225/2011 Z. z.
Časová verzia predpisu účinná od 20.07.2011 do 04.12.2011
225
VYHLÁŠKA
Úradu pre reguláciu sieťových odvetví
z 11. júla 2011,
ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike
Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (ďalej len „úrad“) podľa § 12 ods. 9 a 10 a § 14 ods. 3 písm. c) zákona č. 276/2001 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov a § 18 ods. 2, § 19 ods. 2 písm. c), d) a j) zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov ustanovuje:
§1 Základné pojmy
Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím obdobie od roku 2012 do roku 2016,
b)
regulačným rokom kalendárny rok,
c)
rokom t regulačný rok, pre ktorý sa určuje cena,
d)
rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
e)
rokom t–n n-tý rok predchádzajúci roku t,
f)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
g)
tarifou za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny z domáceho uhlia, na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
h)
tarifa za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb a iné povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
i)
spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy na základe zmlúv o pripojení viažucich sa k areálu výrobcu elektriny,
j)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
k)
technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok,
l)
výstavbou zariadenia na výrobu elektriny realizácia nového zariadenia na výrobu elektriny alebo úprava existujúceho zariadenia na výrobu elektriny.
§2 Rozsah, štruktúra a výška oprávnených nákladov
(1)
Oprávnenými nákladmi sú primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom1) preukázateľne a v nevyhnutnom rozsahu vynaložené na vykonávanie regulovanej činnosti,2) a to
a)
náklady na obstaranie elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky odberateľov elektriny v domácnosti pri dodávke elektriny odberateľom v domácnosti,
b)
náklady na obstaranie regulačnej elektriny,3)
c)
náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny a distribúcii elektriny,
d)
výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické hmoty,
e)
osobné náklady;4) za oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického priemeru hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december roku t-2 a január až jún roku t-1 zverejnených Štatistickým úradom Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia zmena oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,
f)
náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,5)
g)
odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku;6) pri hmotnom majetku sa za oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie hmotného majetku7) využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku sa za oprávnené náklady považuje ročný odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti, ak táto vyhláška neustanovuje inak,
h)
nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť vo výške odpisov podľa písmena g), priamo súvisiacich a preukázaných nákladov,
i)
náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,8)
j)
úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky9) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť.
(2)
Oprávnenými nákladmi nie sú
a)
sankcie,
b)
náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
c)
odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,10)
d)
odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie, ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,
e)
platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych orgánov a členmi iných orgánov spoločnosti,
f)
príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,11) príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom,
g)
odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,12)
h)
príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,13)
i)
cestovné náhrady nad rozsah určený osobitným predpisom,14)
j)
tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,15)
k)
náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,16)
l)
dobrovoľné poistenie osôb,
m)
manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie zásob,
n)
náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve, duplicitne účtované náklady,
o)
náklady na reprezentáciu a dary,
p)
odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
q)
náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,17)
r)
príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,18)
s)
náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení,
t)
daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
u)
štipendiá poskytnuté študentom a učňom,
v)
odpis nedobytnej pohľadávky,
w)
tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,19)
x)
rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)
y)
tvorba opravných položiek,
z)
náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
aa)
náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
ab)
straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
ac)
zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
ad)
náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou sponzorovania športových, kultúrnych a zábavných podujatí,
ae)
spotreba pohonných látok nad normu spotreby pohonných látok,21)
af)
náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe overovania primeranosti nákladov podľa osobitného predpisu,22) ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,23)
ag)
straty z obchodov s finančnými a komoditnými derivátmi,
ah)
úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,24)
ai)
ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.
(3)
Do oprávnených nákladov je možné zahrnúť režijné náklady s maximálnou prípustnou mierou medziročného rastu vo výške JPI – X, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity v percentách určený na regulačné obdobie, ktorého hodnota je 3,5 %, ak je JPI < X , potom sa JPI – X = 0 (ďalej len „faktor efektivity“). Ak je JPI < X, potom sa zahrnú do oprávnených nákladov v roku t režijné náklady najviac vo výške režijných nákladov roku t-1.
§3 Spôsob určenia výšky primeraného zisku
(1)
Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.
(2)
Výška primeraného zisku za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny prevádzkovateľom prenosovej sústavy a za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy je určená ako súčin miery výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením WACC a hodnoty regulačnej bázy aktív. WACC je úradom určená miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie vypočítaná podľa vzorca 
; na rok 2012 je WACC určená vo výške 6,04 %;
; na rok 2012 je WACC určená vo výške 6,04 %; kde
a)
T – je sadzba dane z príjmov na rok t,
b)
E – je vlastné imanie v eurách k 31. decembru 2010,
c)
D – sú cudzie zdroje v eurách k 31. decembru 2010,
d)
RE – je reálna cena vlastného kapitálu a vlastných zdrojov vypočítaná podľa vzorca
RE = RF + βLEV x (RM - RF),
kde
1.
RF – je výnosnosť bezrizikového aktíva, prepočítaný priemerný výnos päťročných a viacročných štátnych dlhopisov emitovaných na slovenskom trhu za roky 2007 až 2011 na rok 2012 vo výške 4,01 %,
2.
βLEV – je vážený koeficient β, ktorý definuje citlivosť akcie spoločnosti na riziko trhu so zohľadnením sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov vypočítaný podľa vzorca
kde
2.1.
βUNLEV – je nevážený koeficient β bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov na rok 2012 vo výške 0,30; pre ďalšie roky určený úradom v intervale od 0,30 do 0,65,
2.2.
D/E – je pomer cudzích zdrojov ku vlastnému imaniu; na rok 2012 určený vo výške 60 % v prospech cudzieho kapitálu,
3.
RM – je výkonnosť trhového portfólia určená úradom na rok 2012 vo výške 7,01 %,
4.
(RM – RF) – je celková riziková prémia pre rok 2012 určená úradom vo výške 3,00 %; pre ďalšie roky určená úradom v intervale od 3 % do 6 %,
e)
RD – je reálna cena cudzích zdrojov, prepočítaná priemerná výška úverov poskytnutých nefinančným spoločnostiam na obdobie päť a viac rokov s výškou úveru nad 1 000 000 eur, na rok 2012 vo výške 5,13 %.
(3)
Hodnoty parametrov na roky 2013 až 2016, ktoré slúžia pre výpočet miery výnosnosti regulačnej bázy aktív WACC, sa zverejnia na webovom sídle úradu do 30. júna kalendárneho roku.
(4)
Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre domácnosti, je maximálne 8 % z ceny elektriny CEt bez odchýlky určenej podľa § 28 ods. 1, najviac však 3 eurá/MWh.
(5)
Najvyššia miera primeraného zisku, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne
a)
12 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa § 46 ods. 1, najviac však 6 eur/MWh pre odberateľov elektriny v domácnosti,
b)
16 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa § 46 ods. 1, najviac však 10 eur/MWh pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnosti.
§4 Návrh ceny
(1)
Návrh ceny sa predkladá za každú regulovanú činnosť samostatne.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb, vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou za jednotlivé tovary, služby a regulované činnosti, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny, distribúcie elektriny alebo dodávky elektriny v jednotlivých sadzbách, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
účtovná závierka25) za rok t-2 pozostávajúca zo súvahy a výkazu ziskov a strát v plnom rozsahu; to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
d)
e)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
f)
spôsob rozvrhnutia aktív a pasív, nákladov a výnosov a pravidlá pre odpisovanie za jednotlivé regulované činnosti, to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
g)
výpočty a údaje podľa
1.
§ 6 až 12, týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia,
2.
§ 15 až 21, týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných služieb a systémových služieb,
3.
§ 22 až 26, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie sústavy,
4.
§ 27 až 29, týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti,
5.
§ 30 až 33, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie sústavy,
6.
§ 34 až 40, týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,
7.
§ 41 až 44, týkajúce sa regulovanej činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v elektroenergetike,
h)
ďalšie podklady, ak tak ustanovuje táto vyhláška.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b), e) a f) sa predkladajú aj elektronicky.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
§5
(1)
Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu cien matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta.
(2)
Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty.
Výroba elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia
§6 Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa § 6 až 11 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, a podľa § 12 na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo“) o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme a vykonáva sa
a)
priamym určením pevnej ceny elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou elektriny a tepla,
b)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia.
(2)
Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny.
(3)
Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov použitého na výrobu tepla a elektriny.
(4)
Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije iba jeden zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa § 8 až 11.
(5)
S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá
a)
osvedčenie podľa osobitného predpisu,27)
b)
právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti uskutočneniu drobnej stavby nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou stavbou,
c)
doklad o vykonaní funkčnej skúšky28) alebo čestné vyhlásenie výrobcu elektriny o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,29)
d)
jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu,
e)
kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy,
f)
kópia zmluvy o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo o prístupe do prenosovej sústavy a prenose elektriny,
g)
list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy evidovanej v katastri nehnuteľností30) spojenej so zemou pevným základom, na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti ktorej je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu.
(6)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny, a to
a)
údaje podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1,
b)
údaje o
1.
spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny,
2.
plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu,
3.
podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny a či bola alebo nebola poskytnutá podpora použitá na realizáciu opatrení pre zabezpečenie plnenia emisných limitov zariadenia na výrobu elektriny,
4.
hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú časť stavby zariadenia na výrobu elektriny,
c)
údaje o
1.
výhrevnosti31) a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny,
2.
množstve využiteľného tepla alebo vykonanej mechanickej práce,
3.
spôsobe využitia využiteľného tepla alebo mechanickej práce vyrobených spoločne s elektrinou,
5.
výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu.32)
(7)
S návrhom ceny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny:
a)
projekt a zmluva o dielo,
b)
popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
c)
faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
d)
celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu.
(8)
Cena elektriny sa pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, okrem zariadenia výrobcu elektriny využívajúce ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, určí na rok t podľa § 8 ods. 2 a 3, § 9 ods. 1 a 2, § 10 ods. 1 a 2 alebo § 11 ods. 1 a 2 a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny zverejnených úradom podľa odseku 12 na rok t takto:
a)
rozsah investičných nákladov do 50 % vrátane, o 100 %,
b)
rozsah investičných nákladov viac ako 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,
c)
rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,
d)
rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,
e)
rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.
(9)
Cena elektriny sa pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, ktoré využíva ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, určí na rok t podľa § 8 ods. 2 a 3, § 9 ods. 1 a 2, § 10 ods. 1 a 2 alebo § 11 ods. 1 a 2 a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny zverejnených úradom podľa odseku 12 na rok t takto:
a)
rozsah investičných nákladov do 20 % vrátane, o 100 %,
b)
rozsah investičných nákladov od 20 % do 40 % vrátane, o 35 %,
c)
rozsah investičných nákladov od 40 % do 50 % vrátane, o 30 %,
d)
rozsah investičných nákladov od 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,
e)
rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,
f)
rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,
g)
rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.
(10)
Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, cena elektriny sa zníži podľa osobitného predpisu.33)
(11)
Ceny elektriny zohľadňujú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov a oprávnené náklady a sú ustanovené v súlade s osobitným predpisom34) a na základe metodiky výpočtu, ktorá zohľadňuje
a)
priemerný inštalovaný výkon technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,
b)
množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,
c)
investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,
d)
predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru 10 rokov,
e)
primeraný zisk,
f)
odpisy,
g)
osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.
(12)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií výroby elektriny a spôsob výpočtu príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu.
(13)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie sa na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe cenového rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie.35) Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,36) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t.
(14)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe cenového rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za predchádzajúci kalendárny rok. Pre nových výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t, sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t.
