernizované pred 1. januárom 2013 alebo uvedené do prevádzky pred 1. januárom

2013 a ktoré nemá ešte schválenú cenu cenovým rozhodnutím úradu určuje ako súčin ceny

elektriny rovnocennej technológie zariadenia výrobcu elektriny podľa odsekov 2 a 3

a koeficientu podľa tabuľky

Rok uvedenia do prevádzky

alebo rok ukončenia

rekonštrukcie alebo

modernizácie zariadenia

výrobcu elektriny

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

Koeficient

1,0000

0,9938

0,9876

0,9833

0,9624

0,9581

0,9537

0,9376

0,9265

0,9000

0,8793

0,8519

0,8277

0,8013

0,7683

(2)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje priamym určením

pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto

a)

z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny

1.

do 1 MW vrátane

109,80 eura/MWh,

2.

nad 1 MW do 5 MW vrátane

97,98 eura/MWh,

3.

nad 5 MW

61,72 eura/MWh,

b)

zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do

100 kW,

ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej

so zemou pevným základom

119,11 eura/MWh,

c)

z veternej energie

79,29 eura/MWh,

d)

z geotermálnej energie

190,51 eura/MWh,

e)

zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou

1.

cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy

112,24 eura/MWh,

2.

odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy

122,64 eura/MWh,

3.

obilnej slamy

154,27 eura/MWh,

4.

biokvapaliny

115,01 eura/MWh,

f)

zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi

palivami

kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade

je podľa

osobitného predpisu,

51

)

cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou

123,27 eura/MWh,

g)

zo spaľovania

1.

skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd

84,89 eura/MWh,

2.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

do 1 MW vrátane, okrem plynu podľa bodu 1

134,08 eura/MWh,

3.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 1 MW, okrem plynu podľa bodu 1

118,13 eura/MWh,

4.

plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore

149,87 eura/MWh,

5.

fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu

144,88 eura/MWh.

(3)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje

priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto

a)

v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom

83,06 eura/MWh,

b)

v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla

80,99 eura/MWh,

c)

v spaľovacom motore s palivom

1.

zemný plyn

91,70 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

87,66 eura/MWh,

3.

zmes vzduchu a metánu

75,52 eura/MWh,

4.

z katalyticky spracovaného odpadu

149,00 eur/MWh,

5.

z termického štiepenia odpadov a jeho produktov

140,00 eur/MWh,

d)

v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla

s palivom

1.

zemný plyn

81,71 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

87,73 eura/MWh,

3.

hnedé uhlie

89,30 eura/MWh,

4.

čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW

vrátane

83,16 eura/MWh,

5.

čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW

79,81eura/MWh,

6.

komunálny odpad

80,00 eur/MWh,

7.

plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým

štiepením odpadu

114,71 eura/MWh,

e)

v Rankinovom organickom cykle

123,24 eura/MWh.

(4)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného

výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.

(5)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny

a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti

zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej

v biomase na elektrinu.

(6)

Cena elektriny podľa odseku 2 písm. a) tretieho bodu sa uplatní pre zariadenie výrobcu

elektriny uvedené do prevádzky do 28. februára 2013 a cena elektriny podľa odseku

2 písm. b) sa uplatní pre zariadenie výrobcu elektriny s inštalovaným výkonom nad

30 kW uvedené do prevádzky do 30. júna 2013.

§ 10

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky v roku 2014

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky v roku 2014 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách

na megawatthodinu takto

a)

z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny

1.

do 100 kW vrátane

111,27 eura/MWh,

2.

nad 100 kW do 200 kW vrátane

109,17 eura/MWh,

3.

nad 200 kW do 500 kW vrátane

106,84 eura/MWh,

4.

nad 500 kW do 1 MW vrátane

105,15 eura/MWh,

5.

nad 1 MW do 5 MW vrátane

97,98 eura/MWh,

b)

zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do

30 kW,

ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej

so zemou pevným základom

98,94 eura/MWh,

c)

z veternej energie

70,30 eura/MWh,

d)

z geotermálnej energie

155,13 eura/MWh,

e)

zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou

1.

cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy

92,09 eura/MWh,

2.

odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy

100,63 eura/MWh,

3.

obilnej slamy

126,10 eura/MWh,

4.

biokvapaliny

94,36 eura/MWh,

f)

zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi

palivami

kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade

je podľa

osobitného predpisu,

49

)

cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou

100,49 eura/MWh,

g)

zo spaľovania

1.

skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd

70,34 eura/MWh,

2.

biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým

výkonom zariadenia do 1 MW vrátane

107,53 eura/MWh,

3.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

do 250 kW vrátane

125,29 eura/MWh,

4.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 250 kW do 500 kW vrátane

119,41 eura/MWh,

5.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 500 kW do 750 kW vrátane

110,62 eura/MWh,

6.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 750 kW

107,26 eura/MWh,

7.

plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore

122,62 eura/MWh,

8.

fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu

118,88 eura/MWh.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky v roku 2014 sa určuje priamym určením pevnej ceny

v eurách na megawatthodinu takto

a)

v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom

74,75 eura/MWh,

b)

v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla

72,89 eura/MWh,

c)

v spaľovacom motore s palivom

1.

zemný plyn

82,53 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

78,89 eura/MWh,

3.

zmes vzduchu a metánu

74,39 eura/MWh,

4.

z katalyticky spracovaného odpadu

120,69 eura/MWh,

5.

z termického štiepenia odpadov a jeho produktov

113,40 eura/MWh,

d)

v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla

s palivom

1.

zemný plyn

80,97 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

78,96 eura/MWh,

3.

hnedé uhlie

80,37 eura/MWh,

4.

čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW

vrátane

74,84 eura/MWh,

5.

čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW

71,83 eura/MWh,

6.

komunálny odpad

77,60 eura/MWh,

7.

plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo

termickým štiepením odpadu

103,24 eura/MWh,

e)

spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele

80,02 eura/MWh,

f)

v Rankinovom organickom cykle

118,31 eura/MWh.

(3)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného

výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.

(4)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny

a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti

zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej

v biomase na elektrinu.

(5)

Výrobca elektriny technológiou podľa odseku 2 písm. c) štvrtého a piateho bodu, technológiou

podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológiou podľa odseku 2 písm. e) predkladá

spolu so žiadosťou o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysokoúčinnou

kombinovanou výrobou potvrdenie o pôvode paliva, kde uvedie názov výrobcu, chemické

zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšanú v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného

predpisu.

52

)

(6)

Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní len v prípade, že elektrina je

vyrábaná výhradne na tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu

elektriny obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými

sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.

§ 10a

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky v roku 2015

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky v roku 2015 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách

na megawatthodinu takto

a)

z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny

1.

do 100 kW vrátane

111,27 eura/MWh,

2.

nad 100 kW do 200 kW vrátane

109,17 eura/MWh,

3.

nad 200 kW do 500 kW vrátane

106,84 eura/MWh,

4.

nad 500 kW do 1 MW vrátane

105,15 eura/MWh,

5.

nad 1 MW do 5 MW vrátane

97,98 eura/MWh,

b)

zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do

30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy

spojenej so zemou pevným základom

88,89 eura/MWh,

c)

z veternej energie

62,49 eura/MWh,

d)

z geotermálnej energie

155,13 eura/MWh,

e)

zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou

1.

cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy

92,09 eura/MWh,

2.

odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy

96,90 eura/MWh,

3.

obilnej slamy

107,21 eura/MWh,

4.

biokvapaliny

91,79 eura/MWh,

f)

zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi

palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom

odpade je podľa osobitného predpisu,

49

)

cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou

100,49 eura/MWh,

g)

zo spaľovania

1.

skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd

70,34 eura/MWh,

2.

biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým

výkonom zariadenia do 1 MW vrátane

107,53 eura/MWh,

3.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

do 250 kW vrátane

120,49 eura/MWh,

4.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 250 kW do 500 kW vrátane

110,00 eur/MWh,

5.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 500 kW do 750 kW vrátane

102,95 eura/MWh,

6.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 750 kW

100,23 eura/MWh,

7.

plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore

99,21 eura/MWh,

8.

fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu

95,50 eura/MWh.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky v roku 2015 sa určuje priamym určením pevnej ceny

v eurách na megawatthodinu takto

a)

v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom

74,75 eura/MWh,

b)

v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla

72,89 eura/MWh,

c)

v spaľovacom motore s palivom

1.

zemný plyn

82,53 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

78,89 eura/MWh,

3.

zmes vzduchu a metánu

74,39 eura/MWh,

4.

z katalyticky spracovaného odpadu

99,82 eura/MWh,

5.

z termického štiepenia odpadov a jeho produktov

98,40 eura/MWh,

d)

v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla

s palivom

1.

zemný plyn

80,97 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

78,96 eura/MWh,

3.

hnedé uhlie

80,37 eura/MWh,

4.

čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW

vrátane

74,84 eura/MWh,

5.

čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW

71,83 eura/MWh,

6.

komunálny odpad

77,60 eura/MWh,

7.

plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým

štiepením odpadu

89,05 eura/MWh,

e)

spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele

80,02 eura/MWh,

f)

v Rankinovom organickom cykle

98,31 eura/MWh.

(3)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného

výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.

(4)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny

a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti

zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej

v biomase na elektrinu.

(5)

Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii

podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu

so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko

účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa

uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané

v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu.

52

)

(6)

Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne

v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje

všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý

proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.

§ 10b

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára

2016

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 sa určuje priamym určením pevnej ceny v

eurách na megawatthodinu takto

a)

z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny

1.

do 100 kW vrátane....................111,27 eura/MWh,

2.

nad 100 kW

do 200 kW vrátane....................... 109,17 eura/MWh,

3.

nad 200 kW

do 500 kW vrátane .......................106,84 eura/MWh,

4.

nad 500 kW

do 1 MW vrátane.......................... 105,15 eura/MWh,

5.

nad 1 MW

do 5 MW vrátane............................ 97,98 eura/MWh,

b)

zo slnečnej energie s celkovým

inštalovaným výkonom zariadenia

výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré

je umiestnené na strešnej konštrukcii

alebo obvodovom plášti jednej

budovy spojenej so zemou

pevným základom ...........................88,89 eura/MWh,

c)

z veternej energie........................ 62,49 eura/MWh,

d)

z geotermálnej energie ...............155,13 eura/MWh,

e)

zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou

1.

cielene pestovanej biomasy

okrem obilnej slamy ....................92,09 eura/MWh,

2.

odpadnej biomasy ostatnej

okrem obilnej slamy ................... 96,90 eura/MWh,

3.

obilnej slamy......................... 107,21 eura/MWh,

4.

biokvapaliny ............................91,79 eura/MWh,

f)

zo spoluspaľovania biologicky

rozložiteľných zložiek komunálneho

odpadu s fosílnymi palivami

kombinovanou výrobou; ak podiel

biologicky rozložiteľnej zložky

v komunálnom odpade je podľa

osobitného predpisu,

49

)

cena

sa uplatní bez podmienky výroby

elektriny kombinovanou

výrobou .............................................100,49 eura/MWh,

g)

zo spaľovania

1.

skládkového plynu alebo plynu

z čističiek odpadových vôd..................70,34 eura/MWh,

2.

biometánu získaného z bioplynu

vyrobeného anaeróbnou

fermentačnou technológiou

s celkovým výkonom

zariadenia do 1 MW

vrátane ..............................................107,53 eura/MWh,

3.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou

fermentačnou technológiou

s celkovým výkonom zariadenia

do 250 kW vrátane .............................120,49 eura/MWh,

4.

bioplynu vyrobeného

anaeróbnou fermentačnou

technológiou s celkovým výkonom

zariadenia nad 250 kW

do 500 kW vrátane ..............................110,00 eur/MWh,

5.

bioplynu vyrobeného

anaeróbnou fermentačnou

technológiou s celkovým

výkonom zariadenia nad 500 kW

do 750 kW vrátane ..............................102,95 eura/MWh,

6.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou

fermentačnou technológiou

s celkovým výkonom zariadenia

nad 750 kW ........................................ 100,23 eura/MWh,

7.

plynu vyrobeného termochemickým

splyňovaním biomasy

v splyňovacom generátore......................99,21 eura/MWh,

8.

fermentovanej zmesi vyrobenej

aeróbnou fermentáciou biologicky

rozložiteľného odpadu ...........................95,50 eura/MWh.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 sa určuje priamym určením pevnej

ceny v eurách na megawatthodinu takto

a)

v spaľovacej turbíne

s kombinovaným cyklom .....................74,75 eura/MWh,

b)

v spaľovacej turbíne

s regeneráciou tepla ............................ 74,69 eura/MWh,

c)

v spaľovacom motore s palivom

1.

zemný plyn..................................... 80,26 eura/MWh,

2.

vykurovací olej ................................78,89 eura/MWh,

3.

zmes vzduchu a metánu.................. 74,39 eura/MWh,

4.

z katalyticky spracovaného

odpadu ...............................................99,82 eura/MWh,

5.

z termického štiepenia odpadov

a jeho produktov ..................................98,40 eura/MWh,

d)

v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla

s palivom

1.

zemný plyn .....................................79,76 eura/MWh,

2.

vykurovací olej ................................78,96 eura/MWh,

3.

hnedé uhlie ............................... ......80,37 eura/MWh,

4.

