18/2017 Z. z.
Časová verzia predpisu účinná od 15.12.2021
18
VYHLÁŠKA
Úradu pre reguláciu sieťových odvetví
z 8. februára 2017,
ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike
Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (ďalej len „úrad“) podľa § 40 ods. 1 písm. a) až i) a l) až n) zákona č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach a § 19 ods. 2 písm. c), d), i) 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 ustanovuje:
§1 Základné pojmy
Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím obdobie od roku 2017 do roku 2022,
b)
regulačným rokom kalendárny rok,
c)
rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,
d)
rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
e)
rokom t–n n-tý rok predchádzajúci roku t,
f)
východiskovým rokom rok 2012,
g)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
h)
spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy na základe zmlúv o pripojení do sústavy viažucich sa k areálu výrobcu elektriny,
i)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
j)
technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok pozostávajúci najmä zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja energie, zariadenia na úpravu primárneho zdroja energie, zariadenia, v ktorom sa vykonáva premena formy primárnej energie na elektrinu, zariadenia vykonávajúceho kvalitatívnu úpravu elektriny, meracieho zariadenia, riadiaceho zariadenia, kontrolného zariadenia a zariadenia na ochranu životného prostredia,
k)
výstavbou zariadenia na výrobu elektriny výstavba nového zariadenia na výrobu elektriny na základe stavebného povolenia alebo ohlásenia stavebnému úradu o realizácii drobnej stavby alebo stavebných úprav,
l)
areálom výrobcu elektriny územie, na ktorom sú vzájomne galvanicky prepojené elektroenergetické zariadenia výrobcu elektriny za odbernými miestami výrobcu elektriny,
m)
nameraným výkonom najvyššia hodnota štvrťhodinového činného elektrického výkonu nameraného počas kalendárneho mesiaca 24 hodín denne,
n)
nadradenou sústavou prenosová sústava alebo regionálna distribučná sústava, do ktorej je pripojená miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, alebo miestna distribučná sústava, do ktorej je pripojená iná miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny.
Cenová regulácia výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, výroby elektriny z domáceho uhlia a cenová regulácia činnosti výkupcu elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností
§7
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 19 a § 8 až 10 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou. Cenová regulácia podľa § 10a a 10b sa vzťahuje na činnosť výkupcu elektriny. Cenová regulácia podľa § 11 sa vzťahuje na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.25a)
(2)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sú:
a)
návrh cien výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, návrh ceny alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
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,
c)
výpočty a údaje podľa § 8 až 10 týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
d)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva sa množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určuje percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených dokladov podľa osobitného predpisu.27)
(6)
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.
(7)
(8)
S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa okrem podkladov podľa odseku 2 predkladajú aj
a)
osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,28)
b)
právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti uskutočneniu drobnej stavby alebo stavebných úprav nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou stavbou alebo ide o stavebné úpravy,
c)
doklad o vykonaní funkčnej skúšky29) alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu30) zariadenia výrobcu elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,31) a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,32)
d)
jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,33)
e)
kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy; ak je zariadenie výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, predkladá sa s návrhom ceny aj potvrdenie vydané prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy o zmluvne dohodnutom pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej distribučnej sústavy podľa § 26 ods. 25, § 42 ods. 5, § 43 ods. 3 alebo § 44 ods. 5,
f)
list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy spojenej so zemou pevným základom evidovanej v katastri nehnuteľností,34) na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,
g)
zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora na meranie vlastnej spotreby, na meranie ostatnej vlastnej spotreby, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla, o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom úradného overenia.
(9)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny, a to
a)
údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky a podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1 údaje o
1.
celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby,
2.
množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny,35)
3.
množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,36)
4.
množstve vyrobenej elektriny dodanej výkupcovi elektriny37) na základe zmluvy o povinnom výkupe elektriny,
b)
údaje o
1.
spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny a meraní vlastnej spotreby elektriny pri výrobe 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 informáciu o poskytnutí podpory použitej na realizáciu opatrení na zabezpečenie plnenia emisných limitov zariadenia na výrobu elektriny,
4.
hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú časť stavby zariadenia na výrobu elektriny,
5.
percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitných predpisov38) pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zoznamu odberateľov tepla s množstvom dodaného tepla, kópií faktúr za dodané teplo alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet prevádzkových hodín za rok a pre nových výrobcov elektriny percentuálne posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu38) na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložené znaleckým posudkom,
c)
údaje o
1.
2.
množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce,
3.
výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu.41)
(10)
S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj tieto doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny:
a)
projekt a zmluva o dielo,
b)
popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
c)
faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
d)
celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
e)
znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie,42) v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
f)
kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy; ak je zariadenie výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, s návrhom ceny predkladanej výrobcom elektriny sa predkladá aj potvrdenie vydané prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy o zmluvne dohodnutom pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej distribučnej sústavy podľa § 26 ods. 25, § 42 ods. 5, § 43 ods. 3 alebo § 44 ods. 5,
g)
doklady preukazujúce poskytnutie podpory z prostriedkov štátneho rozpočtu na rekonštrukciu alebo modernizáciu zariadenia na výrobu elektriny alebo vyhlásenie o tom, že podpora z prostriedkov štátneho rozpočtu nebola poskytnutá.
(11)
(12)
Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny, rekonštrukcii alebo modernizácii technologickej časti zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, na výpočet ceny elektriny sa uplatní aj osobitný predpis.44)
(13)
Cena elektriny sa určí pre obvyklú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov a príslušnú technológiu obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby, pričom pri jej určení sa 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)
rovnomerné odpisy,
g)
osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady,
h)
výška podpory poskytnutej z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu.
(14)
Cena elektriny pre stanovenie doplatku pri predĺžení podpory doplatkom určená pre zariadenie výrobcu elektriny podľa § 8 ods. 3 až 11 musí byť nižšia ako pôvodná cena elektriny pre stanovenie doplatku.
(15)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií výroby elektriny podľa osobitného predpisu45) a spôsob výpočtu korekcie Pznit zohľadňujúcej výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny sa uverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roka.
(16)
Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu8) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie46) okrem výrobcov elektriny, s nárokom na korekcia podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,47) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.
(17)
Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu8) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 okrem výrobcov elektriny, s nárokom na korekcia podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t, sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak doterajší výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.
(18)
Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov sa uplatní na množstvo elektriny určené podľa odseku 5 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou. Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.
(19)
Ak sa zmení výrobca elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny, s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o práve užívať zariadenie doterajšieho výrobcu elektriny, a to najmä kúpna zmluva, darovacia zmluva alebo nájomná zmluva a kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy.
(20)
Ak výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie žiada o predĺženie podpory doplatkom podľa osobitného predpisu,1a) súčasťou návrhu ceny alebo návrhu na zmenu cenového rozhodnutia sú
a)
údaje podľa prílohy č. 10,
b)
výpočet ceny elektriny podľa výpočtového nástroja na určenie zníženia ceny elektriny na účel predĺženia podpory so zníženou cenou elektriny zverejneného na webovom sídle úradu.
§8
(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 CEPSDi,jt sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca
to neplatí pre zariadenia výrobcov elektriny uvedené do prevádzky od 1. marca 2013,
kde
a)
CEPSDi,jZ je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok Z predchádzajúci roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
Pznt na i je korekcia48) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná v hodnote podľa odseku 6; Pznt na i sa vypočíta podľa odseku 13,
c)
rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.
(2)
Cena elektriny pre stanovenie príplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSPt na i, j sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca
CEPSPt na i, j = CEPSPZ na i, j + suma Pznt na i, ak suma PZnt na i je menej ako nula, potom CEPSPt na i, j = CEPSPZ na i, j,
kde
a)
CEPSPZ na i, j je cena elektriny pre stanovenie príplatku na rok Z predchádzajúci roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
Pznt na i je korekcia48) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná v hodnote podľa odseku 6; Pznt na i sa vypočíta podľa odseku 4,
c)
rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.
(3)
Cena elektriny pre stanovenie hodnoty podpory v eurách za MWh za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie pri predĺžení podpory doplatkom podľa osobitného predpisu1a) sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VCNR je výkupná cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny s predĺženou podporou podľa osobitného predpisu1a) v eurách za MWh,
b)
DPONR je plánovaný objem podpory pre zariadenie výrobcu elektriny v eurách počas prvého roka trvania predĺženej podpory podľa osobitného predpisu;1a) DPONR sa vypočíta podľa odseku 4,
c)
QESR je množstvo vyrobenej elektriny s nárokom na podporu doplatkom elektriny a prevzatím zodpovednosti za odchýlku v MWh za rok, ktoré sa vypočíta ako aritmetický priemer za posledných päť ucelených rokov prevádzky zariadenia na výrobu elektriny pred rokom vstupu do predĺženej podpory podľa osobitného predpisu.1a)
(4)
Plánovaný objem podpory doplatkom pre zariadenie výrobcu elektriny v eurách počas prvého roka trvania predĺženej podpory doplatkom podľa osobitného predpisu1a) DPONR sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
NPVNR je čistá súčasná hodnota podpory v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie s predĺžením podpory podľa osobitného predpisu;1a) NPVNR sa vypočíta podľa odseku 5,
b)
r je ročná úroková miera vyjadrená v percentách, vypočíta sa podľa odseku 8,
c)
d je koeficient ročnej degradácie technológie zariadenia na výrobu elektriny; pre zariadenie na výrobu elektriny zo slnečnej energie je maximálna hodnota koeficientu 0,5 % a pre zariadenia na výrobu elektriny z vodnej energie, biomasy, bioplynu, skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd je hodnota koeficientu nula,
d)
z je zostávajúca doba predĺženej podpory podľa osobitného predpisu,1a) zaokrúhlená na šesť desatinných miest, pričom
z = n + p ,
kde
1.
n je zostávajúca doba trvania súčasného režimu podpory pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,
2.
p je doba predĺženia podpory podľa osobitného predpisu1a) rovnajúca sa piatim rokom.
(5)
Čistá súčasná hodnota podpory doplatkom v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie s predĺžením podpory podľa osobitného predpisu1a) NPVNR sa vypočíta podľa vzorca
NPVNR = NPVSR × k + NAKL,
kde
a)
NPVSR je čistá súčasná hodnota podpory v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie v súčasnom režime podpory, ktorá sa vypočíta podľa odseku 6,
b)
k je koeficient zohľadňujúci rok vstupu zariadenia výrobcu elektriny do predĺženia podpory podľa osobitného predpisu,1a) ktorý sa na roky 2021 a 2022 rovná 1,02 a na rok 2023 a nasledujúce roky sa rovná 1,00,
c)
NAKL je suma ekonomicky oprávnených nákladov na opravu alebo úpravu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na účel predĺženia jeho prevádzkyschopnosti v eurách vynaložených najneskôr v prvých piatich rokoch po roku vstupu do predĺženej podpory, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
NAKLiUPR sú ekonomicky oprávnené náklady na nevyhnutnú opravu alebo úpravu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v eurách na účel predĺženia jeho prevádzkyschopnosti počas zostávajúcej a predĺženej doby podpory vynaložené v i-tom roku nasledujúcom po roku vstupu do predĺženej podpory podľa osobitného predpisu,1a) pričom
NAKL ≤ S × INV,
kde
1.1
S je hodnota investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny najviac vo výške 15 %,
1.2
INV je hodnota investičných nákladov novej porovnateľnej technológie časti zariadenia výrobcu elektriny v eurách zverejnená pre nasledujúci rok na webovom sídle úradu a aktualizovaná najneskôr do 31. augusta kalendárneho roka.
(6)
Čistá súčasná hodnota podpory v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie v súčasnom režime podpory NPVSR sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VCSR je výkupná cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, ktorá je určená úradom v súčasnom režime podpory v eurách za MWh,
b)
QESR je množstvo vyrobenej elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny a prevzatím zodpovednosti za odchýlku v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v MWh za rok, ktoré sa vypočíta ako aritmetický priemer za posledných päť ucelených rokov prevádzky zariadenia výrobcu elektriny pred rokom vstupu do predĺženej podpory podľa osobitného predpisu,1a)
c)
TC je trhová cena elektriny v eurách za MWh vypočítaná ako aritmetický priemer cien ročných forwardov elektriny F PXE SK BL na najbližšie tri ucelené kalendárne roky predĺženej podpory podľa osobitného predpisu,1a) zobchodovaných na burze PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) za obdobie posledných ucelených 12 kalendárnych mesiacov pred začatím cenového konania, ktorá sa zverejní pre nasledujúci rok na webovom sídle úradu do 31. augusta kalendárneho roka.
(7)
Cena elektriny sa zníži, ak po preverení skutočne vynaložených nákladov na nevyhnutnú opravu alebo úpravu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v eurách na účel predĺženia jeho prevádzkyschopnosti počas zostávajúcej a predĺženej doby podpory, ktoré mali byť vynaložené najneskôr v prvých piatich rokoch po roku vstupu do predĺženej podpory, nedošlo k ich investovaniu vo výške podľa cenového rozhodnutia.
(8)
Ročná úroková miera r sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
T je sadzba dane z príjmov pre právnické osoby; T sa ustanovuje vo výške 21 % pre cenové konania v roku 2021,
b)
WE je podiel vlastného kapitálu na celkovej kapitalizácii regulovaného subjektu v percentách; WE sa ustanovuje vo výške 40 %,
c)
WD je podiel cudzieho kapitálu na celkovej kapitalizácii regulovaného subjektu v percentách; WD sa ustanovuje vo výške 60 %,
d)
RDP sú náklady na cudzí kapitál vyjadrené priemernou výškou úverov nad 1 000 000 eur poskytnutých nefinančným spoločnostiam za obdobie rokov 2010 až 2020; RDP sa ustanovuje vo výške 2,89 %,
e)
REP sú náklady na vlastný kapitál, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
RfP je bezriziková výnosová miera vyjadrená ako základná sadzba pre výpočet referenčnej a diskontnej sadzby určená Európskou komisiou od 1. januára 2021 vo výške - 0,45 % zvýšená o 100 bázických bodov; RfP sa ustanovuje vo výške 0,55 %,
2.
je beta koeficient vyjadrujúci systematické riziko a citlivosť odvetvia výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov na zmenu trhu; sa ustanovuje vo výške 0,69, 3.
