SK
VYHLÁŠKA 260/2016 Z. z. ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike
Table of Provisions (41)
Statutory Text (41 Articles)
§ 1
Základné pojmy
Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím obdobie od roku 2017 do roku 2021,
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)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
g)
tarifou za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena
viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje alikvotnú časť nákladov na výrobu
elektriny z domáceho uhlia, na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a
vysoko účinnou kombinovanou výrobou a na činnosti organizátora krátkodobého trhu s
elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
h)
tarifou za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca
sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na nákup podporných služieb a iné povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na zabezpečenie systémových služieb; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu
elektriny,
i)
miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny miesto fyzického pripojenia zariadenia
výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej
sústavy na základe zmlúv o pripojení do sústavy a s inštalovaným určeným meradlom,
j)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie
národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
k)
elektroenergetickým zariadením zariadenie určené na výrobu, pripojenie, prenos, distribúciu,
prepravu alebo dodávku elektriny,
l)
technologické zariadenie na výrobu elektriny súbor jednotlivých technologických častí
nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriaci jeden technologický celok pozostávajúci
zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja energie, zariadení na úpravu primárneho
zdroja energie zariadení, v ktorých sa vykonáva premena formy primárnej energie na
elektrickú energiu, zariadení vykonávajúcich kvalitatívnu úpravu elektrickej energie,
meracích, riadiacich, kontrolných zariadení a zariadení na ochranu životného prostredia,
m)
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,
1
)
n)
modernizáciou úprava, pri ktorej sa zvýši vybavenosť, úžitkové vlastnosti a rozšíri
sa použiteľnosť zariadenia,
o)
rekonštrukciou úprava, ktorou sa zmení účel použitia, technické parametre alebo nastáva
kvalitatívna zmena výkonnosti zariadenia; za zmenu technických parametrov nemožno
považovať zámenu použitého materiálu pri dodržaní porovnateľných vlastností zariadenia,
p)
nameraným výkonom najvyššia hodnota štvrťhodinového činného elektrického výkonu nameraného
počas kalendárneho mesiaca 24 hodín denne,
q)
nadradenou sústavou je 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
Cenová regulácia v elektroenergetike sa vzťahuje na
a)
výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektriny vyrobenej vysoko
účinnou kombinovanou výrobou,
b)
výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva
Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme,
c)
pripojenie do sústavy,
d)
prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
e)
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
f)
dodávku elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými sú odberateľ elektriny v domácnosti
a malý podnik,
g)
poskytovanie podporných služieb,
h)
poskytovanie systémových služieb,
i)
výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
j)
dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie.
§ 3
Cenová regulácia v elektroenergetike sa vykonáva
a)
priamym určením pevnej ceny za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a
výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
b)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
c)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,
d)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos
elektriny,
e)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny,
f)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom,
g)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,
h)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
i)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za výkon činnosti organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou,
j)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej
inštancie.
§ 4
(1)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú
a)
náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom vrátane
nákladov na vyrovnanie odchýlky spôsobenej zraniteľnými odberateľmi pri dodávke elektriny
zraniteľným odberateľom,
b)
náklady na obstaranie regulačnej elektriny,
2
)
c)
náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny,
d)
výrobné náklady a prevádzkové náklady zahrnujúce primerané náklady na energie, suroviny
a technologické hmoty,
e)
osobné náklady;
3
)
za ekonomicky oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného
zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického
priemeru zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december
roku t-2 a január až jún roku t-1 zverejnených na webovom sídle Štatistického úradu
Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia
oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,
f)
náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,
4
)
pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia poplatky za znečisťujúce látky vypustené
do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu
5
)
a pri skleníkových plynoch náklady najviac do výšky 100 % na nákup emisných kvót
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 (settlement price)
oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na
jej webovom sídle, za produkt EU Emission Allowances – Spot Market v eurách na tony
CO
2
za kalendárny mesiac, v ktorom sa nákup emisných kvót realizoval,
g)
odpisy majetku; pri hmotnom, ako aj nehmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené
náklady považuje rovnomerné odpisovanie majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej
činnosti, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú uvedené v prílohe č. 1 tabuľke
č. 2,
h)
nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý
sa používa výhradne na regulovanú činnosť najviac vo výške odpisov podľa písmena g),
i)
náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti
v primeranej výške okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku
a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,
6
)
j)
úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky
7
)
na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne
na regulovanú činnosť,
k)
úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace
s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku
8
)
najviac vo výške ročnej sadzby 2,5 %,
l)
úrok z dlhopisu vydaného regulovaným subjektom najviac do výšky úroku 2,5 % ročne
na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom
elektriny na straty a úhradu doplatku,
8
)
m)
náklady na projekty spoločného záujmu podľa osobitného predpisu,
9
)
n)
náklady na nákup energií, tovarov a služieb bezprostredne súvisiacich s výkonom regulovaných
činností,
o)
náklady na zabezpečenie neuhradených platieb, ktoré dodávateľ elektriny musel vyplatiť
ostatným účastníkom trhu a ktoré vznikli na základe zmluvných záväzkov s týmito účastníkmi
trhu, ale nie sú kryté príjmami dodávateľa elektriny, najviac však vo výške referenčnej
úrokovej sadzby 12-mesačného EURIBOR z neuhradených platieb.
(2)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú
a)
sankcie,
b)
náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
c)
odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku
a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,
10
)
d)
odmeny členov štatutárnych orgánov a iných orgánov regulovaného subjektu za výkon
funkcie, ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,
e)
platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych
orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,
f)
príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,
11
)
príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom
okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku 1 písm. f),
g)
odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,
12
)
h)
príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,
13
)
i)
cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,
14
)
j)
tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,
15
)
k)
náklady na poskytovanie osobných ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený
osobitným predpisom,
16
)
l)
dobrovoľné poistenie osôb,
m)
manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie
zásob,
n)
náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve,
duplicitne účtované náklady,
o)
náklady na reprezentáciu a dary,
p)
odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
q)
náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia
nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,
17
)
r)
príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť
ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,
18
)
s)
náklady na údržbu a prevádzku vzdelávacích a rekreačných zariadení,
t)
náklady vynaložené na obstaranie materiálu, služieb a na činnosti nesúvisiace s výkonom
regulovaných činností,
u)
daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
v)
štipendiá poskytnuté študentom vysokých škôl a žiakom,
w)
odpis nedobytnej pohľadávky,
x)
tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,
19
)
y)
rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,
20
)
z)
tvorba opravných položiek,
aa)
náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
ab)
náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
ac)
straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
ad)
zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
ae)
náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych
a zábavných podujatí a iných činností,
af)
spotreba pohonných látok nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,
21
)
ag)
náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe
overovania primeranosti nákladov podľa osobitného predpisu,
22
)
ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo
subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,
23
)
ah)
straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,
ai)
úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,
24
)
aj)
vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,
25
)
ak)
náklady vynaložené na obstaranie materiálov, služieb a na činnosti súvisiace s prevádzkovaním,
údržbou a rozvojom sústavy vynaložené v rozpore s osobitným predpisom,
26
)
al)
náklady, vynaložením ktorých sa nezabezpečí udržanie alebo zlepšenie energetickej
efektívnosti,
27
)
am)
ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.
(3)
Opravou sa rozumie súhrn činností, ktorými sa odstraňujú následky poškodenia, opotrebenia
celku, skupín alebo dielcov za účelom uvedenia zariadenia do prevádzkyschopného stavu,
(4)
Údržbou sa rozumie súhrn činností zabezpečujúcich technickú spôsobilosť a hospodárnosť
prevádzky zariadenia, ktorými sa spomaľuje fyzické opotrebenie, predchádza sa jeho
následkom a odstraňujú sa drobnejšie chyby, zvyčajne bez demontáže dielov a bez výmeny
súčiastok.
§ 5
(1)
Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej
spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových
aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.
(2)
Výška primeraného zisku v percentách je určená ako miera výnosnosti regulačnej bázy
aktív pred zdanením na regulačné obdobie, kde
WACC je reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie
vypočítaná podľa vzorca
(3)
Reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív (WACC) je určená konštantne na celé
regulačné obdobie vo výške 6,47 %. Ak bude odchýlka v jednotlivých parametroch vyššia
ako 10 %, miera výnosnosti regulačných aktív sa zverejní na webovom sídle úradu do
30. júna kalendárneho roku.
§ 6
(1)
Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu ceny matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné
miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto sa zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.
(2)
Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty.
§ 7
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 21 a
§ 8
a
9
sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov
energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou.
(2)
Súčasťou návrhu ceny elektriny a s ňou súvisiacich regulovaných činností (ďalej len
„návrh ceny“) sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko
účinnou kombinovanou výrobou,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
c)
výpočty a údaje podľa
§ 8
a
9
týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou
kombinovanou výrobou,
d)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
e)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) až c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Podkladom podľa odseku 2 je aj záznam o inštalácii určeného meradla na účely merania
vyrobenej elektriny na svorkách inštalovaného generátora v zariadení na výrobu elektriny
a ostatnej vlastnej spotreby elektriny.
(5)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(6)
Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových
vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva sa množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných
zdrojov energie určuje percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového
plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu, alebo biometánu v celkovom
množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených
dokladov podľa osobitného predpisu.
29
)
(7)
Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej
z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky
rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov
použitého na výrobu tepla a elektriny.
(8)
Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný
zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije len jeden
zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa
§ 8
a
9
.
(9)
S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa okrem podkladov podľa odseku
2 predkladajú aj
a)
osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,
30
)
b)
právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti
uskutočneniu drobnej stavby alebo stavebných úprav nemá námietky, ak je zariadenie
výrobcu elektriny drobnou stavbou alebo ide o stavebné úpravy,
c)
doklad o vykonaní funkčnej skúšky,
31
)
alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu
32
)
o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené
od distribučnej alebo prenosovej sústavy vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej
elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,
33
)
a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,
34
)
d)
jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického
výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,
35
)
e)
kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej
sústavy alebo do prenosovej sústavy,
f)
list vlastníctva budovy spojenej so zemou pevným základom evidovanej v katastri nehnuteľností,
36
)
na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu
elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,
g)
zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora, na meranie vlastnej
spotreby elektriny, na meranie ostatnej vlastnej spotreby elektriny, ak nejde o určené
meradlo prevádzkovateľa distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom
čísle určeného meradla, o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch;
ak sú súčasťou meracej súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť
súčasťou tohto zoznamu aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom overenia.
(10)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny,
a to
a)
údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky
a podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1 údaje o
1.
celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby,
2.
množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny
37
)
spotrebovanej na výrobu elektriny,
3.
množstve ostatnej vlastnej spotreby elektriny,
4.
množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,
38
)
5.
množstve vyrobenej elektriny dodanej prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy,
do ktorej je zariadenie výrobcu elektriny pripojené, za cenu elektriny na straty,
39
)
b)
údaje o
1.
spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny, meraní
vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny a ostatnej vlastnej spotreby elektriny,
2.
plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca
elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu
a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina
vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu,
3.
podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových
obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, pri vynaložení
ktorých by bolo zariadenie postavené a uvedené do prevádzky ku dňu predloženia návrhu
ceny, a informácii o poskytnutí podpory použitej na realizáciu opatrení na zabezpečenie
plnenia emisných limitov zariadenia na výrobu elektriny,
4.
hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny,
ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na technologické zariadenie a stavebnú časť
zariadenia na výrobu elektriny,
5.
percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za
predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitných predpisov
40
)
pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zmlúv o dodávke tepla a daňových dokladov
za dodané teplo a pre nových výrobcov elektriny percentuálne posúdenia podielu dodávky
využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci kalendárny rok podľa osobitného
predpisu
40
)
na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného
tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických
parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložený znaleckým posudkom
vypracovaným znalcom z odboru energetika zapísaným v zozname znalcov, tlmočníkov a
prekladateľov,
41
)
c)
údaje o
1.
výhrevnosti
42
)
a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny a údaje o kvalite paliva podľa osobitného
predpisu,
43
)
2.
množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce,
3.
výpočte úspor primárnej energie a celkovej účinnosti vysoko účinnej kombinovanej
výroby podľa osobitného predpisu.
44
)
(11)
S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie
sa predkladajú aj doklady, ktoré preukazujú uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie
a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu
elektriny, a to
a)
projekt a zmluva o dielo,
b)
popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
c)
faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
d)
celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
e)
znalecký posudok vypracovaný znalcom z odboru energetika preukazujúci splnenie podmienok
rekonštrukcie alebo modernizácie,
45
)
v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu
alebo modernizáciu.
(12)
Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny, ktorého modernizácia alebo rekonštrukcia
bola ukončená v roku t-1, sa určí na rok t-1 vo výške ceny, ktorá sa uplatňovala v
roku t-1 na výrobu elektriny na zariadeniach výrobcu elektriny a je upravená podľa
osobitného predpisu.
46
)
(13)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej
časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t jednotlivých technológií výroby elektriny
podľa osobitného predpisu
47
)
sa zverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.
(14)
Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných
programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, na výpočet ceny elektriny
sa uplatní aj osobitný predpis.
46
)
(15)
Cena elektriny sa určí na dobu 15 rokov pre príslušný druh technológie obnoviteľného
zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby, pričom pri jej určení sa zohľadňuje
a)
priemerný inštalovaný výkon príslušnej technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia
výrobcu elektriny,
b)
množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa
zariadenia výrobcu elektriny,
c)
investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,
d)
predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru desať
rokov,
e)
primeraný zisk,
f)
rovnomerné odpisy podľa tabuľky č. 2 prílohy č. 1,
g)
prevádzkové náklady v primeranej výške.
(16)
Pre výrobcov elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí majú na rok
t-1 schválenú cenu, sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie na
rok t schváli alebo určí na obdobie celej dĺžky podpory výroby elektriny doplatkom
podľa osobitného predpisu
8
)
na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie
48
)
okrem výrobcov elektriny s nárokom na príplatok podľa
§ 8
, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok
t v priebehu roku t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,
49
)
sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok
t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena
elektriny
46
)
na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny právo, keby mu bolo
vydané cenové rozhodnutie na rok t-1.