§7 Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t pre výrobcu elektriny, ktorý má na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku
(1)
Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny vzorec sa pre výrobcu elektriny, ktorý mal na rok predchádzajúci roku t úradom určenú alebo schválenú cenu, vypočíta podľa vzorca
CEPSDti,j = CEPSDzi,j + Pznti,ak Pznti je menej ako nula, potom CEPSDti,j = CEPSDzi,j,
kde
a)
CEPSDzi,j – je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok 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)
Pznit – je príplatok37)v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaný v hodnote podľa tabuľky č. 1; Pznit sa vypočíta podľa odseku 3.
Tabuľka č. 1
| Technológia výroby elektriny | Primárne palivo | Príplatok Pznit v eur/MWh |
| z obnoviteľných zdrojov energie | biomasa | 0 |
| biokvapalina – rastlinný olej | 17,75 | |
| bioplyn | 0 | |
| biometán | 0 | |
| vysoko účinnou kombinovanou výrobou | zemný plyn | 3,77 |
| vykurovací olej | 4,64 | |
| hnedé uhlie | 0 | |
| čierne uhlie | 0 |
(2)
Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku vzorec a ak si uplatňuje na rok t cenu elektriny pre stanovenie doplatku na základe rekonštrukcie alebo modernizácie, táto cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa stanoví podľa § 6 ods. 8 alebo ods. 9.
(3)
Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-tú technológiu výroby elektriny s primárnymi palivami podľa tabuľky č. 1 zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva i-tej technológie na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj ceny primárneho paliva z neobnoviteľného zdroja energie i-tej technológie na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca
kde
kde
a)
NCPPt-1i – je úradom určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-1,
b)
QPPi1 MWh, t-1 – je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-1,
c)
VPPit-1 – je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-1,
d)
NCPPit-2 – je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-2,
e)
QPPi1 MWh, t-2 – je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-2,
f)
VPPit-2 – je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.
(4)
PZNit sa uplatní na jeden rok, ak je jeho hodnota kladná a väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh, t-2 určených podľa odseku 3.
§8 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované pred 1. januárom 2010, uvedené do prevádzky pred 1. januárom 2010 alebo uvedené do prevádzky v roku 2010
(1)
Cena elektriny pre stanovenie doplatku sa pre zariadenia výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované pred 1. januárom 2010 alebo uvedené do prevádzky pred 1. januárom 2010 určuje ako súčin ceny elektriny rovnocennej technológie zariadenia výrobcu elektriny podľa odsekov 2 a 3 a koeficientu podľa tabuľky:
| Rok uvedenia do prevádzky alebo rok ukončenia rekonštrukcie alebo modernizácie zariadenia výrobcu elektriny | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 | 2004 | 2003 | 2002 | 2001 | 2000 | 1999 | 1998 | 1997 |
| Koeficient | 1,00 | 1,00 | 0,9789 | 0,9744 | 0,9579 | 0,9466 | 0,9195 | 0,8984 | 0,8704 | 0,8456 | 0,8187 | 0,7850 | 0,7731 |
(2)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky v roku 2010 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 1 MW vrátane | 109,08 eura/MWh, | |
| 2. od 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| 3. nad 5 MW | 61,72 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 100 kW vrátane | 430,72 eura/MWh, | |
| 2. nad 100 kW | 425,12 eura/MWh, | |
| c) | z veternej energie | 80,91 eura/MWh, |
| d) | z geotermálnej energie | 195,84 eura/MWh, |
| e) | zo spaľovania | |
| 1. cielene pestovanej biomasy | 113,10 eura/MWh, | |
| 2. odpadnej biomasy ostatnej | 125,98 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biomasy alebo odpadov s fosílnymi palivami | 126,14 eura/MWh, |
| g) | zo spaľovania | |
| 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 96,36 eura/MWh, | |
| 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane | 148,72 eura/MWh, | |
| 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW | 131,45 eura/MWh, | |
| 4. termochemickým splyňovaním v splyňovacom generátore | 159,85 eura/MWh. | |
(3)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky v roku 2010 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 81,87 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 75,59 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 85,89 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 85,89 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 73,94 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 149,00 eur/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 83,65 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 83,65 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 88,72 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 82,15 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 78,87 eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 80,00 eur/MWh, | |
| e) | v Rankinovom organickom cykle | 123,24 eura/MWh. | |
§9 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 1 MW vrátane | 109,08 eura/MWh, | |
| 2. od 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| 3. nad 5 MW | 61,72 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 100 kW vrátane umiestneného na budove | 387,65 eura/MWh, | |
| 2. do 100 kW vrátane neumiestneného na budove | 387,65 eura/MWh, | |
| 3. od 100 kW do 1 MW vrátane | 382,61 eura/MWh, | |
| 4. od 1 MW do 4 MW | 382,61 eura/MWh, | |
| 5. od 4 MW vrátane a viac | 382,61 eura/MWh, | |
| c) | z veternej energie | 80,91 eura/MWh, |
| d) | z geotermálnej energie | 195,84 eura/MWh, |
| e) | zo spaľovania kombinovanou výrobou | |
| 1. cielene pestovanej biomasy | 113,10 eura/MWh, | |
| 2. odpadnej biomasy ostatnej | 127,98 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biomasy alebo biologicky rozložiteľných zložiek odpadov s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou | 126,14 eura/MWh, |
| g) | zo spaľovania fermentovanej biomasy | 144,88 eura/MWh, |
| h) | zo spaľovania | |
| 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 96,36 eura/MWh, | |
| 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane | 148,72 eura/MWh, | |
| 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW | 132,45 eura/MWh, | |
| 4. plynu alebo kvapaliny vyrobenej termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 159,85 eur/MWh. | |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 81,87 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 75,59 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 85,89 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 85,89 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 73,94 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 149,00 eur/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 83,65 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 83,65 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 88,72 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 82,15 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 78,87 eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 80,00 eur/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore | 114,71 eura/MWh, | |
| e) | v Rankinovom organickom cykle | 123,24 eura/MWh. | |
(3)
Ceny elektriny podľa odseku 1 písm. b) druhého až piateho bodu je možné v konaní o cenovej regulácii schváliť alebo určiť, ak sú splnené podmienky podľa osobitného predpisu.38)
§10 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 1 MW vrátane | 109,08 eura/MWh, | |
| 2. od 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| 3. nad 5 MW | 61,72 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 100 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom | 259,17 eura/MWh, |
| c) | z veternej energie | 79,29 eura/MWh, |
| d) | z geotermálnej energie | 195,84 eura/MWh, |
| e) | zo spaľovania kombinovanou výrobou | |
| 1. cielene pestovanej biomasy | 112,24 eura/MWh, | |
| 2. odpadnej biomasy ostatnej | 122,64 eura/MWh, | |
| 3. zo spaľovania fermentovanej biomasy | 144,88 eura/MWh, | |
| 4. biokvapaliny | 115,00 eur/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biomasy alebo biologicky rozložiteľných zložiek odpadov s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou | 123,27 eura/MWh, |
| g) | zo spaľovania | |
| 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 93,08 eura/MWh, | |
| 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane | 145,00 eur/MWh, | |
| 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW | 129,44 eura/MWh, | |
| 4. plynu alebo kvapaliny vyrobenej termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 159,85 eura/MWh. | |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 81,87 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 75,59 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 85,89 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 85,89 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 73,94 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 149,00 eur/MWh, | |
| 5. | z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 140,00 eur/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 83,65 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 83,65 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 88,72 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 82,15 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 78,87 eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 80,00 eur/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu | 114,71 eura/MWh, | |
| e) | v Rankinovom organickom cykle | 123,24 eura/MWh. | |
§11 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2012
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 1 MW vrátane | 109,80 eura/MWh, | |
| 2. od 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| 3. nad 5 MW | 61,72 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 100 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom | 194,54 eura/MWh, |
| c) | z veternej energie | 79,29 eura/MWh, |
| d) | z geotermálnej energie | 190,51 eura/MWh, |
| e) | zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | |
| 1. cielene pestovanej biomasy | 112,24 eura/MWh, | |
| 2. odpadnej biomasy ostatnej | 122,64 eura/MWh, | |
| 3. zo spaľovania fermentovanej biomasy | 144,88 eura/MWh, | |
| 4. biokvapaliny | 115,01 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,39) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou | 123,27 eura/MWh, |
| g) | zo spaľovania | |
| 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 93,08 eura/MWh, | |
| 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane | 136,33 eura/MWh, | |
| 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW | 118,13 eura/MWh, | |
| 4. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 139,87 eura/MWh. | |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 83,06 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 80,99 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 85,52 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 87,66 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 75,52 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 149,00 eur/MWh, | |
| 5. | z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 140,00 eur/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 81,71 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 87,73 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 89,30 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 83,16 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektrny nad 50 MW | 79,81 eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 80,00 eur/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu | 114,71 eura/MWh, | |
| e) | v Rankinovom organickom cykle | 123,24 eura/MWh. | |
(3)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
§12 Výroba elektriny z domáceho uhlia
(1)
Elektrina vyrobená z domáceho uhlia sa dodáva dodávateľom elektriny, ktorého dodávka elektriny do odberných miest koncovým odberateľom elektriny v roku t-2 bola vyššia ako 2 500 000 MWh, na základe rozhodnutia ministerstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(2)
Výrobca elektriny na základe rozhodnutia ministerstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia uplatňuje za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená z domáceho uhlia, pevnú cenu DOPt v eurách za megawatthodinu vypočítanú podľa vzorca
kde
a)
VNt – sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t,
b)
FNt – sú plánované schválené alebo určené fixné náklady bez odpisov nových zariadení na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; FNt sú vo výške najviac podľa vzorca
kde
1.
FNvych – je schválená alebo určená východisková hodnota fixných nákladov maximálne do 37 300 000 eur,
2.
JPIt – je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1, zverejnených štatistickým úradom,
3.
X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
c)
ONZt – sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t v eurách; faktor ONZt sa na rok 2012 rovná nule,
d)
PZt – je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t určený podľa vzorca
PZt = (VNt + FNt + ONZt) x WACC,
kde
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
e)
VEt – sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t vypočítané podľa vzorca
VEt = (QVt - QTt - QREt,KL) x CEt + QREt,KL x CREt,KL + QREt,ZA x CREt,ZA
kde
1.
QVt – je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
2.
QTt – je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
3.
QREt,KL – je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
4.
CEt – je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
5.
CREt,KL – je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
6.
QREt,ZA – je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
7.
CREt,ZA – je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
e)
VPSt – je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t,
f)
QDEt – je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom elektriny podľa odseku 1,
g)
KDUt – je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného subjektu v eurách na rok t vypočítaná podľa odseku 3.
(3)
Faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia KDUt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KDUt = SVNt-2 - VNt-2 + SFNt-2 -FNt-2 + SONZt-2 - ONZt-2 + SPZt-2 - PZt-2 - (SVEt-2 - VEt-2) - (SVPSt-2 - VPSt-2)
kde
a)
SVNt-2 – sú skutočné schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
b)
VNt-2 – sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
c)
SFNt-2 – sú skutočné schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
d)
FNt-2 – sú plánované schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
e)
SONZt–2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách; faktor SONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
f)
ONZt–2 sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách; faktor ONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
g)
SPZt-2 – je skutočný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa vzorca
SPZt-2 = (SVNt-2 + SFNt-2 + SONZt-2) x WACC,
kde
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
h)
PZt-2 – je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa vzorca
PZt-2 = (VNt-2 + FNt-2 + ONZt-2) x WACC,
i)
SVEt-2 – sú skutočné výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2 vypočítané podľa vzorca
SVEt-2 = (SQVt-2- SQTt-2 - SQREt-2,KL) x SCEt-2 + SQREt-2,KL x SCREt-2,KL + SQREt-2,ZA x SCREt-2,ZA,
kde
1.
SQVt-2 – je skutočné množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
2.
SQTt-2 – je skutočné množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
SQREt-2,KL – je skutočné množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
4.
SCEt-2 – je skutočná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
5.
