VYHLÁŠKA 246/2023 Z. z. ktorou sa ustanovuje cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania vybraných regulovaných činností v elektroenergetike

§ 1

Základné pojmy

Na účely tejto vyhlášky sa rozumie

a)

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

b)

regulačným rokom kalendárny rok,

c)

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

d)

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

e)

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

f)

východiskovým rokom rok 2021,

g)

jednotkou množstva elektriny 1 MWh,

h)

ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie

národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,

i)

technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických

častí zariadenia na výrobu elektriny nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriaci jeden

technologický celok pozostávajúci najmä zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja

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

premena formy primárnej energie na elektrinu, zariadenia vykonávajúceho kvalitatívnu

úpravu elektriny, meracieho zariadenia, riadiaceho zariadenia, kontrolného zariadenia

a zariadenia na ochranu životného prostredia,

j)

výstavbou zariadenia na výrobu elektriny výstavba nového zariadenia na výrobu elektriny

na základe stavebného povolenia alebo ohlásenia stavebnému úradu o realizácii drobnej

stavby alebo stavebných úprav,

k)

nadradenou sústavou prenosová sústava alebo regionálna distribučná sústava, do ktorej

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

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

sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny.

§ 2

Rozsah cenovej regulácie

Cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike sa vzťahuje na

a)

pripojenie do sústavy,

b)

prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

c)

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,

d)

poskytovanie podporných služieb,

e)

poskytovanie systémových služieb,

f)

výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

g)

určenie tarify za prevádzkovanie systému.

§ 3

Spôsoby vykonávania cenovej regulácie

Cenová regulácia sa vykonáva

a)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,

b)

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

a prenos elektriny,

c)

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

a distribúciu elektriny,

d)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,

e)

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

f)

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

organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

g)

priamym určením tarify a určením spôsobu výpočtu tarify alebo rozdelením nákladov

podľa osobitných predpisov.

1

)

§ 4

Rozsah, štruktúra a výška ekonomicky oprávnených nákladov

(1)

Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú

a)

náklady na obstaranie regulačnej elektriny,

2

)

b)

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

a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny

a distribúcii elektriny,

c)

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

hmoty,

d)

osobné náklady

3

)

a priemerné osobné náklady na jedného zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným

nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického priemeru zverejnených hodnôt ukazovateľa

„Index nominálnej mzdy“ za obdobie od 3.Q roku t-2 po 2.Q roku t-1 zverejnených na

webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“),

e)

náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,

4

)

pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky vypustené

do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu

5

)

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

množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti;

pri skleníkových plynoch sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady na nákup emisných

kvót vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO

2

krát cena určená ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien oficiálneho kurzového

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

– Spot Market v euro/t CO

2

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

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

f)

odpisy majetku;

6

)

pri hmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie

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

sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje ročný odpis 25 % z obstarávacej ceny nehmotného

majetku využívaného len na výkon regulovanej činnosti,

g)

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

sa využíva len na výkon regulovanej činnosti vo výške odpisov podľa písm. f),

h)

náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti

v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na

technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,

7

)

i)

úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky

8

)

na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa využíva len na

výkon regulovanej činnosti,

j)

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

s výkonom činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa osobitného predpisu

9

)

maximálne vo výške obvyklej pre porovnateľné úvery,

k)

režijné náklady, pričom náklady na marketing a konzultačné služby v maximálnej výške

10 % z nákladov na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej

činnosti podľa písmena h); obmedzenie sa nevzťahuje na organizátora krátkodobého trhu

s elektrinou,

l)

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

priemeru hodnôt mesačných priemerov ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných

12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové konanie, zverejnených

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

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

doplatku podľa

§ 3 ods. 1 písm. c) zákona

o podpore,

m)

náklady na projekty spoločného záujmu podľa osobitného predpisu,

10

)

n)

náklady na odpis nedobytných pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021 v súvislosti

s poskytovaním služieb, za ktoré sa uplatňuje cena za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny, cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

a v súvislosti s ukončením zmlúv o zúčtovaní odchýlky z dôvodu ukončenia činnosti

dodávateľov elektriny najviac 50 % z nedobytnej pohľadávky v 36. ucelenom kalendárnom

mesiaci od jej vzniku,

o)

prevádzkové náklady na realizáciu a prevádzku projektov výskumu a vývoja

11

)

súvisiacich s výkonom vybraných regulovaných činností v elektroenergetike v sume

schválenej úradom.

(2)

Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú

a)

sankcie, s výnimkou úradom odsúhlasených sankcií uplatnených poskytovateľmi podporných

služieb voči prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, z dôvodu odstúpenia od príslušných

zmlúv týkajúcich sa poskytovania podporných služieb, len za účelom zvýšenia ekonomickej

efektivity využívania schválených nákladov na podporné služby, bez ohrozenia bezpečnosti

prevádzky sústavy, po jednoznačnom preukázaní úspory nákladov vynaložených na podporné

služby,

b)

náklady vynaložené v súvislosti s nevyužívanými prevádzkami a výrobnými kapacitami,

c)

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

a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,

12

)

d)

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

ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,

e)

platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych

orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,

f)

príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie

13

)

platené zamestnávateľom okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku

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

zamestnávateľom,

g)

odstupné a odchodné presahujúce sumu podľa

§ 76

a

76a Zákonníka práce

,

h)

príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah podľa

§ 152 Zákonníka práce

,

i)

cestovné náhrady nad rozsah podľa osobitného predpisu,

14

)

j)

tvorba sociálneho fondu nad rozsah podľa osobitného predpisu,

15

)

k)

náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah podľa osobitného

predpisu,

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 podľa osobitných predpisov,

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 žiakom stredných škôl a študentom,

v)

odpis nedobytnej pohľadávky nad rozsah podľa odseku 1 písm. m),

w)

tvorba rezerv nad rozsah podľa osobitného predpisu,

19

)

x)

rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,

20

)

y)

tvorba opravných položiek,

z)

náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,

aa)

náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,

ab)

straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,

ac)

zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,

ad)

náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych

a zábavných podujatí a iných činností,

ae)

spotreba pohonných látok nad rozsah podľa osobitného predpisu,

21

)

af)

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

overovania primeranosti nákladov podľa

§ 31 ods. 3 písm. d) zákona o regulácii

, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo

subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,

22

)

ag)

straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,

ah)

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

subjektu,

ai)

vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,

23

)

aj)

iné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.

(3)

Ak regulovaný subjekt vykonáva súčasne regulované aj neregulované činnosti alebo

vykonáva súčasne viacero regulovaných činností, do ekonomicky oprávnených nákladov

na regulovanú činnosť sa zahrnú len preukázateľné náklady priradené na danú činnosť

podľa pravidiel pre rozvrhovanie nákladov, výnosov, aktív a pasív schválenými úradom.

(4)

Pri určení výšky ekonomicky oprávnených nákladov podľa odseku 1 písm. n) sa vychádza

z hodnotenia projektov predložených na schválenie regulovaným subjektom v návrhu ceny.

V cenovom konaní na základe hodnotenia projektov úradom sa určí výška ekonomicky oprávnených

nákladov na realizáciu projektu. Výška ekonomicky oprávnených nákladov na realizáciu

a prevádzku projektov výskumu a vývoja nesmie presiahnuť 1 000 000 eur za regulovaný

subjekt a regulačne obdobie.

§ 5

Spôsob určenia miery výnosnosti regulačnej bázy aktív

(1)

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

a)

návratnosť prevádzkových aktív používaných len pre zabezpečenie regulovanej činnosti,

b)

rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej spoľahlivej, bezpečnej a udržateľnej

prevádzky aktív používaných pri výkone regulovanej činnosti,

c)

stimuláciu regulovaných subjektov financovať aktíva z verejných prostriedkov poskytovaných

z rozpočtu Európskej únie,

d)

stimuláciu úradom v rámci cenového konania schválených investícií do aktív používaných

na

1.

pripájanie zariadení na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a zariadení

na výrobu elektriny vysoko účinnej kombinovanou výrobou,

2.

pripájanie zariadení na uskladňovanie elektriny a na nabíjanie elektrických vozidiel,

3.

pripájanie zariadení poskytujúcich podporné služby elektrizačnej sústave a služby

flexibility vrátane zariadení poskytujúcich nefrekvenčné podporné služby,

4.

rozvoj a obnovu zariadení na automatizáciu a digitalizáciu sústav,

5.

zvyšovanie kvality služieb pre užívateľov sústav a koncových odberateľov elektriny.

(2)

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

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

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

kde

a)

K

e

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

b)

K

d

sú náklady na cudzí kapitál v percentách, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie

vo výške 2,72 %,

c)

E

E

+

D

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

obdobie vo výške 40 %,

d)

D

E

+

D

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

obdobie vo výške 60 %,

e)

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

(3)

Náklady na vlastný kapitál K

e

sa vypočítajú podľa vzorca

K

e

=

R

f

+

β

l

e

v

e

r

e

d

×

M

R

P

,

kde

a)

R

f

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

1,30 %,

b)

β

levered

je vážený beta koeficient vyjadrujúci systematické riziko, citlivosť konkrétneho

odvetvia na zmenu trhu, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

β

unlevered

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

pre regulačné obdobie sa ustanovuje vo výške 0,48,

2.

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

obdobie vo výške 1,5,

c)

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

5,08 %.

(4)

Hodnota WACC pred zdanením sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške 4,99 %. Ak

sa určí nová hodnota WACC na rok t podľa odseku 5, hodnota WACC podľa prvej vety sa

na rok t a zvyšok regulačného obdobia nepoužije.

(5)

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

do výpočtu WACC, podrobne ustanovených v

prílohe č. 1

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

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

najneskôr do 31. júla roku t-1. Relatívna zmena vyjadrená ako hodnota pomeru medzi

aktuálnou číselnou hodnotou WACC a novou číselnou hodnotou WACC nepresiahne 10 %,

teda pomer nepresiahne hodnoty uzavretého matematického intervalu [0,9 – 1,1].

(6)

Na účely dosiahnutia cieľov podľa odseku 1 písm. c) sa nominálna hodnota WACC pred

zdanením v percentách zvýši o prémiu, ktorej nominálna hodnota je 2 % a uplatní sa

na časť regulačnej bázy aktív, ktorej obstaranie bolo financované z podporných programov

Európskej únie a súčasne ktorej spolufinancovanie regulovaným subjektom nepresiahlo

50 % z celkovej hodnoty investície. V návrhu ceny regulovaného subjektu sa predkladá

na rok t rozsah potrebných aktív vrátane obstarávacej ceny, ktoré boli obstarané podľa

odseku 1 písm. c) a zaradené do regulačnej bázy aktív od začiatku regulačného obdobia

do roku t-1, pričom hodnota WACC pred zdanením navýšená podľa tohto odseku sa uplatní

len pre tú časť majetku, ktorej obstaranie financoval regulovaný subjekt. Do regulačnej

bázy aktív sa na účely cenovej regulácie nezapočítava časť majetku, ktorá bola financovaná

z verejných prostriedkov poskytovaných z rozpočtu Európskej únie.

(7)

Na účely dosiahnutia cieľov podľa odseku 1 písm. d) sa nominálna hodnota WACC pred

zdanením v percentách zvýši o prémiu, ktorej nominálna hodnota je 2 % a uplatní sa

na aktíva podľa odseku 1 písm. d). V návrhu ceny regulovaného subjektu sa predkladá

na rok t rozsah potrebných obstaraných aktív podľa odseku 1 písm. d), vrátane obstarávacej

ceny, zaradených do regulačnej bázy aktív od začiatku regulačného obdobia do roku

t-1, pričom hodnota WACC pred zdanením navýšená podľa tohto odseku sa uplatní len

pre tú časť majetku, ktorej obstaranie financoval regulovaný subjekt.

(8)

Zoznam plánovaných investícií do aktív podľa odseku 1 písm. c) a d) sa predkladá

najneskôr 30 dní pred predložením návrhu ceny podľa § 14 zákona o regulácii, pričom

na návrhy cien na rok 2023 sa táto podmienka nevzťahuje a zoznam príslušných plánovaných

investícií sa predkladá spolu s návrhom ceny.

(9)

Navýšenie hodnoty WACC o prémiu podľa odseku 7 a 8 sa nekumuluje.

§ 6

(1)

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

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

na dve desatinné miesta.

(2)

Ceny podľa tejto vyhlášky sú uvádzané bez dane z pridanej hodnoty.

(3)

Na webovom sídle úradu sa zverejňujú spolu s právoplatným cenovým rozhodnutím údaje

podľa

§ 14 ods. 12 zákona

o regulácii, ktoré sú započítané do určenej alebo schválenej ceny, a to

a)

celkové údaje o ekonomicky oprávnených nákladoch,

b)

celkové údaje o rozsahu investícií,

c)

údaje o primeranom zisku.

§ 7

Tarifa za prevádzkovanie systému

(1)

Tarifa za prevádzkovanie systému TPS

t

sa uplatňuje v eurách na jednotku množstva elektriny pre

a)

rok 2023 na koncovú spotrebu elektriny,

b)

rok 2024 a nasledujúce roky na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy.

(2)

Tarifa za prevádzkovanie systému môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb

TPS

i,t,

ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny odberných miest koncových odberateľov

elektriny, pričom pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do

príslušnej skupiny platí, že

a)

pre rok 2023 sa pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do

príslušnej skupiny vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny za rok

t-1 v odbernom mieste odberateľa elektriny,

b)

pre rok 2024 a nasledujúce roky sa pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa

elektriny do príslušnej skupiny vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny

odobratej zo sústavy za rok t-1 na všetkých odberných miestach odberateľa elektriny,

c)

odberné miesta koncových odberateľov elektriny sa priraďujú podľa výšky očakávanej

koncovej spotreby elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému

do týchto skupín

1.

skupina 1 sú odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

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

t-1 vyhodnotenou podľa písmen a) a b) do 1 GWh vrátane,

2.

skupina 2 sú odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

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

t-1 vyhodnotenou podľa písmen a) a b) nad 1 GWh do 100 GWh vrátane,

3.

skupina 3 sú odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou

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

t-1 vyhodnotenou podľa písmen a) a b) nad 100 GWh a odberné miesta odberateľov elektriny,

ktorým bola pre rok t určená individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému.

(3)

Pre tarifu za prevádzkovanie systému platí, že

∑

i

=

1

k

T

P

S

i

,

t

×

Q

P

K

S

t

p

s

i

,

t

=

N

P

S

t

,

kde

a)

TPS

i,t

je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny

v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify

za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QPKStps

i,t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov

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

prevádzkovanie systému,

c)

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

d)

NPS

t

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

podľa vzorca

(4)

Na výpočet plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému v roku t NPS

t

podľa odseku 3 písm. d) sa veličinami vzorcov rozumejú

a)

DOP

t

pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v roku t v eurách na jednotku množstva

elektriny,

b)

QDE

t

plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím Ministerstva hospodárstva Slovenskej

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

hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú

z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

c)

Nozekv

t

celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

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

podľa odseku 5,

d)

PNOT

t

schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov

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

e)

Nokte

t

náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v

eurách v roku t,

f)

DNPS

t

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

vypočítajú podľa odseku 11,

g)

KVPTPS

t

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

sa vypočíta podľa odseku 12,

h)

PNtss

t

schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov

na systémové služby zohľadnené v nákladoch na prevádzkovanie systému v eurách na rok

t,

i)

NSPOT

j,t

schválené náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť z nákladov j-tého prevádzkovateľa

prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy na nákup elektriny na krytie strát

elektriny pri prenose alebo distribúcii elektriny v eurách, zohľadnené v nákladoch

na prevádzkovanie systému v roku t. Pre rok t = 2023 sa vypočítajú podľa odseku 13

a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa odseku 14,

j)

n počet subjektov uplatňujúcich si korekciu neuhradených nákladov na straty elektriny

pri distribúcii elektriny a prenose elektriny.

(5)

Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

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

vzorca

,

kde

a) PND

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

PQD

t

i

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

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

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

2.

CEPSD

t

i

je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre i-té zariadenie na výrobu elektriny

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

3.

PCVE

t

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

na rok t,

4.

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

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

b)

PNP

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

PQP

t

i

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

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

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

2.

CEPSP

t

i

je cena elektriny pre stanovenie príplatku pre i-té zariadenie na výrobu elektriny

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

3.

PCVE

t

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

na rok t,

4.

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

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

c)

PNVE

t

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

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

kde

1.

PQEv

t

i

je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa

§ 3 ods. 1 písm. b) zákona

o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa

§ 3 ods. 1 písm. d) zákona

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

odchýlku v jednotkách množstva elektriny v roku t,

2.

PUCVE

t

i

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

elektriny na rok t,

3.

PNVE

t

i

sú plánované nadvýnosy i-tého výkupcu elektriny z vykúpenej elektriny v eurách na

rok t,

4.

n je počet výkupcov elektriny v roku t,

d)

PNF

t

sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t v eurách,

e)

PNDE

t

sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace

s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti

s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými

ministerstvom hospodárstva v súvislosti s regulovanou činnosťou v roku t v eurách,

f)

PFP

t

je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t ministerstvom hospodárstva

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

g)

Kprds

j,t

je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách,

ktorá sa vypočíta podľa odseku 8,

h)

n je počet prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav,

i)

Kozekv

t

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 9,

j)

KOKTE

t

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou za regulačné obdobie 2017 až 2022 (ďalej len „piate regulačné obdobie“) v

eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 10.

(6)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje

a)

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

b)

za spotrebu elektriny na uskladňovanie v zariadeniach na uskladňovanie elektriny,

c)

na straty elektriny v sústave,

d)

za vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,

e)

za elektrinu potrebnú na export elektriny,

f)

za spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny

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

skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy,

g)

za vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny v zariadení na výrobu elektriny a

prevádzkovateľa zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike,

h)

za elektrinu dodanú priamym vedením odberateľovi elektriny výrobcom elektriny v zariadení

na výrobu elektriny a prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorí

nepodnikajú v energetike,

i)

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

do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy,

j)

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

tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom,

podľa

§ 3 ods. 16 zákona

o podpore,

k)

za elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom

s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja, podľa

§ 4b ods. 19 zákona

o podpore.

(7)

Na účely cenovej regulácie do 30. apríla roku t predkladá organizátor krátkodobého

trhu s elektrinou, prevádzkovateľ prenosovej sústavy a prevádzkovateľ distribučnej

sústavy údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách

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

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

prevádzkovanie systému v roku t-1.