(17)
Pre výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí majú
na rok t-1 schválenú cenu, sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou
výrobou na rok t schváli alebo určí na obdobie celej dĺžky podpory výroby elektriny
doplatkom podľa osobitného predpisu
38
)
na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 okrem výrobcov elektriny, s nárokom
na príplatok podľa
§ 8
, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t,
ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roku t, sa cena elektriny podľa prvej
vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny
nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny na rok t sa určí vo výške,
na ktorú by mal výrobca elektriny právo, keby mu bolo vydané cenové rozhodnutie na
rok t-1.
(18)
Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s
fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie sa uplatní
na množstvo elektriny určené podľa odseku 6 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou.
Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané
ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva
elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.
(19)
Ak dôjde k zmene výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny,
s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o prevode zariadenia výrobcu elektriny z existujúceho
výrobcu elektriny na nového výrobcu elektriny, ktorým je najmä kúpna zmluva alebo
nájomná zmluva, pričom dĺžka podpory výroby elektriny sa počíta od prvého uvedenia
zariadenia na výrobu elektriny do prevádzky alebo od roku rekonštrukcie, alebo modernizácie
technologickej časti zariadenia.
(20)
Cena elektriny pre výrobcu elektriny, ktorá je významne ovplyvňovaná cenou primárneho
zdroja energie – primárneho paliva na rok t, je súčtom ceny schválenej alebo určenej
na rok t-1 a príplatku Pzn
i
t
zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva.
§ 8
(1)
Príplatok Pzn
i
t
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny
zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva i-tej technológie na výrobu elektriny z
obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj ceny primárneho paliva z neobnoviteľného
zdroja energie i-tej technológie na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou
sa vypočíta podľa vzorca
(2)
Pzn
i
t
sa uplatní na rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 5 % zo súčinu nákupnej ceny NCPP
i
t-2
a množstva primárneho paliva QPP
i
1 MWh,t-2
určených podľa odseku 1.
(3)
Hodnoty Pzn
i
t
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny
zohľadňujúce vývoj ceny primárneho paliva i-tej technológie na výrobu elektriny z
obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj ceny primárneho paliva z neobnoviteľného
zdroja energie i-tej technológie na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou
sa zverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.
§ 9
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 sa určuje priamym určením pevnej ceny v
eurách na megawatthodinu takto
a)
z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny
1. do 100 kW vrátane
111,25 eura/MWh,
2. od 101 kW do 200 kW vrátane
109,15 eura/MWh,
3. od 201 kW do 500 kW vrátane
106,80 eura/MWh,
4. od 501 kW do 1 MW vrátane
105,11 eura/MWh,
5. od 1 MW do 5 MW vrátane
97,95 eura/MWh,
b)
zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do
30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy
spojenej so zemou pevným základom
84,98 eura/MWh,
c)
z veternej energie
44,18 eura/MWh,
d)
z geotermálnej energie
108,71 eura/MWh,
e)
zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou
1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy
70,31 eura/MWh,
2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy
74,30 eura/MWh,
3. obilnej slamy
92,17 eura/MWh,
4. biokvapaliny
80,86 eura/MWh,
f)
zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi
palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom
odpade je podľa osobitného predpisu,
48
)
cena sa
uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou
74,83 eura/MWh,
g)
zo spaľovania
1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd
58,66 eura/MWh,
2. biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou
s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane
95,95 eura/MWh,
3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 250 kW
vrátane
102,00 eura/MWh,
4. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 251 kW do
500 kW vrátane
95,89 eur/MWh,
5. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 501 kW do
750 kW vrátane
91,61 eura/MWh,
6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou
technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 751 kW
90,02 eura/MWh,
7. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy
v splyňovacom generátore
84,72 eura/MWh,
8. fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou
biologicky rozložiteľného odpadu
78,42 eura/MWh.
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 sa určuje priamym určením pevnej
ceny v eurách za megawatthodinu takto
a) v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom
74,10 eura/MWh,
b) v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla
74,05 eura/MWh,
c) v spaľovacom motore s palivom
1. zemný plyn
75,04 eura/MWh,
2. vykurovací olej
73,67 eura/MWh,
3. zmes vzduchu a metánu
68,90 eura/MWh,
4. z katalyticky spracovaného odpadu
92,63 eura/MWh,
5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov
85,11 eura/MWh,
d) v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla
s palivom
1. zemný plyn
67,90 eura/MWh,
2. vykurovací olej
67,10 eura/MWh,
3. hnedé uhlie
68,29 eura/MWh,
4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu
elektriny do 50 MW vrátane
62,81 eura/MWh,
5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu
elektriny nad 50 MW
59,26 eura/MWh,
6. komunálny odpad
62,51 eura/MWh,
7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom
generátore alebo termickým štiepením odpadu
73,75 eura/MWh,
e) spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej
výrobe ocele
80,02 eura/MWh,
f) v Rankinovom organickom cykle
98,31 eura/MWh.
(3)
Cena elektriny podľa odsekov 1 alebo 2 platí pre jedno zariadenie na výrobu elektriny
výrobcu elektriny obsahujúce stavebnú časť a technologické zariadenie, v ktorých sa
vykonáva celý proces premeny primárnej energie na elektrickú energiu. Ak zariadenie
podľa odseku 1
písm. a) pozostáva z dvoch alebo viacerých technologických zariadení, ktoré majú
spoločnú stavebnú časť, platí cena pre každé technologické zariadenie samostatne.
(4)
Ak zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou
kombinovanou výrobou obsahuje súbor technologických zariadení, ktoré môžu byť prevádzkované
samostatne, na účely doplatku sa použije technológia s nižšou cenou podľa odsekov
1 a 2. Pre zariadenia podľa odseku 1 písm. a), ktoré môžu byť prevádzkované samostatne,
sa cena určí pre každé technologické zariadenie samostatne.
(5)
Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t a pre ktoré nebola
určená cena na rok t-1, sa cena podľa odsekov 1 a 2 zníži o súčin ceny určenej podľa
odsekov 1 a 2 a koeficientu objektivizácie ko podľa odseku 7.
(6)
Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie, alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t a pre ktoré bola
určená cena na rok t-1, sa cena podľa odsekov 1 a 2 zníži o súčin ceny určenej podľa
odsekov 1 a 2 a koeficientu objektivizácie ko podľa odseku 7.
(7)
Koeficient objektivizácie sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPR je percentuálny podiel rekonštruovaných častí zariadenia na výrobu elektriny
ustanovený podľa osobitného predpisu,
50
)
b)
r je doba prevádzky zariadenia na výrobu elektriny od dátumu jeho prvého uvedenia
do prevádzky alebo predchádzajúceho vykonania modernizácie alebo rekonštrukcie podľa
osobitného predpisu
46
)
v rokoch zaokrúhlená na dve desatinné miesta.
(8)
Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorého doba prevádzky
zariadenia na výrobu elektriny od dátumu jeho prvého uvedenia do prevádzky alebo predchádzajúceho
vykonania modernizácie alebo rekonštrukcie podľa osobitného predpisu
46
)
je dlhšia ako 40 rokov, sa cena podľa odsekov 1 a 2 neznižuje.
§ 10
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 7 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába
elektrinu z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení
povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena alebo tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane jej štruktúry
pre rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok
jej pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t až t+4,
d)
výpočty a údaje podľa tohto paragrafu týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,
e)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti
alebo družstva, alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti, alebo spoločníkmi
komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
f)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
g)
údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu
elektriny z domáceho uhlia,
h)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Ak výrobca elektriny vyrába elektrinu z domáceho uhlia podľa rozhodnutia ministerstva
hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme, cena za výrobu
elektriny z domáceho uhlia sa vypočíta podľa odseku 6.
(6)
Pevná cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia do objemu určeného rozhodnutím ministerstva
hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme sa vypočíta podľa
vzorca
CVHZ = (CHU
t
× 1,1 × k
ZC
+ NP
t
− O
VHZ
× CE
t
× k
zce
− O
PPS
× CPS
t
× k
zcps
) ,
kde
a)
CHU
t
je cena hnedého uhlia vypočítaná ako súčin hodnoty množstva hnedého uhlia do objemu
vyrobenej elektriny určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme pri dodržaní projektovanej účinnosti výroby na technologickom
zariadení výrobcu elektriny a priemeru cien hnedého uhlia za predchádzajúcich 12 mesiacov,
b)
k
zc
je koeficient zmeny ceny uhlia, ktorý sa vypočíta podľa vzorca k
zc
= CHU
t
/CHU
z
; ak je k
zc
v intervale <0,9; 1,1>, potom k
zc
= 1,
c)
CHU
z
je zmenená cena hnedého uhlia vypočítaná ako súčin hodnoty množstva hnedého uhlia
zodpovedajúci objemu vyrobenej elektriny určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva
o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme pri dodržaní projektovanej
účinnosti výroby na technologickom zariadení výrobcu elektriny a priemeru cien za
predchádzajúcich 12 mesiacov,
d)
NP
t
sú náklady prevádzky, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
NP
t
= O
2015
+ O
t-2
+ 2 ×M
t
+ N
EK,t
+ RAB
2015
× WACC,
kde
1.
RAB
2015
je hodnota majetku využívaného na výrobu elektriny z domáceho uhlia vypočítaná k
31. decembru 2015,
2.
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5
ods. 2 a
3
,
3.
O
2015
sú odpisy majetku uvedené k 31. decembru 2015 na základe životnosti majetku využívaného
na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a reálnej životnosti aktív predstavujúcu
skutočnú dobu prevádzky,
4.
O
t-2
sú odpisy majetku zaradeného do používania v roku t-2 a súvisiaceho výhradne s výrobou
elektriny z domáceho uhlia uvedené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú
činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2, na rok 2017 sa parameter O
t-2
rovná nule,
5.
M
t
sú mzdové náklady obsluhy zariadení súvisiacich výhradne s výrobou elektriny z domáceho
uhlia,
6.
N
EK,t
sú ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup emisných kvót,
e)
CE
t
je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. júla roku
t-2 do
30. júna roku t-1,
f)
k
zce
je koeficient zmeny ceny elektriny na burze, ktorý sa vypočíta podľa vzorca k
zc
= CE
t
/CE
z
; ak je k
zce
v intervale <0,9; 1,1>, potom k
zce
= 1,
g)
CPS
t
je cena za podpornú službu podľa cenového rozhodnutia,
h)
k
zcps
je koeficient zmeny ceny podpornej služby, ktorý sa vypočíta podľa vzorca k
zpcs
= CPS
t
/CPS
z
,
i)
CPS
z
je zmenená cena podpornej služby podľa aktuálneho rozhodnutia,
j)
CE
z
je hodnota CE
t
, ktorá je použitá na výpočet CVHZ na rok 2017,
k)
O
VHZ
je množstvo elektriny v GWh, ktoré výrobca elektriny z domáceho uhlia dodáva do sústavy
do objemu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme,
l)
O
PPS
sú podporné služby vo forme sekundárnej regulácie frekvencie a výkonu počas celého
roka do rozsahu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme poskytované výrobcom elektriny z domáceho uhlia.
§ 11
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a
§ 12 až 15
sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena alebo tarifa za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
vrátane jej štruktúry, na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou
vrátane podmienok jej pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie na základe
životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č.
2 a reálnej životnosti aktív predstavujúcu skutočnú dobu prevádzky,
d)
výpočty a údaje podľa
§ 12 ods. 11 až 13
a
§ 13 až 15
týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti
alebo družstva, alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti, alebo spoločníkmi
komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
f)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
g)
podklady podľa prílohy č. 2,
h)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
§ 12
(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému je zložená z
a)
tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,
b)
tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
c)
tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
d)
tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)
Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie TOZE
t
pre rok t sa určí podľa vzorca
kde
a)
NOZE
i
t
sú náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie prevádzkovateľa
i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa určia podľa vzorca
kde
1.
PVCOZE
i,j
t
je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre j-té zariadenie na výrobu elektriny
výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t, ktoré je pripojené do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na ktorej
vymedzenom území sa nachádza,
2.
CE
t
je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od
1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla
roku t-2 do 30. júna roku t-1,
3.
QVOZE
i,j
t
je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v
roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie, pre ktoré prevádzkovateľ i-tej regionálnej distribučnej sústavy zabezpečuje
podporu doplatkom, v jednotkách množstva elektriny,
4.
KPRDS
i
t
je korekcia nákladov spojených s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložených prevádzkovateľom i-tej
regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a výnosov z platieb na základe tarify
za prevádzkovanie systému určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej
sústavy v roku t-2, pri výpočte NOZE
i
t
pre roky 2019 a nasledujúce sa KPRDS
i
t
rovná nule a pri výpočte NOZE
i
t
pre roky 2017 a 2018 sa KPRDS
i
t
určí podľa vzorca
KPRDS
i
t
= (SNPRDS
i
t-2
− PNPRDS
i
t-2
) − (SVTPSds
i
t-2
− PVTPSds
i
t-2
),
kde
4a.
SNPRDS
i
t-2
sú skutočné náklady spojené s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej
distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny
z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou z určených meradiel,
4b.
PNPRDS
i
t-2
sú plánované náklady spojené s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej
sústavy v roku t-2,
4c.
SVTPSds
i
t-2
sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej
pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,
4d.
PVTPSds
i
t-2
sú plánované výnosy z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej
pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,
4e.
KOZE
i
t
je korekcia nákladov na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a
výnosov z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku
t-2, pri výpočte NOZE
i
t
pre roky 2017 a 2018 sa KOZE
i
t
rovná nule a pri výpočte NOZE
i
t
pre roky 2019 a nasledujúce sa KOZE
i
t
určí podľa vzorca
KOZE
i
t
= (SNOZE
i
t-2
− PNOZE
i
t-2
) − (SVTOZEds
i
t-2
− PVTOZEds
i
t-2
),
kde
4ea.
SNOZE
i
t-2
sú skutočné náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie vynaložené
prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných
nameraných údajov o výrobe elektriny z obnoviteľných zdrojov energie z určených meradiel,
4eb.
PNOZE
i
t-2
sú plánované náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov prevádzkovateľa
i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,
4ec.
SVTOZEds
i
t-2
sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy
v roku t-2,
4ed.