SCREt-2,KL – je skutočná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
SQREt-2,ZA – je skutočné množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
7.
SCREt-2,ZA – je skutočná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
j)
VEt-2 – plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2 vypočítané podľa vzorca
VEt-2 = (QVt-2 - QTt-2 - QREt-2,KL) x CEt-2 + QREt-2,KL x CREt-2,KL + QREt-2,ZA x CREt-2,ZA,
kde
1.
QVt-2 – je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
2.
QTt-2 – je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
QREt-2,KL – je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
4.
CEt-2 – je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
5.
CREt-2,KL – je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
QREt-2,ZA – je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
7.
CREt-2,ZA – je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
k)
SVPSt-2 – je skutočný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,
l)
VPSt-2 – je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t-2.
Tarifa za prevádzkovanie systému
§13 Spôsob výpočtu tarify za prevádzkovanie systému, postup a podmienky uplatňovania tarify
(1)
Výnos za prevádzkovanie systému na rok t VPSt v eurách, ktorý je uplatňovaný prostredníctvom tarify za prevádzkovanie systému TPSt v eurách na jednotku množstva elektriny, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PNOZEKVt – sú plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov výrobcov elektriny na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a technológiami kombinovanej výroby vrátane nákladov súvisiacich s nákupom zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v roku t, určené podľa § 14,
b)
PNNhut – sú plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny z domáceho uhlia v roku t určené ako súčin tarify DOPt podľa § 12 ods. 2 a množstva elektriny vykúpenej podľa § 12 ods. 1,
c)
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2 na vymedzenom území,
d)
KRDSti – je korekcia i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2 určená podľa § 25 ods. 3.
e)
PNOTt – sú plánované náklady v eurách na rok t zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou PNOTt v roku t určené podľa § 43 ods. 2 písm. b),
f)
KPSt – je korekcia prevádzkovateľa prenosovej sústavy KPSt v eurách, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 určená podľa § 18 ods. 2.
(2)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny.
(3)
Pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSit prepočítaná na spotrebu elektriny na časti vymedzeného územia príslušného i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, ktorá predstavuje spolu s uplatnením TPSt alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny z domáceho uhlia v roku t upravených o korekciu KRDSti, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2.
(4)
Korekcia zohľadňujúca náklady a výnosy súvisiace s uplatnením tarify za prevádzkovanie systému za rok t-2 sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy zohľadní vo výške jeho výnosu PCNOTt z uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v roku t.
(5)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny.
(6)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny.
(7)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto odberateľovi elektriny tarifa za prevádzkovanie systému TPSt na celé množstvo takto odobratej elektriny.
(8)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(9)
Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú prevádzkovateľmi prenosovej a distribučných sústav a výrobcami elektriny údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom elektriny vrátane údajov o množstve elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, v inom zariadení na výrobu elektriny a údaje o spotrebe takto vyrobenej elektriny spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny, dodanej odberateľom elektriny bez použitia prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy, vlastnej spotrebe elektriny pri výrobe elektriny, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.
§14 Spôsob výpočtu alikvotnej časti nákladov vynaložených na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému
(1)
Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách vynaložených na podporu výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a kombinovanou výrobou PNOZEKVt zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PNOZEKVt = NSTRt + KSTRt + NDOPt + KDOPt + NDDt + KDDt + NODt + KNODt,
kde
a)
NSTRt – sú náklady súvisiace s odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
PQSTRit – je plánované množstvo elektriny odobratej i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na straty od výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v jednotkách množstva elektriny v roku t,
3.
ACESTRt – je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav sú schválené alebo určené úradom v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
4.
CESTRit – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
b)
KSTRt – je korekčný faktor nákladov súvisiacich s odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v eurách v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
2.
PQSTRit-2 – je plánované množstvo elektriny odobratej i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na straty od výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
3.
SQSTRit-2 – je skutočné množstvo elektriny odobratej i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na straty od výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
4.
ACESTRt-2 – je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav sú schválené alebo určené úradom v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
CESTRit-2 – je cena elektriny na účely pokrytia strát i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
c)
NDOPt – sú náklady súvisiace s doplatkom v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v roku t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú,
3.
r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú,
4.
PQVOZEjt – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny,
5.
PQTOZEjt – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny,
6.
DOPOZEjt – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPOZEjt = CEPSDOZEjt- ACESTRt ,
ak je CEPSDOZEjt- ACESTRt ≤ 0, potom DOPOZEit sa rovná nule,
kde
CEPSDOZEjt – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
7.
PQVKVjt – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t,
8.
PQTKVjt – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t,
9.
DOPKVjt – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPKVtj= CEPSDKVtj - ACESTRt ,
ak je CEPSDKVtj - ACESTRt ≤ 0, potom DOPKVit sa rovná nule,
kde
CEPSDKVjt – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
d)
KDOPt – je korekčný faktor súvisiaci s nákladmi na doplatok v eurách v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
2.
p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v roku t-2,
3.
r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v roku t-2,
4.
PQVOZEjt-2 – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
5.
PQTOZEjt-2 – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
6.
SQVOZEjt-2 – je skutočné množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
7.
SQTOZEjt-2 – je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
8.
DOPOZEjt-2 – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPOZEjt-2 = CEPSDOZEjt-2 - ACESTRt-2,
kde
CEPSDOZEjt-2 – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
9.
PQVKVjt-2 – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
10.
PQTKVjt-2 – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
11.
SQVKVjt-2 – je skutočné množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
12.
SQTKVjt-2 – je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
13.
DOPKVjt-2 – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPKVjt-2 = CEPSDKVjt-2 - ACESTRt-2,
kde
CEPSDKVjt-2 - je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
e)
NDDt – je plánovaná alikvotná časť nákladov na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj prekúpeného množstva elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
p – je počet hodín roku t,
3.
PQSTRdokti,j – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave; vzorec sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elktriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, vzorec sa rovná nule,
4.
CEDDit – je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
5.
CESTRit – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
6.
PQSTRprekti,j – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; PQSTRprekti,j sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRprekti,j sa rovná nule,
7.
PCETRHjt – je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t v j-tej hodine roku t; PCETRHjt sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t ako aritmetický priemer cien elektriny príslušných hodín v dňoch v období od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
f)
KDDt – je korekčný faktor súvisiaci s alikvotnou časťou nákladov na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj prekúpeného množstva elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
2.
p – je počet hodín roku t,
3.
SQSTRdoki,jt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej distribučnej sústave; SQSTRdoki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 skutočného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, SQSTRdoki,jt-2 sa rovná nule,
4.
PQSTRdoki,jt-2 – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej distribučnej sústave; PQSTRdoki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, PQSTRdoki,jt-2 sa rovná nule,
5.
CEDDit-2 – je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
CESTRit-2 – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
7.
SQSTRpreki,jt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; SQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t skutočného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, SQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
8.
PQSTRpreki,jt-2 – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; PQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu; ak je tento rozdiel kladný, PQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
9.
SCETRHjt-2 – je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t v j-tej hodine roku t-2; SCETRHjt-2 sa rovná pre každú hodinu roka t-2 cene elektriny príslušnej hodiny roka t-2 na dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
10.
PCETRHjt-2 – je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v j-tej hodine roku t-2; PCETRHjt-2 sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t-2 ako aritmetický priemer cien elektriny príslušných hodín dní v období od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; na účely výpočtu parametra KDD2012 sa pre regulovaný subjekt uplatní parameter PCETRHj2010 pre každú hodinu roku 2010 v hodnote rovnajúcej sa hodnote parametra PCEPTRH2010 uvedeného v cenovom rozhodnutí pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy o cenách za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike a za prevádzkovanie systému na rok 2010,
g)
NODt – sú plánované náklady v eurách na rok t súvisiace s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítané podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
r – je počet štvrťhodín v roku t, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t v megawatthodinách a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
3.
PQODjt – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
4.
PZCODjt – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t stanovená zúčtovateľom odchýlok,
5.
PVNt – sú plánované viacnáklady v eurách na rok t uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
6.
PVODt – je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
7.
PCQODt – je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca
kde
– je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t v j-tej štvrťhodine roku t súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 8.
PQSZt – je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
h)
KNODt – je korekčný faktor nákladov v eurách na rok t súvisiacich s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; KNODt sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
2.
s – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a skutočnej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
3.
SQODt-2j – je skutočná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,
4.
SZCODt-2j – je skutočná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,
5.
SVNt-2 – sú skutočné viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
6.
SVODt-2 – je skutočný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
7.
SCQODt-2 – je skutočná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca
kde
– je absolútna hodnota skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 8.
SQSZt-2 – je skutočné množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
9.
r – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
10.
PQODjt-2 – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,
11.
PZCODjt-2 – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,
12.
PVNt-2 – sú plánované viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
13.
PVODt-2 – je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
14.
PCQODt-2 – je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca
kde
– je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 15.
PQSZt-2 – je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(2)
Množstvo nakúpenej elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktoré prevyšuje diagram strát prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Ak má prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy prenesenú zodpovednosť za odchýlku, uvedené množstvo nakúpenej elektriny sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy subjektu zúčtovania, ktorý prevzal za neho zodpovednosť za odchýlku.
(3)
Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou PNOZEKVt podľa odseku 1 sa upraví o rozdiel vyplateného doplatku a doplatku, ktorý zodpovedá množstvu elektriny podľa potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za uplynulé obdobie podľa osobitného predpisu.40)
Prístup do prenosovej sústavy, prenos elektriny, podporné služby a systémové služby v elektroenergetike
§15 Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa § 15 až 21 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh, a vykonáva sa
a)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
b)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
c)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.
(2)
Do 30. apríla roku t sa regulovaným subjektom predkladajú tieto údaje:
a)
výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,
b)
výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,
c)
výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,
d)
výška skutočných výnosov z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-1,
e)
výška skutočných investícií v roku t-1,
f)
výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
g)
výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
h)
skutočnú výšku výnosov z uplatnenia ceny za pripojenie do prenosovej sústavy v roku t-1.
(3)
Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka t-1 plánované množstvo v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t
a)
fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení na prenosovú sústavu a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,
b)
fakturovanej celkovej koncovej spotreby elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny od prevádzkovateľov distribučnej sústavy vrátane koncovej spotreby elektriny odberateľov pripojených do distribučnej sústavy v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
c)
celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
d)
elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,
e)
elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zahraničia.
(4)
Tarify za rezervovaný výkon a za prenos plánovaného množstva elektriny QPPt sa určia tak, aby výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 16 ods. 1 a plánovaného množstva elektriny QPPt.
(5)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, možno zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.41)
§16 Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CPt okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PNvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,
b)
JPIn – je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
c)
X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
d)
Ovych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných z RABvych na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
e)
POt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítaných na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
f)
RABvych ˜– je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k 1. januáru 2011,
g)
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
h)
KSK – je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality; KSK sa na roky 2012 až 2015 rovná jednej a na rok 2016 sa určí úradom na základe dosiahnutej úrovne vybraných štandardov kvality v roku 2014 v intervale od 0,98 do 1,00,
i)
KDZ – je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícii súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí úradom v intervale od 0,99 do 1,00,
j)
FINVPt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt na rok 2012 sa rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPt = SOt-2 - POt-2,
kde
1.
SOt-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
2.
POt-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
k)
MPt – je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca
MPt = (ITCt + VAt) x (1 - m),
kde
1.
ITCt – je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,
2.
VAt – je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odčítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na hraničných profiloch prenosovej sústavy,
3.
m – je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
l)
DVt – sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do sústavy; DVt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,
m)
QPPt – je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t, vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
n)
ZDt – je faktor neočakávaných zmien zohľadňujúci dodatočné náklady na prenos elektriny z dôvodu zmeny právnych predpisov v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t; ZDt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
kde
NDt-2 – sú schválené alebo určené neočakávané oprávnené náklady vyvolané zmenou právnych predpisov súvisiace s regulovanou činnosťou, ktoré možno zahrnúť do ceny, v eurách v roku t-2.