čierne uhlie s celkovým

inštalovaným výkonom zariadenia

výrobcu elektriny do 50 MW

vrátane ...............................................74,84 eura/MWh,

5.

čierne uhlie s celkovým

inštalovaným výkonom

zariadenia výrobcu elektriny

nad 50 MW .........................................71,83 eura/MWh,

6.

komunálny odpad ............................77,60 eura/MWh,

7.

plyn vyrobený termochemickým

splyňovaním odpadu v splyňovacom

generátore alebo termickým

štiepením odpadu ................................89,05 eura/MWh,

e)

spaľovanie energeticky využiteľných

plynov vznikajúcich pri hutníckej

výrobe ocele .......................................80,02 eura/MWh,

f)

v Rankinovom

organickom cykle................................ 98,31 eura/MWh.

(3)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného

výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.

(4)

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny

a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti

zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej

v biomase na elektrinu.

(5)

Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii

podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu

so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko

účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa

uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané

v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu.

52

)

(6)

Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne

v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje

všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý

proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.

§ 11

Výroba elektriny z domáceho uhlia

(1)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane ich štruktúry

pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok

ich pridelenia,

b)

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa tohto paragrafu, týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,

e)

znaleckým posudkom potvrdené údaje preukazujúce inštalovaný výkon zariadení na výrobu

elektriny, ktoré môžu vyrábať elektrinu spaľovaním domáceho uhlia s uvedením potenciálneho

množstva elektriny, ktorú je možné na tomto zariadení vyrobiť,

f)

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti

alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi

komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

g)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

h)

údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu

elektriny z domáceho uhlia,

i)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(2)

Podklady podľa odseku 1 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(3)

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

(4)

Na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom

hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia sa u výrobcu elektriny uplatní

za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená

z domáceho uhlia, pevná cena DOP

t

v eurách za megawatthodinu vypočítaná podľa vzorca

kde

a)

VN

t

sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho

uhlia v eurách na rok t; VN

t

sa vypočítajú podľa vzorca

VN

t

= N

hu ,t

+ N

EK , t

+ N

OVN ,t

,

kde

1.

N

HU,t

sú len ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup domáceho hnedého uhlia a náklady

na obstaranie mazutu, ktoré zodpovedajú množstvu mazutu, ktorého energetický obsah

zodpovedá najviac 1 % energetického obsahu domáceho hnedého uhlia určeného na základe

jeho skutočnej výhrevnosti,

2.

N

EK,t

sú ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup emisných kvót,

3.

N

OVN,t

sú ekonomicky oprávnené plánované náklady v súlade s

§ 4 ods. 1 písm. d)

,

b)

FN

t

sú plánované schválené alebo určené fixné náklady bez odpisov nových zariadení na

výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; najviac vo výške podľa vzorca

kde

1.

FNvych je schválená alebo určená východisková hodnota fixných nákladov maximálne

do 37 300 000 eur,

2.

JPI

t

je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie za obdobie od júla roku t-2 do júna

roku t-1, zverejnených štatistickým úradom,

3.

X je faktor efektivity v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je 3,5;

ak je hodnota rozdielu JPI

t

a X nižšia ako 0, na účely výpočtu pevnej ceny na výrobu elektriny z domáceho uhlia

na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,

4.

k

využitia

je koeficient, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

Qv

t

je plánované množstvo elektriny vyrobené z hnedého uhlia na základe plnenia povinnosti

vo všeobecnom hospodárskom záujme,

Q

p

je projektované množstvo elektriny, ktoré môže zdroj vyrobiť z hnedého uhlia,

c)

ONZ

t

sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t v eurách; faktor

ONZ

t

sa na rok 2012 rovná nule,

d)

PZ

t

je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t určený podľa

vzorca

PZ

t

= (VN

t

+ FN

t

+ ONZ

t

) x WACC,

kde

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až

2016 určená podľa

§ 5 ods. 2

a

3

,

e)

VE

t

sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok

t vypočítané podľa vzorca

VE

t

= (QV

t

- QT

t

- QRE

t ,KL

) x CE

t

+ QRE

t ,KL

x CRE

t ,KL

+ QRE

t ,ZA

x CRE

t ,ZA

,

kde

1.

QV

t

je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva

elektriny na rok t,

2.

QT

t

je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho

uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

3.

QRE

t,KL

je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia

v jednotkách množstva elektriny na rok t,

4.

CE

t

je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny, minimálne však vo

výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,

53

)

okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva

elektriny na rok t,

5.

CRE

t,KL

je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej

z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

6.

QRE

t,ZA

je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením

na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

7.

CRE

t,ZA

je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej

zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t,

f)

VPS

t

je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu

elektriny z domáceho uhlia na rok t,

g)

QDE

t

je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom

elektriny podľa odseku 1,

h)

KDU

t

je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného

subjektu v eurách na rok t vypočítaný podľa odseku 5.

(5)

Faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia KDU

t

v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca

KDU

t

= SVN

t-2

- VN

t-2

+ SFN

t-2

- FN

t-2

+ SONZ

t-2

- ONZ

t-2

+ SPZ

t-2

- PZ

t-2

-(SVE

t-2

- VE

t-2

) - (SVPS

t-2

- VPS

t-2

) - KTPSv

t

kde

a)

SVN

t-2

sú skutočné schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho

uhlia v eurách na rok t-2 vrátane nákladov na nákup emisných kvót určených podľa oficiálneho

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

Allowances-Spot Market v eurách na tony CO

2

za obdobie od 1. januára roku t-2 do 31. decembra roku t-2,

b)

VN

t-2

sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho

uhlia v eurách na rok t-2,

c)

SFN

t-2

sú skutočné schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia

v eurách na rok t-2,

d)

FN

t-2

sú plánované schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho

uhlia v eurách na rok t-2,

e)

SONZ

t-2

sú skutočné schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách; SONZ

t-2

sa na účely výpočtu KDU

t

na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,

f)

ONZ

t-2

sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách;

ONZ

t-2

sa na účely výpočtu KDU

t

na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,

g)

SPZ

t-2

je skutočný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa

vzorca

SPZ

t-2

= (SVN

t-2

+ SFN

t-2

+SONZ

t-2

) x WACC,

kde

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až

2016 určená podľa

§ 5 ods. 2

a

3

,

h)

PZ

t-2

je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa

vzorca

PZ

t-2

= (VN

t-2

+ FN

t-2

+ ONZ

t-2

) x WACC,

i)

SVE

t-2

sú skutočné výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok

t-2 vypočítané podľa vzorca

SVE

t-2

= (SQV

t-2

- SQT

t-2

- SQRE

t-2

,KL

) x SCE

t-2

+ SQRE

t-2,KL

x SCRE

t-2,KL

+ SQRE

t-2,ZA

X SCRE

t-2,ZA

,

kde

1.

SQV

t-2

je skutočné množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny

na rok t-2,

2.

SQT

t-2

je skutočné množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho

uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

3.

SQRE

t-2,KL

je skutočné množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia

v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

4.

SCE

t-2

je skutočná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej

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

od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného

predpisu,

52

)

5.

SCRE

t-2,KL

je skutočná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej

z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

6.

SQRE

t-2,ZA

je skutočné množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením

na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

7.

SCRE

t-2,ZA

je skutočná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej

zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t-2,

j)

VE

t-2

sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok

t-2 vypočítané podľa vzorca

VE

t-2

= (QV

t-2

-QT

t-2

- QRE

t-2,KL

) x CE

t-2

+ QRE

t-2,KL

x CRE

t-2,KL

+ QRE

t-2,ZA

x CRE

t-2ZA

,

kde

1.

QV

t-2

je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva

elektriny na rok t-2,

2.

QT

t-2

je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho

uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

3.

QRE

t-2,KL

je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia

v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

4.

CE

t-2

je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej

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

od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného

predpisu,

52

)

5.

CRE

t-2,KL

je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej

z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

6.

QRE

t-2,ZA

je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením

na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

7.

CRE

t-2,ZA

je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej

zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t-2,

k)

SVPS

t-2

je skutočný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu

elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,

l)

VPS

t-2

je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu

elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,

m)

KTPSv

t

je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému výrobcu

elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti

vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia v eurách

v roku t-2; pre roky 2013 až 2015 sa rovná nule a pre roky 2016 a nasledujúce sa vypočíta

podľa vzorca

kde

1.

TPSv

t-2

je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny,

ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom

hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku

množstva elektriny na rok t-2, vypočítaná podľa

§ 18 ods. 4

,

2.

QSKStps

t-2

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

3.

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 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

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

aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku

t-6 až február roku t-5,

4.

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,

5.

QPKStps

t-2

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

6.

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 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

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

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-6 až február roku t-5.

§ 12

Spôsob výpočtu tarify za prevádzkovanie systému, postup a podmienky uplatňovania tarify

(1)

Tarifa za prevádzkovanie systému TPS

t

sa určí ako podiel plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému vypočítaných podľa

odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,

54

)

na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

NPS

t

sú plánované náklady na prevádzkovanie systému,

b)

QPKStps

t

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

QPvd

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na

rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej

sústavy, organizátorovi krákodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými

odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia

týchto podmienok v roku t,

d)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

(2)

Plánované náklady na prevádzkovanie systému sa vypočítajú podľa vzorca

NPS

t

= DOP

t

x QDE

t

+ Nozekv

t

+ PNOT

t

+ Nokte

t

- KPS

t

,

kde

a)

DOP

t

je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu,

b)

QDE

t

je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom

elektriny,

c)

Nozekv

t

sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t,

d)

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,

e)

Nokte

t

sú náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t,

f)

KPS

t

je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej

sústavy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2.

(3)

Celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t sa vypočítajú

podľa vzorca

kde

a)

NDOP

i

t

sú plánované náklady na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

PQDOP

i

t

je plánované množstvo elektriny, na ktoré možno uplatniť doplatok, vyrobenej v roku

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

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej

distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách

množstva elektriny,

2.

CEPSDOP

i

t

je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov

elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

3.

ACESTR

t

je cena elektriny na straty podľa osobitného predpisu

55

)

určená ako aritmetický priemer cien elektriny základného pásma na účely pokrytia

strát prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku;

výška ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t je vypočítaná

podľa § 28 ods. 3 písm. b) prvého bodu,

b)

Vpprek

i

t

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

prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktorý sa vypočíta podľa

vzorca

kde

1.

PQSTRprek

i

t

j

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

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

odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení

výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát elektriny v distribučnej

sústave; PQSTRprek

i

t

j

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

elekriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny

i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny

s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRprek

i

t

j

sa rovná nule,

2.