MRP je trhová riziková prirážka za trhové riziko, ktoré udáva o koľko je očakávaná výnosnosť vlastného kapitálu vyššia ako výnos z bezrizikovej investície; MRP sa ustanovuje vo výške 5,54 %.
(9)
Ročná úroková miera r je vo výške 6,24 %. Ak bude odchýlka v jednotlivých parametroch r vyššia ako 10 %, určí sa nová ročná úroková miera, ktorá sa zverejní pre nasledujúci rok na webovom sídle úradu do 31. augusta kalendárneho roka.
(10)
Pri určení ceny elektriny pre stanovenie doplatku pri predĺžení podpory doplatkom so zníženou cenou elektriny na kalendárny rok nasledujúci po kalendárnom roku, v ktorom sa rozhoduje o znížení ceny elektriny, sa zohľadnia hodnoty podľa odseku 5 písm. c) bodu 1.2, odseku 6 písm. c) a odseku 9 uverejnené na webovom sídle úradu v kalendárnom roku, v ktorom sa rozhoduje o určení ceny elektriny.
(11)
Pri určení ceny elektriny pre stanovenie doplatku pre výrobcu elektriny, ktorému sa skončí podpora výkupom elektriny výkupcom elektriny za cenu vykupovanej elektriny a podpora prevzatím zodpovednosti za odchýlku výkupcom elektriny pred uplynutím predĺženej podpory doplatkom so zníženou cenou elektriny sa odseky 3 až 10 použijú primerane.
(12)
Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku CEPSDi,jZ 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 určí podľa § 7 ods. 12 alebo 13.
(13)
Korekcia Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny s primárnymi palivami podľa odseku 6 zohľadňujúca výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny i-tou technológiou na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny z neobnoviteľných zdrojov energie i-tou technológiou na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
NCPPit-1 je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-1,
b)
QPPi1MWh,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 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)
QPPi1MWh,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 určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.
(14)
Pznit sa uplatní na jeden rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh,t-2 určených podľa odseku 4.
(15)
Hodnotou Pznt na i v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny je hodnota zohľadňujúca výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny i-tou technológiou na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny z neobnoviteľného zdroja energie i-tou technológiou na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou zverejnená na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.
§8a Výpočet rozsahu podpory doplatkom a príplatkom
(1)
Doplatok Di v eurách/MWh za základný časový úsek48a) pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom48b) sa vypočíta podľa vzorca
kde
CEi je cena elektriny podľa osobitného predpisu,48c)
VPCVEdi je vážený priemer cien vykupovanej elektriny pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom48b) za základný časový úsek v eurách/MWh vypočítaný podľa vzorca
kde
QVdij je množstvo elektriny vyrobené i-tým zariadením výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom48b) v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh podľa § 10a ods. 4,
n je počet hodín základného časového úseku.
(2)
Doplatok za elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom48b) za základný časový úsek PDi v eurách uhrádzaný výrobcovi elektriny organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca
kde
Di je doplatok pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom48b) vypočítaný podľa odseku 1 v eurách/MWh.
(3)
Príplatok Pi v eurách/MWh za základný časový úsek48e) pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom48f) sa vypočíta podľa vzorca
kde
PCEi je ponúknutá cena elektriny,48g)
VPCVEpi je vážený priemer cien vykupovanej elektriny pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom48f) za základný časový úsek v eurách/MWh vypočítaný podľa vzorca
kde
QVpij je množstvo elektriny vyrobenej i-tým zariadením výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom48f) v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh podľa § 10a ods. 4,
n je počet hodín základného časového úseku.
(4)
Príplatok za elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom48f) za základný časový úsek PPi v eurách uhrádzaný výrobcovi elektriny organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca
kde
Pi je príplatok pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom48f) vypočítaný podľa odseku 3 v eurách/MWh.
§9
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 do 31. decembra 2016 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 100 kW vrátane | 111,27 eura/MWh, |
| 2. nad 100 kW do 200 kW vrátane | 109,17 eura/MWh, |
| 3. nad 200 kW do 500 kW vrátane | 106,84 eura/MWh, |
| 4. nad 500 kW do 1 MW vrátane | 105,15 eura/MWh, |
| 5. nad 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, |
| b) zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom | 88,89 eura/MWh, |
| c) z veternej energie | 62,49 eura/MWh, |
| d) z geotermálnej energie | 155,13 eura/MWh, |
| e) zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | |
| 1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy | 92,09 eura/MWh, |
| 2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy | 96,90 eura/MWh, |
| 3. obilnej slamy | 107,21 eura/MWh, |
| 4. biokvapaliny | 91,79 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,49) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou | 100,49 eura/MWh, |
| g) zo spaľovania | |
| 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 70,34 eura/MWh, |
| 2. biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane | 107,53 eura/MWh, |
| 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 250 kW vrátane | 120,49 eura/MWh, |
| 4. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 250 kW do 500 kW vrátane | 110,00 eur/MWh, |
| 5. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 500 kW do 750 kW vrátane | 102,95 eura/MWh, |
| 6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 750 kW | 100,23 eura/MWh, |
| 7. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 99,21 eura/MWh, |
| 8. fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu | 95,50 eura/MWh. |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 do 31. decembra 2016 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 74,75 eura/MWh, |
| b) v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 74,69 eura/MWh, |
| c) v spaľovacom motore s palivom | |
| 1. zemný plyn | 80,26 eura/MWh, |
| 2. vykurovací olej | 78,89 eura/MWh, |
| 3. zmes vzduchu a metánu | 74,39 eura/MWh, |
| 4. z katalyticky spracovaného odpadu | 99,82 eura/MWh, |
| 5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 98,40 eura/MWh, |
| d) v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | |
| 1. zemný plyn | 79,76 eura/MWh, |
| 2. vykurovací olej | 78,96 eura/MWh, |
| 3. hnedé uhlie | 80,37 eura/MWh, |
| 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 74,84 eura/MWh, |
| 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 71,83 eura/MWh, |
| 6. komunálny odpad | 77,60 eura/MWh, |
| 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu | 89,05 eura/MWh, |
| e) spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele | 80,02 eura/MWh, |
| f) v Rankinovom organickom cykle | 98,31 eura/MWh. |
(3)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(4)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v biomase na elektrinu.
(5)
Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu.50)
(6)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.
§10
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 do 31. decembra 2019 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | |
| 1. do 100 kW vrátane | 111,25 eura/MWh, |
| 2. od 101 kW do 200 kW vrátane | 109,15 eura/MWh, |
| 3. od 201 kW do 500 kW vrátane | 106,80 eura/MWh, |
| 4. od 501 kW do 1 MW vrátane | 105,11 eura/MWh, |
| 5. od 1 MW do 5 MW vrátane | 97,95 eura/MWh, |
| b) zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom | 84,98 eura/MWh, |
| c) z veternej energie | 44,18 eura/MWh, |
| d) z geotermálnej energie | 108,71 eura/MWh, |
| e) zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | |
| 1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy | 70,31 eura/MWh, |
| 2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy | 74,30 eura/MWh, |
| 3. obilnej slamy | 92,17 eura/MWh, |
| 4. biokvapaliny | 80,86 eura/MWh, |
| f) zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,49) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou | 74,83 eura/MWh, |
| g) zo spaľovania | |
| 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 58,66 eura/MWh, |
| 2. biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane | 95,95 eura/MWh, |
| 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 250 kW vrátane | 102,00 eura/MWh, |
| 4. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 251 kW do 500 kW vrátane | 95,89 eur/MWh, |
| 5. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 501 kW do 750 kW vrátane | 91,61 eura/MWh, |
| 6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 751 kW | 90,02 eura/MWh, |
| 7. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 84,72 eura/MWh, |
| 8. fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu | 78,42 eura/MWh. |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 do 31. decembra 2019 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 74,10 eura/MWh, |
| b) v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 74,05 eura/MWh, |
| c) v spaľovacom motore s palivom | |
| 1. zemný plyn | 75,04 eura/MWh, |
| 2. vykurovací olej | 73,67 eura/MWh, |
| 3. zmes vzduchu a metánu | 68,90 eura/MWh, |
| 4. z katalyticky spracovaného odpadu | 92,63 eura/MWh, |
| 5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 85,11 eura/MWh, |
| d) v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | |
| 1. zemný plyn | 67,90 eura/MWh, |
| 2. vykurovací olej | 67,10 eura/MWh, |
| 3. hnedé uhlie | 68,29 eura/MWh, |
| 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 62,81 eura/MWh, |
| 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 59,26 eura/MWh, |
| 6. komunálny odpad | 62,51 eura/MWh, |
| 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu | 73,75 eura/MWh, |
| e) spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele | 80,02 eura/MWh, |
| f) v Rankinovom organickom cykle | 98,31 eura/MWh. |
(5)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou spaľovaním biometánu v zariadení výrobcu elektriny s celkovým inštalovaným výkonom do 125 MW vrátane je vo výške 95,95 eura/MWh, pričom sa nezohľadňuje čas uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky.
(6)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(7)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v biomase na elektrinu; to neplatí pre výrobu elektriny zo spaľovania biometánu podľa § 10 odseku 1 písm. g) druhého bodu, ak je biometán distribuovaný distribučnou sieťou a množstvo biometánu na výrobu elektriny zodpovedá zmluvnému množstvu biometánu.49a)
(8)
Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu.50)
(9)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.
(10)
Cena elektriny podľa odsekov 3 až 5 sa pre zariadenie výrobcu elektriny upravuje podľa roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky korekciou Pznit podľa § 8 ods. 13 až 15, ktorá zohľadňuje výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín použitých na výrobu elektriny.
§10a Spôsob výpočtu ceny vykupovanej elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Základ pre výpočet ceny vykupovanej elektriny50a) v j-tej hodine roku t v eurách/MWh sa vypočíta podľa vzorca
kde
CDTj,t je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v j-tej hodine roku t v eurách/MWh,
k je koeficient podľa osobitného predpisu50a) určený podľa odsekov 2 a 3 eurách/MWh.
(2)
Ak bol výkupca elektriny vybratý ministerstvom hospodárstva formou aukcie, koeficient k sa rovná výške úhrady za činnosť výkupcu elektriny požadovanej výkupcom elektriny v aukcii vyhlásenej ministerstvom hospodárstva.50b)
(3)
(4)
Cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine roku t v eurách/MWh CVEj,t sa vypočíta podľa vzorca
kde
ZCVEj,t je základ pre výpočet ceny vykupovanej elektriny v j-tej hodine roku t v eurách/MWh vypočítaný podľa odseku 1,
k je koeficient podľa odsekov 2 a 3 v eurách/MWh.
(5)
Po uplynutí základného časového úseku48a) sa pre i-té zariadenie výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku,50f) vypočíta vážený priemer cien vykupovanej elektriny VPCVEvi v eurách/MWh za základný časový úsek podľa vzorca
kde
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh vypočítaná podľa odseku 4,
n je počet hodín základného časového úseku.
(6)
Ak je VPCVEvi nižší alebo sa rovná cene elektriny podľa osobitného predpisu,48c) výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku,50f) za základný časový úsek PVEi v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh vypočítaná podľa odseku 4,
n je počet hodín základného časového úseku.
(7)
Ak je VPCVEvi vyšší ako cena elektriny podľa osobitného predpisu,48c) výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku,50f) za základný časový úsek PVEi v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
CEi je cena elektriny podľa osobitného predpisu,48c)
n je počet hodín základného časového úseku.
(8)
Ak výrobca elektriny využil pre i-té zariadenie výrobcu elektriny právo na podporu výkupom elektriny50e) bez prevzatia zodpovednosti za odchýlku,50f) výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny,50e) za základný časový úsek PVEi v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
QEij je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny,50e) vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh vypočítaná podľa odseku 4,
n je počet hodín základného časového úseku.
(9)
Odmena k-teho výkupcu elektriny v eurách za základný časový úsek QVEk sa vypočíta podľa vzorca
kde
UCVEk je úhrada za činnosť k-teho výkupcu elektriny za základný časový úsek v eurách/MWh vo výške koeficientu určeného podľa odsekov 2 a 3,
NVEk sú nadvýnosy k-teho výkupcu elektriny z vykúpenej elektriny v základnom časovom úseku v eurách, ktorých výška sa vypočíta podľa vzorca
kde
CDTj je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh,
n je počet hodín základného časového úseku.
§10b Cenová regulácia výkonu činnosti výkupcu elektriny
kde
Vt sú určené náklady regulovaného subjektu na obsluhu výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny50e) v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v roku t,
PZt je primeraný zisk v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v roku t, ktorý je možné zahrnúť do úhrady za činnosť výkupcu elektriny.
§11
(1)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia vrátane ich štruktúry pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa tohto paragrafu týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,
e)
znaleckým posudkom potvrdené údaje preukazujúce inštalovaný výkon zariadení na výrobu elektriny, ktoré môžu vyrábať elektrinu spaľovaním domáceho uhlia s uvedením potenciálneho množstva elektriny, ktorú je možné na tomto zariadení vyrobiť,
f)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
g)
údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu elektriny z domáceho uhlia,
h)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(2)
Podklady podľa odseku 1 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(3)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(4)
Na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia sa u výrobcu elektriny uplatní za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená z domáceho uhlia, pevná cena DOPt v eurách za megawatthodinu vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
VNt sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; VNt sa vypočítajú podľa vzorca
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, minimálne však vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,51) 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,
f)
VPSt je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t,
g)
QDEt je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,
h)
KDUt je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného subjektu v eurách na rok t vypočítaný podľa odseku 5.