PVTOZEds
i
t-2
sú plánované výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy
v roku t-2,
b)
QSP
t
je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t, ktoré
sa určí podľa vzorca
QSP
t
= QPKS
t
− QPvd
t
×Kvd
t
,
kde
1.
QPKS
t
je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t,
2.
QPvd
t
je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných
maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku
t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na rok
t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej
sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými
odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia
týchto podmienok v roku t,
3.
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(3)
Tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou TKV
t
pre rok t sa určí podľa vzorca
kde
a)
NKV
i
t
sú náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa
i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa určia podľa vzorca
1.
PVCKV
i,j
t
je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre j-té zariadenie na výrobu elektriny
výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t, ktoré je pripojené do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo
na ktorej vymedzenom území sa nachádza,
2.
CE
t
je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od
1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla
roku t-2 do 30. júna roku t-1,
3.
QVKV
i,j
t
je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v
roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou
výrobou, pre ktoré prevádzkovateľ i-tej regionálnej distribučnej sústavy zabezpečuje
podporu doplatkom, v jednotkách množstva elektriny,
4.
KKV
i
t
je korekcia nákladov na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou
vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a
výnosov z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou
výrobou určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku
t-2, pri výpočte NKV
i
t
pre roky 2017 a 2018 sa KKV
i
t
rovná nule a pri výpočte NKV
i
t
pre roky 2019 a nasledujúce sa KKV
i
t
určí podľa vzorca
KKV
i
t
= (SNKV
i
t-2
− PNKV
i
t-2
) − (SVTKVds
i
t-2
− PVTKVds
i
t-2
),
kde
4a.
SNKV
i
t-2
sú skutočné náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou
vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe
skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou
z určených meradiel,
4b.
PNKV
i
t-2
sú plánované náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou
prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,
4c.
SVTKVds
i
t-2
sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko
účinnou kombinovanou výrobou určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej
sústavy v roku t-2,
4d.
PVTKVds
i
t-2
sú plánované výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko
účinnou kombinovanou výrobou určenej prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej
sústavy v roku t-2,
b)
QSP
t
je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.
(4)
Tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia TVHZ
t
pre rok t sa určí podľa vzorca
kde
a)
CVHZ
t
je pevná cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t určená podľa
§ 10
,
c)
QSP
t
je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.
(5)
Tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou TOKTE
t
pre rok t sa určí podľa vzorca
kde
a)
PPOKTE
t
je maximálny výnos organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
PPOKTE
t
= PNOKTE
2015
+ OOKTE
2015
+ PVA
t
+ SO
OKTE,t-2
,
kde
1.
PNOKTE
2015
sú schválené alebo určené priemerné prevádzkové náklady za obdobie rokov 2012 až
2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 súvisiace s činnosťami centrálnej evidencie
údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou
poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom
a sprístupňovaním nameraných údajov organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou pre
subjekty zúčtovania v eurách v roku t,
2.
OOKTE
2015
sú odpisy majetku súvisiaceho s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke
a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich
s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných
údajov určené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa
prílohy č. 1 tabuľky č. 2 k 31. decembru 2015,
3.
PVA
t
je primeraný zisk v roku t v eurách určený podľa vzorca
PVA
t
= RAB
2015
× WACC ,
kde
3a.
RAB
2015
je hodnota aktív využívaných s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke
a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich
s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných
údajov organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru 2015,
3b.
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5 ods. 2
a
3
,
3c.
SO
OKTE,t-2
sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny
v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou
sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov
roku t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č.
2, na rok 2017 sa parameter SOOKTE
t-2
rovná nule.
b)
QSP
t
je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.
(6)
Platba na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, na podporu výroby
elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, na podporu výroby elektriny z domáceho
uhlia a na ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou PT
t
uhrádzaná účastníkom trhu s elektrinou, ktorý si zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie
miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku
51
)
účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal
zodpovednosť za odchýlku, sa určí podľa vzorca
PT
t
= (TOZE
t
+ TKV
t
+ TVHZ
t
+ TOKTE
t
) × QSKStoom
t
,
kde
a)
TOZE
t
je tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie pre rok t,
b)
TKV
t
je tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou pre rok t,
c)
TVHZ
t
je tarifa za podporu výroby elektriny z domáceho uhlia pre rok t,
d)
TOKTE
t
je tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou pre rok
t,
e)
QSKStoom
t
je skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku
t, na ktorú sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,
tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za podporu
výroby elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou, ktorá sa určí podľa vzorca
QSKSoom
t
= QSKSoom
t
− QSKSoom
t
× Kvd
t
,
kde
1.
QSKSoom
t
je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste
v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom
organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
2.
QSvdoom
t
je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej
na odbernom alebo odovzdávacom mieste koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným
do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800
hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného
využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny
v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého
z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
3.
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(7)
Ak účastník trhu s elektrinou, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné
alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou nie je subjektom zúčtovania,
platba PT
t
patrí účastníkovi trhu s elektrinou, do ktorého bilančnej skupiny sú tieto odberné
a odovzdávacie miesta priradené.
(8)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa
za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko
účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa
za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku
množstva elektriny za spotrebovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom
zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny
výrobcu elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej
sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá
zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(9)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny
vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a
tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou za spotrebovanú
elektrinu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a
spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej
iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej
spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem
elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(10)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny
vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a
tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou za spotrebovanú
elektrinu 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 ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej
odberateľom elektriny bez použitia sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe
elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v
prečerpávacích vodných elektrárňach.
(11)
Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny
vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a
tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje
aj pri odbere elektriny odberateľom elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu
elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, ak nejde o vzájomnú
sústavu prevádzok, ktoré sú preukázateľne oddelené od elektrizačnej sústavy na vymedzenom
území. Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu
elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho
uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa
uplatňuje aj u odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny účastníkom trhu s elektrinou,
ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto odberateľa elektriny alebo
odberné miesto výrobcu elektriny v mieste pripojenia do sústavy.
(12)
Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny
vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a
tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa neuplatňuje
na straty elektriny v sústave, na vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní
sústavy, na vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá
zo sústavy, a na spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(13)
Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú podľa prílohy č. 7
údaje
a)
o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v
roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom
elektriny vrátane údajov o množstve elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu
elektriny, v inom zariadení na výrobu elektriny a údaje o spotrebe takto vyrobenej
elektriny spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny, dodanej odberateľom elektriny
bez použitia prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy, vlastnej spotrebe
elektriny pri výrobe elektriny prevádzkovateľmi distribučných sústav a výrobcami elektriny,
b)
o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou, z domáceho uhlia a za ostatné
činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-1 prevádzkovateľmi regionálnych
distribučných sústav a organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou.
§ 13
(1)
Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTE
t
schválená alebo určená v cenovom rozhodnutí na rok t pre organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom
krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje voči subjektom zúčtovania, ktoré majú
s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach
účasti na organizovanom krátkodobom trhu s elektrinou a sú tak účastníkmi krátkodobého
trhu s elektrinou. Tarifa TOTE
t
sa určí podľa vzorca
kde
a)
PVOTE
t
je schválená alebo určená výška oprávnených nákladov, ktoré možno započítať do ceny,
a výška primeraného zisku organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z činnosti organizovanie
a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,
b)
QOTE
t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t, s ktorou
budú účastníci krátkodobého trhu s elektrinou obchodovať.
(2)
Výška oprávnených nákladov, ktoré možno započítať do ceny, a výška primeraného zisku
organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z činnosti organizovanie a vyhodnotenie
krátkodobého trhu s elektrinou PVOTE
t
v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PVOTE
t
= PNOTE
2015
+ POOTE
2015
+ PVA
t
+ SO
ote,t-2
,
kde
a)
PNOTE
2015
sú schválené alebo určené priemerné prevádzkové náklady za obdobie rokov 2012 až
2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého
trhu s elektrinou v eurách na rok t,
b)
POOTE
2015
sú odpisy majetku súvisiaceho s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s
elektrinou určené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť
podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 k 31. decembru 2015,
c)
PVA
t
je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca
PVA
t
= RAB
2015
× WACC ,
kde
1.
RAB
2015
je hodnota aktív využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého
trhu s elektrinou k 31. decembru 2015,
2.
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5
ods. 2 a
3
,
d)
SO
ote,t-2
sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2,
na rok 2017 je parameter SO
ote,
t-2
rovný nule.
§ 14
(1)
Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZO
t
v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PPZO
t
= PNZO
t
+ PVA
t
+ PNZO
t
− KZO
t
,
kde
a)
PNZO
t
sú plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním
odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
b)
PVA
t
je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v
eurách vypočítaný podľa vzorca
PVA
t
= RAB
2015
× WACC ,
kde
1.
RAB
2015
je hodnota aktív využívaných v súvislosti so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním
odchýlok k 31. decembru 2015,
2.
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5
ods. 2 a
3
,
c)
POZO
t
sú plánované odpisy v roku t majetku súvisiaceho výhradne s výkonom zúčtovania, vyhodnotenia
a vysporiadania odchýlok,
d)
KZO
t
je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZO
t
sa vypočíta podľa vzorca
KZO
t
= PZO
t-2
× (SQ
SZ
t-2
+ SQ
PZ
t-2
− Q
SZ
t-2
− Q
PZ
t-2
) + TZO
t-2
× (SQ
DD
t-2
+ SQ
RE
t-2
− Q
DD
t-2
− Q
RE
t-2
) ,
kde
1.
PZO
t-2
je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok v eurách v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,
a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku
na inú bilančnú skupinu,
2.
SQ
SZ
t-2
je skutočný počet subjektov zúčtovania v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,
3.
SQ
PZ
t-2
je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú
prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
4.
Q
SZ
t-2
je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,
5.
Q
PZ
t-2
je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale
majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
6.
TZO
t-2
je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku
množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,
a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku
na inú bilančnú skupinu,
7.
SQ
DD
t-2
je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma
zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných
skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku
a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov v jednotkách
množstva elektriny v roku t-2,
8.
SQ
RE
t-2
je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
9.
Q
DD
t-2
je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako
suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov,
bilančných skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti
za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov
v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
10.
Q
RE
t-2
je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)
Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok PZO
t
v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti
za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý
poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú
skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPZO
t
je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v roku t,
b)
Q
SZ
t
je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,
c)
Q
PZ
t
je predpokladaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú
prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.
(3)
Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO
t
v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania, ktorý
si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní
odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť
za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPZO
t
je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v roku t,
b)
Q
DD
t
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, ktoré si zvolili režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa
denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t,
c)
Q
RE
t
je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t.
(4)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku
a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekty, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok PZO
t
podľa odseku 2 v eurách v roku t.
(5)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku
a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie,
vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO
t
podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných
skupín podľa denných diagramov v roku t.
(6)
Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za
odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie
a vysporiadanie odchýlok TZO
t
podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny
určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.
§ 15
(1)
Náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, podporu výroby
elektriny vysoko účinnou vysoko účinnou kombinovanou výrobou, podporu výroby elektriny
z domáceho uhlia a náklady za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
NPSsz
t
i
uhrádzané subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v súlade s prevádzkovým
poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou vo výške pre rok t vypočítanej
podľa vzorca
NPSsz
t
i
= (TOZE
t
+ TKV
t
+ TVHZ
t
+ TOKTE
t
) × (QSKSsz
t
i
− QSvdsz
t
i
× Kvd
t
),
kde
a)
QSKSsz
t
i
je skutočná celková koncová spotreba elektriny na odberných a odovzdávacích miestach
priradených do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou
za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie, tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarify za
výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade
s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
b)
QSvdsz
t
i
je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny spotrebovanej
koncovými odberateľmi elektriny na odberných a odovzdávacích miestach priradených
do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku,
ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v
roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou
ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého
množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového
výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku
t-3,
c)
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Náklady spojené s podporou vyrobenej elektriny NPSds
t
i
úhrádzané v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
prevádzkovateľovi i-tej regionálnej distribučnej sústavy, ktorý zabezpečuje pre výrobcov
elektriny podporu doplatkom, pre rok t sa vypočítajú podľa vzorca
NPSds
i
t
= (TOZEds
i
t
+ TKVds
i
t
) × (QSKS
t
− QSvd
t
× Kvd
t
) ,
kde
a)
TOZEds
i
t
je tarifa na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určená rozhodnutím
pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
NOZE
i
t
sú celkové plánované náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t,
2.
QPKS
t
je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t,
3.
QPvd
t
je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných
maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku
t-4 až február roku t-3,
4.
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
b)
TKVds
i
t
je tarifa na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určená
rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na
jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
NKV
i
t
sú celkové plánované náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou
výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t,
2.
QPKS
t
je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t,
3.
QPvd
t
je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných
maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku
t-4 až február roku t-3,
4.
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
c)
QSKS
t
je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t; skutočná
koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora
krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
QSvd
t
je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných
maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku
t-4 až február roku t-3,
e)
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(3)
Náklady NPSv
t
spojené s výrobou elektriny z domáceho uhlia podľa rozhodnutia ministerstva hospodárstva
vo všeobecnom hospodárskom záujme NPSv
t
uhrádzané v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
výrobcovi elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení
povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho
uhlia, pre rok t sa vypočítajú podľa vzorca
NPSv
t
= TVHZ
t
× (QSKS
t
− QSvd
t
× Kvd
t
) ,
kde
TVHZ
t
je tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia.
§ 16
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 14 a
§ 17 až 22
sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena alebo sadzba za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
návrh parametrov k cenám za poskytovanie systémových 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, výška rezervovaných kapacít v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť podľa desaťročného plánu rozvoja
sústavy na regulačné obdobie,
d)
výpočty a údaje podľa
§ 17
,
18
a
20
týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania systémových
služieb a podporných služieb,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 3,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t tieto údaje
a)
výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,
b)
výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,
c)
výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt
uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných
služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,
d)
výška skutočných investícií v roku t-1,
e)
výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
f)
výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
g)
skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi
distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie
do prenosovej sústavy.
(6)
Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 31. júla roku t-1 údaje o
plánovanom množstve v roku t a do 20. dňa kalendárneho mesiaca skutočné množstvo v
predchádzajúcom mesiaci roku t
a)
fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi
elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej
sústavy,
b)
celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny,
ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
c)
elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,
d)
elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.
