VYHLÁŠKA 225/2011 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, pre ktorý sa určuje cena,

d)

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

e)

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

f)

jednotkou množstva elektriny 1 MWh,

g)

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 organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého

trhu s elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,

h)

tarifa 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,

i)

spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia

výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy

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

j)

ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie

národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,

k)

technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických

častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok,

l)

výstavbou zariadenia na výrobu elektriny realizácia nového zariadenia na výrobu elektriny

alebo úprava existujúceho zariadenia na výrobu elektriny,

m)

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

zariadenia výrobcu elektriny za odbernými miestami výrobcu elektriny.

§ 2

Rozsah, štruktúra a výška oprávnených nákladov

(1)

Oprávnenými nákladmi sú primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným

predpisom

1

)

preukázateľne a v nevyhnutnom rozsahu vynaložené na vykonávanie regulovanej činnosti,

2

)

a to

a)

náklady na obstaranie elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti vrátane nákladov

na vyrovnanie odchýlky odberateľov elektriny v domácnosti pri dodávke elektriny odberateľom

v domácnosti,

b)

náklady na obstaranie regulačnej elektriny,

3

)

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;

4

)

za 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 hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december roku t-2

a január až jún roku t-1 zverejnených Štatistickým úradom Slovenskej republiky (ďalej

len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia zmena oproti rovnakému obdobiu

minulého roku v percentách“,

f)

náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,

5

)

v prípade poplatkov za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky

vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu

5a

)

a v prípade skleníkových plynov len náklady maximálne do výšky 50 % na nákup emisných

kvót nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej

činnosti,

g)

odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku;

6

)

pri hmotnom majetku sa za oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie hmotného

majetku

7

)

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

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

majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti, ak táto vyhláška neustanovuje

inak,

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,

8

)

j)

úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky

9

)

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

na regulovanú činnosť.

(2)

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 spoločnosti,

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 určený 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 sponzorovania športových,

kultúrnych a zábavných podujatí,

ae)

spotreba pohonných látok nad normu spotreby pohonných látok,

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 a komoditnými derivátmi,

ah)

úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,

24

)

ai)

ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.

(3)

Do oprávnených nákladov je možné zahrnúť 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 < X , potom sa JPI – X = 0 (ďalej len

„faktor efektivity“). Ak je JPI < X, potom sa zahrnú do oprávnených nákladov v roku

t režijné náklady najviac vo výške režijných nákladov roku t-1.

§ 3

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 je určená ako súčin miery výnosnosti regulačnej bázy

aktív pred zdanením WACC a hodnoty regulačnej bázy aktív. WACC je úradom určená miera

výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie vypočítaná podľa

vzorca

; na rok 2012 je WACC určená vo výške 6,04 %;

kde

a)

T – je sadzba dane z príjmov na rok t,

b)

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

c)

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

d)

RE – je reálna cena vlastného kapitálu a vlastných zdrojov vypočítaná podľa vzorca

R

E

= R

F

+ β

LEV

x (R

M

- R

F

),

kde

1.

R

F

– je výnosnosť bezrizikového aktíva, prepočítaný priemerný výnos päťročných a viacročných

štátnych dlhopisov emitovaných na slovenskom trhu za roky 2007 až 2011 na rok 2012

vo výške 4,01 %,

2.

β

LEV

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

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

kde

2.1.

β

UNLEV

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

na rok 2012 vo výške 0,30; pre ďalšie roky určený úradom v intervale od 0,30 do 0,65,

2.2.

D/E – je pomer cudzích zdrojov ku vlastnému imaniu; na rok 2012 určený vo výške 60

% v prospech cudzieho kapitálu,

3.

R

M

– je výkonnosť trhového portfólia určená úradom na rok 2012 vo výške 7,01 %,

4.

(R

M

– R

F

) – je celková riziková prémia pre rok 2012 určená úradom vo výške 3,00 %; pre ďalšie

roky určená úradom v intervale od 3 % do 6 %,

e)

R

D

– je reálna cena cudzích zdrojov, prepočítaná priemerná výška úverov poskytnutých

nefinančným spoločnostiam na obdobie päť a viac rokov s výškou úveru nad 1 000 000

eur, na rok 2012 vo výške 5,13 %.

(3)

Hodnoty parametrov na roky 2013 až 2016, ktoré slúžia pre výpočet miery výnosnosti

regulačnej bázy aktív WACC, sa zverejnia na webovom sídle úradu do 30. júna kalendárneho

roku.

(4)

Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre domácnosti, ktorý je

možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre domácnosti, je maximálne 8 % z ceny

elektriny CE

t

bez odchýlky určenej podľa

§ 28 ods. 1

, najviac však 3 eurá/MWh.

(5)

Najvyššia miera primeraného zisku, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny

dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne

a)

12 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa

§ 46 ods. 1

, najviac však 6 eur/MWh pre odberateľov elektriny v domácnosti,

b)

16 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa

§ 46 ods. 1

, najviac však 10 eur/MWh pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v

domácnosti.

§ 4

Návrh ceny

(1)

Návrh ceny sa predkladá za každú regulovanú činnosť samostatne.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb, vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať

pre účastníkov trhu s elektrinou za jednotlivé tovary, služby a regulované činnosti,

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

distribúcie elektriny alebo dodávky elektriny v jednotlivých sadzbách, počet odberných

miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných technických

maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,

c)

účtovná závierka

25

)

za rok t-2 pozostávajúca zo súvahy a výkazu ziskov a strát v plnom rozsahu; to neplatí

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

kombinovanou výrobou,

d)

výročná správa

25

)

a správa audítora k účtovnej závierke za rok t-2 podľa osobitného predpisu,

26

)

ak má regulovaný subjekt povinnosť auditu; to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

e)

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,

f)

spôsob rozvrhnutia aktív a pasív, nákladov a výnosov a pravidlá pre odpisovanie za

jednotlivé regulované činnosti, to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov

energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

g)

výpočty a údaje podľa

1.

§ 6 až 12

, týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, kombinovanou

výrobou a z domáceho uhlia,

2.

§ 15 až 21

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

služieb a systémových služieb,

3.

§ 22 až 26

, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify

za prevádzkovanie sústavy,

4.

§ 27 až 29

, týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti,

5.

§ 30 až 33

, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za

prevádzkovanie sústavy,

6.

§ 34 až 40

, týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,

7.

§ 41 až 44

, týkajúce sa regulovanej činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v elektroenergetike,

8.

§ 45

a

46

, týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,

h)

ďalšie podklady, ak tak ustanovuje táto vyhláška.

(3)

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b), e) a f) sa predkladajú aj elektronicky.

(4)

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

§ 5

(1)

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

miesta.

(2)

Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty.

§ 6

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa

§ 6 až 11

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

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, a podľa

§ 12

na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva

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

hospodárskom záujme a vykonáva sa

a)

priamym určením pevnej ceny elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a

elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou elektriny a tepla,

b)

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

(2)

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.

(3)

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.

(4)

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

§ 8 až 11

.

(5)

S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá

a)

osvedčenie podľa osobitného predpisu,

27

)

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

28

)

alebo čestné vyhlásenie výrobcu elektriny o tom, že zariadenie výrobcu elektriny

je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, vrátane

vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej

elektriny podľa osobitného predpisu,

29

)

d)

jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického

výkonu,

e)

kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej

sústavy alebo do prenosovej sústavy,

f)

list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy evidovanej v katastri nehnuteľností

30

)

spojenej so zemou pevným základom, na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti

ktorej je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny

slnečnú energiu.

(6)

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

a to

a)

údaje podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 1

,

b)

údaje o

1.

spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora 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 či bola alebo

nebola poskytnutá podpora použitá 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,

c)

údaje o

1.

výhrevnosti

31

)

a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny,

2.

množstve využiteľného tepla alebo vykonanej mechanickej práce,

3.

spôsobe využitia využiteľného tepla alebo mechanickej práce vyrobených spoločne s

elektrinou,

5.

výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa

osobitného predpisu.