(8)

Korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách

Kprds

j,t

sa vypočíta podľa vzorca

Kprds

j,2023

= PVtps

j,2021

– SVtps

j,2021

,

kde

a)

PVtps

j,2021

sú plánované výnosy j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania

tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku 2021 v eurách,

b)

SVtps

j,2021

sú skutočné výnosy j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania

tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku 2021 v eurách.

(9)

Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou v eurách v roku t Kozekv

t

sa vypočíta na rok

a)

t = 2023 podľa vzorca

K

o

z

e

k

v

2023

=

0

,

b)

t = 2024 a nasledujúce roky podľa vzorca

kde

1.

SNozekv

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

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

t

pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekv

t

pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca

SNozekv

t

–2

= SND

t

–2

+SNP

t

–2

+ SNVE

t

–2

– SFP

t

–2

,

kde

1a.

SND

t-2

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

elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

roku t-2 v eurách,

1b.

SNP

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-2 v eurách,

1c.

SNVE

t-2

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

výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,

1d.

SFP

t-2

je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

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

2.

ONozekv

t-2

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na

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

t

pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekv

t

pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca

ONozekv

t

–

2

= OND

t

–2

+ ONP

t

–2

+ ONVE

t

–2

– OFP

t

–2

,

kde

2a.

OND

t-2

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

na rok t-2 v eurách,

2b.

ONP

t-2

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

na rok t-2 v eurách,

2c.

ONVE

t-2

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

výkupcu elektriny na rok t-2 v eurách,

2d.

OFP

t-2

je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

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

3.

OVozekv

t-2

sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

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

pre výpočet Kozekv

t

pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekv

t

pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca

kde

3a.

Nozekvt

-2

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

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

3b.

Kprdsj

,t-2

je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách

v roku t-2,

3c.

KOKTEt

-2

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-2,

3d.

QOKStpst

-2

je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

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

3e.

QPKStpst

-2

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

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

4.

SVozekv

t-2

sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

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

pre výpočet Kozekv

t

pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekv

t

pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca

kde

QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny

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

5.

ONozekv

t-1

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na

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

ONOZEKV

T

–

1

= OND

t

–

1

+ ONP

t

–1

+ ONVE

t–1

– OFP

t–1

,

kde

5a.

ONDt

-1

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

5b.

ONP

t-1

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

5c.

ONVE

t-1

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

výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,

5d.

OFP

t-1

je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

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

6.

PNozekv

t-1

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

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

PNozekv

t–1

= PND

t–1

+ PNP

t–1

+ PNVE

t–1

– PFP

t–1

,

kde

6a.

PNDt

-1

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

6b.

PNPt

-1

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-1 v eurách,

6c.

PNVEt

-1

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

výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,

6d.

PFPt

-1

je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

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

7.

PVozekv

t-1

sú plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

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

vypočítajú podľa vzorca

kde

7a.

Nozekvt

-1

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

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

7b.

Kprdsj

,t-1

je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách

v roku t-1,

7c.

KOKTEt

-1

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

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

8.

OVozekv

t-1

sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

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

vypočítajú podľa vzorca

kde

8a.

Nozekv

t-1

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

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

8b.

Kprds

j,t-1

je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách

v roku t-1,

8c.

KOKTE

t-1

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

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

8d.

QOKStpst

-1

je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

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

8e.

QPKStpst

-1

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

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

(10)

Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou za piate regulačné obdobie v roku t v eurách KOKTE

t

sa vypočíta na rok

a)

t = 2023 podľa vzorca

KOKTE

t

= ONozekv

R5

– OVozekv

R5

,

b)

t = 2024 podľa vzorca

KOKTE

t

= SNozekv

R5

– ONozekv

R5

+ OVozekv

R5

– SVozekv

R5

,

c)

t = 2025 a nasledujúce roky podľa vzorca

kde

1.

ONozekv

R5

sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za

piate regulačné obdobie v eurách,

2.

OVozekv

R5

sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v

eurách,

3.

SNozekv

R5

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny

vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za

piate regulačné obdobie v eurách,

4.

SVozekv

R5

sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti

tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v

eurách,

5.

KOKTE

t-2

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou za piate regulačné obdobie v roku t-2 v eurách.

(11)

Dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t DNPS

t

sa vypočítajú podľa vzorca

D

N

P

S

t

=

P

F

N

t

+

P

D

N

t

+

P

N

O

N

P

t

+

K

D

N

P

S

t

,

kde

a)

PFN

t

sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t v eurách,

b)

PDN

t

sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace

s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s výkonom

činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,

c)

PNONP

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na odpis nedobytných

pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021, v súvislosti s výkonom činností organizátorom

krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,

d)

KDNPS

t

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

sa pre roky t = 2023 a t = 2024 rovná 0 a pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta

podľa vzorca

kde

1.

SFN

t-2

sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2 v eurách,

2.

PFN

t-2

sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2 v eurách,

3.

SDN

t-2

sú skutočné daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace

s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s výkonom

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

4.

PDN

t-2

sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace

s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s výkonom

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

5.

SNONP

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na odpis nedobytných

pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021, v súvislosti s výkonom činností organizátorom

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

6.

PNONP

t-2

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na odpis nedobytných

pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021 v súvislosti s výkonom činností organizátorom

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

7.

KDNPS

t-2

je korekcia dodatočných nákladov na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách.

(12)

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

t

sa vypočíta podľa vzorca

KVPTPS

t

= OVPTPS

t–2

– SVPTPS

t–2

+ PVPTPS

t–1

– OVPTPS

t–1

,

kde

a)

OVPTPS

t-2

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

ktorý sa pre výpočet KVPTPS

t

pre rok t = 2023 rovná 0 a pre výpočet KVPTPS

t

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

OVPTPS

t–2

= OVTPS

t–2

– ONPS

t–2

,

kde

1.

OVTPS

t-2

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

2.

ONPS

t-2

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

b)

SVPTPS

t-2

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

ktorý sa pre výpočet KVPTPS

t

pre rok t = 2023 rovná 0 a pre výpočet KVPTPS

t

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

SVPTPS

t–2

= SVTPS

t–2

– SNPS

t–2

,

kde

1.

SVTPS

t-2

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

2.

SNPS

t-2

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

c)

PVPTPS

t-1

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

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

PVPTPS

t–1

= PVTPS

t–1

– PNPS

t–1

,

kde

1.

PVTPS

t-1

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

2.

PNPS

t-1

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

d)

OVPTPS

t-1

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

ktorý sa vypočíta podľa vzorca

OVPTPS

t–1

= OVTPS

t–1

– ONPS

t–1

,

kde

1.

OVTPS

t-1

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

2.

ONPS

t-1

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

(13)

NSPOT

j,t

pre rok t = 2023 je schválená časť neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy na korekciu ceny elektriny obstaranej na krytie strát

elektriny pri distribúcii elektriny v eurách za rok 2022, ktorá môže byť hradená z

tarify za prevádzkovanie systému v roku t = 2023 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

QS

i,2022

je množstvo strát elektriny pri distribúcii elektriny v i-tej štvrťhodine v roku

2022 v jednotkách množstva elektriny na základe údajov poskytnutých organizátorom

krátkodobého trhu s elektrinou,

b)

CE

j,2022

je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom

krátkodobého trhu s elektrinou v i-tej štvrťhodine v roku 2022 v eurách na jednotku

množstva elektriny,

c)

CE

PXE,2022

je schválený alebo určený aritmetický priemer denných cien elektriny na výpočet ceny

elektriny na pokrytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku

množstva elektriny na rok 2022 určený ako aritmetický priemer denných cien oficiálneho

kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom

sídle za obdobie od 1. apríla 2021 do 30. septembra 2021,

d)

k

2022

je koeficient na rok 2022 v percentách, ktorého hodnota je najviac 7 %,

e)

O

j,2022

sú pri j-tom prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy schválené alebo určené

plánované náklady za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov

strát elektriny v roku 2022 v eurách na jednotku množstva elektriny na základe údajov

poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny

na zúčtovanie rozdielov strát elektriny; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie

rozdielov strát elektriny je určená v sume ceny na nákup elektriny na krytie strát

elektriny v príslušnej regionálnej distribučnej sústave na príslušné obdobie na rok

2022 v rozhodnutí úradu v eurách na jednotku množstva elektriny,

f)

SO

j,2022

sú pri j-tom prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy skutočné uhradené

náklady za odchýlku strát j-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy

subjektu zúčtovania, ktorý za prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevzal

zodpovednosť za odchýlku v roku 2022, v eurách na jednotku množstva elektriny,

g)

TPSps

j

2022

sú uhradené náklady j-tému prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy z prebytku

tarify za prevádzkovanie systému v roku 2022, ako časť korekcie nákladov na obstaranie

elektriny na krytie strát j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

v roku 2022,

h)

d

t

je koeficient zahrnutia neuhradenej časti nákladov na straty pri distribúcii elektriny

zahrnutých do tarify za prevádzkovanie systému na rok t = 2023, v rozsahu 0 až 1.

(14)

NSPOT

j,t

sú schválené náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť z nákladov j-tého prevádzkovateľa

prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy na nákup elektriny na krytie strát

elektriny pri prenose elektriny alebo distribúcii elektriny v eurách, zohľadnené v

nákladoch na prevádzkovanie systému pre rok t = 2024 a nasledujúce roky. Vypočíta

sa podľa vzorca

a)

pre j-tého prevádzkovateľa prenosovej sústavy

b)

pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

kde

1.

PLE

t

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

množstva elektriny na rok t v eurách, ktorá sa vypočíta podľa

§ 17 ods. 1 písm. b)

,

2.

QPL

t

je plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva

elektriny na rok t určené podľa

§ 17 ods. 2

,

3.

FPS

t

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

podľa

§ 17 ods. 1 písm. c)

,

4.

STRITC

t

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

do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t podľa

§ 17 ods. 1 písm. e)

,

5.

STRVA

t

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

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

pri prenose elektriny na rok t podľa

§ 17 ods. 1 písm. f)

,

6.

TPSps

t-2

SEPS

je korekcia nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri prenose elektriny

za rok t-2 v eurách zahrnutá do tarify za prevádzkovanie systému podľa

§ 17 ods. 1 písm. g)

,

7.

FTS

t

sú úradom schválené mimoriadne náklady alebo výnosy v eurách na rok t, zohľadňujúce

neočakávaný vývoj na trhu s elektrinou s dopadom na náklady alebo výnosy pri nákupe

elektriny na straty, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených skutočných

ekonomicky oprávnených nákladov a výnosov regulovaného subjektu podľa

§ 17 ods. 1 písm. h)

,

8.

kNPS

t

je koeficient zahrnutia nákladov na straty pri prenose elektriny zahrnutých do tarify

za prevádzkovanie systému na rok t podľa

§ 17 ods. 1 písm. i)

,

9.

PCSES

t

je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách

na jednotku množstva elektriny na rok t podľa

§ 26 ods. 3 písm. c)

,

10.

PMSE

HN,t

je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t podľa

§ 26 ods. 4

,

11.

FDS

HN,t

je faktor strát pri distribúcii elektriny na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni na rok t v eurách podľa

§ 26 ods. 3 písm. d)

,

12.

FTS

HN,t

sú úradom schválené mimoriadne náklady alebo výnosy v eurách na rok t, zohľadňujúce

neočakávaný vývoj na trhu s elektrinou s dopadom na náklady alebo výnosy pri nákupe

elektriny na straty, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených skutočných

ekonomicky oprávnených nákladov a výnosov regulovaného subjektu na jednotlivých napäťových

úrovniach podľa

§ 26 ods. 3 písm. b)

,

13.

kNDS

t

je koeficient zahrnutia nákladov na straty pri distribúcii elektriny zahrnutých do

tarify za prevádzkovanie systému na rok t podľa

§ 26 ods. 3 písm. e)

,

14.

KNSPOT

j,t

je korekcia schválených neuhradených nákladov z tarify za prevádzkovanie systému

j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy na

krytie nákladov na straty elektriny pri distribúcii elektriny a prenose elektriny

na rok t v eurách, pričom pre roky t = 2024 a t = 2025 má hodnotu 0, a pre rok t =

2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

KNSPOT

j,t

= PVNSPOT

j,t–2

– SVNSPOT

j,t–2

,

kde

14a.

NSPOT

j,t-2

sú schválené náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť z nákladov j-tého prevádzkovateľa

prenosovej sústavy alebo regionálnej distribučnej sústavy na nákup elektriny na krytie

strát elektriny pri prenose elektriny alebo distribúcii elektriny v eurách, zohľadnené

v nákladoch na prevádzkovanie systému v roku t-2,

14b.

SVNSPOT

j,t-2

sú skutočné výnosy j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo

prenosovej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím

pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy

v eurách na krytie nákladov na straty elektriny pri distribúcii elektriny alebo prenose

elektriny,

15.

m je počet napäťových úrovní j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

§ 8

Individuálne sadzby tarify za prevádzkovanie systému

(1)

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému na rok t sa uplatňuje vo výške

TPS

3,t

.

(2)

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva

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

tarify za prevádzkovanie systému koncového odberateľa elektriny, ktorý predloží úradu

správu podľa

§ 12 ods. 8 zákona o regulácii

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

z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie ekonomických

činností

24

)

uvedených v zozname podľa

prílohy č. 2

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

ako elektroenergetická náročnosť podľa odseku 8.

(3)

Elektroenergetická náročnosť podniku v percentách sa vypočíta podľa vzorca

E

E

N

=

E

×

C

H

P

H

×

100

,

kde

a)

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

ktorá sa určí podľa odseku 4,

b)

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

odseku 5,

c)

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

hodnôt hrubej pridanej hodnoty podniku za posledné tri kalendárne roky vypočítaných

podľa odseku 6.

(4)

Spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny E v jednotkách množstva elektriny

sa určí ako aritmetický priemer hodnôt koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa

elektriny za posledné tri kalendárne roky.

(5)

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

priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti

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

elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Štatistickým úradom Európskej

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

(6)

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

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

kde

a)

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

b)

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

rok,

c)

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

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

za kalendárny rok,

d)

ZSZ je zmena stavu zásob v eurách za kalendárny rok,

e)

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

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

f)

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

ale nie sú odpočítateľné v eurách za kalendárny rok.

(7)

Minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej

sadzby tarify za prevádzkovanie systému EENp

t

v percentách, ktorá je pre rok 2020 určená vo výške 100 % a pre nasledujúce roky

sa vypočíta podľa vzorca

EENp

t

= EENp

t–1

× kzce

t

,

kde

a)

EENp

t-1

je minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej

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

b)

kzce

t

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

kde

1.

CE

eurostat,t-2

je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny

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

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

Slovenskú republiku,

2.

CE

eurostat,t-3

je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny

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

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

Slovenskú republiku.

(8)

Na výpočty podľa odsekov 2 až 4 sa použijú aritmetické priemery údajov koncového

odberateľa elektriny za obdobie posledných troch kalendárnych rokov v štruktúre podľa

prílohy č. 3

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

sa aritmetické priemery údajov za dva kalendárne roky, za ktoré sú údaje k dispozícii.

Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako dva kalendárne roky, použijú

sa údaje za jeden kalendárny rok, za ktorý sú údaje k dispozícii.

(9)

Správa, ktorú vypracúva koncový odberateľ elektriny, obsahuje

a)

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

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

a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené,

b)

potvrdenie alebo vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny koncového odberateľa elektriny

v jednotkách množstva elektriny, ak

1.

je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe

elektriny vyhotovené organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,

2.

nie je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe

elektriny vystavené dodávateľom elektriny, ktorý za odberné miesta koncového odberateľa

elektriny prevzal zodpovednosť za odchýlku,

3.

je koncový odberateľ elektriny výrobcom elektriny a vyrobenú elektrinu spotrebúva

pre vlastnú spotrebu, vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny vypracované koncovým

spotrebiteľom,

4.

koncový odberateľ elektriny spĺňa viacero kritérií uvedených v bodoch 1 až 3 a na

preukázanie splnenia podmienky podľa

§ 12 ods. 7 písm. a) zákona

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

príslušné potvrdenia alebo vyhlásenia podľa bodov 1 až 3,

c)

elektroenergetickú náročnosť podniku v percentách vypočítanú podľa odseku 3,

d)

údaje potrebné na výpočet elektroenergetickej náročnosti podniku podľa

prílohy č. 3 tabuľky č. 3

, a to

1.

hrubá pridaná hodnota podniku,

2.

aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny

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

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

zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,

3.

koncová spotreba elektriny podniku v jednotkách množstva elektriny,

e)

údaje potrebné na výpočet hrubej pridanej hodnoty podniku vypočítanej podľa odseku

6 a

prílohy č. 3 tabuľky č. 1

, a to

1.

tržby za vlastné výkony a tovar v eurách,

2.

aktivácia hmotného investičného majetku a nehmotného investičného majetku v eurách,

3.

ostatné prevádzkové výnosy v eurách,

4.

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

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

v eurách,

5.

zmena stavu zásob v eurách,

6.

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

lízing a operatívny lízing v eurách,

7.

náklady na personálny lízing v eurách,

8.

náklady na operatívny lízing v eurách,

9.

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

nie sú odpočítateľné v eurách,

10.

hrubá pridaná hodnota podniku v eurách,

f)

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

systému podľa

prílohy č. 3 tabuľky č. 2

, a to

1.

koncovú spotrebu elektriny zodpovedajúcu jednotlivým kódom činnosti podniku podľa

štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v

prílohe č. 2

v jednotkách množstva elektriny,

2.

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

elektriny podniku podľa písmena d) tretieho bodu v percentách,

g)

potvrdenie vyhotovené znalcom v odbore Elektroenergetika – Elektroenergetické stroje

a zariadenia alebo Energetika – Regulácia a riadenie sieťových odvetví preukazujúce

správnosť výpočtu podľa písmena f) druhého bodu.

§ 9

(1)

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

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

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

zodpovednosť za odchýlku.

(2)

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

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

uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za

neho prevezme zodpovednosť za odchýlku.