PCTRH

j

t

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

t v j-tej hodine roku t; PCTRH

j

t

sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t ako aritmetický priemer cien elektriny

príslušných hodín v dňoch v období od 1. apríla roku t – 1 do 30. septembra roku t

– 1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou

organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; od 1. marca 2013 je táto

cena minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,

55

)

c)

Ktps

i

t-2

je korekcia nákladov vynaložených na nákup elektriny od výrobcov elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľmi

regionálnych distribučných sústav v roku t – 2,

d)

Krds

i

t-2

je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľov

regionálnych distribučných sústav v roku t – 2,

e)

K

2012,2013

je korekcia nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy súvisiacich

s prevzatím zodpovednosti za odchýlku za zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby elektriny a tepla, nákladov súvisiacich

s dokupom elektriny, nákladov a výnosov súvisiacich s tarifou za prevádzkovanie systému

fakturovanej odberateľom a samovýrobcom za roky 2012 a 2013, pre ostatné roky je rovná

0.

(4)

Korekcia nákladov vynaložených na prevádzkovanie systému v roku t sa vypočíta podľa

vzorca

kde

a)

KDOP

i

t-2

je korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy v roku t-2,

b)

Kpprek

i

t-2

je korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát

i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2.

(5)

Korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

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 vymedzenom území ktorej 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 vymedzenom území ktorej 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)

CESTR

t-2

je cena elektriny na účely pokrytia strát i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy vrátane nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny na rok t-2.

(6)

Korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát

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

vzorca

kde

a)

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)

PQSTRprek

i,j

t-2

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

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

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

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

PQSTRprek

i,j

t-2

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

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

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s

právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRprek

i,j

t-2

sa rovná nule,

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;

55

)

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.

(7)

Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre roky 2014 a 2015 vypočíta podľa

vzorca

Krds

i

t-2

= (TPS

t-2

+ TPS

i

t-2

) x (SQK

i

t-2

- QK

i

t-2

) + TPS

t-2

x (SQZ

do

t-2

+ SQV

do

t-2

-QZ

do

t-2

- QV

do

t-2

),

kde

a)

TPS

t-2

je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov

elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do

regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, v eurách na jednotku množstva

elektriny v roku t-2,

b)

TPS

i

t-2

je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa

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

c)

SQK

i

t-2

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratý prevádzkovateľmi

miestnej distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy

regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov

elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej

republiky v roku t-2,

d)

QK

i

t-2

je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú

prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej

sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy

a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy

Slovenskej republiky v roku t-2,

e)

SQZ

do

t-2

je celkový skutočný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného

subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej

distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto

miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej

sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave

okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t-2,

f)

SQV

do

t-2

je celkový skutočný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov

elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu

a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej

distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny

v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny

pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

g)

QZ

do

t-2

je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu,

vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej

sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej

sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo

spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej

spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

h)

QV

do

t-2

je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov

elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu

a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej

distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny

v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny

pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.

(8)

Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre rok 2016 a nasledujúce vypočíta

podľa vzorca

Krds

i

t-2

= TPSds

i

t-2

x [(QSKStps

t-2

- QSvd

t-2

x Kvd

t-2

) - (QPKStps

t-2

- QPvd

t-2

x Kvd

t-2

)],

kde

a)

TPSds

i

t-2

je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa

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

b)

QSKStps

t-2

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

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 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

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

aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku

t-6 až február roku t-5,

d)

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,

e)

QPKStps

t-2

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

f)

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 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

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

aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku

t-6 až február roku t-5.

(9)

Korekcia v eurách na rok t KPS

t

zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie

systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca

KPS

t

= Vtps

PPS

t-2

- Ntps

PPS

t-2

+ KPS

PPS

t-2

,

kde

a)

Vtps

PPS

t-2

sú celkové výnosy z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,

b)

Ntps

PPS

t-2

sú celkové náklady z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,

c)

KPS

PPS

t-2

je korekcia v eurách na rok t-2 KPS

t-2

zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie

systému v roku t-4.

(10)

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa

za prevádzkovanie systému TPS

t

v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny

vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú

spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny

bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,

ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

(11)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za prevádzkovanie systému TPS

t

za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na

výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny

alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy

okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej

sústavy.

(12)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za prevádzkovanie systému TPS

t

za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny

pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom

zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených

do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny

alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej

spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej

sústavy.

(13)

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

prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto

odberateľovi elektriny tarifa za prevádzkovanie systému TPS

t

na celé množstvo takto odobratej elektriny. Ak výrobca nie je subjektom zúčtovania,

uhradia sa platby uplatnené u odberateľa elektriny účastníkovi trhu, ktorý za výrobcu

prevzal zodpovednosť za odchýlku.

(14)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za

vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu

elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy ani za

spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

(15)

Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú prevádzkovateľmi prenosovej

sústavy a distribučných sústav a výrobcami elektriny údaje o skutočných množstvách

elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách

elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom elektriny vrátane údajov o množstve

elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, v inom zariadení na

výrobu elektriny a údaje o spotrebe takto vyrobenej elektriny spotrebovanej na vlastnú

spotrebu elektriny, dodanej odberateľom elektriny bez použitia prenosovej alebo regionálnej

distribučnej sústavy, vlastnej spotrebe elektriny pri výrobe elektriny, ako aj údaje

o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.

§ 13

(1)

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

režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému

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

zodpovednosť za odchýlku.

(2)

Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie

miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa

platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal

zodpovednosť za odchýlku.

(3)

Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QSKStpsoom

t

, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému, sa určí podľa vzorca

QSKStpsoom

t

= QSKStpsoom

t

- QSvdoom

t

x Kvd

t

,

kde

a)

QSKStpsoom

t

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste

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

b)

QSvdoom

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3,

c)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

§ 14

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a

§ 15 až 17

sa vzťahuje za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

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

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2, najmä za zúčtovanie, vyhodnotenie

a vysporiadanie odchýlok, za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 15 až 17

, týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

e)

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti

alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi

komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

f)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

g)

podklady podľa

prílohy č. 2

,

h)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

§ 15

Postup určenia tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

(1)

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

odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZO

t

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

PPZO

t

= PNZO

t

+ PVA

t

+ INVZO

t

- KZO

t

,

kde

a)

PNZO

t

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

a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,

b)

PVA

t

je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v

eurách vypočítaný podľa vzorca

PVA

t

= AR x 0,065

kde

AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti so zúčtovaním,

s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru roku t-1,

c)

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 regulovaných 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 regulovaných aktív nevyhnutne využívaných

v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,

d)

KZO

t

je fakor vyrovnania v eurách na rok t; KZO

t

sa vypočíta sa podľa vzorca

KZO

t

= PZO

t-2

x (SQ

SZ

t-2

+ SQ

PZ

t-2

- Q

SZ

t-2

- Q

PZ

t-2

) + TZO

t-2

x (SQ

DD

t-2

+ SQ

RE

t-2

- Q

DD

t-2

- Q

RE

t-2

),

kde

a)

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,

b)

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,

c)

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,

d)

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,

e)

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,

f)

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,

g)

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,

h)

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,

i)

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,

j)

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.

(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 a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní

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

za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PPZO

t

je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie

odchýlok v roku t,

b)

Q

t

SZ

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

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

vysporiadaní odchýlok,

c)

Q

t

PZ

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

prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.

(3)

Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO

t

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

ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu

o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné

služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta

podľa vzorca

kde

a)

PPZO

t

je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie

odchýlok v roku t,

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 a ktoré 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 subjektov, ktoré poskytujú

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

v jednotkách množstva elektriny v roku t.

(4)

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

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

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

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

vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZO

t

podľa odseku 2 v eurách v roku t.

(5)

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

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

uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO

t

podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných

skupín podľa denných diagramov v roku t.

(6)

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

odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie

a vysporiadanie odchýlok TZO

t

podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny

určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.

§ 16

Postup určenia cien za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou

(1)

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

uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu

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

s elektrinou, pričom úradom schválený alebo určený maximálny výnos VOTE

t

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

+ PVA

t

+ INVOTE

t

- KOTE

t

,

kde

a)

PNOTE

t

sú schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním

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

b)

PVA

t

je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca

PVA

t

= AR x 0,065

kde

AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti s organizovaním

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

c)

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 regulovaných 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 regulovaných aktív nevyhnutne využívaných

v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

d)

KOTE

t

je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odsekov 3 a 4.

(2)

Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTE

t

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

elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta

podľa vzorca

kde

a)

VOTE

t

je schválený alebo určený maximálny výnos podľa odseku 1,

b)

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; PNOT

t

sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému a alikvotná časť tarify za prevádzkovanie

systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora

krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

QPKStps

t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú

sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

2.

QPvd

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3,

3.

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95,

c)

FPOTE

t

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

uplatneným subjektu zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu

s elektrinou,

d)

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 eurách v roku t sa na roky 2014 až 2015 vypočíta podľa vzorca

KOTE

t

= (SQ

ote

t-2

- Q

ote

t-2

) x FPOTE

t-2

+ (SQOTE

t-2

- QOTE

t-2

) x TOTE

t-2

+ (SQK

po

t-2

- QK

po

t-2

) x TPS

ote

t-2

,

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)

SQK

po

t-2

je skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú

priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

h)

QK

po

t-2

je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí

sú priamo pripojení do prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

i)

TPS

ote

t-2

je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou na rok t-2.

(4)

Faktor vyrovnania KOTE

t

v eurách v roku t sa od roku 2016 vypočíta podľa vzorca

kde

a)

QSKStps

t-2

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

b)

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 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

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

aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku

t-6 až február roku t-5,

c)

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,

d)

QPKStps

t-2

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

e)

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 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

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

aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku

t-6 až február roku t-5,

f)

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.

§ 17

Zohľadnenie nákladov za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s

elektrinou

(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 x K

DZ

+ FINVP

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 2014 až 2016 určená podľa

§ 5 ods. 2

a

3

,

e)

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou; K

DZ

je na roky 2012 až 2014 rovný jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od

0,90 do 1,00,

f)

FINVP

t

je faktor investícií v eurách na rok t; FINVP

t

sa na rok 2014 a 2015 rovná nule a na rok 2016 sa vypočíta podľa vzorca

FINVP

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,

g)

KOT

t

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

podľa odseku 3.

(2)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činnosti organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t 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

kde

a)

QPKStps

t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú

sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

b)

QPvd

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3,

c)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

(3)

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

KOT

t

= SVTPSost

t-2

- PVTPSost

t-2

,

kde

a)

SVTPSost

t-2

sú skutočné výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie

ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,

b)

PVTPSost

t-2

sú plánované výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie

ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.

§ 18

Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému účastníkmi trhu s elektrinou

(1)

Náklady na prevádzkovanie systému NPSsz sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

vyúčtujú všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku

55

)

daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a sú vypočítané podľa vzorca

NPSsz

i

= TPS

t

x (QSKStpssz

i

- QSvd

i

t

x Kvd

t

),

kde

a)

QSKStpssz

i

je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou

zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

b)

QSvd

t

i

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými

odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania

s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou

odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie

podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity

určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace

november roku t-4 až február roku t-3,

c)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

(2)

Náklady na prevádzkovanie systému sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny

na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny,

ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.

56

)

(3)

Ak prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej sú pripojení jednotliví

výrobcovia elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou a od ktorých prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy nakupuje elektrinu

na krytie strát a ktorým vypláca doplatok k cene elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, vyúčtujú sa organizátorovi

krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca náklady

spojené s nákupom elektriny od týchto výrobcov elektriny NPSds

i

podľa vzorca

NPSds

i

= TPSds

i

t

x (QSKStps

t

- QSvd

t

x Kvd

t

),

kde

a)

TPSds

i

t

je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

Nozekv

i

t

sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou i-tého prevádzkovateľa sústavy v roku

t,

2.

QPKStps

t

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

3.

QPvd

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3,

4.

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95,

b)

QSKStps

t

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,

na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

QSvd

t

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie

odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou

odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie

podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity

určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace

november roku t-4 až február roku t-3,

d)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

(4)

Ak výrobca elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení

povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho

uhlia, vyúčtuje sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15.

dňu nasledujúceho mesiaca platba NPSv podľa vzorca

NPSv= TPSv

t

x (QSKStps

t

- Qsvd

t

x Kvd

t

),

kde

a)

TPSv

t

je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny,

ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom

hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku

množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

DOP

t

je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu pre

rok t,

2.

QDE

t

je objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti

vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu

vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,

3.

QPKStps

t

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

4.