32

)

(7)

S návrhom ceny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu

rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj 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.

32a

)

(8)

Cena elektriny sa pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie

podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, okrem zariadenia výrobcu elektriny

využívajúce ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane,

určí na rok t podľa

§ 8 ods. 2 a 3

,

§ 9 ods. 1 a 2

,

§ 10 ods. 1 a 2

,

§ 11, 11a alebo § 11b

a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu

technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými

nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu

elektriny zverejnených úradom podľa odseku 12 na rok t takto

a)

rozsah investičných nákladov do 50 % vrátane, o 100 %,

b)

rozsah investičných nákladov viac ako 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,

c)

rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,

d)

rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,

e)

rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.

(9)

Cena elektriny sa pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie

podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, ktoré využíva ako zdroj vodnú energiu

s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, určí na rok t podľa „

§ 8 ods. 2 a 3

,

§ 9 ods. 1 a 2

,

§ 10 ods. 1 a 2

,

§ 11, 11a alebo § 11b

a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu

technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými

nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu

elektriny zverejnených úradom podľa odseku 12 na rok t takto

a)

rozsah investičných nákladov do 20 % vrátane, o 100 %,

b)

rozsah investičných nákladov od 20 % do 40 % vrátane, o 35 %,

c)

rozsah investičných nákladov od 40 % do 50 % vrátane, o 30 %,

d)

rozsah investičných nákladov od 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,

e)

rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,

f)

rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,

g)

rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.

(10)

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.

33

)

(11)

Ceny elektriny zohľadňujú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov a oprávnené

náklady a sú ustanovené v súlade s osobitným predpisom

34

)

a na základe metodiky výpočtu, ktorá 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)

odpisy,

g)

osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.

(12)

Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej technologickej časti

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

elektriny a spôsob výpočtu príplatku Pzn

i

t

zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu.

(13)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie sa na účely určenia alebo

schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe cenového

rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie.

35

)

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,

36

)

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

t.

(14)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa na účely určenia

alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe

cenového rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou

výrobou za rok t-2. Pre nových výrobcov elektriny 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.

(15)

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 2 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou.

Ak sa na 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.

(16)

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.

§ 7

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

t

i,j

sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca

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

37

)

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 výroby elektriny

Primárne palivo

Príplatok Pzn

i

t

v eur/MWh

2012

2013

z obnoviteľných zdrojov energie

biomasa

0

0

biokvapalina – rastlinný olej

17,75

0

bioplyn

0

0

biometán

0

0

vysoko účinnou kombinovanou

výrobou

zemný plyn

3,77

0

vykurovací olej

4,64

0

hnedé uhlie

0

0

čierne uhlie

0

0

(2)

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

elektriny pre stanovenie doplatku vzorec 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 stanoví podľa

§ 6 ods. 8

alebo

ods. 9

.

(3)

Príplatok Pzn

i

t

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-tú technológiu 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

kde

kde

a)

NCPP

t-1

i

– 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 jeho hodnota kladná a 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.

§ 8

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované

pred 1. januárom 2010, uvedené do prevádzky pred 1. januárom 2010 alebo uvedené do

prevádzky v roku 2010

(1)

Cena elektriny pre stanovenie doplatku sa pre zariadenia výrobcu elektriny rekonštruované

alebo modernizované pred 1. januárom 2010 alebo uvedené do prevádzky pred 1. januárom

2010 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

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

Koeficient

1,00

1,00

0,9789

0,9744

0,9579

0,9466

0,9195

0,8984

0,8704

0,8456

0,8187

0,7850

0,7731

(2)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie pre zariadenie výrobcu elektriny

uvedené do prevádzky v roku 2010 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

109,08 eura/MWh,

2. od 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

1. do 100 kW vrátane

430,72 eura/MWh,

2. nad 100 kW

425,12 eura/MWh,

c)

z veternej energie

80,91 eura/MWh,

d)

z geotermálnej energie

195,84 eura/MWh,

e)

zo spaľovania

1. cielene pestovanej biomasy

113,10 eura/MWh,

2. odpadnej biomasy ostatnej

125,98 eura/MWh,

f)

zo spoluspaľovania biomasy alebo odpadov s fosílnymi palivami

126,14 eura/MWh,

g)

zo spaľovania

1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd

96,36 eura/MWh,

2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

do 1 MW vrátane

148,72 eura/MWh,

3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 1 MW

131,45 eura/MWh,

4. termochemickým splyňovaním v splyňovacom generátore

159,85 eura/MWh.

(3)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou pre zariadenie výrobcu

elektriny uvedené do prevádzky v roku 2010 sa určuje priamym určením pevnej ceny v

eurách na megawatthodinu takto

a)

v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom

81,87 eura/MWh,

b)

v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla

75,59 eura/MWh,

c)

v spaľovacom motore s palivom

1.

zemný plyn

85,89 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

85,89 eura/MWh,

3.

zmes vzduchu a metánu

73,94 eura/MWh,

4.

z katalyticky spracovaného odpadu

149,00 eur/MWh,

d)

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

s palivom

1.

zemný plyn

83,65 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

83,65 eura/MWh,

3.

hnedé uhlie

88,72 eura/MWh,

4.

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

vrátane

82,15 eura/MWh,

5.

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

78,87 eura/MWh,

6.

komunálny odpad

80,00 eur/MWh,

e)

v Rankinovom organickom cykle

123,24 eura/MWh.

§ 9

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

2011 do 30. júna 2011

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011 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

109,08 eura/MWh,

2. od 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

1. do 100 kW vrátane umiestneného na budove

387,65 eura/MWh,

2. do 100 kW vrátane neumiestneného na budove

387,65 eura/MWh,

3. od 100 kW do 1 MW vrátane

382,61 eura/MWh,

4. od 1 MW do 4 MW

382,61 eura/MWh,

5. od 4 MW vrátane a viac

382,61 eura/MWh,

c)

z veternej energie

80,91 eura/MWh,

d)

z geotermálnej energie

195,84 eura/MWh,

e)

zo spaľovania kombinovanou výrobou

1. cielene pestovanej biomasy

113,10 eura/MWh,

2. odpadnej biomasy ostatnej

127,98 eura/MWh,

f)

zo spoluspaľovania biomasy alebo biologicky rozložiteľných zložiek odpadov s fosílnymi

palivami kombinovanou výrobou

126,14 eura/MWh,

g)

zo spaľovania fermentovanej biomasy

144,88 eura/MWh,

h)

zo spaľovania

1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd

96,36 eura/MWh,

2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

do 1 MW vrátane

148,72 eura/MWh,

3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 1 MW

132,45 eura/MWh,

4. plynu alebo kvapaliny vyrobenej termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom

generátore

159,85 eur/MWh.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011 sa určuje priamym

určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto

a)

v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom

81,87 eura/MWh,

b)

v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla

75,59 eura/MWh,

c)

v spaľovacom motore s palivom

1.

zemný plyn

85,89 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

85,89 eura/MWh,

3.

zmes vzduchu a metánu

73,94 eura/MWh,

4.

z katalyticky spracovaného odpadu

149,00 eur/MWh,

d)

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

s palivom

1.

zemný plyn

83,65 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

83,65 eura/MWh,

3.

hnedé uhlie

88,72 eura/MWh,

4.

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

vrátane

82,15 eura/MWh,

5.

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

78,87 eura/MWh,

6.

komunálny odpad

80,00 eur/MWh,

7.

plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore

114,71 eura/MWh,

e)

v Rankinovom organickom cykle

123,24 eura/MWh.

(3)

Ceny elektriny podľa odseku 1 písm. b) druhého až piateho bodu je možné v konaní

o cenovej regulácii schváliť alebo určiť, ak sú splnené podmienky podľa osobitného

predpisu.