(5)
Faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia KDUt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
m)
KTPSvt je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia v eurách v roku t-2, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
K
T
P
S
v
t
=
S
V
T
P
S
v
t
-
2
-
P
V
T
P
S
v
t
-
2
,
kde
1.
SVTPSvt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia v roku t-2,
2.
PVTPSvt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia v roku t-2.
Tarifa za prevádzkovanie systému
§12 Spôsob výpočtu tarify za prevádzkovanie systému, postup a podmienky uplatňovania tarify
(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému TPSt sa určí ako podiel plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému vypočítaných podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,52) na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, a vypočíta sa podľa vzorca
c)
QPvdtpst je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
d)
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t najviac vo výške 0,95.
(2)
Plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t sa vypočítajú podľa vzorca
a)
DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v roku t v eurách za megawatthodinu,
b)
QDEt je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,
c)
Nozekvt sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,
d)
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,
e)
Noktet sú náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t.
(3)
Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PNDt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
P
N
D
t
=
∑
i
=
1
n
P
Q
D
t
i
×
m
a
x
0
;
C
E
P
S
D
t
i
-
P
C
V
E
t
kde
1.
PQDti je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,
2.
CEPSDti je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre i-te zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
PCVEt je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
4.
n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,
b)
PNPt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
P
N
P
t
=
∑
i
=
1
n
P
Q
P
t
i
×
m
a
x
0
;
C
E
P
S
P
t
i
-
P
C
V
E
t
kde
1.
PQPti je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť príplatok, vyrobenej v roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,
2.
CEPSPti je cena elektriny pre stanovenie príplatku pre i-te zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
PCVEt je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
4.
n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,
c)
PNVEt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
P
N
V
E
t
=
∑
i
=
1
n
P
Q
E
v
t
i
×
P
U
C
V
E
t
i
-
P
N
V
E
t
i
kde
1.
2.
PUCVEti je plánovaná úhrada za činnosť i-teho výkupcu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
PNVEti sú plánované nadvýnosy i-teho výkupcu elektriny z vykúpenej elektriny v eurách na rok t,
4.
i je počet výkupcov elektriny v roku t,
d)
PNFt sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,
e)
PFPt je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t v eurách,
f)
Kprdsti je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 10,
g)
n je počet prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav,
h)
Kozekvt je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v eurách v roku 2020, ktorá sa vypočíta podľa odseku 12,
i)
PNDEt sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v roku t v eurách,
j)
KOKTEt je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 14.
(4)
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, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(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, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(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, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy.
(7)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto odberateľovi elektriny tarifa za prevádzkovanie systému TPSt na celé množstvo takto odobratej elektriny. Ak výrobca nie je subjektom zúčtovania, uhradia sa platby uplatnené u odberateľa elektriny účastníkovi trhu, ktorý za výrobcu prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(8)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy, ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach. Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy. Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak ide o zariadenie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, z ktorého sa využije najmenej 60 % vyrobeného tepla na dodávku tepla centralizovaným zásobovaním teplom a úspora primárnej energie dosahuje najmenej 10 %, elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak celkový inštalovaný výkon pred rekonštrukciou alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny je menší ako 125 MW a elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja.
(9)
Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou, prevádzkovateľmi prenosovej sústavy a distribučných sústav 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, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.
(10)
Korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách Kprdsti sa vypočíta na
a)
rok 2021 podľa vzorca
Kprdsi2021 = kzprdsi2021 × NNi2019,
b)
rok 2022 podľa vzorca
Kprdsi2022 = kzprdsi2022 × (NNi2019 – Kprdsi2021) + PVtpsi2020 – SVtpsi2020,
c)
rok 2023 podľa vzorca
Kprdsi2023 = kzprdsi2023 × (NNi2019 – Kprdsi2021) + PVtpsi2021 – SVtpsi2021,
d)
rok 2024 podľa vzorca
Kprdsi2024 = kzprdsi2024 × (NNi2019 – Kprdsi2021) + PVtpsi2022 – SVtpsi2022,
e)
rok 2025 podľa vzorca
Kprdsi2025 = kzprdsi2025 × (NNi2019 – Kprdsi2021) + PVtpsi2023 – SVtpsi2023,
f)
rok 2026 podľa vzorca
Kprdsi2026 = PVtpsi2024 – SVtpsi2024,
g)
rok 2027 podľa vzorca
Kprdsi2027 = PVtpsi2025 – SVtpsi2025.
(11)
Na účel výpočtu korekcie Kprdsti podľa odseku 10 sa veličinami vzorcov rozumejú
a)
kzprdsi2021 je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre rok 2021, ktorého hodnota určená v cenovom konaní pre rok 2021 je väčšia ako 0 a súčasne menšia alebo rovnajúca sa 1,
b)
kzprdsi2022 až kzprdsi2025 je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre roky 2022 až 2025, ktorého hodnoty určené v cenovom konaní pre roky 2022 až 2025 budú schválené alebo určené minimálne vo výške 0,25 počas obdobia najviac štyroch rokov umorovania zostatkovej hodnoty (NNi2019 - Kprdsi2021) neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom; suma koeficientov zahrnutia (kzprdsi2022 až kzprdsi2025) zostatku neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 počas obdobia najviac štyroch rokov sa rovná 1 a koeficient kzprds môže klesnúť pod ročnú hodnotu 0,25 len z dôvodu dynamického umorovania v poslednom roku reálneho nepretržitého umorovania,
c)
NNi2019 sú neuhradené náklady i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v roku 2019, ktoré sa počítajú podľa vzorca
NNi2019 = SNPi2019 – PNPi2019 + PVtpsi2019 – SVtpsi2019 ,
kde
1.
SNPi2019 sú skutočné náklady i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v roku 2019,
2.
PNPi2019 sú plánované náklady i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v roku 2019,
3.
PVtpsi2019 sú plánované výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2019,
4.
SVtpsi2019 sú skutočné výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2019,
d)
PVtpsi2020 sú plánované výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2020,
e)
SVtpsi2020 sú skutočné výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2020,
f)
PVtpsi2021 až PVtpsi2025 sú plánované výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách,
g)
SVtpsi2021 až SVtpsi2025 sú skutočné výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách.
(12)
Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v eurách Kozekvt sa vypočíta podľa vzorca na
a)
rok 2022
Kozekv2022 = ONozekv2021 – OVozekv2021 ,
b)
rok 2023
Kozekvt = SNozekvt-2 – ONozekvt-2 + OVozekvt-2 – SVozekvt-2 + ONozekvt-1 – PNozekvt-1 + PVozekvt-1 – OVozekvt-1 ,
c)
rok 2024 a ďalšie roky
(13)
Na účel výpočtu korekcie Kozekvt podľa odseku 12 sa veličinami vzorcov rozumejú
a)
ONozekv2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 15 písm. b) tretieho bodu,
b)
OVozekv2021 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 15 písm. b) štvrtého bodu,
c)
SNozekvt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
SNozekvt-2 = SNDt-2 + SNPt-2 + SNVEt-2 + SNFt-2 – SFPt-2 + SNDEt-2 ,
kde
1.
SNDt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách,
2.
SNPt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách,
3.
SNVEt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,
4.
SNFt-2 sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie skutočné finančné náklady v roku t-2 v eurách,
5.
SFPt-2 je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-2 v eurách,
6.
SNDEt-2 sú skutočné daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020, v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v roku t-2 v eurách,
d)
ONozekvt-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
ONozekvt-2 = ONDt-2 + ONPt-2 + ONVEt-2 + ONFt-2 – OFPt-2 + ONDEt-2 ,
kde
1.
ONDt-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,
2.
ONPt-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,
3.
ONVEt-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-2 v eurách,
4.
ONFt-2 sú očakávané náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie očakávané finančné náklady na rok t-2 v eurách,
5.
OFPt-2 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-2 v eurách,
6.
ONDEt-2 sú očakávané daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva na rok t-2 v eurách,
e)
OVozekvt-2 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
QOKStpst-2 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
2.
QOvdtpstt-2 je celkový očakávaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,
3.
Kistpst-2 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,
4.
TPSt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
TPSdsit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
TPSvt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
7.
TPSOTEt-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
8.
TPSostt-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
9.
KOKTEt-2 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-2,
10.
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
11.
QPvdtpstt-2 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,
f)
SVozekvt-2 sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území v roku t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
2.
QSvdtpstt-2 je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2,
3.
Kistpst-2 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2,
4.
TPSt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
TPSdsit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
TPSvt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
7.
TPSOTEt-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
8.
TPSostt-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
9.
KOKTEt-2 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-2,
10.
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
11.
QPvdtpstt-2 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,
g)
ONozekvt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
ONozekvt-1 = ONDt-1 + ONPt-1 + ONVEt-1 + ONFt-1 – OFPt-1 + ONDEt-1 ,
kde
1.
ONDt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,
2.
ONPt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,
3.
ONVEt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-1 v eurách,
4.
ONFt-1 sú očakávané náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie očakávané finančné náklady na rok t-1 v eurách,
5.
OFPt-1 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-1 v eurách,
6.
ONDEt-1 sú očakávané daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva na rok t-1 v eurách,
h)
PNozekvt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
PNozekvt-1 = PNDt-1 + PNPt-1 + PNVEt-1 + PNFt-1 – PFPt-1 + PNDEt-1 ,
kde
1.
PNDt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,
2.
PNPt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,
3.
PNVEt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-1 v eurách,
4.
PNFt-1 sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie plánované finančné náklady na rok t-1 v eurách,
5.
PFPt-1 je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-1 v eurách,
6.
PNDEt-1 sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva na rok t-1 v eurách,
i)
PVozekvt-1 sú plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
QPKStpst-1 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
2.
QPvdtpstt-1 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,
3.
Kistpst-1 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,
4.
TPSt-1 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
5.
TPSdsit-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
6.
TPSvt-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
7.
TPSOTEt-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
8.
TPSostt-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
9.
KOKTEt-1 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-1,
j)
OVozekvt-1 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
QOKStpst-1 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
2.
QOvdtpstt-1 je celkový očakávaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,
3.
Kistpst-1 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,
4.
TPSt-1 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
5.
TPSdsit-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
6.
TPSvt-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
7.
TPSOTEt-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
8.
TPSostt-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,
9.
KOKTEt-1 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-1,
10.
QPKStpst-1 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
11.
QPvdtpstt-1 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,
k)
kznozekvt-1 je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre rok t-1,
l)
Kozekvt-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v roku t-1 v eurách,
m)
kznozekvt je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre rok t, ak ich objem presiahne hranicu 10 000 000 eur, ktorého hodnota určená v cenovom konaní pre roky 2023 až 2026 bude schválená alebo určená minimálne vo výške 0,25 a najneskôr pre rok 2027 vo výške 1.
(14)
Korekcia neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách KOKTEt sa vypočíta na
a)
rok 2022 podľa vzorca
KOKTE2022 = kznnozekv2022 × NNozekv2020 – ONozekv2021 + OVozekv2021,
b)
rok 2023 podľa vzorca
KOKTE2023 = kznnozekv2023 × NNozekv2020,
c)
rok 2024 podľa vzorca
KOKTE2024 = kznnozekv2024 × NNozekv2020 + PVkokte2022 – SVkokte2022,
d)
rok 2025 podľa vzorca
KOKTE2025 = kznnozekv2025 × NNozekv2020 + PVkokte2023 – SVkokte2023,
e)
rok 2026 podľa vzorca
KOKTE2026 = PVkokte2024 – SVkokte2024,
f)
rok 2027 podľa vzorca
KOKTE2027 = PVkokte2025 – SVkokte2025.
(15)
Na účel výpočtu korekcie KOKTEt podľa odseku 14 sa veličinami vzorcov rozumejú
a)
kznnozekv2022 až kznnozekv2025 sú koeficienty zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 pre roky 2022 až 2025, ktorých hodnoty určené v cenovom konaní pre roky 2022 až 2025 budú schválené alebo určené minimálne vo výške 0,25 počas obdobia najviac štyroch rokov umorovania zostatkovej hodnoty neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za obdobie roka 2020; suma koeficientov kznnozekv2022 až kznnozekv2025 sa rovná 1 a hodnoty koeficientov kznnozekv2022 až kznnozekv2025 môžu klesnúť pod ročnú hodnotu 0,25 len z dôvodu dynamického umorovania v poslednom roku reálneho nepretržitého umorovania,
b)
NNozekv2020 je zostatková časť neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za obdobie roka 2020 v eurách, ktoré sa počítajú podľa vzorca
NNozekv2020 = SNozekv2020 – SVozekv2020 + ONozekv2021 – OVozekv2021,
kde
1.
SNozekv2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
SNozekv2020 = SND2020 + SNP2020 + SNVE2020 + SNF2020 – SFP2020 ,
kde
1.1.
SND2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách,
1.2.
SNP2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách,
1.3.
SNVE2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku 2020 v eurách,
1.4.
SNF2020 sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie skutočné finančné náklady v roku 2020 v eurách,
1.5.
SFP2020 je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku 2020 v eurách,
2.
SVozekv2020 sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
2.1.
QSKStps2020 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území v roku 2020, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
2.2.
QSvdtpst2020 je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku 2020,
2.3.
Kistps2020 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku 2020,
2.4.
TPS2020 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,
2.5.
TPSdsi2020 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,
2.4.
TPSv2020 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,
2.4.
TPSOTE2020 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,
2.5.
TPSost2020 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,
3.
ONozekv2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
ONozekv2021 = OND2021 + ONP2021 + ONVE2021 + ONF2021 – OFP2021 ,
kde
3.1.