§ 10

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 5 a

§ 11 až 14

sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

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

vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa uplatňujú pre účastníka trhu s elektrinou,

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

údaj potrebný na preverenie taríf za rok t-2 v členení za

1.

zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,

2.

organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,

3.

ostatné činnosti vykonávané organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 11 až 13

týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

e)

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti

alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi

komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

f)

podklady podľa

prílohy č. 4

predkladané v termínoch v nej uvedených,

g)

údaje o plánovaných nákladoch a skutočných nákladoch podľa

§ 4 ods. 1 písm. o)

projektu výskumu a vývoja podľa

prílohy č. 5

,

h)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

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

25

)

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 4

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

tabuľkového editora.

(4)

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

(5)

Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roka t-1 nové cenové rozhodnutie alebo

zmenu posledného cenového rozhodnutia, údaje podľa odseku 2 písm. b) sa poskytujú

aj za všetky roky predchádzajúce roku t-2, za ktoré nie sú v schválenom cenovom rozhodnutí

zohľadnené.

§ 11

(1)

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

odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde najväčší výnos PPZO

t

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

PPZO

t

= PNZO

t

+ POZO

t

+ RAB

t

× WACC + INVZO

t

– KZO

t

,

kde

a)

PNZO

t

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

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

b)

POZO

t

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

činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú

činnosť v roku t,

c)

RAB

t

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

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

roku t-1 v eurách,

d)

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

§ 5

,

e)

INVZO

t

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

INVZO

t

= SOzo

t–2

– POzo

t–2

,

kde

1.

SOzo

t-2

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

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

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

roku t-2,

2.

POzo

t-2

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

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

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

roku t-2,

f)

KZO

t

je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZO

t

sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

PZO

t-2

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

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

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

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

zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

2.

SQSZ

t-2

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

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

a vysporiadaní odchýlok,

3.

SQPZ

t-2

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

prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

4.

QSZ

t-2

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

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

vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

5.

QPZ

t-2

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

majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

6.

TZO

t-2

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

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

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

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

ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

7.

SQDD

t-2

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

zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných

skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolia režim vlastnej zodpovednosti

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

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

8.

SQRE

t-2

je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú

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

v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

9.

QDD

t-2

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

suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov,

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

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

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

10.

QRE

t-2

je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú

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

v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.

(2)

Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roku t-1 nové cenové rozhodnutie alebo

zmenu posledného cenového rozhodnutia, v údajoch podľa odseku 1 písm. e) prvého bodu

a druhého bodu a písm. f) prvého bodu až desiateho bodu sa zohľadnia aj údaje za všetky

roky predchádzajúce roku t-2, ktoré nie sú v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.

(3)

Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania

odchýlok PZO

t

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

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

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

za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca

P

Z

O

t

=

0,5

×

P

P

Z

O

t

Q

t

S

Z

+

Q

t

P

Z

,

kde

a)

PPZO

t

je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

v roku t v eurách,

b)

Q

t

SZ

je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktorý 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.

(4)

Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO

t

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

ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku 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

T

Z

O

t

=

0,5

×

P

P

Z

O

t

Q

t

D

D

+

Q

t

R

E

,

kde

a)

PPZO

t

je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

v roku t v eurách,

b)

Q

t

DD

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

suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov

elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim

vlastnej zodpovednosti za odchýlku, 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.

(5)

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

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

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

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

vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZO

t

podľa odseku 3 v roku t v eurách.

(6)

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

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

uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO

t

v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 4, na dohodnuté

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

(7)

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

v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 4 na objem poskytnutej

regulačnej elektriny jednotkách množstva elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej

sústavy v roku t.

§ 12

(1)

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

uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu

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

s elektrinou a schválený alebo určený maximálny výnos VOTE

t

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

roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

VOTE

t

= PNOTE

t

+ POOTE

t

+ RAB

t

× WACC + INVOTE

t

– KOTE

t

,

kde

a)

PNOTE

t

sú schválené alebo určené plánované ročné prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním

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

b)

POOTE

t

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

činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú

činnosť v roku t,

c)

RAB

t

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

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

v eurách,

d)

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

§ 5

,

e)

INVOTE

t

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

INVOTE

t

= SOote

t–2

– POote

t–2

,

kde

1.

SOote

t-2

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

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

využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2,

2.

POote

t-2

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

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

využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou

v roku t-2,

f)

KOTE

t

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

(2)

Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTE

t

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

elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta

podľa vzorca

kde

a)

VOTE

t

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

1,

b)

PNOT

t

sú schválené alebo určené plánované náklady zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov

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

PNOT

t

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

systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora

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

T

P

S

t

o

t

e

=

P

N

O

T

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

QPKStps

t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny v

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

c)

FPOTE

t

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

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

d)

Q

t

ote

je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t,

e)

QOTE

t

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

a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.

(3)

Faktor vyrovnania KOTE

t

v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

SQ

t-2

ote

je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

b)

Q

t-2

ote

je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2,

c)

FPOTE

t-2

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

pre subjekt zúčtovania, ktorý 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 schválené plánované 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 na jednotku množstva elektriny

nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,

g)

SVTPS

t-2

ote

sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

h)

PVTPS

t-2

ote

sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách.

(4)

Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roku t-1 nové cenové rozhodnutie alebo

zmenu posledného cenového rozhodnutia, v údajoch podľa odseku 1 písm. e) a odseku

3 sa zohľadnia aj údaje za roky predchádzajúce roku t-2, ktoré nie sú v poslednom

cenovom rozhodnutí zohľadnené.

§ 13

(1)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t Nokte

t

sa vypočítajú podľa vzorca

Nokte

t

= PN

t

+ PO

t

+ RAB

t

× WACC + INVost

t

– PVzp

t

– PVza

t

– KOT

t

,

kde

a)

PN

t

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady

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

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

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

trhu so zárukami pôvodu energie (ďalej len „záruky pôvodu“), s prevádzkou energetického

dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t

v eurách; súčasťou PN

t

sú aj náklady na odpis nedobytných pohľadávok podľa

§ 4 ods. 1 písm. n)

,

b)

PO

t

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

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

a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko

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

pôvodu, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej

pre regulovanú činnosť v roku t,

c)

RAB

t

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

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

s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

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

so zárukami pôvodu, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom

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

d)

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

§ 5

,

e)

INVost

t

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

INVost

t

= SO

t–2

– PO

t–2

,

kde

1.

SO

t-2

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

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

využívaných pre regulovanú činnosť období roku t-2,

2.

PO

t-2

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

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

využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,

f)

PVzp

t

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

a za prevody záruk pôvodu v roku t v eurách,

g)

PVza

t

je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t v eurách,

h)

KOT

t

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

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou a z evidencie, prevodov a organizovania trhu so zárukami pôvodu, s prevádzkou

energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou

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

(2)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t NOKTE

t

sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému. Alikvotná časť tarify za prevádzkovanie

systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou

v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

T

P

S

t

o

s

t

=

N

O

K

T

E

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

a)

NOKTE

t

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

trhu s elektrinou v roku t,

b)

QPKStps

t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny odobratej zo sústavy v jednotke množstva

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

(3)

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

KOT

t

= (SVzpt

t–2

– PVzpt

t–2

) + (SVzat

t–2

– PVzat

t–2

) + (SVTPSost

t–2

– PVTPSost

t–2

),

kde

a)

SVzp

t-2

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

a za prevody záruk pôvodu v roku t-2 v eurách,

b)

PVzp

t-2

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

a za prevody záruk pôvodu v roku t-2 v eurách,

c)

SVza

t-2

sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-2 v eurách,

d)

PVza

t-2

sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu vydaných podľa

§ 8b ods. 3 zákona

o podpore v roku t-2 v eurách,

e)

SVTPSost

t-2

sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2 v eurách,

f)

PVTPSost

t-2

sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku

t-2 v eurách.

§ 14

Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému

(1)

Platba na pokrytie nákladov na prevádzkovanie systému NPS

sz

sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtuje subjektom zúčtovania s vlastnou

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

a vypočíta sa podľa vzorca

N

P

S

s

z

j

=

∑

i

=

1

k

T

P

S

i

,

t

×

Q

S

K

S

t

p

s

s

z

i

j

,

kde

a)

NPSsz

j

sú náklady na prevádzkovanie systému pre j-tý subjekt zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou

za odchýlku v eurách,

b)

TPS

i,t

je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny,

na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v i-tej skupine odberných miest

odberateľov elektriny v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny,

c)

QSKStpssz

ij

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

zodpovednosťou za odchýlku v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v

jednotkách množstva elektriny za predchádzajúce obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify

za prevádzkovanie systému.

(2)

Platba na pokrytie nákladov j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

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

výrobou NPSds

j

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

nasledujúceho kalendárneho mesiaca, a vypočíta sa podľa vzorca

N

P

S

d

s

j

=

T

P

S

d

s

t

j

×

Q

S

K

S

t

p

s

,

kde

a)

TPSds

t

j

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

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

a vypočíta sa podľa vzorca

T

P

S

d

s

t

j

=

K

p

r

d

s

j

,

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

1.

Kprds

j,t

je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 určená v

roku t v eurách, podľa

§ 7 ods. 8

,

2.

QPKStps

t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

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

b)

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny

za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(3)

Platba na pokrytie nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo

prenosovej sústavy na nákup elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny alebo

prenose elektriny NSspot

j

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

nasledujúceho kalendárneho mesiaca a vypočíta sa podľa vzorca

N

S

s

p

o

t

j

=

T

P

S

s

p

o

t

j

,

t

×

Q

S

K

S

t

p

s

,

kde

a)

TPSspot

j,t

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

regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy eurách na jednotku množstva

elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

T

P

S

s

p

o

t

j

,

t

=

N

S

P

O

T

j

,

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

1.

NSPOT

j,t

sú schválené náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť z nákladov j-tého prevádzkovateľa

prenosovej sústavy alebo regionálnej distribučnej sústavy na nákup elektriny na krytie

strát elektriny pri prenose elektriny alebo distribúcii elektriny v eurách, zohľadnené

v nákladoch na prevádzkovanie systému v roku t; pre rok t = 2023 sa vypočíta podľa

vzorca v

§ 7 ods. 13

a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca v

§ 7 ods. 14

,

2.

QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny

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

b)

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny

za predchádzajúce obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(4)

Ak výrobca elektriny na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti

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

sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho

mesiaca platba NPS

v

v eurách vypočítaná podľa vzorca

N

P

S

v

=

T

P

S

v

t

×

Q

S

K

S

t

p

s

,

kde

a)

TPSv

t

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

ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom

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

na jednotku množstva elektriny, a vypočíta sa podľa vzorca

T

P

S

v

t

=

D

O

P

t

×

Q

D

E

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

1.

DOP

t

je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia na rok t v eurách na jednotku

množstva elektriny,

2.

QDE

t

je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení

povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a

dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok

t,

3.

QPKStps

t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

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

b)

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny

za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(5)

Platba na pokrytie nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy zohľadňujúcich alikvotnú

časť nákladov na systémové služby NPtss sa vyúčtuje organizátorovi krátkodobého trhu

s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho kalendárneho mesiaca, a vypočíta

sa podľa vzorca

N

P

t

s

s

=

T

P

S

t

s

s

t

×

Q

S

K

S

t

p

s

,

kde

a)

TPStss

t

je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre prevádzkovateľa prenosovej

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

T

P

S

t

s

s

t

=

N

P

t

s

s

t

Q

P

K

S

t

p

s

t

,

kde

1.

NPtss

t

sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť

nákladov na systémové služby zohľadnené v nákladoch na prevádzkovanie systému v eurách

na rok t,

2.

QPKStps

t

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na

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

b)

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny

za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

§ 15

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 17 a

§ 16 až 21

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

maximálnej ceny

a)

a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

b)

a tarify za poskytovanie systémových služieb,

c)

za poskytovanie podporných služieb.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

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

parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných

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

s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

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

sadzbách v MW,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 16 až 19

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

služieb a systémových služieb,

e)

podklady predkladané v termínoch podľa

prílohy č. 6

,

f)

údaje o plánovaných nákladoch a skutočných nákladoch podľa

§ 4 ods. 1 písm. o)

projektu výskumu a vývoja podľa

prílohy č. 5

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

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

25

)

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 6

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

tabuľkového editora.

(4)

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

podľa

§ 17 ods. 1

a

2 zákona

o regulácii.

(5)

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

údaje

a)

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

b)

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

c)

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

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

v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,

d)

skutočné investície v roku t-2,

e)

skutočné výnosy z medzinárodnej prevádzky v roku t-2,

f)

skutočné náklady na medzinárodnú prevádzku v roku t-2,

g)

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

distribučných sústav, výrobcami elektriny, prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie

elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.

(6)

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

o plánovanom množstve v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné

množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t

a)

fakturovanej prenesenej elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými

odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí

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

b)

celkového maximálneho pohotového výkonu v MW elektroenergetických zariadení na výrobu

elektriny výrobcov elektriny a elektroenergetických zariadení na uskladňovanie elektriny

prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej

sústavy,

c)

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy dodanej zo zariadení jednotlivých výrobcov

elektriny v jednotkách množstva elektriny,

d)

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

množstva elektriny.

(7)

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

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

za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa

§ 16 ods. 1

a plánovaného priemerného množstva prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy

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

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

sústavy, prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie

elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy QPP

t

.

(8)

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

kapacity v odovzdávacích miestach, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity v odovzdávacích

miestach výrobcov elektriny a v odberných a odovzdávacích miestach prevádzkovateľov

zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny

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

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

sústavy výrobcom elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny

pripojenými do prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny a prevádzkovateľa

zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorých elektroenergetické zariadenia slúžia

výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

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

5 MW a pre prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny, ak majú certifikované

zariadenie na poskytovanie podporných služieb a doložia možnosť poskytovania služieb

výkonovej rovnováhy.

(9)

Rezervovaná kapacita sa v odovzdávacích miestach neobjednáva. Hodnota rezervovanej

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

zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.

(10)

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

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

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

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

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

do prenosovej sústavy podľa odseku 14.

(11)

Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny a prevádzkovateľov

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

elektriny pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovatelia zariadení na uskladňovanie

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

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

uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v

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

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

elektriny alebo prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny pripojenými

do prenosovej sústavy.

(12)

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

zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie

užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických

podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými

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

sa cena za prístup do prenosovej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú

kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa vydaného cenového

rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si sám určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné

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

na základe požiadavky užívateľa sústavy v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do

prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za

prenos elektriny sa určí vo výške 100 % z tarify za prenos elektriny; ceny za prístup

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

Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej

sústave zaslučkovaním.

(13)

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

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

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

ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.

26

)

(14)

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

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

na uskladňovanie elektriny a prevádzkovateľom zariadení na uskladňovanie elektriny,

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

účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita podľa cenového rozhodnutia úradu.

(15)

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

ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy v odovzdávacom mieste

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

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

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi prenosovej sústavy,

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

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

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

elektriny alebo prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorého elektroenergetické

zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej

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

prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným

výkonom do 5 MW.

(16)

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej

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

uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na

uskladňovanie elektriny takto

a)

výrobcom elektriny alebo prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny sa

prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia

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

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

prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojený do prenosovej sústavy

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

b)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy

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

elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej

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

prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy

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

elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca

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

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

kapacita je vyššia.

(17)

Na uplatnenie tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa poskytujú

prevádzkovateľovi prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny v jednotkách

množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy, koncoví odberatelia

elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov distribučnej

sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej

od sústavy Slovenskej republiky a skutočné údaje o množstve elektriny v jednotkách

množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví

odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu v rámci prevádzky

preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a to vždy za príslušný mesiac

do ôsmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

§ 16

(1)

Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CP

t

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

elektriny sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

PN

t

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

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

dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových

služieb, a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

P

OOPEX

sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady v eurách vo východiskovom

roku regulačného obdobia vypočítané ako priemer skutočných prevádzkových nákladov

za obdobia 2019, 2020 a 2021 prevádzkovateľa prenosovej sústavy súvisiace s regulovanou

činnosťou okrem odpisov a osobných nákladov,

2.

P

PEREX

sú schválené alebo určené ročné osobné náklady v eurách vo východiskovom roku regulačného

obdobia určené ako skutočné osobné náklady za rok 2021 prevádzkovateľa prenosovej

sústavy súvisiace s regulovanou činnosťou,

3.

IRM

n

aritmetický priemer indexov nominálnej mzdy v hospodárstve zverejnených štatistickým

úradom, vyjadrených v percentách za obdobie od 3. kvartálu roku n-2 do 2. kvartálu

roku n-1,

4.

JPI

n

je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým

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

5.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 2,0

%; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0 %, na výpočet maximálnej ceny za prístup

do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná

0 %,

b)

O

t

je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách na rok t

a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

O

2021

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

zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku 2021

z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, nevyhnutne využívaného

na regulovanú činnosť v roku 2021 bez dispečerskej činnosti,

2.

SO

n

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

zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1

z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania

na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku n-2,

3.

VO

n

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

ktorá zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, vyradeného z užívania

na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku n-2,

c)

PO

t

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným

zaradením do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku t-1,

d)

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou; K

DZ

sa na 6. regulačné obdobie určuje v intervale od 0,90 do 1,02, nezohľadňuje investície,

ktoré sú financované zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,

a vypočíta sa podľa vzorca

pričom, ak je výsledok podielu

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak K

DZ

= 1,02

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

DZ

= 1,01,

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

DZ

= 1,00,

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

DZ

= 0,98,

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

DZ

= 0,96,

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

DZ

= 0,94,

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

DZ

= 0,92,

menší ako 0,1, tak K

DZ

= 0,90,

kde

1.

INV

t-2

je skutočná hodnota investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne

využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2 v eurách, ktorá nezahŕňa majetok, ktorý

je financovaný zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a

ktorá nezahŕňa majetok financovaný z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných

profiloch prenosovej sústavy,

2.

DispZdr

t-2

je súčet schválených alebo určených odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou v

roku t-2 v eurách, ktorý nezahŕňa odpisy majetku, ktorý je financovaný zo zdrojov

Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a ktorý nezahŕňa odpisy majetku

financovaného z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy, nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť a zisku prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

2a.

RAB

ST,t-2

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

sa hodnote majetku využívaného na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy

bez dispečerskej činnosti, okrem majetku, ktorý vznikne z investícií do aktív odsúhlasených

úradom podľa

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania,

2b.

SOOPRO

t-2

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

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

27

)

2c.

