154
VYHLÁŠKA
Úradu pre reguláciu sieťových odvetví
z 12. júna 2024,
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 v znení neskorších predpisov (ďalej len „zákon
o regulácii“) a § 19 ods. 2 písm. c), d), i), j), l) a m) zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o
zmene a doplnení niektorých zákonov (ďalej len „zákon o podpore“) ustanovuje:
§1 Základné pojmy
Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím 6. regulačné obdobie od 1. januára 2023,
b)
regulačným rokom kalendárny rok,
c)
rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,
d)
rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
e)
rokom t-n n-tý rok predchádzajúci roku t,
f)
východiskovým rokom rok 2021,
g)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
h)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie
národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
i)
technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických
častí zariadenia na výrobu elektriny nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriaci jeden
technologický celok pozostávajúci najmä zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja
energie, zariadenia na úpravu primárneho zdroja energie, zariadenia, v ktorom sa vykonáva
premena formy primárnej energie na elektrinu, zariadenia vykonávajúceho kvalitatívnu
úpravu elektriny, meracieho zariadenia, riadiaceho zariadenia, kontrolného zariadenia
a zariadenia na ochranu životného prostredia,
j)
výstavbou zariadenia na výrobu elektriny výstavba nového zariadenia na výrobu elektriny
na základe stavebného povolenia alebo ohlásenia stavebnému úradu o realizácii drobnej
stavby alebo stavebných úprav,
k)
nadradenou sústavou prenosová sústava alebo regionálna distribučná sústava, do ktorej
je pripojená miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny,
alebo miestna distribučná sústava, do ktorej je pripojená iná miestna distribučná
sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny,
l)
opravou odstránenie čiastočného fyzického opotrebovania alebo poškodenia na účely
uvedenia do predchádzajúceho stavu alebo prevádzkyschopného stavu; uvedením do prevádzkyschopného
stavu sa rozumie vykonanie opravy aj s použitím iných než pôvodných materiálov, náhradných
dielov, súčastí alebo technológií, ak nedôjde k zmene technických parametrov alebo
zvýšeniu výkonnosti majetku a ani k zmene účelu použitia,
m)
údržbou súhrn činností zabezpečujúcich technickú spôsobilosť a hospodárnosť prevádzky
zariadenia, pri ktorých sa spomaľuje fyzické opotrebenie, predchádza sa jeho následkom
a odstraňujú sa drobnejšie vady, spravidla bez demontáže dielov a bez výmeny súčiastok,
n)
modernizáciou rozšírenie vybavenosti alebo použiteľnosti hmotného majetku a nehmotného
majetku o také súčasti, ktoré pôvodný majetok neobsahoval, pričom tvoria neoddeliteľnú
súčasť majetku; za neoddeliteľnú súčasť tohto majetku sa považujú samostatné veci,
ktoré sú určené na spoločné použitie s hlavnou vecou a spolu s ňou tvoria jeden majetkový
celok,
o)
rekonštrukciou také zásahy do hmotného majetku, ktoré majú za následok zmenu jeho
účelu použitia, kvalitatívnu zmenu jeho výkonnosti alebo technických parametrov; za
zmenu technických parametrov nemožno považovať zámenu použitého materiálu pri dodržaní
jeho porovnateľných vlastností,
p)
výlučným poskytovaním podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy
1.
poskytovanie disponibility podporných služieb,
2.
dodávka regulačnej elektriny,
3.
výroba elektriny počas certifikačných testov a skúšok alebo pred certifikačnými testami
a skúškami v rámci procesu certifikácie zariadení na poskytovanie podporných služieb,
pričom výroba elektriny podľa tohto bodu v zariadení na výroby elektriny počas technických
skúšok zariadenia nepresiahne 3 % hodinového časového fondu príslušného mesiaca; tieto
činnosti možno vzájomne kombinovať.
§2 Rozsah cenovej regulácie
(1)
Cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike sa vzťahuje
na
a)
pripojenie do sústavy,
b)
prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
c)
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
d)
poskytovanie podporných služieb,
e)
poskytovanie systémových služieb,
f)
výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
g)
určenie tarify za prevádzkovanie systému.
(2)
Cenová regulácia v oblasti dodávky elektriny sa vzťahuje na
a)
dodávku elektriny zraniteľným odberateľom elektriny, ktorí uzatvorili zmluvu o združenej
dodávke elektriny za cenu regulovanú úradom,
b)
dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie.
(3)
Cenová regulácia v oblasti podpory výroby elektriny sa vzťahuje na
a)
výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektriny vyrobenej vysoko
účinnou kombinovanou výrobou,
b)
výkon činnosti výkupcu elektriny.
§3 Spôsoby vykonávania cenovej regulácie
(1)
Cenová regulácia podľa § 2 ods. 1 sa vykonáva
a)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,
b)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny,
c)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny,
d)
určením maximálnej ceny alebo spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných
služieb,
e)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
f)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny a tarify za prevádzkovanie systému a výkon činnosti
organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
g)
priamym určením tarify a určením spôsobu výpočtu tarify alebo rozdelením nákladov
podľa osobitných predpisov.1)
(2)
Cenová regulácia podľa § 2 ods. 2 sa vykonáva určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny.
(3)
Cenová regulácia podľa § 2 ods. 3 sa vykonáva
a)
priamym určením pevnej ceny za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a
výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
b)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za výkon činnosti výkupcu elektriny,
c)
určením spôsobu výpočtu ceny elektriny na účel predĺženia podpory so zníženou cenou
elektriny podľa § 3d zákona o podpore.
§4 Rozsah, štruktúra a výška ekonomicky oprávnených nákladov
(1)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú náklady preukázateľne a v nevyhnutnom rozsahu
vynaložené na vykonávanie regulovanej činnosti, ktorými sú
a)
náklady na obstaranie regulačnej elektriny,2)
b)
náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny,
c)
náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom vrátane
nákladov na vyrovnanie odchýlky zraniteľným odberateľom pri dodávke elektriny zraniteľným
odberateľom určené úradom,
d)
náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny odberateľom v režime dodávky
poslednej inštancie vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky odberateľom elektriny
pri dodávke elektriny dodávateľom poslednej inštancie určené úradom,
e)
výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické
hmoty,
f)
osobné náklady,3)
g)
náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,4) pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky vypustené
do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu5) a pri skleníkových plynoch len náklady najviac do výšky 100 % na nákup emisných kvót
nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti;
pri skleníkových plynoch sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady na nákup emisných
kvót vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO2, vynásobené cenou určenou ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien oficiálneho
kurzového lístka zverejneného burzou EEX na jej webovom sídle, za produkt EU Emission
Allowances – Spot Market v eur/t CO2 za obdobie šiestich kalendárnych mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo
konanie o cenovej regulácii (ďalej len „cenové konanie“) podľa § 14 ods. 1 zákona o regulácii,
h)
odpisy majetku; pre rok t = 2025 pri hmotnom majetku rovnomerné odpisovanie hmotného
majetku využívaného len na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku ročný
odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny nehmotného majetku využívaného len na výkon
regulovanej činnosti, a pre rok t = 2026 a nasledujúce roky rovnomerné odpisy hmotného
majetku a nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti zohľadňujúce
dobu technickej životnosti majetku podľa prílohy č. 1,
i)
časti splátok za finančný prenájom hmotného majetku využívaného výhradne na výkon
regulovanej činnosti podľa zmlúv o finančnom prenájme najviac vo výške odpisov podľa
písmena h) pre regulovanú činnosť podľa § 2 ods. 1,
j)
nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý
sa využíva len na výkon regulovanej činnosti vo výške odpisov podľa písmena h),
k)
náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti
v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na
technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,6)
l)
úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky7) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne
na regulovanú činnosť najviac do hodnoty úroku rovnajúceho sa aritmetickému priemeru
hodnôt mesačných priemerov ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných 12 mesiacov
predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové konanie podľa § 14 ods. 1 zákona o regulácii, zverejnených na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti „Euribor rates“,
m)
úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti
s výkonom činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa osobitného predpisu8) maximálne do výšky hodnoty úroku rovnajúceho sa hodnote ukazovateľa 12M EURIBOR za
obdobie posledných 12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové
konanie podľa § 14 ods. 1 zákona o regulácii, zverejnených na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti „Euribor rates“.
