VYHLÁŠKA 309/2019 Z. z. ktorou sa mení a dopĺňa vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 18/2017 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike v znení neskorších predpisov

Čl. I

Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č.

18/2017 Z. z.

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

regulovaných činností v elektroenergetike v znení vyhlášky č. 207/2018 Z. z. a vyhlášky

č. 178/2019 Z. z. sa mení a dopĺňa takto

1.

V § 1 sa vypúšťajú písmená h) a i).

Doterajšie písmená j) až p) sa označujú ako písmená h) až n).

2.

V § 1 písm. j) sa na konci pripájajú tieto slová: „pozostávajúci najmä zo zariadenia

na skladovanie primárneho zdroja energie, zariadenia na úpravu primárneho zdroja energie,

zariadenia, v ktorom sa vykonáva premena formy primárnej energie na elektrinu, zariadenia

vykonávajúceho kvalitatívnu úpravu elektriny, meracieho zariadenia, riadiaceho zariadenia,

kontrolného zariadenia a zariadenia na ochranu životného prostredia“.

3.

V § 2 písmeno j) znie

„j)

výkon činnosti dodávateľa poslednej inštancie vrátane dodávky elektriny dodávateľom

poslednej inštancie,“.

4.

§ 2 sa dopĺňa písmenom k), ktoré znie

„k)

výkon činnosti výkupcu elektriny.“.

5.

Doterajší text § 2 sa označuje ako odsek 1 a dopĺňa sa odsekom 2, ktorý znie

„(2)

Cenovou reguláciou v elektroenergetike je aj určenie tarify za prevádzkovanie systému.“.

6.

V § 3 písmeno j) znie

„j)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za výkon činnosti dodávateľa poslednej inštancie

vrátane dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,“.

7.

§ 3 sa dopĺňa písmenami k) a l), ktoré znejú

„k)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za výkon činnosti výkupcu elektriny,

l)

priamym určením tarify a určením spôsobu výpočtu tarify alebo rozdelením nákladov

podľa osobitných predpisov.

1

)“.

Poznámka pod čiarou k odkazu 1 znie

„

1

) Napríklad nariadenie Komisie (EÚ) 2015/1222 z 24. júla 2015, ktorým sa stanovuje

usmernenie pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia (Ú. v. EÚ L 197, 25. 7.

2015) a nariadenie Komisie (EÚ) 2017/460 zo 16. marca 2017, ktorým sa stanovuje sieťový

predpis o harmonizovaných štruktúrach taríf za prepravu plynu (Ú. v. EÚ L 72, 17.

3. 2017).“.

8.

V § 4 ods. 1 písm. b) sa doterajší odkaz 1 vrátane poznámky pod čiarou označuje ako

odkaz 1a.

9.

V § 4 ods. 1 písmeno k) znie

„k)

úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace

s činnosťou organizovania a zúčtovania podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných

zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vykonávanou organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou maximálne vo výške obvyklej pre porovnateľné úvery,“.

10.

V § 7 ods. 10 písm. a) štvrtý bod znie

„4.

množstve vyrobenej elektriny dodanej výkupcovi elektriny

37

) na základe zmluvy o povinnom výkupe elektriny,“.

Poznámka pod čiarou k odkazu 37 znie

„

37

) § 4 ods. 1 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.“.

11.

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

„g)

doklady preukazujúce poskytnutie podpory z prostriedkov štátneho rozpočtu na rekonštrukciu

alebo modernizáciu zariadenia na výrobu elektriny alebo vyhlásenie o tom, že podpora

z prostriedkov štátneho rozpočtu nebola poskytnutá.“.

12.

V § 7 odsek 13 znie

„(13)

Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny, rekonštrukcii alebo modernizácii

technologickej časti zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných

programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, na výpočet ceny elektriny

sa uplatní aj osobitný predpis.

44

)“.

13.

V § 7 sa odsek 14 dopĺňa písmenom h), ktoré znie

„h)

výška podpory poskytnutej z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho

rozpočtu.“.