(2)
Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určí ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov, a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením na tri desatinné miesta.
(3)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,6. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,4.
(4)
Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu.
§17 Spôsob výpočtu tarify za straty pri prenose elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPLt v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VstEPS,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy na rok t vrátane tokov zahraničia,
b)
PPSCPS,t– je percento plánovaných strát pri prenose elektriny prenosovou sústavou na rok t vypočítané podľa vzorca
kde
1.
SQPLt-3 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-3,
2.
SQPLt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
3.
SVstEPS,t-3 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-3 vrátane tokov zahraničia,
4.
SVstEPS,t-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-2 vrátane tokov zahraničia.
(2)
Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt, výnos z týchto platieb sa nezahŕňa do výnosu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QPLt – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t podľa odseku 1,
b)
PLEt – je úradom schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEEEX,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, produktu EEX Phelix Baseload Year Futures Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
2.
kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 15 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na rok t,
3.
Ot – sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t na odchýlku súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri prenose elektriny; tieto náklady sa stanovia pomerne k skutočným nákladom za obdobie január až jún t-1,
c)
QPLprenost – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t,
d)
FPSt – je faktor strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
PSstratyt-2 – je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2,
2.
QPLprenost-2 – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
QSKprenost-2 – je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
4.
PLEt-2 – je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
QPLt-2 – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose na rok t-2,
6.
QSKt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny nakúpenej v roku t-2.
§18 Uplatnenie tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom prenosovej sústavy
(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje pre prevádzkovateľov distribučnej sústavy a koncových odberateľov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, pričom schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos PCNOTt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PCNOTt = PNOTt - KPSt,
kde
a)
PNOTt – je alikvotná časť nákladov v eurách na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t určených podľa § 43 ods. 2 písm. b),
b)
KPSt – je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 podľa odseku 2.
(2)
Tarify za prevádzkovanie systému TPSt a TPSit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určia tak, aby výnos z uplatnenia týchto taríf neprekročil maximálny plánovaný výnos PCNOTt určený podľa odseku 1; tieto tarify sa vypočítajú z nasledujúceho vzorca
kde
a)
TPSt – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QKtpo – je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
c)
QZtpo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobený vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy a dodaný odberateľom elektriny v rámci miestným distribučnej sústavy a spotrebovaný pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
d)
QVtpo – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení výrobcov elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výroby elektriny okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
e)
Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,
f)
– je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, g)
TPSti – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
h)
QKti – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý všetkými koncovými odberateľmi elektriny z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny na rok t,
i)
d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,
(3)
Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
TPSt-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,
b)
– je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, c)
– je celkové skutočné množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, d)
– je celkové skutočné množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, e)
TPSit-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
f)
SQKit-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
g)
d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,
h)
– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, i)
– je celkové plánované množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, j)
– je celkové plánované množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, k)
Kvdt-2 – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t-2 určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,
l)
je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5, m)
– je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5, n)
QKit-2 – je celkové plánované množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
o)
– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na rok t-2. (4)
Korekcia v eurách na rok t KPSt pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v rokoch 2010 a 2011.
§19 Cena za poskytovanie podporných služieb v elektroenergetike a regulačnej elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Na základe dohodnutého a schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované náklady v eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb PPSt od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb.
(2)
Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa priamym určením ustanovuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu a maximálny ročný náklad na zabezpečenie poskytovania diaľkovej regulácie napätia a jalového výkonu a štartu z tmy v eurách a maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny alebo minimálna cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii predmetného druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných služieb prevádzkovateľom prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva podľa osobitného predpisu.43)
(3)
Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení poskytovateľov podporných služieb ako
a)
najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny,
b)
najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny.
(4)
V každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení sa osobitne vyhodnocuje kladná regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy.
§20 Uplatnenie tarify za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike prevádzkovateľom prenosovej sústavy
(1)
Prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy sa uplatňujú tarify za systémové služby, kde schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos SSTt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPSt – sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách,
b)
PNDispvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,
c)
JPIn – je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom; na za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
d)
X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
e)
ODispvych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vzťahujúcich sa na RABDispvych a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
f)
PODispt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách súvisiace s dispečerskou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre dispečerskú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
g)
RABDispvych – je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou činnosťou, precenenej k 1. januáru roka 2011,
h)
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
i)
FINVDispt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDispt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVDispt = SODispt-2 - PODispt-2,
kde
1.
SODispt-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
2.
PODispt-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre dispečerskú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
j)
KS t – je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 2.
(2)
Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KSt = TSSt-2 - SSTt-2 - (1 - s) x (SPSt-2 - PPSt-2) - Naukct-2 - CVt-2 ,
kde
a)
TSSt-2 – je celkový skutočný výnos v eurách v roku t-2 z platieb za systémové služby vybratý od prevádzkovateľov distribučnej sústavy a od koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy,
b)
SSTt-2 – je schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos z platieb za systémové služby v eurách v roku t-2,
c)
s – je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a odberateľov elektriny, ktorí sú pripojení na prenosovú sústavu, určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
d)
SPSt-2 – sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
e)
PPSt-2 – sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
f)
Naukct-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
g)
CVt-2 – je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
CVt -2 = NOcvt -2 - COcvt -2 - VVcvt -2 + NREcvt -2 - VREcvt -2 + Ncvt -2 - Vcvt -2 ,
kde
1.
NOcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
2.
VOcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
3.
NVcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
4.
VVcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
5.
NREcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
6.
VREcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
7.
Ncvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,
8.
Vcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.
(3)
Tarifa za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určí tak, aby výnos z uplatnenia tejto tarify neprekročil maximálny plánovaný výnos SSTt určený podľa odseku 1; tarifa TSSt sa vypočíta z nasledujúceho vzorca
kde
a)
TSSt – je tarifa v eurách na jednotku množstva elektriny za poskytovanie systémových služieb určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy priamo pripojených do prenosovej sústavy a pre koncových odberateľov elektriny pripojených do distribučnej sústavy,
b)
QKtpo – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t,
c)
QZtpo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom výrobnom zariadení na výrobu elektriny pripojených do miestnej distribučnej sústavy, a dodanej koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
d)
QVtpo – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej koncovým odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
e)
Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,
f)
– je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, g)
QKit – je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t,
h)
– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny, pripojených do miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, i) Vzorec
– je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
j)
d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy.
§21 Ostatné podklady návrhu ceny
S návrhom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa predkladajú aj podklady podľa prílohy č. 2.
Prístup do distribučnej sústavy a distribúcia elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy a uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému
§22 Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa § 22 až 27 sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny.
(2)
Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané množstvá v závislosti od typu merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej z príslušnej distribučnej sústavy
a)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
b)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky.
(3)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako vážený priemer jednotlivých taríf.
(4)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do jedenástich sadzieb pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnostiach takto:
a)
C1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
C2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,
c)
C3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
d)
C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,
e)
C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,
f)
C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,
g)
C7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
h)
C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
i)
C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
j)
C10 je sadzba pre verejné osvetlenie,
k)
C11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny.
(5)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do ôsmich sadzieb pre odberateľov elektriny v domácnostiach takto:
a)
D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
D3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme, pričom aspoň jeden interval sa poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje. Prevádzkovateľ distribučnej sústavy zverejní informáciu o fixnom čase trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri hodiny odberateľovi elektriny,
d)
D4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
e)
D5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
f)
D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma,
g)
D7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatku 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,
h)
D8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov.
(6)
Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie spôsobu výpočtu navrhovaných cien a taríf.
(7)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu nízkeho napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.
(8)
Na účely uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa poskytujú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky a skutočné údaje o množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a to vždy za príslušný mesiac do ôsmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.
(9)
Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za straty pri distribúcii elektriny v roku t oproti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia oprávnených nákladov za straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom, aby bola percentuálna zmena cien distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity.
(10)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny sa určuje maximálne do výšky 0,65. Medziročná zmena podielu výnosov z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 1 %.
(11)
Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dojednaná v zmluve o pripojení alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Nameraný štvrťhodinový výkon na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je najvyššia hodnota výkonu nameraného počas kalendárneho mesiaca v dňoch pondelok až nedeľa 24 hodín denne. Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt.
(12)
Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny zmluvou o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo rámcovou distribučnou zmluvou. Hodnota rezervovanej kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity maximálne 5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá.
(13)
Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu A alebo B trvajúci najmenej tri mesiace a najviac sedem mesiacov v kalendárnom roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu elektriny tvorí najmenej 90 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny rok.
(14)
Rezervovaná kapacita sa dohodne takto:
a)
mesačná na jeden kalendárny mesiac,
b)
trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace na rovnakú hodnotu,
c)
dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov na rovnakú hodnotu.
(15)
O zmenu rezervovanej kapacity môže odberateľ elektriny, ktorého odberné miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia a ktorý má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny, požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z
a)
dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná kapacita uplatňovaná,
b)
trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka,
c)
mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca, odkedy bola mesačná kapacita uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka.
(16)
Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 14 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.
(17)
Hodnota a doba trvania rezervovanej kapacity platí ďalej na príslušné nasledujúce obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná kapacita platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace, dvanásťmesačná platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity na nasledujúce obdobie môže odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa distribučnej sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr do 20. dňa posledného mesiaca obdobia, na ktoré je kapacita dohodnutá. Rezervovaná kapacita sa účtuje mesačne.
(18)
Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná kapacita stanovená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení a určená v pripojovacích podmienkach; pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dojednaná a môže byť nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie rezervovanej kapacity alebo zvýšenie hodnoty rezervovanej kapacity do výšky maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej správy nevyžaduje. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesta nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu sa odberateľom elektriny preukazuje zníženie menovitej hodnoty ističa predložením revíznej správy o výmene ističa. Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy. Ak o zníženie rezervovanej kapacity požiadal odberateľ elektriny pripojený do sústavy po 31. decembri 2004, po predložení žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od zníženia hodnoty rezervovanej kapacity na žiadosť odberateľa elektriny sa mu pri pridelení tejto kapacity neuplatňuje cena za pripojenie.
(19)
Na účely cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne
a)
veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny vystupujúceho na strane vysokého napätia,
b)
vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho na strane nízkeho napätia.
(20)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.41)
§23 Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny regionálnou distribučnou sústavou
(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDHN,t zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny, prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
CDHN,t = CDEHN,t + CPDHN,t + ZDHN,t,
kde
a)
CDEHN,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)
CPDHN,t – je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t podľa odseku 4,
c)
ZDHN,t – je faktor neočakávaných zmien na napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci dodatočné náklady na distribúciu elektriny z dôvodu zmeny právnych predpisov; ZDHN,t sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
NDHN,t-2 – sú schválené alebo určené neočakávané oprávnené náklady vyvolané zmenou právnych predpisov súvisiace s regulovanou činnosťou, ktoré možno zahrnúť do ceny, v eurách v roku t-2,
2.
QPDHN,t – je plánované priemerné množstvo distribuovanej elektriny odobratej z distribučnej sústavy na napäťovej úrovni koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do distribučnej sústavy regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1.
(2)
Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDEHN,t na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
VystEHN,t– je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t=VystEOHN,t+VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,t – plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
2.
VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
b)
VVDHN+1,t– je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny v eurách na rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne podľa vzorca
VVDHN+1,t = CDEHN+1,t x VystETRHN+1,t ,
kde
1.
CDEHN+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; CDEVVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne VVN je rovné nule,
2.
VystETRHN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z vyššej napäťovej úrovne HN+1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
c)
VVDHN,t – sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané podľa odseku 3.