(2)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú
a)
sankcie,
b)
náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
c)
odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku
a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,9)
d)
odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie,
ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,
e)
platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych
orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,
f)
príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie10) platené zamestnávateľom okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku
1 písm. g), príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca,
g)
odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú v § 76 a 76a Zákonníka práce,
h)
príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený v § 152 Zákonníka práce,
i)
cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,11)
j)
tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,12)
k)
náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený
osobitným predpisom,13)
l)
dobrovoľné poistenie osôb,
m)
manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie
zásob,
n)
náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve,
duplicitne účtované náklady,
o)
náklady na reprezentáciu a dary,
p)
odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
q)
náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia
nad rozsah podľa osobitných predpisov,14)
r)
príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť
ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,15)
s)
náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení a iných zariadení,
ktoré nesúvisia s regulovanou činnosťou,
t)
náklady vynaložené na obstaranie materiálu, služieb na činnosti nesúvisiace s výkonom
regulovanej činnosti,
u)
daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
v)
štipendiá poskytnuté žiakom stredných škôl a študentom,
w)
odpis nedobytnej pohľadávky,
x)
tvorba rezerv nad rozsah podľa osobitného predpisu,16)
y)
rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,17)
z)
tvorba opravných položiek,
aa)
náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
ab)
náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
ac)
straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
ad)
zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
ae)
náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych
a zábavných podujatí a iných činností,
af)
spotreba pohonných látok nad rozsah podľa osobitného predpisu,18)
ag)
náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe
overovania primeranosti nákladov podľa § 31 ods. 3 písm. d) zákona o regulácii, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom
alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,19)
ah)
straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,
ai)
náklady na náhradu škody, ktorá vznikla v dôsledku protiprávneho konania regulovaného
subjektu,
aj)
vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,20)
ak)
náklady na konzultácie, poradenstvo a štúdie,
al)
iné náklady, ktoré nie sú výslovne uvedené v odseku 1,
am)
platba za prekročenie hraničnej hodnoty tokov dodávky jalovej kapacitnej elektriny
z regionálnej distribučnej sústavy a z miestnej distribučnej sústavy do prenosovej
sústavy.
(3)
Na účely § 45 ods. 3 písm. c) ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú ani náklady na obstaranie alebo opravu oplotenia,
prevádzkové náklady, náklady na úpravu areálu, náklady na zabezpečenie strážnej služby,
náklady na obstaranie alebo opravu kamerového systému, náklady na obstaranie alebo
opravu osvetlenia areálu, náklady na výmenu fotovoltických panelov iného druhu a inštalovaného
výkonu, náklady na výmenu a úpravu nosných konštrukcií fotovoltických panelov a priehradného
múru. Náklady na opravu spojené s odstraňovaním havarijných stavov vzťahujúcich sa
na opravu priehradného múru a nosných konštrukcií fotovoltických panelov sú ekonomicky
oprávnenými nákladmi, len ak by nevykonaním opravy bola ohrozená funkčnosť elektroenergetického
zariadenia na výrobu elektriny.
(4)
Ak regulovaný subjekt vykonáva súčasne regulované činnosti aj neregulované činnosti
alebo vykonáva súčasne viacero regulovaných činností, do ekonomicky oprávnených nákladov
na regulovanú činnosť sa zahrnú len úradom schválené alebo určené preukázateľné náklady.
§5 Spôsob určenia miery výnosnosti regulačnej bázy aktív
(1)
Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív sa určuje na regulačné obdobie a zohľadňuje
a)
návratnosť prevádzkových aktív používaných výhradne na zabezpečenie regulovanej činnosti,
b)
rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobo spoľahlivej, bezpečnej a udržateľnej
prevádzky aktív používaných pri výkone regulovanej činnosti.
(2)
Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie sa vyjadruje
ako vážený priemer nákladov na kapitál WACC pred zdanením, určený v percentuálnej
hodnote, matematicky zaokrúhlenej na dve desatinné miesta, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
Ke sú náklady na vlastný kapitál v percentách určené podľa odseku 3,
b)
Kd sú náklady na cudzí kapitál v percentách, vo výške 2,77 %,
c)
E
E
+
D
d)
D
E
+
D
e)
T je sadzba dane z príjmov právnických osôb v roku t v percentách.
(3)
Náklady na vlastný kapitál Ke sa vypočítajú podľa vzorca
K
e
=
R
f
+
β
l
e
v
e
r
e
d
×
M
R
P
kde
a)
Rf je bezriziková výnosová miera, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške
1,11 %,
b)
βlevered je vážený beta koeficient vyjadrujúci systematické riziko, citlivosť konkrétneho
odvetvia na zmenu trhu, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
βunlevered je nevážený beta koeficient bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov;
pre regulačné obdobie sa ustanovuje vo výške 0,49,
2.
D/E je pomer cudzích zdrojov k vlastnému majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné
obdobie vo výške 1,5,
c)
MRP je trhová riziková prirážka, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške
5,84 %.
(4)
Hodnota WACC na rok 2025 sa ustanovuje vo výške 5,39 % s platnosťou do konca regulačného
obdobia. Ak sa určí nová hodnota WACC na rok t podľa odseku 5, hodnota WACC podľa
prvej vety sa na rok t a zvyšok regulačného obdobia nepoužije.
(5)
Ak odchýlka medzi rokmi t-2 a t-1 v niektorom z parametrov vstupujúcich do výpočtu
WACC, podrobne ustanovených v prílohe č. 2, v priebehu regulačného obdobia bude vyššia ako 20 %, určí sa nová hodnota WACC na
rok t a na zvyšok regulačného obdobia, ktorá sa zverejňuje na webovom sídle úradu
najneskôr do 30. júna roku t-1. Zmena vyjadrená ako hodnota pomeru medzi aktuálnou
číselnou hodnotou WACC a novou číselnou hodnotou WACC nepresiahne 10 %, teda pomer
nepresiahne hodnoty uzavretého matematického intervalu <0,9 – 1,1>.
§6
(1)
Peňažné hodnoty sa na výpočet ceny matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta.
Mesačná platba za jedno odberné miesto alebo odovzdávacie miesto sa zaokrúhľuje na
dve desatinné miesta.
(2)
Ceny podľa tejto vyhlášky sa uvádzajú bez dane z pridanej hodnoty.
(3)
Pri zmene ceny sa ustanovenia o spôsobe výpočtu ceny a hodnoty vstupujúce do výpočtu
cien použijú primerane podľa zodpovedajúceho roku regulačného obdobia, v ktorom nastala
zmena ceny.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny a podklady k návrhu ceny sa vzťahujú aj na návrh na zmenu
cenového rozhodnutia.
§7 Tarifa za prevádzkovanie systému
(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje v eurách na jednotku množstva elektriny
na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny.
(2)
Tarifa za prevádzkovanie systému môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb
TPSi,t, ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny odberných miest koncových odberateľov
elektriny, pričom pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do
príslušnej skupiny sa vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny odobratej
zo sústavy za rok t-1 na všetkých odberných miestach koncového odberateľa elektriny.
(3)
Skupiny odberných miest koncových odberateľov elektriny sú
a)
skupina 1, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou
spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok
t-1 do 1 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených
v skupine 4,
b)
skupina 2, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou
spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok
t-1 nad 1 GWh do 100 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny
zaradených v skupine 4,
c)
skupina 3, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou
spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok
t-1 nad 100 GWh, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených
v skupine 4,
d)
skupina 4, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny, ktorým bola pre rok
t určená individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému podľa § 8.
(4)
Pre tarifu za prevádzkovanie systému platí
∑
i
=
1
k
T
P
S
i
,
t
×
Q
P
K
S
t
p
s
i
,
t
=
N
P
S
t
kde
a)
TPSi,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny
odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny, na ktorú
sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny
v roku t,
b)
QPKStpsi,t je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v
i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny
v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t,
d)
NPSt sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú
podľa vzorca
N
P
S
t
=
N
o
z
e
k
v
t
+
P
N
O
T
t
+
N
o
k
t
e
t
+
D
N
P
S
t
+
K
V
P
T
P
S
t
kde
1.
Nozekvt sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú
podľa odseku 5,
2.
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,
3.
Noktet sú schválené alebo určené náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa § 13 ods. 1,
4.
DNPSt sú schválené dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktoré
sa vypočítajú podľa odseku 8,
5.
KVPTPSt je korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktorá
sa vypočíta podľa odseku 9.
(5)
Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t sa vypočítajú podľa
vzorca
Nozekvt = PNDt + PNPt + PNVEt – PFPt – PVzpt – PVzat + Kozekvt ,
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
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-té zariadenie na výrobu elektriny
výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
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
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-té zariadenie na výrobu elektriny
výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou
v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
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
kde
1.
PQEvti je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vykúpenej i-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za
odchýlku v jednotkách množstva elektriny v roku t,
2.
PUCVEti je plánovaná úhrada za činnosť i-tého výkupcu elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t,
d)
PFPt je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t Ministerstvom hospodárstva
Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) na financovanie nákladov
vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t v eurách,
e)
PVzpt je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu
elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t v eurách,
f)
PVzat je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t v eurách,
g)
Kozekvt je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu
elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou
výrobou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 4.
(6)
Na účely cenovej regulácie do 30. apríla roku t sa predkladajú organizátorom krátkodobého
trhu s elektrinou údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných
množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 odobratej
koncovým odberateľom elektriny, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch
za prevádzkovanie systému v roku t-1.
(7)
Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu
elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou
výrobou v eurách v roku t Kozekvt sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
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 pre výpočet Kozekvt sa vypočítajú podľa vzorca
SNozekvt–2 = SNDt–2 + SNPt–2 + SNVEt–2 – SFPt–2 – SVzpt–2 – SVzat–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.
SFPt-2 je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva
na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-2 v eurách,
5.
SVzpt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu
elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa SVzpt-2 rovná nule,
6.