38

)

§ 10

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. júla 2011

do 31. decembra 2011

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011 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

109,08 eura/MWh,

2. od 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

259,17 eura/MWh,

c)

z veternej energie

79,29 eura/MWh,

d)

z geotermálnej energie

195,84 eura/MWh,

e)

zo spaľovania kombinovanou výrobou

1. cielene pestovanej biomasy

112,24 eura/MWh,

2. odpadnej biomasy ostatnej

122,64 eura/MWh,

3. zo spaľovania fermentovanej biomasy

144,88 eura/MWh,

4. biokvapaliny

115,00 eur/MWh,

f)

zo spoluspaľovania biomasy alebo biologicky rozložiteľných zložiek odpadov s fosílnymi

palivami kombinovanou výrobou

123,27 eura/MWh,

g)

zo spaľovania

1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd

93,08 eura/MWh,

2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým

výkonom zariadenia do 1 MW vrátane

145,00 eur/MWh,

3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 1 MW

129,44 eura/MWh,

4. plynu alebo kvapaliny vyrobenej termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom

generátore

159,85 eura/MWh.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011 sa určuje priamym

určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto

a)

v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom

81,87 eura/MWh,

b)

v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla

75,59 eura/MWh,

c)

v spaľovacom motore s palivom

1.

zemný plyn

85,89 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

85,89 eura/MWh,

3.

zmes vzduchu a metánu

73,94 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

83,65 eura/MWh,

2.

vykurovací olej

83,65 eura/MWh,

3.

hnedé uhlie

88,72 eura/MWh,

4.

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

vrátane

82,15 eura/MWh,

5.

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

78,87 eura/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.

§ 11

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

2012 do 30. júna 2012

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 do 30. júna 2012 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. od 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

194,54 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

171,00 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,

39

)

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

93,08 eura/MWh,

2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

do 1 MW vrátane

136,33 eura/MWh,

3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 1 MW

118,13 eura/MWh,

4. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore

149,87 eura/MWh.

5. fermetovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu

144,88 eura/MWh.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 do 30. júna 2012 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

85,52 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 elektrny nad 50 MW

79,81 eura/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.

(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.

§ 11a

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. júla 2012

do 31. decembra 2012

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky od 1. júla 2012 do 31. decembra 2012 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.

od 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 171,00 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,

39

)

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 93,08 eura/MWh,

2.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermen-tačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

do 1 MW vrátane okrem plynu podľa prvého bodu 136,33 eura/MWh,

3.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 1 MW okrem plynu podľa prvého bodu 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.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky od 1. júla 2012 do 31. decembra 2012 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 eura/MWh,

5.

z termického štiepenia odpadov

a jeho produktov 140,00 eura/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 eura/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.

(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.

§ 11b

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

2013

(1)

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny

uvedeného do prevádzky od 1. januára 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.

od 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,

39

)

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 prvého bodu 134,08 eura/MWh,

3.

bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia

nad 1 MW okrem plynu podľa prvého bodu 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.

(2)

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu

elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 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 eura/MWh,

5.

z termického štiepenia odpadov a jeho produktov 140,00 eura/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 eura/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.

(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.

§ 12

Výroba elektriny z domáceho uhlia

(1)

Elektrina vyrobená z domáceho uhlia sa dodáva dodávateľom elektriny, ktorého dodávka

elektriny do odberných miest koncovým odberateľom elektriny v roku t-2 bola vyššia

ako 2 500 000 MWh, na základe rozhodnutia ministerstva o uložení povinnosti vo všeobecnom

hospodárskom záujme.

(2)

Výrobca elektriny na základe rozhodnutia ministerstva o uložení povinnosti vo všeobecnom

hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia uplatňuje za každú megawatthodinu

elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená z domáceho uhlia,

pevnú cenu DOP

t

v eurách za megawatthodinu vypočítanú podľa vzorca

kde

a)

VN

t

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

uhlia v eurách na rok t,

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; FN

t

sú vo výške najviac podľa vzorca

kde

1.

FN

vych

– 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 podľa

§ 2 ods. 3

,

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

§ 3 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

VEt = (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 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,

e)

VPS

t

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

elektriny z domáceho uhlia na rok t,

f)

QDE

t

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

elektriny podľa odseku 1,

g)

KDU

t

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

subjektu v eurách na rok t vypočítaná podľa odseku 3.

(3)

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

)

kde

a)

SVN

t-2

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

uhlia v eurách na rok 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; faktor

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;

faktor 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

§ 3 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,

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

– 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-2,ZA

,

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,

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.

§ 13

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

(1)

Výnos za prevádzkovanie systému na rok t VPS

t

v eurách, ktorý je uplatňovaný prostredníctvom tarify za prevádzkovanie systému TPS

t

v eurách na jednotku množstva elektriny, sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PNOZEKV

t

– sú plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov výrobcov elektriny

na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a technológiami kombinovanej výroby

vrátane nákladov súvisiacich s nákupom zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny

v regionálnych distribučných sústavách v roku t, určené podľa

§ 14

,

b)

PNNhu

t

– sú plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny

z domáceho uhlia v roku t určené ako súčin tarify DOP

t

podľa

§ 12 ods. 2

a množstva elektriny vykúpenej podľa

§ 12 ods. 1

,

c)

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2 na vymedzenom území,

d)

KRDS

t

i

– je korekcia i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách, ktorá

zohľadňuje náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2

určená podľa

§ 25 ods. 3

.

e)

PNOT

t

– sú plánované náklady v eurách na rok t zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na

organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou PNOT

t

v roku t určené podľa

§ 43 ods. 2 písm. b)

,

f)

KPS

t

– je korekcia prevádzkovateľa prenosovej sústavy KPS

t

v eurách, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb za prevádzkovanie systému v

roku t-2 určená podľa

§ 18 ods. 2

.

(2)

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.

(3)

Pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy priamo pripojeného do

prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPS

i

t

prepočítaná na spotrebu elektriny na časti vymedzeného územia príslušného i-tého

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, ktorá predstavuje spolu s uplatnením

TPS

t

alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny

z domáceho uhlia v roku t upravených o korekciu KRDS

t

i

, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v

roku t-2.

(4)

Korekcia zohľadňujúca náklady a výnosy súvisiace s uplatnením tarify za prevádzkovanie

systému za rok t-2 sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy zohľadní vo výške jeho

výnosu PCNOT

t

z uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v roku t.

(5)

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.

(6)

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.

(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 prevádzkovanie systému TPS

t

na celé množstvo takto odobratej elektriny.

(8)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za vlastnú spotrebu elektriny pri

výrobe elektriny ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných

elektrárňach.

(9)

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

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.

§ 14

Spôsob výpočtu alikvotnej časti nákladov vynaložených na podporu výroby elektriny

z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou zohľadnených

v tarife za prevádzkovanie systému

(1)

Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách vynaložených na podporu výroby elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a kombinovanou výrobou PNOZEKV

t

zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PNOZEKV

t

= NSTR

t

+ KSTR

t

+ NDOP

t

+ KDOP

t

+ NDD

t

+ KDD

t

+ NOD

t

+ KNOD

t

,

kde

a)

NSTR

t

– sú náklady súvisiace s odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych

distribučných sústavách v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca

kde

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,

2.

PCQSTR

i

t

– je plánované množstvo strát elektriny v sústave i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t,

3.

ACESTRZP

t

– je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny

základného pásma na obdobie od 1. januára do 31. decembra roku t na účely pokrytia

strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na

odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov

regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t

sú schválené alebo určené úradom v cenovom konaní za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny,

4.

CESTR

i

t

– je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

bez 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,

b)

KSTR

t

– je korekčný faktor nákladov súvisiacich s odberom elektriny na účel pokrytia strát

elektriny v regionálnych distribučných sústavách v eurách v roku t, ktorý sa na roky

2013 a 2014 vypočíta podľa vzorca; na rok t nasledujúci po roku 2014 sa KSTR

t

vypočíta podľa vzorca

kde

6.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,

7.