OND2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách,
3.2.
ONP2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách,
3.3.
ONVE2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok 2021 v eurách,
3.4.
ONF2021 sú očakávané náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie skutočné finančné náklady na rok 2021 v eurách,
3.5.
OFP2021 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok 2021 v eurách,
4.
OVozekv2021 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
4.1.
QOKStps2021 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok 2021, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
4.2.
QOvdtpst2021 je celkový očakávaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok 2021,
4.3.
Kistps2021 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok 2021,
4.4.
TPS2021 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,
4.5.
TPSdsi2021 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,
4.6.
TPSv2021 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,
4.7.
TPSOTE2021 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,
4.8.
TPSost2021 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,
c)
PVkokte2022 až PVkokte2025 sú plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej pre roky 2022 až 2025 na korekciu zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách,
d)
SVkokte2022 až SVkokte2025 sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej pre roky 2022 až 2025 na korekciu zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách.
(16)
Tarifa za prevádzkovanie systému TPSt môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TPSi,t, ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny koncových odberateľov elektriny podľa množstva koncovej spotreby elektriny v odbernom mieste, pričom platí
kde
a)
TPSi,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v eurách na megawatthodinu v roku t,
b)
QKSi,t je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v megawatthodinách v roku t,
c)
k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t, pričom
1.
skupina 1 sú odberné miesta s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 do 1 GWh vrátane,
2.
skupina 2 sú odberné miesta s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 nad 1 GWh do 100 GWh vrátane,
3.
skupina 3 sú odberné miesta s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 nad 100 GWh,
d)
NPSt sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa § 12 ods. 2.
§12a Podrobnosti o individuálnych sadzbách tarify za prevádzkovanie systému
(1)
Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému na rok t sa uplatňuje ako koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t Kistpst, ktorý sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny koncového odberateľa elektriny, pre ktorého je individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému určená.52a)
(2)
Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému podľa odseku 1 sa uplatňuje na koncovú spotrebu koncového odberateľa elektriny, ktorý predloží úradu správu52b) a preukáže, že najmenej 80 % jeho koncovej spotreby elektriny zodpovedá niektorému z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností52c) uvedených v zozname podľa prílohy č. 8 a zároveň jeho elektroenergetická náročnosť podľa odseku 3 sa rovná alebo je väčšia ako elektroenergetická náročnosť podľa odseku 8.
(3)
Elektroenergetická náročnosť podniku v percentách sa vypočíta podľa vzorca
kde
E je spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny v MWh, ktorá sa určí podľa odseku 4,
C je cena elektriny v eurách/MWh, ktorá sa určí podľa odseku 5,
HPH je hrubá pridaná hodnota podniku v eurách, ktorá sa určí ako aritmetický priemer hodnôt hrubej pridanej hodnoty podniku za posledné tri kalendárne roky vypočítaných podľa odseku 6.
(4)
Spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny E sa určí ako aritmetický priemer hodnôt koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa elektriny za posledné tri kalendárne roky.
(5)
Cena elektriny C je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-2 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku.
(6)
Hrubá pridaná hodnota podniku v kalendárnom roku HPH sa určí podľa vzorca
kde
TVVT sú tržby za vlastné výkony a tovar [kalendárny rok/euro],
AHNIM je aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku [kalendárny rok/euro],
OPV sú ostatné prevádzkové výnosy bez výnosov z odpísaných pohľadávok, výnosov z predaja pohľadávok, výnosov z postúpených pohľadávok a výnosov z faktoringu [kalendárny rok/euro],
ZSZ je zmena stavu zásob [kalendárny rok/euro],
NTS sú náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb bez nákladov na personálny lízing a nákladov na operatívny lízing [kalendárny rok/euro],
CDV sú clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné [kalendárny rok/euro].
(7)
Minimálna požadovaná výška elektroenergetickej náročnosti podniku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému EENpt je pre rok 2020 určená vo výške 100 % a pre nasledujúce roky sa vypočíta v percentách podľa vzorca
kde
EENpt-1 je minimálna požadovaná výška elektroenergetickej náročnosti podniku pre určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v percentách,
kzcet je koeficient zmeny cien elektriny pre rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
CEeurostat,t-2 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-2 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,
CEeurostat,t-3 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-3 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku.
(8)
Na výpočty podľa odsekov 2 až 4 sa používajú aritmetické priemery údajov koncového odberateľa elektriny za obdobie posledných troch kalendárnych rokov v štruktúre podľa prílohy č. 9. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako tri kalendárne roky, použijú sa aritmetické priemery údajov za dva kalendárne roky, za ktoré sú údaje k dispozícii. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako dva kalendárne roky, použijú sa údaje za jeden kalendárny rok, za ktorý sú údaje k dispozícii.
(9)
Správa,52b) ktorú vypracúva koncový odberateľ elektriny, obsahuje:
a)
pri právnickej osobe obchodné meno, sídlo a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené, a pri fyzickej osobe – podnikateľovi meno a priezvisko, miesto podnikania a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené,
b)
potvrdenie alebo vyhlásenie o výške koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa elektriny v MWh, ak
1.
je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o výške koncovej spotreby elektriny vystavené organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
2.
nie je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o výške koncovej spotreby elektriny vystavené dodávateľom elektriny, ktorý za odberné miesta koncového odberateľa elektriny prebral zodpovednosť za odchýlku,
3.
je koncový odberateľ elektriny výrobcom elektriny a vyrobenú elektrinu spotrebúva pre vlastnú spotrebu, vyhlásenie o výške koncovej spotreby elektriny vypracované koncovým spotrebiteľom,
4.
koncový odberateľ elektriny spĺňa viacero podmienok podľa prvého bodu, druhého bodu alebo tretieho bodu a na preukázanie splnenia podmienky podľa osobitného predpisu52d) nepostačuje jedno potvrdenie alebo vyhlásenie, bude súčasťou správy viacero potvrdení alebo vyhlásení,
c)
výšku elektroenergetickej náročnosti podniku v percentách vypočítanú podľa odseku 3,
d)
údaje potrebné na výpočet výšky elektroenergetickej náročnosti podniku podľa prílohy č. 9 tabuľky č. 3:
1.
hrubá pridaná hodnota podniku,
2.
aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-2 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,
3.
koncová spotreba elektriny podniku v MWh,
e)
údaje potrebné na výpočet hrubej pridanej hodnoty podniku vypočítanej podľa odseku 6 a prílohy č. 9 tabuľky č. 1:
1.
tržby za vlastné výkony a tovar v eurách,
2.
aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku v eurách,
3.
ostatné prevádzkové výnosy v eurách,
4.
výnosy z odpísaných pohľadávok, z predaja pohľadávok, z postúpených pohľadávok, z faktoringu a akékoľvek ďalšie výnosy súvisiace s postúpením pohľadávok v eurách,
5.
zmena stavu zásob v eurách,
6.
náklady na nákup tovaru materiálu, energie a služieb v eurách,
7.
náklady na personálny lízing v eurách,
8.
náklady na operatívny lízing v eurách,
9.
clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné v eurách,
f)
ostatné údaje na posúdenie nároku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému podľa prílohy č. 9 tabuľky č. 2:
1.
výšku koncovej spotreby elektriny zodpovedajúcu jednotlivým kódom činnosti podniku podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v prílohe č. 8 v MWh,
2.
podiel súčtu koncovej spotreby elektriny podniku podľa prvého bodu a koncovej spotreby podniku podľa písmena d) tretieho bodu v percentách,
g)
potvrdenie vyhotovené znalcom v odbore Elektroenergetika – Elektroenergetické stroje a zariadenia alebo Energetika – Regulácia a riadenie sieťových odvetví preukazujúce správnosť výpočtu hodnoty vypočítanej podľa písmena f) druhého bodu.
(10)
Údaje podľa odseku 9 písm. c) až e) sa uvádzajú v rozsahu a štruktúre podľa prílohy č. 9.
§13
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(3)
Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste QSKSnpsoomt, za ktorú sa za odberné miesto a odovzdávacie miesto uhrádzajú náklady na prevádzkovanie systému, sa vypočíta podľa vzorca
kde
QSKStpsoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
QSvdtpsoomt je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému; koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny koncových odberateľov elektriny, ktorým úrad určil individuálnu sadzbu tarify za prevádzkovanie systému na rok t podľa osobitného predpisu,52a)
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému, ktorého hodnota sa určí maximálne vo výške 0,95.
Cenová regulácia výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a spôsob úhrady osobitných nákladov
§14
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 15 až 17 sa vzťahuje za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2 v tomto členení:
1.
údaje za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,
2.
údaje za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,
3.
údaje za ostatné činnosti vykonávané organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 15 až 17 týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
f)
podklady podľa prílohy č. 2,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roka t-1 nové cenové rozhodnutie alebo zmenu posledného cenového rozhodnutia, údaje podľa odseku 2 písm. b) sa poskytujú aj za všetky roky predchádzajúce roku t-2, za ktoré neboli v schválenom cenovom rozhodnutí zohľadnené.
§15
(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 + POZOt + RABt x WACC + INVZOt – KZOt ,
kde
a)
PNZOt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové ročné náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
b)
POZOt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
c)
RABt je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok k 31. decembru roku t-1,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2022 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
e)
INVZOt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVZOt = SOzot-2 - POzot-2,
kde
1.
SOzot-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,
2.
POzot-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,
f)
KZOt je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok v eurách 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,
2.
SQSZt-2 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,
3.
SQPZt-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
4.
QSZt-2 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,
5.
QPZt-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
6.
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,
7.
SQDDt-2 je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si 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,
8.
SQREt-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
9.
QDDt-2 je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si 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,
10.
QREt-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)
Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roka t-1 nové cenové rozhodnutie alebo zmenu posledného cenového rozhodnutia, v údajoch podľa odseku 1 písm. e) prvého bodu a druhého bodu a písm. f) prvého bodu až desiateho bodu sa zohľadnia aj údaje za všetky roky predchádzajúce roku t-2, ktoré neboli v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.
(3)
Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
(4)
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
(5)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt podľa odseku 2 v eurách v roku t.
(6)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov
v roku t.
v roku t.
(7)
Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.
§16
(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 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 + POOTEt + RABt x WACC + INVOTEt - KOTEt,
kde
a)
PNOTEt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové ročné náklady súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,
b)
POOTEt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
c)
RABt je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2022 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
e)
INVOTEt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVOTEt = SOotet-2 - POotet-2,
kde
1.
SOotet-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
2.
POotet-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
f)
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
2.
QPvdtpst je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
3.
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac vo výške 0,95.
(3)
Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
SQotet-2 je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
b)
Qotet-2 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)
SVTPSt-2ote sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,
h)
PVTPSt-2ote sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.
(4)
Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roka t-1 nové cenové rozhodnutie alebo zmenu posledného cenového rozhodnutia, v údajoch podľa odseku 1 písm. e) prvého bodu a druhého bodu a odseku 3 písm. a) až h) sa zohľadnia aj údaje za všetky roky predchádzajúce roku t-2, ktoré neboli v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.
§17
(1)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t Noktet sa vypočítajú podľa vzorca
N
o
k
t
e
t
=
P
N
t
+
P
O
t
+
R
A
B
t
×
W
A
C
C
+
I
N
V
o
s
t
t
-
P
V
z
p
t
-
P
V
z
a
t
-
K
O
T
t
,
kde
a)
PNt sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu z obnoviteľných zdrojov energie a zárukami pôvodu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou (ďalej len „záruky pôvodu“) vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,
b)
POt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
c)
RABt je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2022 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
e)
INVostt je faktor investícií v eurách na rok t; ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVostt = SOt-2 - POt-2,
kde
1.
SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť období roku t-2,
2.
POt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,
f)
PVzpt je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v eurách v roku t,
g)
PVzat je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bude uplatnené právo na podporu doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t,
h)
KOTt je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou zo správy, zberu a sprístupňovania nameraných údajov, z centrálnej fakturácie taríf, z organizovania a zúčtovania podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z evidencie, prevodov a organizovania trhu so zárukami pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 3.
(2)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t Noktet sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému. Alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QPvdtpst je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
c)
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac vo výške 0,95.
(3)
Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
SVzpt-2 je skutočný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v eurách v roku t-2,
b)
PVzpt-2 je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v eurách v roku t-2,
c)
SVzat-2 je skutočný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bolo uplatnené právo na podporu doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t-2,
d)
PVzat-2 je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bude uplatnené právo na podporu doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t-2,
e)
SVTPSostt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,
f)
PVTPSostt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.
§18
Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému účastníkmi trhu s elektrinou.
(1)
Náklady na prevádzkovanie systému NPSsz sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtujú všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a sú vypočítané podľa vzorca
kde
NPSszi sú náklady na prevádzkovanie systému pre i-ty subjekt zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku,
TPSt je tarifa za prevádzkovanie systému v roku t,
QSKStpsszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
QSvdtpssz na i je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t, ktorého hodnotu určí úrad maximálne vo výške 0,95.
(2)
Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.53) Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú za koncovú spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy. Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy. Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú na elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak ide o zariadenie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, z ktorého sa využije najmenej 60 % vyrobeného tepla na dodávku tepla centralizovaným zásobovaním tepla a úspora primárnej energie dosahuje najmenej 10 %, elektriny vyrobenej v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak celkový inštalovaný výkon pred rekonštrukciou alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny je menší ako 125 MW a elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja.
(3)
Náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou NPSdsi sa vyúčtujú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho kalendárneho mesiaca podľa vzorca
kde
a)
TPSdsti je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
Kprdsti je korekcia neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za roky 2018 a 2019 určená v eurách pre rok t,
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
QPvdtpst je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac vo výške 0,95,
b)
QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdtps je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny za uplynulé obdobie, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
d)
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t, ktorého hodnota sa určí maximálne vo výške 0,95.