14.

V § 8 ods. 1 písmeno b) znie

„b)

Pzn

t

na i je korekcia

48

) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná v hodnote podľa odseku

6; Pzn

t

na i sa vypočíta podľa odseku 4,“.

15.

V § 8 sa za odsek 1 vkladá nový odsek 2, ktorý znie

„(2)

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

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

t

na i, j sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca

CEPSP

t

na i, j = CEPSPZ na i, j + suma Pzn

t

na i, ak suma PZn

t

na i je menej ako nula, potom CEPSP

t

na i, j = CEPSPZ na i, j,

kde

a)

CEPSPZ na i, j je cena elektriny pre stanovenie príplatku na rok Z predchádzajúci

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

roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej

rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,

b)

Pzn

t

na i je korekcia

48

) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná v hodnote podľa odseku

6; Pzn

t

na i sa vypočíta podľa odseku 4,

c)

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

uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.“.

Doterajšie odseky 2 až 5 sa označujú ako odseky 3 až 6.

16.

V § 8 ods. 4 sa slová „podľa odseku 5“ nahrádzajú slovami „podľa odseku 6“.

17.

V § 8 ods. 5 sa slová „podľa odseku 3“ nahrádzajú slovami „podľa odseku 4“.

18.

V § 8 odsek 6 znie

„(6)

Hodnotou Pzn

t

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

elektriny je hodnota zohľadňujúca výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín,

ktoré sa použili na výrobu elektriny i-tou technológiou na výrobu elektriny z obnoviteľných

zdrojov energie alebo výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré

sa použili na výrobu elektriny z neobnoviteľného zdroja energie i-tou technológiou

na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou zverejnená na webovom sídle

úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.“.

19.

V § 10 ods. 1 úvodnej vete a v § 10 ods. 2 úvodnej vete sa za slová „od 1. januára

2017“ vkladajú slová „do 31. decembra 2019“.

20.

V § 10 sa za odsek 2 vkladajú nové odseky 3 a 4, ktoré znejú

„

Prevziať prílohu - odseky 3 a 4

“.

Doterajšie odseky 3 až 6 sa označujú ako odseky 5 až 8.

Poznámka pod čiarou k odkazu 50aa znie

„

50aa

) § 3c zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.“.

21.

V § 10a ods. 9 popise vzorca sa veličina „QEv“ nahrádza veličinou „QEv

k

“.

22.

V § 11 ods. 4 písmeno d) znie

„d)

PZ

t

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

vzorca

PZ

t

= (VN

t

– N

EK,t

+ FN

t

+ ONZ

t

) x WACC,

kde

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2017 až

2021 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,“.

23.

V § 11 ods. 4 písmeno g) znie

„g)

QDE

t

je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení

povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a

dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,“.

24.

V § 11 ods. 5 písm. i) štvrtom bode sa vypúšťajú slová „minimálne vo výške ceny elektriny

na straty podľa osobitného predpisu

51

)“

25.

V § 11 ods. 5 písmeno m) znie

„m)

KTPSv

t

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

elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti

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

t-2, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

K

T

P

S

v

t

=

S

V

T

P

S

v

t

-

2

-

P

V

T

P

S

v

t

-

2

,

kde

1.

SVTPSv

t-2

sú skutočné výnosy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím

úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva

o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho

uhlia v roku t-2,

2.

PVTPSv

t-2

sú plánované výnosy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím

úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva

o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho

uhlia v roku t-2.“.

26.

V § 12 ods. 1 vzorec na výpočet tarify za prevádzkovanie systému TPS

t

znie

27.

V § 12 ods. 1 písm. a) sa na konci pripájajú tieto slová: „v roku t“.

28.

V § 12 ods. 1 písmená c) a d) znejú

„c)

QPvdtps

t

je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie

systému,

d)

Kistps

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t najviac

vo výške 0,95.“.

29.