SVzat-2 sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa SVzat-2 rovná nule,
b)
PNozekvt-2 sú určené alebo schválené plánované 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
PNozekvt–2 = PNDt–2 + PNPt–2 + PNVEt–2 – PFPt–2 – PVzpt–2 – PVzat–2,
kde
1.
PNDt-2 sú určené alebo schválené plánované 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.
PNPt-2 sú určené alebo schválené plánované 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.
PNVEt-2 sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-2 v eurách,
4.
PFPt-2 je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva
na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-2 v eurách,
5.
PVzpt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu
elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzpt-2 rovná nule,
6.
PVzat-2 sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzat-2 rovná nule,
c)
PVozekvt-2 sú určené alebo schválené 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-2 v
eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
PVozekvt–2 = Nozekvt–2,
kde
Nozekvt-2 sú celkové určené alebo schválené plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej
z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku
t-2,
d)
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.
Nozekvt-2 sú celkové určené alebo schválené plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej
z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku
t-2,
2.
QSKStpst-2 je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v
jednotkách množstva elektriny v roku t-2, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie
systému,
3.
QPKStpst-2 je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v
jednotkách množstva elektriny v roku t-2, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie
systému,
e)
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 – OFPt–1 – OVzpt–1 – OVzat–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
v roku 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
v roku t-1 v eurách,
3.
ONVEt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť
výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,
4.
OFPt-1 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva
na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,
5.
OVzpt-1 sú očakávané výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu
elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa OVzpt-1 rovná nule,
6.
OVzat-1 sú očakávané výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa OVzat-1 rovná nule,
f)
PNozekvt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny
vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v
roku t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
PNozekvt–1 = PNDt–1 + PNPt–1 + PNVEt–1 – PFPt–1 – PVzpt–1 – PVzat–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
v roku 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
v roku t-1 v eurách,
3.
PNVEt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť
výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,
4.
PFPt-1 je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva
na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,
5.
PVzpt-1 sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu
elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzpt-1 rovná nule,
6.
PVzat-1 sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzat-1 rovná nule,
g)
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
PVozekvt–1 = Nozekvt–1 – KOKTEt–1,
kde
1.
Nozekvt-1 sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,
2.
KOKTEt-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu
elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou
výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,
h)
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.
Nozekvt-1 sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,
2.
KOKTEt-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu
elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou
výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,
3.
QOKStpst-1 je celková očakávaná skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny
na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
4.
QPKStpst-1 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na
rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.
(8)
Dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t DNPSt sa vypočítajú podľa vzorca
D
N
P
S
t
=
P
F
N
t
+
K
D
N
P
S
t
kde
a)
PFNt sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové
náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t v eurách,
b)
KDNPSt je korekcia dodatočných nákladov na prevádzkovanie systému na rok t v eurách, ktorá
sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
SFNt-2 sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové
náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t-2 v eurách,
2.
PFNt-2 sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové
náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t-2 v eurách,
3.
DNPSt-2 sú dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t-2,
4.
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na
rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
5.
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na
rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.
(9)
Korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t KVPTPSt sa vypočíta podľa vzorca
KVPTPSt = OVPTPSt–2 – SVPTPSt–2 + PVPTPSt–1 – OVPTPSt–1,
kde
a)
OVPTPSt-2 je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
OVPTPSt–2 = OVTPSt–2 – ONPSt–2,
kde
1.
OVTPSt-2 sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
2.
ONPSt-2 sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
b)
SVPTPSt-2 je skutočný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
SVPTPSt–2 = SVTPSt–2 – SNPSt–2,
kde
1.
SVTPSt-2 sú skutočné výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
2.
SNPSt-2 sú skutočné náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
c)
PVPTPSt-1 je plánovaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
PVPTPSt–1 = PVTPSt–1 – PNPSt–1,
kde
1.
PVTPSt-1 sú plánované výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
2.
PNPSt-1 sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
d)
OVPTPSt-1 je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
OVPTPSt–1 = OVTPSt–1 – ONPSt–1,
kde
1.
OVTPSt-1 sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
2.
ONPSt-1 sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách.
(10)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za
a)
vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy,
b)
ostatnú vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nebola odobratá zo
sústavy,
c)
elektrinu uskladnenú v zariadení na uskladňovanie elektriny, odobratú zo sústavy,
ku ktorej je zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojené, alebo odobratú od výrobcu
elektriny bez použitia sústavy, ktorá je následne po uskladnení dodaná do sústavy,
d)
straty elektriny v sústave,
e)
vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,
f)
elektrinu exportovanú zo sústavy v rámci prevádzky medzinárodne prepojených sústav,
g)
spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny
alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto
skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy,
h)
vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny v zariadení na výrobu elektriny alebo
prevádzkovateľa zariadení na uskladňovanie elektriny v zariadení na uskladňovanie
elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike,
i)
spotrebu elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny, ktoré nie je pripojené
do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy,
j)
elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na výrobu tepla
z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, podľa
§ 3 ods. 16 zákona o podpore,
k)
elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom
s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja, podľa § 4b ods. 19 zákona o podpore,
l)
elektrinu vyrobenú a spotrebovanú spoločenstvom vlastníkov bytov a nebytových priestorov
v bytovom dome bez využitia distribučnej sústavy.
(11)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za
prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy.
(12)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú z distribučnej sústavy.
(13)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú zo sústavy.
(14)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia
prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa tarifa za prevádzkovanie systému
neuplatňuje.
§8 Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému
(1)
Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému na rok t v eurách na jednotku
množstva elektriny sa uplatňuje vo výške TPS4,t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
TPS4,t = (1 – Kistpst) × TPS1,t,
kde
a)
Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t najviac
vo výške 0,95,
b)
TPS1,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny
odobratú zo sústavy skupiny 1 koncových odberateľov elektriny, na ktorú sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t.
(2)
Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva
elektriny podľa odseku 1 sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny, na ktorú sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému koncového odberateľa elektriny, ktorý predloží úradu
správu podľa § 12 ods. 8 zákona o regulácii a preukáže, že najmenej 80 % jeho koncovej spotreby elektriny zodpovedá
niektorému z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie
ekonomických činností21) uvedených v zozname podľa prílohy č. 3 a zároveň jeho elektroenergetická náročnosť podľa odseku 3 sa rovná alebo je väčšia
ako elektroenergetická náročnosť podľa odseku 7.
(3)
Elektroenergetická náročnosť podniku v percentách sa vypočíta podľa vzorca
E
E
N
=
E
×
C
H
P
H
×
100
kde
a)
E je spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny v jednotkách množstva elektriny,
ktorá sa určí podľa odseku 4,
b)
C je cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa určí podľa
odseku 5,
c)
HPH je hrubá pridaná hodnota podniku v eurách, ktorá sa určí ako aritmetický priemer
hodnôt hrubej pridanej hodnoty podniku za posledné tri kalendárne roky vypočítaných
podľa odseku 6.
(4)
Spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny E v jednotkách množstva elektriny
sa určuje ako aritmetický priemer hodnôt koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa
elektriny za posledné tri kalendárne roky.
(5)
Cena elektriny C v eurách na jednotkách množstva elektriny sa určuje ako aritmetický
priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti
v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva
elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Štatistickým úradom Európskej
únie (ďalej len „Eurostat“) pre Slovenskú republiku.
(6)
Hrubá pridaná hodnota podniku v kalendárnom roku HPH sa vypočíta podľa vzorca
HPH = TVVT + AHNIM + OPV + ZSZ – NTS – CDV,
kde
a)
TVVT sú tržby za vlastné výkony a tovar v eurách za kalendárny rok,
b)
AHNIM je aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku v eurách za kalendárny
rok,
c)
OPV sú ostatné prevádzkové výnosy bez výnosov z odpísaných pohľadávok, výnosov z
predaja pohľadávok, výnosov z postúpených pohľadávok a výnosov z faktoringu v eurách
za kalendárny rok,
d)
ZSZ je zmena stavu zásob v eurách za kalendárny rok,
e)
NTS sú náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb bez nákladov na personálny
lízing a nákladov na operatívny lízing v eurách za kalendárny rok,
f)
CDV sú clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami,
ale nie sú odpočítateľné v eurách za kalendárny rok.
(7)
Minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej
sadzby tarify za prevádzkovanie systému EENpt v percentách, ktorá sa pre rok 2020 určuje vo výške 100 % a pre nasledujúce roky
sa vypočíta podľa vzorca
EENpt = EENpt–1 × kzcet,
kde
a)
EENpt-1 je minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej
sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v percentách,
b)
kzcet je koeficient zmeny cien elektriny pre rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
CEeurostat,t-2 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny
mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na
jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre
Slovenskú republiku,
2.
CEeurostat,t-3 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny
mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-3 v eurách na
jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre
Slovenskú republiku.
(8)
Na výpočty podľa odsekov 2 až 6 sa použijú aritmetické priemery údajov koncového
odberateľa elektriny za obdobie posledných troch kalendárnych rokov v štruktúre podľa
prílohy č. 4. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako tri kalendárne roky, alebo
v priebehu posledných troch kalendárnych rokov bola jeho činnosť prerušená dlhšie
ako jeden kalendárny rok, použijú sa aritmetické priemery údajov za dva kalendárne
roky predchádzajúce roku, v ktorom došlo k prerušeniu činnosti, za ktoré sú údaje
k dispozícii. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako dva kalendárne
roky, použijú sa údaje za kalendárny rok, za ktorý sú údaje k dispozícii.