(4)
Ak výrobca elektriny na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, vyúčtuje sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca platba NPSv podľa vzorca
kde
a)
TPSvt je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca
kde
DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu pre rok t,
QDEt je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
QPvdtpst je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t v určenej výške,
b)
QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdtps je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny za uplynulé obdobie, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,
d)
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t, ktorého hodnota sa určí maximálne vo výške 0,95.
Cenová regulácia prístupu do prenosovej sústavy, prenosu elektriny, systémových služieb a podporných služieb a spôsob a podmienky uplatnenia cien
§19
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 20 až 25 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh a vykonáva sa určením
a)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
b)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
c)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, návrh parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných služieb vrátane ich štruktúry pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny, počet odberných miest, výška zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 19 až 23 týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných služieb a systémových služieb,
e)
podklady podľa prílohy č. 3,
f)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t tieto údaje:
a)
výška 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 investícií v roku t-1,
e)
výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
f)
výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
g)
skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.
(6)
Na účely cenovej regulácie sa úradu predkladajú najneskôr do 31. júla roku t-1 údaje o plánovanom množstve v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t
a)
fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,
b)
celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
c)
elektriny na vstupe do prenosovej sústavy dodanej zo zariadení jednotlivých výrobcov elektriny,
d)
elektriny na vstupe do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.
(7)
Tarify za rezervovanú kapacitu a za prenesenú elektrinu sa určia tak, aby plánovaný výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 20 ods. 1 a plánovaného množstva elektriny QPPt.
(8)
Platba za prístup do prenosovej sústavy, ktorá sa určí ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov a tarify za rezervovanú kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.
(9)
Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu neobjednávajú. Hodnota rezervovanej kapacity sa určí z hodnoty kapacity pripojenia dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.
(10)
Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny sa určí tak, aby plánované platby, ktoré výrobcovia elektriny pripojení do prenosovej sústavy uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v roku t, boli najviac vo výške výnosu určeného ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy.
(11)
Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa kalkulujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy so zvláštnymi nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do prenosovej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa vydaného cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si určuje sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Pri prenose elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za prenos elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za prenos elektriny, pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.
(12)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.54)
(13)
Pri odbere elektriny z prenosovej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z prenosovej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba za prístup do prenosovej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu.
(14)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, uhrádza sa prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, do ktorej je jeho miestna distribučná sústava pripojená, platba za prístup do prenosovej sústavy vo výške podľa odseku 8 a podľa platného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.
(15)
Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do prenosovej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto:
a)
výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 8 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do prenosovej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.
§20
(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 ekonomicky 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, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,
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 vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
f)
RABvych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku55) 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 2017 až 2022 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
h)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2017 až 2022 určuje v intervale od 0,90 do 1,00,
i)
FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt sa na roky 2017 až 2022 vypočíta podľa vzorca
FINVPt = SOt-2 – POt-2 ,
kde
1.
SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
2.
POt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
j)
MPt je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca
MPt = (ITCt + VAt) × (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 cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
3.
m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
k)
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,
l)
QPPt je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy výrobcami elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané ako priemer ročných hodnôt skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
m)
NPSZt sú náklady na projekty spoločného záujmu v eurách na rok t,
n)
CACMt sú schválené náklady na projekty prideľovania kapacity a riadenia preťaženia sústavy, ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t,
o)
SOGLt sú schválené náklady na projekty súvisiace s implementáciou povinností prevádzkovateľa prenosovej sústavy podľa osobitného predpisu55a) v eurách na rok t,
p)
NOCACMt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese prideľovania prenosových kapacít podľa osobitného predpisu55b) v eurách na rok t,
q)
NOSOGLt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese riadenia prevádzky prenosovej sústavy na zabezpečenie spoľahlivosti a bezpečnosti dodávok elektriny podľa osobitného predpisu55c) v eurách na rok t,
r)
EBGLt sú schválené náklady na zriadenie, zmenu a prevádzkovanie európskych platforiem podľa osobitného predpisu55d) v eurách na rok t.
(2)
Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určuje 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. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa § 19 ods. 8 až 10 a 15.
(3)
Ak nebol do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny v roku t-1 a t-2, rezervovaná kapacita odberu užívateľa prenosovej sústavy a výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do prenosovej sústavy výlučne na účel odberu elektriny (pred začatím výroby a dodávky elektriny do prenosovej sústavy, alebo po ukončení výroby a dodávky elektriny do prenosovej sústavy), sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy mesačne na základe nameraného mesačného maxima štvrťhodinového činného výkonu. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením na tri desatinné miesta. Takto určená rezervovaná kapacita nesmie byť vyššia ako kapacita pripojenia uvedená v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy.
(4)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,8. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,2.
(5)
Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu. Návrh taríf zohľadňuje plánované výnosy v eurách v roku t z platieb za rezervovanú kapacitu pri výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy a charakter odberu elektriny koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy, ich spotrebu elektriny a výšku rezervovanej kapacity pripojených užívateľov prenosovej sústavy takto:
a)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 200 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 70 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 70 % z tarify za prenesenú elektrinu,
b)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac ako 2 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 50 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 50 % z tarify za prenesenú elektrinu,
c)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 30 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 30 % z tarify za prenesenú elektrinu.
§21
(1)
Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPLt v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
(2)
Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt a výnos z týchto platieb sa nezahŕňa do výnosu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca
§22
(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 určuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu 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.
(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 zápornej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy.
§23
(1)
Tarifa za systémové služby sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených o primeraný zisk na systémové služby určených podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,52) na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NPSSt sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,
b)
QPKStsst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify na systémové služby,
c)
QPvdtsst je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, pričom podmienky zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazujú znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,
d)
Kistsst je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo výške 0,95.
(2)
Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PPSt sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného predpisu56) v eurách,
b)
PNDispvych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky 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 za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
d)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,
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 pre dispečerskú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
f)
PODispt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
g)
RABDispvych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku 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 2017 až 2022 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
i)
FINVDispt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDispt sa na roky 2017 až 2022 vypočíta podľa vzorca
FINVDispt = SODispt-2 – PODispt-2,
kde
1.
SODispt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
2.
PODispt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
j)
KSt je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 3.
(3)
Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KSt = NSSSt-2 – NPSSt-2 – (1 – s) × (SPSt-2 – PPSt-2) – Naukct-2 – CVt-2 + 0,7 × IGCCt-2,
kde
a)
s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jedna,
b)
SPSt-2 sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
c)
PPSt-2 sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
d)
Naukct-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
e)
CVt-2 je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
CVt-2 = NOcvt-2 – VOcvt-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 cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2,
2.
VOcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2,
3.
NREcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,
4.
VREcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,
5.
Ncvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,
6.
Vcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.
f)
IGCCt-2 je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách v roku t-2; IGCCt-2 za roky 2017 až 2022 sa vypočíta podľa vzorca
IGCCt-2 = VGCCt-2 – NGCCt-2 + VREGCCt-2 – NREGCCt-2,
kde
1.
VGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
2.
NGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
3.
VREGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,
4.
NREGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,
g)
NSSSt-2 sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t-2,
h)
NPSSt-2 sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.
(4)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(5)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(6)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy.
(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 systémové služby TSSt na celé množstvo takto odobratej elektriny.
(8)
Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy, za spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy, ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
§24
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(3)
Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste QSKSnssoomt, na ktorú sa za odberné miesto a odovzdávacie miesto uhrádzajú náklady za systémové služby, sa určí podľa vzorca
Q
S
K
S
n
s
s
o
o
m
t
=
Q
S
K
S
t
s
s
o
o
m
t
-
Q
S
v
d
t
s
s
o
o
m
t
×
K
i
s
t
s
s
t
kde
a)
QSKStssoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdtssoomt je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kistsst je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo výške 0,95.
§25
(1)
Náklady na systémové služby sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku55) daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca
NSSszi = TSSt × (QSKStssszi − QSvdtssi × Kistsst),
kde
a)
QSKStssszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdtss na i je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kistsst je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo výške 0,95.
(2)
Náklady na systémové služby sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.53)
(3)
Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca
NSSps = TSSt × (QSKStsst − QSvdtsst × Kistsst),
kde
a)
QSKStsst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdtsst je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby,
c)
Kistsst je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je najviac vo výške 0,95.
Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností
§26
(1)
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny, vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
e)
podklady podľa prílohy č. 4,
f)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa 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 elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky,
b)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky.
(6)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako vážený priemer jednotlivých taríf.
(7)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do trinástich sadzieb pre odberateľov elektriny mimo domácnosti 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, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
e)
C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
f)
C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
g)
C7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba C7 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
h)
C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba C8 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
i)
C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
j)
C10 je sadzba pre verejné osvetlenie,
k)
C11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,
l)
C12 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto výhradne s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba vo vysokom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako sadzba v nízkom pásme a nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,
m)
C13 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom, pričom sa poskytuje minimálne v štyroch časových pásmach v priebehu 24 hodín a cena v najvyššom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako cena v najnižšom pásme.
(8)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do desiatich sadzieb pre odberateľov elektriny v domácnosti takto:
a)
D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
D3 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme a aspoň jeden interval sa poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje; informácia o fixnom čase trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri hodiny sa zverejňuje na webovom sídle prevádzkovateľa distribučnej sústavy,
d)
D4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba D4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
e)
D5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba D5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
f)
D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma; sadzba D6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
g)
D7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,
h)
D8 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,
i)
D9 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto výhradne s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba vo vysokom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako sadzba v nízkom pásme a nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,
j)
D10 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom, pričom sa poskytuje minimálne v štyroch časových pásmach v priebehu 24 hodín a cena v najvyššom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako cena v najnižšom pásme.
(9)
Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných cien a taríf.
(10)
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.
(11)
Na účely uplatnenia 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.
(12)
Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za straty pri distribúcii elektriny v roku t oproti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom, aby bola percentuálna zmena 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.
(13)
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 ustanovuje maximálne vo výške 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 na rok t sa ustanovuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu 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 v roku t-1.
(14)
Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dohodnutá v zmluve o pripojení alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26.
(15)
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 v zmluve o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve. Hodnota rezervovanej kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity 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. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity a táto zmena bude mať za následok, že dohodnutá hodnota rezervovanej kapacity bude nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity, potom na základe zmeny dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity bude nová hodnota rezervovanej kapacity rovnaká ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity; to neplatí, ak odberateľ elektriny požiada prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zvýšenie dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity, odberateľ elektriny môže požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy o súčasné zvýšenie dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity; dohodnutý typ a dohodnutá doba platnosti rezervovanej kapacity týmto zvýšením dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity nie sú dotknuté.
(16)
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 jeden mesiac 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. Pre sezónny odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Splnenie podmienok sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnocuje prevádzkovateľom distribučnej sústavy po ukončení kalendárneho roka a vyúčtovacia faktúra sa odberateľovi elektriny zasiela do konca februára nasledujúceho roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia sezónneho odberu elektriny, odberateľovi elektriny za obdobie mimo sezóny sa uplatní platba za rezervovanú kapacitu, a to uplatnením mesačnej rezervovanej kapacity (mesačná tarifa za mesačnú rezervovanú kapacitu) s hodnotou rezervovanej kapacity vo výške 20 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo nameranej hodnoty maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 20 % maximálnej rezervovanej kapacity a platba za prácu v sadzbe, na ktorú má užívateľ sústavy právo. Zistený rozdiel v platbe (tarify za prácu a tarify za výkon) v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhradí odberateľom elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.
(17)
Rezervovaná kapacita sa dohodne takto:
a)
mesačná na jeden kalendárny mesiac,
b)
trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace,
c)
dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov.
(18)
Ak odberateľ elektriny zvyšuje hodnotu rezervovanej kapacity bez zmeny typu rezervovanej kapacity, na dodržanie minimálneho času použitia daného typu rezervovanej kapacity podľa tohto odseku sa neprihliada. Zmena rezervovanej kapacity sa vykoná vždy k 1. dňu v mesiaci v súlade s platnými pravidlami pre zmenu rezervovanej kapacity príslušného prevádzkovateľa distribučnej sústavy. 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.
(19)
Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 18 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.
(20)
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 posledný pracovný deň posledného mesiaca obdobia, na ktoré je kapacita dohodnutá. Rezervovaná kapacita sa účtuje mesačne.
(21)
Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach; pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dohodnutá a môže byť nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26. 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. Podmienkou na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesto nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie 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.
(22)
Pri odbere elektriny z distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu (mesačná, trojmesačná, dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).
(23)
Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy vo výške 15 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak zariadenie na výrobu elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške podľa prvej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu pre odovzdávacie miesto neobjednávajú. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.
(24)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, uhrádza sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená alebo je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške 15 % z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa prvej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW a pre dopravné prostriedky elektrickej trakcie dodávajúce elektrinu do sústavy.
(25)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy a ktorú prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy písomne odsúhlasil.
(26)
Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do regionálnej distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto:
a)
výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 23 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.
(27)
Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo meraním typu B, ich odber elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané dopravné prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných miest rezervovaná kapacita na účely vyhodnotenia a určenia cien za rezervovanú kapacitu pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov výkonov nameraných v odberných miestach v čase, keď je tento súčet v danom mesiaci najvyšší. Prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste podľa tohto odseku o viac ako 10 % sa nefakturuje, ak o to vlastník odberného miesta požiada a súčasne preukáže v termíne do dvoch pracovných dní po uplynutí kalendárneho mesiaca, v ktorom k prekročeniu došlo, že k prekročeniu došlo v dôsledku prekážky podľa § 374 Obchodného zákonníka.
(28)
Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 27 neobjednáva u prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 27 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.