WACCt

-2

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

§ 5

, vzťahujúca sa na rok t-2,

2d.

WACC

+

t-2

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

§ 5 ods. 5

, vzťahujúca sa na rok t-2,

e)

RAB

ST,t,

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t a rovná

sa hodnote majetku

28

)

využívaného na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy bez dispečerskej

činnosti, okrem majetku, ktorý vznikne z investícií do aktív odsúhlasených úradom

podľa

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania, a vypočíta sa podľa vzorca

1.

pre rok t = 2023

R

A

B

S

T

,

t

=

R

A

B

2021

-

M

2021

,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky

kde

2a.

RAB

2021

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, vychádzajúca zo zostatkovej účtovnej hodnoty majetku k 31. decembru

2021, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, nevyhnutne využívaného na

regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti,

2b.

M

2021

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

2021

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

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

na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

2c.

RAB

n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku bez vplyvu precenenia majetku od

1. januára 2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti

v roku n-2 v eurách okrem majetku zaradeného do RAB

+

n

,

2d.

SO

n

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

ktorá zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

n-1 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania

na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku n-2,

2e.

M

n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

n

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

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

na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

f)

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

§ 5

,

g)

RAB

+

t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív bez vplyvu precenenia v eurách,

schválená úradom na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v súlade s

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania, pričom

1.

pre rok t = 2023 má hodnotu 0,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

RAB

+

n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku, bez vplyvu precenenia od 1. januára

2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku

t-2 v eurách, odsúhlasená úradom podľa

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania,

2b.

M

+

n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

+

n

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

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

kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

h)

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

§ 5 ods. 5

,

i)

FINVP

t

je faktor investícií v eurách na rok t, pričom

1.

pre roky t = 2023 a t = 2024 má hodnotu 0,

2.

pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

FINVP

t

= SO

t–1

– PO

t–2

,

kde

2a.

SO

t-1

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

zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2

z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania

na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku t-3,

2b.

PO

t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, zodpovedajúca výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s

plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v

roku t-3,

j)

CPITC

t

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

do ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t, o ktorej úrad

rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

CPITC

t

= ITCpl

t–1

× m

t

× (1 – mstr

t

),

kde

1.

ITCpl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

m

t

je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu

na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1. Pre rok

t = 2023 je rovný 0,

3.

mstr

t

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

elektriny určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad

rozhodne do 31. decembra roku t-1,

k)

CPVA

t

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

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

prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra

roku t-1, a vypočíta sa podľa vzorca

CPVA

t

= VApl

t–1

× n

t

× (1 – nstr

t

– ntss

t

),

kde

1.

VApl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

nie sú účtovne uzavreté,

2.

n

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom

úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

3.

nstr

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený cenovým rozhodnutím

úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

4.

ntss

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za systémové služby určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v

rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

l)

KCP

t

je faktor ITC a aukcií prenosovej kapacity v eurách na rok t, ktorý sa pre roky t

= 2023 a t = 2024 rovná 0 a pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa

vzorca

KCP

t

= ITCsk

t–2

– ITCpl

t–2

+ VAsk

t–2

– VApl

t–2

,

kde

1.

ITCsk

t-2

je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

2.

ITCpl

t-2

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

3.

VAsk

t-2

je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy v roku t-2,

4.

VApl

t-2

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy v roku t-2,

m)

DV

t

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

sústavy za pripojenie do sústavy,

n)

QPP

t

je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy

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

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

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

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

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

o)

NPSZ

t

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

p)

CACM

t

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

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

q)

SOGL

t

sú schválené náklady na projekty súvisiace s implementáciou povinností prevádzkovateľa

prenosovej sústavy podľa osobitného predpisu

29

)

na rok t v eurách,

r)

NOCACM

t

sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese prideľovania prenosových

kapacít podľa osobitného predpisu

30

)

na rok t v eurách,

s)

NOSOGL

t

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

sústavy na zabezpečenie spoľahlivosti a bezpečnosti dodávok elektriny podľa osobitného

predpisu

31

)

na rok t v eurách,

t)

EBGL

t

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

osobitného predpisu

32

)

na rok t v eurách,

u)

FT

t

sú schválené mimoriadne náklady, ktoré vznikli až počas regulačného obdobia na rok

t v eurách.

(2)

Súčet koeficientov nstr

t

a ntss

t

, ktoré sú ustanovené v odseku 1 písm. k) bodoch 3. a 4, je menší alebo sa rovná 1.

(3)

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

v MW v roku t v každom odbernom mieste určuje ako aritmetický priemer ročných hodnôt

skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za roky t-2 až t-4. Hodnoty výkonov

sa určujú v MW s rozlíšením na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej

kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny a prevádzkovateľa

zariadenia na uskladňovanie elektriny určená podľa

§ 15 ods. 8 až 10

a

15.

(4)

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

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

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

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

nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny

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

sústavy a výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do

prenosovej sústavy výlučne na odber elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie

elektriny, ktorého zariadenie na uskladňovanie elektriny je pripojené do prenosovej

sústavy výlučne na odber elektriny sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy mesačne

na základe nameraného mesačného maxima štvrťhodinového činného výkonu. Hodnoty výkonov

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

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

sústavy.

(5)

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

za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom do 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 najmenej

0,2.

(6)

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

taríf za rezervovanú kapacitu v MW a za prenesenú elektrinu. Návrh taríf zohľadňuje

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

od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, prevádzkovateľov zariadení

na uskladňovanie elektriny a charakter odberu elektriny koncových odberateľov elektriny

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

pripojených užívateľov prenosovej sústavy takto

a)

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

priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 150 MW a zároveň prenos elektriny

pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku

t-2 bol viac ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej

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

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

kapacity a 75 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny

a 75 % z tarify za prenesenú elektrinu,

b)

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

priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny

pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku

t-2 je viac ako 1,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej

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

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

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

a 50 % z tarify za prenesenú elektrinu,

c)

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

priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny

pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku

t-2 je viac ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej

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

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

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

a 25 % z tarify za prenesenú elektrinu,

d)

ak celoročné využitie rezervovanej kapacity za rok t-2 v odbernom mieste koncového

odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 80 %, koncovým

odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú

prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos

elektriny podľa písmen a) až c) násobené koeficientom 0,8,

e)

priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity odberného miesta odberateľa elektriny

za rok t-2 v percentách sa na účely odseku 6 písm. d) vypočíta podľa vzorca

kde

1.

O

PS,t-2

je skutočné odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste odberateľa elektriny priamo

pripojeného do prenosovej sústavy za rok t-2 v jednotkách množstva elektriny,

2.

RK

t-2

je hodnota rezervovanej kapacity v odbernom mieste odberateľa elektriny priamo pripojeného

do prenosovej sústavy za rok t-2 v MW.

(7)

Do faktora trhu FT

t

je možné zahrnúť mimoriadne náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktoré nie

sú zahrnuté do schválených alebo určených ekonomicky oprávnených ročných prevádzkových

nákladov PN

vych

súvisiacich s regulovanou činnosťou. Týmito nákladmi sú najmä náklady súvisiace so

zmenou právnych predpisov, zmenou právne záväzných aktov Európske únie, vývojom situácie

na trhu alebo náklady, ktoré vzniknú pri likvidácii živelných pohrôm, ktoré nie sú

pokryté poistením a preukázateľné náklady regulovaného subjektu na vedu a výskum podľa

§ 4 ods. 1 písm. o)

, a to po schválení úradom.

(8)

Návrh na schválenie mimoriadnych nákladov vstupujúcich do faktora trhu FT

t

pre príslušný rok možno podať aj samostatne mimo predkladaného návrhu na určenie

ceny. V odôvodnených prípadoch na predchádzanie významným medziročným zmenám regulovaných

cien, sa určí, že schválené mimoriadne náklady sú do faktora trhu FT

t

zahrnuté rozložene na viac rokov regulačného obdobia alebo sú pre nasledujúce regulačné

obdobie zahrnuté do uznaných oprávnených nákladov vstupujúcich do základného výpočtu

oprávnených výnosov pre jednotlivé roky nasledujúceho regulačného obdobia.

§ 17

(1)

Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose

elektriny PSstraty

t

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

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

t

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

vypočíta podľa vzorca

kde

a)

QPL

t

je plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva

elektriny na rok t určené podľa odseku 2,

b)

PLE

t

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

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

P

L

E

t

=

C

E

P

X

E

,

t

×

1

+

k

t

100

%

+

O

t

,

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou

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

v eurách na jednotku množstva elektriny. Pre roky t = 2023 a t = 2024 je obdobie od

1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 a pre rok t = 2025 a nasledujúce roky

je toto obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

2.

k

t

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

7 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na

rok t,

3.

O

t

sú určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s diagramom

strát elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách podľa metodiky výpočtu

nákladov na odchýlku, ktorá je uvedená v

prílohe č. 7

,

c)

FPS

t

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

1.

pre roky t = 2023, t = 2024 a t = 2025 sa vypočta podľa vzorca

2.

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

kde

2a.

PSstraty

t-2

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

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

2b.

QPLprenos

t-2

je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva

elektriny na rok t-2,

2c.

QSKprenos

t

je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva

elektriny na rok t,

2d.

PLE

t-2

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

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

2e.

p

t-2

je koeficient nákupu elektriny na krytie strát na rok t-2, ktorý sa vypočíta podľa

vzorca

ak výsledok výpočtu

Q

F

V

t

-

2

Q

P

L

t

-

2

je väčší ako 1, tak p

t-2

sa rovná 1,

ak výsledok výpočtu

Q

F

V

t

-

2

Q

P

L

t

-

2

je menší ako 0,5, tak p

t-2

sa rovná 0,5,

kde

2ea.

QFV

t-2

na výpočet FPS

2026

je množstvo zmluvne dohodnutej a obstaranej elektriny v roku t-3 na krytie strát

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

2eb.

QFV

t-2

na výpočet FPS

2027

a nasledujúce roky je množstvo zmluvne dohodnutej a obstaranej elektriny v rokoch

t-4 a t-3 na krytie strát elektriny pri prenose elektriny v roku t-2 v jednotkách

množstva elektriny,

2f.

QPL

t-2

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

jednotkách množstva elektriny,

2g.

CE

i,t-2

je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom

krátkodobého trhu s elektrinou v i-tej štvrťhodine roku t-2 v eurách na jednotku množstva

elektriny,

2h.

O

t-2

sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku

súvisiace s diagramom strát elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok

t-2,

2i.

QSK

i,t-2

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

elektriny v i-tej štvrťhodine roku t-2, po odpočítaní množstva predanej prebytočnej

elektriny v jednotkách množstva elektriny,

2j.

n je počet hodín v roku t-2,

d)

QPLprenos

t

je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva

elektriny na rok t,

e)

STRITC

t

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

do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t, o ktorej úrad rozhodne

do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

STRITC

t

= ITCpl

t–1

× m

t

× mstr

t

,

kde

1.

ITCpl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

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

vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

m

t

je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu

na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1. Pre rok

t = 2023 sa rovná 0,

3.

mstr

t

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

elektriny určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad

rozhodne do 31. decembra roku t-1,

f)

STRVA

t

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

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

pri prenose elektriny na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a

vypočíta sa podľa vzorca

S

T

R

V

A

t

=

V

A

p

l

t

-

1

×

n

t

×

n

s

t

r

t

,

kde

1.

VApl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

nie sú účtovne uzavreté,

2.

n

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom

úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

3.

nstr

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený cenovým rozhodnutím

úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

g)

TPSps

t-2

SEPS

je korekcia nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri prenose elektriny

za rok t-2 v eurách zahrnutá do tarify za prevádzkovanie systému,

h)

FTS

t

sú úradom schválené mimoriadne náklady alebo výnosy v eurách na rok t, zohľadňujúce

neočakávaný vývoj na trhu s elektrinou s dopadom na náklady alebo výnosy pri nákupe

elektriny na straty, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených ekonomicky

oprávnených nákladov a výnosov regulovaného subjektu,

i)

kNPS

t

je koeficient zahrnutia nákladov na straty pri prenose elektriny zahrnutých do tarify

za prevádzkovanie systému na rok t = 2023 s hodnotou 1 a pre rok t = 2024 a nasledujúce

roky v rozsahu 0 až 1.

(2)

Plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny QPL

t

v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca

Q

P

L

t

=

V

s

t

E

t

×

P

P

S

T

R

t

,

kde

a)

VstE

t

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

do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia,

b)

PPSTR

t

je percento plánovaných strát elektriny pri prenose elektriny prenosovou sústavou

v percentách na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

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

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

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

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

2.

SVstE

t

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

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

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

sústavy vrátane tokov zo zahraničia a plánovaného množstva elektriny v jednotkách

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

3.

XS

PS

je faktor efektivity strát elektriny pri prenose elektriny v percentách, ktorý je

určený vo výške 2 %.

§ 18

(1)

Na základe schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb

sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované maximálne ekonomicky

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

t

od poskytovateľov podporných služieb.

(2)

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

prihliada okrem iného aj na aktuálnu situáciu na trhu s elektrinou, dosahované ceny

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

podporných služieb na vymedzenom území. Plánované maximálne ekonomicky oprávnené náklady

sa určia v takej výške, aby prevádzkovateľ prenosovej sústavy bol pri dodržiavaní

princípov hospodárnosti a pri transparentom a nediskriminačnom spôsobe obstarávania

podporných služieb schopný zabezpečiť schválený technický rozsah jednotlivých druhov

podporných služieb na zabezpečenie poskytovania systémových služieb.

(3)

V cenovom rozhodnutí úradu sa určuje priamym určením na rok t

a)

maximálna cena za poskytovanie disponibility jednotlivých druhov regulačných služieb

v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu,

b)

maximálny oprávnený ročný náklad na nákup nefrekvenčných podporných služieb alebo

maximálna cenu za poskytovanie jednotlivých druhov nefrekvenčných podporných služieb

v eurách na jednotku elektrického činného alebo jalového výkonu,

c)

maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny a minimálna cena ponúkanej

zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii

predmetného druhu regulačnej služby.

(4)

V cenových rozhodnutiach možno priamym určením určiť na rok t maximálnu cenu za poskytovanie

jednotlivých druhov regulačných služieb v eurách na jednotku disponibilného elektrického

výkonu podľa odseku 3 písm. a) pre jednotlivé druhy obstarávania disponibility štandardných

a úradom schválených osobitných produktov.

(5)

V cenových rozhodnutiach možno určiť spôsob dynamického výpočtu a určenia maximálnych

cien jednotlivých druhov podporných služieb, na účely nákupu podporných služieb tak,

aby boli rešpektované a zohľadnené zásady transparentnosti a trhové princípy, v súlade

s osobitným predpisom,

33

)

ako sú najmä

a)

vývoj cien elektriny na trhu s elektrinou,

b)

náklady na výrobu, spotrebu a uskladňovanie elektriny v elektroenergetických a odberných

zariadeniach poskytovateľov podporných služieb,

c)

stratenú príležitosť poskytovateľov podporných služieb z predaja elektriny.

(6)

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

určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení a odberných

elektrických zariadení poskytovateľov podporných služieb ako

a)

najvyššia cena elektroenergetického zariadenia a odberného elektrického zariadenia,

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

v eurách za jednotku množstva elektriny,

b)

najnižšia cena elektroenergetického zariadenia a odberného elektrického zariadenia

poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina

záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku

množstva elektriny.

(7)

Po pripojení prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu

štandardných produktov pre regulačnú elektrinu podľa osobitého predpisu

34

)

sa cena regulačnej elektriny pri štandardných produktoch určuje podľa pravidiel týchto

platforiem. Pri schválených osobitných produktoch sa cena regulačnej elektriny určuje

podľa pravidiel úradu, v súlade s osobitným predpisom.

35

)

(8)

Do doby pripojenia prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu

štandardných produktov pre regulačnú elektrinu,

36

)

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

§ 19

(1)

Tarifa za systémové služby sa uplatňuje pre rok 2023 na koncovú spotrebu elektriny

na vymedzenom území a pre rok 2024 a nasledujúce na koncovú spotrebu elektriny odobratú

zo sústavy. Tarifa za systémové služby môže byť pre rok 2024 a nasledujúce diferencovaná

na viaceré hodnoty sadzieb TSS

i,t

, ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny koncových odberateľov elektriny.

Tarifa za systémové služby sa vyhodnocuje súhrnne pre rok 2023 za celkovú koncovú

spotrebu elektriny odberateľa elektriny v odbernom mieste a pre rok 2024 a nasledujúce

za celkový odber elektriny zo sústavy za všetky odberné miesta koncového odberateľa

elektriny. Pre sadzby tarify za systémové služby platí, že

∑

i

=

1

k

T

S

S

i

,

t

×

Q

P

K

S

t

s

s

i

,

t

=

N

P

S

S

t

,

kde

a)

TSS

i,t

je sadzba tarify za systémové služby uplatnená pre rok 2023 na koncovú spotrebu elektriny

v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny a pre rok 2024 a nasledujúce

na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy v i-tej skupine odberných miest

odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QPKStss

i,t

je pre rok 2023 celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území

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

a pre roky 2024 a nasledujúce celková plánovaná koncová spotreba elektriny odobratá

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

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

c)

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

kde

1.

pre rok t = 2023 sú skupiny odberných miest odberateľov elektriny ustanovené ako

1a.

skupina 1, sú odberatelia elektriny, ktorých celková očakávaná koncová spotreba elektriny

za rok t-1 je väčšia ako 0 GWh, okrem odberateľov elektriny priamo pripojených do

prenosovej sústavy spadajúcich do skupiny 2,

1b.

skupina 2, sú koncoví odberatelia elektriny priamo pripojení do prenosovej sústavy

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

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

rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej

kapacity určenej ako aritmetický priemer hodnôt mesačných priemerov štvrťhodinového

výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3. Podmienky zvýhodnenia odberového

diagramu na rok t sa preukazujú znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi

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

koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých

je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sú skupiny odberných miest odberateľov elektriny

ustanovené ako

2a.

skupina 1, sú odberatelia elektriny zo sústavy, ktorých celkový odber elektriny s

očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 je do 1 GWh vrátane, okrem odberateľov

elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy spadajúcich do skupiny 3,

2b.

skupina 2, sú odberatelia elektriny zo sústavy, ktorých celkový odber elektriny s

očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 je nad 1 GWh a do 100 GWh vrátane,

okrem odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy spadajúcich do

skupiny 3,

2c.

skupina 3, sú odberatelia elektriny zo sústavy, ktorých celkový odber elektriny s

očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 je nad 100 GWh a koncoví odberatelia

elektriny priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v

roku t-2 6 800 hodín a vyššou a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania 0,025

alebo menšou; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného

množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity pre rok t = 2024 určenej ako

aritmetický priemer hodnôt mesačných priemerov štvrťhodinového výkonu za mesiace november

roku t-4 až február roku t-3 a pre nasledujúce roky rezervovanej kapacity určenej

ako aritmetický priemer ročných hodnôt skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu

za roky t-4 až t-6. Podmienky zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazujú

znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi

krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými

do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,

d)

NPSS

t

sú plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím

primeraného zisku na rok t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 2.