(7)
Na účely určenia ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa hodnota
rezervovanej kapacity odberu elektriny užívateľa prenosovej sústavy určí ako súčet
kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odberných miestach užívateľa prenosovej
sústavy uvedených v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy okrem kapacít pripojenia
do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach výrobcu elektriny, v odberných miestach
výrobcu elektriny, v ktorých je odber elektriny z prenosovej sústavy výlučne za účelom
čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach a v odberných miestach výrobcu elektriny,
v ktorých je odber elektriny výlučne za účelom vlastnej spotreby elektriny pri výrobe
elektriny. Ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené žiadne odberné
miesta užívateľa prenosovej sústavy alebo sú v nej uvedené len odberné miesta užívateľa
prenosovej sústavy, ktoré sú z výpočtu rezervovanej kapacity odberu elektriny vylúčené,
je hodnota rezervovanej kapacity odberu elektriny tohto užívateľa prenosovej sústavy
rovná 0.
(8)
Na účely určenia ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa hodnota
rezervovanej kapacity dodávky elektriny užívateľa prenosovej sústavy určí ako súčet
kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej
sústavy uvedených v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy okrem kapacít pripojenia
do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach
a)
výrobcu elektriny, cez ktoré nie sú do prenosovej sústavy pripojené iné zariadenia
na výrobu elektriny okrem zariadení na výrobu elektriny v prečerpávacích vodných elektrárňach
a zariadení na výrobu elektriny slúžiacich výlučne na poskytovanie podporných služieb
pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny,
b)
miestnej distribučnej sústavy, do ktorej nie sú pripojené iné zariadenia na výrobu
elektriny okrem zariadení na výrobu elektriny v prečerpávacích vodných elektrárňach
a zariadení na výrobu elektriny slúžiacich výlučne na poskytovanie podporných služieb
pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny;
ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené žiadne odovzdávacie miesta
užívateľa prenosovej sústavy alebo sú v nej uvedené len odovzdávacie miesta užívateľa
prenosovej sústavy, ktoré sú z výpočtu rezervovanej kapacity dodávky elektriny vylúčené,
je hodnota rezervovanej kapacity dodávky elektriny tohto užívateľa prenosovej sústavy
rovná 0.
(9)
Ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené kapacity pripojenia
do prenosovej sústavy v odberných a odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej sústavy,
použijú sa pri výpočte hodnôt rezervovaných kapacít odberu a dodávky elektriny užívateľa
prenosovej sústavy podľa odsekov 7 a 8 údaje o maximálnom rezervovanom výkone alebo
údaje o maximálnej rezervovanej kapacite v odberných a odovzdávacích miestach užívateľa
prenosovej sústavy, ktoré sú uvedené v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy.
(10)
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny kalkulovaná na rezervovanú
kapacitu odberu elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého
rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia ako 10 % z jeho rezervovanej kapacity
dodávky elektriny.
(11)
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny kalkulovaná na rezervovanú
kapacitu dodávky elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého
rezervovaná kapacita odberu elektriny je nižšia alebo sa rovná 10 % z jeho rezervovanej
kapacity dodávky elektriny.
(12)
Platba za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny, a to osobitne za každý
mesiac, v ktorom bolo skutočné mesačné maximum štvrťhodinového výkonu odobratého z
prenosovej sústavy vyššie od rezervovanej kapacity odberu elektriny sa uplatní voči
užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia
ako 10 % z jeho rezervovanej kapacity dodávky elektriny.
(13)
Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa uplatňujú pri základnom
zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie
užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným hlavným napájacím vedením v súlade
s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Cena za prístup do prenosovej
sústavy sa určí vo výške 15 % zo súčinu tarify hradenej užívateľom prenosovej sústavy
podľa cenového rozhodnutia na rok t a rezervovanej kapacity, ktorá je dohodnutá pre
ďalšie napájacie vedenie pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob
zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia. Cena za prístup
do prenosovej sústavy sa určí vo výške 100 % zo súčinu tarify hradenej užívateľom
prenosovej sústavy podľa cenového rozhodnutia na rok t a rezervovanej kapacity, ktorá
je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté, pri prenose elektriny
cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci.
Za štandardný prenos elektriny sa považuje aj pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej
sústave zaslučkovaním.
(14)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované
regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo
bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady,
ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.
21
)
§ 17
(1)
Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CP
t
okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách za megawatt rezervovanej kapacity
na rok t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PN
t
sú ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v roku t na regulovanú činnosť
okrem nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie
systémových služieb vypočítané podľa odseku 2,
b)
MP
t
je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky zahrnutá do maximálnej
ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na rok t vypočítaná
podľa vzorca
MP
t
= ITC
t
+ (1−m) × VA
t
,
kde
1.
ITC
t
je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných
regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,
2.
VA
t
je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných
regulovanému subjektu z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy,
3.
m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
c)
DV
t
sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi
distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie
do prenosovej sústavy,
d)
PK
t
sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia platieb za prekročenie rezervovanej
kapacity odberu elektriny užívateľmi prenosovej sústavy,
e)
PVdod
t
je plánovaný výnos v eurách v roku t určený ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného
objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými
do prenosovej sústavy,
f)
NPSZ
t
sú náklady na projekty spoločného záujmu, ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa
prenosovej sústavy v eurách na rok t,
g)
CACM
t
sú schválené náklady na projekty prideľovania kapacity a riadenia preťaženia sústavy,
ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok
t,
h)
QPKodb
t
je celkové plánované množstvo rezervovanej kapacity odberu elektriny v megawattoch
na rok t fakturovanej užívateľom prenosovej sústavy.
(2)
Ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady PN
t
v roku t na regulovanú činnosť okrem nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa
prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PN
2015
sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové priemerné ročné
náklady v eurách za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016
súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou
a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie
systémových služieb,
b)
JPI
n
je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom
za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
c)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5;
ak je hodnota rozdielu JPI
n
a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPI
n
a X rovná 0,
d)
O
2015
je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách
vztiahnutých na RAB
2015
a vypočítaná na základe údajov z účtovníctva regulovaného subjektu,
e)
RAB
2015
je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá
sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou
činnosťou k 31. decembru 2015,
f)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5 ods. 2
a
3
,
g)
K
DZ,t
je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; K
DZt
na rok 2017 sa rovná jednej a na roky 2018 až 2021 sa určuje v intervale od 0,90
do 1,00,
h)
SO
t-2
sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti s výkonom regulovanej činnosti v roku t-2, pričom životnosti jednotlivých
tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2; na rok 2017 je parameter SO
t-2
rovný nule.
(3)
Mesačná tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodb
PS,t
sa uplatňuje mesačne voči užívateľom prenosovej sústavy, ktorých rezervovaná kapacita
odberu elektriny v roku t je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny
v roku t. Výška mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodb
PS,t
v eurách na megawatt rezervovanej kapacity odberu elektriny v roku t sa vypočíta
podľa vzorca
kde
CP
t
je maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny okrem strát
elektriny pri prenose elektriny v eurách za megawatt na rok t vypočítaná podľa odseku
1.
(4)
Mesačná tarifa za rezervovanú kapacitu dodávky elektriny TKdod
PS,t
sa uplatňuje mesačne voči užívateľom prenosovej sústavy, ktorých rezervovaná kapacita
odberu elektriny v roku t nie je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny.
Výška mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu dodávky elektriny TKdod
PS,t
v eurách na megawatt rezervovanej kapacity dodávky elektriny v roku t sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
PVdod
t
je plánovaný výnos v eurách v roku t určený ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného
objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými
do prenosovej sústavy,
b)
QPKdod
t
je celkové plánované množstvo rezervovanej kapacity dodávky elektriny v megawattoch
na rok t fakturovanej užívateľom prenosovej sústavy.
(5)
Cena za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny vypočítaná ako štvornásobok
súčinu mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodb
PS,t
a rozdielu medzi skutočným mesačným maximom štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej
sústavy a rezervovanou kapacitou odberu elektriny z prenosovej sústavy, a to osobitne
za každý mesiac, v ktorom bolo skutočné mesačné maximum štvrťhodinového výkonu odobratého
z prenosovej sústavy vyššie od rezervovanej kapacity odberu elektriny sa uplatní voči
užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia
ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny.
§ 18
(1)
Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPL
t
v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
(2)
Tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstraty
t
sa uplatňuje voči užívateľovi prenosovej sústavy. Výška tarify za straty elektriny
pri prenose elektriny PSstraty
t
v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa
vypočíta podľa vzorca
§ 19
(1)
Na účely určenia ceny sa celkové plánované náklady v eurách na nákup všetkých druhov
podporných služieb PPS
t
od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb určujú na základe
dohodnutého a schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb
prevádzkovateľovi prenosovej sústavy.
(2)
Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím
na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa
priamym určením určuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie
činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného
výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu, maximálny ročný náklad
na zabezpečenie poskytovania sekundárnej regulácie napätia, štartu z tmy v eurách,
maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny a minimálna cena ponúkanej zápornej
regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii príslušného
druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných služieb prevádzkovateľom
prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny, ktoré vyrábajú
elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva hospodárstva o uložení
povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(3)
Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa
určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení poskytovateľov
podporných služieb ako
a)
najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,
ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím
v eurách za jednotku množstva elektriny,
b)
najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,
ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím
v eurách za jednotku množstva elektriny.
(4)
Na účely určenia ceny podľa odseku 3 sa v každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom
rozlíšení osobitne vyhodnocuje kladná regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná
elektrina, kde kladná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky
sústavy a záporná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy.
§ 20
(1)
Tarifa za systémové služby TSS
t
sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených o primeraný zisk na systémové
služby podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom
území, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NPSS
t
sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,
b)
QPKStss
t
je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify sa systémové služby,
c)
QPvd
t
je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných
maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku
t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na rok
t sa preukazuje znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy,
organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi
priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto
podmienok v roku t,
d)
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PPS
t
sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy
na nákup podporných služieb v roku t, od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného
predpisu
52
)
v eurách,
b)
PNDisp
2015
sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové priemerné ročné
náklady v eurách v rokoch 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť 2016 na dispečerskú
činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem
odpisov,
c)
JPI
n
je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom
za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
d)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5;
ak je hodnota rozdielu JPI
n
a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov na systémové služby s primeraným
ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPI
n
a X rovná 0,
e)
ODisp
2015
je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách
vztiahnutých na RABDisp
2015
a vypočítaných na základe údajov z účtovníctva regulovaného subjektu,
f)
RABDisp
2015
je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá
sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou
činnosťou k 31. decembru 2015,
g)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5 ods. 2 a 3,
h)
SODisp
t-2
sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 zo skutočných hodnôt
schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-2 do hodnoty regulačnej
bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
i)
KS
t
je faktor vyrovnania v eurách v roku t.
(3)
Faktor vyrovnania KSt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KS
t
= NSSS
t-2
− NPSS
t-2
− (1−s)×(SPS
t-2
−PPS
t-2
) − Naukc
t-2
− CV
t-2
+ 0,7×GCC
t-2
,
kde
a)
s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi
na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty
zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0,4 až 0,6,
b)
SPS
t-2
sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných
služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
c)
PPS
t-2
sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy
na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
d)
Naukc
t-2
sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz
podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
e)
CV
t-2
je skutočný dopad z cezhraničných výmen elektriny v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta
podľa vzorca
CV
t-2
= NOcv
t-2
− VOcv
t-2
+ NREcv
t-2
− VREcv
t-2
+ Ncv
t-2
− Vcv
t-2
,
kde
1.
NOcv
t-2
sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku
t-2,
2.
VOcv
t-2
sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku
t-2,
3.
NREcv
t-2
sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,
4.
VREcv
t-2
sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
z havarijnej výpomoci v roku t-2,
5.
Ncv
t-2
sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku
elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi
prenosových sústav v roku t-2,
6.
Vcv
t-2
sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku
elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatným prevádzkovateľom
prenosových sústav v roku t-2,
f)
GCC
t-2
je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách
v roku t-2; GCC
t-2
sa na regulačné obdobie vypočíta podľa vzorca
GCC
t-2
= VGCC
t-2
− NGCC
t-2
+ VREGCC
t-2
− NREGCC
t-2
,
kde
1.
VGCC
t-2
sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej
regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa
prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v
rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
2.
NGCC
t-2
sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej
regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa
prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v
rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
3.
VREGCC
t-2
sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v
systéme GCC v eurách v roku t-2,
4.
NREGCC
t-2
sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej
sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,
g)
NSSS
t-2
sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej
sústavy v roku t-2,
h)
NPSS
t-2
sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.
(4)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa
za systémové služby TSS
t
v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny
vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú
vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom
elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe
elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(5)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSS
t
za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení
na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa
elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej
sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá
z nadradenej sústavy.
(6)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSS
t
za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny
pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom
zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených
do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu
elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem
vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej
distribučnej sústavy.
(7)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia
prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa uplatňuje tarifa za systémové služby
TSS
t
na množstvo takto odobratej elektriny.
(8)
Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú
spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny
pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy ani
za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
§ 21
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto
režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, patrí platba za poskytovanie systémových
služieb účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto
prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie
miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, patrí platba
za poskytovanie systémových služieb účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal
zodpovednosť za odchýlku.
(3)
Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QUKStssoom
t
, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby, sa vypočíta podľa vzorca
QUKStssoom
t
= QSKStssoom
t
− QSvdoom
t
× Kvd
t
,
kde
a)
QSKStssoom
t
je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste
v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdoom
t
je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných
maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku
t-4 až február roku t-3,
c)
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
§ 22
(1)
Náklady na systémové služby NSSsz
i
sa uplatňujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou voči všetkým subjektom
zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu
nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca
NSSsz
i
= TSS
t
×(QSKStsssz
i
− QSvd
i
× Kvd
t
) ,
kde
a)
QSKStsssz
i
je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvd
i
je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými
odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania
s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického
priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za
mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
d)
TSS
t
tarifa za systémové služby pre rok t.
(2)
Náklady na systémové služby sa neuplatňujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny
na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani voči výrobcom elektriny
z malého zdroja, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.