(29)
Odberné miesta podľa odseku 27 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradia len do jednej bilančnej skupiny.
(30)
Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, sa fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, za príslušný kalendárny mesiac.
(31)
Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za všetky odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, pre každú napäťovú úroveň osobitne nedosiahne 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa fakturuje pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity vo výške 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.
(32)
Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa odseku 27 aj odberné miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú napájané výhradne dopravné prostriedky elektrickej trakcie, tak za tieto odberné miesta sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, so spätnou platnosťou rezervovaná kapacita vo výške 100 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu podľa pravidiel prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(33)
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.
(34)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, možno zahrnúť len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.21)
(35)
Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením.
(36)
Za štandardné pripojenie odberateľa elektriny sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Pri pripojení odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ elektriny si určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka. Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak je dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni vysokého napätia vo výške nad 5 MW, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určuje tak, že do hodnoty 5 MW vrátane sa určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a nad hodnotu 5 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak je dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia vo výške nad 50 MW, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určuje tak, že do hodnoty 50 MW vrátane sa určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a nad hodnotu 50 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak sa odber elektriny vykonáva cez štandardné napájacie vedenie, nie je prípustné vykonávať súčasne odber elektriny cez ďalšie napájacie vedenie.
(37)
Ak má odberateľ elektriny určenú rovnakú hodnotu rezervovanej kapacity a maximálnej rezervovanej kapacity na napäťovej úrovni nízkeho napätia v príslušnom odbernom mieste, za prekročenie rezervovanej kapacity odberateľom elektriny sa uplatní len prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity.
(38)
Odberateľovi elektriny, ktorý neoprávnene využíva sadzbu za distribúciu elektriny, sa určí nová sadzba za distribúciu elektriny na základe histórie odberu elektriny v odbernom mieste a táto nová sadzba za distribúciu elektriny sa oznámi príslušnému dodávateľovi elektriny.
(39)
Ak prevádzkovateľ distribučnej sústavy nameria dodávku elektriny alebo odber jalovej elektriny a nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka, uplatnia sa tarify za dodávku alebo odber jalovej elektriny a tarify za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka; to neplatí pre zraniteľného odberateľa elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia. Nedodržanie účinníka cos φ za odber elektriny z distribučnej sústavy na odbernom mieste výrobcu elektriny pripojeného do distribučnej sústavy, ak výrobca elektriny odoberie na odbernom mieste za mesiac množstvo elektriny nižšie ako 5 % z hodnoty rezervovanej kapacity pre odber elektriny vynásobenej 720 hodinami, sa nevyhodnocuje.
(40)
Na napäťovej úrovni vysokého napätia sa cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre odberateľov elektriny s odberným miestom s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel uplatňuje vo výške
a)
25 % z tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu a 175 % tarify za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 41 je nižšia alebo sa rovná 0,1,
b)
75 % tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu a 150 % tarify za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 41 je vyššia ako 0,1 alebo sa rovná 0,3,
c)
tarify za rezervovanú kapacitu a tarify za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 41 je vyššia ako 0,3.
(41)
Miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel MVRK sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,
b)
Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste s nabíjacou stanicou za predchádzajúci kalendárny polrok,
c)
RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou určená ako priemer zmluvne dohodnutej rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny polrok.
(42)
Pri uvedení nabíjacej stanice elektrických vozidiel pripojenej na napäťovej úrovni vysokého napätia do prevádzky sa postupuje podľa odseku 40 písm. a). Prvé vyhodnotenie miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou na napäťovej úrovni vysokého napätia sa vykoná po ukončení prvého uceleného kalendárneho polroka prevádzky, pričom MVRK sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,
b)
Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste s nabíjacou stanicou za predchádzajúci kalendárny polrok,
c)
RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou určená ako priemer zmluvne dohodnutej rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny polrok,
d)
d je počet dní od začiatku prevádzky nabíjacej stanice do začiatku prvého uceleného kalendárneho polroka prevádzky.
(43)
Rozdiel v cene za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny zistený na základe miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou MVRK vyhodnotenej za predchádzajúci kalendárny polrok sa vyúčtuje odberateľovi elektriny podľa odseku 40.
§27
(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDHN,t zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom elektriny v roku t a vypočíta sa podľa vzorca
CDHN ,t = CDEHN ,t + CPDHN ,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.
(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 sa vypočíta 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 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
2.
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 × 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 sa na vstupe do napäťovej úrovne VVN rovná 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 časť 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 sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a )
PNHN,vych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,
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 v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,
d)
OHN,vych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách vzťahujúca sa na RABHN,vych na napäťovej úrovni a vypočítaných 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 pre 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 sa rovná 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, sa rovná schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31. decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku55) podľa znaleckých posudkov, a to znaleckého posudku č. 26/2006 pre regulovaný subjekt Západoslovenská distribučná, a.s., znaleckého posudku č. 38/2006 pre regulovaný subjekt Stredoslovenská energetika − 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 2017 až 2022 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
h)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ na roky 2017 až 2022 sa vypočíta podľa vzorca
pričom, ak je výsledok podielu
vyšší alebo sa rovná 0,7, tak KDZ = 1,02,
menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak KDZ = 1,01,
menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak KDZ = 1,00,
menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak KDZ = 0,98,
menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak KDZ = 0,96,
menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak KDZ = 0,94,
menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak KDZ = 0,92, alebo
menší ako 0,1, tak KDZ = 0,90,
kde
1.
INVt-2 je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,
2.
DispZdrt-2 je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB×WACC× (1− daň z príjmov), pričom WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na rok t-2,
i)
FINVPHN,t je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVPHN,t na roky 2017 až 2022 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPHN,t = SOHN,t-2 − POHN,t-2 ,
j)
DVHN,t sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2, ktoré sú zložené z celkových skutočných výnosov
1.
z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy,
2.
zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity,
3.
za neoprávnený odber elektriny,57)
4.
z taríf za dodávku jalovej elektriny do distribučnej sústavy na základe cenového rozhodnutia úradu, pričom pre rok 2022 sa zohľadnia vo výške 50 % a pre rok 2023 a ďalšie roky sa zohľadnia vo výške 100 %,
5.
z taríf za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka cos φ účtované užívateľom sústavy na základe cenového rozhodnutia úradu, pričom pre rok 2022 sa zohľadnia vo výške 50 % a pre rok 2023 a ďalšie roky sa zohľadnia vo výške 100 %.
(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 ,
kde
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 sa vypočíta podľa odseku 5.
(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
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 × 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 vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t,
kde
1.
VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku 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.
(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 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,
f)
KPt je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
KPt = KPnak,t − KPvyn,t,
kde
1.
KPnak,t je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
KPnak,t = (SVystETRVVN+1,t-2 − VystETRVVN+1,t-2) × (PEt-2 + PSstratyt-2) ,
kde
1a.
SVystETRVVN+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,
1b.
VystETRVVN+1,t-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
1c.
PEt-2 je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
1d.
PSstratyt-2 je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
2.
KPvyn,t je korekcia výnosov z účtovania ceny CPDHN,t-2, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
2a.
SVystEOHN,t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,
2b.
VystEOHN,t-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2.
§28
(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
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 ,
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 × VystETRHN+1,t + CSHDHN,t × 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
C
S
H
D
H
N
,
t
=
P
C
S
E
S
t
×
P
M
S
E
H
N
,
t
V
y
s
t
E
H
N
,
t
kde
a)
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
P
C
S
E
S
t
=
C
E
P
X
E
,
t
×
1
+
k
t
100
+
O
t
+
K
P
C
S
E
S
t
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 31. októbra roku t-1 pre rok 2022,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je najviac 7 %,
3.
Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu58) na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej sústave na príslušné obdobie na rok t,
4.
KPCSESt je korekcia ceny elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorej výška sa pre roky 2020 až 2022 rovná nule a pre roky 2023 a 2024 sa vypočíta podľa vzorca
kde
4.1
CEi,t-2 je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v i-tej štvrťhodine roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny,
4.2
QSi,t-2 je množstvo strát elektriny pri distribúcii elektriny v i-tej štvrťhodine roku t-2 v jednotkách množstva elektriny na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
4.3
CEPXE,t-2 je schválený alebo určený aritmetický priemer denných cien elektriny na výpočet ceny elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
c)
PCSESt je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2023 a nasledujúce roky vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je najviac 7 %,
3.
Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát elektriny podľa osobitného predpisu58) na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov strát elektriny; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie rozdielov strát elektriny je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát elektriny v príslušnej sústave na príslušné obdobie na rok t.
(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; na roky 2017 až 2022 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 sa určuje takto:
| Regionálna distribučná sústava | ||
| PPSCHN | XSHN,n | |
| VV N | 0,875 % | 0,075 % |
| VN | 3,475 % | 0,75 % |
| NN | 10,185 % | 1,5 % |
Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností
§29
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 30 sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny, počet odberných miest v členení podľa jednotlivých sadzieb,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
e)
podklady podľa prílohy č. 5,
f)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
V roku t 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 roky t-2 a t-1 mu nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny podľa vzorca
b)
za rok t-1
kde
1.
SEONVt-2 sú očakávané schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
2.
EONVt-2 sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
3.
SEONEt-1 sú očakávané schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-1, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
4.
EONEt-1 sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-1, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy 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-2,
6.
MEt-2 je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-2,
7.
STRDt-1 sú očakávané schválené alebo určené výnosy v eurách za distribúciu elektriny v roku t-1 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny,
8.
TRDt-1 sú plánované schválené alebo určené výnosy v eurách za distribúciu elektriny v roku t-1 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny; suma finančných prostriedkov vo výške súčtu PVt-2 a PVt-1 sa rozdelí medzi odberateľov elektriny pomerne podľa sumy zaplatenej za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za roky t-2 a t-1.
(6)
Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 5, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny na rok t sa určia podľa § 30 na základe vlastného návrhu ceny.
(7)
Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku 5 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá a prevzaté tarify, ktoré bude regulovaný subjekt uplatňovať jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania jednotlivých taríf a údaje podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 8.
(8)
Maximálna cena At určená podľa § 30 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 sa skladá z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.
(9)
Za regulovaný subjekt, ktorý predložil vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla roku t oznamuje
a)
množstvo elektriny distribuovanej oprávneným odberateľom vlastnou distribučnou sústavou v roku t-1,
b)
množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného územia z vlastnej výroby elektriny v roku t-1,
c)
množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-1,
d)
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.
(10)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa siete veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň vysokého napätia zahŕňa siete vysokého napätia a transformáciu veľmi vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa siete nízkeho napätia a transformáciu vysokého napätia na nízke napätie.
(11)
Podiel 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.
(12)
Pri odbere elektriny z miestnej distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov elektriny, ktorí odoberajú elektrinu z miestnej distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu (mesačná, trojmesačná, dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).
(13)
Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške 15 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Výrobcovia elektriny si neobjednávajú rezervovanú kapacitu. Platba podľa prvej vety sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom elektriny podľa príslušnej napäťovej úrovne miestnej distribučnej sústavy, do ktorej je výrobca elektriny pripojený. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity, určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW a pre dopravné prostriedky elektrickej trakcie dodávajúce elektrinu do sústavy.
(14)
Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, tak platba za prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa § 19 ods. 8 z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny; ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vo výške tarify za rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Výrobcovia elektriny si neobjednávajú rezervovanú kapacitu. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.
(15)
Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa kalkulujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za distribúciu elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardnú distribúciu elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave zaslučkovaním.
§30
(1)
Maximálna cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny At v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t okrem strát elektriny pri distribúcii elektriny sa pre regulovaný subjekt, ktorý predkladá vlastný návrh ceny, vypočíta podľa vzorca
(2)
Tarifa za straty elektriny 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, sa vypočíta 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 sústavy regulovaného subjektu a ostatnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy 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 elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni VVSDHN,t v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty elektriny pri distribúcii vlastnej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca
VVSDHN,t = CSDHN+1,t × VystETRHN+1,t + CSHDHN,t × VystEHN,t ,
kde
a)
CSDHN+1,t je tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, sa tarifa za straty elektriny na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSDHN+1,t rovná nule,
b)
CSHDHN,t je cena za straty elektriny 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
(5)
Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VstE HN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne v roku t z nadradenej distribučnej sústavy, cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na danú napäťovú úroveň, z prítokov elektriny z iných miestnych distribučných sústav,
b)
PPSCHN je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy je najviac,
1.
ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,
1a.
0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,
1b.
2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
1c.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
2.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2a.
2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2b.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
3.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, 1 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia.
(6)
Hodnota percenta strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni PPSCHN sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je rozlohou porovnateľná s regionálnou distribučnou sústavou, určí individuálne.
(7)
Ak regulovaný subjekt nemá schválenú alebo určenú maximálnu cenu za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny At v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t podľa odseku 1, faktor vyrovnania maximálnej ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny KAt na rok t zohľadňujúci skutočnosť za rok t-2 sa rovná nule.
Cenová regulácia dodávky elektriny odberateľom elektriny v domácnosti a postup a podmienky uplatňovania cien
§31
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a § 32 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny v domácnosti.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny, počet odberných miest v členení podľa jednotlivých sadzieb,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 32 týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti,
e)
podklady podľa prílohy č. 6,
f)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Za dodávku elektriny odberateľom elektriny v domácnosti sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac deväť sadzieb, a to
a)
DD1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
DD2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
DD3 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní aspoň tri hodiny a blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
d)
DD4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DD4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
e)
DD5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DD5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
f)
DD6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma; sadzba DD6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
g)
DD7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny a blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,
h)
DD8 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,
i)
DD9 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom.
(6)
Ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých zložkách sadzieb sú maximálnymi cenami.