(2)

Plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím

primeraného zisku NPSS

t

v eurách na rok t sa vypočítajú podľa vzorca

kde

a)

PPS

t

sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa

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

podporných služieb podľa osobitného predpisu

37

)

v eurách uplatnené v tarife za systémové služby,

b)

PN

Dis,t

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

prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb

okrem odpisov a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

P

OOPEX

sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady vo východiskovom roku

regulačného obdobia v eurách vypočítané ako priemer skutočných prevádzkových nákladov

za obdobia 2019, 2020 a 2021 súvisiace s dispečerskou činnosťou prevádzkovateľa prenosovej

sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb okrem odpisov a osobných

nákladov,

2.

P

PEREX

sú schválené alebo určené ročné osobné náklady vo východiskovom roku regulačného

obdobia v eurách určené ako skutočné osobné náklady v roku 2021 súvisiace s dispečerskou

činnosťou prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových

služieb,

3.

IRM

n

je aritmetický priemer indexov nominálnej mzdy zverejnených štatistickým úradom vyjadrených

v percentách za obdobie od 3. kvartálu roku n-2 do 2. kvartálu roku n-1,

4.

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,

5.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 2,0

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

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

0 %,

c)

O

Dis,t

je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách na rok t,

ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

O

Dis,2021

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

ktorá zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

2021 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, nevyhnutne využívaného

na dispečerskú činnosť,

2.

SO

Dis,n

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

zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1

z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania

na dispečerskú činnosť v roku n-2,

3.

VO

Dis,n

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

zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-2

z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, vyradeného z užívania

na dispečerskú činnosť v roku n-2,

d)

PO

Dis,t

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným

zaradením do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-1,

e)

RAB

Dis,ST,t,

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

je rovná hodnote majetku využívaného na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej

sústavy okrem majetku, ktorý vznikol z investícií do aktív odsúhlasených úradom podľa

§ 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania, a vypočíta sa podľa vzorca

1.

pre rok t = 2023

RAB

Dis,ST,t

= RAB

Dis,2021

– M

Dis,2021

,

2.

pre roky t = 2024 a nasledujúce

kde

2a.

RAB

Dis,2021

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku k 31. decembru

2021, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, využívanej na dispečerskú

činnosť ,

2b.

M

Dis,2021

je zostatková účtovná hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

Dis,2021

v eurách, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, ktorá bola financovaná

zo zdrojov Európskej únie, prípadne iných grantov a štátnych podpôr alebo z investícií

do aktív financovaných z výnosov z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy,

2c.

RAB

Dis,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku, bez vplyvu precenenia majetku od

1. januára 2017, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2 okrem majetku

zaradeného do RAB

+

Dis,n

,

2d.

SO

Dis,n

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

zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1

z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania

na dispečerskú činnosť v roku n-2,

2e.

M

Dis,n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

Dis,n

v eurách, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, ktorá bola financovaná

zo zdrojov Európskej únie, prípadne iných grantov a štátnych podpôr, alebo z investícií

do aktív financovaných z výnosov z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

prenosovej sústavy,

f)

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

§ 5

,

g)

RAB

+

Dis,t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku využívaného na dispečerskú činnosť,

bez vplyvu precenenia od 1. januára 2017, schváleného úradom v súlade s

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania, pričom

1.

pre rok t = 2023 má hodnotu 0,

2.

pre roky t = 2024 a nasledujúce sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

RAB

+

Dis,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v eurách, zodpovedajúca hodnote majetku, bez vplyvu precenenia majetku od

1. januára 2017, zaradená do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, odsúhlasená

úradom v súlade s

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania,

2b.

M

+

Dis,n

je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB

+

Dis,n

v eurách, bez vplyvu precenenia majetku využívajúceho na dispečerskú činnosť, ktorá

bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,

alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na

cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

h)

WACC

+

je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa

§ 5 ods. 5

,

i)

FINV

Dis,t

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

1.

na roky t = 2023 a t = 2024 má hodnotu 0,

2.

na roky t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

SO

Dis,t-

1

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

zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2

z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania

na dispečerskú činnosť v roku t-3,

2b.

PODis

,t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej

sústavy v roku t-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s

plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-3,

j)

D

PpS,t

sú skutočné dodatočné výnosy alebo náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku

t-2 z uplatnených sankcií z príslušných zmlúv o poskytovaní podporných služieb, pričom

1.

pre roky t = 2023 a t = 2024 má hodnotu 0,

2.

pre roky t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

D

PpS,t

= DV

PpS,t

– DN

PpS,t

,

kde

2a.

DV

PpS,t

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

zo sankcií uplatnených prevádzkovateľom prenosovej sústavy voči poskytovateľom podporných

služieb za neplnenie zmluvných podmienok v príslušnej zmluve o poskytovaní podporných

služieb,

2b.

DN

PpS,t

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

spôsobené úhradou sankcií prevádzkovateľom prenosovej sústavy poskytovateľovi podporných

služieb, z dôvodu odstúpenia od príslušných zmlúv o poskytovaní podporných služieb,

len za účelom zvýšenia ekonomickej efektivity využívania schválených nákladov na podporné

služby, bez ohrozenia bezpečnosti prevádzky elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky,

pričom nevyhnutnou podmienkou uplatnenia dodatočného nákladu DN

PpS,t

je zaslanie žiadosti o schválenie úradom, najneskôr 30 dní pred plánovaným odstúpením

od príslušnej zmluvy o poskytovaní podporných služieb, ktorá obsahuje

2ba.

druh podpornej služby, ktorý je uvedený v príslušnej zmluve o poskytovaní podporných

služieb,

2bb.

objem druhu podpornej služby, ktorý je uvedený v príslušnej zmluve o poskytovaní

podporných služieb v jednotkách množstva elektriny a v MW na hodinu,

2bc.

predpokladaný dátum odstúpenia od zmluvy o poskytovaní podporných služieb,

2bd.

dôvod odstúpenia od zmluvy o poskytovaní podporných služieb,

2be.

jednoznačné preukázanie predpokladanej úspory nákladov v eurách, z dôvodu predčasného

odstúpenia od zmlúv o poskytovaní podporných služieb,

2bf.

prehlásenie o zachovaní bezpečnosti a spoľahlivosti prevádzky elektrizačnej sústavy

Slovenskej republiky, v súvislosti s odstúpením od zmlúv o poskytovaní podporných

služieb,

k)

TSSVA

t

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

cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za systémové

služby na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa

vzorca

TSSVA

t

= VApl

t–1

× n

t

× ntss

t

,

kde

1.

VApl

t-1

je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy

v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch

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

nie sú účtovne uzavreté,

2.

n

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom

úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

3.

ntss

t

je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej

sústavy do tarify za systémové služby určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v

rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

l)

KS

t

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

(3)

Faktor vyrovnania KS

t

na rok t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

s

t

je koeficient zahrnutia rozdielu medzi skutočnými a plánovanými nákladmi na nákup

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

b)

Naukc

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz

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

c)

CV

t-2

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

podľa vzorca

kde

1.

NOcv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok

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

v roku t-2,

2.

VOcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok

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

v roku t-2,

3.

NREcv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

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

4.

VREcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny

z havarijnej výpomoci v eurách v roku t-2,

5.

Ncv

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku

elektriny v rámci cezhraničného redispečingu a protiobchodu poskytnutého ostatnými

prevádzkovateľmi prenosových sústav v eurách v roku t-2,

6.

Vcv

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku

elektriny v rámci cezhraničného redispečingu a protiobchodu poskytnutého ostatným

prevádzkovateľom prenosových sústav v eurách v roku t-2,

7.

NFSkar

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy zo systému Fskar v eurách

v roku t-2,

8.

VFSkar

t-2

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

roku t-2,

d)

IGCC

t

je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z nákupu regulačnej elektriny obstaranej

v rámci systému IGCC v eurách zahrnutá do tarify za systémové služby na rok t, o ktorej

úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

IGCC

t

= (VIGCCpl

t–1

– NIGCCpl

t–1

+ VREIGpl

t–1

– NREIGpl

t–1

) × u

t

,

kde

1.

VIGCCpl

t-1

sú očakávané 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 IGCC v roku t-1 v eurách,

2.

NIGCCpl

t-1

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny

obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie

výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa

prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v

rámci systému IGCC v roku t-1 v eurách,

3.

VREIGpl

t-1

sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej

sústavy v systéme IGCC v roku t-1 v eurách,

4.

NREIGpl

t-1

sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej

sústavy v systéme IGCC v roku t-1 v eurách,

5.

u

t

je koeficient zahrnutia IGCC do tarify za systémové služby určený cenovým rozhodnutím

úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1;

pre rok t = 2023 sa rovná 0,

e)

KIGCC

t

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

1.

pre roky t = 2023 a t = 2024

KIGCC

t

= (VIGCCsk

t–2

– NIGCCsk

t–2

+ VREIGsk

t–2

– NREIGsk

t–2

) × 0,7,

2.

pre roky t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

VIGCCsk

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z predaja 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 IGCC v roku t-2 v eurách,

2b.

NIGCCsk

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 IGCC v roku t-2 v eurách,

2c.

VREIGCCsk

t-2

sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny

typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v

systéme IGCC v roku t-2 v eurách,

2d.

NREIGCCsk

t-2

sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej

elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej

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

f)

NSSS

t-2

sú skutočné výnosy z poskytovania systémových služieb vyúčtované prevádzkovateľom

prenosovej sústavy v eurách v roku t-2,

g)

NPSS

t-2

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

primeraného zisku,

h)

SPS

t-2

sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných

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

i)

PPS

t-2

sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa

prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb

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

j)

SVTPStss

t-2

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

prevádzkovanie systému, v ktorej bola prevádzkovateľovi prenosovej sústavy zohľadnená

pomerná časť nákladov na nákup podporných služieb.

(4)

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa v roku t = 2023

uplatňuje tarifa za systémové služby TSS

t

v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny

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

spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny

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

ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa

pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy uplatňuje tarifa

za systémové služby TSS

t

len za prenesenú elektrinu.

(5)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa v roku

t = 2023 uplatňuje tarifa za systémové služby TSS

t

za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení

na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa

elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej

sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá

z nadradenej sústavy a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa pre odberateľa elektriny

pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy uplatňuje tarifa za systémové služby

TSS

t

len za distribuovanú elektrinu.

(6)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa v roku t

= 2023 uplatňuje tarifa za systémové služby TSS

t

za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny

pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom

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

do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny

alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej

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

sústavy a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa pre odberateľa elektriny pripojeného

do miestnej distribučnej sústavy uplatňuje tarifa za systémové služby TSS

t

len za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom

elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy.

(7)

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

prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa v roku t = 2023 výrobcom elektriny

uplatňuje pre tohto odberateľa elektriny tarifa za systémové služby TSS

t

na celé množstvo takto odobratej elektriny a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky

sa pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia

prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy tarifa za systémové služby TSS

t

neuplatňuje.

(8)

Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje za

a)

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

sústavy,

b)

elektrinu uskladnenú v zariadení na uskladňovanie elektriny, odobratú z prenosovej

sústavy alebo distribučnej sústavy, ku ktorej je zariadenie na uskladňovanie elektriny

pripojené, alebo odobratú od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo

distribučnej sústavy, ktorá je následne po uskladnení dodaná do prenosovej sústavy

alebo distribučnej sústavy,

c)

straty elektriny v sústave,

d)

vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,

e)

elektrinu exportovanú zo sústavy v rámci prevádzky medzinárodne prepojených sústav,

f)

spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny

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

elektriny z prenosovej sústavy,

g)

vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny v zariadení na výrobu elektriny a prevádzkovateľa

zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike, s inštalovaným

výkonom do 11 kW,

h)

elektrinu dodanú priamym vedením odberateľovi elektriny výrobcom elektriny v zariadení

na výrobu elektriny a prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorí

nepodnikajú v energetike,

i)

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

do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy.

(9)

Individuálna sadzba tarify za systémové služby TSS

2,t

na rok t = 2023 sa vypočíta podľa vzorca

TSS

2,t

= (1 – Kistss

t

) × TSS

1,t

,

kde

a)

TSS

2,t

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

ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby v skupine 2 podľa odseku 1 písm. b)

prvého bodu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

Kistss

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v roku t, ktorého hodnotu

určí úrad vo výške maximálne 0,95,

c)

TSS

1,t

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

ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby v skupine 1 podľa odseku 1 písm. a)

prvého bodu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t.

(10)

Individuálna sadzba tarify za systémové služby na rok t = 2024 a nasledujúce roky

sa uplatňuje vo výške TSS

3,t

.

§ 20

(1)

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

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

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

prevezme zodpovednosť za odchýlku.

(2)

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

alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania,

uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho

prevezme zodpovednosť za odchýlku.

§ 21

(1)

Platby na pokrytie nákladov na systémové služby sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým

dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca v eurách a vypočítajú sa podľa vzorca

N

S

S

s

z

j

=

∑

i

=

1

k

T

S

S

i

,

t

×

Q

S

K

S

t

s

s

s

z

i

j

,

kde

a)

TSS

i,t

je sadzba tarify za systémové služby uplatnená pre rok t = 2023 na koncovú spotrebu

elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny a pre rok t = 2024

a nasledujúce roky na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine

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

t,

b)

QSKStsssz

j

i

je skutočná celková koncová spotreba elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov

elektriny j-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku pre rok

t = 2023 a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky odobratej zo sústavy v i-tej skupine

odberných miest odberateľov elektriny j-tým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou

za odchýlku v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú

tarify za systémové služby,

c)

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

podľa § 19 ods. 1 písm. c).

(2)

Platby na pokrytie nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými

službami NSSps sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne

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

N

S

S

p

s

=

∑

i

=

1

k

T

S

S

i

,

t

×

Q

S

K

S

t

s

s

i

,

kde

a)

TSS

i,t

je sadzba tarify za systémové služby uplatnená pre rok t = 2023 na koncovú spotrebu

elektriny v odbernom mieste a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky na koncovú spotrebu

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

v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QSKStss

i

je celková skutočná koncová spotreba elektriny pre rok t = 2023 v odbernom mieste

a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky celková skutočná koncová potreba elektriny odobratej

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

elektriny za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

c)

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

v súlade § 19 ods. 1 písm. c).

§ 22

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a

§ 23 až 26

sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,

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

vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

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

technických maxím v jednotlivých sadzbách v MW,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 25

a

26

týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarify za

prevádzkovanie systému,

e)

podklady podľa

prílohy č. 8

,

f)

údaje o plánovaných nákladoch a skutočných nákladoch podľa

§ 4 ods. 1 písm. o)

projektu výskumu a vývoja podľa

prílohy č. 5

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

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

do elektronickej schránky.

37

)

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 8

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

tabuľkového editora.

(4)

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

podľa

§ 17 ods. 1

a

2 zákona

o regulácii.

(5)

Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované

množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého kalendárneho mesiaca skutočné alebo

prepočítané množstvá v závislosti od typu merania v predchádzajúcom kalendárnom mesiaci

roku t elektriny odobratej z príslušnej distribučnej sústavy

a)

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny

odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny

v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky,

b)

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky

preukázateľne oddelenej od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky.

(6)

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje

osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako

vážený priemer jednotlivých taríf.

(7)

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do týchto sadzieb pre odberateľov elektriny

mimo domácnosti

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

minimálne osem hodín denne; sadzba C4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou

stanicou elektrických vozidiel,

e)

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

minimálne osem hodín denne; sadzba C5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou

stanicou elektrických vozidiel,

f)

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

minimálne osem hodín denne; sadzba C6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou

stanicou elektrických vozidiel,

g)

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

s blokovaním priamo-výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba

C7 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

h)

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

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

sadzba C8 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

i)

C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

j)

C10 je sadzba na spotrebu elektriny pre verejné osvetlenie,

k)

C11 je sadzba na spotrebu elektriny pre dočasné odbery elektriny,

l)

C12 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických

vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba

v nízkom pásme sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,

m)

C13 je štvorpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím

systémom s meraním typu A, pričom sa poskytujú štyri časové pásma v priebehu 24 hodín

veľmi vysoké pásmo (dve hodiny), vysoké pásmo (dve hodiny), nízke pásmo (18 hodín)

a veľmi nízke pásmo (dve hodiny). Prevádzkovateľ distribučnej sústavy môže určiť minimálnu

výšku rezervovanej kapacity, ktorú musí spĺňať odberné miesto s touto distribučnou

sadzbou ako aj minimálnu výšku spotreby v jednotkách množstva elektriny za posledných

12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu odkedy o túto sadzbu požiadal; rámcové podmienky

požiadania o pridelenie sadzby C13 sú ustanovené v odseku 11.

(8)

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

sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do týchto sadzieb pre odberateľov

elektriny v domácnosti

a)

D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

c)

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

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

poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov

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

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

distribučnej sústavy; táto sadzba sa použije aj pre odberné miesto s pripojenou nabíjacou

stanicou elektrických vozidiel,

d)

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

s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba D4

sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

e)

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

sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov

v čase vysokého pásma; táto sadzba sa použije aj pre odberné miesto s pripojenou nabíjacou

stanicou elektrických vozidiel,

f)

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

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

pásma; sadzba D6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických

vozidiel,

g)

D7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00

hodiny do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,

h)

D8 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne

s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym

inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,

i)

D9 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických

vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba

v nízkom pásme sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,

j)

D10 je štvorpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím

systémom s meraním typu A, pričom sa poskytujú štyri časové pásma v priebehu 24 hodín

veľmi vysoké pásmo (dve hodiny), vysoké pásmo (dve hodiny), nízke pásmo (18 hodín)

a veľmi nízke pásmo (dve hodiny). Prevádzkovateľ distribučnej sústavy môže určiť minimálnu

výšku rezervovanej kapacity, ktorú musí spĺňať odberné miesto s touto distribučnou

sadzbou ako aj minimálnu výšku spotreby v jednotkách množstva elektriny za posledných

12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu odkedy o túto sadzbu požiadal; rámcové podmienky

požiadania o pridelenie sadzby D10 sú ustanovené v odseku 11.