PCQSTR

i

t-2

– je plánované množstvo strát elektriny v sústave i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

8.

SCQSTR

i

t-2

– je skutočné množstvo strát elektriny v sústave i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

9.

ACESTRZP

t-2

– je určená cena elektriny na straty základného pásma na obdobie od 1. januára do

31. decembra roku t-2, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny na účely pokrytia

strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na

odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov

regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2

sú schválené alebo určené úradom v rámci cenového konania za prístup do distribučnej

sústavy a distribúciu elektriny,

10.

CESTR

i

t-2

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

sústavy bez 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,

c)

NDOP

t

– sú náklady súvisiace s doplatkom v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,

2.

p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v roku

t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom

území ktorej sa nachádzajú,

3.

r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku

t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom

území ktorej sa nachádzajú,

4.

PQVOZE

j

t

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

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

zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo

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

5.

PQTOZE

j

t

– je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v roku t v j-tom

zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,

ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území

ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny,

6.

DOPOZE

j

t

– je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo

na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny

v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

DOPOZE

j

t

= CEPSDOZE

j

t

- ACESTR

t

,

ak je CEPSDOZE

j

t

- ACESTRZP

t

≤ 0, potom DOPOZE

i

t

sa rovná nule,

kde

CEPSDOZE

j

t

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

elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t,

7.

PQVKV

j

t

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

v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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,

8.

PQTKV

j

t

– je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení

na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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,

9.

DOPKV

j

t

– je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou

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

alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny

v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

DOPKV

t

j

= CEPSDKV

t

j

- ACESTRZP

t

,

ak je CEPSDKV

t

j

- ACESTRZP

t

≤ 0, potom DOPKV

i

t

sa rovná nule,

kde

CEPSDKV

j

t

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

elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t,

d)

KDOP

t

– je korekčný faktor súvisiaci s nákladmi na doplatok v eurách v roku t, ktorý sa

vypočíta podľa vzorca

kde

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,

2.

p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí

sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej

sa nachádzajú, v roku t-2,

3.

r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí

sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej

sa nachádzajú v roku t-2,

4.

PQVOZE

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, ktorí

sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej

sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

5.

PQTOZE

j

t-2

– je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení

na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení

do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú,

v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

6.

SQVOZE

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, ktorí

sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej

sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

7.

SQTOZE

j

t-2

– je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení

na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení

do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú,

v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

8.

DOPOZE

j

t-2

– je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo

na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny

v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

DOPOZE

j

t-2

= CEPSDOZE

j

t-2

- ACESTR

t-2

,

kde

CEPSDOZE

j

t-2

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

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

9.

PQVKV

j

t-2

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

v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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,

10.

PQTKV

j

t-2

– je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení

na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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,

11.

SQVKV

j

t-2

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

v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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,

12.

SQTKV

j

t-2

– je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení

na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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,

13.

DOPKV

j

t-2

– je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou

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

alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny

v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

DOPKV

j

t-2

= CEPSDKV

j

t-2

- ACESTR

t-2

,

kde

CEPSDKV

j

t-2

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

elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t-2,

pri výpočte KDOP

t

sa na roky 2013 a 2014 zohľadní hodnota ceny elektriny na straty určená na roky 2011

a 2012,

e)

NDD

t

– je plánovaná alikvotná časť nákladov na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie

strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj prekúpeného množstva

elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta

podľa vzorca

kde

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,

2.

p – je počet hodín roku t,

3.

PQSTRdok

t

i,j

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

roku t na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej

distribučnej sústave; vzorec 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 elktriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo

zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, vzorec

sa rovná nule,

4.

CEDD

i

t

– je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie

strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

5.

CESTR

i

t

– je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

bez 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,

6.

PQSTRprek

t

i,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 distribučnej sústavy;

PQSTRprek

t

i,j

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

t

i,j

sa rovná nule,

7.

PCETRH

j

t

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

t v j-tej hodine roku t; PCETRH

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,

8.

ACESTRZP

t

– je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny

základného pásma na obdobie od 1. januára do 31. decembra roku t na účely pokrytia

strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na

odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov

regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t

sú schválené alebo určené úradom v cenovom konaní za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny,

f)

KDD

t

– je korekčný faktor súvisiaci s alikvotnou časťou nákladov na dokúpenie zvyškového

diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj

prekúpeného množstva elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách

na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,

2.

p – je počet hodín roku t,

3.

SQSTRdok

i,j

t-2

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

t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej

distribučnej sústave; SQSTRdok

i,j

t-2

sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 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 záporný, SQSTRdok

i,j

t-2

sa rovná nule,

4.

PQSTRdok

i,j

t-2

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

roku t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej

distribučnej sústave; PQSTRdok

i,j

t-2

sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 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 záporný, PQSTRdok

i,j

t-2

sa rovná nule,

5.

CEDD

i

t-2

– je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie

strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku

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

6.

CESTR

i

t-2

– je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

bez 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,

7.

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,

8.

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,

9.

SCETRH

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; SCETRH

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

i,j

t-2

; prekúpené množstvo elektriny SQSTRprek

i,j

t-2

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

i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny

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

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

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

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

trhu s elektrinou,

10.

PCETRH

j

t-2

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

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

j

t-2

sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t-2 ako aritmetický priemer cien

elektriny príslušných hodín dní 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 organizovaný

organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; na účely výpočtu parametra KDD

2012

sa pre regulovaný subjekt uplatní parameter PCETRH

j

2010

pre každú hodinu roku 2010 v hodnote rovnajúcej sa hodnote parametra PCEPTRH

2010

uvedeného v cenovom rozhodnutí pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

o cenách za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike a za prevádzkovanie

systému na rok 2010,

11.

ACESTRZP

t-2

– je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny

základného pásma na obdobie od 1. januára do 31. decembra roku t-2 na účely pokrytia

strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na

odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov

regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2

sú schválené alebo určené úradom v cenovom konaní za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny,

g)

NOD

t

– sú plánované náklady v eurách na rok t súvisiace s odchýlkou spôsobenou odberom

elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách

zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím

zodpovednosti za odchýlku, vypočítané podľa vzorca

kde

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,

2.

r – je počet štvrťhodín v roku t,

3.

PQOD

t

j

–

je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny v j-tej štvrťhodine roku t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo

na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je

subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

4.

PZCOD

t

j

–

je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku

množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t; PZCOD

t

j

sa rovná na obdobie január až september roku t hodnotám za obdobie január až september

roku t-1 a na obdobie október až december roku t sa primerane použijú hodnoty z obdobia

október až december roku t-2,

5.

kzpo – je plánovaný určený koeficient zápornej platby za odchýlku na rok t,

6.

KL – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQOD

t

j

a PZCOD

t

j

kladný alebo rovný nule,

7.

ZA – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQOD

t

j

a PZCOD

t

j

záporný,

h)

KNOD

t

– je korekčný faktor nákladov v eurách na rok t súvisiacich s odchýlkou spôsobenou

odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách

zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím

zodpovednosti za odchýlku; KNOD

t

sa na rok t = 2013 vypočíta podľa vzorca

kde

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,

2.

s – je počet štvrťhodín v roku t-2,

3.

SQOD

t-2

j

– je skutočná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo

na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,

4.

SZCOD

t-2

j

– je skutočná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku

množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,

5.

SVN

t-2

– sú skutočné viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu

zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

6.

SVOD

t-2

– je skutočný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania

zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť

za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

7.

SCQOD

t-2

– je skutočná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca

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

výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti

za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca

kde

– je absolútna hodnota skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo

na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je

subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

8.

SQSZ

t-2

– je skutočné množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej

elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

9.

r – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu

zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky

určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania

je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

10.