(9)
Správa, ktorú vypracúva koncový odberateľ elektriny na účely priznania individuálnej
tarify za prevádzkovanie systému obsahuje
a)
pri právnickej osobe obchodné meno, sídlo a identifikačné číslo organizácie, ak je
pridelené, a pri fyzickej osobe – podnikateľovi meno a priezvisko, miesto podnikania
a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené,
b)
potvrdenie alebo vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny koncového odberateľa elektriny
v jednotkách množstva elektriny, pričom ak koncový odberateľ elektriny
1.
je subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vyhotovené organizátorom
krátkodobého trhu s elektrinou,
2.
nie je subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vystavené dodávateľom
elektriny, ktorý za odberné miesta koncového odberateľa elektriny prevzal zodpovednosť
za odchýlku,
3.
je výrobcom elektriny a vyrobenú elektrinu spotrebúva pre vlastnú spotrebu, vyhlásenie
o koncovej spotrebe elektriny vypracované koncovým spotrebiteľom,
4.
spĺňa viacero kritérií uvedených v prvom až treťom bode a na preukázanie splnenia
podmienky podľa § 12 ods. 7 písm. a) zákona o regulácii nepostačuje jedno potvrdenie alebo vyhlásenie, súčasťou správy sú aj
príslušné potvrdenia alebo vyhlásenia podľa prvého až tretieho bodu,
c)
elektroenergetickú náročnosť podniku v percentách vypočítanú podľa odseku 3,
d)
údaje nevyhnutné na výpočet elektroenergetickej náročnosti podniku podľa prílohy č. 4 tabuľky č. 3, a to
1.
hrubú pridanú hodnotu podniku,
2.
aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny
okrem odberateľov elektriny v domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999
MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty
zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,
3.
koncovú spotrebu elektriny podniku v jednotkách množstva elektriny,
e)
údaje nevyhnutné na výpočet hrubej pridanej hodnoty podniku vypočítanej podľa odseku
6 a prílohy č. 4 tabuľky č. 1, a to
1.
tržby za vlastné výkony a tovar v eurách,
2.
aktiváciu hmotného investičného majetku a nehmotného investičného majetku v eurách,
3.
ostatné prevádzkové výnosy v eurách,
4.
výnosy z odpísaných pohľadávok, výnosy z predaja pohľadávok, výnosy z postúpených
pohľadávok, výnosy z faktoringu a ďalšie výnosy súvisiace s postúpením pohľadávok
v eurách,
5.
zmenu stavu zásob v eurách,
6.
náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb, vrátane nákladov na personálny
lízing a operatívny lízing v eurách,
7.
náklady na personálny lízing v eurách,
8.
náklady na operatívny lízing v eurách,
9.
clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale
nie sú odpočítateľné v eurách,
10.
hrubú pridanú hodnotu podniku v eurách,
f)
ostatné údaje na posúdenie nároku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie
systému podľa prílohy č. 4 tabuľky č. 2, a to
1.
koncovú spotrebu elektriny zodpovedajúcu jednotlivým kódom činnosti podniku podľa
štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v prílohe č. 3 v jednotkách množstva elektriny,
2.
podiel súčtu koncovej spotreby elektriny podniku podľa prvého bodu a koncovej spotreby
elektriny podniku podľa písmena d) tretieho bodu v percentách,
g)
potvrdenie preukazujúce správnosť výpočtu podľa písmena f) druhého bodu vyhotovené
znalcom v odbore Elektrotechnika – Elektroenergetické stroje a zariadenia alebo Energetika
– Regulácia a riadenie sieťových odvetví.
§9
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolí pre svoje odberné miesto alebo odovzdávacie miesto
režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému
účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevezme
zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevezme zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto
alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania,
uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za
neho prevezme zodpovednosť za odchýlku.
§10
Cenová regulácia výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a spôsob
úhrady osobitných nákladov
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 11 až 14 sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa uplatňujú pre účastníka trhu s elektrinou,
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje nevyhnutné na preverenie taríf za rok t-2 v členení za
1.
zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,
2.
organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,
3.
ostatné činnosti vykonávané organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 11 až 13 týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti
alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi
komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
f)
podklady podľa prílohy č. 5 predkladané v termínoch v nej uvedených,
g)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku
2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.22) Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 5 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť
tabuľkového editora.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
kZIt sa určuje úradom pre
a)
činnosti zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok pre rok t vo výške 0 až
1,
b)
činnosti organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou pre rok t vo
výške 0 až 1,
c)
výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou pre rok t vo
výške 0 až 1.
§11
(1)
Pre subjekt zúčtovania sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde najväčší výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PPOt = PNZOt + POZOt + ZIt × WACC × kZIt + INVZOt – KZOt,
kde
a)
PNZOt sú schválené alebo určené plánované ročné prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním,
vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
b)
POZOt sú schválené alebo určené plánované odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou
činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú
činnosť v roku t,
c)
ZIt je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu
podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa
§ 5,
e)
kZIt je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu
s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,
f)
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 odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív
v eurách nevyhnutne využívaných na zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok
v roku t-2,
2.
POzot-2 sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty
regulačnej bázy aktív v eurách nevyhnutne využívaných na zúčtovanie, vyhodnotenie
a vysporiadanie odchýlok v roku t-2,
g)
KZOt je faktor vyrovnania v eurách na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok v roku t-2 v eurách určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolí
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú
zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
2.
SQt-2SZ je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolia režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok,
3.
SQt-2PZ je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, a zároveň
majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
4.
Qt-2SZ je plánovaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si mali zvoliť
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré mali mať uzavretú zmluvu o zúčtovaní,
vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
5.
Qt-2PZ je plánovaný počet subjektov v roku t-2, ktoré mali poskytovať podporné služby, a
zároveň mali mať prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
6.
TZOt-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t-2 v eurách
za jednotku množstva elektriny určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolí
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní,
vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby,
ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
7.
SQt-2DD 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 mali uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní
odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
8.
SQt-2RE je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré poskytovali
podporné služby, a zároveň mali prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú
skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
9.
Qt-2DD 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 mali zvoliť režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku, a ktoré mali mať uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v
roku t-2,
10.
Qt-2RE je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré mali
poskytovať podporné služby, a zároveň mali prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú
bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)
Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok PZOt v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku, má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní
odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, a zároveň má prenesenú zodpovednosť
za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
P
Z
O
t
=
0,5
×
P
P
Z
O
t
Q
t
S
Z
+
Q
t
P
Z
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok
v roku t v eurách,
b)
QtSZ je plánovaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku, majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní
odchýlok,
c)
QtPZ je plánovaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, majú prenesenú
zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.
(3)
Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok,
ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, má uzavretú zmluvu o zúčtovaní,
vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby,
a zároveň má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta
podľa vzorca
T
Z
O
t
=
0,5
×
P
P
Z
O
t
Q
t
D
D
+
Q
t
R
E
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok
v roku t v eurách,
b)
QtDD je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako
suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov
elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku, majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v
roku t,
c)
QtRE je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré poskytujú
podporné služby, majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t.
(4)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku,
majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekty,
ktoré poskytujú podporné služby, a zároveň 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 roku t v eurách.
(5)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku,
majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa uplatňuje
tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 3, na dohodnuté
množstvo elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov v roku t.
(6)
Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku
na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok TZOt v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 3 na objem poskytnutej
regulačnej elektriny v jednotkách množstva elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej
sústavy v roku t.
§12
(1)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu
s elektrinou, sa uplatňujú tarify za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu
s elektrinou a schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v
roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca
VOTEt = PNOTEt + POOTEt + ZIt × WACC × kZIt + INVOTEt – KOTEt,
kde
a)
PNOTEt sú schválené alebo určené plánované ročné prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním
a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou na rok t v eurách,
b)
POOTEt sú schválené alebo určené plánované odpisy na rok t v eurách súvisiace s regulovanou
činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú
činnosť v roku t,
c)
ZIt je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu
podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa
§ 5,
e)
kZIt je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu
s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,
f)
INVOTEt je faktor investícií v roku t v eurách, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVOTEt = SOotet–2 – POotet–2,
kde
1.
SOotet-2 sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív
nevyhnutne využívaných na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t-2,
2.
POotet-2 sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty
regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t-2,
g)
KOTEt je faktor vyrovnania v roku t v eurách 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 na jednotku množstva
elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
VOTEt je schválený alebo určený maximálny výnos v eurách na rok t, určený podľa odseku
1,
b)
Tarifa za prevádzkovanie systému a alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému
na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou TPSotet v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca
T
P
S
t
o
t
e
=
P
N
O
T
t
Q
P
K
S
t
p
s
t
kde
1.
PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov
na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t v eurách,
2.