(9)

Na napäťovej úrovni vysokého a veľmi vysokého napätia sa určená maximálna cena za

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta minimálne do dvoch

sadzieb pre odberateľov elektriny

a)

X1 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny

na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

b)

X2 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny

na napäťovej úrovni vysokého napätia,

c)

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky platí, že ak je odberné miesto pripojené počas

celého roka t-2 a jeho priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity za rok t-2

je viac ako 50 % (vrátane) a zároveň menej ako 80 %, koncový odberateľ elektriny v

roku t uhrádza prevádzkovateľovi distribučnej sústavy za toto odberné miesto tarifu

za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa písmen a) a b), ktorej

tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny bez strát elektriny pri

distribúcii elektriny a prenose elektriny je znížená o 5 %,

d)

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky platí, že ak je odberné miesto pripojené počas

celého roka t-2 a jeho priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity za rok t-2

je viac ako 80 % vrátane, koncový odberateľ elektriny v roku t uhrádza prevádzkovateľovi

distribučnej sústavy tarifu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

podľa písmen a) a b), ktorej tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny

bez strát elektriny pri distribúcii a prenose elektriny je znížená o 10 %,

e)

priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity odberného miesta odberateľa elektriny

za rok t-2 v percentách sa na účely písmena c) a d) vypočíta podľa vzorca

kde

1.

O

t-2

je skutočné odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste odberateľa elektriny z

regionálnej distribučnej sústavy za rok t-2 v kWh,

2.

RK

t-2

je aritmetický priemer z dvanásť mesačných hodnôt rezervovanej kapacity odberného

miesta odberateľa elektriny za rok t-2 v kW.

(10)

Pri sadzbách uplatňovaných podľa odsekov 7 a 8 sa

a)

tarifa za prístup do distribučnej sústavy uplatňuje za rezervovanú kapacitu alebo

odberné miesto a pri odberných miestach na úrovni nízkeho napätia vybavených určeným

meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže byť dohodnutá

rezervovaná kapacita nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote

hlavného ističa,

b)

tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu sa uplatňuje za nameraný odber elektriny

z distribučnej sústavy určeným meradlom prevádzkovateľa distribučnej sústavy a pri

sadzbách C13 a D10 je sadzba vo veľmi vysokom pásme minimálne o 30 % vyššia ako sadzba

vo veľmi nízkom pásme.

(11)

Odberateľ elektriny, ktorý má na svojom odbernom mieste nainštalovaný inteligentný

merací systém s meraním typu A môže najskôr od 1. januára 2024 požiadať o pridelenie

sadzby C13 pri odberateľoch elektriny mimo domácnosti alebo D10 pri odberateľoch elektriny

v domácnosti prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny. Odberatelia elektriny, ktorí

na svojom odbernom mieste spĺňajú podmienky na pridelenie distribučnej sadzby C13

alebo D10 a požiadajú prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny o pridelenie tejto

distribučnej sadzby najskôr od 1. januára 2024 budú mať pridelenú túto distribučnú

sadzbu od 1. kalendárneho dňa mesiaca n+2, pričom mesiac n je mesiac, kedy bola žiadosť

o pridelenie tejto sadzby doručená prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy

od dodávateľa elektriny.

(12)

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

ceny a tarify spolu s vyhodnotením dopadov na odberateľa elektriny.

(13)

Na reguláciu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová

úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň

vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi vysokého

napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu nízkeho

napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.

(14)

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 ekonomicky

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

elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za

straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom,

aby bola percentuálna zmena ceny distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na

všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej

inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2

do júna roku t-1 a X je faktor efektivity určený podľa § 25 ods. 3 písm. a) piateho

bodu.

(15)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do

distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri

distribúcii elektriny sa určuje maximálne vo výške 0,8. Medziročná zmena podielu výnosov

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

a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny

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

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

a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny

v roku t-1.

§ 23

(1)

Na určenie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni

veľmi vysokého napätia a vysokého napätia sa použije osobitný predpis.

38

)

Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu

maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy

tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt.

(2)

Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej

úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu,

ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny v zmluve o prístupe

do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve.

Hodnota rezervovanej kapacity v odbernom mieste nemôže prekročiť hodnotu maximálnej

rezervovanej kapacity v odbernom mieste a nemôže byť nižšia ako minimálna rezervovaná

kapacita. Minimálnou rezervovanou kapacitou je 20 % z hodnoty maximálnej rezervovanej

kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou

rezervovanou kapacitou 5 % z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej

kapacity v odbernom mieste počas trvania platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity

nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste je možné meniť

v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene

typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú je rezervovaná kapacita

dohodnutá. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste

a táto zmena má za následok, že dohodnutá hodnota rezervovanej kapacity v odbernom

mieste je nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity, potom na základe zmeny

dohodnutej hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste je nová hodnota

rezervovanej kapacity rovnaká ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. To neplatí,

ak odberateľ elektriny požiada prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zvýšenie dohodnutej

rezervovanej kapacity v odbernom mieste. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej

kapacity, odberateľ elektriny môže požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy o

súčasné zvýšenie dohodnutej rezervovanej kapacity v intervale hodnôt maximálnej a

minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity v odbernom mieste; dohodnutý typ a dohodnuté

trvanie platnosti rezervovanej kapacity v odbernom mieste týmto zvýšením dohodnutej

hodnoty rezervovanej kapacity nie sú dotknuté.

(3)

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

napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu

A alebo priebehovým meraním typu B trvajúci najmenej jeden mesiac a najviac sedem

mesiacov v kalendárnom roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej

počas sezónneho odberu elektriny tvorí najmenej 90 % z množstva elektriny odobratej

za príslušný kalendárny rok. Pre sezónny odber elektriny je možné zmeniť rezervovanú

kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity.

Splnenie podmienok sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnocuje prevádzkovateľom

distribučnej sústavy po ukončení kalendárneho roka a vyúčtovacia faktúra sa odberateľovi

elektriny zasiela do konca februára nasledujúceho kalendárneho roka. Ak odberné miesto

nesplní podmienky pridelenia sezónneho odberu elektriny, odberateľovi elektriny sa

za obdobie mimo sezóny uplatní platba za rezervovanú kapacitu, a to uplatnením mesačnej

rezervovanej kapacity s rezervovanou kapacitou 20 % z maximálnej rezervovanej kapacity

alebo nameranej hodnoty maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania

tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 20 % z maximálnej rezervovanej

kapacity v odbernom mieste a platba za prácu v sadzbe, na ktorú má užívateľ sústavy

právo. Zistený rozdiel v platbe v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify

sezónneho odberu sa uhrádza odberateľom elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.

(4)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste sa dohodne takto

a)

mesačná na jeden kalendárny mesiac,

b)

trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace,

c)

dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov.

(5)

Ak odberateľ elektriny zvyšuje hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste bez

zmeny typu rezervovanej kapacity, na dodržanie minimálneho času použitia daného typu

rezervovanej kapacity podľa tohto odseku sa neprihliada. Zmena rezervovanej kapacity

v odbernom mieste sa vykoná vždy k prvému dňu v mesiaci podľa platných pravidiel na

zmenu rezervovanej kapacity príslušného prevádzkovateľa distribučnej sústavy. O zmenu

rezervovanej kapacity v odbernom mieste môže odberateľ elektriny, ktorého odberné

miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia,

a ktorý má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny,

požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z

a)

dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú

kapacitu alebo mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia

dvanásťmesačnej kapacity,

b)

trojmesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na mesačnú rezervovanú kapacitu

alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia

trojmesačnej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát

počas kalendárneho roka,

c)

mesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú kapacitu

alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca odo dňa uplatnenia

mesačnej rezervovanej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná

jedenkrát počas kalendárneho roka.

(6)

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

o zmenu rezervovanej kapacity v odbernom mieste podľa odseku 5 prostredníctvom svojho

dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny v odbernom

mieste sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom

elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

(7)

Hodnota a trvanie rezervovanej kapacity v odbernom mieste platí ďalej na príslušné

nasledujúce obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná

kapacita platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace,

dvanásťmesačná platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity v odbernom

mieste na nasledujúce obdobie môže odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny

alebo prevádzkovateľa distribučnej sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr posledný pracovný

deň posledného mesiaca obdobia, na ktoré je rezervovaná kapacita dohodnutá. Rezervovaná

kapacita sa účtuje mesačne.

(8)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna

rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná

kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá

v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach;

pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu

s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dohodnutá a môže byť nižšia,

ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa.

(9)

Odberateľ elektriny v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia môže požiadať

o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od poslednej zmeny rezervovanej

kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie alebo zvýšenie rezervovanej

kapacity do maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom

s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej

správy nevyžaduje. Podmienkou na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné

miesto nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie

revíznej správy o výmene ističa.

(10)

Pri zvýšení rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia

sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy.

(11)

Užívateľ regionálnej distribučnej sústavy uhrádza platbu za prístup do distribučnej

sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia

do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy

za rezervovanú kapacitu, ak je

a)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľ uhrádza platbu za dohodnutá rezervovanú kapacitu v

odbernom mieste podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy na mesačnej báze a platbu za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na

mesačnej báze,

b)

ak je dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste menšia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľ uhrádza platbu za dohodnutá rezervovanú kapacitu v

odovzdávacom mieste určenú podľa odseku 14 písm. a) alebo odseku 14 písm. b) prvého

bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia

úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a platbu za distribuovanú elektrinu)

v odbernom mieste na mesačnej báze.

(12)

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste

súčasne v jednom mieste pripojenia do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkuje

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

5 MW, odoberá alebo dodáva elektrinu výlučne na poskytovanie podporných služieb, a

ktorý má certifikované zariadenie na poskytovanie podporných služieb a doloží možnosť

poskytovania podporných služieb, neuhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy platbu za prístup do distribučnej sústavy podľa odseku 11, ak doloží prevádzkovateľovi

regionálnej distribučnej sústavy potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy

o poskytnutí podporných služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do piateho dňa

nasledujúceho mesiaca. Ak toto potvrdenie prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy užívateľ regionálnej distribučnej sústavy v uvedenej lehote nedoručí, prevádzkovateľ

regionálnej distribučnej sústavy vyfakturuje užívateľovi regionálnej distribučnej

sústavy dohodnutú rezervovanú kapacitu za príslušný mesiac.

(13)

Maximálna rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste je ustanovená v osobitnom predpise.

39

)

(14)

Rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste v distribučnej sústave sa užívateľmi sústavy

neobjednáva a je 15 % z

a)

maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení elektroenergetického

zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo

b)

hodnoty celkového inštalovaného výkonu elektroenergetického zariadenia, ak

1.

elektroenergetické zariadenie nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení elektroenergetického

zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo

2.

elektroenergetické zariadenie pripojené do miestnej distribučnej sústavy pripojenej

do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých

miestnych distribučných sústav.

(15)

Užívateľ regionálnej distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste uhrádza platbu za

prístup do distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy

za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste, určenej podľa odseku 14 písm. a) alebo

odseku 14 písm. b) prvého bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu

podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(16)

Ak je odberné miesto a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste

pripojenia pripojené do miestnej distribučnej sústavy, prevádzkovateľom miestnej distribučnej

sústavy, do ktorého miestnej distribučnej sústavy je odovzdávacie miesto užívateľa

sústavy alebo odberné a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste

pripojenia pripojené, sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy,

do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená

alebo je odovzdávacie miesto užívateľa sústav pripojené do miestnej distribučnej sústavy,

ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo

viacerých miestnych distribučných sústav, platba za prístup do distribučnej sústavy

za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste alebo odbernom mieste užívateľa sústavy

podľa odseku 11.

(17)

Ak užívateľ sústavy v odovzdávacom mieste alebo v odbernom mieste a odovzdávacom

mieste užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste pripojenia pripojeného do miestnej

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

s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW, alebo dodáva elektrinu do sústavy pri prevádzke

dopravných prostriedkov elektrickej trakcie alebo dodáva elektrinu do sústavy výlučne

na poskytovanie podporných služieb, a ktorý má certifikované zariadenie na poskytovanie

podporných služieb, a doloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do

ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej

sústavy o poskytnutí podporných služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do piateho

dňa nasledujúceho mesiaca, neuhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy,

do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená

alebo je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo

viacerých miestnych distribučných sústav, platbu za prístup do distribučnej sústavy

za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste alebo v odbernom a odovzdávacom mieste

užívateľa sústavy v jednom mieste pripojenia určenú podľa odseku 16. Ak potvrdenie

od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb za predchádzajúci

mesiac prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná

sústava pripojená, nedoručia v uvedenej lehote, prevádzkovateľ regionálnej distribučnej

sústavy vyfakturuje dohodnutú rezervovanú kapacitu za príslušný mesiac prevádzkovateľovi

miestnej distribučnej sústavy.

(18)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny

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

sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných

sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu

elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej

sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom

jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, prevádzkovateľ miestnej distribučnej

sústavy a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná

sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve

o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej

sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú

kapacitu v súlade s osobitným predpisom,

40

)

ktorú prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy písomne odsúhlasí.

(19)

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo iného užívateľa sústavy do regionálnej

distribučnej sústavy v existujúcom odovzdávacom mieste alebo v odovzdávacom mieste

sa tarifa za prístup do regionálnej distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu

takto

a)

prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za rezervovanú

kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny

v odovzdávacom mieste alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odbernom mieste podľa toho,

ktorá rezervovaná kapacita je vyššia, v súlade s odsekom 11,

b)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu podľa odseku 14 písm. b) druhého bodu

zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojeného

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

na uskladňovanie elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej

distribučnej sústavy,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej

sústavy uhrádza platba za rezervovanú kapacitu podľa odseku 11 v odovzdávacom mieste

zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré

prevádzkuje ako výrobca elektriny alebo prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie

elektriny, alebo platba za rezervovanú kapacitu odbernom mieste miestnej distribučnej

sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

(20)

Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

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

napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených

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

ich odber elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané

dopravné prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej

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

miest, rezervovaná kapacita na vyhodnotenie a určenie ceny za rezervovanú kapacitu

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

v čase, keď je tento súčet v príslušnom mesiaci najvyšší. Prekročenie maximálnej rezervovanej

kapacity v odbernom mieste podľa tohto odseku o viac ako 10 % sa nefakturuje, ak o

to vlastník odberného miesta požiada a súčasne preukáže v lehote do dvoch pracovných

dní od posledného dňa kalendárneho mesiaca, v ktorom k prekročeniu došlo, že dôvodom

prekročenia je existencia prekážky podľa § 374 Obchodného zákonníka.

(21)

Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 20 neobjednáva u prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné

miesta podľa odseku 20 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej

kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 20 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za

každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky

jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 20 vyhodnocuje

a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.

§ 24

(1)

Odberné miesto podľa § 23 ods. 20 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradí len

do jednej bilančnej skupiny.

(2)

Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa za odberné miesto, ktoré spĺňa

podmienky podľa

§ 23 ods. 20

, fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej

kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov

za odberné miesto, ktoré spĺňa podmienky podľa

§ 23 ods. 20

, za príslušný kalendárny mesiac.

(3)

Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za odberné

miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa

§ 23 ods. 20

, pre každú napäťovú úroveň osobitne nedosiahne 20 % zo súčtu maximálnej rezervovanej

kapacity pre každú napäťovú úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej

sústavy sa fakturuje pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej

kapacity vo výške 20 % zo súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.

(4)

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa

§ 23 ods. 20

aj odberné miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými

nie sú napájané len dopravné prostriedky elektrickej trakcie, za tieto odberné miesta

sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej

sústavy na vymedzenom území, rezervovaná kapacita vo výške 100 % z hodnoty maximálnej

rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu podľa pravidiel prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy.

(5)

Pri vykonávaní cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny,

ktoré vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne

a)

veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny

vystupujúceho na strane vysokého napätia,

b)

vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho

na strane nízkeho napätia.

(6)

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, možno zahrnúť len primerané náklady, ktorých

výška je ustanovená osobitným predpisom.

41

)

(7)

Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za prístup

do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení pripojenia

užívateľa sústavy štandardným pripojením.

(8)

Za štandardné pripojenie odberateľa elektriny sa považuje pripojenie jedným napájacím

vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Pri pripojení

odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny,

napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do distribučnej sústavy

určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie

napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ elektriny si určuje,

ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie, a to na

obdobie kalendárneho roka.

(9)

Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa

elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo

výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie

napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo výške 100

% z tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie

vedenie pripojené; cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

za štandardné pripojenie tým nie je dotknutá.

(10)

Ak je dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni

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

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

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

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

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

distribúciu elektriny určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny; cena

za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie

nie je tým dotknutá.

(11)

Ak je dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni

veľmi vysokého napätia nad 50 MW, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určuje

tak, že do hodnoty 50 MW vrátane sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje

vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t,

a nad hodnotu 50 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 7,5

% z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a pri distribúcii

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

výške 100 % z tarify za distribúciu elektriny; cena za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie tým nie je dotknutá.

(12)

Ak sa odber elektriny vykonáva cez štandardné napájacie vedenie, nie je možné súčasne

vykonávať odber elektriny cez ďalšie napájacie vedenie.

(13)

Ak má odberateľ elektriny určenú rovnakú hodnotu rezervovanej kapacity a maximálnej

rezervovanej kapacity na napäťovej úrovni nízkeho napätia v odbernom mieste, za prekročenie

rezervovanej kapacity odberateľom elektriny sa uplatní len prekročenie maximálnej

rezervovanej kapacity.