PQOD

t-2

j

– je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo

na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,

11.

PZCOD

t-2

j

– je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku

množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,

12.

PVN

t-2

– sú plánované viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu

zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

13.

PVOD

t-2

– je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom

zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal

zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

14.

PCQOD

t-2

– je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca

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

výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti

za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca

kde

– je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo

na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je

subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

15.

PQSZ

t-2

– je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej

elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy; a na rok t nasledujúci po roku 2013

sa KNOD

t

vypočíta podľa vzorca

kde

16.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,

17.

r – je počet štvrťhodín v roku t,

18.

SQOD

t-2

j

– je skutočná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo

na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je

subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

19.

SZCOD

t-2

j

– je skutočná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku

množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2,

20.

PQOD

t-2

j

– je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva

elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo

na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je

subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy,

21.

PZCOD

t-2

j

– je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku

množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 použitá na výpočet NOD na rok t-2,

22.

skzpo – je skutočný určený koeficient zápornej platby za odchýlku za rok t-2, ktorý

sa určí ako aritmetický priemer mesačných koeficientov zápornej platby za odchýlku

na konečný prepočet vyhodnotenia odchýlky použitých organizátorom krátkodobého trhu

s elektrinou v roku t-2,

23.

KL – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQOD

t-2

j

a PZCOD

t-2

j

kladný alebo rovný nule,

24.

ZA – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQOD

t-2

j

a PZCOD

t-2

j

záporný.

(2)

Množstvo nakúpenej elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko

účinnou kombinovanou výrobou, ktoré prevyšuje diagram strát prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy, sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy.

Ak má prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy prenesenú zodpovednosť za odchýlku,

uvedené množstvo nakúpenej elektriny sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej

sústavy subjektu zúčtovania, ktorý prevzal za neho zodpovednosť za odchýlku.

(3)

Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou PNOZEKV

t

podľa odseku 1 sa upraví o rozdiel vyplateného doplatku a doplatku, ktorý zodpovedá

množstvu elektriny podľa potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

alebo potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou

za uplynulé obdobie podľa osobitného predpisu.

40

)

§ 15

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa

§ 15 až 21

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

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

a)

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

a prenos elektriny,

b)

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

c)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.

(2)

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.

(3)

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 na prenosovú sústavu 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 zahraničia.

(4)

Tarify za rezervovaný výkon a za prenos plánovaného množstva elektriny QPP

t

sa určia tak, aby výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin

maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa

§ 16 ods. 1

a plánovaného množstva elektriny QPP

t

.

(5)

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, možno zarátať len primerané náklady,

ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.

41

)

§ 16

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 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 podľa

§ 2 ods. 3

,

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

42

)

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

§ 3 ods. 2 a 3

,

h)

K

SK

– je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality; K

SK

sa na roky 2012 až 2015 rovná jednej a na rok 2016 sa určí úradom na základe dosiahnutej

úrovne vybraných štandardov kvality v roku 2014 v intervale od 0,98 do 1,00,

i)

K

DZ

– je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícii 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 0,99 do 1,00,

j)

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,

k)

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 odčítaní nákladov fakturovaných regulovanému

subjektu z aukcii prenosovej kapacity na hraničných profiloch prenosovej sústavy,

3.

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

l)

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,

m)

QPP

t

– je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy

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

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t, vypočítané

ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a

t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva

za roky t a t+1.

(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.

(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.

§ 17

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 zahraničia,

b)

PPSC

PS,t

– je percento plánovaných strát pri prenose elektriny prenosovou sústavou na rok t

vypočítané podľa vzorca

kde

1.

SQPL

t-3

– je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva

elektriny v roku t-3,

2.

SQPL

t-2

– je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva

elektriny v roku t-2,

3.

SVstE

PS,t-3

– je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce

do prenosovej sústavy v roku t-3 vrátane tokov zahraničia,

4.

SVstE

PS,t-2

– je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce

do prenosovej sústavy v roku t-2 vrátane tokov zahraničia.

(2)

Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose

elektriny PSstraty

t

, 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 úradom 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 CZ 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 prenose elektriny na

rok t,

3.

O

t

– sú úradom 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 na rok t-2,

6.

QSK

t-2

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

§ 18

Uplatnenie tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(1)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje pre prevádzkovateľov distribučnej sústavy

a koncových odberateľov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, pričom schválený

alebo určený maximálny plánovaný výnos PCNOT

t

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

PCNOT

t

= PNOT

t

- KPS

t

,

kde

a)

PNOT

t

– je alikvotná časť nákladov v eurách na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého

trhu s elektrinou na rok t určených podľa

§ 43 ods. 2 písm. b)

,

b)

KPS

t

– je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu

z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 podľa odseku 2.

(2)

Tarify za prevádzkovanie systému TPS

t

a TPS

i

t

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určia tak, aby výnos z uplatnenia

týchto taríf neprekročil maximálny plánovaný výnos PCNOT

t

určený podľa odseku 1; tieto tarify sa vypočítajú z nasledujúceho vzorca

kde

a)

TPS

t

– je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov

elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej

sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QK

t

po

– je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny

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

sústavy, v jednotkách množstva elektriny na rok t,

c)

QZ

t

po

– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobený vo vlastnom zariadení

na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení

na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy a dodaný odberateľom

elektriny v rámci miestným distribučnej sústavy a spotrebovaný pre vlastnú spotrebu

v rámci miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu

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

d)

QV

t

po

– je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení výrobcov elektriny pripojených

priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej

pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výroby elektriny

okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny,

v jednotkách množstva elektriny na rok t,

e)

Kvd

t

– je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t ktorého hodnota je 0,95,

f)

– 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,

g)

TPS

t

i

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

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

h)

QK

t

i

– je celkový plánovaný objem elektriny odobratý všetkými koncovými odberateľmi elektriny

z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne

oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny na rok t,

i)

d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,

(3)

Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu

z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

TPS

t-2

– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre koncových odberateľov

elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej

sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,

b)

– je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny

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

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

c)

– je celkové skutočné množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej

distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo

vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy

alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy

dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované

pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby

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

d)

– je celkové skutočné množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny

pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením

a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia

na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách

množstva elektriny v roku t-2,

e)

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,

f)

SQK

i

t-2

– je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi

elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej

od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

g)

d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,

h)

– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny

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

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

i)

– je celkové plánované množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej

distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo

vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy

alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy

dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované

pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby

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

j)

– je celkové plánované množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny

pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením

a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia

na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách

množstva elektriny v roku t-2,

k)

Kvd

t-2

– je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t-2 určený cenovým rozhodnutím,

l)

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

odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou

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

podiel celkového ročného 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,

m)

– je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok

t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy

s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou

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

podiel celkového ročného 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,

n)

QK

i

t-2

– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi

elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej

od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

o)

– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou na rok t-2.

(4)

Korekcia v eurách na rok t KPS

t

pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému

v rokoch 2010 a 2011.

§ 19

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 ustanovuje 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

podľa osobitného predpisu.

43

)

(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.

§ 20

Uplatnenie tarify za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike prevádzkovateľom

prenosovej sústavy

(1)

Prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným

do prenosovej sústavy sa uplatňujú tarify za systémové služby, kde schválený alebo

určený maximálny plánovaný výnos SST

t

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

kde

a)

PPS

t

– sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej

sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov

podporných služieb v eurách,

b)

PNDisp

vych

– sú schválené alebo určené skutočné 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;

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

d)

X – je faktor efektivity podľa

§ 2 ods. 3

,

e)

ODisp

vych

– je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo

východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou

vzťahujúcich sa na RABDisp

vych

a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne

využívaných na 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

42

)

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

§ 3 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 2.