QPvd

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3,

5.

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95,

b)

QSKStps

t

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,

na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

QSvd

t

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie

odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou

odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie

podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity

určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace

november roku t-4 až február roku t-3,

d)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

(5)

Náklady spojené s korekciou prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie

systému NKPSpps zohľadňujúce náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z

platieb za prevádzkovanie systému za rok t-2 sa vyúčtujú organizátorovi krátkodobého

trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca

NKPSpps = TPSpps

t

x (QSKStps

t

- QSvd

t

x Kvd

t

),

kde

a)

TPSpps

t

je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre prevádzkovateľa

prenosovej sústavy, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta

sa podľa vzorca

kde

1.

KPS

t

je korekcia v eurách na rok t KPS

t

zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie

systému v roku t-2,

2.

QPKStps

t

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

3.

QPvd

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3,

4.

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95,

b)

QSKStps

t

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,

na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

QSvd

t

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie

odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou

odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie

podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity

určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace

november roku t-4 až február roku t-3,

d)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

§ 19

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a

§ 20 až 22

sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku

t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh a vykonáva sa určením

a)

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

elektriny,

b)

spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,

c)

spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

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

poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných služieb, vrátane ich

štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane

podmienok ich pridelenia,

b)

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

počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výška zmluvných a nameraných

technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 20 až 22

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

služieb a systémových služieb,

e)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

f)

podklady podľa

prílohy č. 3

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

(5)

Do 30. apríla roku t sa regulovaným subjektom predkladajú tieto údaje

a)

výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,

b)

výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,

c)

výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt

uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných

služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,

d)

výška skutočných výnosov z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-1,

e)

výška skutočných investícií v roku t-1,

f)

výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,

g)

výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,

h)

skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi

distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie

do prenosovej sústavy.

(6)

Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka

t-1 plánované množstvo v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné

množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t

a)

fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi

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

sústavy,

b)

fakturovanej celkovej koncovej spotreby elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými

odberateľmi elektriny od prevádzkovateľov distribučnej sústavy vrátane koncovej spotreby

elektriny odberateľov pripojených do distribučnej sústavy v rámci prevádzky preukázateľne

oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,

c)

celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny,

ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,

d)

elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,

e)

elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.

(7)

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

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

za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa

§ 20 ods. 1

a plánovaného množstva elektriny QPP

t

.

(8)

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

kapacity, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov a tarify za rezervovanú

kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy výrobcom elektriny pripojeným

do prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu

elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej

sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje

zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do

5 MW.

(9)

Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu neobjednávajú. Hodnota rezervovanej

kapacity sa určí z hodnoty dohodnutého technického dimenzovania pripojenia z výšky

dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy

alebo z výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak výrobca

elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej

sústavy alebo ak hodnota technického dimenzovania nie je ešte priamo uvedená v existujúcej

zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.

(10)

Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny sa určí tak, aby plánované

platby, ktoré výrobcovia elektriny pripojení do prenosovej sústavy uhrádzajú prevádzkovateľovi

prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v roku t boli najviac vo výške

výnosu určeného ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej

sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy.

(11)

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

zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie

užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením v súlade s technickými

podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy so

zvláštnymi nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie

napájacie vedenia sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 15 % z tarify

za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa vydaného

cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie

je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Iba v prípade prenosu elektriny

cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci

sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú

kapacitu a cena za prenos elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za prenos elektriny,

pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie

nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie

užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.

(12)

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované

regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo

bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady,

ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.

21

)

(13)

V prípade odberu elektriny z prenosovej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov

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

v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba

za prístup do prenosovej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu.

(14)

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

sústavy, prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej

sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, sa uhrádza

prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, do ktorého prenosovej sústavy je jeho miestna

distribučná sústava pripojená, platba za prístup do prenosovej sústavy vo výške podľa

odseku 8 podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Platba za prístup

do prenosovej sústavy vo výške podľa predchádzajúcej vety sa uhrádza prevádzkovateľovi

prenosovej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy na základe faktúry

vystavenej prevádzkovateľom prenosovej sústavy, a to aj v prípade, ak takýto prevádzkovateľ

miestnej distribučnej sústavy nemá s prevádzkovateľom prenosovej sústavy uzatvorenú

zmluvu o pripojení alebo zmluvu o prístupe do prenosovej sústavy a prenos elektriny

pre zariadenie na výrobu elektriny. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie

na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa

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

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

výkonom do 5 MW.

(15)

V prípade pripojenia miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej

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

uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto

a)

výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú

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

kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do prenosovej sústavy

cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,

b)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy

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

elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu

elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy

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

elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny alebo tarifu za rezervovanú kapacitu

odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

§ 20

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, postup a podmienky uplatňovania

cien

(1)

Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CP

t

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

na rok t sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PN

vych

sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady

v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s

regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej

sústavy na zabezpečenie systémových služieb,

b)

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,

c)

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5,

ak je hodnota rozdielu JPI

n

a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPI

n

a X rovná 0,

d)

O

vych

je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom

roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných

z RAB

vych

na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných

pre regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 2

,

e)

PO

t

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

činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne

využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v

roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,

f)

RAB

vych

je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá

sa rovná všeobecnej hodnote majetku

57

)

regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k

1. januáru 2011,

g)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až

2016 určená podľa

§ 5 ods. 2

a

3

,

h)

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou; K

DZ

sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí úradom v intervale

od 0,90 do 1,00,

i)

FINVP

t

je faktor investícií v eurách na rok t; FINVP

t

sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

FINVP

t

= SO

t-2

– PO

t-2

,

kde

1.

SO

t-2

sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou

činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne

využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v

roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,

2.

PO

t-2

sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou

činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne

využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v

roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,

j)

MP

t

je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t

vypočítaná podľa vzorca

MP

t

= (ITC

t

+ VA

t

) x (1 - m),

kde

1.

ITC

t

je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných

regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,

2.

VA

t

je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítanie nákladov fakturovaných

regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy,

3.

m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,

k)

DV

t

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

distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie

do sústavy; DV

t

sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,

l)

QPP

t

je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy

koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy,

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

distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané ako priemer

ročných hodnôt skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného

príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

m)

NPSZ

t

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

(2)

Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určí

ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov,

a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch

s rozlíšením na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa

započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa

§ 19 ods. 8

,

9

,

10

a

15

.

(3)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb

za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,8.

Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za

rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,2.

(4)

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

taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu. Návrh taríf

zohľadňuje plánované výnosy v eurách v roku t z platieb za rezervovanú kapacitu pri

výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy a charakter

odberu elektriny koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej

sústavy, ich spotrebu elektriny a výšku rezervovanej kapacity pripojených užívateľov

prenosovej sústavy takto

a)

ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného

do prenosovej sústavy je viac ako 200 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového

odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac

ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy

v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej

sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity

a 70 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 70

% z tarify za prenesenú elektrinu,

b)

ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného

do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového

odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac

ako 2 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy

v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej

sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity

a 50 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 50

% z tarify za prenesenú elektrinu,

c)

ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného

do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového

odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac

ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy

v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej

sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity

a 30 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 30

% z tarify za prenesenú elektrinu.

§ 21

Spôsob výpočtu tarify za straty pri prenose elektriny, postup a podmienky uplatňovania

cien

(1)

Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPL

t

v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

VstE

PS,t

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce

do prenosovej sústavy na rok t vrátane tokov zo zahraničia,

b)

PPSC

PS,t

je percento plánovaných strát elektriny pri prenose elektriny prenosovou sústavou

na rok t vypočítané podľa vzorca

ak výsledok výpočtu

je vačší ako 1, tak

PPSC

PS,t

sa rovná 1,

kde

1.

SQPL

t

je ročný priemer zo súčtu skutočného množstva strát elektriny pri prenose elektriny

za roky t-3 a t-2, očakávaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny za rok

t-1 a plánovaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny za roky t a t+1 v

jednotkách množstva elektriny,

2.

SVstE

PS,t

je ročný priemer zo súčtu skutočného množstva elektriny vstupujúceho do prenosovej

sústavy za roky t-3 a t-2 vrátane tokov zo zahraničia, očakávaného množstva elektriny

vstupujúceho do prenosovej sústavy za rok t-1 vrátane tokov zo zahraničia a plánovaného

množstva elektriny vstupujúceho do prenosovej sústavy za roky t a t+1 vrátane tokov

zo zahraničia v jednotkách množstva elektriny.

(2)

Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose

elektriny PSstraty

t

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

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

t

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

vypočíta podľa vzorca

kde

a)

QPL

t

je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách

množstva elektriny na rok t podľa odseku 1,

b)

PLE

t

je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t

v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna

roku t-1,

2.

k

t

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

10 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na

rok t,

3.

O

t

sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu v eurách na jednotku

množstva elektriny na rok t na odchýlku súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny

na rok t pri prenose elektriny; tieto náklady sa stanovia pomerne k skutočným nákladom

za obdobie január až jún t-1,

c)

QPLprenos

t

je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva

elektriny na rok t,

d)

FPS

t

je faktor strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na

rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

PSstraty

t-2

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

elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2,

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 v roku t-2,

4.

PLE

t-2

je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose

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

5.

QPL

t-2

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

6.

QSK

t-2

je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v roku t-2.

§ 22

Cena za poskytovanie podporných služieb v elektroenergetike a regulačnej elektriny,

postup a podmienky uplatňovania cien

(1)

Na základe dohodnutého a schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných

služieb sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované náklady v

eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb PPS

t

od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb.

(2)

Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím

na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa

priamym určením určuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie

činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného

výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu a maximálny ročný náklad

na zabezpečenie poskytovania diaľkovej regulácie napätia a jalového výkonu a štartu

z tmy v eurách a maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny alebo minimálna

cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

pri aktivácii predmetného druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných

služieb prevádzkovateľom prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov

elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva

hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.

(3)

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

určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení poskytovateľov

podporných služieb ako

a)

najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,

ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím

v eurách za jednotku množstva elektriny,

b)

najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,

ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím

v eurách za jednotku množstva elektriny.

(4)

V každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení sa osobitne vyhodnocuje kladná

regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina

sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa

použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy.

§ 23

Určenie tarify za systémové služby v elektroenergetike

(1)

Tarifa za systémové služby sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených

o primeraný zisk na systémové služby stanovených podľa odseku 2 a celkovej plánovanej

koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,

53

)

na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

NPSS

t

sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,

b)

QPKStss

t

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

ktorú sa uplatňujú tarify sa systémové služby,

c)

QPvd

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na

rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej

sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými

odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia

týchto podmienok v roku t,

d)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95,

(2)

Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca

kde

a)

PPS

t

sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy

na nákup podporných služieb v roku t, od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného

predpisu

58

)

v eurách,

b)

PNDisp

vych

sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady

v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na

zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,

c)

JPI

n

je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom

za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,

d)

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5

ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov

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

0,

e)

ODisp

vych

je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom

roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vztiahnutých

na RABDisp

vych

a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne

využívaných pre dispečerskú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 2

,

f)

PODisp

t

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

činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne

využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v

roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

g)

RABDisp

vych

je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá

sa rovná všeobecnej hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s

dispečerskou činnosťou precenenej k 1. januáru roka 2011,

h)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až

2016 určená podľa

§ 5 ods. 2

a

3

,

i)

FINVDisp

t

je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDisp

t

sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

FINVDisp

t

= SODisp

t-2

- PODisp

t-2

,

kde

1.

SODisp

t-2

sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou

činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne

využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v

roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

2.

PODisp

t-2

sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou

činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne

využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v

roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

j)

KS

t

je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 6.

(3)

Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca

KS

t

= NSSS

t-2

- NPSS

t-2

- (1 - s) X (SPS

t-2

- PPS

t-2

) - Naukc

t-2

- CV

t-2

+ 0,7 x GCC

t-2

kde

a)

s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi

na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty

zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jedna,

b)

SPS

t-2

sú celkové skutocné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných

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

c)

PPS

t-2

sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

v roku t-2,

d)

Naukc

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz

podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,

e)

CV

t-2

je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, 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 cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

2.

VOcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok

za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

3.

NREcv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,

4.

VREcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny

z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,

5.

Ncv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú

ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,

6.

Vcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú

ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.

f)

GCC

t-2

je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách

v roku t-2; GCC

t-2

za rok 2011 sa rovná nule a za roky 2012 až 2014 sa vypočíta podľa vzorca

GCC

t-2

= VGCC

t-2

- NGCC

t-2

+ VREGCC

t-2

- NREGCC

t-2

,

kde

1.

VGCC

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie

výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa

prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v

rámci systému GCC v eurách v roku t-2,

2.

NGCC

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie

výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa

prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v

rámci systému GCC v eurách v roku t-2,

3.

VREGCC

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny

typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v

systéme GCC v eurách v roku t-2,

4.

NREGCC

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej

sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,

g)

NSSS

t-2

sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej

sústavy v roku t-2,

h)

NPSS

t-2

sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.

(4)

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa

za systémové služby TSS

t

v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej

v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu

elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez

použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,

ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

(5)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za systémové služby TSS

t

za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na

výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny

alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy

okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej

sústavy.

(6)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje

tarifa za systémové služby TSS

t

za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny

pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom

zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených

do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny

alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej

spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej

sústavy.

(7)

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

prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto

odberateľovi elektriny tarifa za systémové služby TSS

t

na celé množstvo takto odobratej elektriny.

(8)

Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú

spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny

pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy ani

za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

§ 24

(1)

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

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

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

zodpovednosť za odchýlku.

(2)

Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie

miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa

platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť

za odchýlku.

(3)

Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QSKStssoom

t

, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby, sa určí podľa vzorca

QSKStssoom

t

= QSKStpsoom

t

- QSvdoom

t

x Kvd

t

,

kde

a)

QSKStpsoom

t

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste

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

b)

QSvdoom

t

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného

využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu

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

ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3,

c)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

§ 25

Podmienky uplatňovania tarify za systémové služby účastníkmi trhu s elektrinou

(1)

Náklady na systémové služby sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku

55

)

daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca

NSSsz

i

= TSS

t

x (QSKStsssz

i

- QSvd

i

t

x Kvd

t

),

kde

a)

QSKStsssz

i

je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou

zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

b)

QSvd

t

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými

odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania

s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou

odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie

podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity

určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace

november roku t-4 až február roku t-3,

c)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

(2)

Náklady na systémové služby sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na

prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny,

ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.

59

)

(3)

Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps

sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu

nasledujúceho mesiaca podľa vzorca

NSSps = TSS

t

x (QSKStss

t

- QSvd

t

x Kvd

t

),

kde

a)

QSKStss

t

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,

na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

b)

QSvd

t

je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie

odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou

odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie

podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity

určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace

november roku t-4 až február roku t-3,

c)

Kvd

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je 0,95.

§ 26

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 35 a

§ 27

a

28

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 budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných

technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 27

a

28

, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a uplatňovania

tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému,

e)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

f)

podklady podľa

prílohy č. 4

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

(5)

Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované

množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané

množstvá v závislosti na type merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej

z príslušnej distribučnej sústavy

a)

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny

odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny

v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,

b)

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky

preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky.

(6)

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje

osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako

vážený priemer jednotlivých taríf.

(7)

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do jedenástich sadzieb pre odberateľov elektriny

okrem odberateľov elektriny v domácnostiach takto

a)

C1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

C2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,

c)

C3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

d)

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

osem hodín denne,

e)

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

minimálne osem hodín denne,

f)

C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne

osem hodín denne,

g)

C7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním

priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

h)

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

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

i)

C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

j)

C10 je sadzba pre verejné osvetlenie,

k)

C11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny.

(8)

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

sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do ôsmich sadzieb pre odberateľov

elektriny v domácnostiach takto

a)

D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

c)

D3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne

určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme, pričom aspoň jeden interval sa

poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov

sa nevyžaduje. Prevádzkovateľ distribučnej sústavy zverejní informáciu o fixnom čase

trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri

hodiny odberateľovi elektriny,

d)

D4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním

akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

e)

D5 je dvojpásmová sadzba pre priamovyhrevné elektrické vykurovanie; nízke pásmo sa

poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov

v čase vysokého pásma,

f)

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

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

pásma,

g)

D7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny

do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,

h)

D8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním

akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným

výkonom akumulačných spotrebičov.

(9)

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných

cien a taríf.

(10)

Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová

úroveň vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi

vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu

nízkeho napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.

(11)

Na účely uplatnenia tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa

poskytujú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny

v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy

a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane

prevádzkovateľov distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci

prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a skutočné údaje

o množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia

distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného

subjektu v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,

a to vždy za príslušný mesiac do ôsmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

(12)

Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za

straty pri distribúcii elektriny v roku t proti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni

nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia ekonomicky

oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát

elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za

straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom,

aby bola percentuálna zmena cien distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na

všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej

inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku

t-1 a X je faktor efektivity.

(13)

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

sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii

elektriny sa určuje maximálne do výšky 0,65. Medziročná zmena podielu výnosov z platieb

za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 1

%.

(14)

Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého

napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dojednaná v zmluve o pripojení

alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Ak nameraný štvrťhodinový

výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej

kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie

zmluvných hodnôt. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná

kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26.

(15)

Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi

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

príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny zmluvou o prístupe do distribučnej

sústavy a distribúcii elektriny alebo rámcovou distribučnou zmluvou. Hodnota rezervovanej

kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia

ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity

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

odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity maximálne

5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas

doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu

rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty

rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby,

na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá.

(16)

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

napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu

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

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

elektriny tvorí najmenej 90 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny

rok. Pre sezónny odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny

rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Po ukončení kalendárneho roka

prevádzkovateľ distribučnej sústavy vyhodnotí splnenie podmienok sezónneho odberu

za uplynulý kalendárny rok, a to zaslaním vyúčtovacej faktúry odberateľovi elektriny

do konca februára nasledujúceho roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia

sezónneho odberu, odberateľom elektriny sa uhrádza platba za prístup do distribučnej

sústavy a distribúciu elektriny takým spôsobom, že sa neprihliada na tarifu sezónneho

odberu, a to uplatnením mesačnej rezervovanej kapacity (mesačná tarifa za mesačnú

rezervovanú kapacitu) s hodnotou 5 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo s nameranou

hodnotou maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho

odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 5 % maximálnej rezervovanej kapacity. Zistený

rozdiel v platbe (tarify za prácu a tarify za výkon) v dôsledku nesplnenia podmienok

pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhradí odberateľom elektriny prevádzkovateľovi

distribučnej sústavy.

(17)

Rezervovaná kapacita sa dohodne takto

a)

mesačná na jeden kalendárny mesiac,

b)

trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace na rovnakú hodnotu,

c)

dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov na rovnakú

hodnotu.

(18)

O zmenu rezervovanej kapacity môže odberateľ elektriny, ktorého odberné miesto je

pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia a ktorý

má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny, požiadať

prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z

a)

dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo mesačnú

rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná kapacita

uplatňovaná,

b)

trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú

rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita

uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas

kalendárneho roka,

c)

mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú

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

zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho

roka.

(19)

Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať

o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 17 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny.

Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej

zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

(20)

Hodnota a doba trvania rezervovanej kapacity platí ďalej na príslušné nasledujúce

obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná kapacita

platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace, dvanásťmesačná

platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity na nasledujúce obdobie môže

odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa distribučnej

sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr do 20. dňa posledného mesiaca obdobia, na ktoré

je kapacita dohodnutá. Rezervovaná kapacita sa účtuje mesačne.

(21)

Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná

kapacita stanovená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná

kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá

v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach;

pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu

s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dojednaná a môže byť nižšia,

ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa. Do celkového

objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu

elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni

nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov

od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie

rezervovanej kapacity alebo zvýšenie hodnoty rezervovanej kapacity do výšky maximálnej

rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového

činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej správy nevyžaduje. Podmienkou

na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesto nevybavené určeným meradlom

s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie revíznej správy o výmene ističa.

Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie

zariadenia do distribučnej sústavy. Ak o zníženie rezervovanej kapacity požiadal odberateľ

elektriny pripojený do sústavy po 31. decembri 2004, po predložení žiadosti o opätovné

pridelenie pôvodnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od zníženia hodnoty rezervovanej

kapacity na žiadosť odberateľa elektriny sa mu pri pridelení tejto kapacity neuplatňuje

cena za pripojenie.

(22)

V prípade odberu elektriny z distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov

elektriny, ktorí odberajú elektrinu z distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania

v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba

za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu (mesačná, trojmesačná,

dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).

(23)

Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej

distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy

vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení

zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy alebo z hodnoty

výšky celkového inštalovaného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak zariadenie

na výrobu elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny

do regionálnej distribučnej sústavy vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú

kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

Výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi

regionálnej distribučnej sústavy platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške

podľa predchádzajúcej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy. Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu neobjednávajú.

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná

hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.

To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne

na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne

na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie

na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

(24)

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

sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej

sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, uhrádza sa

prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej

sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená alebo je zariadenie na výrobu

elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená

do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych

distribučných sústav, platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške 30 % z hodnoty

výšky celkového inštalovaného výkonu takéhoto zariadenia na výrobu elektriny výrobcu

elektriny vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového

rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok

t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Platba za prístup do distribučnej

sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom

miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa predchádzajúcej vety na základe faktúry

vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, a to aj v prípade, ak

takýto prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy nemá s prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy uzatvorenú zmluvu o pripojení alebo zmluvu o prístupe do distribučnej

sústavy a distribúcii elektriny pre zariadenie na výrobu elektriny. To neplatí pre

výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie

podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku

regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu

elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

(25)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna

rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny

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

sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu

takéhoto zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity,

ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.

(26)

V prípade pripojenia miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do regionálnej

distribučnej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do regionálnej

distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny

takto

a)

výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhradí tarifa

za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 23 alebo

tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený

do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá

rezervovaná kapacita je vyššia,

b)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia

na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie

na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej

sústavy,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia

na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú

kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita

je vyššia.

(27)

Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

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

napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených

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

elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané dopravné

prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej

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

miest rezervovaná kapacita na účely vyhodnotenia a stanovenia cien za rezervovanú

kapacitu pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov maximálnych výkonov nameraných

v odberných miestach v čase, keď je tento súčet v danom mesiaci najvyšší.

(28)

Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 27 neobjednáva u prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné

miesta podľa odseku 27 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej

kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za

každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky

jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje

a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.

(29)

Odberné miesta podľa odseku 27 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradia iba do

jednej bilančnej skupiny.

(30)

Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy za odberné miesta, ktoré spĺňajú

podmienky podľa odseku 27, sa fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne

tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových

činných výkonov za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, za príslušný

kalendárny mesiac.

(31)

Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za všetky

odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, pre každú napäťovú úroveň

osobitne nedosiahne 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú

úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa fakturuje pre

každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity vo výške 20 % súčtu

maximálnej rezervovanej kapacity.

(32)

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa odseku 27 aj odberné

miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú

napájané výhradne dopravné prostriedky elektrickej trakcie, tak za tieto odberné miesta

sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, so spätnou platnosťou rezervovaná kapacita vo výške 100

% hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu

v zmysle pravidiel prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(33)

Na účely cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré

vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne

a)

veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny

vystupujúceho na strane vysokého napätia,

b)

vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho

na strane nízkeho napätia.

(34)

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom,

iným ako regulovaným subjektom, alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne

integrovaného podniku, je možné zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v

súlade s osobitným predpisom.