(3)
Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca
kde
a)
PNHN,vych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,
b)
JPIn – aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-2,
c)
X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
d)
OHN,vych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RABHN,ych na napäťovej úrovni a vypočítaná na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
e)
POHN,t – sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
f)
RABHN,vych – je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni v eurách rovnajúca sa hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2010 a vypočíta sa podľa vzorca
RABHN,vych= RABHN,2005+INVHN,2006-2010-OHN,2006-2010,
kde
1.
RABHN,2005 – je hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu na napäťovej úrovni v eurách rovnajúca sa schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31. decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku42) podľa znaleckých posudkov vyhotovených z podnetu úradu, a to znaleckého posudku č. 26/2006 pre regulovaný subjekt ZSE Distribúcia, a. s., znaleckého posudku č. 38/2006 pre regulovaný subjekt SSE Distribúcia, a. s., a znaleckého posudku č. 49/2006 pre regulovaný subjekt Východoslovenská distribučná, a. s.,
2.
INVHN,2006-2010 – je schválená alebo určená hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v rokoch 2006 až 2010,
3.
OHN,2006-2010 – sú schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách súvisiace s regulovanou činnosťou v období rokov 2006 až 2010 a vypočítané na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
g)
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
h)
KSK – je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality uplatnený na základe dosiahnutej úrovne vybraných štandardov kvality; KSK sa na roky 2012 až 2015 rovná jeden; KSK sa na rok 2016 určí v intervale od 0,98 do 1,00,
i)
KDZ – je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jeden a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od 0,99 do 1,00,
j)
FINVPHN,t – je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVPHN,t sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPHN,t = SOHN,t-2 - POHN,t-2,
kde
1.
SOHN,t-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
2.
POHN,t-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
k)
DVHN,t – sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie dohodnutej kapacity a za neoprávnený odber elektriny;44)DVHN,t sa na roky 2012 a 2013 rovná nule.
(4)
Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPDHN,t súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa vypočíta podľa vzorca
CPDHN,t=CPEHN,t+KPHN,t,
kde
a)
CPEHN,t – je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t a vypočíta sa podľa odseku 5,
b)
KPHN,t – je faktor vyrovnania zložky ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t a po prvýkrát sa uplatní na rok 2014 podľa vzorca
kde
1.
SVystETRHN+1,t-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
2.
VystETRHN+1,t-2 –je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
3.
CPEHN+1,t-2 – je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie elektriny v roku t-2, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne HN; hodnota CPEVVN+1,t-2 sa stanoví primerane podľa odseku 6,
4.
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
4.1.
VystEOHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,
4.2.
VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.
(5)
Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
VVPHN,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
VVPHN,t = CPEHN + 1,t x VystETRHN + 1,t ,
kde
1.
CPEHN+1,t – je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne,
2.
VystETRHN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t,
b)
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa odseku 4 písm. b) štvrtého bodu.
(6)
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny CPEVVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon, prenesenú elektrinu a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené úradom na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
RKPt – je rezervovaná kapacita v megawattoch na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
b)
CRKt – je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na megawatt na rok uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
c)
VystETRVVN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia regulovaného subjektu z prenosovej sústavy,
d)
PEt – je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
e)
PSstratyt – je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy.
§24 Spôsob výpočtu tarify za straty pri distribúcii elektriny regionálnou distribučnou sústavou, postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Tarifa za straty pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia podľa vzorca
kde
a)
VVSDHN,t – sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 2,
b)
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t, vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,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.
VystETRHN,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 VVSDHN,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
VVSDHN,t = CSDHN + 1,t x VxstERTHN + 1,t + CSHDHN,t x VystEHN,t ,
kde
a)
CSDHN+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 CSDVVN+1,t rovná nule,
b)
CSHDHN,t – je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t.
(3)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PMSEHN,t – je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t podľa odseku 4,
b)
PCSESt – je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
, ak hodnota PCSES2012 vypočítaná podľa vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, PCSES2012 sa rovná 62,80 eura/MWh, kde
1.
CEEEX,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle produktu EEX Phelix Baseload Year Futures Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
2.
kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny na rok t,
3.
Ot – sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiace s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri distribúcii elektriny.
(4)
Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VstEHN,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)
PPSCHN,t – je hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni určená podľa odseku 5,
c)
XSHN,n– je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni; XSHN,n sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa určí podľa odseku 5.
(5)
Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSCHN na príslušnej napäťovej úrovni a hodnota faktora efektívnosti strát XSHN,n je určená takto:
| ZSE Distribúcia, a. s. | Stredoslovenská energetika - Distribúcia, a.s. | Východoslovenská distribučná, a. s. | ||
| PPSCHN | PPSCHN | PPSCHN | XSHN,n | |
| VV | 0,895 % | 0,795 % | 0,945 % | 0,1 % |
| VN | 3,708 % | 3,613 % | 3,756 % | 1,0 % |
| NN | 12,655 % | 12,203 % | 12,655 % | 2,0 % |
§25 Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy
(1)
Maximálny povolený výnos v eurách, ktorý regulovaný subjekt dosiahne za poskytovanie systémových služieb SSDt v eurách v roku t, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
TSSt – je tarifa za systémové služby určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QKt – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktoré odoberú koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, z distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,
c)
je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobraté koncovými odberateľmi elektriny pripojenými do distribučnej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima je podiel celkového ročného distribuovaného množstva elektriny v roku t-2 a zmluvne dohodnutej hodnoty štvrťhodinového výkonu, d)
QZtdo – je celkové plánované množstvo elektriny distribuované prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
e)
QVtdo – je celkové plánované množstvo elektriny vyrobené v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodané koncovým odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebované pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
f)
Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t určený cenovým rozhodnutím úradu v rozsahu 0 až 0,8.
(2)
Maximálny povolený výnos v eurách, ktorý regulovaný subjekt dosiahne uplatnením taríf za prevádzkovanie systému STPSDt v eurách v roku t, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
TPSt – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QKt – je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,
c)
QZtdo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
d)
QVtdo – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
e)
TPSit – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t.
(3)
Korekcia KRDSt regulovaného subjektu v eurách zohľadňujúca náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
TPSt-2– je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,
b)
TPSit-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
c)
SQKt-2 – je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratý prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,
d)
QKt-2 – je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t-2,
e)
je celkový skutočný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, f)
– je celkový skutočný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, g) Vzorec
– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
– je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2. (4)
Pri výpočte korekcie v eurách na rok t KRDSt sa pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v rokoch 2010 a 2011.
§26 Ostatné podklady návrhu ceny
S návrhom ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 3.
Dodávka elektriny pre domácnosti
§27 Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa § 27 až 29 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre domácnosti.
(2)
Pre odberateľov elektriny v domácnosti sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac osem sadzieb:
a)
DD1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
DD2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
DD3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní aspoň tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
d)
DD4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
e)
DD5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie, nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
f)
DD6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma,
g)
DD7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatku 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
h)
DD8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov.
(3)
Ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých zložkách sadzieb sú maximálnymi cenami.
§28 Spôsob výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre domácnosti
(1)
Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny pre domácnosti schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca
, ak hodnota CE2012 vypočítaná podľa tohto vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, CE2012 sa rovná 62,80 eura/MWh, kde
a)
CEEEX,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, produktu EEX Phelix Baseload Year Futures Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
b)
kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 12 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,
c)
Ot – sú úradom schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny domácnostiam v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených alebo určených úradom pre regulované subjekty na rok t podľa § 24 ods. 3.
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 27 ods. 2 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,70 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEDi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEDi=KJPDi x CEt+PZt
kde
1.
KJPDi – je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 4,
2.
CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i – je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 27 ods. 2 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške 0,70 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEVTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEVTDi=KVTDi x CEt + PZt,
kde
1.
KVTDi – je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,
2.
CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i – je číselný znak dvojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CENTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CENTDi=KNTDi x CEt + PZt,
kde
1.
KNTDi – je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,
2.
CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i –je číselný znak dvojpásmovej sadzby.
(4)
Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPDi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTDi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTDi sa stanovia v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku PZt všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CEt podľa odseku 1.
(5)
K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je domácnosť pripojená.
§29 Ostatné podklady návrhu ceny
S návrhom ceny za dodávku elektriny pre domácnosti sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 4.
Prístup do distribučnej sústavy a distribúcia elektriny prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému
§30 Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa § 30 až 33 sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny.
(2)
V roku t môže regulovaný subjekt použiť tarify za distribúciu elektriny prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je pripojený vrátane podmienok pridelenia jednotlivých taríf (ďalej len „prevzaté tarify“). Ak regulovaný subjekt nepoužil v roku t-1 prevzaté tarify za distribúciu elektriny, môže použiť prevzaté tarify v roku t len vtedy, ak preukáže, že za rok t-1 mu nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny.
(3)
Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 2, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny na rok t sa určia podľa § 31 na základe vlastného návrhu ceny.
(4)
Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku 2 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá, a prevzaté tarify, ktoré bude regulovaný subjekt uplatňovať jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania jednotlivých taríf a údaje podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 8.
(5)
Maximálna cena At určená podľa § 31 ods. 1 sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny tak, aby vážený priemer taríf týchto sadzieb neprekročil maximálnu cenu At. Sadzba pozostáva z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.
(6)
Za regulovaný subjekt, ktorý predložil vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla roka t oznamuje
a)
množstvo elektriny distribuovanej oprávneným odberateľom vlastnou distribučnou sústavou v roku t-1,
b)
množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného územia z vlastnej výroby elektriny v roku t-1,
c)
množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-1,
d)
vlastná spotreba elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, zníženej o objem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v roku t-1,
e)
skutočné náklady za distribúciu elektriny v roku t-1.
(7)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa siete veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň vysokého napätia zahŕňa siete vysokého napätia a transformáciu veľmi vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa siete nízkeho napätia a transformáciu vysokého napätia na nízke napätie.
(8)
Podiel výnosov z platieb za rezervovaný výkon a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je maximálne do výšky 0,60.
§31 Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny
(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny At v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t okrem strát pri distribúcii elektriny sa pre regulovaný subjekt, ktorý predkladá vlastný návrh ceny, vypočíta podľa vzorca
kde
a)
EONVt – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) na množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,
b)
EONEt – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,
c)
QDt – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
d)
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,
e)
QSDSt – je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny v roku t,
f)
PZt – je plánovaný maximálny primeraný zisk na rok t vo výške najviac 6,23 eura na jednotku množstva distribuovanej elektriny vypočítaný podľa vzorca
kde
1.
ZZt – je schválená alebo určená základná výška zisku v rozsahu 0 až 2,77 eura na jednotku množstva elektriny,
2.
MEt – je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-1,
g)
PVD t-1 – je celkový skutočný objem výnosov v eurách v roku t-1 nesúvisiacich s vykonávaním regulovanej činnosti využívaním prevádzkových aktív nevyhnutne využívaných pre distribúciu elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v roku t; PVD t-1 sa pre rok 2012 rovná nule,
h)
KAt – je faktor vyrovnania maximálnej ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci skutočnosť za rok t-2, KAt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
SEONVt-2 – sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,
2.
EONVt-2 – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,
3.
SEONEt-2 – sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,
4.
EONEt-2 – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,
5.
SMEt-2 – je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3,
6.
MEt-2 – je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3.
(2)
Tarifa za straty pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne, do ktorej je distribučná sústava regulovaného subjektu pripojená, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
VVSDHN,t – sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 3,
b)
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,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 sústavy46) regulovaného subjektu a ostatnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy47) regulovaného subjektu,
2.
VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň.
(3)
Náklady za straty pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni VVSDHN,t v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri distribúcii vlastnej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca
VVSDHN,t = CSDHN+1,t x VystETRHN+1,t +
+ CSHDHN,t x VystEHN,t
kde
a)
CSDHN+1,t – je tarifa za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, je tarifa za straty na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSDHN+1,t rovná nule,
b)
CSHDHN,t – je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t podľa odseku 4.