(2)

Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca

KS

t

=SVST

t-2

– SST

t-2

– (1– s) × (SPS

t-2

– PPS

t–2

) – Naukc

t–2

– CV

t–2

+ 0,5 × GCC

t–2

kde

a)

SVST

t-2

– je celkový skutočný výnos v eurách v roku t-2 z platieb za systémové služby vybratý

od prevádzkovateľov distribučnej sústavy a od koncových odberateľov elektriny priamo

pripojených do prenosovej sústavy,

b)

SST

t-2

– je schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos z platieb za systémové služby

v eurách v roku t-2,

c)

s – je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi

na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a odberateľov

elektriny, ktorí sú pripojení na prenosovú sústavu, určený cenovým rozhodnutím v rozsahu

nula až jeden,

d)

SPS

t-2

– sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných

služieb od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách

v roku t-2,

e)

PPS

t-2

– sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej

sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov

podporných služieb v eurách v roku t-2,

f)

Naukc

t-2

– sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz

podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,

g)

CV

t-2

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

podľa vzorca

CV

t -2

= NOcv

t -2

- COcv

t -2

- VVcv

t -2

+ NREcv

t -2

- VREcv

t -2

+ Ncv

t -2

- Vcv

t -2

,

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.

NVcv

t-2

– sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania

odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

4.

VVcv

t-2

– sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok

za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

5.

NREcv

t-2

– sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,

6.

VREcv

t-2

– sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,

7.

Ncv

t-2

– sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú

ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,

8.

Vcv

t-2

– sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú

ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.

h)

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.

(3)

Tarifa za systémové služby TSS

t

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určí tak, aby výnos z uplatnenia

tejto tarify neprekročil maximálny plánovaný výnos SST

t

určený podľa odseku 1; tarifa TSS

t

sa vypočíta z nasledujúceho vzorca

kde

a)

TSS

t

– je tarifa v eurách na jednotku množstva elektriny za poskytovanie systémových služieb

určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov

miestnej distribučnej sústavy priamo pripojených do prenosovej sústavy a pre koncových

odberateľov elektriny pripojených do distribučnej sústavy,

b)

QK

t

po

– je celkový plánovaný objem elektriny odobratý z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi

elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení

do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t,

c)

QZ

t

po

– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy vyrobenej vo vlastnom zariadení

na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom výrobnom

zariadení na výrobu elektriny pripojených do miestnej distribučnej sústavy, a dodanej

koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej

pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby

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

d)

QV

t

po

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

pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej koncovým odberateľom elektriny

priamym vedením alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste

umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe

elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

e)

Kvd

t

– je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t , ktorého hodnota je 0,95,

f)

– 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,

g)

QK

i

t

– je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny

z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane

odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy

Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t,

h)

– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa

distribučnej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny, pripojených

do miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v rámci miestnej

distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej

sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva

elektriny v roku t,

i) Vzorec

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

výrobcov elektriny pripojených do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa

distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej

pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny

okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t,

j)

d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy.

§ 21

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa predkladajú

aj podklady podľa

prílohy č. 2

.

§ 22

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa

§ 22 až 27

sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením

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

elektriny.

(2)

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 od typu 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.

(3)

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.

(4)

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.

(5)

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 priamovýhrevné 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 piatku 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.

(6)

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie spôsobu výpočtu navrhovaných

cien a taríf.

(7)

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.

(8)

Na účely uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému

a 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.

(9)

Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za

straty pri distribúcii elektriny v roku t oproti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni

nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia oprávnených

nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát elektriny

pri prenose elektriny alebo alokácia 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.

(10)

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

%.

(11)

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. Nameraný štvrťhodinový

výkon na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je najvyššia hodnota

výkonu nameraného počas kalendárneho mesiaca v dňoch pondelok až nedeľa 24 hodín denne.

Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu

maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy

tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt.

(12)

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.

(13)

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

napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu

A alebo B trvajúci najmenej tri mesiace 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.

(14)

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.

(15)

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.

(16)

Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať

o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 14 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny.

Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej

zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

(17)

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.

(18)

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 a 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. 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. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie hodnoty rezervovanej kapacity

pre odberné miesta nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu

sa odberateľom elektriny preukazuje zníženie menovitej hodnoty ističa predložením

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.

(19)

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.

(20)

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.

41

)

§ 23

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, prenos elektriny vrátane strát pri prenose

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom

elektriny v roku t sa vypočíta 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

– 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

na vstupe do napäťovej úrovne VVN je rovné 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 oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách

v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,

b)

JPI

n

– aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým

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

c)

X – je faktor efektivity podľa

§ 2 ods. 3

,

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 vypočítaná 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 rovnajúca sa 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

rovnajúca sa schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31. decembru

2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku

42

)

podľa znaleckých posudkov vyhotovených z podnetu úradu, a to znaleckého posudku č.

26/2006 pre regulovaný subjekt ZSE Distribúcia, a. s., znaleckého posudku č. 38/2006

pre regulovaný subjekt SSE 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 pre 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 § 3 ods. 2 a 3,

h)

K

SK

– je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality uplatnený na základe dosiahnutej

úrovne vybraných štandardov kvality; K

SK

sa na roky 2012 až 2015 rovná jeden; K

SK

sa na rok 2016 určí v intervale od 0,98 do 1,00,

i)

K

DZ

– je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s

regulovanou činnosťou; K

DZ

sa na roky 2012 až 2014 rovná jeden a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od

0,99 do 1,00,

j)

FINVP

HN,t

– je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVP

HN,t

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

FINVP

HN,t

= SO

HN,t-2

- PO

HN,t-2

,

kde

1.

SO

HN,t-2

– sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách zo skutočnej

hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených

do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období

roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných

na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

,

2.

PO

HN,t-2

– sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách z plánovanej

hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených

do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období

roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných

na regulovanú činnosť podľa

prílohy č. 1 tabuľky č. 3

,

k)

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 dohodnutej kapacity a za

neoprávnený odber elektriny;

44

)

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

CPD

HN,t

=CPE

HN,t

+KP

HN,t

,

kde

a)

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 a vypočíta sa podľa odseku 5,

b)

KP

HN,t

– je faktor vyrovnania zložky ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t a po prvýkrát sa uplatní na rok 2014

podľa vzorca

kde

1.

SVystETR

HN+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,

2.

VystETR

HN+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,

3.

CPE

HN+1,t-2

– 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-2, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne

HN; hodnota CPE

VVN+1,t-2

sa stanoví primerane podľa odseku 6,

4.

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

4.1.

VystEO

HN,t

– je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na

príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,

4.2.

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.

(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 vypočítaná podľa vzorca

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 odseku 4 písm. b) štvrtého

bodu.

(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 úradom 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.

§ 24

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

podľa vzorca

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 VxstERT

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

, ak hodnota PCSES

2012

vypočítaná podľa vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, PCSES

2012

sa rovná 62,80 eura/MWh,

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 CZ 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 na odchýlku v

eurách na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiace s plánovaným diagramom strát

elektriny na rok t pri distribúcii elektriny.

(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

je určená takto

Regionálna distribučná sústava

PPSC

HN

XS

HN,n

VVN

0,878 %

0,1 %

VN

3,692 %

1,5 %

NN

12,504 %

5,0 %

§ 25

Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy

(1)

Maximálny povolený výnos v eurách, ktorý regulovaný subjekt dosiahne za poskytovanie

systémových služieb SSD

t

v eurách v roku t, sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

TSS

t

– je tarifa za systémové služby 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,

b)

QK

t

– je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktoré

odoberú koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy,

ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, 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,

c)

QZ

t

do

– je celkové plánované množstvo elektriny distribuované 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 koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej

distribučnej sústavy alebo spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej

sústavy okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny

v jednotkách množstva elektriny v roku t,

d)

QV

t

do

– je celkové plánované množstvo elektriny vyrobené v zariadení na výrobu elektriny

výrobcov elektriny pripojených priamo do distribučnej sústavy regulovaného subjektu

a dodané koncovým odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebované pre vlastnú

spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem

vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v

roku t.