V § 12 ods. 2 úvodnej vete sa za slovo „systému“ vkladajú slová „v roku t“.

30.

V § 12 ods. 2 písm. a) sa za slovo „uhlia“ vkladajú slová „v roku t“.

31.

V § 12 ods. 2 písmená b) a c) znejú

„b)

QDE

t

je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení

povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a

dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,

c)

Nozekv

t

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,“.

32.

V § 12 odsek 3 znie

„(3)

Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

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

N

o

z

e

k

v

t

=

P

N

D

t

+

P

N

P

t

+

P

N

V

E

t

+

P

N

F

t

-

P

F

P

t

+

∑

i

=

1

n

K

p

r

d

s

t

i

+

K

o

z

e

k

v

t

,

kde

a)

PND

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

P

N

D

t

=

∑

i

=

1

n

P

Q

D

t

i

×

m

a

x

0

;

C

E

P

S

D

t

i

-

P

C

V

E

t

,

kde

1.

PQD

t

i

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

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

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

2.

CEPSD

t

i

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

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

3.

PCVE

t

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

na rok t,

4.

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

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

b)

PNP

t

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

P

N

P

t

=

∑

i

=

1

n

P

Q

P

t

i

×

m

a

x

0

;

C

E

P

S

P

t

i

-

P

C

V

E

t

,

kde

1.

PQP

t

i

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

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

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

2.

CEPSP

t

i

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

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

3.

PCVE

t

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

na rok t,

4.

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

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

c)

PNVE

t

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

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

P

N

V

E

t

=

∑

i

=

1

n

P

Q

E

v

t

i

×

P

U

C

V

E

t

i

-

P

N

V

E

t

i

,

kde

1.

PQEv

t

i

je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny

50e

) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku

50f

) vykúpenej i-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku

v jednotkách množstva elektriny v roku t,

2.

PUCVE

t

i

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

elektriny na rok t,

3.

PNVE

t

i

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

rok t,

4.

i je počet výkupcov elektriny v roku t,

d)

PNF

t

sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t v eurách,

e)

PFP

t

je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t ministerstvom hospodárstva

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

f)

Kprds

t

i

je korekcia neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za roky 2018 a 2019 v

eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorcov

1.

pre roky 2020 a 2021 podľa vzorca

K

p

r

d

s

t

i

=

∑

j

=

2018

t

-

2

k

z

p

r

d

s

j

,

t

×

N

N

j

i

,

2.

pre roky 2022 a nasledujúce podľa vzorca

K

p

r

d

s

t

i

=

∑

j

=

2018

2019

k

z

p

r

d

s

j

,

t

×

N

N

j

i

+

P

V

t

p

s

t

-

2

i

-

S

V

t

p

s

t

-

2

i

,

kde

2.1.

kzprds

j,t

je koeficient zahrnutia neuhradených nákladov vynaložených v j-tom roku prevádzkovateľmi

regionálnych distribučných sústav na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre rok t, ktorého

hodnoty určené v cenovom konaní pre roky 2020 a nasledujúce sú väčšie ako 0 a súčasne

menšie alebo sa rovnajúce rozdielu hodnoty 1 a sumy kzprds

j,t

od roku 2020 do roku t-1; ak sa suma kzprds

j,t

od roku 2020 do roku t-1 rovná 1, kzprds

j,t

sa rovná 0,

2.2.

NN

i

j

sú neuhradené náklady i-teho prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na

podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v j-tom roku, vypočítané podľa vzorca

N

N

j

i

=

S

N

P

j

i

-

P

N

P

j

i

+

P

V

t

p

s

j

i

-

S

V

t

p

s

j

i

,

kde

2.2.1.

SNP

i

j

sú skutočné náklady i-teho prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v j-tom roku,

2.2.2.

PNP

i

j

sú plánované náklady i-teho prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v j-tom roku,

2.2.3.

PVtps

i

j

sú plánované výnosy i-teho prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania

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

distribučnej sústavy v eurách v j-tom roku,

2.2.4.