(4)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PCSESt – 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.
CEEEX,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, produktu EEX Phelix Baseload Year Futures Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
2.
kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny na rok t,
3.
Ot – sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri distribúcii elektriny,
b)
PMSEHN,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 PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VstEHN,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)
PPSCHN – je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy a je najviac,
1.
ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,
1.1.
0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,
1.2.
2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
1.3.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
2.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2.1.
0,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2.2.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
3.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, 1 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia.
§32 Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy užívateľom sústavy pripojeným do miestnej distribučnej sústavy
(1)
Tarifa za poskytovanie systémových služieb TSSt a tarifa za prevádzkovanie systému TPSt schválené alebo určené cenovým rozhodnutím pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený priamo alebo cez inú miestnu distribučnú sústavu, sa uplatňujú za všetku distribuovanú elektrinu do odberných miest odberateľov elektriny pripojených do distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy okrem spotreby elektriny pri výrobe elektriny vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny.
(2)
Na účely uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému sa regulovaným subjektom poskytujú prevádzkovateľovi nadradenej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava regulovaného subjektu pripojená, údaje o skutočnom množstve elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, a to vždy za príslušný mesiac do siedmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.
§33 Ostatné podklady návrhu ceny
S návrhom ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 5.
Pripojenie do sústavy a pripojenie nových výrobcov elektriny do sústavy
§34 Všeobecné ustanovenie
Cenová regulácia podľa § 35 až 40 sa vzťahuje na pripojenie užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy.
§35 Pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy do prenosovej sústavy
(1)
Elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky prenosovej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami prenosovej sústavy a zariadeniami distribučnej sústavy sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy.
(2)
Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy alebo zvýšením maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojeného do prenosovej sústavy alebo úpravou zariadení prenosovej sústavy na základe žiadosti prevádzkovateľa distribučnej sústavy sa rozdelia medzi príslušných prevádzkovateľov sústav takto:
a)
podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 60 % nákladov,
b)
podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 40 % nákladov.
(3)
Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.
(4)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe nákladov podľa odseku 3, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave. Elektroenergetické zariadenie patriace k prenosovej sústave sa vybuduje prevádzkovateľom prenosovej sústavy v súlade s technickými podmienkami. Elektroenergetické zariadenia patriace k distribučnej sústave sa vybudujú prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami.
§36 Pripojenie koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy
(1)
Elektroenergetické zariadenie výrobcu elektriny alebo koncového odberateľa elektriny je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky prenosovej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami prenosovej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny, ktorý žiada o pripojenie, sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy.
(2)
Všetky skutočne preukázané náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy žiadosťou koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny o pripojenie, zabezpečenie požadovaného príkonu nových elektroenergetických zariadení alebo úpravy existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa uhradia koncovým odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny.
(3)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe nákladov podľa odseku 4, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave.
(4)
Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.
(5)
Elektroenergetické zariadenie patriace do prenosovej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom prenosovej sústavy alebo podnikateľom48) po dohode a podľa požiadaviek koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v súlade s technickými požiadavkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy.
§37 Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy
(1)
Elektroenergetické zariadenie účastníka trhu s elektrinou je možné pripojiť do distribučnej sústavy po splnení technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky distribučnej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami distribučnej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami žiadateľa, ktorým je odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, sa určí prevádzkovateľom distribučnej sústavy. Ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov alebo kombinovanou výrobou, na určenie deliaceho miesta sa vzťahuje osobitný predpis.49)
(2)
Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie maximálnej rezervovanej kapacity budovaním nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyvolané pripojením žiadateľa, sa uhradia žiadateľom.
(3)
Náklady Nc na pripojenie elektroenergetického zariadenia žiadateľa do distribučnej sústavy zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane jeho dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním, výstavbou a pripojením elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a náklady od prevádzkovateľa sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený.
(4)
Ak žiadateľ požaduje zvýšenie existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity, cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity sa vypočíta z rozdielu požadovanej a pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity.
(5)
Ak sa pridelená maximálna rezervovaná kapacita po uplynutí dvoch rokov od zmluvne dohodnutého termínu nevyužíva, zníži sa na skutočnú hodnotu využívania, najviac však na 50 % pôvodne dohodnutej maximálnej rezervovanej kapacity, ak sa žiadateľ s prevádzkovateľom sústavy nedohodne inak. Na základe žiadosti žiadateľa o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity sa táto kapacita opätovne žiadateľovi bezodplatne pridelí. Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenia maximálnej rezervovanej kapacity je predloženie žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od zníženia maximálnej rezervovanej kapacity podľa prvej vety.
(6)
Úhrada za pripojenie sa od odberateľa elektriny nevyžaduje pri
a)
zmene dodávateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity,
b)
zmene odberateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity podľa schváleného prevádzkového poriadku prevádzkovateľa sústavy,
c)
opätovnom pridelení pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity odbernému elektrickému zariadeniu so zohľadnením podmienok podľa odsekov 5 a 7; na úrovni nízkeho napätia, ak bolo odberné elektrické zariadenie odberateľa elektriny pripojené do sústavy po 31. decembri 2004.
(7)
Ak odberateľ elektriny požiadal o zníženie hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, pri opätovnom požiadaní o zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity do výšky pôvodnej hodnoty sa neuplatňuje cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, ak odberateľ elektriny predložil žiadosť o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od požiadaného zníženia hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.
(8)
Cena za pripojenie pre krátkodobé odbery elektriny sa určuje prevádzkovateľom distribučnej sústavy vo výške skutočne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy pre pripojenie odberateľa elektriny.
(9)
Elektroenergetické zariadenie patriace do distribučnej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom distribučnej sústavy alebo podnikateľom48) po dohode s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa sústavy.
§38 Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy do napäťovej úrovne 110 kV
(1)
Maximálna cena za pripojenie NO pri pripojení do 110 kV distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v 110 kV distribučnej sústave zahrňuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v 110 kV distribučnej sústave a v prenosovej sústave a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
Nc – sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na výstavbu pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách,
b)
PMRK – je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia žiadateľa v megawattoch,
c)
PD – je disponibilná kapacita pre pripojenie vytvorená nevyhnutnými úpravami energetických zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiacimi s pripojením žiadateľa do distribučnej sústavy v megawattoch,
d)
ko – je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; ak je žiadateľom odberateľ elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná 0,5; ak je žiadateľom výrobca elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná jednej; ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou, ko sa rovná 0,98.
(2)
Ak sa zvýši maximálna rezervovaná kapacita existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny, potom pre výpočet podľa odseku 1 platí, že
a)
Nc je celkový náklad prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiaci s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni 110 kV za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,
b)
PD je celkový disponibilný výkon v megawattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie na napäťovej úrovni 110 kV do distribučnej sústavy za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,
c)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 37 ods. 4.
(3)
Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili nové pripojenia, použije sa na určenie ceny za pripojenie výpočet podľa odseku 1, kde
a)
PMRK – je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 37 ods. 4,
b)
Nc – sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách.
§39 Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne od 1 kV vrátane do 110 kV
(1)
Maximálna cena za pripojenie Cp pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy od 1 kV vrátane do 110 kV, alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave od 1 kV vrátane do 110 kV, zahrňuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NVN – sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV v roku t-1,
b)
PD – je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy v roku t-1,
c)
PMRK – je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,
d)
ko – je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; ak je žiadateľom odberateľ elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná 0,5; ak je žiadateľom výrobca elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná jednej; ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou, ko sa rovná 0,98.
(2)
Maximálna cena za pripojenie Cp určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na rok t-1 a na rok t sa oznamuje úradu najneskôr do konca februára roku t.
§40 Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne do 1 kV
(1)
Maximálna cena za pripojenie odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave do 1 kV zohľadňuje hodnotu príkonu odberného elektroenergetického zariadenia, výšku nákladov na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v miestnej distribučnej sústave alebo v regionálnej distribučnej sústave a je určená pre amperickú hodnotu hlavného istiaceho prvku pred elektromerom cenovým rozhodnutím. Cena za pripojenie na rok t sa zvyšuje v porovnaní s cenou za pripojenie na rok t-1 o aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie JPIt za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1.
(2)
Cena za pripojenie výrobcu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny za pripojenie určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 5; ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.
Výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
§41 Všeobecné ustanovenie
Cenová regulácia podľa § 42 až 44 sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
§42 Postup určenia tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok
(1)
Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PPZOt=PNZOt+PVAt+INVZOt+KZOt,
kde
a)
PNZOt– sú úradom schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
b)
PVAt – je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca
PVAt = AR x 0,065,
kde
AR – sú úradom schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru roku t-1,
c)
INVZOt – je faktor investícií v roku t, ktorým je objem finančných prostriedkov v eurách, a slúži zúčtovateľovi odchýlok na vyrovnanie nedostatku alebo prebytku investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok v roku t-1, ktorého hodnota v roku 2012 sa rovná nule a pre roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
INVZOt=[INVZOSKt-2 - INVZOPLt-2 ] x 0,1, ak INVZOSKt-2 < (0,8 x INVZOPLt-2),
INVZOt=0, ak (1,2 x INVZOPLt-2) ≥ INVZOSKt-2 ≥ (0,8 x INVZOPLt-2)
INVZOt= [INVZOSKt-2 - INVZOPLt-2] x 0,1, ak INVZOSKt-2 > (1,2 x INVZOPLt-2 ),
kde
1.
INVZOSKt-2 – je skutočný objem investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok uskutočnený zúčtovateľom odchýlok v roku t-2 v eurách,
2.
INVZOPLt-2 – je celkový plánovaný objem investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok v roku t-2 v eurách,
d)
KZOt – je fakor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
PZOt-2 – je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok v eurách v roku t-2 určený pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
b)
– je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, c)
– je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, d)
– je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, e)
– je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, f)
TZOt-2 – je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
g)
– je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, h)
– je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, i)
– je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, j) Vzorec
– je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)
Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt v eurách v roku t určený pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPZOt – je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,
b)
QtSZ – je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
c)
QtPZ – 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 TZOt v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPZOt – je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,
b)
QtDD – je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t,
c)
QtRE – je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t.
(4)
Pre subjekty zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt podľa odseku 2 v eurách v roku t.
(5)
Pre subjekty zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt 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 TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.
§43 Postup určenia cien za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou
(1)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu s elektrinou, sa uplatňujú tarify za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou, pričom úradom schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
VOTEt = PNOTEt + PVAt + INVOTEt - KOTEt ,
kde
a)
PNOTEt – sú úradom schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,
b)
PVAt – je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca
PVAt = AR x 0,065,
kde
AR – sú úradom schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
c)
INVOTEt – je faktor investícií v eurách v roku t, ktorý predstavuje objem finančných prostriedkov a slúži organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou na vyrovnanie nedostatku investícií alebo prebytku investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 a ktorého hodnota je na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
INVOTEt = [INVOTESKt-2 - INVOTEPLt-2] x 0,1, ak INVOTESKt-2 < 0,8 x INVOTEPLt-2,
INVOTEt = 0, ak (1,2 x INVZOTEPLt-2) ≥ INVOTESKt-2 ≥ (0,8 x INVZOTEPLt-2),
INVZOTEt = [INVZOTESKt-2 - INVZOTEPLt-2] x 0,1, ak INVZOTESKt-2 > (1,2 x INVZOTEPLt-2)
kde
1.
INVOTESKt-2 – je skutočný objem investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
2.
INVOTEPLt-2 – je celkový plánovaný objem investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
d)
KOTEt – je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 3.
(2)
Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VOTEt – je schválený alebo určený maximálny výnos podľa odseku 1,
b)
PNOTt – sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t; PNOTt sa uplatňujú u prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vypočítajú sa podľa vzorca
kde
1.