§32
(1)
Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny pre domácnosti schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny pre rok 2022 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a pre rok 2023 za obdobie od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1,
b)
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 10 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,
c)
Ot sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny domácnostiam v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetického priemeru nákladov na odchýlku súvisiacich s dodávkou elektriny domácnostiam schválených pre dodávateľov elektriny, ktorí sú určení dodávateľom poslednej inštancie podľa osobitného predpisu.58a)
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 31 ods. 5 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 1,10 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 × 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 odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 31 ods. 5 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 1,10 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 × 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 odseku 6, 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 × 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 odseku 6, 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 uvedú 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, pričom pre koeficienty KVTDi a KNTDi platí, že hodnota koeficientu KVTDi je vyššia o viac ako 30 % v porovnaní s hodnotou koeficientu KNTDi.
(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 odberateľ elektriny v domácnosti pripojený.
(6)
Na určenie najvyššej miery primeraného zisku pri dodávke elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, sa použije nižšia z hodnôt 3 eurá/MWh alebo 8 % z ceny elektriny CEt určenej podľa odseku 1.
(7)
Ak sa preukáže neočakávaný výrazný nárast odberateľov elektriny v domácnosti, ktorým dodáva elektrinu dodávateľ elektriny, v poslednom štvrťroku roku t-1, v cenovom konaní o dodávke elektriny na rok t sa primeraným spôsobom zohľadní rozdiel nákladov na nákup elektriny prislúchajúcich k cene CEPXE,t podľa odseku 1 a preukázanými nákladmi vynaloženými dodávateľom elektriny na nákup elektriny na zabezpečenie dodávky elektriny pre nových odberateľov elektriny v domácnosti.
Cenová regulácia dodávky elektriny malému podniku a postup a podmienky uplatňovania cien
§33
(1)
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny malému podniku, vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny malému podniku, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
e)
podklady podľa prílohy č. 7,
f)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Malý podnik je koncový odberateľ elektriny s ročnou spotrebou elektriny za všetky jeho odberné miesta najviac 30 000 kWh za rok, ktorý predchádza roku predkladania návrhu ceny. Rokom na zaradenie do kategórie malý podnik sa na účely tejto vyhlášky rozumie rok t-2.
(6)
Cena za dodávku elektriny malému podniku v jednotlivých zložkách sadzieb je určená ako maximálna cena. Maximálna cena sa skladá z dvoch zložiek, a to z mesačnej platby za jedno odberné miesto a z ceny za jednu MWh odobratej elektriny v príslušnom pásme.
§34
Za dodávku elektriny malým podnikom sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac dvanásť sadzieb, a to:
a)
DMP1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
DMP2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,
c)
DMP3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
d)
DMP4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne, sadzba DMP4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
e)
DMP5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne, sadzba DMP5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
f)
DMP6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne, sadzba DMP6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
g)
DMP7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DMP7 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
h)
DMP8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DMP8 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
i)
DMP9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
j)
DMP10 je sadzba pre verejné osvetlenie,
k)
DMP11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,
l)
DMP12 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom.
§35
(1)
Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny malému podniku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre rok 2022 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a pre rok 2023 za obdobie od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1.
b)
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 10 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre malý podnik na rok t,
c)
Ot sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny malému podniku v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetického priemeru nákladov na odchýlku súvisiacich s dodávkou elektriny malým podnikom schválených pre dodávateľov elektriny, ktorí sú určení dodávateľom poslednej inštancie podľa osobitného predpisu,58a)
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 34 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 do ceny započítať najviac vo výške 1,10 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEMPi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEMPi = KJPMPi x CEt + PZt ,
kde
KJPMPi je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny podľa odseku 4,
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny malému podniku; na určenie PZt sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CEt,
i je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 34 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 do ceny započítať najviac vo výške 1,10 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEVTMPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEVTMPi = KVTMPi x CEt + PZt ,
kde
KVTMPi je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny malému podniku; na určenie PZt sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CEt,
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CENTMPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CENTMPi = KNTMPi x CEt + PZt ,
kde
KNTMPi je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,
CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny malému podniku; na určenie PZt sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CEt,
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.
(4)
Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPMPi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTMPi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTMPi sa určia 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, pričom pre koeficienty KVTMPi a KNTMPi platí, že hodnota koeficientu KVTMPi je vyššia o viac ako 30 % v porovnaní s hodnotou koeficientu KNTMPi.
(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 malý podnik pripojený.
(6)
Ak sa preukáže neočakávaný výrazný nárast počtu odberateľov elektriny, ktorými sú malé podniky, v poslednom štvrťroku roku t-1, v cenovom konaní o dodávke elektriny na rok t sa primeraným spôsobom zohľadní rozdiel nákladov na nákup elektriny prislúchajúcich k cene CEPXE,t podľa odseku 1 a preukázanými nákladmi vynaloženými na nákup elektriny na zabezpečenie dodávky elektriny pre nových odberateľov elektriny, ktorými sú malé podniky.
Cenová regulácia dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie, postup a podmienky uplatňovania cien
§36
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 37 sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
c)
výpočty a údaje podľa § 37 týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,
d)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
§37
(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 PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL M na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie. CEm,t sa určí tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o 15 % z dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.
(2)
Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto 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 1,10 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 dodávateľom poslednej inštancie na rok t,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne
3.a
10 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 5 eur/MWh pre odberateľov elektriny v domácnosti,
3.b
14 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 8 eur/MWh pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v 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.
Cenová regulácia pripojenia do sústavy, postup a spôsob rozdelenia nákladov za pripojenie a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností
§38
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 39 až 44 sa vzťahuje na pripojenie užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien za pripojenie pri pripojení do distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
c)
výpočty a údaje podľa § 39 až 44 týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,
d)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
§39
(1)
Elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných 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 technického dimenzovania pripojenia 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.
§40
(1)
Elektroenergetické zariadenie výrobcu elektriny alebo koncového odberateľa elektriny je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných 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)
Preukázané skutočné náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy žiadosťou koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny o pripojenie, zabezpečenie požadovaného príkonu nových elektroenergetických zariadení alebo úpravy existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa uhradia koncovým odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny.
(3)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe nákladov podľa odseku 4, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave.
(4)
Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.
(5)
Elektroenergetické zariadenie patriace do prenosovej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom prenosovej sústavy alebo podnikateľom po dohode a podľa požiadaviek koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy.
(6)
Na účel cenovej regulácie pripojenia do prenosovej sústavy sa za nové pripojenie odberného miesta do prenosovej sústavy nepovažuje odpojenie odberného miesta od prenosovej sústavy a jeho opätovné pripojenie do prenosovej sústavy z dôvodu modernizácie alebo úpravy elektroenergetických zariadení používaných na prenos elektriny do tohto odberného miesta. Výpočet ceny za opätovné pripojenie odberného miesta do prenosovej sústavy sa použije primerane a môže zohľadňovať len zvýšenie technického dimenzovania pripojenia odberného miesta.
§41
(1)
Elektroenergetické zariadenie účastníka trhu s elektrinou je možné pripojiť do distribučnej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných 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 vysoko účinnou kombinovanou výrobou, na určenie deliaceho miesta sa vzťahuje osobitný predpis.59)
(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 12 mesiacov od zmluvne dohodnutého termínu nevyužíva aspoň na 50 %, zníži sa na 50 % pôvodne dohodnutej maximálnej rezervovanej kapacity, ak sa žiadateľ s prevádzkovateľom sústavy nedohodne inak. Ak sa znížená maximálna rezervovaná kapacita nevyužíva odberateľom elektriny ani ďalších 12 mesiacov po jej znížení prevádzkovateľom distribučnej sústavy, môže sa jednostranne znížiť na skutočne využívanú hodnotu za posledných 12 mesiacov, ak o zmene informuje odberateľa elektriny najneskôr 15 kalendárnych dní vopred, pričom za skutočne využívanú hodnotu sa považuje aj nulová hodnota odberu elektriny. Na základe žiadosti žiadateľa o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity sa táto kapacita opätovne žiadateľovi bezplatne pridelí. Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenie maximálnej rezervovanej kapacity je predloženie žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do 12 mesiacov od zníženia maximálnej rezervovanej kapacity podľa prvej vety, ak má prevádzkovateľ distribučnej sústavy dostatočnú kapacitu. Ak žiadateľ o pripojenie nezačne odoberať elektrinu z distribučnej sústavy v priebehu 12 mesiacov, odkedy má možnosť pripojiť sa do distribučnej sústavy, zníži sa maximálna rezervovaná kapacita na úroveň 0 kW.
(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,
d)
prevode zariadenia na výrobu elektriny alebo jeho časti na iný právny subjekt, ak toto zariadenie na výrobu elektriny je súčasťou sústavy pôvodného vlastníka zariadenia.
(7)
Ak žiadateľ 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 žiadateľ predložil žiadosť o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od požiadaného zníženia hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.
(8)
Cena za pripojenie pre krátkodobé odbery elektriny sa určuje prevádzkovateľom distribučnej sústavy vo výške skutočne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy pre pripojenie odberateľa elektriny.
(9)
Elektroenergetické zariadenie patriace do distribučnej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom distribučnej sústavy alebo podnikateľom po dohode s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa sústavy.
(10)
Cena za pripojenie sa neuplatní, ak je odberateľ elektriny už pripojený do distribučnej sústavy a táto distribučná sústava bola prevzatá iným prevádzkovateľom distribučnej sústavy.
(11)
O nadštandardné pripojenie užívateľa sústavy ide vtedy, ak elektroenergetické zariadenie žiadateľa je už pripojené do distribučnej sústavy a žiadateľ má zabezpečenú požadovanú maximálnu rezervovanú kapacitu a žiada o pripojenie s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia. Nadštandardné pripojenie sa poskytuje z napäťovej úrovne vysokého napätia a veľmi vysokého napätia. Cena za nadštandardné pripojenia sa určí podľa spôsobu výpočtu pre štandardné pripojenie.
(12)
Na účel cenovej regulácie pripojenia do distribučnej sústavy sa za nové pripojenie odberného miesta do distribučnej sústavy nepovažuje odpojenie odberného miesta od distribučnej sústavy a jeho opätovné pripojenie do distribučnej sústavy z dôvodu modernizácie alebo úpravy elektroenergetických zariadení používaných na distribúciu elektriny do tohto odberného miesta. Výpočet ceny za opätovné pripojenie odberného miesta do distribučnej sústavy sa použije primerane a môže zohľadňovať len zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity odberného miesta.
§42
(1)
Maximálna cena za pripojenie NO pri pripojení do od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane zahrnuje 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)
NVVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiace s výstavbou zariadení na pripojenie žiadateľov a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách za predchádzajúcich piatich kalendárnych rokov,
b)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v megawattoch,
c)
PD je disponibilná kapacita na pripojenie v megawattoch vytvorená nevyhnutnými úpravami energetických zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie do distribučnej sústavy za predchádzajúcich piatich kalendárnych rokov,
d)
ko je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorý bude užívateľom sústavy, v hodnote 0,5,
(2)
Pri požiadavke na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity 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 od 52 kV vrátane do 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 od 52 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,
c)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 41 ods. 4.
(3)
Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili nové pripojenia, použije sa na určenie ceny za pripojenie výpočet podľa odseku 1, kde
1.
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 41 ods. 4,
2.
Nc sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách.
(4)
Ak sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v miestnej distribučnej sústave a pripojenie vyvolá náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave a v prenosovej sústave, maximálna cena za pripojenie zahrnuje náklady na pripojenie požadovaného elektroenergetického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vyvolané náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave a v prenosovej sústave. Maximálna cena za pripojenie do miestnej distribučnej sústavy, do ktorej je elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripojené, sa uhrádza odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy.
(5)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.
(6)
Maximálna cena za pripojenie pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, sa uhrádza prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorej sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripája. Maximálna cena za pripojenie sa vypočíta podľa odseku 1, pričom pre výpočet platí, že Nc sú celkové preukázateľne vyvolané náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v prenosovej sústave v eurách.
(7)
Maximálna cena za pripojenie do distribučnej sústavy No určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na obdobie od 1. marca roku t do posledného dňa mesiaca február roku t+1 sa oznamuje úradu najneskôr do konca februára roku t. Výpočet prevádzkovateľa distribučnej sústavy o maximálnej cene za pripojenie do distribučnej sústavy No v eurách na kilowatt na obdobie od 1. marca roku t do posledného dňa mesiaca február roku t+1 sa oznamuje úradu do konca februára roku t. Do 28. februára 2022 sa maximálna cena za pripojenie do distribučnej sústavy No určuje podľa ceny uplatňovanej v roku 2021.
§43
(1)
Maximálna cena za pripojenie Cp pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy od 1 kV vrátane do 52 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave od 1 kV vrátane do 52 kV zahrnuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca
(2)
Maximálna cena za pripojenie Cp určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na obdobie od 1. marca roku t do posledného dňa mesiaca február roku t+1 sa oznamuje úradu najneskôr do konca februára roku t. Výpočet maximálnej ceny za pripojenie Cp v eurách na kilowatt na obdobie od 1. marca roku t do posledného dňa mesiaca február roku t+1 sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy predkladá úradu do konca februára roku t.
(3)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena za pripojenie sa určuje vo výške preukázateľne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, najviac však do výšky podľa odseku 1.
§44
(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 investičných 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. V roku t sa môžu pri pripojení do miestnej distribučnej sústavy použiť ceny za pripojenie odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy do 1 kV prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Ak prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy nepoužije ceny podľa predchádzajúcej vety, maximálna cena za pripojenie Cp odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave do 1 kV na rok t sa určí alebo schváli na základe vlastného návrhu ceny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy. Maximálna cena za pripojenie Cp odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy do 1 kV sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
NNN sú celkové investičné náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni do 1 kV vrátane, reálne vynaložené náklady súvisiace s pripojením žiadateľov ku dňu predloženia návrhu ceny,
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 do 1 kV vrátane do distribučnej sústavy,
c)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,
d)
ko je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; pre žiadateľa, ktorý je odberateľom elektriny, je hodnota koeficientu ko maximálne 0,4.