(14)

Odberateľovi elektriny, ktorý neoprávnene využíva sadzbu za distribúciu elektriny,

sa určí nová sadzba za distribúciu elektriny na základe histórie odberu elektriny

v odbernom mieste a takto určená nová sadzba za distribúciu elektriny sa oznámi príslušnému

dodávateľovi elektriny.

(15)

Ak prevádzkovateľ distribučnej sústavy nameria dodávku elektriny alebo odber jalovej

elektriny a nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka, uplatnia sa tarify za dodávku

alebo odber jalovej elektriny a tarify za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka;

to neplatí pre zraniteľného odberateľa elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia.

Nedodržanie účinníka cos fí za odber elektriny z distribučnej sústavy na odbernom

mieste výrobcu elektriny pripojeného do distribučnej sústavy, ak výrobca elektriny

odoberie na odbernom mieste za mesiac množstvo elektriny nižšie ako 5 % z hodnoty

rezervovanej kapacity pre odber elektriny vynásobenej 720 hodinami, sa nevyhodnocuje.

(16)

Na napäťovej úrovni vysokého napätia sa cena za prístup do distribučnej sústavy a

distribúciu elektriny pre odberateľov elektriny s odberným miestom, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel uplatňuje

a)

25 % z tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu a 175 % z tarify za distribúciu

elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity

odberného miesta vypočítaná podľa odseku 17 je 0,1 alebo nižšia,

b)

75 % z tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu a 150 % z tarify za distribúciu

elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity

odberného miesta vypočítaná podľa odseku 17 je vyššia ako 0,1 a je nižšia alebo sa

rovná 0,3,

c)

tarifa za rezervovanú kapacitu a tarifa za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia

na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa

odseku 17 je vyššia ako 0,3.

(17)

Miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je s pripojená výlučne

nabíjacia stanica elektrických vozidiel MVRK sa vypočíta podľa vzorca

M

V

R

K

=

Q

R

K

×

365

2

×

24

,

kde

a)

MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,

b)

Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste v kWh, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,

c)

RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta v kW, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel, určená ako priemer zmluvne dohodnutej

rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny polrok.

(18)

Pri uvedení nabíjacej stanice elektrických vozidiel pripojenej na napäťovej úrovni

vysokého napätia do prevádzky sa postupuje podľa odseku 16 písm. a). Prvé vyhodnotenie

miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená výlučne

nabíjacia stanica elektrických vozidiel na napäťovej úrovni vysokého napätia sa vykoná

po ukončení prvého uceleného kalendárneho polroka prevádzky a MVRK sa vypočíta podľa

vzorca

M

V

R

K

=

Q

R

K

×

d

+

365

2

×

24

,

kde

a)

MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,

b)

Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok

v kWh,

c)

RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta v kW, na ktorom je pripojená

výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel určená ako priemer zmluvne dohodnutej

rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny polrok,

d)

d je počet dní od začiatku prevádzky nabíjacej stanice elektrických vozidiel do začiatku

prvého uceleného kalendárneho polroka prevádzky.

(19)

Rozdiel v cene za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny zistený

na základe miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je výlučne

pripojená nabíjacia stanica elektrických vozidiel MVRK vyhodnotenej za predchádzajúci

kalendárny polrok sa vyúčtuje odberateľovi elektriny podľa odseku 16.

(20)

Pre rok t = 2024 a nasledujúce roky platí, že pri odbere elektriny i-tým prevádzkovateľom

regionálnej distribučnej sústavy zo susednej regionálnej distribučnej sústavy, zaplatí

i-tý prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy priemerný náklad na prenos elektriny

vypočítaný podľa § 25 ods. 8 susedného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

od ktorého elektrinu odoberal, za každú odobratú jednotku množstva elektriny v príslušnom

kalendárnom mesiaci.

§ 25

(1)

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni CD

HN,t

zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny vrátane strát pri prenose

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom

elektriny v roku t = 2023 a v roku t = 2024 a nasledujúcich rokoch. Maximálna cena

za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej

úrovni CD

HN,t

zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny bez strát pri prenose

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom

elektriny a vypočíta sa podľa vzorca

C

D

H

N

,

t

=

C

D

E

H

N

,

t

+

C

P

D

H

N

,

t

,

kde

a)

CDE

HN,t

je schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku

množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny

podľa odseku 2,

b)

CPD

HN,t

je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

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

napäťovej úrovni pre rok t = 2023 podľa odseku 4 a CPD

HN,t

je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez

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

napäťovej úrovni pre rok t = 2024 a nasledujúce roky podľa odseku 5.

(2)

Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDE

HN,t

na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný

zisk vlastnej distribúcie elektriny sa vypočíta podľa vzorca

C

D

E

H

N

,

t

=

V

V

D

H

N

+

1

,

t

+

V

V

D

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VystE

HN,t

je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na

rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca

V

y

s

t

E

H

N

,

t

=

V

y

s

t

E

O

H

N

,

t

+

V

y

s

t

E

T

R

H

N

,

t

,

kde

1.

VystEO

HN,t

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

na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej

distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného

množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1

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

2.

VystETR

HN,t

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

z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané

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

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

za roky t a t+1,

b)

VVD

HN+1,t

je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny na rok t v

eurách priradených z vyššej napäťovej úrovne a vypočíta sa podľa vzorca

V

V

D

H

N

+

1

,

t

=

C

D

E

H

N

+

1

,

t

×

V

y

s

t

E

T

R

H

N

+

1

,

t

,

kde

1.

CDE

HN+1,t

je zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

na vyššej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny; pri napäťovej

úrovni veľmi vysokého napätia sa CDE

HN+1,t

na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia rovná 0,

2.

VystETR

HN+1,t

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

z vyššej napäťovej úrovne HN+1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané ako

ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2,

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

roky t a t+1,

c)

VVD

HN,t

sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny na rok t v eurách na príslušnej napäťovej úrovni, okrem alikvotnej časti

povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej

úrovne, vypočítané podľa odseku 3.

(3)

Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny na rok t v eurách na príslušnej napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti

povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej

úrovne VVD

HN,t

sa vypočítajú podľa vzorca

kde

a)

PN

HN,t

sú schválené alebo určené prevádzkové náklady pre rok t v eurách na príslušnej napäťovej

úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

P

OOPEX

sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady v eurách vo východiskovom

roku regulačného obdobia vypočítané ako priemer skutočných prevádzkových nákladov

za roky 2019, 2020 a 2021 na príslušnej napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou

okrem odpisov a osobných nákladov,

2.

P

PEREX

sú schválené alebo určené ročné osobné náklady v eurách vo východiskovom roku regulačného

obdobia určené ako skutočné osobné náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy za rok 2021 na príslušnej napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou,

3.

IRM

n

je aritmetický priemer indexov nominálnej mzdy v hospodárstve zverejnený štatistickým

úradom vyjadrený v percentách za obdobie od 3. kvartálu roka n-2 do 2. kvartálu roka

n-1,

4.

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,

5.

X je faktor efektivity v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je 2,0

%; ak je hodnota rozdielu JPI

n

a X nižšia ako 0, na výpočet najvyššej ceny za prístup do distribučnej sústavy a

distribúciu elektriny na rok t sa hodnota daného rozdielu rovná 0 %,

b)

O

HN,t

je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu na rok t v eurách,

ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

O

HN,2021

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku 2021 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára

2017 nevyhnutne využívaného na regulovanú činnosť v roku 2021 na príslušnej napäťovej

úrovni,

2.

SO

HN,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku n-1 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára

2017, zaradeného do užívania v roku n-2 na príslušnej napäťovej úrovni,

3.

VO

HN,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku n-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára

2017, vyradeného z užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 na príslušnej napäťovej

úrovni,

c)

PO

HN,t

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, zodpovedajúca plánovaným účtovným odpisom prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v roku t z majetku, bez vplyvu

precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú

činnosť v roku t-1,

d)

K

DZ

je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou

činnosťou; K

DZ

sa na regulačné obdobie určuje v intervale od 0,90 do 1,02 a nezohľadňuje investície,

ktoré sú financované zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr

a vypočíta sa podľa vzorca

ak je výsledok podielu

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak K

DZ

= 1,02,

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

DZ

= 1,01,

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

DZ

= 1,00,

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

DZ

= 0,98,

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

DZ

= 0,96,

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

DZ

= 0,94,

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

DZ

= 0,92,

menší ako 0,1, tak K

DZ

= 0,90,

kde

1.

INV

t-2

je skutočná hodnota investícií na príslušnej napäťovej úrovni v eurách zaradených

do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú

činnosť v roku t-2, ktorá nezahŕňa investície zo zdrojov Európskej únie alebo iných

grantov a štátnych podpôr,

2.

DispZdr

t-2

je súčet schválených alebo určených odpisov na príslušnej napäťovej úrovni v eurách

súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2, ktorý nezahŕňa odpisy majetku, ktorý

je financovaný zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr a zisku

prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov,

a vypočíta sa podľa vzorca

kde

2a.

RAB

HN,ST,t-2

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni

v eurách na rok t-2 a rovná sa hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej

s regulovanou činnosťou na rok t-2, nezahŕňajúca majetok, ktorý vznikol z investícií

do aktív odsúhlasených úradom podľa § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania,

2b.

SOOPRO

t-2

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

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

27

)

2c.

WACCt

-2

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

5, vzťahujúca sa na rok t-2,

2d.

WACC

+

t-2

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

5 ods. 5, vzťahujúca sa na rok t-2,

e)

RAB

HN,ST,t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni

v eurách a sa rovná hodnote majetku

28

)

regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou na rok t, nezahŕňajúca

majetok, ktorý vznikol z investícií do aktív odsúhlasených úradom podľa § 5 ods. 1

písm. c) a d) v rámci cenového konania a vypočíta sa podľa vzorca

1.

pre rok t = 2023

RAB

HN,ST,t

= RAB

HN,2021

– M

HN,2021

,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky

kde

2a.

RABHN

,2021

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v eurách, vychádzajúca zo zostatkovej účtovnej hodnoty majetku

k 31. decembru 2021, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017 na príslušnej

napäťovej úrovni nevyhnutne využívaného na regulovanú činnosť,

2b.

M

HN,2021

je zostatková účtovná hodnota tej časti regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy RAB

HN,2021

v eurách, bez vplyvu precenenia majetku na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaného

na regulovanú činnosť k 31. decembru 2021, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej

únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,

2c.

RAB

HN,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy, zodpovedajúca zostatkovej účtovnej hodnote majetku bez vplyvu

precenenia majetku na príslušnej napäťovej úrovni v eurách, zaradená do užívania na

regulovanú činnosť v roku n-2 okrem majetku zaradeného do RAB

+

HN,n

,

2d.

M

HN,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy, vychádzajúca zo zostatkovej účtovnej hodnoty tej časti majetku

bez vplyvu precenenia majetku na príslušnej napäťovej úrovni v eurách zaradená do

užívania v roku n-2, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných

grantov a štátnych podpôr,

2e.

SO

HN,n

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v roku n-1 z majetku na príslušnej napäťovej úrovni, bez vplyvu

precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť

v roku n-2,

f)

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

§ 5

,

g)

RAB

+

HN,t

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív vychádzajúca zo zostatkovej

účtovnej hodnoty majetku bez vplyvu precenenia na napäťovej úrovni v eurách, odsúhlasená

úradom podľa § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania, pričom

1.

pre rok t = 2023 má hodnotu 0,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta sa podľa vzorca

kde

2a.

RAB

+

HN,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej

distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku na príslušnej napäťovej

úrovni bez vplyvu precenenia od 1. januára 2017, zaradeného do užívania v roku n-2,

odsúhlasená úradom podľa

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania,

2b.

M

+

HN,n

je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív RAB

+

HN,n

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

podpôr, vychádzajúca zo zostatkovej účtovnej hodnoty časti majetku bez vplyvu precenenia

na príslušnej napäťovej úrovni v eurách zaradená do užívania v roku n-2, odsúhlasená

úradom podľa

§ 5 ods. 1 písm. c)

a

d)

v rámci cenového konania,

h)

WACC

+

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

§ 5 ods. 5

,

i)

FINVP

HN,t

je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t, pričom

1.

pre rok t = 2023 má hodnotu 0,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

FINVP

HN,t

= SO

HN,t–1

– PO

HN,t–2

,

kde

2a.

SO

HN,t-1

je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 z majetku, bez vplyvu

precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania v roku t-3 na danej

napäťovej úrovni,

2b.

PO

HN,t-2

je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej

sústavy v eurách na príslušnej napäťovej úrovni, zodpovedajúca výške plánovaných účtovných

odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 z majetku, bez

vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným zaradením do užívania na

regulovanú činnosť v roku t-3,

j)

DV

HN,t

sú skutočné dodatočné výnosy na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2 v eurách,

ktoré sú zložené z celkových skutočných výnosov

1.

z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy sa zohľadnia vo výške 100 %,

2.

zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity sa zohľadnia vo výške 100 %,

3.

z taríf za dodávku jalovej elektriny do distribučnej sústavy na základe cenového

rozhodnutia úradu sa zohľadnia vo výške 100 %,

4.

z taríf za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka cos φ účtované užívateľom sústavy

na základe cenového rozhodnutia úradu sa zohľadnia vo výške 100 %,

5.

z výnosov cenníka služieb za distribúciu elektriny, podľa

prílohy č. 9

tejto vyhlášky, sa zohľadnia vo výške 50 % pre roky t = 2026 a nasledujúce roky,

k)

FT

t

sú schválené mimoriadne náklady vyvolané počas regulačného obdobia v eurách na rok

t.

(4)

Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

v eurách na jednotku množstva elektriny pre rok t = 2023 CPD

HN,t

súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa rovná priemernej zložke

ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty

pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej

úrovni v roku t = 2023 CPE

HN,t

, ktorá sa vypočíta podľa odseku 6.

(5)

Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

v eurách na jednotku množstva elektriny pre roky t = 2024 a nasledujúce roky sa CPD

HN,t

súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez strát

pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni rovná priemernej zložke ceny

za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez nákladov na straty pri prenose

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni pre

roky t = 2024 a nasledujúce roky CPE

HN,t

, ktorá sa vypočíta podľa odseku 7.

(6)

Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

nákladov na straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na

príslušnej napäťovej úrovni v roku t = 2023 sa vypočíta podľa vzorca

C

P

E

H

N

,

t

=

V

V

P

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VVP

HN,t

sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane

nákladov na straty pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v eurách v

roku t vypočítané podľa vzorca

V

V

P

H

N

,

t

=

C

P

E

H

N

+

1

,

t

×

V

y

s

t

E

T

R

H

N

+

1

,

t

,

kde

1.

CPE

HN+1,t

je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie

elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne,

2.

VystETR

HN+1,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t, vypočítané

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

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

za rok t,

b)

VystE

HN,t

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

V

y

s

t

E

H

N

,

t

=

V

y

s

t

E

O

H

N

,

t

+

V

y

s

t

E

T

R

H

N

,

t

,

kde

1.

VystEO

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na

príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,

2.

VystETR

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej

napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t, vypočítané ako

ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2,

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

rok t.

(7)

Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez nákladov

na straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

C

P

E

H

N

,

t

=

V

V

P

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VVP

HN,t

sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez nákladov

na straty pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v eurách v roku t vypočítané

podľa vzorca

V

V

P

H

N

,

t

=

C

P

E

H

N

+

1

,

t

×

V

y

s

t

E

T

R

H

N

+

1

,

t

,

kde

1.

CPE

HN+1,t

je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez strát pri prenose

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie

elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne,

2.

VystETR

HN+1,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t, vypočítané

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

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

za rok t,

b)

VystE

HN,t

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

V

y

s

t

E

H

N

,

t

=

V

y

s

t

E

O

H

N

,

t

+

V

y

s

t

E

T

R

H

N

,

t

,

kde

1.

VystEO

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na

príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,

2.

VystETR

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej

napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t, vypočítané ako

ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2,

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

rok t.

(8)

Priemerná cena za prenos i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

na rok t v eurách na jednotku množstva CP

i

t

sa uplatňuje na jednotku množstva elektriny odobratej z distribučnej sústavy i-tého

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy iným prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy za mesiac na všetkých napäťových úrovniach a na rok t = 2024

a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

C

P

t

i

=

R

K

P

t

x

C

R

K

t

V

y

s

t

E

T

R

V

V

N

∓

1

,

t

+

P

E

t

+

P

S

s

t

r

a

t

y

t

,

kde

a)

RKP

t

je rezervovaná kapacita v MW na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom

prenosovej sústavy,

b)

CRK

t

je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na MW na rok t uplatňovaná pre

regulovaný subjekt 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.

(9)

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva

elektriny CPE

VVN+1,t

na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková

cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon a prenesenú elektrinu

v roku t, určené na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny na rok t, vypočítaná podľa vzorca

C

P

E

V

V

N

+

1

,

t

=

R

K

P

t

×

C

R

K

t

+

K

P

t

+

O

P

N

P

t

V

y

s

t

E

T

R

V

V

N

+

1

,

t

+

P

E

t

+

P

S

s

t

r

a

t

y

t

,

kde

a)

RKP

t

je rezervovaná kapacita v MW na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom

prenosovej sústavy,

b)

CRK

t

je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na MW na rok t 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)

OPNP

t

sú ostatné plánované náklady prenosu súvisiace s odberom elektriny zo susednej regionálnej

distribučnej sústavy v eurách na rok t = 2023 sa rovnajú 0 a uplatnia sa na rok t

= 2024 a nasledujúce roky,

f)

PSstraty

t

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

na rok t = 2023 uplatňovaná pre regulovaný subjekt prevádzkovateľom prenosovej sústavy;

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa rovná 0,

g)

KP

t

je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

KP

t

= KP

nak,t

– KP

vyn,t

,

kde

1.

KP

nak,t

je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách,

ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1a.

SVystETR

VVN+1

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,

1b.

VystETR

VVN+1,t-2

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,

1c.

PE

t-2

je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2

uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

1d.

PSstraty

t-2

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

v roku t-2 uplatňovaná prevádzkovateľom prenosovej sústavy do roku t = 2025; pre rok

t = 2026 a nasledujúce roky sa rovná 0,

1e.

OSNPt

-2

sú ostatné skutočné náklady na prenos za rok t-2, ktoré predstavujú platbu za odber

elektriny z inej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, ktoré sa uplatňujú na

rok t = 2026 a nasledujúce roky, a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1ea.