SVtps

i

j

sú skutočné výnosy i-teho prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania

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

distribučnej sústavy v eurách v j-tom roku,

2.3.

PVtps

i

t-2

sú plánované výnosy i-teho prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania

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

distribučnej sústavy v eurách v roku t-2,

2.4.

SVtps

i

t-2

sú skutočné výnosy i-teho prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania

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

distribučnej sústavy v eurách v roku t-2,

g)

n je počet prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav,

h)

Kozekv

t

je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti

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

ministerstvom hospodárstva v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

K

o

z

e

k

v

t

=

P

D

t

-

2

-

P

N

D

t

-

2

+

P

P

t

-

2

-

P

N

P

t

-

2

+

Q

V

E

t

-

2

-

P

N

V

E

t

-

2

+

+

S

N

F

t

-

2

-

P

N

F

t

-

2

-

S

P

F

t

-

2

+

P

F

P

t

-

2

+

+

N

o

z

e

k

v

t

-

2

×

1

-

Q

S

K

S

t

p

s

t

-

2

-

Q

S

v

d

t

p

s

t

-

2

×

K

i

s

t

p

s

t

-

2

Q

P

K

S

t

p

s

t

-

2

-

Q

P

v

d

t

p

s

t

-

2

×

K

i

s

t

p

s

t

-

2

,

kde

1.

PD

t-2

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

elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v

roku t-2 v eurách,

2.

PND

t-2

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-2 v eurách,

3.

PP

t-2

sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-2 v eurách,

4.

PNP

t-2

sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre

výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou

v roku t-2 v eurách,

5.

QVE

t-2

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

výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,

6.

PNVE

t-2

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

výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,

7.

SNF

t-2

sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

8.

PNF

t-2

sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové

náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

9.

SFP

t-2

je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

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

10.

PFP

t-2

je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva

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

11.

Nozekv

t-2

sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov

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

12.

QSKStps

t-2

je celková skutočná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území v roku t-2,

na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

13.

QSvdtps

t-2

je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje

koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2,

14.

Kistps

t-2

je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2,

15.

QPKStps

t-2

je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok

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

16.

QPvdtps

t-2

je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje

koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2.“.

33.

V § 12 sa vypúšťajú odseky 4 až 7.

Doterajšie odseky 8 až 13 sa označujú ako odseky 4 až 9.

34.

V § 12 ods. 8 sa na konci pripája táto veta: „Tarifa za prevádzkovanie systému sa

neuplatňuje na elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú

na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom

zásobovaní teplom, ak ide o zariadenie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, z

ktorého sa využije najmenej 60 % vyrobeného tepla na dodávku tepla centralizovaným

zásobovaním teplom a úspora primárnej energie dosahuje najmenej 10 %, elektrinu vyrobenú

v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných

zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak celkový inštalovaný

výkon pred rekonštrukciou alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu

elektriny je menší ako 125 MW a elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú

v odbernom mieste identickom s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja.“.

35.

V § 12 ods. 9 sa za slovo „predkladajú“ vkladajú slová „organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou,“, vypúšťajú sa slová „a výrobcami elektriny“ a slová „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“.

36.

V § 14 ods. 2 písmeno b) znie

„b)

údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2 v tomto členení

1.

údaje za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,

2.

údaje za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,

3.

údaje za ostatné činnosti vykonávané organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,“.

37.

§ 14 sa dopĺňa odsekom 5, ktorý znie

„(5)

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

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

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

zohľadnené.“.

38.

V § 15 sa za odsek 1 vkladá nový odsek 2, ktorý znie

„(2)

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

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

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

roky predchádzajúce roku t-2, ktoré neboli v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.“.

Doterajšie odseky 2 až 6 sa označujú ako odseky 3 až 7.

39.

V § 16 ods. 2 písm. b) vzorec na výpočet alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie

systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora

krátkodobého trhu s elektrinou znie

40.