(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 1; ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 1.
(3)
Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny okrem zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, tak cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,5, ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacitu zariadenia na výrobu elektriny je najviac vo výške doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny je väčšia ako hodnota doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta, koeficient k je 0,5 pre maximálnu rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny v rozsahu do hodnoty doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta a koeficient k sa rovná 1 pre hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny presahujúcu doterajšiu hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.
(4)
Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, tak cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,5, ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacitu zariadenia na výrobu elektriny je najviac vo výške doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny je väčšia ako hodnota doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta, koeficient k je 0,5 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny do hodnoty doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta a koeficient k sa rovná 1 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny presahujúci doterajšiu hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.
(5)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena za pripojenie sa určuje vo výške určenej podľa cenového rozhodnutia pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na rok t podľa odseku 1.
§45
Ak správca bytového domu alebo spoločenstvo vlastníkov bytov a nebytových priestorov dodávateľovi elektriny alebo prevádzkovateľovi distribučnej sústavy vyhlási, že užívanie spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu je spojené výlučne s užívaním bytov, nebytových priestorov alebo spoločných častí a spoločných zariadení len 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. Ustanovenie prvej vety sa vzťahuje aj na bytový dom, v ktorom sa nachádzajú telekomunikačné zariadenia poskytovateľov elektronických komunikačných služieb poskytujúcich služby výlučne pre užívateľov bytového domu alebo technologické zariadenia na výrobu tepla a rozvod tepla dodávateľov tepla poskytujúcich služby výlučne pre užívateľov bytového domu.
Prechodné a záverečné ustanovenia
§46 Prechodné ustanovenia
(1)
Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2017.
(2)
Do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu na rok 2017 sa uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na roky 2014 až 2016; rovnako sa postupuje, ak cena nie je určená.
(3)
Návrhy cien na prvý rok regulačného obdobia podané podľa zákona č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach v znení neskorších predpisov do účinnosti tejto vyhlášky sa považujú za návrhy cien podané podľa tejto vyhlášky a posúdia sa v súlade s touto vyhláškou.
(4)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok 2017 a hodnoty príplatku Pznit na rok 2017 sa zverejnia na webovom sídle úradu do 28. februára 2017.
§46a Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 20. júla 2018
Podľa úprav účinných od 20. júla 2018 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2019 okrem ustanovení uvedených v § 12 ods. 12, § 18 ods. 2 a § 23 ods. 8, podľa ktorých sa postupuje od 20. júla 2018.
§46b Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 1. júla 2019
Podľa úprav účinných od 1. júla 2019 uvedených v 10b sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2020.
§46c Prechodné ustanovenia k úpravám účinným od 20. októbra 2019
(1)
Podľa úprav účinných od 20. októbra 2019 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2020.
(2)
Pri vykonávaní cenovej regulácie týkajúcej sa tarify za prevádzkovanie systému sa koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 Kistpst-2 považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v roku t-2 Kvdt-2 a koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v j-tom roku Kistpsj sa považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v j-tom roku Kvdj.
(3)
Pri vykonávaní cenovej regulácie týkajúcej sa tarify za systémové služby sa koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v roku t-2 Kistsst-2 považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v roku t-2 Kvdt-2 a koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v j-tom roku Kistssj sa považuje za koeficient zvýhodnenia odberového diagramu v j-tom roku Kvdj.
§46d Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 5. augusta 2021
Ak v konaní o cenovej regulácii nie je schválená cena na rok 2022 do 31. decembra 2021, do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu sa na rok 2022 uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na roky 2017 až 2021; rovnako sa postupuje, ak cena nie je určená alebo zmenená.
§46e Prechodné ustanovenie k úpravám účinným od 25. augusta 2021
Na posúdenie zníženia ceny elektriny pre stanovenie doplatku pri predĺžení podpory doplatkom na základe návrhu ceny regulovaného subjektu predloženého úradu do 25. augusta 2021 sa použije táto vyhláška v znení účinnom od 25. augusta 2021.
§46f Prechodné ustanovenia k úpravám účinným od 15. decembra 2021
(1)
Podľa úprav účinných od 15. decembra 2021 sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2022 okrem úprav v § 26 ods. 7 písm. m), § 26 ods. 8 písm. j), § 32 ods. 7 a § 35 ods. 6, podľa ktorých sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2023.
(2)
Na posúdenie návrhu ceny alebo návrhu na zmenu cenového rozhodnutia predloženého úradu do 15. decembra 2021 sa použije táto vyhláška v znení účinnom od 15. decembra 2021.
§47 Zrušovacie ustanovenie
Zrušuje sa vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 260/2016 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike.
§48 Účinnosť
Táto vyhláška nadobúda účinnosť dňom vyhlásenia.
Jozef Holjenčík v. r.
1)
Napríklad nariadenie Komisie (EÚ) 2015/1222 z 24. júla 2015, ktorým sa stanovuje usmernenie pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia (Ú. v. EÚ L 197, 25. 7. 2015) a nariadenie Komisie (EÚ) 2017/460 zo 16. marca 2017, ktorým sa stanovuje sieťový predpis o harmonizovaných štruktúrach taríf za prepravu plynu (Ú. v. EÚ L 72, 17. 3. 2017).
1a)
§ 3d a § 6 ods. 14 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 zákona č. 296/2021 Z. z.
1b)
§ 2 písm. b) sedemnásty bod zákona č. 251/2012 Z. z. o energetike a o zmene a doplnení niektorých zákonov.
2)
§ 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 opatrenia č. MF/25814/2006-74 z 12. decembra 2006 (oznámenie č. 671/2006 Z. z.).
3)
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, § 13 ods. 3 zákona č. 650/2004 Z. z. o doplnkovom dôchodkovom sporení a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších prepisov, zákon 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 a zákon č. 251/2012 Z. z. v znení neskorších predpisov.
4)
Zákon č. 137/2010 Z. z. o ovzduší v znení neskorších predpisov.
5)
§ 22 až 29 zákona č. 595/2003 Z. z. o dani z príjmov v znení neskorších predpisov.
§ 28 zákona č. 431/2002 Z. z. o účtovníctve v znení neskorších predpisov.
§ 28 zákona č. 431/2002 Z. z. o účtovníctve v znení neskorších predpisov.
6)
§ 29 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
7)
§ 2 ods. 1,5 a 8 zákona č. 483/2001 Z. z. o bankách a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení zákona č. 213/2014 Z. z.
8)
§ 3 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
9)
Nariadenie Európskeho parlamentu a Rady (EÚ) č. 347/2013 zo 17. apríla 2013 o usmerneniach pre transeurópsku energetickú infraštruktúru, ktorým sa zrušuje rozhodnutie č. 1364/2006/ES a menia a dopĺňajú nariadenia (ES) č. 713/2009, (ES) č. 714/2009 a (ES) č. 715/2009 (Ú. v. EÚ L 115, 25. 4. 2013).
10)
§ 23 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
11)
Zákon č. 650/2004 Z. z. v znení neskorších predpisov.
12)
§ 76 a 76a Zákonníka práce v znení neskorších predpisov.
13)
§ 152 Zákonníka práce v znení neskorších predpisov.
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. 577/2004 Z. z. o rozsahu zdravotnej starostlivosti uhrádzanej na základe verejného zdravotného poistenia a o úhradách za služby súvisiace s poskytovaním zdravotnej starostlivosti 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 v znení neskorších predpisov.
19)
§ 20 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
20)
§ 59 ods. 14 opatrenia č. 23054/2002-92 (oznámenie č. 740/2002 Z. z.) v znení opatrenia č. MF/26312/2009-74 (oznámenie č. 518/2009 Z. z.).
21)
§ 19 ods. 2 písm. l) zákona č. 595/2003 Z. z. v znení zákona č. 60/2009 Z. z.
24)
§ 13 ods. 3 zákona č. 461/2003 Z. z. o sociálnom poistení.
25)
Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 236/2016 Z. z., ktorou sa ustanovujú štandardy kvality prenosu elektriny, distribúcie elektriny a dodávky elektriny.
27)
Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 490/2009 Z. z., ktorou sa ustanovujú podrobnosti o podpore obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnej kombinovanej výroby a biometánu v znení neskorších predpisov.
29)
§ 5 ods. 14 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 136/2011 Z. z.
30)
Vyhláška Ministerstva práce, sociálnych vecí a rodiny Slovenskej republiky č. 508/2009 Z. z., ktorou sa ustanovujú podrobnosti na zaistenie bezpečnosti a ochrany zdravia pri práci s technickými zariadeniami tlakovými, zdvíhacími, elektrickými a plynovými a ktorou sa ustanovujú technické zariadenia, ktoré sa považujú za vyhradené technické zariadenia v znení neskorších predpisov.
31)
§ 2 ods. 3 písm. g) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
32)
§ 40 a 41 zákona č. 251/2012 Z. z. v znení neskorších predpisov.
33)
Zákon č. 157/2018 o metrológii a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení zákona č. 198/2020 Z. z.
34)
§ 1 zákona č. 162/1995 Z. z. o katastri nehnuteľností a o zápise vlastníckych a iných práv k nehnuteľnostiam (katastrálny zákon) v znení neskorších predpisov.
35)
§ 2 ods. 3 písm. a) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
36)
§ 4 ods. 1 písm. c) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 382/2013 Z. z.
37)
§ 4 ods. 1 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
38)
§ 3 ods. 11 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
Vyhláška Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky č. 372/2011 Z. z., ktorou sa ustanovuje spôsob výpočtu ročnej výroby tepla pri výrobe elektriny spaľovaním bioplynu získaného anaeróbnou fermentáciou.
Vyhláška Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky č. 372/2011 Z. z., ktorou sa ustanovuje spôsob výpočtu ročnej výroby tepla pri výrobe elektriny spaľovaním bioplynu získaného anaeróbnou fermentáciou.
40)
Vyhláška č. 490/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
41)
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.
42)
§ 3 ods. 7 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 382/2013 Z. z.
43)
§ 6 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 382/2013 Z. z.
44)
§ 6 ods. 5 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 382/2013 Z. z.
45)
§ 3 ods. 6 a 8 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 382/2013 Z. z.
46)
§ 7 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
47)
§ 7 ods. 3 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 30/2013 Z. z.
48)
§ 6 ods. 5 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
48a)
§ 9 ods. 2 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
48b)
§ 3 ods. 1 písm. c) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
48c)
§ 6 ods. 1 písm. a) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
48d)
§ 19 ods. 2 písm. i) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
48e)
§ 9 ods. 3 zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
48f)
§ 3 ods. 1 písm. e) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
48g)
§ 6 ods. 1 písm. d) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
49)
Zákon č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
49a)
§ 10 ods. 2 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení neskorších predpisov.
50)
Zákon č. 505/2009 Z. z. o akreditácii orgánov posudzovania zhody a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
50a)
§ 6 ods. 1 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
50aa)
50b)
§ 19 ods. 1 písm. n) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
50c)
§ 88 ods. 2 písm. y) zákona č. 251/2012 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
50d)
§ 18a zákona č. 251/2012 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
50e)
§ 3 ods. 1 písm. b) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
50f)
§ 3 ods. 1 písm. d) zákona č. 309/2009 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
52)
§ 2 písm. a) bod 14 vyhlášky Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 24/2013 Z. z., ktorou sa ustanovujú pravidlá pre fungovanie vnútorného trhu s elektrinou a pravidlá pre fungovanie vnútorného trhu s plynom.
52a)
§ 12 ods. 7 zákona č. 250/2012 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
52b)
§ 12 ods. 8 zákona č. 250/2012 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
52c)
Vyhláška Štatistického úradu Slovenskej republiky č. 306/2007 Z. z., ktorou sa vydáva Štatistická klasifikácia ekonomických činností.
52d)
§ 12 ods. 7 písm. a) zákona č. 250/2012 Z. z. v znení zákona č. 309/2018 Z. z.
54)
§ 19 ods. 2 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení zákona č. 60/2009 Z. z.
55)
Vyhláška Ministerstva spravodlivosti Slovenskej republiky č. 492/2004 Z. z. o stanovení všeobecnej hodnoty majetku v znení neskorších predpisov.
55a)
Nariadenie Komisie (EÚ) 2017/1485 z 2. augusta 2017, ktorým sa stanovuje usmernenie pre prevádzkovanie elektrizačnej prenosovej sústavy (Ú. v. EÚ L 220, 25. 8. 2017).
55b)
Čl. 25 nariadenia Komisie (EÚ) 2015/1222.
55c)
Čl. 20 nariadenia Komisie (EÚ) 2017/1485.
55d)
Čl. 19 až 22 nariadenia Komisie (EÚ) 2017/2195 z 23. novembra 2017, ktorým sa stanovuje usmernenie o zabezpečovaní rovnováhy v elektrizačnej sústave (Ú. v. EÚ L 312, 28. 11. 2017).
56)
§ 11 vyhlášky č. 24/2013 Z. z. v znení neskorších predpisov.
58a)
§ 3 písm. a) deviaty bod zákona č. 251/2012 Z. z.
Príloha č. 1 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 2 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 3 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 4 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 5 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 6 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 7 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 8 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Zoznam oprávnených priemyselných odvetví pre posúdenie nároku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému pre koncových odberateľov elektriny
| Kód NACE | Opis |
| 2015 | Výroba priemyselných hnojív a dusíkatých zlúčenín |
| 2016 | Výroba plastov v primárnej forme |
| 2410 | Výroba surového železa a ocele a ferozliatin |
| 2442 | Výroba hliníka |
Príloha č. 9 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
Príloha č. 10 k vyhláške č. 18/2017 Z. z.