CP

i,t-2

je priemerná cena za prenos i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy

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

1eb.

SVstEPDS

i,t-2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 vstupujúce

do distribučnej sústavy regulovaného subjektu zo susednej regionálnej distribučnej

sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

1ec.

OPNP

t

sú ostatné plánované náklady prenosu súvisiace s odberom elektriny zo susednej regionálnej

distribučnej sústavy v eurách na rok t = 2023 sa rovnajú 0 a uplatnia sa na rok t

= 2024 a nasledujúce roky,

2.

KP

vyn,t

je korekcia výnosov z účtovania ceny CPD

HN,t-2

, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

SVystEO

HN,t-2

je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej

napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,

2b.

VystEO

HN,t-2

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej

napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,

2c.

CPDHN

,t-2

je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez

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

napäťovej úrovni pre rok t = 2026 a nasledujúce roky.

(10)

Do faktora trhu FT

t

je možné zahrnúť mimoriadne náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy, ktoré nie

sú zahrnuté do schválených alebo určených ekonomicky oprávnených prevádzkových ročných

nákladov PN

HN,vych

súvisiacich s regulovanou činnosťou. Týmito nákladmi sú najmä náklady súvisiace so

zmenou právnych predpisov, zmenou právne záväzných aktov Európske únie, vývojom situácie

na trhu alebo náklady, ktoré vzniknú pri likvidácii živelných pohrôm, ktoré nie sú

pokryté poistením a preukázateľné náklady regulovaného subjektu na vedu a výskum podľa

§ 4 ods. 1 písm. o)

, a to po schválení úradom.

(11)

Návrh na schválenie mimoriadnych nákladov vstupujúcich do faktora trhu FT

t

pre príslušný regulačný rok možno podať aj samostatne mimo predkladaného cenového

návrhu. V odôvodnených prípadoch na predchádzanie významným medziročným zmenám regulovaných

cien, sa určí, že schválené mimoriadne náklady sú do faktora trhu FT

t

zahrnuté rozložene do viacerých rokov regulačného obdobia alebo sú pre nasledujúce

regulačné obdobie zahrnuté do uznaných oprávnených nákladov vstupujúcich do základného

výpočtu oprávnených výnosov pre jednotlivé roky nasledujúceho regulačného obdobia.

§ 26

(1)

Tarifa za straty pri distribúcii elektriny CSD

HN,t

pre rok t = 2023 a tarifa za straty pri distribúcii elektriny a pri prenose elektriny

CSD

HN,t

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky, sa uplatňuje za nameraný odber elektriny z distribučnej

sústavy určeným meradlom prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách na jednotku

množstva elektriny a vypočíta sa postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach

začínajúcim od napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia podľa vzorca

C

S

D

H

N

,

t

=

V

V

S

D

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VVSD

HN,t

sú náklady za straty pri distribúcii elektriny pre rok t = 2023 v eurách priradené

príslušnej napäťovej úrovni a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sú náklady za straty

pri distribúcii elektriny a pri prenose 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

V

y

s

t

E

H

N

,

t

=

V

y

s

t

E

O

H

N

,

t

+

V

y

s

t

E

T

R

H

N

,

t

,

kde

1.

VystEO

HN,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny 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

pre rok t = 2023 v eurách pozostávajúce z alikvotnej časti nákladov za straty pri

distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri

distribúcii elektriny vlastnej napäťovej úrovne. Pre rok t = 2024 a nasledujúce roky

náklady za straty pri distribúcii elektriny a pri prenose elektriny priradené príslušnej

napäťovej úrovni VVSD

HN,t

v eurách pozostávajúce z alikvotnej časti nákladov za straty pri prenose elektriny,

straty pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov

za straty pri distribúcii elektriny vlastnej napäťovej úrovne a vypočítajú sa podľa

vzorca

V

V

S

D

H

N

,

t

=

C

S

D

H

N

+

1

,

t

×

V

y

s

t

E

T

R

H

N

+

1

,

t

+

C

S

H

D

H

N

,

t

×

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

VystETR

HN+1,t

je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej

napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t,

b)

CSD

HN+1,t

pre rok t = 2023 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 napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa

za straty na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny CSD

VVN+1,t

rovná 0,

c)

CSD

HN+1,t

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky je tarifa za straty pri distribúcii elektriny

a pri prenose 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 CSD

VVN+1,t

rovná PSstraty

t

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

uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

d)

CSHD

HN,t

je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

príslušnej napäťovej úrovne v roku t určená podľa odseku 3.

(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

C

S

H

D

H

N

,

t

=

(

P

C

S

E

S

t

×

P

M

S

E

H

N

,

t

+

F

D

S

H

N

,

t

+

F

T

S

H

N

,

t

)

×

k

N

D

S

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

kde

a)

PMSE

HN,t

je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t určená podľa odseku 4,

b)

FTS

HN,t

sú úradom schválené mimoriadne náklady alebo výnosy v eurách na rok t, zohľadňujúce

neočakávaný vývoj na trhu s elektrinou s dopadom na náklady alebo výnosy pri nákupe

elektriny na straty, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených skutočných

ekonomicky oprávnených nákladov a výnosov regulovaného subjektu na jednotlivých napäťových

úrovniach,

c)

PCSES

t

je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách

na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

P

C

S

E

S

t

=

C

E

P

X

E

,

t

×

1

+

k

t

100

%

+

O

t

+

K

P

C

S

E

S

t

,

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou

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

v eurách na jednotku množstva elektriny; pre roky t = 2023 a t = 2024 je obdobie od

1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 a pre rok t = 2025 a nasledujúce roky

je obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

2.

k

t

je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je najviac 7 %,

3.

O

t

sú určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s diagramom

strát elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t, podľa metodiky výpočtu

nákladov na odchýlku, ktorá je uvedená v

prílohe č. 7

,

4.

KPCSES

t

je korekcia ceny elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v

eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa uplatní len na rok t = 2024 a ktorej

výška sa vypočíta podľa vzorca

kde

4a.

CE

i,t-2

je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom

krátkodobého trhu s elektrinou v i-tej štvrťhodine roku t-2 v eurách na jednotku množstva

elektriny,

4b.

QS

i,t-2

je množstvo strát elektriny pri distribúcii elektriny v i-tej štvrťhodine roku t-2

v jednotkách množstva elektriny na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou,

4c.

CE

PXE,t-2

je aritmetický priemer denných cien elektriny na výpočet ceny elektriny na krytie

strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

na rok t-2, určený ako aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka,

zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle za obdobie

od 1. apríla 2021 do 30. septembra 2021,

4d.

k

t-2

je koeficient na rok t-2 v percentách, ktorého hodnota je najviac 7 %,

4e.

O

j,t-2

sú pri j-tom prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy schválené alebo určené

plánované náklady za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov

strát elektriny v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny na základe údajov

poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny

na zúčtovanie rozdielov strát elektriny; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie

rozdielov strát elektriny je určená v sume ceny na nákup elektriny na krytie strát

elektriny v príslušnej regionálnej distribučnej sústave na príslušné obdobie na rok

t-2 v rozhodnutí úradu v eurách na jednotku množstva elektriny,

4f.

SO

j,t-2

sú pri j-tom prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy skutočné uhradené

náklady za odchýlku strát j-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy

subjektu zúčtovania, ktorý za prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevzal

zodpovednosť za odchýlku v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny,

4g.

TPSps

j

2022

sú uhradené náklady j-tému prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy z prebytku

tarify za prevádzkovanie systému v roku 2022 v eurách, ako korekcia časti úradom schválených

nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny,

vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku 2022,

4h.

NSPOT

j,2023

je schválená neuhradená časť z nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na korekciu ceny elektriny obstaranej na krytie strát elektriny

pri distribúcii elektriny v eurách za rok 2022, ktorá bola uhradená z tarify za prevádzkovanie

systému v roku t = 2023 a vypočíta sa podľa

§ 7 ods. 13

,

4i.

PMSE

HN,t

je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni, vypočíta sa podľa odseku 4,

d)

FDS

HN,t

je faktor strát pri distribúcii elektriny na jednotku množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni na rok t v eurách, ktorý sa prvýkrát uplatní v roku t = 2026 a vypočíta

podľa vzorca

kde

1.

CSHD

HN,t-2

je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny

príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,

2.

VystE

HN,t-2

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,

3.

VystES

HN,t-2

je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce

z príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,

4.

PCSES

t-2

je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách

na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

5.

PMSE

HN,t-2

je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva

elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2,

6.

PMSES

HN,t-2

je skutočné množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v roku t-2,

e)

kNDS

t

je koeficient zahrnutia nákladov na straty pri distribúcii elektriny zahrnutých do

tarify za prevádzkovanie systému na rok t = 2023 s hodnotou 1 a pre rok t = 2024 a

nasledujúce roky v rozsahu 0 až 1.

(4)

Povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií 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 zariadení na výrobu 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, vypočítané ako ročný priemer

zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2 a očakávaného

príslušného množstva za rok t-1,

b)

PPSC

HN,t

je hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny na príslušnej

napäťovej úrovni v percentách na rok t určená podľa odseku 5,

c)

XS

HN,n

je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v percentách;

na roky t = 2023 až t = 2027 sa určí podľa odseku 6.

(5)

Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSC

HN,t

na príslušnej napäťovej úrovni v percentách na rok t, ktorá sa úradom určí na základe

technických údajov a prevádzkových údajov predložených prevádzkovateľmi regionálnych

distribučných sústav úradu najneskôr do 31. mája roku t-2, pričom prvýkrát sa použije

od roku t = 2026 a bude zverejnená na webovom sídle úradu, najneskôr do 30. júna roku

t-2, podľa § 10 písm. f) bodu 20 zákona o regulácii. Ak úrad v určenom termíne nezverejní

hodnotu počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSC

HN,t

na príslušnej napäťovej úrovni v percentách, na rok t platí posledná zverejnená hodnota.

Pre roky t = 2023, t = 2024 a t = 2025 sa hodnota počiatočného percenta celkových

strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v percentách PPSC

HN,t

určuje takto

Pre napäťovú úroveň

PPSC

HN,

t

pre roky t = 2023, t = 2024 a t = 2025

veľmi vysokého napätia

0,875 %

vysokého napätia

3,475 %

nízkeho napätia

10,185 %

.

(6)

Hodnota faktora efektívnosti strát XS

HN,t

na príslušnej napäťovej úrovni v percentách na roky t = 2023 a nasledujúce roky sa

pre regionálne distribučné sústavy určuje takto

Pre napäťovú úroveň

XS

HN,t

veľmi vysokého napätia

0,075 %

vysokého napätia

0,75 %

nízkeho napätia

1,5 %

.

§ 27

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 22 a

§ 28

sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením

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

elektriny.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny

prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré

sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

počet odberných miest v členení podľa jednotlivých sadzieb,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa

§ 25

a

26

týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa

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

prevádzkovanie sústavy,

e)

podklady podľa

prílohy č. 10

,

f)

údaje o plánovaných nákladoch a skutočných nákladoch podľa

§ 4 ods. 1 písm. o)

projektu výskumu a vývoja podľa

prílohy č. 5

,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

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

Vyplnené tabuľky podľa

prílohy č. 10

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

tabuľkového editora.

(4)

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

podľa

§ 17 ods. 1

a

2 zákona

o regulácii.

(5)

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

distribučnej sústavy, do ktorej je pripojený, vrátane podmienok pridelenia jednotlivých

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

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

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

PV, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

a)

za rok t-2

kde

1.

STRD

t-2

sú očakávané schválené alebo určené výnosy za distribúciu elektriny v roku t-2 v

eurách okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii

elektriny,

2.

TRD

t-2

sú schválené alebo určené plánované výnosy za distribúciu elektriny v roku t-2 v

eurách okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii

elektriny,

3.

SEONV

t-2

sú očakávané schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

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

pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny

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

4.

EONV

t-2

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

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

pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny

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

5.

SEONE

t-2

sú očakávané schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

v roku t-2 v eurách, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny

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

pripojený,

6.

EONE

t-2

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

v roku t-2 v eurách, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny

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

pripojený,

7.

SME

t-2

je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku používaného len na distribúciu

elektriny k 31. decembru roku t-2 v eurách,

8.

ME

t-2

je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku používaného len na distribúciu

elektriny k 31. decembru roku t-2 v eurách,

b)

za rok t-1

kde

1.

STRD

t-1

sú očakávané schválené alebo určené výnosy za distribúciu elektriny v roku t-1 v

eurách okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii

elektriny,

2.

TRD

t-1

sú schválené alebo určené plánované výnosy za distribúciu elektriny v roku t-1 v

eurách okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii

elektriny,

3.

SEONV

t-1

sú očakávané schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

v roku t-1 v eurách okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny

pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny

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

4.

EONV

t-1

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

v roku t-1 v eurách okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny

pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny

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

5.

SEONE

t-1

sú očakávané schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

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

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

pripojený,

6.

EONE

t-1

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny

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

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

pripojený,

7.

SME

t-1

je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku používaného len na distribúciu

elektriny k 31. decembru roku t-1 v eurách,

8.

ME

t-1

je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku používaného len na distribúciu

elektriny k 31. decembru roku t-1 v eurách.

(6)

Suma finančných prostriedkov vo výške súčtu PV

t-2

a PV

t-1

podľa odseku 5 sa rozdelí medzi odberateľov elektriny pomerne podľa sumy zaplatenej

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

(7)

Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa

odseku 5

, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa

za straty pri distribúcii elektriny na rok t sa určí podľa

§ 28

.

(8)

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

5 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa

distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá, prevzaté tarify, ktoré regulovaný subjekt

uplatňuje jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania

jednotlivých taríf a údaje podľa

prílohy č. 10 tabuľky č. 8

.

(9)

Maximálna cena A

t

určená podľa

§ 28 ods. 1

sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny tak, že vážený priemer taríf týchto sadzieb neprekročí maximálnu cenu A

t

. Sadzba za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa skladá z tarify

za rezervovanú kapacitu a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto

sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.

(10)

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

roku t oznamuje

a)

množstvo elektriny distribuovanej oprávneným odberateľom elektriny s vlastnou distribučnou

sústavou v jednotkách množstva elektriny v roku t-1,

b)

množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného

územia z vlastnej výroby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1,

c)

množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej

priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy

iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku

t-1,

d)

vlastná spotreba elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, zníženej

o objem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t-1,

e)

skutočné náklady za distribúciu elektriny v eurách v roku t-1.

(11)

Na reguláciu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová

úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň

vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi vysokého

napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu nízkeho

napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.

(12)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do

distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri

distribúcii elektriny sa určuje maximálne vo výške 0,8. Medziročná zmena podielu výnosov

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

a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny

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

za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t-1.

(13)

Užívateľ miestnej distribučnej sústavy uhrádza platbu za prístup do distribučnej

sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia

do miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy za

rezervovanú kapacitu, ak je

a)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľ uhrádza platbu za dohodnutá rezervovanú kapacitu v

odbernom mieste podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy

a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa miestnej distribučnej

sústavy na mesačnej báze a platbu za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na

mesačnej báze,

b)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste menšia ako rezervovaná kapacita

v odovzdávacom mieste, užívateľ uhrádza platbu za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom

mieste určenú podľa odseku 16 písm. a) alebo odseku 16 písm. b) prvého bodu, vo výške

tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa

regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená

a platbu za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na mesačnej báze.

(14)

Ak užívateľ miestnej distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste

súčasne v jednom mieste pripojenia do miestnej distribučnej sústavy prevádzkuje zariadenie

na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW, alebo

dodáva elektrinu do sústavy pri prevádzke dopravných prostriedkov elektrickej trakcie,

alebo odoberá alebo dodáva elektrinu výlučne na poskytovanie podporných služieb, a

ktorý má certifikované zariadenie na poskytovanie podporných služieb a doloží možnosť

poskytovania podporných služieb, neuhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej

sústavy platbu za prístup do distribučnej sústavy podľa odseku 13, ak doloží prevádzkovateľovi

miestnej distribučnej sústavy potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí

podporných služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do piateho dňa nasledujúceho

mesiaca. Ak toto potvrdenie prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy užívateľ

regionálnej distribučnej sústavy v uvedenej lehote nedoručí, prevádzkovateľ miestnej

distribučnej sústavy im vyfakturuje dohodnutú rezervovanú kapacitu za príslušný mesiac.

(15)

Maximálna rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste je ustanovená v osobitnom predpise.

38

)

(16)

Rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste v miestnej distribučnej sústave sa užívateľmi

sústavy neobjednáva a je 15 % z

a)

maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení elektroenergetického

zariadenia do distribučnej sústavy alebo

b)

hodnoty celkového inštalovaného výkonu elektroenergetického zariadenia, ak elektroenergetické

zariadenie nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení elektroenergetického zariadenia do regionálnej

distribučnej sústavy.

(17)

Užívateľ sústavy uhrádza platbu za prístup do distribučnej sústavy za odovzdávacie

miesto v distribučnej sústave prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy za rezervovanú

kapacitu v odovzdávacom mieste, určenej podľa odseku 16 písm. a) alebo písm. b), vo

výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia

úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného

prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná

sústava pripojená. Výrobca elektriny si neobjednáva rezervovanú kapacitu.

(18)

Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, platba za prístup

do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom

elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa

§ 15 ods. 8

z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia

na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného

výkonu zariadenia na výrobu elektriny; ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je

uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy,

platba za prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza vo výške tarify za rezervovanú

kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy

a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy, do ktorej je miestna

distribučná sústava pripojená. Výrobca elektriny si neobjednáva rezervovanú kapacitu.

(19)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna

rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná

kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá

v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach;

pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu

s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dohodnutá a môže byť nižšia,

ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa.

(20)

Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za

prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení

pripojenia odberateľa elektriny štandardným pripojením.

(21)

Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím

vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy.

Pri pripojení odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie

elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do miestnej

distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá

je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ

elektriny sústavy si určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie

napájacie vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka.

(22)

Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa

elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy

určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej

je ďalšie napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo

výške 100 % z tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie

napájacie vedenie pripojené a cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu

elektriny za štandardné pripojenie tým nie je dotknutá. Za nadštandardnú distribúciu

elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave

zaslučkovaním.