QPKStpst je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v
jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie
systému,
c)
FPOTEt je ročná fixná platba na rok t v eurách schválená alebo určená cenovým rozhodnutím
pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
Qtote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t,
e)
QOTEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t nakúpenej
a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.
(3)
Faktor vyrovnania KOTEt v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
SQt-2ote je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
b)
Qt-2ote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
c)
FPOTEt-2 je ročná fixná platba na rok t-2 v eurách schválená alebo určená cenovým rozhodnutím
pre subjekt zúčtovania, ktorý bol účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
SQOTEt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej
a predanej na krátkodobom trhu s elektrinou,
e)
QOTEt-2 je schválené plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok
t-2 nakúpenej a predanej 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 na 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 roku t-2 v eurách,
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 roku t-2 v eurách.
§13
(1)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t Noktet sa vypočítajú podľa vzorca
Noktet = PNt + POt + ZIt × WACC × kZIt + INVostt – KOTt,
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 elektriny, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými
organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,
b)
POt sú schválené alebo určené plánované odpisy na rok t v eurách súvisiace so správou,
zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním
a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko
účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami
pôvodu elektriny, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom
krátkodobého trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne
využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
c)
ZIt je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu
podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa
§ 5,
e)
kZIt je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu
s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,
f)
INVostt je faktor investícií na rok t v eurách; ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVostt = SOt–2 – POt–2,
kde
1.
SOt-2 sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív
nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,
2.
POt-2 sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty
regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,
g)
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 elektriny,
s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 3.
(2)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t 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
T
P
S
t
o
s
t
=
N
O
K
T
E
t
Q
P
K
S
t
p
s
t
kde
a)
NOKTEt sú celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t,
b)
QPKStpst je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v
jednotke množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie
systému.
(3)
Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca
KOTt = (SVzpt–2 – PVzpt–2) + (SVzat–2 – PVzat–2) + (SVTPSostt–2 – PVTPSostt–2),
kde
a)
SVzpt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu
elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa SVzpt-2 rovná nule,
b)
PVzpt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu
elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa PVzpt-2 rovná nule,
c)
SVzat-2 sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa SVzat-2 rovná nule,
d)
PVzat-2 sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa PVzat-2 rovná nule,
e)
SVTPSostt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému
na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2 v eurách,
f)
PVTPSostt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému
na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2 v eurách.
§14 Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému
Platba na pokrytie nákladov na prevádzkovanie systému pre j-tý subjekt zúčtovania
s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách NPSszj sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtuje subjektom zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca,
a vypočíta sa podľa vzorca
N
P
S
s
z
j
=
∑
i
=
1
k
T
P
S
i
,
t
×
Q
S
K
S
t
p
s
s
z
i
j
kde
a)
TPSi,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny
odobratú zo sústavy, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v i-tej
skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v roku t v eurách na jednotku
množstva elektriny,
b)
QSKStpsszij je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy j-tého
subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v i-tej skupine odberných
miest koncových odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny, na ktoré sa
uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
§15
Cenová regulácia prístupu do prenosovej sústavy, prenosu elektriny, systémových služieb
a podporných služieb a spôsob a podmienky uplatnenia cien
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 17 a § 16 až 21 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu
maximálnej ceny
a)
a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
b)
a tarify za poskytovanie systémových služieb,
c)
za poskytovanie podporných služieb.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien, alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, návrh
parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných
služieb vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu
s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje nevyhnutné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny,
počet odberných miest, suma zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých
sadzbách v MW,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 16 až 19 týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných
služieb a systémových služieb,
e)
podklady predkladané v termínoch podľa prílohy č. 6,
f)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku
2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.
Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 6 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť
tabuľkového editora, do 31. júla v každom roku regulačného obdobia.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia,
podľa § 17 ods. 1 a 2 zákona o regulácii.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t-1 tieto
údaje
a)
skutočne vynaložené náklady na nákup podporných služieb v roku t-2,
b)
skutočne vynaložené náklady na poskytovanie systémových služieb v roku t-2,
c)
skutočné výnosy z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil
v roku t-2 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb
v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,
d)
skutočné investície v roku t-2,
e)
skutočné výnosy z medzinárodnej prevádzky v roku t-2,
f)
skutočné náklady na medzinárodnú prevádzku v roku t-2,
g)
skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi
distribučných sústav, výrobcami elektriny, prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie
elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.
(6)
Na účely cenovej regulácie sa úradu predkladajú najneskôr do 31. júla roku t-1 údaje
o plánovanom množstve v roku t a do 20. dňa každého mesiaca skutočné množstvo za predchádzajúci
mesiac roku t
a)
fakturovanej prenesenej elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými
odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí
sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,
b)
celkového maximálneho pohotového výkonu v MW elektroenergetických zariadení na výrobu
elektriny výrobcov elektriny a elektroenergetických zariadení na uskladňovanie elektriny
prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej
sústavy,
c)
elektriny na vstupe do prenosovej sústavy dodanej zo zariadení jednotlivých výrobcov
elektriny v jednotkách množstva elektriny,
d)
elektriny na vstupe do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia v jednotkách
množstva elektriny.
(7)
Tarify za rezervovanú kapacitu a za prenesenú elektrinu sa určia tak, že plánovaný
výnos z týchto taríf je najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny
za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 16 ods. 1 a plánovaného priemerného množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými
odberateľmi elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorí sú priamo pripojení do
prenosovej sústavy, výrobcami elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy,
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie
elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy.
(8)
Platba za prístup do prenosovej sústavy, ktorá sa určí ako súčin hodnoty rezervovanej
kapacity v odovzdávacích miestach, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity v odovzdávacích
miestach výrobcov elektriny a v odberných a odovzdávacích miestach prevádzkovateľov
zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny
do sústavy v odovzdávacom mieste je väčšia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy
v odbernom mieste, a tarify za rezervovanú kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej
sústavy výrobcom elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny
pripojenými do prenosovej sústavy. To neplatí pre užívateľa prenosovej sústavy, ktorý
prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným
výkonom do 1 MW alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň alebo prevádzkuje
certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny.
(9)
Rezervovaná kapacita sa v odovzdávacích miestach neobjednáva. Hodnota rezervovanej
kapacity sa určí z hodnoty kapacity pripojenia v odovzdávacom mieste dohodnutej v
zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.
(10)
Ak je odberné a odovzdávacie miesto v jednom mieste pripojenia, platba za prístup
do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy len za tú časť
rezervovanej kapacity, ktorá je vyššia. Ak je vyššia rezervovaná kapacita pre dodávku
do sústavy, uplatní sa platba za prístup do prenosovej sústavy podľa odsekov 8 a 9.
Ak je vyššia rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy, uplatní sa platba za prístup
do prenosovej sústavy podľa odseku 14.
(11)
Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny a prevádzkovateľov
zariadení na uskladňovanie elektriny sa určí tak, že plánované platby, ktoré výrobcovia
elektriny pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovatelia zariadení na uskladňovanie
elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy je v odovzdávacom
mieste vyššia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy v odbernom mieste, ktorú
uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v
roku t, sú najviac v sume výnosu určeného ako súčin 0,5 eura na jednotku množstva
elektriny a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami
elektriny alebo prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny pripojenými
do prenosovej sústavy.
(12)
Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom
zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie
užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických
podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými
nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenie,
sa cena za prístup do prenosovej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú
kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa vydaného cenového
rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si sám určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné
a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Pri prenose elektriny cez ďalšie napájacie vedenie
na základe požiadavky užívateľa sústavy v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do
prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za
prenos elektriny sa určí vo výške 100 % z tarify za prenos elektriny; ceny za prístup
do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie tým nie sú dotknuté.
Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej
sústave zaslučkovaním.
(13)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, prevádzkových nákladov, ktoré sú zabezpečované
regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo
bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady,
ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.23)
(14)
Pri odbere elektriny z prenosovej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste
v jednom mieste pripojenia do sústavy sa výrobcom elektriny prevádzkujúcich aj zariadenia
na uskladňovanie elektriny a prevádzkovateľom zariadení na uskladňovanie elektriny,
ktorí odberajú elektrinu z prenosovej sústavy výlučne na účely uskladňovania elektriny,
účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita podľa cenového rozhodnutia úradu.
(15)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny,
ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy v odovzdávacom mieste
je väčšia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy, v odbernom mieste pripojenom
do miestnej distribučnej sústavy, sa platba za prístup do prenosovej sústavy uhrádza
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi prenosovej sústavy,
do ktorej je jeho miestna distribučná sústava pripojená, vo výške podľa odseku 8 a
podľa platného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos
elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy; to neplatí pre užívateľa
prenosovej sústavy, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie
s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň
alebo prevádzkuje certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb
pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku a odber regulačnej
elektriny.
(16)
Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej
sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa platba za prístup do prenosovej sústavy
uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na
uskladňovanie elektriny takto:
a)
výrobcom elektriny alebo prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny sa
prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia
na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny vo výške podľa odseku
8 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny alebo
prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojený do prenosovej sústavy
cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy
uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu
elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej
sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny
prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy
uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu
elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca
elektriny, alebo ako prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie elektriny, alebo tarifa
za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná
kapacita je vyššia.