21

)

(35)

Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny, do prenosovej sústavy

a prenos elektriny sa kalkulujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy

štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie

jedným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej

sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia

distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup

do distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá

je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ

sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie

vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka. V prípade distribúcie elektriny cez ďalšie

napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena

za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu

pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu

elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň,

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

sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá. V

prípade dohodnutej rezervovanej kapacity pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej

úrovni vysokého napätia nad 10 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí

vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu a v prípade distribúcie elektriny

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

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

distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá. V prípade dohodnutej

rezervovanej kapacity pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni veľmi vysokého

napätia nad 100 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 7,5 %

z tarify za rezervovanú kapacitu a v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie

vedenie sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 % tarify za distribúciu

elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá.

§ 27

Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny regionálnou distribučnou

sústavou

(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 t 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 v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej

úrovni na rok t podľa odseku 4.

(2)

Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDE

HN,t

na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný

zisk vlastnej distribúcie elektriny vypočítaná podľa vzorca

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 v eurách na

rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne podľa vzorca

VVd

HN+1,t

= CDE

HN+1,t

x 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; CDE

vvn+1,t

sa na vstupe do napäťovej úrovne VVN rovná nule,

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 v eurách na rok t na napäťovej úrovni, okrem alikvotnej časti povolených

nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne, vypočítané

podľa odseku 3.

(3)

Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených

nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané

podľa vzorca

kde

a)

PN

HN,vych

sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady

v eurách v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,

b)

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,

c)

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

3,5; ak je hodnota rozdielu JPI

n

a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,

d)

O

HN,vych

je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom

roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RAB

HN,ych

na napäťovej úrovni a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti

tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 2

,

e)

PO

HN,t

sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t

súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených

investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív

nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby

technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

,

f)

RAB

HN,vych

je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej

úrovni v eurách, ktorá sa rovná hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej

s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2010 a vypočíta sa podľa vzorca

RAB

HN ,vych

= RAB

HN ,2005

+ INV

HN ,2006-2010

- O

HN ,2006-2010

,

kde

1.

RAB

HN,2005

je hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu na napäťovej úrovni v eurách,

ktorá sa rovná schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31.

decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku

57

)

podľa znaleckých posudkov vyhotovených na podnet úradu, a to znaleckého posudku č.

26/2006 pre regulovaný subjekt Západoslovenská distribučná, a. s., znaleckého posudku

č. 38/2006 pre regulovaný subjekt Stredoslovenská energetika – Distribúcia, a.s.,

a znaleckého posudku č. 49/2006 pre regulovaný subjekt Východoslovenská distribučná,

a. s.,

2.

INV

HN,2006 – 2010

je schválená alebo určená hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených

do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných na regulovanú

činnosť v rokoch 2006 až 2010,

3.

O

HN,2006 – 2010

sú schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách súvisiace s regulovanou

činnosťou v období rokov 2006 až 2010 a vypočítané na základe zostatkovej doby technickej

životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 2

,

g)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až

2016 určená podľa

§ 5 ods. 2

a

3

,

h)

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou; K

DZ

sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí podľa podielu

, pričom ak tento podiel je

vyšší alebo rovný 0,5, tak K

DZ

= 1,00,

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

DZ

= 0,98,

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

DZ

= 0,96,

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

DZ

= 0,94,

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

DZ

= 0,92 alebo

menší ako 0,1, tak K

DZ

= 0,90,

kde

1.

INV

t-2

je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty

regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť

v roku t-2,

2.

DispZdr

t-2

je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich

s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej

životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy

č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách

po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB x WACC x ( – daň z príjmov), pričom

WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na obdobie t-2,

i)

FINVP

HN,t

je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVP

HN,t

sa na rok 2012 rovná nule, na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

FINVP

HN ,t

= SO

HN ,t-2

- PO

HN ,t-2

,

j)

DV

HN,t

sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia

ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity a za

skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny;

60

)

DV

HN,t

sa na roky 2012 a 2013 rovná nule.

(4)

Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPD

HN,t

súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa vypočíta podľa vzorca

kde

CPE

HN,t

je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa odseku 5,

(5)

Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v roku t

kde

a)

VVP

HN,t

sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

nákladov na straty pri prenose elektriny v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca

VVP

HN ,t

= CPE

HN+1,t

x 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,

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.

(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, prenesenú elektrinu

a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené na základe schváleného návrhu

ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t vypočítaná podľa

vzorca

kde

a)

RKP

t

je rezervovaná kapacita v megawattoch na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu

prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

b)

CRK

t

je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na megawatt na rok uplatňovaná

regulovanému subjektu 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

regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

e)

PSstraty

t

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

na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

f)

KP

t

je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách,

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

KP

nak,t

je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách,

ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1a.

SVystETR

VVN+1,t-2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,

1b.

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 regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

1d.

PSstraty

t-2

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

v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

2.

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.

§ 28

Spôsob výpočtu tarify za straty pri distribúcii elektriny regionálnou distribučnou

sústavou, postup a podmienky uplatňovania cien

(1)

Tarifa za straty 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 veľmi vysokého napätia

kde

a)

VVSD

HN,t

sú náklady za straty pri distribúcii elektriny 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 pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni

VVSD

HN,t

v eurách v roku t sú zložené z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii

elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri distribúcii

elektriny vlastnej napäťovej úrovne a vypočítajú sa podľa vzorca

VVSD

HN ,t

= CSD

HN+1,t

x VystETR

HN+1,t

+ CSHD

HN ,t

x VystE

HN ,t

,

kde

a)

CSD

HN+1,t

je tarifa za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej

úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa za straty

na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSD

VVN+1,t

rovná nule,

b)

CSHD

HN,t

je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

príslušnej napäťovej úrovne v roku t.

(3)

Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHD

HN,t

v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PMSE

HN,t

je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v roku t podľa odseku 4,

b)

PCSES

t

je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t

v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna

roku t-1,

2.

k

t

je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je 10 % na rok 2013, 9 % na

rok 2014, 8 % na rok 2015 a 7 % na rok 2016,

3.

O

t

sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch

na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu

61

)

na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej

ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie

rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej

sústave na príslušné obdobie na rok t.

(4)

Povolené množstvo strát elektriny 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; XS

HN,n

sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa určí podľa odseku 5.

(5)

Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny 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

0,878 %

0,1 %

VN

3,692 %

1,5 %

NN

12,504 %

5,0 %

§ 29

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a

§ 30

sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením

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

elektriny.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré

sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 29

a

30

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)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

f)

podklady podľa

prílohy č. 5

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

(5)

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

distribučnej sústavy, do ktorej je pripojený, vrátane podmienok pridelenia jednotlivých

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

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

preukáže, že za rok t-1 mu nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny.

(6)

Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 5, maximálna cena za

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii

elektriny na rok t sa určia podľa

§ 30

na základe vlastného návrhu ceny.

(7)

Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku

5 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa

distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá, a prevzaté tarify, ktoré bude regulovaný

subjekt uplatňovať jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania

jednotlivých taríf a údaje podľa

prílohy č. 5 tabuľky č. 8

.

(8)

Maximálna cena A

t

určená podľa

§ 30 ods. 1

sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny tak, aby vážený priemer taríf týchto sadzieb neprekročil maximálnu cenu

A

t

. Sadzba sa skladá z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu.

V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.

(9)

Za regulovaný subjekt, ktorý predložil vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla

roku t oznamuje

a)

množstvo elektriny distribuovanej oprávneným odberateľom vlastnou distribučnou sústavou

v roku t-1,

b)

množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného

územia z vlastnej výroby elektriny v roku t-1,

c)

množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej

priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy

iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-1,

d)

vlastná spotreba elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, zníženej

o objem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v roku t-1,

e)

skutočné náklady za distribúciu elektriny v roku t-1.

(10)

Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa siete veľmi vysokého napätia, napäťová

úroveň vysokého napätia zahŕňa siete vysokého napätia a transformáciu veľmi vysokého

napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa siete nízkeho napätia

a transformáciu vysokého napätia na nízke napätie.

(11)

Podiel výnosov z platieb za rezervovaný výkon a celkových výnosov za prístup do distribučnej

sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii

elektriny je maximálne do výšky 0,60.

(12)

V prípade odberu elektriny z miestnej distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny

s výnimkou výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z miestnej distribučnej sústavy

výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá

rezervovaná kapacita (platba za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia

úradu (mesačná, trojmesačná, dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).

(13)

Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej

sústavy výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške 30

% hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia

na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného

výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je

uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy

vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia

za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená.

Platba podľa prvej vety sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy

výrobcom elektriny podľa príslušnej napäťovej úrovne miestnej distribučnej sústavy,

do ktorej je výrobca elektriny pripojený. Výrobcovia elektriny si neobjednávajú rezervovanú

kapacitu. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity

rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.

To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie

podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku

regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu

elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

(14)

Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, tak platba za

prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy

výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa

§ 19 ods. 8

z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia

na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného

výkonu zariadenia na výrobu elektriny; ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je

uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy

vo výške tarify za rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu

za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej

sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Výrobcovia elektriny

si neobjednávajú rezervovanú kapacitu. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota

maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou

hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie

slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy

alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje

zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do

5 MW.

(15)

Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa kalkulujú

pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za

štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením

v zmysle technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy. Pri

pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie

elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do miestnej

distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je

dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ

sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie

vedenie. Iba v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe

požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do miestnej distribučnej

sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za distribúciu

elektriny sa stanoví vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom ceny za

prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie

nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardnú distribúciu elektriny sa nepovažuje pripojenie

užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave zaslučkovaním.

§ 30

Cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa

za straty pri distribúcii elektriny

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

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

pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa

sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

b)

EONE

t

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

elektriny v roku t, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát

elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy

je regulovaný subjekt pripojený,

c)

QD

t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej

z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

d)

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,

e)

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,

f)

PZ

t

je plánovaný maximálny primeraný zisk na rok t vo výške najviac 6,23 eura na jednotku

množstva distribuovanej elektriny vypočítaný podľa vzorca

kde

1.

ZZ

t

je schválená alebo určená základná výška zisku v rozsahu 0 až 2,77 eura na jednotku

množstva elektriny,

2.

ME

t

je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne

na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-1,

g)

PVD

t-2

je celkový skutočný objem výnosov v eurách v roku t-1 nesúvisiacich s vykonávaním

regulovanej činnosti využívaním prevádzkových aktív nevyhnutne využívaných na distribúciu

elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a

distribúciu elektriny v roku t; PVD

t-2

sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,

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; KA

t

sa na roky 2012 a 2013 rovná nule, na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

SEONV

t-2

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

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

elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa

sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

2.

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-2

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

elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny

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

pripojený,

4.

EONE

t-2

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

elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny

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

pripojený,

5.

SME

t-2

je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne

na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3,

6.

ME

t-2

je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne

na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3.

7.

STRD

t-2

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

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

elektriny,

8.

TRD

t-2

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

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

elektriny.

(2)

Tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny 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, sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

VVSD

HN,t

sú náklady za straty 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

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 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.

(3)

Náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej

úrovni VVSD

HN,t

v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty elektriny pri

distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty elektriny

pri distribúcii vlastnej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca

VVSD

HN ,t

= CSD

HN+1,t

x VystETR

HN+1,t

+ CSHD

HN ,t

x 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 nule,

b)

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.

(4)

Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHD

HN,t

v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PCSES

t

je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t

v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna

roku t-1,

2.

k

t

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

12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny

na rok t,

3.

O

t

sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách

na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny

na rok t pri distribúcii elektriny,

b)

PMSE

HN,t

je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v roku t vypočítané podľa odseku 5.

(5)

Povolené množstvo strát elektriny 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 z nadradenej distribučnej sústavy, cez transformáciu

z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na danú napäťovú

úroveň, z prítokov elektriny z iných miestnych distribučných sústav,

b)

PPSC

HN

je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni

v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy je najviac,

1.

ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,

1a.

0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

1b.

2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

1c.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

2.

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2a.

0,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2b.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

3.

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, 1 % na napäťovej úrovni

nízkeho napätia.

(6)

Hodnota percenta strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej

úrovni PPSC

HN

sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je rozlohou porovnateľná s regionálnou distribučnou

sústavou, určí individuálne.