TPStote – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na rok t,
2.
QKtpo– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
c)
FPOTEt – je schválená alebo určená ročná fixná platba v eurách určená na rok t cenovým rozhodnutím uplatneným subjektu zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
Qtote– je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,
e)
QOTEt – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t nakúpenej a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.
(3)
Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t; KOTEt sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
– je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2, b)
– je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2, c)
FPOTEt-2 – je ročná fixná platba v eurách určená na rok t-2 cenovým rozhodnutím pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
SQOTEt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
QOTEt-2 – je plánované schválené množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
f)
TOTEt-2 – je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
g)
– je skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, h)
– je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, i)
– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2. §44 Ostatné podklady k návrhu ceny
S návrhom ceny za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 6
Dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie
§45 Všeobecné ustanovenie
Cenová regulácia podľa § 46 sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny.
§46 Cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, postup a podmienky uplatňovania ceny
(1)
Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny CEm,t sa určí cenovým rozhodnutím. Pri určení ceny CEm,t sa vychádza z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, produktu EEX Phelix Baseload Month Futures 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. CEm,t sa určí tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o15 % z dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.
(2)
Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt, kde NDOt sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,70 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
maximálnej ceny za elektrinu CEDt v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEDt = CEm,t + Ot+ PZt,
kde
1.
CEm,t – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
2.
Ot – sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v cenovom konaní regulovaného subjektu vo veci dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny určený podľa § 3 ods. 5 písm. a) pre odberateľov elektriny v domácnosti a podľa § 3 ods. 5 písm. b) pre odberateľov elektriny mimo domácnosti.
(3)
Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny, k sadzbám podľa odseku 2 sa dodávateľom elektriny poslednej inštancie pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny, straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.
§47
(1)
Ak nebude návrh ceny na rok t v konaní o cenovej regulácii úradom schválený do 31. decembra roku t-1, do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu sa na rok t uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na rok t-1; rovnako sa postupuje, ak nebude cena úradom určená. Uvedené neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou.
(2)
Ustanovením podľa odseku 1 nie je dotknutá povinnosť predkladať návrh ceny v termínoch podľa osobitného predpisu.50)
(3)
Ak správca bytového domu alebo spoločenstvo vlastníkov bytov a nebytových priestorov dodávateľovi elektriny alebo prevádzkovateľovi distribučnej sústavy preukáže, že užívanie spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu je spojené výlučne s užívaním bytov, nebytových priestorov alebo spoločných častí a spoločných zariadení iba domácnosťami, distribúcia elektriny a dodávka elektriny do odberných miest spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu sa považuje za distribúciu elektriny pre domácnosti a dodávku elektriny pre domácnosti.
§48 Prechodné ustanovenie
Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje v konaniach o cenovej regulácii na rok 2012.
§50 Účinnosť
Táto vyhláška nadobúda účinnosť 20. júla 2011 okrem § 49, ktorý nadobúda účinnosť 1. januára 2012.
Jozef Holjenčík v. r.
Príloha č. 1 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.
Tabuľka č. 1 – Ostatné podklady k návrhu ceny výrobcu elektriny
| Výrobca elektriny | ||||||||||||||
| Sídlo/adresa trvalého pobytu | ||||||||||||||
| Číslo povolenia/potvrdenia o splnení oznamovacej povinnosti | Meno a priezvisko oprávnenej osoby | Telefónne číslo, e-mailová adresa | ||||||||||||
| Názov zariadenia na výrobu elektriny | ||||||||||||||
| Adresa umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny | ||||||||||||||
| Regionálna distribučná sústava, na ktorej vymedzenom území sa zariadenie na výrobu elektriny nachádza | ||||||||||||||
| Regulačný rok | t | |||||||||||||
| Údaje o výrobe a dodávke elektriny z obnoviteľných zdrojov energie | ||||||||||||||
| Skutočnosť za rok t-2 | ||||||||||||||
| celková výroba elektriny | MWh | |||||||||||||
| výroba elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou*) | MWh | |||||||||||||
| spotreba vyrobenej elektriny pre vlastné využitie | MWh | |||||||||||||
| technologická vlastná spotreba elektriny pri výrobe elektriny | MWh | |||||||||||||
| množstvo elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ak je elektrina vyrábaná podľa § 6 ods. 2 alebo 3 | MWh | |||||||||||||
| množstvo elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok podľa osobitného predpisu**) | MWh | |||||||||||||
| modávka vyrobenej elektriny na straty prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy | MWh | |||||||||||||
| dodávka vyrobenej regulačnej elektriny pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy | MWh | |||||||||||||
| dodávka vyrobenej elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo regionálnej distribučnej sústavy alebo cudzej miestnej distribučnej sústavy | MWh | |||||||||||||
| dodávka vyrobenej elektriny použitím prenosovej sústavy alebo regionálnej distribučnej sústavy alebo cudzej miestnej distribučnej sústavy okrem dodávky elektriny na straty pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a regulačnej elektriny | MWh | |||||||||||||
| celkové náklady na výrobu elektriny v roku t-2 | euro/MWh | |||||||||||||
| vážená priemerná predajná cena vyrobenej elektriny pri dodávke elektriny | euro/MWh | |||||||||||||
| Predpoklad na rok t | ||||||||||||||
| celková výroba elektriny | MWh | |||||||||||||
| spotreba vyrobenej elektriny pre vlastné využitie | MWh | |||||||||||||
| výroba elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou*) | MWh | |||||||||||||
| technologická vlastná spotreba elektriny pri výrobe elektriny | MWh | |||||||||||||
| množstvo elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ak je elektrina vyrábaná podľa § 6 ods. 2 alebo 3 | MWh | |||||||||||||
| množstvo elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok podľa osobitného predpisu*) | MWh | |||||||||||||
| dodávka vyrobenej elektriny na straty prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy | MWh | |||||||||||||
| dodávka vyrobenej regulačnej elektriny pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy | MWh | |||||||||||||
| dodávka vyrobenej elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo regionálnej distribučnej sústavy alebo cudzej miestnej distribučnej sústavy | MWh | |||||||||||||
| dodávka vyrobenej elektriny použitím prenosovej sústavy alebo regionálnej distribučnej sústavy alebo cudzej miestnej distribučnej sústavy okrem dodávky elektriny na straty pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a regulačnej elektriny | MWh | |||||||||||||
| celkové náklady na výrobu elektriny v roku t | euro/MWh | |||||||||||||
| vážená priemerná predajná cena vyrobenej elektriny pri dodávke elektriny | euro/MWh | |||||||||||||
| Technológia výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie | ||||||||||||||
| inštalovaný elektrický výkon zariadenia výrobcu elektriny | MW | |||||||||||||
Vysvetlivky k tabuľke č. 1:
*) Vyplňuje sa len pri cenovom konaní vo veci schválenia ceny elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou.
**) § 4 ods. 1 písm. c) zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o zmene a doplnení niektorých zákonov.
Tabuľka č. 2 – Doby technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na prepravu elektriny vzťahujúcich sa na odpisy do konca roku 2010
| Katalóg produkcie | Názov | Životnosť (roky) |
| 291220 | Čerpadlá | 10 |
| 291230 | Objemové kompresory a vývevy | 12 |
| 292412 | Zariadenia na úpravu vody – filtračné stanice | 14 |
| 300210 | Stroje na spracovanie dát | 5 |
| 311000 | Zdrojové agregáty a pohonné elektrické sústavy | 20 |
| 311026 | Rotačné zdroje prúdu | 20 |
| 311040 | Výkonové transformátory vvn/vn, vn/nn, vn/nn výkonu 10 MVA | 20 |
| 311042 | Transformačné stanice a rozvodne, technologická časť, konštrukcie | 20 |
| 311043 | Výkonové transformátory vvn/vn, vn/nn nad 10 MVA, tlmivky | 20 |
| 311050 | Výkonové meniče (usmerňovače) | 20 |
| 312030 | Rozvádzače | 20 |
| 314000 | Elektrochemické zdroje prúdu | 6 |
| 315034 | Svietidlá (len mobilné) | 6 |
| 316211 | Elektromechanické a elektronické zabezpečovacie zariadenie | 10 |
| 322020 | Zariadenia pre drôtovú telekomunikáciu | 5 |
| 332061 | Elektronické meracie prístroje | 8 |
| 332063 | Mechanické meracie prístroje | 10 |
| 332070 | Prístroje pre automatickú reguláciu a riadenie | 17 |
| 341000 | Dopravné prostriedky | 15 |
| Katalóg produkcie/ Katalóg stavieb | Názov | Životnosť (roky) |
| 1212 | Ostatné ubytovacie zariadenia na krátkodobé pobyty | 40 |
| 1220 | Budovy pre administratívu | 60 |
| 1242 | Garážové budovy | 60 |
| 1251 | Priemyselné budovy | 60 |
| 1252 | Nádrže, silá a sklady | 50 |
| 1274 | Ostatné budovy | 50 |
| 1279 | Budovy energetické | 80 |
| 2112 | Miestne komunikácie | 40 |
| 2122 | Ostatné dráhy | 30 |
| 2153 | Melioračné rozvody vody a zariadenia | 30 |
| 2213 | Diaľkové telekomunikačné siete a vedenia | 30 |
| 2214 | Diaľkové elektrické rozvody vzdušné | 35 |
| 2214 | Diaľkové elektrické rozvody káblové | 35 |
| 2222 | Miestne potrubné rozvody vody | 30 |
| 2223 | Miestne kanalizácie | 50 |
| 2224 | Miestne elektrické a telekomunikačné rozvody | 30 |
| 2420 | Ostatné inžinierske stavby | 30 |
Tabuľka č. 3 – Doby technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na prepravu elektriny vzťahujúcich sa na odpisy od roku 2011
Klasifikácia produktov podľa činností (KP) – Dlhodobý hmotný majetok – životnosť
| Katalóg produktov | Názov | Životnosť (roky) | Poznámka |
| 28.13.11 | Čerpadlá | 12 | |
| 28.13.28 | Objemové kompresory a vývevy | 14 | pre kompresory pojazdné platí KP 28.13.24 |
| 28.29 | Zariadenia na úpravu vody – filtračné stanice (ostatné stroje a zariadenia na všeobecné účely) | 14 | |
| 26.20 | Stroje na spracovanie dát (počítače a periférne zariadenia) | 5 | mimo TIS ochrán, ktoré majú životnosť 15 rokov |