(17)
Na uplatnenie tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa poskytujú
prevádzkovateľovi prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny v jednotkách
množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy, koncoví odberatelia
elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov distribučnej
sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej
od sústavy Slovenskej republiky a skutočné údaje o množstve elektriny v jednotkách
množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví
odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu v rámci prevádzky
preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a to vždy za príslušný mesiac
do ôsmeho dňa nasledujúceho mesiaca.
§16
(1)
Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CPt okrem strát elektriny pri prenose elektriny na rok t v eurách na jednotku množstva
elektriny sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PNt sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok t súvisiace s regulovanou
činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou, nákladov a odpisov na
dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových
služieb, ktorých hodnota
1.
pre rok t = 2025 zodpovedá hodnote schválených alebo určených prevádzkových nákladov
v eurách na rok 2024 súvisiacich s regulovanou činnosťou okrem odpisov, nákladov a
odpisov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie
systémových služieb,
2.
pre rok t = 2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
kde
2a.
PN2024 sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok 2024 súvisiace s regulovanou
činnosťou okrem odpisov, nákladov a odpisov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa
prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,
2b.
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 vrátane do júna roku n-1 vrátane, uvedených na
webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky – http://datacube.statistics.sk v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných
štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá
inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého
roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,
2c.
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0
% a, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0 %, na výpočet maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a
prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0 %,
b)
Ot je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách
na rok t, ktorá
1.
pre rok t = 2025 zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v roku 2023 z majetku uvažovaného v RAB2023, podľa písmena e) prvého bodu podbodu 1a.,
2.
pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
z majetku uvažovaného v RAB2024, podľa písmena e) druhého bodu podbodu 2a., určená na základe prílohy č. 1,
3.
pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
kde
3a.
O2024 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
2024 z majetku uvažovaného v RAB2024, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe prílohy č. 1,
3b.
SOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
n-1 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej
činnosti, určená na základe prílohy č. 1,
3c.
VOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
n-2 z majetku vyradeného z užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej
činnosti, určená na základe prílohy č. 1,
c)
POt je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v roku t z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť
v roku t-1 bez dispečerskej činnosti, určená na základe prílohy č. 1,
d)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou, ktorý sa určuje v intervale od 0,80 do 1,00 a vypočíta sa podľa vzorca
kde
ak je výsledok podielu
vyšší alebo sa rovná 0,7, tak KDZ = 1,00,
menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak KDZ = 0,97,
menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak KDZ = 0,94,
menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak KDZ = 0,91,
menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak KDZ = 0,88,
menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak KDZ = 0,85,
menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak KDZ = 0,82,
menší ako 0,1, tak KDZ = 0,80,
kde
1.
INVt-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej
sústavy bez dispečerskej činnosti v roku t-2 v eurách,
2.
PPSziskt-2 je regulovaný zisk prevádzkovateľa prenosovej sústavy po zdanení v roku t-2 v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
PPSziskt–2 = (RABST,t–2 × WACCt–2) × (t – SOOPROt–2) × (1 – daň z príjmovt–2),
kde
2a.
RABST,t-2 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2,
2b.
WACCt-2 je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená na rok t-2
podľa § 5,
2c.
SOOPROt-2 je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných
odvetviach v roku t-2, ustanovenej podľa osobitného predpisu,24)
2d.
daň z príjmovt-2 je hodnota sadzby dane z príjmov právnických osôb v roku t-2,
3.
PPSodpisyt-2 je hodnota regulovaných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách,
ktorá sa vypočíta podľa vzorca
PPSodpisyt–2 = Ot–2 + POt–2 + FINVPt–2 – DVt–2,
kde
3a.
Ot-2 je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu za regulovanú činnosť
bez dispečerskej činnosti v eurách na rok t-2,
3b.
POt-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť
bez dispečerskej činnosti v roku t-3,
3c.
FINVPt-2 je faktor investícií v eurách na rok t-2,
3d.
DVt-2 sú skutočné výnosy v roku t-4 v eurách z uplatnenia úhrad nákladov užívateľov prenosovej
sústavy za pripojenie do sústavy,
4.
INVAEG,t-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej
sústavy bez dispečerskej činnosti v roku t-2 v eurách, ktoré boli financované z výnosov
z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy, zo zdrojov
Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,
e)
RABST,t, je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v eurách na rok t, ktorá je rovná hodnote majetku využívaného na regulovanú
činnosť bez dispečerskej činnosti a vypočíta sa
1.
pre rok t = 2025 podľa vzorca
RABST,t = RAB2023 – M2023,
kde
1a.
RAB2023 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa
prenosovej sústavy k 31. decembru 2023 využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej
činnosti, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
1b.
M2023 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB2023 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej
kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
2.
pre rok t = 2026 podľa vzorca,
RABST,t = RAB2024 – M2024,
kde
2a.
RAB2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa
prenosovej sústavy k 31. decembru 2024 využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej
činnosti, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v
zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
2b.
M2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB2024 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej
kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
3.
pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
kde
3a.
RAB2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy
k 31. decembru 2024, využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti určenej
na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v
odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
3b.
M2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABn v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a
štátnych podpôr, a z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej
kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
3c.
RABn je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy
využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti zaradeného do užívania
v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
3d.
Mn je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABn v eurách, ktorá je financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych
podpôr, a z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej kapacity
na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
3e.
SOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
n-1 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej
činnosti, určená na základe prílohy č. 1,
f)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa
§ 5,
g)
FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t a vypočíta sa
FINVPt = SOt–1 – POt–2,
kde
1.
SOt-1 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
t-2 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku t-3 bez dispečerskej
činnosti, určená na základe prílohy č. 1,
2.
POt-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť
v roku t-3 bez dispečerskej činnosti, určená na základe prílohy č. 1,
h)
CPITCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z ITC mechanizmu v eurách zahrnutá
do ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t a vypočíta sa
podľa vzorca
CPITCt = ITCplt–1 × mt × (1 – mstrt),
kde
1.
ITCplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet
1a.
celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za všetky účtovne uzavreté mesiace roku
t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a
1b.
celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe
vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,
2.
mt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra
roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
3.
mstrt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose
elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
i)
CPVAt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na
cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do ceny za prístup do
prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t, a vypočíta sa podľa vzorca
CPVAt = VAplt–1 × nt × (1 – nstrt – ntsst),
kde
1.
VAplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet
1a.
celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania
cenového návrhu a
1b.
celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu
nie sú účtovne uzavreté,
2.
nt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
3.
nstrt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra
roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
4.
ntsst je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy do tarify za systémové služby určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu
0 až 1,
j)
KCPt je faktor ITC a aukcií prenosovej kapacity v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
KCPt = ITCskt–2 – ITCplt–2 + VAskt–2 – VAplt–2,
kde
1.
ITCskt-2 je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-2,
2.
ITCplt-2 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-2,
3.
VAskt-2 je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy v roku t-2,
4.
VAplt-2 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy v roku t-2,
k)
DVt sú skutočné výnosy v roku t-2 v eurách z uplatnenia úhrad nákladov užívateľov prenosovej
sústavy za pripojenie do sústavy,
l)
QPPt je plánované priemerné množstvo 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 na rok t,
m)
NPSZt sú náklady na projekty spoločného záujmu na rok t v eurách,
n)
CACMt sú schválené náklady na projekty prideľovania kapacity a riadenia preťaženia sústavy,
ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy na rok t v eurách,
o)
SOGLt sú schválené náklady na projekty súvisiace s implementáciou povinností prevádzkovateľa
prenosovej sústavy podľa osobitného predpisu26) na rok t v eurách,
p)
NOCACMt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese prideľovania prenosových
kapacít podľa osobitného predpisu27) na rok t v eurách,
q)
NOSOGLt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese riadenia prevádzky prenosovej
sústavy na zabezpečenie spoľahlivosti a bezpečnosti dodávok elektriny podľa osobitného
predpisu28) na rok t v eurách,
r)
EBGLt sú schválené náklady na zriadenie, zmenu a prevádzkovanie európskych platforiem podľa
osobitného predpisu29) na rok t v eurách,
s)
VCP,t sú výnosy z platieb za rezervovanú kapacitu a prenos elektriny za dodávku jalovej
kapacitnej elektriny do prenosovej sústavy v roku t-2 podľa § 17a ods. 1 písm. a)
a b).
(2)
Súčet koeficientov nstrt a ntsst, ktoré sú ustanovené v odseku 1 písm. i) v treťom a štvrtom bode, je menší alebo
sa rovná 1.
(3)
Na účely platby za prístup do prenosovej sústavy sa dohodnutá rezervovaná kapacita
v MW v roku t v každom odbernom mieste určuje kumulatívne za všetky odberné miesta
odberateľa elektriny ako aritmetický priemer ročných hodnôt skutočného ročného maxima
štvrťhodinového výkonu za roky t-2 až t-4. Hodnoty výkonov sa určujú v MW s rozlíšením
na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj
rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na
uskladňovanie elektriny určená podľa § 15 ods. 8 až 10 a 15.