53
)
(3)
Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps
sa uplatňujú voči organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15.
dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca
NSSps = TSS
t
× (QSKStss
t
− QSvd
t
× Kvd
t
) ,
kde
a)
QSKStss
t
je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvd
t
je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického
priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za
mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvd
t
je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
d)
TSS
t
tarifa za systémové služby pre rok t.
§ 23
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 34 a
§ 24
a
25
sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena alebo tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok jej pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie ceny za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných
technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
d)
výpočty a údaje podľa
§ 24
a
25
, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a uplatňovania
tarify za systémové služby, tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,
tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarify za výrobu elektriny
z domáceho uhlia a tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 4,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované
množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané
množstvá v závislosti na type merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej
z príslušnej distribučnej sústavy
a)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny
odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny
v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od distribučnej alebo prenosovej sústavy
na vymedzenom území,
b)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky
preukázateľne oddelenej od distribučnej alebo prenosovej sústavy na vymedzenom území.
(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
takto
a)
C1 je jednopásmová sadzba,
b)
C2 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne,
c)
C3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje najmenej 20 hodín denne s blokovaním
priamo výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; táto sadzba je aj
pre tepelné čerpadlá,
d)
C4 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny
do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,
e)
C5 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne s blokovaním
akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným
výkonom akumulačných spotrebičov,
f)
C6 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
g)
C7 je sadzba pre verejné osvetlenie,
h)
C8 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,
i)
C9 je jednopásmová sadzba pre odberateľov elektriny, ktorí majú nainštalované inteligentné
meracie systémy,
j)
C10 je sadzba pre nabíjacie zariadenia elektromobilov.
(8)
Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných
cien a taríf.
(9)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová
úroveň vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi
vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu
nízkeho napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.
(10)
Podiel príjmov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových príjmov z platieb za prístup
do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem príjmov z platieb za straty
elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 0,80 na rok 2017. Na nasledujúce roky
je medziročná zmena podielu príjmov z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových
príjmov z platieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem
príjmov z platieb za straty elektriny pri distribúcii elektriny najviac 1 %.
(11)
Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého
napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dohodnutá v zmluve o pripojení
alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Ak nameraný štvrťhodinový
výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej
kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie
zmluvných hodnôt. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná
kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 21, 22 a 24. Hodnota maximálnej
rezervovanej kapacity nemôže byť nižšia ako 1 kW a dohaduje sa na celé číslo v kW.
(12)
Dvanásťmesačná rezervovaná kapacita, trojmesačná rezervovaná kapacita a mesačná rezervovaná
kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota
štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny
v zmluve o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej
distribučnej zmluve. Hodnota rezervovanej kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej
rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity.
Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej
kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou
hodnotou rezervovanej kapacity najviac 5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.
Hodnotu rezervovanej kapacity počas doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity
nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt
maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej
kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá. Hodnotu
rezervovanej kapacity je možné zvýšiť, ak na odbernom mieste bola zvýšená maximálna
rezervovaná kapacita a odberateľ riadne uhradil určený pripojovací poplatok, a to
do výšky navýšenej hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.
(13)
Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na
napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu
A alebo B trvajúci najmenej mesiac a najviac sedem mesiacov v kalendárnom roku v odbernom
mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu elektriny tvorí
najmenej 80 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny rok. Pre sezónny
odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím
dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Po ukončení kalendárneho roka splnenie podmienok
sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnotí vo vyúčtovacej faktúre zaslanej
odberateľovi elektriny do konca februára nasledujúceho roka. Ak odberné miesto nesplní
podmienky pridelenia sezónneho odberu, sa namiesto tarify sezónneho odberu uplatní
mesačná rezervovaná kapacita (mesačná tarifa za mesačnú rezervovanú kapacitu) s hodnotou
5 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo s nameranou hodnotou maximálneho výkonu
za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota
vyššia ako 5 % maximálnej rezervovanej kapacity. Zistený rozdiel v platbe tarify za
prácu a tarify za výkon v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify sezónneho
odberu sa uhrádza prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.
(14)
Na účely cenovej regulácie sa rozumie
a)
mesačnou rezervovanou kapacitou rezervovaná kapacita na kalendárny mesiac,
b)
trojmesačnou rezervovanou kapacitou rezervovaná kapacita na tri po sebe nasledujúce
kalendárne mesiace,
c)
dvanásťmesačnou rezervovanou kapacitou rezervovaná kapacita na dvanásť po sebe nasledujúcich
kalendárnych mesiacov.
(15)
O zmenu doby trvania rezervovanej kapacity môže odberateľ elektriny, ktorého odberné
miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia
a ktorý má uzatvorenú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny,
požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z
a)
dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo na
mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná
kapacita uplatňovaná,
b)
trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita
uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas
kalendárneho roka,
c)
mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo na dvanásťmesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca, odkedy bola mesačná kapacita uplatňovaná;
zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho
roka.
(16)
Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej
distribučnej zmluvy uzatvorenej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej
sústavy.
(17)
Hodnota a doba trvania rezervovanej kapacity platí ďalej na nasledujúce príslušné
obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa
distribučnej sústavy o ich zmenu v súlade so zmluvou alebo najneskôr do 20. dňa posledného
mesiaca obdobia, na ktoré je kapacita dohodnutá. Cena za rezervovanú kapacitu sa uplatňuje
mesačne. Ak 20. deň pripadne na deň pracovného voľna alebo deň pracovného pokoja,
posúva sa termín na prvý pracovný deň po 20. dni.
(18)
Rezervovaná kapacita 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, ak nie je zmluvne
dohodnutá nižšia rezervovaná kapacita pri odberných miestach vybavených určeným meradlom
s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom. Do celkového objemu
rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny
určená podľa odsekov 20 až 25 a 27. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni nízkeho
napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od
poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Podmienkou na zníženie hodnoty rezervovanej
kapacity pre odberné miesto nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového
činného výkonu je predloženie revíznej správy o výmene ističa. Rezervovaná kapacita
sa zníži alebo zvýši do výšky maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta
vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom
aj bez revíznej správy. Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny
podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy. Ak po znížení rezervovanej
kapacity požiadal odberateľ elektriny do 12 mesiacov o opätovné pridelenie pôvodnej
rezervovanej kapacity, pre takéhoto odberateľa sa neuplatňuje cena za pripojenie.
(19)
Dohodnutá mesačná alebo dvanásťmesačná platba podľa cenového rozhodnutia úradu sa
účtuje pri odbere elektriny z distribučnej sústavy výrobcom elektriny; to neplatí
pre výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z distribučnej sústavy výlučne na
účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(20)
Cena za prístup do distribučnej sústavy sa pre výrobcu elektriny pripojeného do regionálnej
distribučnej sústavy určí
a)
vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v písomnej zmluve
o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy vynásobenej
tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup
do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy, alebo
b)
vo výške 30 % z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu zariadenia na výrobu
elektriny, ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená písomná zmluva
o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy vynásobenej
tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup
do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy.
(21)
Cena podľa odseku 20 sa uplatní voči výrobcovi elektriny pripojeným do regionálnej
distribučnej sústavy prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na základe
faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Na napäťovej
úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej
kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.
(22)
Ustanovenia odsekov 20 a 21 neplatia pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na
výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.
(23)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom
miestnej distribučnej sústavy uhrádza sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená alebo je zariadenie na
výrobu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do
regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych
distribučných sústav, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určí vo výške 30
% z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny
vynásobenej tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia
za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy.
(24)
Cena za prístup do distribučnej sústavy patrí prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy od prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa odseku 23
na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy.
(25)
Ustanovenia odsekov 23 a 24 neplatia pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na
výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.
(26)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá
je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna rezervovaná
kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľ miestnej
distribučnej sústavy s prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej
je miestna distribučná sústava pripojená, dohodne v zmluve o pripojení do regionálnej
distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného
výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny, najviac do výšky rezervovanej kapacity,
ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.
(27)
Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do regionálnej
distribučnej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do regionálnej
distribučnej sústavy uplatňuje za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny
takto
a)
voči výrobcovi elektriny tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny
vo výške podľa odsekov 20 až 22 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny,
ak je výrobca elektriny pripojený do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce
odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
voči prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy tarifa za rezervovanú kapacitu
vo výške podľa odsekov 23 až 25 zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej
distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou,
ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,
c)
voči prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy tarifa za rezervovanú kapacitu
vo výške podľa odsekov 23 až 25 zariadenia na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje
ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej
sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.
(28)
Rezervovaná kapacita užívateľa regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom
distribučnej sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi
vysokého napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy
pripojených viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo meraním typu B
a ich odber elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané
dopravné prostriedky elektrickej trakcie, sa na účely vyhodnotenia a určenia cien
za rezervovanú kapacitu vypočíta prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy
pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov maximálnych výkonov nameraných v odberných
miestach na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných
miest rezervovaná kapacita na účely vyhodnotenia a určenia cien za rezervovanú kapacitu
pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov maximálnych výkonov nameraných v odberných
miestach v čase, kedy je tento súčet v danom mesiaci najvyšší.
(29)
Vyhodnocuje a fakturuje sa len prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity za odberné
miesta podľa odseku 28, a to samostatne za každé odberné miesto. Nedodržanie predpísaných
hodnôt účinníka a dodávky jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné
miesta podľa odseku 28 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto
osobitne.
(30)
Na účely cenovej regulácie sa odberné miesta podľa odseku 28 za každú napäťovú úroveň
osobitne zaradia len do jednej bilančnej skupiny.
(31)
Za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 28, sa uplatňuje mesačne
pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu
hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za príslušný kalendárny
mesiac.
(32)
Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za všetky
odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 28, pre každú napäťovú úroveň
osobitne nedosiahne 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú
úroveň osobitne, uplatňuje sa pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej
kapacity vo výške
20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.
(33)
Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa odseku 28 aj odberné
miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú
napájané výhradne dopravné prostriedky elektrickej trakcie, za tieto odberné miesta
sa uplatňuje voči užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom
distribučnej sústavy na vymedzenom území, rezervovaná kapacita vo výške 100 % hodnoty
maximálnej rezervovanej kapacity za celé obdobie, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu
podľa pravidiel prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(34)
Na účely cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré
vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne
a)
veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny
vystupujúceho na strane vysokého napätia,
b)
vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho
na strane nízkeho napätia.
(35)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti možno zahrnúť len primerané náklady, ktoré
sú v súlade s osobitným predpisom.
54
)
(36)
Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa uplatňujú pri
základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné
pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným hlavným napájacím vedením
v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Cena za prístup
do distribučnej sústavy je vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je
dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t pri pripojení
užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny
ďalším vedením, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy za štandardné pripojenie
nie je týmto dotknutá. Ak rezervovaná kapacita na ďalšom napájacom vedení je vyššia
ako rezervovaná kapacita dohodnutá na štandardnom napájacom vedení, cena za prístup
do distribučnej sústavy za ďalšie napájacie vedenie je 100 % z tarify za rezervovanú
kapacitu ďalšieho napájacieho vedenia. Ak sa odoberá elektrina cez štandardné napájacie
vedenie a súčasne cez ďalšie napájacie vedenie cena za prístup do distribučnej sústavy
za ďalšie napájacie vedenie je 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu ďalšieho napájacieho
vedenia.
(37)
Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa
sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 15
% z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie
vedenie pripojené a cena za distribúciu elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za
distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené;
cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie
nie je týmto dotknutá.
(38)
Pri dohodnutej rezervovanej kapacite pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni
vysokého napätia nad 10 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške
7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu a pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie
vedenie sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 % tarify za distribúciu
elektriny; cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné
pripojenie nie je týmto dotknutá. Pri dohodnutej rezervovanej kapacite pre ďalšie
napájacie vedenie na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia nad 100 MW sa cena za
prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu
a pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny
určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny; cena za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá.
§ 24
(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni CD
HN,t
zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny vrátane strát pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom
elektriny v roku t a vypočíta sa podľa vzorca
CD
HN,t
= CDE
HN,t
+ CPE
HN,t
,
kde
a)
CDE
HN,t
je schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku
množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny
podľa odseku 2,
b)
CPE
HN,t
je priemerná zložka ceny súvisiacej s používaním prenosovej sústavy za prístup do
prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose v eurách na jednotku
množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t podľa odseku 4.
(2)
Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDE
HN,t
na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný
zisk vlastnej distribúcie elektriny sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VystE
HN,t
je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na
rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca
VystE
HN,t
= VystEO
HN,t
+ VystETR
HN,t
,
kde
1.
VystEO
HN,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované
na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej
distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného
množstva elektriny za roky t-4 až t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1
a plánovaného príslušného množstva za rok t,
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-4 až
t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva
za rok t,
b)
VVD
HN+1,t
je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny v eurách na
rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítaná podľa vzorca
VVD
HN+1,t
= CDE
HN+1,t
× VystETR
HN+1,t
,
kde
1.
CDE
HN+1,t
je zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
na vyššej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny; CDE
HN+1,t
sa na vstupe do napäťovej úrovne VVN rovná nule,
2.
VystETR
HN+1,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z vyššej napäťovej úrovne HN+1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané ako
ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-4 až t-2,
očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za
rok t,
c)
VVD
HN,t
sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni, okrem alikvotnej časť povolených
nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne, vypočítané
podľa odseku 3,
d)
PN
HN,t
schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených
nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne.