| 27.11.31 | Elektrické motory, generátory (so vznetovým motorom) | 20 | |
| 27.11.32 | Elektrické motory, generátory (so zážihovým motorom – prenosná) | 20 | |
| 27.11.26 | Generátory na striedavý prúd (alternátory) rotačné zdroje prúdu | 20 | |
| 27.11.4 | Výkonové transformátory vvn/vn, vn/nn, výkonu do 10 MVA | 20 | Uvedená KP platí pre transformátory s kvapalinovým dielektrikom, ostatné transformátory menšie ako 16 kVA majú KP 27.11.42 a nad 16 kVA 27.11.43 |
| 27.11.41 | Výkonové transformátory zvn/vvn, vvn/vvn, vvn/vn, vn/nn výkonu nad 10 MVA | 30 | Ďalej patrí: 27.11.41 tlmivka olejová 27.11.50 tlmivka vzduchová a pod. |
| 27.12 | Elektrické rozvodne a ovládacie zariadenia, primárna technika | 30 | |
| 27.12 | Elektrické rozvodne a ovládacie zariadenia, sekundárna technika | 30 | |
| 27.11.50 | Odpory na výbojky alebo výbojkové trubice, statické meniče, ostatné induktory | 20 | |
| 27.12.31 | Rozvodné panely a ostatné základne vybavené elektrickými spínacími alebo ochrannými zariadeniami (rozvádzače) | 20 | |
| 27.12.32 | |||
| 27.20 | Batérie a akumulátory (elektrochemické zdroje prúdu) | 8 | |
| 27.40 | Elektrické svietidlá (len mobilné) | 6 | |
| 26.30.50 | Elektromechanické a elektronické zabezpečovacie zariadenie (poplachové zariadenia) | 10 | |
| 26.30.60 | |||
| 27.90.11 | |||
| 26.51 | Meracie, testovacie a navigačné zariadenia | 8 | Posledné dvojčíslie KP: 12 – zameriavacie zariadenia 20 – rádionavigačné prístroje 42 – osciloskopy 43 – zariadenia na meranie elektrických veličín 45 – zariadenia na meranie a kontrolu elelektrických veličín 51 – barometre, vlhkomery 52 – meradlá priebehu, tlaku a hladiny kvapalín a plynov 53 – zariadenia na chemické rozbory 63 – meradlá spotreby elektrickej energie 65 – atomatomatické regulaèné prístroje neelektrické 66 – ostatné meracie prístroje |
| 26.20 | Počítače a periférne zariadenia, prístroje na automatickú reguláciu a riadenie | 15 | napr. 26.20.14 riadiaci terminál RIS, 26.20.12 FOX, PCM, ETL, SWT a pod. |
| 29 | Osobné autá a dopravné príslušenstvo | 15 | napr. 29.10.21 zážihový do 1 500 cm3 29.10.22 zážihový nad 1 500 cm3 29.10.23 diesel |
| 29 | Nákladné autá, traktory a príslušenstvo | 15 | napr. 29.10.41 nákladné auto 29.30.22 traktor a pod. |
| 26.30 | Komunikačné zariadenie | 6 | |
| 28.25 | Chladiace a vetracie zariadenia, filtrovanie a čistenie plynov | 8 | |
| 28.29 | Ostatné stroje a zariadenia na všeobecné účely, i. n. | 12 | |
| 28.49.12 | Obrábacie stroje na opracovanie dreva, korku, tuhých plastov a pod. | 10 | |
| 28.22.13 | Mostový žeriav | 20 | |
| 28.41.21 | Stroje na tvarovanie kovov | 10 | Posledné dvojčíslie KP: 12 – obrábacie centrá 21 – sústruhy 23 – brúsky 22 – vŕtačky, frézy 24 – stroje na pílenie a orezávanie 31 – stroje na ohýbanie 33 – buchary, lisy |
| 31 | Nábytok | 8 | |
| 25.99 | Hotové kovové výrobky | 15 | |
| 25.73 | Nástroje ručné mechanické | 8 | |
| 28.24 | Elektromechanické ručné nástroje so vstavaným motorom | 8 | |
| 26.40.20 | Spotrebná elektronika | 7 | Uvedená KP platí pre televízory, videokamery majú KP 26.40.33, magnetofóny majú KP 26.40.32, rozhlasové prijímače majú KP 26.40.12. |
| 32.50.21 | Terapeutické nástroje a prístroje, dýchacie prístroje | 7 | |
| 16.23.20 | Montované stavby z dreva | 12 | |
| 26.70.13 | Optické a fotografické prístroje a zariadenia | 8 | Posledné dvojčíslie KP: 13 – digitálne fotoaparáty 14 – fotografické prístroje 22 – ďalekohľady, mikroskopy |
| 28.21 | Pece a horáky | 17 | |
| 28.22.15 | Zdvíhacie a manipulačné zariadenia | 17 | Posledné dvojčíslie KP: 11 – kladkostroje 15 – zdvíhacie vozíky 18 – ostatné zdvíhacie a manipulačné zariadenia |
Klasifikácia stavieb – Dlhodobý hmotný majetok (DHM) – životnosť
| Katalóg stavieb | Názov | Životnosť (roky) | Poznámka |
| 1212 | Ostatné ubytovacie zariadenia na krátkodobé pobyty | 40 | |
| 1220 | Budovy pre administratívu | 60 | |
| 1242 | Garážové budovy | 60 | murované |
| 30 | plechové | ||
| 1251 | Priemyselné budovy | 60 | |
| 1252 | Nádrže, silá a sklady | 50 | murované |
| 25 | plechové | ||
| 1274 | Ostatné budovy | 50 | |
| 2111 | Cestné komunikácie | 50 | |
| 2112 | Miestne komunikácie | 50 | |
| 2122 | Ostatné dráhy | 30 | |
| 2153 | Melioračné rozvody vody a zariadenia | 30 | |
| 2213 | Diaľkové telekomunikačné siete a vedenia | 30 | |
| 2214 | Diaľkové elektrické rozvody vzdušné | 35 | |
| 2214 | Diaľkové elektrické rozvody káblové | 35 | |
| 2221 | Miestne plynovody | 40 | |
| 2222 | Miestne potrubné rozvody vody | 30 | |
| 2223 | Miestne kanalizácie | 50 | |
| 2224 | Miestne elektrické a telekomunikačné rozvody | 30 | |
| 2302 | Stavby energetických zariadení | 80 | |
| 2420 | Ostatné inžinierske stavby | 30 | ostatné zariadenie budov – klimatizácia, výťahy, IT rozvody/oplotenie pletivo/ a pod. |
Dlhodobý nehmotný majetok (DNM) – životnosť
| KP/KS | Názov | Životnosť (roky) | Poznámka |
| 58.29.29 | Softvér | 4 | Uvedené KP platí pre aplikačný program zabalený, pre operačný softvér zabalený platí KP 58.29.11, pre sieťový softvér zabalený platí KP 58.29.12, pre stiahnutý aplikačný program platí KP 58.29.32 |
| 58.29.50 | Oceniteľné právo, licencia | Podľa licenčných zmlúv | |
| 2214 | Vecné bremeno | Doba odpisovania – životnosť vecných bremien bude rovnaká, ako doba uvedená v podmienkach v Zmluve o zriadení vecného bremena (týka sa ďalších nákladov za líniové stavby, Est, inžinierskych sietí a pod.) po zaradení DM do majetku po kolaudácii |
Príloha č. 2 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.
Príloha č. 3 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.
Príloha č. 4 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.
Príloha č. 5 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.
Príloha č. 6 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.
1)
§ 12 ods. 11 písm. f) zákona č. 276/2001 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
2)
§ 2 písm. d) zákona č. 276/2001 Z. z. v znení neskorších predpisov.
3)
§ 2 písm. b) bod 27 zákona č. 656/2004 Z. z. o energetike a o zmene niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
4)
§ 66 opatrenia Ministerstva financií Slovenskej republiky zo 16. decembra 2002 č. 23054/2002-92, ktorým sa ustanovujú podrobnosti o postupoch účtovania a rámcovej účtovej osnove pre podnikateľov účtujúcich v sústave podvojného účtovníctva (oznámenie č. 740/2002 Z. z.) v znení neskorších predpisov.
5)
Napríklad zákon č. 381/2001 Z. z. o povinnom zmluvnom poistení zodpovednosti za škodu spôsobenú prevádzkou motorového vozidla a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov, zákon č. 582/2004 Z. z. o miestnych daniach a miestnom poplatku za komunálne odpady a drobné stavebné odpady v znení neskorších predpisov, § 15 zákona č. 656/2004 Z. z. v znení zákona č. 107/2007 Z. z.
6)
§ 22 zákona č. 595/2003 Z. z. o dani z príjmov v znení neskorších predpisov.
8)
§ 29 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
9)
§ 2 ods. 1, 5 a 8 zákona č. 483/2001 Z. z. o bankách a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
10)
§ 23 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
11)
Zákon č. 650/2004 Z. z. o doplnkovom dôchodkovom sporení a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
12)
§ 76 Zákonníka práce v znení neskorších predpisov.
13)
§ 152 Zákonníka práce v znení zákona č. 348/2007 Z. z.
14)
Zákon č. 283/2002 Z. z. o cestovných náhradách v znení neskorších predpisov.
15)
Zákon Národnej rady Slovenskej republiky č. 152/1994 Z. z. o sociálnom fonde a o zmene a doplnení zákona č. 286/1992 Zb. o daniach z príjmov v znení neskorších predpisov.
16)
Nariadenie vlády Slovenskej republiky č. 395/2006 Z. z. o minimálnych požiadavkách na poskytovanie a používanie osobných ochranných pracovných prostriedkov.
17)
Zákon č. 538/2005 Z. z. o prírodných liečivých vodách, prírodných liečebných kúpeľoch, kúpeľných miestach a prírodných minerálnych vodách a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
Zákon č. 355/2007 Z. z. o ochrane, podpore a rozvoji verejného zdravia a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
Zákon č. 355/2007 Z. z. o ochrane, podpore a rozvoji verejného zdravia a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
18)
Zákon č. 124/2006 Z. z. o bezpečnosti a ochrane zdravia pri práci a o zmene a doplnení niektorých zákonov.
19)
§ 20 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
20)
§ 59 ods. 14 opatrenia č. 23054/2002-92 v znení neskorších predpisov.
21)
§ 19 ods. 2 písm. l) zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
22)
§ 15a ods. 1 písm. d) a § 12 ods. 11 písm. f) zákona č. 276/2001 Z. z. v znení zákona č. 112/2008 Z. z.
24)
§ 13 ods. 3 zákona č. 461/2003 Z. z. o sociálnom poistení v znení neskorších predpisov.
25)
Zákon č. 431/2002 Z. z. o účtovníctve v znení neskorších predpisov.
26)
Zákon č. 540/2007 Z. z. o audítoroch, audite a dohľade nad výkonom auditu a o zmene a doplnení zákona č. 431/2002 Z. z. o účtovníctve v znení neskorších predpisov.
27)
§ 11 zákona č. 656/2004 Z. z. v znení neskorších predpisov.
28)
§ 5 ods. 14 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
29)
§ 2 ods. 3 písm. g) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
30)
§ 1 zákona Národnej rady Slovenskej republiky č. 162/1995 Z. z. o katastri nehnuteľností a o zápise vlastníckych a iných práv k nehnuteľnostiam (katastrálny zákon) v znení neskorších predpisov.
32)
Vyhláška Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky č. 599/2009 Z. z., ktorou sa vykonávajú niektoré ustanovenia zákona o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby.
33)
§ 6 ods. 5 a 6 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
34)
§ 6 ods. 2 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
35)
§ 7 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
36)
§ 7 ods. 3 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
37)
§ 6 ods. 4 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
38)
§ 18b ods. 2 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 558/2010 Z. z.
39)
§ 3 ods. 7 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
41)
§ 15a ods. 1 písm. d) a § 12 ods. 11 písm. f) zákona č. 276/2001 Z. z. v znení zákona č. 112/2008 Z. z.
42)
Vyhláška Ministerstva spravodlivosti Slovenskej republiky č. 492/2004 Z. z. o stanovení všeobecnej hodnoty majetku v znení neskorších predpisov.
43)
§ 3 ods. 2 písm. f) a h) zákona č. 656/2004 Z. z. v znení neskorších predpisov.
44)
§ 39 zákona č. 656/2004 Z. z. v znení zákona č. 112/2008 Z. z.
45)
Nariadenie vlády Slovenskej republiky č. 426/2010 Z. z., ktorým sa ustanovujú podrobnosti o výške odvodu z dodanej elektriny koncovým odberateľom a spôsobe jeho výberu pre Národný jadrový fond na vyraďovanie jadrových zariadení a na nakladanie s vyhoretým jadrovým palivom a rádioaktívnymi odpadmi.
46)
§ 2 písm. t) nariadenia vlády Slovenskej republiky č. 317/2007 Z. z., ktorým sa ustanovujú pravidlá pre fungovanie trhu s elektrinou v znení nariadenia vlády č. 211/2010 Z. z.
47)
§ 2 písm. u) nariadenia vlády č. 317/2007 Z. z. v znení nariadenia vlády č. 211/2010 Z. z.
50)
§ 12 ods. 5 zákona č. 276/2001 Z. z. v znení neskorších predpisov.