(4)
Ak nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny
v roku t-4, použije sa aritmetický priemer z rokov t-2 a t-3. Ak nie je do odberných
miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny v rokoch t-4 a t-3,
použije sa hodnota skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za rok t-2. Ak
nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny
v rokoch t-4, t-3 a t-2, rezervovaná kapacita pre odber elektriny zo sústavy užívateľa
prenosovej sústavy a výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny je
pripojené do prenosovej sústavy výlučne na odber elektriny a prevádzkovateľa zariadenia
na uskladňovanie elektriny, ktorého zariadenie na uskladňovanie elektriny je pripojené
do prenosovej sústavy výlučne na odber elektriny sa určuje prevádzkovateľom prenosovej
sústavy mesačne na základe nameraného mesačného maxima štvrťhodinového činného výkonu.
Rovnaký postup sa použije, ak hodnota skutočne nameraného mesačného maxima štvrťhodinového
činného výkonu koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy
v príslušnom mesiaci počas roku t presiahne 1,10-násobok alebo nedosiahne 0,50-násobok
hodnoty dohodnutej rezervovanej kapacity určenej podľa odseku 2. Hodnoty výkonov sa
určujú v MW s rozlíšením na tri desatinné miesta. Takto určená rezervovaná kapacita
nesmie byť vyššia ako kapacita pripojenia uvedená v zmluve o pripojení do prenosovej
sústavy.
(5)
Podiel výnosov z platieb za rezervovanú kapacitu sa z celkových výnosov z platieb
za rezervovanú kapacitu a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom do
0,7. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb
za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,3.
(6)
Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf
za rezervovanú kapacitu v MW a za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy. Navrhované
tarify zohľadňujú plánované výnosy v roku t v eurách z platieb za rezervovanú kapacitu
pri výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, prevádzkovateľov
zariadení na uskladňovanie elektriny a charakter odberu elektriny koncových odberateľov
elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy, ich spotrebu elektriny a rezervovanú
kapacitu pripojených užívateľov prenosovej sústavy, a to ak
a)
rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo
pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 150 MW a zároveň prenos elektriny pre
koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2
bol viac ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej
sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup
do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej
kapacity a 75 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny
a 75 % z tarify za prenesenú elektrinu,
b)
rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo
pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny pre
koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2
je viac ako 1,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej
sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup
do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej
kapacity a 50 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny
a 50 % z tarify za prenesenú elektrinu,
c)
rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo
pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny pre
koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2
je viac ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej
sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup
do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej
kapacity a 25 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny
a 25 % z tarify za prenesenú elektrinu.
§17
(1)
Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose
elektriny PSstratyt, pričom 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 na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t v eurách sa
vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PLEt je určená cena elektriny na pokrytie strát elektriny pri prenose elektriny na jednotku
množstva elektriny na rok t v eurách, a vypočíta sa podľa vzorca
P
L
E
t
=
C
E
P
X
E
,
t
×
1
+
k
t
100
%
+
O
t
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu EEX-PXE Slovakian
Power Futures Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre rok t = 2025 za obdobie
od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1 a pre rok t = 2026 a nasledujúce roky je
toto obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac
6 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na
rok t,
3.
Ot sú určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na odchýlku súvisiace
s diagramom strát elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách podľa
metodiky výpočtu nákladov na odchýlku, ktorá je uvedená v prílohe č. 7,
b)
QPLt je plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva
elektriny na rok t určené podľa odseku 2,
c)
FPSt je faktor strát pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách,
ktorý sa vypočíta podľa vzorca
FPSt = PSstratyt–2 × (QPLprenost–2 – QSKprenost–2) + PLEt–2 × (QSKt–2 – QPLt–2),
kde
1.
PSstratyt-2 je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny
odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách,
2.
QPLprenost-2 je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny na rok t-2,
3.
QSKprenost-2 je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny na rok t,
4.
PLEt-2 je schválená alebo určená cena elektriny na pokrytie strát elektriny pri prenose
elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v eurách,
5.
QSKt-2 je skutočné čisté množstvo elektriny obstaranej na krytie strát elektriny pri prenose
elektriny v i-tej štvrťhodine roku t-2, po odpočítaní množstva predanej prebytočnej
elektriny v jednotkách množstva elektriny,
6.
QPLt-2 je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny na rok t-2 v
jednotkách množstva elektriny.
d)
QPLprenost je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny na rok t,
e)
STRITCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z ITC mechanizmu v eurách zahrnutá
do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t a vypočíta sa podľa vzorca
STRITCt = ITCplt–1× mt × mstrt,
kde
1.
ITCplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet
1a.
celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za všetky účtovne uzavreté mesiace roku
t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a
1b.
celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe
vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,
2.
mt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra
roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
3.
mstrt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose
elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
f)
STRVAt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na
cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za straty elektriny
pri prenose elektriny na rok t a vypočíta sa podľa vzorca
STRVAt = VAplt–1 × nt × nstrt,
kde
1.
VAplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet
1a.
celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania
cenového návrhu a
1b.
celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu
nie sú účtovne uzavreté,
2.
nt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy do taríf na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
3.
nstrt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra
roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
g)
VSTR,t sú platby za straty za dodávku jalovej kapacitnej elektriny v roku t-2 podľa § 17a
ods. 1 písm. c).
(2)
Plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny QPLt v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
QPLt = VstEt × PPSTRt,
kde
a)
VstEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce
do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia,
b)
PPSTRt je percento plánovaných strát elektriny pri prenose elektriny prenosovou sústavou
v percentách na rok t a vypočíta sa podľa vzorca
kde
1.
SQPLt je súčet skutočného množstva strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách
množstva elektriny v rokoch t-3 a t-2, očakávaného množstva strát elektriny pri prenose
elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1 a plánovaného množstva strát
elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t,
2.
SVstEt je súčet skutočného množstva elektriny v jednotkách množstva elektriny v rokoch t-3
a t-2 vstupujúceho do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia, očakávaného
množstva elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1 vstupujúceho do prenosovej
sústavy vrátane tokov zo zahraničia a plánovaného množstva elektriny v jednotkách
množstva elektriny na rok t vstupujúceho do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia,
3.
XSPS je faktor strát elektriny pri prenose elektriny v percentách, ktorý je určený vo
výške 2 %.
§18
(1)
Na základe schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb
sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované maximálne ekonomicky
oprávnené náklady na rok t v eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb od
poskytovateľov podporných služieb.
(2)
Pri určení maximálnych ekonomicky oprávnených nákladov na rok t podľa odseku 1 sa
prihliada aj na aktuálnu situáciu na trhu s elektrinou, dosahované ceny podporných
služieb na vymedzenom území a v okolitých krajinách a osobitosti poskytovania podporných
služieb na vymedzenom území. Plánované maximálne ekonomicky oprávnené náklady sa určia
v takej výške, aby prevádzkovateľ prenosovej sústavy bol pri dodržiavaní princípov
hospodárnosti a pri transparentom a nediskriminačnom spôsobe obstarávania podporných
služieb schopný zabezpečiť schválený technický rozsah jednotlivých druhov podporných
služieb na zabezpečenie poskytovania systémových služieb.
(3)
V cenovom rozhodnutí úradu sa určuje priamym určením na rok t
a)
maximálna cena za poskytovanie disponibility jednotlivých druhov regulačných služieb
v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu, alebo spôsob výpočtu maximálnej
ceny za poskytovanie disponibility jednotlivých druhov regulačných služieb,
b)
maximálny oprávnený ročný náklad na nákup nefrekvenčných podporných služieb alebo
maximálna cena za poskytovanie jednotlivých druhov nefrekvenčných podporných služieb
v eurách na jednotku elektrického činného alebo jalového výkonu,
c)
maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny a minimálna cena ponúkanej
zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii
predmetného druhu regulačnej služby.
(4)
Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa
do doby pripojenia prevádzkovateľa k európskym platformám na výmenu regulačnej elektriny
z rezerv na obnovenie frekvencie podľa osobitného predpisu určuje na základe ponukových
cien využitých elektroenergetických zariadení a odberných elektrických zariadení poskytovateľov
regulačných služieb ako
a)
najvyššia ponúkaná cena regulačnej elektriny z elektroenergetického zariadenia alebo
z odberného elektrického zariadenia 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 ponúkaná cena regulačnej elektriny z elektroenergetického zariadenia alebo
z odberného elektrického zariadenia poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom
rozlíšení, ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená
cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny.
(5)
Po pripojení prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu
regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie podľa osobitého predpisu30) sa cena regulačnej elektriny pri štandardných produktoch určuje podľa pravidiel európskych
platforiem na výmenu regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie. Pri úradom
schválených osobitných produktoch sa cena regulačnej elektriny určuje podľa pravidiel
schválených rozhodnutím úradu, v súlade s osobitným predpisom.31)
(6)
Do doby pripojenia prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu
regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie štandardných produktov pre regulačnú
elektrinu,32) sa cena regulačnej elektriny pri osobitných produktoch určuje podľa odseku 4.
§19
(1)
Tarifa za systémové služby na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny sa uplatňuje
na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny.