(2)

Maximálny povolený výnos v eurách, ktorý regulovaný subjekt dosiahne uplatnením taríf

za prevádzkovanie systému STPSD

t

v eurách v roku t, sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

TPS

t

– 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,

b)

QK

t

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

koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy, ktorí

sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, z distribučnej

sústavy regulovaného subjektu vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky

preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,

c)

QZ

t

do

– je celkový plánovaný 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 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,

d)

QV

t

do

– 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,

e)

TPS

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.

(3)

Korekcia KRDS

t

regulovaného subjektu v eurách zohľadňujúca náklady a výnosy z platieb z taríf za

prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca

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

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,

d)

QK

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)

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)

– 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) Vzorec

– 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)

– 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.

(4)

Pri výpočte korekcie v eurách na rok t KRDS

t

sa pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému

v rokoch 2010 a 2011.

§ 26

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa predkladajú

ostatné podklady podľa

prílohy č. 3

.

§ 27

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa

§ 27 až 29

sa vzťahuje na dodávateľa elektriny a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej

ceny za dodávku elektriny pre domácnosti.

(2)

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 piatku 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.

(3)

Ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých zložkách

sadzieb sú maximálnymi cenami.

§ 28

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

, ak hodnota CE

2012

vypočítaná podľa tohto vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, CE

2012

sa rovná 62,80 eura/MWh,

kde

a)

CE

PXE,t

– je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou

PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL) na jej webovom sídle, produktu F PXE CZ 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 domácnosti na rok

t,

c)

O

t

– sú úradom 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 úradom pre regulované subjekty na rok t podľa

§ 24 ods. 3

.

(2)

Jednopásmové sadzby podľa

§ 27 ods. 2

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 § 3 ods.

4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i – je číselný znak jednopásmovej sadzby.

(3)

Dvojpásmové sadzby podľa

§ 27 ods. 2

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

§ 3 ods. 4

, 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

§ 3 ods. 4

, 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 stanovia 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 domácnosť pripojená.

§ 29

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za dodávku elektriny pre domácnosti sa predkladajú ostatné podklady

podľa

prílohy č. 4

.

§ 30

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa

§ 30 až 33

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)

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.

(3)

Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 2, maximálna cena za

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii

elektriny na rok t sa určia podľa

§ 31

na základe vlastného návrhu ceny.

(4)

Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku

2 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

.

(5)

Maximálna cena A

t

určená podľa

§ 31 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 pozostáva z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu.

V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.

(6)

Za regulovaný subjekt, ktorý predložil vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla

roka 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.

(7)

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.

(8)

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.

§ 31

Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty

pri distribúcii elektriny

(1)

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny A

t

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

sa pre regulovaný subjekt, ktorý predkladá vlastný návrh ceny, vypočíta podľa vzorca

kde

a)

EONV

t

– sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny

v roku t vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie

systému a efektívnej sadzby

45

)

na množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu

prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy okrem nákladov na obstaranie elektriny

na krytie strát pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny

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

množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu,

ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za

prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby

45

)

započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSE

HN,t

určených podľa odseku 5,

b)

EONE

t

– sú plánované schválené alebo určené 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 sústavy ktorého 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 pre distribúciu

elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a

distribúciu elektriny v roku t; PVD

t-2

sa pre 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 a 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 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie

systému a efektívnej sadzby

45

)

prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na

straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie

elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu

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

celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu,

ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za

prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových

úrovniach PMSE

HN,t

určených podľa odseku 5,

2.

EONV

t-2

– sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny

v roku t-2 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie

systému a efektívnej sadzby

45

)

prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na

straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie

elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu

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

celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu,

ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za

prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových

úrovniach PMSE

HN,t

určených podľa odseku 5,

3.

SEONE

t-2

– sú skutočné schválené alebo určené 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 sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,

4.

EONE

t-2

– sú plánované schválené alebo určené 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 sústavy ktorého 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.

(2)

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, do ktorej je distribučná

sústava regulovaného subjektu pripojená, a vypočíta sa 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

46

)

regulovaného subjektu a ostatnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy

47

)

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 pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni

VVSD

HN,t

v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii

elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty 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 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, je tarifa za straty 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 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 CZ 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 úradom 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 a je najviac,

1.

ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,

1.1.

0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

1.2.

2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

1.3.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

2.

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2.1.

0,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2.2.

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 pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni PPSC

HN

sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je rozlohou porovnateľná s regionálnou distribučnou

sústavou, určí individuálne.

§ 32

Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom

miestnej distribučnej sústavy užívateľom sústavy pripojeným do miestnej distribučnej

sústavy

(1)

Tarifa za poskytovanie systémových služieb TSS

t

a tarifa za prevádzkovanie systému TPS

t

schválené alebo určené cenovým rozhodnutím pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený priamo alebo cez inú miestnu distribučnú

sústavu, sa uplatňujú za všetku distribuovanú elektrinu do odberných miest odberateľov

elektriny pripojených do distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane elektriny

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

elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy okrem spotreby elektriny

pri výrobe elektriny vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny.

(2)

Na účely uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému

sa regulovaným subjektom poskytujú prevádzkovateľovi nadradenej sústavy, do ktorej

je miestna distribučná sústava regulovaného subjektu pripojená, údaje o skutočnom

množstve elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom

zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a

dodanej odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre

vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, a to vždy za príslušný mesiac do

siedmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

§ 33

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľa

miestnej distribučnej sústavy sa predkladajú ostatné podklady podľa

prílohy č. 5

.

§ 34

Všeobecné ustanovenie

Cenová regulácia podľa

§ 35 až 40

sa vzťahuje na pripojenie užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny

a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy.

§ 35

Pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy do prenosovej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy je možné pripojiť

do prenosovej sústavy po splnení technických 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.

§ 36

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 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)

Všetky skutočne preukázané 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

48

)

po dohode a podľa požiadaviek koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny

v súlade s technickými požiadavkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy.

§ 37

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 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 kombinovanou výrobou, na určenie deliaceho

miesta sa vzťahuje osobitný predpis.

49

)

(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 bezodplatne

pridelí. Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenia 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; na úrovni nízkeho napätia,

ak bolo odberné elektrické zariadenie odberateľa elektriny pripojené do sústavy po

31. decembri 2004.

(7)

Ak odberateľ elektriny 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 odberateľ elektriny 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

48

)

po dohode s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami

prevádzkovateľa sústavy.

§ 38

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy do

napäťovej úrovne 110 kV

(1)

Maximálna cena za pripojenie N

O

pri pripojení do 110 kV distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej

kapacity v 110 kV distribučnej sústave zahrňuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického

zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických

zariadení v 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 pre 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; ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie

alebo 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 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 110 kV do distribučnej sústavy za predchádzajúcich

päť kalendárnych rokov,

c)

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa

§ 37 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

a)

P

MRK

– je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa

§ 37 ods. 4

,

b)

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.

§ 39

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne od 1 kV

vrátane do 110 kV

(1)

Maximálna cena za pripojenie C

p

pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy

od 1 kV vrátane do 110 kV, alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej

sústave od 1 kV vrátane do 110 kV, zahrňuje 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.