V § 16 ods. 2 písm. b) druhý a tretí bod znejú

„2.

QPvdtps

t

je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie

systému,

3.

Kistps

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac

vo výške 0,95.“.

41.

V § 16 ods. 3 vzorec na výpočet faktora vyrovnania KOTE

t

znie

42.

V § 16 ods. 3 písmená g) a h) znejú

„g)

SVTPS

t-2

ote

sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,

h)

PVTPS

t-2

ote

sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.“.

43.

V § 16 ods. 3 sa vypúšťajú písmená i) až l).

44.

§ 16 sa dopĺňa odsekom 4, ktorý znie

„(4)

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

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

a druhého bodu a odseku 3 písm. a) až h) sa zohľadnia aj údaje za všetky roky predchádzajúce

roku t-2, ktoré neboli v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.“.

45.

V § 17 odsek 1 znie

„(1)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého

trhu s elektrinou v roku t Noktet sa vypočítajú podľa vzorca

N

o

k

t

e

t

=

P

N

t

+

P

O

t

+

R

A

B

t

×

W

A

C

C

+

I

N

V

o

s

t

t

-

P

V

z

p

t

-

P

V

z

a

t

-

K

O

T

t

,

kde

a)

PN

t

sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady

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

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

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

trhu so zárukami pôvodu z obnoviteľných zdrojov energie a zárukami pôvodu elektriny

vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou (ďalej len „záruky pôvodu“) vykonávanými

organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,

b)

PO

t

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

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

a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko

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

pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty

regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

c)

RAB

t

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

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

s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

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

so zárukami pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31.

decembru roku t-1,

d)

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

§ 5 ods. 2 a 3,

e)

INVost

t

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

INVost

t

= SO

t-2

- PO

t-2

,

kde

1.

SO

t-2

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

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

využívaných pre regulovanú činnosť období roku t-2,

2.

PO

t-2

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

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

využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,

f)

PVzp

t

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

a za prevody záruk pôvodu v eurách v roku t,

g)

PVza

t

je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bude uplatnené právo na podporu

doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t,

h)

KOT

t

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

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

elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou

výrobou a z evidencie, prevodov a organizovania trhu so zárukami pôvodu vykonávanými

organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta

podľa odseku 3.“.

46.

V § 17 ods. 2 vzorec na výpočet alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou TPS

t

ost

znie

47.

V § 17 ods. 2 písmená b) a c) znejú

„b)

QPvdtps

t

je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie

systému,

c)

Kistps

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac

vo výške 0,95.“.

48.

V § 17 odsek 3 znie

„(3)

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

kde

a)

SVzp

t-2

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

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

b)

PVzp

t-2

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

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

c)

SVza

t-2

je skutočný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bolo uplatnené právo na podporu

doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t-2,

d)

PVza

t-2

je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bude uplatnené právo na podporu

doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t-2,

e)

SVTPSost

t-2

sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách

v roku t-2,

f)

PVTPSost

t-2

sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému

na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách

v roku t-2.“.

49.

V § 18 ods. 1 popise vzorca popis veličiny QSvdtpssz na i znie

„QSvdtpssz na i je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny i-tého subjektu

zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorý sa uplatňuje koeficient

individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,“.

50.

V § 18 ods. 3 úvodná veta znie

„(3)

Náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej

z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou NPSds

i

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

nasledujúceho kalendárneho mesiaca podľa vzorca“.

51.

V § 18 ods. 3 písm. a) vzorec na výpočet tarify za prevádzkovanie systému určenej

rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy TPSds

t

i

vrátane veličín znie

„kde

Kprds

t

i

je korekcia neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej

distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie

a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za roky 2018 a 2019 určená

v eurách pre rok t,

QPKStps

t

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

ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtps

t

je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie

systému,

Kistps

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac

vo výške 0,95,“.

52.

V § 18 ods. 4 písm. a) popisy veličín QDE

t

a QPvdtps

t

znejú

„QDE

t

je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení

povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a

dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,

QPvdtps

t

je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie

systému,“.