(3)
Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených
nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne VVD
HN,t
sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PN
HN,2015
sú priemerné schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné
náklady v eurách za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť 2016 na napäťovej
úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,
b)
JPI
n
je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
c)
X je faktor efektivity, ustanovuje sa v každom roku regulačného obdobia vo výške
3,5 %; ak je hodnota rozdielu JPI
n
a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,
d)
O
HN,2015
je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom
roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RAB
HN,2015
na napäťovej úrovní a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti
tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky
č. 2,
e)
RAB
HN,2015
je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej
úrovni v eurách a rovná sa hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou
činnosťou k 31. decembru 2015; regulačná báza aktív pre prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy, ktorý distribuuje elektrinu distribučnou sústavou, je hodnota
aktív slúžiaca výhradne na vykonávanie regulovaných činností, ktorá sa určí na základe
znaleckého posudku na stanovenie všeobecnej hodnoty zariadení prevádzkovateľa distribučnej
sústavy slúžiacich výhradne na výkon regulovanej činnosti k 31. decembru 2015 podľa
osobitného predpisu,
55
)
f)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5 ods. 2
a
3
,
g)
K
DZ
je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; K
DZ
na regulačné obdobie sa určí podľa podielu
pričom, ak tento podiel je vyšší alebo rovný 0,5, tak K
DZ
= 1,00,
menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo rovný 0,4, tak K
DZ
= 0,90,
menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo rovný 0,3, tak K
DZ
= 0,80,
menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo rovný 0,2, tak K
DZ
= 0,70,
menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo rovný 0,1, tak K
DZ
= 0,60 alebo
menší ako 0,1, tak K
DZ
= 0,50,
kde
1.
INV
t-2
je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty
regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť
v roku t-2,
2.
DispZdr
t-2
je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich
s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej
životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy
č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách
po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB × WACC × (1 − daň z príjmov), pričom
WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na obdobie t-2,
h)
SO
HN,t-2
sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t-2
súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených
investícii na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív
nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-2 a vypočítané na základe doby
technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa
prílohy č. 1 tabuľky č. 2, na rok 2017 je parameter SO
HN,t-2
rovný nule,
i)
DV
HN,t
sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia
ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity a za
skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny,
56
)
j)
SPE
HN,t
sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 za elektrinu distribuovanú
distribučnou sústavou
57
)
v režime prepravy,
k)
SLA
HN,t
sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 zo zmlúv o poskytovaní
služieb, prostredníctvom ktorých zabezpečuje vykonávanie regulovanej činnosti (SLA
zmluvy)
58
)
; ide o výnosy, ktoré sú dosahované prostredníctvom majetku zahrnutého do RAB
HN,2015
a ľudských zdrojov financovaných prostredníctvom osobných nákladov zahrnutých v PN
HN,2015
,
l)
STS
HN,t
sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 zo služieb poskytovaných
tretím stranám; ide o výnosy, ktoré sú dosahované prostredníctvom majetku zahrnutého
do RAB
HN,2015
a ľudských zdrojov financovaných prostredníctvom osobných nákladov zahrnutých v PN
HN,2015
.
(4)
Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPE
HN,t
súvisiaca s používaním prenosovej sústavy sa rovná súčtu nákladov za prístup do prenosovej
sústavy a prenos elektriny a strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni.
(5)
Zložka ceny za používanie prenosovej sústavy vrátane nákladov na straty pri prenose
v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa
vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VVP
HN,t
sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
nákladov na straty pri prenose elektriny v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca
VVP
HN,t
= CPE
HN+1,t
× VystETR
HN+1,t
,
kde
1.
CPE
HN+1,t
je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie
elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne;
cena za prístup do prenosovej sústavy na napäťovej hladine vvn CPE
VVN,t
sa určí podľa odseku 6,
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; plánované množstvo
elektriny vstupujúce do napäťovej úrovne vvn VystETR
VVN,t
je rovné plánovanému množstvu elektriny odobratej z prenosovej sústavy,
b)
VystE
HN,t
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystE
HN,t
= VystEO
HN,t
+ VystETR
HN,t
,
kde
1.
VystEO
HN,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na
príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,
2.
VystETR
HN,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej
napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.
(6)
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny CPE
VVN,t
na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková
cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon, prenesenú elektrinu
a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené na základe schváleného návrhu
ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t a vypočíta sa podľa
vzorca
kde
a)
RKP
t
je rezervovaná kapacita v megawattoch na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu
prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
b)
CRK
t
je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na megawatt na rok uplatňovaná
regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
c)
VystETR
VVN,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)
PSstraty
t
je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
e)
KP
t
je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
KP
t
= KP
nak,t
− KP
vyn,t
,
kde
1.
KP
nak,t
je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách,
ktorá sa vypočíta podľa vzorca
KP
nak,t
= (SVystETR
VVN,t-2
− VystETR
VVN,t-2
) × PSstraty
t-2
,
kde
1a.
SVystETR
VVN,t-2
je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej
napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
1b.
VystETR
VVN,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.
PSstraty
t-2
je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
2.
KP
vyn,t
je korekcia výnosov z účtovania ceny CPD
HN,t-2
, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
2a.
SVystEO
HN,t-2
je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej
napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,
2b.
VystEO
HN,t-2
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na
príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2.
(7)
Pre regulované subjekty, ktoré vykonávajú prenos elektriny cezhraničnými vedeniami,
sa pre určenie ceny za prístup do sústavy a prenos elektriny týmito vedeniami použijú
primerane ustanovenia § 16 až 18.
§ 25
(1)
Tarifa za straty pri distribúcii elektriny CSD
HN,t
v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na
jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia
kde
a)
VVSD
HN,t
sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej
úrovni vypočítané podľa odseku 2,
b)
VystE
HN,t
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t, vypočítané podľa vzorca
VystE
HN,t
= VystEO
HN,t
+ VystETR
HN,t
,
kde
1.
VystEO
HN,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na
príslušnej napäťovej úrovni prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom
elektriny v roku t,
2.
VystETR
HN,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej
napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.
(2)
Náklady za straty pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni
VVSD
HN,t
v eurách v roku t sú zložené z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii
elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri distribúcii
elektriny vlastnej napäťovej úrovne a vypočítajú sa podľa vzorca
VVSD
HN,t
= CSD
HN+1,t
× VystETR
HN+1,t
+ CSHD
HN,t
× VystE
HN,t
,
kde
a)
CSD
HN+1,t
je tarifa za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej
úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa za straty
na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSD
VVN,t
rovná nule,
b)
CSHD
HN,t
je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
príslušnej napäťovej úrovne v roku t,
c)
VystETR
HN+1,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce z vyššej
napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t,
d)
VystE
HN,t
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t.
(3)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHD
HN,t
v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PMSE
HN,t
je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t podľa odseku 4,
b)
PCSES
t
je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CE
PXE,t
je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od
1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za 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 pre rok 2017 je 7 % a na roky
2018 až 2021 je 6 %,
3.
O
t
sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch
na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu
59
)
na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej
ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie
rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej
sústave na príslušné obdobie na rok t.
(4)
Povolené množstvo strát elektriny PMSE
HN,t
v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
VstE
HN,t
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce
do príslušnej napäťovej úrovne v roku t cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne,
zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na príslušnú napäťovú úroveň, z prítokov
elektriny zo susedných distribučných sústav, z dovozov elektriny zo susedných elektrizačných
sústav a z prítokov elektriny prepravenej cez miestne distribučné sústavy pripojené
do distribučnej sústavy regulovaného subjektu,
b)
PPSC
HN,t
je hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni určená podľa odseku 5,
c)
XS
HN,n
je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni; XS
HN,n
na regulačné obdobie sa určí podľa odseku 5.
(5)
Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSC
HN
na príslušnej napäťovej úrovni a hodnota faktora efektívnosti strát XS
HN,n
sa ustanovuje takto
Regionálna distribučná sústava
PPSC
HN
XS
HN,n
VVN
0,875 %
0,1 %
VN
3,475 %
1,0 %
NN
10,185 %
2,0 %
§ 26
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a
§ 27
sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena alebo sadzba za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá
sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok jej pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
d)
výpočty a údaje podľa
§ 26
a
27
týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa
miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby, tarify za
výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarify za výrobu elektriny vysoko
účinnou kombinovanou výrobou, tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarify
za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 5; to neplatí pre postup podľa odseku 5,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
V roku t možno použiť tarify za distribúciu elektriny prevádzkovateľa distribučnej
sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený vrátane podmienok pridelenia jednotlivých
taríf (ďalej len „prevzaté tarify“). Ak regulovaný subjekt nepoužil v roku t-1 prevzaté
tarify za distribúciu elektriny, možno použiť prevzaté tarify v roku t len vtedy,
ak regulovaný subjekt preukáže, že za rok t-1 mu nevznikne prebytok príjmov za distribúciu
elektriny.
(6)
Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 5, maximálna cena za
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii
elektriny na rok t, sa vypočítajú v návrhu ceny podľa
§ 27
alebo schvália na základe návrhu ceny.
(7)
Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku
5 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá a prevzaté tarify, ktoré bude regulovaný
subjekt uplatňovať jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania
jednotlivých taríf a údaje podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 7.
(8)
Maximálna cena CMDS
t
určená podľa § 27 ods. 1 sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do
distribučnej sústavy a distribúciu elektriny tak, aby vážený priemer taríf týchto
sadzieb neprekročil maximálnu cenu CMDS
t
. Sadzba sa skladá z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu.
V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadňuje napäťová úroveň sadzby.
(9)
Na účely zúčtovania plánovaných a skutočných ekonomicky oprávnených nákladov sa za
regulovaný subjekt, ktorý predložil návrh ceny vypočítanej podľa § 27, najneskôr do
30. apríla roku t oznamuje
a)
množstvo elektriny distribuovanej oprávneným odberateľom vlastnou distribučnou sústavou
v roku t-1,
b)
množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného
územia z vlastnej výroby elektriny v roku t-1,
c)
množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej
priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy
iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-1,
d)
množstvo vlastnej spotreby elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny,
zníženej o objem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v roku t-1,
e)
skutočné náklady za distribúciu elektriny v roku t-1.
(10)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa siete veľmi vysokého napätia, napäťová
úroveň vysokého napätia zahŕňa siete vysokého napätia a transformáciu veľmi vysokého
napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa siete nízkeho napätia
a transformáciu vysokého napätia na nízke napätie.
(11)
Podiel príjmov z platieb za rezervovaný výkon a celkových príjmov za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny okrem príjmov za straty elektriny pri distribúcii
elektriny je najviac 0,80.
(12)
Pri odbere elektriny z miestnej distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem
výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z miestnej distribučnej sústavy výlučne
na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná
kapacita, teda platba za prístup do distribučnej sústavy podľa vydaného cenového rozhodnutia.
(13)
Cena za prístup do distribučnej sústavy sa pre výrobcu elektriny pripojeného do miestnej
distribučnej sústavy určí
a)
vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v písomnej zmluve
o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vynásobenej tarifou
za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, alebo
b)
vo výške 30 % z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny,
ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená písomná zmluva o pripojení
zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vynásobenej tarifou za dvanásťmesačnú
rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená.
(14)
Cena podľa odseku 13 sa uplatní podľa príslušnej napäťovej úrovne miestnej distribučnej
sústavy, do ktorej je výrobca elektriny pripojený, voči výrobcovi elektriny. Na napäťovej
úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej
kapacity, určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.
(15)
Ustanovenia odsekov 13 a 14 neplatia pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži
výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy
alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.
(16)
Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, cena za prístup
do prenosovej sústavy sa uplatní voči výrobcovi elektriny pripojenému do miestnej
distribučnej sústavy vo výške podľa
§ 16 ods. 8
z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej s prevádzkovateľom distribučnej
sústavy v písomnej zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej
sústavy, ak nie je s prevádzkovateľom distribučnej sústavy uzatvorená písomná zmluva
tak z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, a
to vo výške tarify za rezervovanú kapacitu podľa 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. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia
sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej
menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. Ustanovenia tohto odseku neplatia pre
výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb
pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.
(17)
Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa uplatňujú
pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za
štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným hlavným napájacím
vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy.
Cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy sa určí vo výške 15 % z tarify za
rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa cenového
rozhodnutia na rok t pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob
zabezpečenia distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenia, pričom cena za prístup
do distribučnej sústavy hlavným napájacím vedením týmto nie je dotknutá. Pri distribúcii
elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom
mesiaci sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 % tarify za distribúciu
elektriny, pričom ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté. Ak rezervovaná kapacita na ďalšom
napájacom vedení je vyššia ako rezervovaná kapacita dohodnutá na štandardnom napájacom
vedení, cena za prístup do distribučnej sústavy za ďalšie napájacie vedenie je 100
% z tarify za rezervovanú kapacitu ďalšieho napájacieho vedenia. Ak sa odoberá elektrina
cez štandardné napájacie vedenie a súčasne cez ďalšie napájacie vedenie cena za prístup
do distribučnej sústavy za ďalšie napájacie vedenie je 100 % z tarify za rezervovanú
kapacitu ďalšieho napájacieho vedenia. Za štandardnú distribúciu elektriny sa považuje
pripojenie užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave zaslučkovaním.
§ 27
(1)
Maximálna cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
CMDS
t
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t okrem strát elektriny pri distribúcii
elektriny sa pre regulovaný subjekt, ktorý predkladá návrh ceny, vypočíta podľa vzorca
CMDS
t
= PNMDS
t
/ (QD
t
+ QS
t
+ QSDS
t
),
kde
a)
PNMDS
t
sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni vrátane povolených nákladov za distribúciu
elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
vypočítané podľa vzorca
PNMDS
t
= PN
t
+ PNSN+1
t
– KA
t
,
kde
1.
PNSN+1
t
sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát
elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy
je regulovaný subjekt pripojený,
2.
PN
t
schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t okrem povolených nákladov za distribúciu elektriny od
prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený, vypočítané
podľa vzorca
kde
2a.
PN
2015
sú priemerné schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné
náklady v eurách za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť 2016 súvisiace
s regulovanou činnosťou okrem odpisov,
2b.
JPI
n
je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1,
2c.
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5;
ak je hodnota rozdielu JPI
n
a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,
2d.
O
2015
je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom
roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RAB
HN,2015
na napäťovej úrovní a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti
tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky
č. 2,
2e.
RAB
2015
je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej
úrovni v eurách a rovná sa hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou
činnosťou k 31. decembru 2015; regulačná báza aktív pre prevádzkovateľa miestnej distribučnej
sústavy, ktorý distribuuje elektrinu distribučnou sústavou, je hodnota aktív slúžiaca
výhradne na vykonávanie regulovaných činností, a určí sa ako suma zostatkovej ceny
hmotného a nehmotného majetku podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 10 a nájomného podľa §
4 ods. 1 písm. h), alebo na základe znaleckého posudku na stanovenie všeobecnej hodnoty
zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy slúžiacich výhradne na výkon regulovanej
činnosti k 31. decembru 2015 podľa osobitného predpisu,
55
)
2f.