§ 31

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a

§ 32

sa vzťahuje na dodávateľa elektriny v domácnosti.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti

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

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny,

počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 32

týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti,

e)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

f)

podklady podľa

prílohy č. 6

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

(5)

Pre odberateľov elektriny v domácnosti sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac

osem sadzieb

a)

DD1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

DD2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

c)

DD3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s

fixne určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní aspoň tri hodiny,

blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

d)

DD4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s

blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

e)

DD5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie, nízke pásmo

sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov

v čase vysokého pásma,

f)

DD6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, nízke pásmo sa poskytuje minimálne

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

pásma,

g)

DD7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny

do pondelka 6:00 hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

h)

DD8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s

blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym

inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov.

(6)

Ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých zložkách

sadzieb sú maximálnymi cenami.

§ 32

Spôsob výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre domácnosti

(1)

Maximálna cena za elektrinu CE

t

na účely dodávky elektriny pre domácnosti schválená alebo určená cenovým rozhodnutím

sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t

Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára

roku t-1 do 30. júna roku t-1,

b)

k

t

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

12 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre domácnosti na rok

t,

c)

O

t

sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny

domácnostiam v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom

dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy

a nie je subjektom zúčtovania, hodnota O

t

je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených

alebo určených pre regulované subjekty na rok t podľa

§ 28 ods. 3

.

(2)

Jednopásmové sadzby podľa

§ 31 ods. 5

sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO

t

; NDO

t

sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť

do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

ceny za elektrinu CEDi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta

podľa vzorca

CEDi = KJP

Di

x CE

t

+ PZ

t

,

kde

1.

KJP

Di

je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 4,

2.

CE

t

je cena elektriny určená podľa odseku 1,

3.

PZ

t

je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 6,

ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i je číselný znak jednopásmovej sadzby.

(3)

Dvojpásmové sadzby podľa

§ 31 ods. 5

sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO

t

; NDO

t

sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť

do ceny vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

ceny za elektrinu CEVTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom

pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEVTDi = KVT

Di

x CE

t

+ PZ

t

,

kde

1.

KVT

Di

je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,

2.

CE

t

je cena elektriny určená podľa odseku 1,

3.

PZ

t

je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 6,

ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,

c)

ceny za elektrinu CENTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v nízkom

pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CENTDi = KNT

Di

x CE

t

+ PZ

t

,

kde

1.

KNT

Di

je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,

2.

CE

t

je cena elektriny určená podľa odseku 1,

3.

PZ

t

je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa

odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.

(4)

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJP

Di

, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVT

Di

a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNT

Di

sa uvedú v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny

bez primeraného zisku PZ

t

všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CE

t

podľa odseku 1.

(5)

K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu

elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty

elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie

systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup

do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy,

do ktorej je odberateľ elektriny v domácnosti pripojený.

(6)

Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre odberateľov elektriny

v domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre odberateľov

elektriny v domácnosti, je maximálne 8 % z ceny elektriny CE

t

bez odchýlky určenej podľa odseku 1, najviac však 3 eurá/MWh.

§ 33

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a

§ 34

a

35

sa vzťahuje na regulovaný subjekt, ktorý dodáva elektrinu malému podniku.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny malému podniku vrátane ich štruktúry

na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok

ich pridelenia,

b)

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny

malému podniku, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 34

a

35

týkajúce sa dodávky elektriny malému podniku,

e)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

f)

podklady podľa

prílohy č. 7

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

(5)

Malý podnik je koncový odberateľ elektriny s ročnou spotrebou elektriny za všetky

jeho odberné miesta najviac 30 000 kWh za rok, ktorý predchádza roku predkladania

návrhu ceny. Rokom na zaradenie do kategórie malý podnik sa na účely tejto vyhlášky

rozumie rok t-2.

(6)

Cena za dodávku elektriny malému podniku v jednotlivých zložkách sadzieb je určená

ako maximálna cena. Maximálna cena sa skladá z dvoch zložiek, a to z mesačnej platby

za jedno odberné miesto a z ceny za jednu MWh odobratej elektriny v príslušnom pásme.

§ 34

Sadzby za dodávku elektriny malému podniku

Pre malý podnik sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac jedenásť sadzieb

a)

DMP1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

DMP2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,

c)

DMP3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

d)

DMP4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje

minimálne osem hodín denne,

e)

DMP5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje

minimálne osem hodín denne,

f)

DMP6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje

minimálne osem hodín denne,

g)

DMP7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním

priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

h)

DMP8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne

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

i)

DMP9 je sadzba pre nemerané odbery,

j)

DMP10 je sadzba pre verejné osvetlenie,

k)

DMP11 je sadzba pre dočasné odbery.

§ 35

Spôsob výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny malému podniku

(1)

Maximálna cena za elektrinu CE

t

na účely dodávky elektriny malému podniku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím

sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t

v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna

roku t-1,

b)

k

t

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

12 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre malý podnik na rok

t,

c)

O

t

sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny

malému podniku v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným

subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej

sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota O

t

je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených

alebo určených pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav na rok t.

(2)

Jednopásmové sadzby podľa

§ 34

sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO

t

; NDO

t

sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno do

ceny započítať najviac vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

ceny za elektrinu CEMPi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta

podľa vzorca

CEMPi = KJP

MPi

× CE

t

+ PZ

t

,

kde

KJP

MPi

je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny podľa odseku 4,

CE

t

je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ

t

je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, maximálne 16

% z určenej ceny za elektrinu CE

t

, najviac však osem eur za 1 MWh,

i je číselný znak jednopásmovej sadzby.

(3)

Dvojpásmové sadzby podľa

§ 34

sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO

t

; NDO

t

sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno do

ceny započítať najviac vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

ceny za elektrinu CEVTMPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom

pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEVTMPi = KVT

MPi

× CE

t

+ PZ

t

,

kde

KVT

MPi

je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,

CE

t

je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ

t

je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, maximálne 16

% z určenej ceny za elektrinu CE

t

, najviac však osem eur za 1 MWh,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,

c)

ceny za elektrinu CENTMPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej v nízkom

pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CENTMPi = KNT

MPi

× CE

t

+ PZ

t

,

kde

KNT

MPi

je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,

CE

t

je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ

t

je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, maximálne 16

% z určenej ceny za elektrinu CE

t

, najviac však osem eur za 1 MWh,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.

(4)

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJP

MPi

, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVT

MPi

a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNT

MPi

sa určia v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny

bez primeraného zisku PZ

t

všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CE

t

podľa odseku 1.

(5)

K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu

elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty

elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie

systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup

do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy,

do ktorej je malý podnik pripojený.

§ 36

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a

§ 37

sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest

odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie vrátane

ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

c)

výpočty a údaje podľa

§ 37

týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,

d)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

e)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

§ 37

Cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, postup a podmienky uplatňovania

ceny

(1)

Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku

množstva elektriny CE

m,t

sa určí cenovým rozhodnutím. Pri určení ceny CE

m,t

sa vychádza z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného

burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK

BL M na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom

sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva

elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny

dodávateľom poslednej inštancie. CE

m,t

sa určí tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o 15 % z

dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a

o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.

(2)

Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO

t

, kde NDO

t

sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné

miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno

odberné miesto a mesiac,

b)

maximálnej ceny za elektrinu CED

t

v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CED

t

= CE

m,t

+O

t

+ PZ

t

,

kde

1.

CE

m,t

je cena elektriny určená podľa odseku 1,

2.

O

t

sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v cenovom konaní regulovaného

subjektu vo veci dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie na rok t,

3.

PZ

t

je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorý je možné

zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne

3a.

10 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 5 eur/MWh pre

odberateľov elektriny v domácnosti,

3b.

14 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 8 eur/MWh pre

odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnosti.

(3)

Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny,

k sadzbám podľa odseku 2 sa dodávateľom elektriny poslednej inštancie pripočíta cena

za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny,

straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za

prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené

ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa

distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.

§ 38

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a

§ 39 až 44

sa vzťahuje na pripojenie užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien za pripojenie pri pripojení do distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry

na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok

ich pridelenia,

b)

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

c)

výpočty a údaje podľa

§ 39 až 44

týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,

d)

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu

nie sú evidované

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu

26

)

správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné

dôchodkové sporenie,

e)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

(4)

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

§ 39

Pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy 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 zariadeniami distribučnej sústavy sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy.

(2)

Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického

zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy alebo zvýšením maximálnej rezervovanej

kapacity existujúceho elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej

sústavy pripojeného do prenosovej sústavy alebo úpravou zariadení prenosovej sústavy

na základe žiadosti prevádzkovateľa distribučnej sústavy sa rozdelia medzi príslušných

prevádzkovateľov sústav takto

a)

podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 60 % nákladov,

b)

podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 40 % nákladov.

(3)

Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú

a)

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy

na určené miesto,

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

d)

náklady na montáž,

e)

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického

zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.

(4)

Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe

nákladov podľa odseku 3, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení

prevádzkovateľa distribučnej sústavy k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy,

až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave. Elektroenergetické

zariadenie patriace k prenosovej sústave sa vybuduje prevádzkovateľom prenosovej sústavy

v súlade s technickými podmienkami. Elektroenergetické zariadenia patriace k distribučnej

sústave sa vybudujú prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami.

§ 40

Pripojenie koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie výrobcu elektriny alebo koncového odberateľa elektriny

je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných

podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť

a stabilita prevádzky prenosovej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami

prenosovej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami koncového odberateľa elektriny

alebo výrobcu elektriny, ktorý žiada o pripojenie, sa určuje prevádzkovateľom prenosovej

sústavy.

(2)

Preukázané skutočné náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy žiadosťou

koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny o pripojenie, zabezpečenie

požadovaného príkonu nových elektroenergetických zariadení alebo úpravy existujúcich

elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy, sa uhradia koncovým

odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny.

(3)

Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe

nákladov podľa odseku 4, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení

žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného

dispozičného príkonu v prenosovej sústave.

(4)

Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú

a)

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy

na určené miesto,

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

d)

náklady na montáž,

e)

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického

zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.

(5)

Elektroenergetické zariadenie patriace do prenosovej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom

prenosovej sústavy alebo podnikateľom

62

)

po dohode a podľa požiadaviek koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny

v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy.

§ 41

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie účastníka trhu s elektrinou je možné pripojiť do distribučnej

sústavy po splnení technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa distribučnej

sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky distribučnej

sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami distribučnej sústavy a

elektroenergetickými zariadeniami žiadateľa, ktorým je odberateľ elektriny alebo výrobca

elektriny, sa určí prevádzkovateľom distribučnej sústavy. Ak je žiadateľom o pripojenie

výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

na určenie deliaceho miesta sa vzťahuje osobitný predpis.

63

)

(2)

Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie maximálnej rezervovanej

kapacity budovaním nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich

elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyvolané pripojením

žiadateľa, sa uhradia žiadateľom.

(3)

Náklady N

c

na pripojenie elektroenergetického zariadenia žiadateľa do distribučnej sústavy zahŕňajú

a)

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej

sústavy vrátane jeho dopravy na určené miesto,

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

d)

náklady na montáž,

e)

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním, výstavbou a pripojením elektroenergetického

zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a náklady od prevádzkovateľa sústavy,

do ktorej je regulovaný subjekt pripojený.

(4)

Ak žiadateľ požaduje zvýšenie existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity, cena

za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity sa vypočíta z rozdielu

požadovanej a pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity.

(5)

Ak sa pridelená maximálna rezervovaná kapacita po uplynutí dvoch rokov od zmluvne

dohodnutého termínu nevyužíva, zníži sa na skutočnú hodnotu využívania, najviac však

na 50 % pôvodne dohodnutej maximálnej rezervovanej kapacity, ak sa žiadateľ s prevádzkovateľom

sústavy nedohodne inak. Na základe žiadosti žiadateľa o opätovné pridelenie pôvodnej

maximálnej rezervovanej kapacity sa táto kapacita opätovne žiadateľovi bezplatne pridelí.

Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenie maximálnej rezervovanej kapacity je predloženie

žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do dvoch

rokov od zníženia maximálnej rezervovanej kapacity podľa prvej vety.