53.

V § 19 ods. 9 druhá veta znie

„(9)

Hodnota rezervovanej kapacity sa určí z hodnoty kapacity pripojenia dohodnutej v

zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.“.

54.

V § 22 ods. 4 sa slovo „kladnej“ nahrádza slovom „zápornej“ a slovo „zápornej“ sa

nahrádza slovom „kladnej“.

55.

V § 23 ods. 1 vzorec na výpočet tarify za systémové služby TSS

t

znie

56.

V § 23 ods. 1 písmená c) a d) znejú

„c)

QPvdtss

t

je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny

v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej

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

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

sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej

kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za

mesiace november roku t-4 až február roku t-3, pričom podmienky zvýhodnenia odberového

diagramu na rok t sa preukazujú znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi

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

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

splnenia týchto podmienok v roku t,

d)

Kistss

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo

výške 0,95.“.

57.

V § 24 odsek 3 znie

„(3)

Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste

QSKSnssoom

t

, na ktorú sa za odberné miesto a odovzdávacie miesto uhrádzajú náklady za systémové

služby, sa určí podľa vzorca

Q

S

K

S

n

s

s

o

o

m

t

=

Q

S

K

S

t

s

s

o

o

m

t

-

Q

S

v

d

t

s

s

o

o

m

t

×

K

i

s

t

s

s

t

,

kde

a)

QSKStssoom

t

je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom

mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

b)

QSvdtssoom

t

je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom

mieste v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny

priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2

vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako

0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného

množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer

mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku

t-3,

c)

Kistss

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo

výške 0,95.“.

58.

V § 25 ods. 1 vzorec na výpočet nákladov na systémové služby pre i-tý subjekt zúčtovania

NSSsz

i

znie

„NSSsz

i

= TSS

t

× (QSKStsssz

i

− QSvdtss

i

× Kistss

t

)“.

59.

V § 25 ods. 1 písmená b) a c) znejú

„b)

QSvdtss na i je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny i-tého subjektu

zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku 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 6 800 hodín a súčasne

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

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

kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za

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

c)

Kistss

t

je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo

výške 0,95.“.

60.

V § 25 ods. 3 vzorec na výpočet nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojených

so systémovými službami NSSps znie

„NSSps = TSS

t

× (QSKStss

t

− QSvdtss

t

× Kistss

t

)“.

61.

V § 25 ods. 3 písmená b) a c) znejú

„b)

QSvdtss

t

je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny

za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do

prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín

a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia

maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2

a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového

výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, na ktorý sa uplatňuje koeficient

individuálnej sadzby tarify za systémové služby,

c)

Kistss

t

je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových

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

je najviac vo výške 0,95.“.

62.

V § 26 ods. 24 posledná veta znie

„To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne

na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne

na dodávku regulačnej elektriny, výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na

výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW a pre dopravné

prostriedky elektrickej trakcie dodávajúce elektrinu do sústavy.“.

63.

V § 28 odsek 3 znie

„(3)

Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHD

HN,t

v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

C

S

H

D

H

N

,

t

=

P

C

S

E

S

t

×

P

M

S

E

H

N

,

t

V

y

s

t

E

H

N

,

t

,

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

P

C

S

E

S

t

=

C

E

P

X

E

,

t

×

1

+

k

t

100

+

O

t

+

K

P

C

S

E

S

t

,

kde

1.

CE

PXE,t

je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou

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

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

roku t-1,

2.

k

t

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

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

58

) 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.