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5 ods. 2
a
3
,
2g.
K
DZ
je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; KDZ na regulačné obdobie sa určí podľa podielu
pričom, ak tento podiel je vyšší alebo rovný 0,5, tak K
DZ
= 1,00,
menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo rovný 0,4, tak K
DZ
= 0,90,
menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo rovný 0,3, tak K
DZ
= 0,80,
menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo rovný 0,2, tak K
DZ
= 0,70,
menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo rovný 0,1, tak K
DZ
= 0,60, alebo
menší ako 0,1, tak K
DZ
= 0,50,
kde
2ga.
INV
t-2
je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty
regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť
v roku t-2,
2gb.
DispZdr
t-2
je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich
s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej
životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy
č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách
po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB × WACC × (1 − daň z príjmov), pričom
WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na obdobie t-2,
2h.
SO
HN,t-2
sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t-2
súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených
investícii na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív
nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-2 a vypočítané na základe doby
technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa
prílohy č. 1 tabuľky č. 2; na rok 2017 je parameter SO
HN,t-2
rovný nule,
2i.
DV
HN,t
sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia
ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity a za
skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny,
56
)
2j.
SPE
HN,t
sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 za elektrinu prepravovanú
distribučnou sústavou,
55
)
3.
KA
t
je faktor vyrovnania ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený a ktorý
sa vypočítava podľa vzorca
KA
t
= ((CMDS
t-2
× (SQD
t-2
+ SQS
t-2
+ SQSDS
t-2
)) − (CMDS
t-2
× (QD
t-2
+ QS
t-2
+ QSDS
t-2
))) − (SNSN + 1
t-2
− PNSN + 1
t-2
) ,
kde
3a.
CMDS
t-2
je maximálna cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t okrem strát elektriny pri distribúcii
elektriny,
3b.
SQD
t-2
je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, odobratej
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
3c.
SQS
t-2
je skutočné množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej
spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny
vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
3d.
SQSDS
t-2
je skutočné množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa vlastnú
spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny
v roku t-2,
3e.
QD
t-2
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, odobratej
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
3f.
QS
t-2
je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej
spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny
vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
3g.
QSDS
t-2
je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa
vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva
elektriny v roku t-2,
3h.
SNSN+1
t-2
sú skutočné schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát
elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy
je regulovaný subjekt pripojený,
3i.
PNSN+1
t-2
sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu
elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát
elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy
je regulovaný subjekt pripojený,
b)
QDt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
c)
QSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej
spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny
vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
d)
QSDSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa
vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva
elektriny v roku t.
(2)
Tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny CSD
HN,t
v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na
jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne, do ktorej je distribučná
sústava regulovaného subjektu pripojená, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VVSD
HN,t
sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej
úrovni vypočítané podľa odseku 3,
b)
VystE
HN,t
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystE
HN,t
= VystEO
HN,t
+ VystETR
HN,t
,
kde
1.
VystEO
HN,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované
na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a pre vlastnú spotrebu
elektriny prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu a ostatnú vlastnú spotrebu
elektriny prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu,
2.
VystETR
HN,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň.
(3)
Náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej
úrovni VVSD
HN,t
v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty elektriny pri
distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty elektriny
pri distribúcii vlastnej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca
VVSD
HN,t
= CSD
HN+1,t
× VystETR
HN+1,t
+ CSHD
HN,t
× VystE
HN,t
,
kde
a)
CSD
HN+1,t
je tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej
napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni, do ktorej je miestna distribučná
sústava pripojená, sa tarifa za straty elektriny na vyššej napäťovej úrovni v eurách
na jednotku množstva elektriny v roku t CMDS
HN+1,t
rovná nule,
b)
CSHD
HN,t
je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t podľa odseku 4,
c)
VystETR
HN+1,t
je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce z vyššej
napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t,
d)
VystE
HN,t
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t.
(4)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHD
HN,t
v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PCSES,
t
je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CE
PXE,t
je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od
1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za 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 na rok 2017
najviac 12 % a na roky 2018 až 2021 najviac 6 % v závislosti od plánovaného diagramu
strát elektriny pri distribúcii elektriny na rok t,
3.
O
t
sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch
na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu
59
)
na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej
ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie
rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej
sústave na príslušné obdobie na rok t,
b)
PMSE
HN,t
je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t vypočítané podľa odseku 5.
(5)
Povolené množstvo strát elektriny PMSE
HN,t
v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
VstE
HN,t
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce
do príslušnej napäťovej úrovne v roku t z nadradenej distribučnej sústavy cez transformáciu
z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na danú napäťovú
úroveň, z prítokov elektriny z iných miestnych distribučných sústav,
b)
PPSC
HN
je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni,
v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy je najviac,
1.
ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,
1a.
0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,
1b.
2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
1c.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
2.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2a.
2,0 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2b.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
3.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, 1 % na napäťovej úrovni
nízkeho napätia.
(6)
Hodnota percenta strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej
úrovni PPSC
HN
sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je rozlohou porovnateľná s regionálnou
distribučnou sústavou, určí individuálne v rozhodnutí.
§ 28
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 8 a
§ 29
sa vzťahuje na dodávateľa elektriny, ktorý dodáva elektrinu zraniteľným odberateľom.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena alebo sadzba za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom vrátane
jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok jej pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
d)
výpočty a údaje podľa
§ 29
týkajúce sa dodávky elektriny pre zraniteľných odberateľov,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 6,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Pre zraniteľných odberateľov elektriny sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac
desať sadzieb
a)
DD1 je jednopásmová sadzba,
b)
DD2 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne s fixne
určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní najmenej 3 hodín, blokovanie
elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
c)
DD3 je dvojpásmová sadzba pre priamo výhrevné elektrické vykurovanie, nízke pásmo
sa poskytuje najmenej 20 hodín denne s blokovaním priamo výhrevných elektrických spotrebičov
v čase vysokého pásma; táto sadzba je určená aj pre tepelné čerpadlá,
d)
DD4 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny
do pondelka 6:00 hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
e)
DD5 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne s blokovaním
akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným
výkonom akumulačných spotrebičov,
f)
DD6 je sadzba pre nemerané odbery,
g)
DD7 je sadzba pre verejné osvetlenie,
h)
DD8 je jednopásmová sadzba pre dočasné odbery,
i)
DD9 je trojpásmová sadzba pre odberateľov elektriny, ktorí majú nainštalované inteligentné
meracie systémy,
j)
DD10 je sadzba pre nabíjacie zariadenia elektromobilov.
(6)
Ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov v jednotlivých zložkách sadzieb
sú maximálnymi cenami.
(7)
Na účely tejto vyhlášky sa zraniteľným odberateľom elektriny rozumie odberateľ elektriny
v domácnosti a malý podnik.
(8)
Malý podnik je koncový odberateľ elektriny mimo domácnosti s ročnou spotrebou elektriny
za všetky jeho odberné miesta najviac 30 000 kWh za rok. Pri nových odberateľoch elektriny,
ktorí majú históriu kratšiu ako za rok t-2, sa zaradenie vykoná podľa projektovanej
plánovanej spotreby elektriny.
§ 29
(1)
Maximálna cena za elektrinu CE
t
na účely dodávky elektriny zraniteľným odberateľom schválená alebo určená cenovým
rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
CE
PXE,t
je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od
1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla
roku t-2 do 30. júna roku t-1,
b)
k
t
je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu na rok 2017
najviac 12 % a na roky 2018 až 2021 najviac 8 % v závislosti od plánovaného diagramu
dodávky elektriny pre zraniteľných odberateľov na rok t,
c)
O
t
sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny
zraniteľným odberateľom v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným
subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej
sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota O
t
je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených
alebo určených pre regulované subjekty na rok t podľa § 25 ods. 3.
(2)
Jednopásmové sadzby podľa
§ 28 ods. 5
sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO
t
; NDO
t
sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do ceny najviac vo výške jedného eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEDi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta
podľa vzorca
CEDi = KJP
Di
× CE
t
+ PZ
t
,
kde
1.
KJP
Di
je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 5,
2.
CE
t
je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZ
t
je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa
§ 28 ods. 5
sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO
t
; NDO
t
sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do ceny vo výške jedného eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEVTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej vo vysokom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEVTDi = KVT
Di
× CE
t
+ PZ
t
,
kde
1.
KVT
Di
je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 5,
2.
CE
t
je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZ
t
je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CENTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v nízkom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CENTDi = KNT
Di
× CE
t
+ PZ
t
,
kde
1.
KNT
Di
je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 5,
2.
CE
t
je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZ
t
je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.
(4)
Trojpásmová sadzba podľa
§ 28 ods. 5
je zložená z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO
t
; NDO
t
sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do ceny vo výške jedného eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEPTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v prvom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEPTDi = KPT
Di
× CE
t
+ PZ
t
,
kde
1.
KPT
Di
je koeficient ceny odberu elektriny v prvom pásme podľa odseku 5,
2.
CE
t
je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZ
t
je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak trojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CEDTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v druhom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEDTDi = KDT
Di
× CE
t
+ PZ
t
,
kde
1.
KDT
Di
je koeficient ceny odberu elektriny v druhom pásme podľa odseku 5,
2.
CE
t
je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZ
t
je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak trojpásmovej sadzby,
d)
ceny za elektrinu CETTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v treťom
pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CETTDi = KTT
Di
× CE
t
+ PZ
t
,
kde
1.
KTT
Di
je koeficient ceny odberu elektriny v treťom pásme podľa odseku 5,
2.
CE
t
je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZ
t
je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7,
ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak trojpásmovej sadzby.
(5)
Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJP
Di
, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVT
Di
, koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNT
Di
, koeficienty ceny odberu elektriny v prvom pásme KPT
Di
, koeficienty ceny odberu elektriny v druhom pásme KDT
Di
a koeficienty ceny odberu elektriny v treťom pásme KTT
Di
sa uvedú v návrhu ceny tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku
PZ
t
všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CE
t
podľa odseku 1.
(6)
K sadzbám podľa odsekov 2 až 4 sa pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane
prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii
elektriny, tarifa za systémové služby, tarifa za podporu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie, tarifa za podporu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou
výrobou, tarifa za elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti
organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli
schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je zraniteľný odberateľ elektriny
pripojený.
(7)
Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre zraniteľných odberateľov,
ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov,
sa rovná najviac súčinu 8 % a ceny elektriny CE
t
, vrátane odchýlky určenej podľa odseku 1, najviac 3 eurá/MWh.
(8)
Ak odberateľ má inštalovaný inteligentný merací systém a rozhodne sa odoberať elektrinu
za neregulované ceny pri združenej dodávke, k neregulovanej cene elektriny sa pripočítava
cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose,
cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny podľa cenového rozhodnutia, ktorým
boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je odberateľ elektriny
pripojený, tarifa za systémové služby, tarifa za podporu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie, tarifa za podporu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou
výrobou a tarifa za elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia podľa cenového rozhodnutia.
§ 30
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a
§ 31
sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest
odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena alebo sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie
vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok jej pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
c)
výpočty a údaje podľa
§ 31
týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,
d)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
e)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
§ 31
(1)
Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku
množstva elektriny CE
m,t
sa určí z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného
burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK
BL M na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom
sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva
elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny
dodávateľom poslednej inštancie. CE
m,t
sa vypočíta tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o 15
% z dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny
a o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.
(2)
Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO
t
, kde NDO
t
sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné
miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny najviac jedno euro na jedno odberné
miesto a mesiac,
b)
maximálnej ceny za elektrinu CED
t
v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CED
t
= CE
m,t
+ O
t
+ PZ
t
,
kde
1.
CE
m,t
je cena elektriny určená podľa odseku 1,
2.
O
t
sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v konaní o cenovej regulácii
regulovaného subjektu vo veci dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie na
rok t,
3.
PZ
t
je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorý je možné
zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie a je najviac
10 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac 6 eur/MWh pre odberateľov
elektriny.
(3)
Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny,
k sadzbám podľa odseku 2 sa pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu
elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny, straty elektriny pri distribúcii
elektriny, tarifa za systémové služby, tarifa za podporu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie, tarifa za podporu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou
výrobou, tarifa za elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti
organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli
schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.
§ 32
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a
§ 33 až 38
sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy a prevádzkovateľa distribučnej
sústavy, ktorí pripájajú užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady
a)
navrhovaná cena za pripojenie pri pripojení do distribučnej sústavy vrátane jej štruktúry
na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok
jej pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
c)
výpočty a údaje podľa
§ 33 až 38
týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,
d)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky,
28
)
2.
nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
e)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
§ 33
(1)
Podmienkou pripojenia elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej
sústavy do prenosovej sústavy je splnenie technických podmienok a obchodných podmienok
prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť
a stabilita prevádzky prenosovej sústavy, a určenie miesta rozdeľujúceho technologické
zariadenie prenosovej sústavy a zariadenie distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej
sústavy. Podmienkou pripojenia je aj, že elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa
prenosovej sústavy patriace k prenosovej sústave je vybudované v súlade s technickými
podmienkami a elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy patriace
k distribučnej sústave je vybudované v súlade s technickými podmienkami.
(2)
Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy alebo zvýšením maximálnej rezervovanej
kapacity existujúceho elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej
sústavy pripojeného do prenosovej sústavy alebo úpravou zariadení prenosovej sústavy
na základe žiadosti prevádzkovateľa distribučnej sústavy sa rozdelia medzi príslušných
prevádzkovateľov sústav takto
a)
podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 60 % nákladov,
b)
podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 40 % nákladov.
(3)
Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy
na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž zariadení uvedených v písmenách a) až c),
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického
zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.
(4)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe
nákladov podľa odseku 3, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení
prevádzkovateľa distribučnej sústavy k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy
až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave.
§ 34
(1)
Podmienkou pripojenia elektroenergetického zariadenia výrobcu elektriny alebo koncového
odberateľa elektriny do prenosovej sústavy je splnenie technických podmienok a obchodných
podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť
a stabilita prevádzky prenosovej sústavy, a určenie miesta rozdeľujúceho technologické
zariadenie prenosovej sústavy a elektroenergetické zariadenie koncového odberateľa
elektriny alebo výrobcu elektriny prevádzkovateľom prenosovej sústavy.