(6)

Úhrada za pripojenie sa od odberateľa elektriny nevyžaduje pri

a)

zmene dodávateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity,

b)

zmene odberateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity

podľa schváleného prevádzkového poriadku prevádzkovateľa sústavy,

c)

opätovnom pridelení pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity odbernému elektrickému

zariadeniu so zohľadnením podmienok podľa odsekov 5 a 7,

d)

prevode zariadenia na výrobu elektriny alebo jeho časti na iný právny subjekt, ak

toto zariadenie na výrobu elektriny je súčasťou sústavy pôvodného vlastníka zariadenia.

(7)

Ak žiadateľ požiadal o zníženie hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, pri opätovnom

požiadaní o zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity do výšky pôvodnej hodnoty sa

neuplatňuje cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, ak žiadateľ

predložil žiadosť o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity

do dvoch rokov od požiadaného zníženia hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.

(8)

Cena za pripojenie pre krátkodobé odbery elektriny sa určuje prevádzkovateľom distribučnej

sústavy vo výške skutočne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy

pre pripojenie odberateľa elektriny.

(9)

Elektroenergetické zariadenie patriace do distribučnej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom

distribučnej sústavy alebo podnikateľom

61

)

po dohode s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami

prevádzkovateľa sústavy.

(10)

Cena za pripojenie sa neuplatní, ak je odberateľ elektriny už pripojený do distribučnej

sústavy a táto distribučná sústava bola prevzatá iným prevádzkovateľom distribučnej

sústavy.

(11)

Nadštandardné pripojenie užívateľa sústavy je, ak elektroenergetické zariadenie žiadateľa

je už pripojené do distribučnej sústavy a žiadateľ má zabezpečenú požadovanú maximálnu

rezervovanú kapacitu a žiada o pripojenie s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia

distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia. Nadštandardné pripojenie

sa poskytuje z napäťovej úrovne vysokého napätia a veľmi vysokého napätia. Cena za

nadštandardné pripojenia sa určí podľa spôsobu výpočtu pre štandardné pripojenie.

§ 42

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy do

napäťovej úrovne od 52 kV vrátane do 110 kV

(1)

Maximálna cena za pripojenie N

O

pri pripojení od 52 kV vrátane do 110 kV distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej

rezervovanej kapacity v od 52 kV vrátane do 110 kV distribučnej sústave zahrnuje náklady

na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej

sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v od 52 kV vrátane

do 110 kV distribučnej sústave a v prenosovej sústave a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

N

c

sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na výstavbu pripojenia a súvisiace

úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách,

b)

P

MRK

je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia žiadateľa v megawattoch,

c)

P

D

je disponibilná kapacita na pripojenie vytvorená nevyhnutnými úpravami energetických

zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiacimi

s pripojením žiadateľa do distribučnej sústavy v megawattoch,

d)

k

o

je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; ak je žiadateľom odberateľ

elektriny, hodnota koeficientu k

o

sa rovná 0,5, ak je žiadateľom výrobca elektriny hodnota koeficientu k

o

sa rovná jednej a ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, k

o

sa rovná 0,98.

(2)

Ak sa zvýši maximálna rezervovaná kapacita existujúceho odberateľa elektriny alebo

výrobcu elektriny, potom pre výpočet podľa odseku 1 platí, že

a)

N

c

je celkový náklad prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiaci s pripojením

žiadateľov na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV za predchádzajúcich päť

kalendárnych rokov,

b)

P

D

je celkový disponibilný výkon v megawattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických

zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov

o pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy

za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,

c)

P

MRK

je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa

§ 41 ods. 4

.

(3)

Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili nové pripojenia, použije

sa na určenie ceny za pripojenie výpočet podľa odseku 1, kde

1.

P

MRK

je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa

§ 41 ods. 4

,

2.

N

c

sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej

kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave

v eurách.

(4)

Ak sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny

pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej

kapacity existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v miestnej distribučnej

sústave a pripojenie vyvolá náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave

a v prenosovej sústave, maximálna cena za pripojenie zahrnuje náklady na pripojenie

požadovaného elektroenergetického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej

sústavy a vyvolané náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave a v prenosovej

sústave. Maximálna cena za pripojenie do miestnej distribučnej sústavy, do ktorej

je elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripojené,

sa uhrádza odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny prevádzkovateľovi miestnej

distribučnej sústavy.

(5)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna

rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny

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

sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu

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

ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.

(6)

Maximálna cena za pripojenie pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, sa uhrádza prevádzkovateľom miestnej

distribučnej sústavy, do ktorej sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny

alebo výrobcu elektriny pripája. Maximálna cena za pripojenie sa vypočíta podľa odseku

1, pričom pre výpočet platí, že N

c

sú celkové preukázateľne vyvolané náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy

v prenosovej sústave v eurách.

§ 43

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne od 1 kV

do 52 kV

(1)

Maximálna cena za pripojenie C

p

pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy

od 1 kV vrátane do 52 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej

sústave od 1 kV vrátane do 52 kV zahrnuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického

zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických

zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

N

VN

sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením

žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV v roku t-1,

b)

P

D

je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických

zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov

o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy

v roku t-1,

c)

P

MRK

je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,

d)

k

o

je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná

1.

0,5, ak je žiadateľom o pripojenie odberateľ elektriny,

2.

1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny okrem výrobcu elektriny podľa

tretieho bodu,

3.

0,98, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

alebo kombinovanou výrobou,

4.

ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny do napäťovej úrovne

od 1 kV do 52 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy

cez existujúce odberné miesto a ak je zároveň jeho odberné miesto vybavené určeným

meradlom s meraním výkonu, tak na účely určenia ceny za pripojenie zariadenia na výrobu

elektriny sa postupuje podľa vzorca

ak A > C, potom

kde

4a P je cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny,

4b A je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia zariadenia na výrobu elektriny,

ktorou je inštalovaný výkon zariadenia na výrobu elektriny, ktorý chce pripojiť žiadateľ

o pripojenie alebo o ktorý chce zvýšiť už existujúci inštalovaný výkon zariadenia

na výrobu elektriny (požadovaná maximálna rezervovaná kapacita),

4c B je maximálna rezervovaná kapacita odberného zariadenia uvedená v zmluve o pripojení

odberného zariadenia, alebo ak neexistuje zmluva o pripojení odberného zariadenia,

tak sa za maximálnu rezervovanú kapacitu pripojenia považuje najvyššia nameraná hodnota

príkonu za obdobie posledných dvoch rokov, ktorú určí prevádzkovateľ distribučnej

sústavy a ktorou je maximálna rezervovaná kapacita v existujúcom odbernom mieste,

4d C je skutočne využitá maximálna rezervovaná kapacita odberného zariadenia, ktorou

je najvyššia nameraná hodnota príkonu za obdobie maximálne dvoch predchádzajúcich

rokov, ktorú určí prevádzkovateľ distribučnej sústavy a ktorou je skutočne využitá

maximálna rezervovaná kapacita v existujúcom odbernom mieste,

4e N

VN

sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením

žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV v roku t-1,

4f P

D

je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických

zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov

o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy

v roku t-1

4g k

o1

je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná

1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny (okrem výrobcu elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou výrobcu elektriny), alebo

0,98, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

4h k

o2

je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná

0,5, a

ak A xxx C, potom

e)

N

VN a

P

D

– skutočné hodnoty celkových nákladov a celkového disponibilného výkonu v roku t v

prípade, že neboli realizované pripojenia v miestnej distribučnej sústave v roku t-1.

(2)

Maximálna cena za pripojenie C

p

určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na rok t-1 a na rok t sa oznamuje úradu

najneskôr do konca februára roku t.

(3)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna

rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny

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

sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu

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

ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena

za pripojenie sa určí vo výške preukázateľne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, najviac však do

výšky určenej podľa odseku 1.

§ 44

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne do 1 kV

(1)

Maximálna cena za pripojenie odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy

do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave

do 1 kV zohľadňuje hodnotu príkonu odberného elektroenergetického zariadenia, výšku

nákladov na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa

distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v miestnej

distribučnej sústave alebo v regionálnej distribučnej sústave a je určená pre amperickú

hodnotu hlavného istiaceho prvku pred elektromerom cenovým rozhodnutím. Cena za pripojenie

na rok t sa zvyšuje v porovnaní s cenou za pripojenie na rok t-1 o aritmetický priemer

indexov jadrovej inflácie JPI

t

za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1.

(2)

Cena za pripojenie výrobcu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny za pripojenie určenej

podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 5; ak je žiadateľom

o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou

kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.

(3)

Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny, okrem zariadenia na

výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou

výrobou, do napäťovej úrovne do 1 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny

je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, tak cena za pripojenie tohto

zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny určenej podľa odseku 1 a

koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,5, ak požadovaná maximálna rezervovaná

kapacitu zariadenia na výrobu elektriny je najviac vo výške doterajšej maximálnej

rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej

rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny je väčšia ako hodnota doterajšej

maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta, koeficient k je 0,5

pre maximálnu rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny v rozsahu do hodnoty

doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta a koeficient

k sa rovná 5,0 pre hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny

presahujúcu doterajšiu hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného

miesta.

(4)

Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov

energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba,

ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné

miesto, tak cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako

súčin ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná

0,49, ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacitu zariadenia na výrobu elektriny

je najviac vo výške doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného

miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu

elektriny je väčšia ako hodnota doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho

odberného miesta, koeficient k je 0,49 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity

zariadenia na výrobu elektriny do hodnoty doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity

existujúceho odberného miesta a koeficient k sa rovná 4,9 pre rozsah maximálnej rezervovanej

kapacity zariadenia na výrobu elektriny presahujúci doterajšiu hodnotu maximálnej

rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.

(5)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna

rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny

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

sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej

sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu

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

ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena

za pripojenie sa určí vo výške určenej podľa cenového rozhodnutia pre prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy pre rok t podľa odseku 1.

§ 45

Ak správca bytového domu alebo spoločenstvo vlastníkov bytov a nebytových priestorov

dodávateľovi elektriny alebo prevádzkovateľovi distribučnej sústavy preukáže, že užívanie

spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu je spojené výlučne s užívaním

bytov, nebytových priestorov alebo spoločných častí a spoločných zariadení iba domácnosťami,

distribúcia elektriny a dodávka elektriny do odberných miest spoločných častí a spoločných

zariadení bytového domu sa považuje za distribúciu elektriny pre domácnosti a dodávku

elektriny pre domácnosti.

§ 46

Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému výrobcom

elektriny

(1)

Tarifa za poskytovanie systémových služieb a tarifa za prevádzkovanie systému schválené

alebo určené cenovým rozhodnutím pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo pre

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je výrobca elektriny,

ktorý je aj dodávateľom elektriny, pripojený, sa uplatňujú týmto výrobcom elektriny

na všetku elektrinu ním vyrobenú a elektrinu týmto výrobcom elektriny dodanú do odberných

miest odberateľov elektriny pripojených priamym vedením. Ak je výrobca elektriny pripojený

do miestnej distribučnej sústavy, uplatňuje tarifu za poskytovanie systémových služieb

a tarifu za prevádzkovanie systému schválenú alebo určenú pre prevádzkovateľa prenosovej

sústavy alebo prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je táto

miestna distribučná sústava pripojená.

(2)

Na účely uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému

výrobca elektriny, ktorý je aj dodávateľom elektriny, poskytuje prevádzkovateľovi

sústavy, do ktorej je tento výrobca elektriny pripojený, údaje o skutočnom množstve

elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny tohto výrobcu elektriny a dodanej

odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej týmto výrobcom elektriny

okrem elektriny spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny,

a to vždy za príslušný mesiac do siedmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

§ 47

Prechodné ustanovenia

(1)

Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok

2014.

(2)

Ak sa cena na rok 2014 v konaní o cenovej regulácii neschváli do 31. decembra 2013,

do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu okrem výrobcu elektriny,

na rok 2014 sa uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na rok 2013; rovnako sa

postupuje, ak cena nebude určená.

§ 47a

Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 1. júla 2014

Podľa tejto vyhlášky v znení účinnom od 1. júla 2014 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní

cenovej regulácie na rok 2015.

§ 47b

Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 1. júla 2015

Podľa tejto vyhlášky v znení účinnom od 1. júla 2015 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní

cenovej regulácie na rok 2016.

§ 48

Účinnosť

Táto vyhláška nadobúda účinnosť 30. júla 2013.