KPCSES

t

je korekcia ceny elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii elektriny

v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorej výška sa pre roky 2020 až

2022 rovná nule a pre roky 2023 a nasledujúce sa vypočíta podľa nasledujúceho vzorca

K

P

C

S

E

S

t

=

∑

i

=

1

n

C

E

i

,

t

-

2

×

Q

S

i

,

t

-

2

∑

i

=

1

n

Q

S

i

,

t

-

2

-

P

C

S

E

S

t

-

2

,

kde

4.1

CE

i,t-2

je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom

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

elektriny,

4.2

QS

i,t-2

je množstvo strát elektriny pri distribúcii elektriny v i-tej štvrťhodine roku t-2

v jednotkách množstva elektriny na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého

trhu s elektrinou,

4.3

PCSES

t-2

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

elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2.“.

64.

V § 29 ods. 13 sa na konci pripájajú tieto slová: „a pre dopravné prostriedky elektrickej

trakcie dodávajúce elektrinu do sústavy.“.

65.

V § 30 ods. 1 písm. h) vzorec na výpočet faktoru vyrovnania maximálnej ceny za prístup

do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny KA

t

znie

66.

V § 30 ods. 4 písm. a) druhom bode sa slová „12 %“ nahrádzajú slovami „10 %“.

67.

V § 32 ods. 1 písmeno c) znie

„c)

O

t

sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny

domácnostiam v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom

dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy

a nie je subjektom zúčtovania, hodnota O

t

je maximálne vo výške aritmetického priemeru nákladov na odchýlku súvisiacich s dodávkou

elektriny domácnostiam schválených pre dodávateľov elektriny, ktorí sú určení dodávateľom

poslednej inštancie podľa osobitného predpisu.

58a

)“.

Poznámka pod čiarou k odkazu 58a znie

„

58a

) § 3 písm. a) deviaty bod zákona č. 251/2012 Z. z.“.

68.

V § 32 ods. 4 sa na konci bodka nahrádza čiarkou a pripájajú sa tieto slová: „pričom

pre koeficienty KVTDi a KNTD

i

platí, že koeficient KVTD

i

musí byť výrazne vyšší ako koeficient KNTD

i

.“.

69.

V § 35 ods. 1 písmeno c) znie

„c)

O

t

sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny

malému podniku v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným

subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej

sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota O

t

je maximálne vo výške aritmetického priemeru nákladov na odchýlku súvisiacich s dodávkou

elektriny malým podnikom schválených pre dodávateľov elektriny, ktorí sú určení dodávateľom

poslednej inštancie podľa osobitného predpisu,

58a

)“.

70.

V § 35 ods. 4 sa na konci bodka nahrádza čiarkou a pripájajú sa tieto slová: „pričom

pre koeficienty KVTMP

i

a KNTMP

i

platí, že koeficient KVTMP

i

musí byť výrazne vyšší ako koeficient KNTMP

i

.“.

71.

V § 36 ods. 2 sa vypúšťa písmeno d).

Doterajšie písmeno e) sa označuje ako písmeno d).

72.

V § 38 ods. 2 sa vypúšťa písmeno d).

Doterajšie písmeno e) sa označuje ako písmeno d).

73.

Za § 46b, sa vkladá § 46c, ktorý vrátane nadpisu znie

㤠46c

Prechodné ustanovenia k úpravám účinným od 20. októbra 2019

(1)

Podľa úprav účinných od 20. októbra 2019 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej

regulácie na rok 2020.

(2)

Pri vykonávaní cenovej regulácie týkajúcej sa tarify za prevádzkovanie systému sa

koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 Kistps

t-2

považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v roku t-2 Kvd

t-2

a koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v j-tom roku Kistps

j

sa považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v j-tom roku Kvd

j

.

(3)

Pri vykonávaní cenovej regulácie týkajúcej sa tarify za systémové služby sa koeficient

individuálnej sadzby tarify za systémové služby v roku t-2 Kistss

t-2

považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v roku t-2 Kvd

t-2

a koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v j-tom roku Kistss

j

sa považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v j-tom roku Kvd

j

.“.

Čl. II

Táto vyhláška nadobúda účinnosť 20. októbra 2019 okrem čl. I dvadsiateho prvého bodu

§ 10a ods. 9, ktorý nadobúda účinnosť 1. januára 2020.