(2)
Podmienkou pripojenia koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do prenosovej
sústavy prevádzkovateľa prenosovej sústavy je záväzok koncového odberateľa elektriny
alebo výrobcu elektriny, že uhradí preukázané skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej
sústavy spojené s pripojením koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny,
zabezpečením požadovaného príkonu nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou
existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy.
(3)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe
nákladov podľa odseku 4, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení
žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného
dispozičného príkonu v prenosovej sústave.
(4)
Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy
na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž zariadení uvedených v písmenách a) až c),
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického
zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.
§ 35
(1)
Podmienkou pripojenia elektroenergetického zariadenia účastníka trhu s elektrinou
do distribučnej sústavy je splnenie technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa
distribučnej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita
prevádzky distribučnej sústavy, a určenie miesta rozdeľujúceho technologické zariadenie
distribučnej sústavy a elektroenergetické zariadenie žiadateľa, ktorým je odberateľ
elektriny alebo výrobca elektriny, prevádzkovateľom distribučnej sústavy; ak je žiadateľom
o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou
kombinovanou výrobou, na určenie tohto miesta sa vzťahuje osobitný predpis.
60
)
(2)
Podmienkou pripojenia žiadateľa, ktorým je odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny,
je záväzok žiadateľa, že uhradí preukázané náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy
spojené so zabezpečením maximálnej rezervovanej kapacity budovaním nových elektroenergetických
zariadení alebo úpravou existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa
distribučnej sústavy.
(3)
Náklady na pripojenie elektroenergetického zariadenia žiadateľa do distribučnej sústavy
zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej
sústavy vrátane jeho dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž zariadení podľa písmen a) až c),
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním, výstavbou a pripojením elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a náklady od prevádzkovateľa sústavy,
do ktorej je regulovaný subjekt pripojený.
(4)
Ak žiadateľ požaduje zvýšenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity, cena za
pripojenie zvýšenej maximálnej rezervovanej kapacity sa vypočíta z rozdielu požadovanej
a pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity.
(5)
Podmienkou pripojenia je záväzok odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny využívať
maximálnu rezervovanú kapacitu aspoň raz za 12 po sebe nasledujúcich kalendárnych
mesiacov, inak po uplynutí uvedenej doby sa znižuje maximálna rezervovaná kapacita
na výšku skutočnej hodnoty využívania maximálnej rezervovanej kapacity.
(6)
Úhrada za pripojenie sa od odberateľa elektriny nevyžaduje pri
a)
zmene dodávateľa elektriny bez zvýšenia pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity,
b)
zmene odberateľa elektriny bez zvýšenia pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity
podľa schváleného prevádzkového poriadku prevádzkovateľa sústavy,
c)
opätovnom pridelení maximálnej rezervovanej kapacity do výšky pôvodnej maximálnej
rezervovanej kapacity odbernému elektrickému zariadeniu do 12 mesiacov po znížení
maximálnej rezervovanej kapacity podľa odsekov 5 a 7,
d)
prevode zariadenia na výrobu elektriny alebo jeho časti na iný právny subjekt, ak
toto zariadenie na výrobu elektriny je súčasťou sústavy pôvodného vlastníka zariadenia.
(7)
Maximálnu rezervovanú kapacitu možno znížiť aj na žiadosť odberateľa elektriny alebo
výrobcu elektriny.
(8)
Maximálna cena za pripojenie pre krátkodobé odbery elektriny sa vypočíta podľa skutočne
vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy pre pripojenie odberateľa
elektriny.
(9)
Cena za pripojenie sa neuplatní, ak je odberateľ elektriny už pripojený do distribučnej
sústavy a táto distribučná sústava bola prevzatá iným prevádzkovateľom distribučnej
sústavy.
(10)
Cena za pripojenie ďalších napájacích vedení sa určí podľa
§ 36 až 38
podľa toho, do ktorej napäťovej úrovne je napájacie vedenie pripojené.
§ 36
(1)
Maximálna cena za pripojenie C
p
pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy
od 52 kV vrátane do 110 kV v distribučnej sústave alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej
kapacity od 52 kV vrátane do 110 kV v distribučnej sústave zahrnuje náklady na výstavbu
požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy
a všetky potrebné úpravy elektroenergetických zariadení v 110 kV distribučnej sústave
a v prenosovej sústave a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
N
VVN
sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiace s výstavbou zariadení
na pripojenie žiadateľov a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave
v eurách,
b)
P
MRK
je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v megawattoch,
c)
P
D
je disponibilná kapacita na pripojenie vytvorená nevyhnutnými úpravami energetických
zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí
žiadateľov o pripojenie do distribučnej sústavy v megawattoch,
d)
k
o
je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; ak je žiadateľom odberateľ
elektriny, hodnota koeficientu k
o
sa rovná 0,5, ak je žiadateľom výrobca elektriny, hodnota koeficientu k
o
sa rovná jednej, a ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, k
o
sa rovná 0,95.
(2)
Ak sa zvýši maximálna rezervovaná kapacita existujúceho odberateľa elektriny alebo
výrobcu elektriny, potom pre výpočet podľa odseku 1 platí, že
a)
N
VVN
je celkový náklad prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiaci s pripojením
žiadateľov na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV za predchádzajúcich päť
kalendárnych rokov,
b)
P
D
je celkový disponibilný výkon v megawattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy
za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,
c)
P
MRK
je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa
§ 35 ods. 4
.
(3)
Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili nové pripojenia, použije
sa na určenie ceny za pripojenie výpočet podľa odseku 1, kde
1.
P
MRK
je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa
§ 35 ods. 4
,
2.
N
VVN
sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej
kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave
v eurách.
(4)
Maximálna cena za pripojenie C
p
určená podľa odseku 1 v eurách na megawatt na rok t-1 sa oznamuje úradu najneskôr
do konca februára roku t. Na základe údajov od prevádzkovateľov regionálnych distribučných
sústav sa vypočíta aritmetický priemer maximálnych cien za pripojenie C
p
troch prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav, ktorý sa zverejňuje na
webovom sídle úradu najneskôr do konca marca roku t. Táto maximálna cenu za pripojenie
C
p
sa uplatní na pripojenie uskutočnené od 1. apríla roku t do 31. marca roku t+1.
(5)
Ak sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny
pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo ak sa zvyšuje maximálna rezervovaná
kapacita existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v miestnej distribučnej
sústave a pripojenie vyvolá náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave
alebo v prenosovej sústave, maximálna cena za pripojenie zahrnuje náklady na pripojenie
požadovaného elektroenergetického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej
sústavy a vyvolané náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave alebo
v prenosovej sústave.
(6)
Podmienkou pripojenia zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny do miestnej
distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo
na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho zariadenia na výrobu elektriny
výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená
do regionálnej distribučnej sústavy, je uzatvorenie zmluvy o pripojení miestnej distribučnej
sústavy do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo
výške celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny najviac
do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej
sústavy.
(7)
Maximálna cena za pripojenie prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy, do ktorej
sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripája
a ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, sa vypočíta podľa odseku
1, pričom pre výpočet platí, že N
VVN
sú celkové preukázateľne vyvolané náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy
v prenosovej sústave v eurách.
§ 37
(1)
Maximálna cena za pripojenie C
p
pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy
od 1 kV vrátane do 52 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej
sústave od 1 kV vrátane do 52 kV zahrnuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a na všetky potrebné úpravy elektroenergetických
zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
N
VN
sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s výstavbou
zariadení na pripojenie žiadateľov a súvisiacich úprav na napäťovej úrovni od 1 kV
vrátane do 52 kV v roku t-1,
b)
P
D
je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV do distribučnej sústavy
v roku t-1,
c)
P
MRK
je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,
d)
k
o
je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná
1.
0,5, ak je žiadateľom o pripojenie odberateľ elektriny,
2.
1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny okrem výrobcu elektriny podľa
tretieho bodu,
3.
0,95, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
alebo kombinovanou výrobou,
4.
ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny do napäťovej úrovne
od 1 kV vrátane do 52 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené
do sústavy cez existujúce odberné miesto, a ak je zároveň jeho odberné miesto vybavené
určeným meradlom s meraním výkonu, tak na účely určenia ceny za pripojenie zariadenia
na výrobu elektriny sa postupuje podľa vzorca
kde
4a.
P je cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny,
4b.
A je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia zariadenia na výrobu elektriny, ktorou
je inštalovaný výkon zariadenia na výrobu elektriny, ktorý chce pripojiť žiadateľ
o pripojenie alebo o ktorý chce zvýšiť už existujúci inštalovaný výkon zariadenia
na výrobu elektriny (požadovaná maximálna rezervovaná kapacita),
4c.
C je skutočne využitá maximálna rezervovaná kapacita odberného zariadenia, ktorou
je najvyššia nameraná hodnota príkonu za obdobie najviac dvoch predchádzajúcich rokov,
ktorú určí prevádzkovateľ distribučnej sústavy a ktorou je skutočne využitá maximálna
rezervovaná kapacita v existujúcom odbernom mieste,
4d.
N
VN
sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením
žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV v roku t-1,
4e.
P
D
je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV do distribučnej sústavy
v roku t-1,
4f.
k
o1
je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná
1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny (okrem výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou výrobcu elektriny), alebo
0,95, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
4g.
k
o2
je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná
0,5, ak sa pripojí do 12 mesiacov odo dňa nadobudnutia právoplatnosti stavebného povolenia,
inak hodnota koeficienta výšky spoluúčasti sa rovná, 1 a
e)
N
VN
a P
D
sú skutočné hodnoty celkových nákladov a celkového disponibilného výkonu v roku t
vtedy, ak neboli realizované pripojenia v miestnej distribučnej sústave v roku t-1.
(2)
Maximálna cena za pripojenie C
p
určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na rok t-1 a na rok t sa oznamuje úradu
najneskôr do konca februára roku t.
(3)
Podmienkou pripojenia zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny do miestnej
distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo
na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho zariadenia na výrobu elektriny
výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená
do regionálnej distribučnej sústavy, je uzatvorenie zmluvy o pripojení miestnej distribučnej
sústavy do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo
výške celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny najviac
do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej
sústavy.
§ 38
(1)
Maximálna cena za pripojenie odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy
do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave
do 1 kV zohľadňuje hodnotu príkonu odberného elektroenergetického zariadenia, výšku
nákladov na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa
distribučnej sústavy a všetky potrebné úpravy elektroenergetických zariadení v miestnej
distribučnej sústave alebo v regionálnej distribučnej sústave a je určená pre amperickú
hodnotu hlavného istiaceho prvku pred elektromerom cenovým rozhodnutím. Cena za pripojenie
na rok t sa vypočíta tak, aby bola percentuálna zmena amperickej hodnoty hlavného
istiaceho prvku na všetkých ističových radoch rovnaká, pričom medziročne počas regulačného
obdobia môže byť zvýšená najviac o 1 %. Cena za pripojenie na prvý rok regulačného
obdobia sa rovná cene platnej pre posledný rok predchádzajúceho regulačného obdobia.
(2)
Cena za pripojenie výrobcu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny za pripojenie určenej
podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 5; ak je žiadateľom
o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou
kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.
(3)
Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny okrem zariadenia na
výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou
výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je
pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, cena za pripojenie tohto zariadenia
na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu
k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,5, ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacita
zariadenia na výrobu elektriny je najviac vo výške pôvodnej maximálnej rezervovanej
kapacity existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej
kapacity zariadenia na výrobu elektriny je väčšia ako hodnota pôvodnej maximálnej
rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta, koeficient k je 0,5 pre maximálnu
rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny v rozsahu do hodnoty pôvodnej
maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta a koeficient k sa rovná
5,0 pre hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny presahujúcu
pôvodnú hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.
(4)
Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba,
ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné
miesto, cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin
ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,49,
ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacitu zariadenia na výrobu elektriny je najviac
vo výške pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.
Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny
je väčšia ako hodnota pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného
miesta, koeficient k je 0,49 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia
na výrobu elektriny do hodnoty pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho
odberného miesta a koeficient k sa rovná 4,9 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity
zariadenia na výrobu elektriny presahujúci pôvodnú hodnotu maximálnej rezervovanej
kapacity existujúceho odberného miesta.
(5)
Podmienkou pripojenia zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny do miestnej
distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo
na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho zariadenia na výrobu elektriny
výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená
do regionálnej distribučnej sústavy, je uzatvorenie zmluvy o pripojení miestnej distribučnej
sústavy do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo
výške celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny najviac
do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej
sústavy.
§ 39
Prechodné ustanovenia
(1)
Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok
2017.
(2)
Ak sa cena na rok 2017 v konaní o cenovej regulácii neschváli do 31. decembra 2016,
do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu sa na rok 2017 uplatní
cena schválená cenovým rozhodnutím na roky 2014 až 2016; rovnako sa postupuje, ak
cena nebude určená.
(3)
Návrhy cien na prvý rok regulačného obdobia podané podľa zákona č.
250/2012 Z. z.
o regulácii v sieťových odvetviach do účinnosti tejto vyhlášky sa považujú za návrhy
cien podané podľa tejto vyhlášky a posúdia sa v súlade s touto vyhláškou.
(4)
Na obdobie od 1. januára 2017 do 31. marca 2017 sa uplatňuje maximálna cena za pripojenie
podľa
§ 36 ods. 4
platná pre rok 2016.
(5)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej
časti zariadenia výrobcu elektriny na rok 2017 a hodnoty príplatku Pzn
i
t
na rok 2017 sa zverejnia na webovom sídle úradu najneskôr do 5. októbra 2016.
§ 40
Zrušovacie ustanovenie
Zrušuje sa vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č.
221/2013 Z. z.
, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike v znení vyhlášky č. 189/2014
Z. z., vyhlášky č. 143/2015 Z. z., vyhlášky č. 226/2015 Z. z. a v znení nálezu Ústavného
súdu Slovenskej republiky č. 220/2016 Z. z.
§ 41
Účinnosť
Táto vyhláška nadobúda účinnosť 30. septembra 2016 okrem
§ 40
, ktorý nadobúda účinnosť 1. januára 2017.