0,50, ak je žiadateľom o pripojenie osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny

je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, pričom požadovaná maximálna

rezervovaná kapacita pripojenia je rozdielom medzi dohodnutou maximálnou rezervovanou

kapacitou pripojenia odberného miesta a skutočne využitou maximálnou rezervovanou

kapacitou pripojenia, a v mieste pripojenia existujúceho odberného miesta do distribučnej

sústavy je v distribučnej sústave k dispozícii požadovaná maximálna rezervovaná kapacita

pre zariadenie na výrobu elektriny tak, aby nedošlo k ohrozeniu stability a bezpečnosti

prevádzky distribučnej sústavy. Za skutočne využitú maximálnu rezervovanú kapacitu

pripojenia sa považuje najvyššia nameraná hodnota príkonu za obdobie maximálne dvoch

predchádzajúcich rokov. Ak požadovaná maximálna kapacita pripojenia pre zariadenie

na výrobu elektriny prekročí maximálnu rezervovanú kapacitu dohodnutú v zmluve pre

existujúce odberné zariadenie, na výpočet ceny za pripojenie pripadajúcej na rozdiel

maximálnej rezervovanej kapacity pred pripojením a po pripojení zariadenia na výrobu

elektriny sa použije koeficient k

o

podľa druhého bodu alebo tretieho bodu.

(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.

§ 40

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 kombinovanou

výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.

(3)

Koeficient k sa rovná 0,50, ak je žiadateľom o pripojenie osoba, ktorej zariadenie

na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, pričom

požadovaná maximálna rezervovaná kapacita pripojenia je rozdielom medzi dohodnutou

maximálnou rezervovanou kapacitou pripojenia odberného miesta a skutočne využitou

maximálnou rezervovanou kapacitou pripojenia, a v mieste pripojenia existujúceho odberného

miesta do distribučnej sústavy je v distribučnej sústave k dispozícii požadovaná maximálna

rezervovaná kapacita pre zariadenie na výrobu elektriny tak, aby nedošlo k ohrozeniu

stability a bezpečnosti prevádzky distribučnej sústavy. Za skutočne využitú maximálnu

rezervovanú kapacitu pripojenia sa považuje najvyššia nameraná hodnota príkonu za

obdobie maximálne dvoch predchádzajúcich rokov. Ak požadovaná maximálna kapacita pripojenia

pre zariadenie na výrobu elektriny prekročí maximálnu rezervovanú kapacitu dohodnutú

v zmluve pre existujúce odberné zariadenie, na výpočet ceny za pripojenie pripadajúcej

na rozdiel maximálnej rezervovanej kapacity pred pripojením a po pripojení zariadenia

na výrobu elektriny sa použije koeficient k podľa odseku 2.

§ 41

Všeobecné ustanovenie

Cenová regulácia podľa

§ 42 až 44

sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a vykonáva

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

krátkodobého trhu s elektrinou.

§ 42

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 úradom 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 úradom 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 roku t, ktorým je objem finančných prostriedkov v eurách,

a slúži zúčtovateľovi odchýlok na vyrovnanie nedostatku alebo prebytku investícií

súvisiacich so zúčtovaním odchýlok v roku t-1, ktorého hodnota v roku 2012 sa rovná

nule a pre roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

INVZO

t

=[INVZOSK

t-2

- INVZOPL

t-2

] x 0,1, ak INVZOSK

t-2

< (0,8 x INVZOPL

t-2

),

INVZO

t

=0, ak (1,2 x INVZOPL

t-2

) ≥ INVZOSK

t-2

≥ (0,8 x INVZOPL

t-2

)

INVZO

t

= [INVZOSK

t-2

- INVZOPL

t-2

] x 0,1, ak INVZOSK

t-2

> (1,2 x INVZOPL

t-2

),

kde

1.

INVZOSK

t-2

– je skutočný objem investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok uskutočnený zúčtovateľom

odchýlok v roku t-2 v eurách,

2.

INVZOPL

t-2

– je celkový plánovaný objem investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok v roku

t-2 v eurách,

d)

KZO

t

– je fakor vyrovnania v eurách na rok t; KZO

t

sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

PZO

t-2

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

odchýlok v eurách v roku t-2 určený 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)

– 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)

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

prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

d)

– 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)

– 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)

– 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)

– 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)

– 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) Vzorec

– 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 určený 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 odchýlok 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 odchýlok, 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 odchýlok, 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.

§ 43

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 úradom 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 úradom 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, ktorý predstavuje objem finančných prostriedkov

a slúži organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou na vyrovnanie nedostatku investícií

alebo prebytku investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 a ktorého hodnota je na rok 2012 rovná nule a na roky

2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

INVOTE

t

= [INVOTESK

t-2

- INVOTEPL

t-2

] x 0,1, ak INVOTESK

t-2

< 0,8 x INVOTEPL

t-2

,

INVOTE

t

= 0, ak (1,2 x INVZOTEPL

t-2

) ≥ INVOTESK

t-2

≥ (0,8 x INVZOTEPL

t-2

),

INVZOTE

t

= [INVZOTESK

t-2

- INVZOTEPL

t-2

] x 0,1, ak INVZOTESK

t-2

> (1,2 x INVZOTEPL

t-2

)

kde

1.

INVOTESK

t-2

– je skutočný objem investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

2.

INVOTEPL

t-2

– je celkový plánovaný objem investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením

krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

d)

KOTE

t

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

(2)

Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTE

t

schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách 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 u prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

TPS

t

ote

– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou na rok t,

2.

QK

t

po

– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny

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

sústavy, v jednotkách množstva elektriny na rok t,

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; KOTE

t

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

kde

a)

– je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

b)

– 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)

– je skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí

sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku

t-2,

h)

– 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)

– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2.

§ 44

Ostatné podklady k návrhu ceny

S návrhom ceny za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa predkladajú

ostatné podklady podľa

prílohy č. 6

§ 45

Všeobecné ustanovenie

Cenová regulácia podľa

§ 46

sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest

odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti a vykonáva

sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny.

§ 46

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 CZ

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 o15 % 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 pre domácnosti na rok t,

3.

PZ

t

– je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny určený podľa

§ 3 ods. 5 písm. a)

pre odberateľov elektriny v domácnosti a podľa

§ 3 ods. 5 písm. b)

pre odberateľov elektriny mimo 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.

§ 47

(1)

Ak nebude návrh ceny na rok t v konaní o cenovej regulácii úradom schválený do 31.

decembra roku t-1, do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu sa

na rok t uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na rok t-1; rovnako sa postupuje,

ak nebude cena úradom určená. Uvedené neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou.

(2)

Ustanovením podľa odseku 1 nie je dotknutá povinnosť predkladať návrh ceny v termínoch

podľa osobitného predpisu.

50

)

(3)

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.

§ 47a

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.

§ 48

Prechodné ustanovenie

Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje v konaniach o cenovej regulácii na rok

2012.

§ 48a

Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 1. júla 2012

Podľa ustanovení účinných od 1. júla 2012 sa prvýkrát postupuje v konaniach o cenovej

regulácii na rok 2013 okrem ustanovení uvedených v § 1 písm. m), § 2 ods. 1 písm.

f), § 6 ods. 2, 5 a 7 písm. e), § 6 ods. 8, 9, 14 až 16, § 7 ods. 1, § 11 ods. 1 a

2, § 11a a 47a, podľa ktorých sa postupuje od 1. júla 2012.

§ 49

Zrušovacie ustanovenie

Zrušuje sa výnos Úradu pre reguláciu sieťových odvetví z 28. júla 2008 č. 2/2008,

ktorým sa ustanovuje regulácia cien v elektroenergetike (oznámenie č.

311/2008 Z. z.

) v znení výnosu z 1. októbra 2008 č. 7/2008 (oznámenie č. 377/2008 Z. z.), výnosu

z 10. júna 2009 č. 2/2009 (oznámenie č. 239/2009 Z. z.), výnosu z 9. septembra 2009

č. 7/2009 (oznámenie č. 362/2009 Z. z.), výnosu z 23. júna 2010 č. 2/2010 (oznámenie

č. 302/2010 Z. z.) a výnosu z 29. marca 2011 č. 7/2011 (oznámenie č. 95/2011 Z. z.).

§ 50

Účinnosť

Táto vyhláška nadobúda účinnosť 20. júla 2011 okrem § 49, ktorý nadobúda účinnosť

1. januára 2012.