(2)
Tarifa za systémové služby môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TSSi,t, ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny odberných miest koncových odberateľov
elektriny, pričom pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do
príslušnej skupiny sa vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny odobratej
zo sústavy za rok t-1 na všetkých odberných miestach koncového odberateľa elektriny.
(3)
Skupiny odberných miest koncových odberateľov elektriny sú
a)
skupina 1, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou
spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby za rok t-1 do
1 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených v
skupine 4,
b)
skupina 2, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou
spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby za rok t-1 nad
1 GWh do 100 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených
v skupine 4,
c)
skupina 3, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou
spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby za rok t-1 nad
100 GWh, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených v skupine
4,
d)
skupina 4, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny priamo pripojených
do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 6 800 hodín alebo
vyššou a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania 0,025 alebo menšou; dobou
ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny
z prenosovej sústavy v roku t-2 a rezervovanej kapacity v roku t-2 určenej ako aritmetický
priemer ročných hodnôt skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za roky t-4
až t-6, pričom podmienky zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazujú znaleckým
posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého
trhu s elektrinou a úradu, koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej
sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t; pomernou odchýlkou
subjektu zúčtovania sa rozumie priemerná hodnota za obdobie posledných 12 mesiacov
predchádzajúcich dátumu predloženia žiadosti, a ak v priebehu posledných troch kalendárnych
rokov bola činnosť koncového odberateľa prerušená dlhšie ako jeden kalendárny rok,
použijú sa parametre za dva kalendárne roky predchádzajúce roku, v ktorom došlo k
prerušeniu činnosti.
(4)
Pre tarifu za systémové služby platí
∑
i
=
1
k
T
S
S
i
,
t
×
Q
P
K
S
t
s
s
i
,
t
=
N
P
S
S
t
kde
a)
TSSi,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú
zo sústavy v i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v eurách
na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QPKStssi,t je celkové plánované množstvo koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v
i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v jednotkách množstva
elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
c)
k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t,
d)
NPSSt sú plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím
primeraného zisku na rok t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 5,
(5)
Plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím
primeraného zisku NPSSt v eurách na rok t sa vypočítajú podľa vzorca
NPSSt = PPSt + PNDis,t + ODis,t + PODis,t + RABDis,ST,t × WACC + FINVDis,t – DVPpS,t – TSSVAt – KSt – VTSS,t
kde
a)
PPSt sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa
prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v eurách v roku t od poskytovateľov
podporných služieb podľa osobitného predpisu,33)
b)
PNDis,t sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok t na dispečerskú činnosť
prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb
okrem odpisov, ktorých hodnota
1.
pre rok t = 2025 zodpovedá hodnote schválených alebo určených prevádzkových nákladov
v eurách na rok 2024 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na
zabezpečenie poskytovania systémových služieb okrem odpisov,
2.
pre rok t = 2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
kde
2a.
PNDis,2024 sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok 2024 na dispečerskú
činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových
služieb okrem odpisov,
2b.
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1, uvedených na webovom sídle Štatistického
úradu Slovenskej republiky – http://datacube.statistics.sk v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných
štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá
inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého
roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,
2c.
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0
%, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0 %, na výpočet plánovaných nákladov
na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná
0 %,
c)
ODis,t je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách
na rok t, ktorá
1.
pre rok t = 2025 zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v roku 2023 z majetku uvažovaného v RABDis,2023 podľa písmena e) prvého bodu podbodu 1a.,
2.
pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
z majetku uvažovaného v RABDis,2024, podľa písmena e) druhého bodu podbodu 2a., určená na základe prílohy č. 1,
3.
pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
kde
3a.
ODis,2024 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
2024 z majetku uvažovaného v RABDis,2024, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe prílohy č. 1,
3b.
SODis,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
n-1 z majetku, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na
základe prílohy č. 1,
3c.
VODis,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
n-2 z majetku, vyradeného z užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na
základe prílohy č. 1,
d)
PODis,t je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v roku t z majetku, s plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť
v roku t-1, a určená na základe prílohy č. 1,
e)
RABDis,ST,t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na rok t v eurách, ktorá
je rovná hodnote majetku využívaného na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej
sústavy a vypočíta sa
1.
pre rok t = 2025 podľa vzorca
RABDis,ST,t = RABDis,2023 – MDis,2023,
kde
1a.
RABDis,2023 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej
sústavy k 31. decembru 2023, využívaného na dispečerskú činnosť, vrátane pozemkov
v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
1b.
MDis,2023 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,2023 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej
kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
2.
pre rok t = 2026 podľa vzorca
RABDis,ST,t = RABDis,2024 – MDis,2024,
kde
2a.
RABDis,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy, ktorá zodpovedá zostatkovej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy
k 31. decembru 2024, využívaného na dispečerskú činnosť, určenej na základe znaleckého
posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie
podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
2b.
MDis,2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,2024 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej
kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
3.
pre rok t = 2027 a nasledujúce roky podľa vzorca
kde
3a.
RABDis,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej
sústavy k 31. decembru 2024, využívaného na dispečerskú činnosť, určenej na základe
znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika
a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
3b.
MDis,2024 je schválená alebo určená hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,2024 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej
kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
3c.
RABDis,n je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy
využívaného na dispečerskú činnosť zaradeného do užívania v roku n-2, vrátane pozemkov
v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
3d.
MDis,n je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,n v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej
kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,
3e.
SODis,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
n-1 z majetku RABDis,n, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na základe prílohy č. 1,
f)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5,
g)
FINVDis,t je faktor investícií súvisiacich s dispečerskou činnosťou na rok t v eurách, ktorý
sa vypočíta podľa vzorca
FINVDis,t = SODis,t–1 – PODis,t–2,
kde
1.
SODis,t-1 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách,
zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku
t-2 z majetku zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-3, určená na
základe prílohy č. 1,
2.
PODis,t-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej
sústavy v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť
v roku t-3, určená na základe prílohy č. 1,
h)
DVPpS,t sú skutočné dodatočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách
zo sankcií uplatnených prevádzkovateľom prenosovej sústavy voči poskytovateľom podporných
služieb za neplnenie zmluvných podmienok v príslušnej zmluve o poskytovaní podporných
služieb,
i)
TSSVAt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na
cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za systémové
služby na rok t a vypočíta sa podľa vzorca
TSSVAt = VAplt–1 × nt × ntsst,
kde
1.
VAplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet
1a.
celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania
cenového návrhu a
1b.
celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch
prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu
nie sú účtovne uzavreté,
2.
nt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy do taríf určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,
3.
ntsst je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy do tarify za systémové služby určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu
0 až 1,
j)
KSt je faktor vyrovnania v roku t v eurách vypočítaný podľa odseku 3,
k)
VTSS,t sú výnosy z platieb za jalovú kapacitnú elektrinu podľa § 17b za rok t-2.
(6)
Faktor vyrovnania KSt na rok t v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
NSSSt-2 sú skutočné výnosy z poskytovania systémových služieb vyúčtované prevádzkovateľom
prenosovej sústavy v eurách v roku t-2,
b)
NPSSt-2 sú plánované výnosy z poskytovania systémových služieb v eurách na rok t-2 so zohľadnením
primeraného zisku,
c)
st je koeficient zahrnutia rozdielu medzi skutočnými a plánovanými nákladmi na nákup
podporných služieb určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1,
d)
SPSt-2 sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných
služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
e)
PPSt-2 sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa
prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb
v eurách v roku t-2 uplatnené v tarife za systémové služby,
f)
SVTPStsst-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách v roku t-2 z tarify
za prevádzkovanie systému, v ktorej bola prevádzkovateľovi prenosovej sústavy zohľadnená
pomerná časť nákladov na nákup podporných služieb, ktoré sa pre rok t = 2027 a nasledujúce
roky rovnajú nule,
g)
Naukct-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz
podporných služieb zo zahraničia v eurách v roku t-2,
h)
CVt-2 je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v roku t-2 v eurách, ktorý sa vypočíta
podľa vzorca
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 eurách
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 eurách
v roku t-2,
3.
NREcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny z havarijnej výpomoci v eurách v roku t-2,
4.
VREcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
z havarijnej výpomoci v eurách v roku t-2,
5.
Ncvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku
elektriny v rámci cezhraničného redispečingu a protiobchodu poskytnutého ostatnými
prevádzkovateľmi prenosových sústav v eurách v roku t-2,
6.
Vcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku
elektriny v rámci cezhraničného redispečingu a protiobchodu poskytnutého ostatným
prevádzkovateľom prenosových sústav v eurách v roku t-2,
7.
NFSkart-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy zo systému FSkar v eurách
v roku t-2,
8.
VFSkart-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy zo systému FSkar v eurách v
roku t-2,
i)
IGCCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy
na regulačnú elektrinu obstaranú v rámci systému IGCC a na regulačnú elektrinu z európskych
platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v eurách zahrnutá
do tarify za systémové služby na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku
t-1 a vypočíta sa podľa vzorca
kde
1.
VIGCCplt-1 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho
informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so
susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-1 v eurách,
2.
NIGCCplt-1 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho
informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so
susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-1 v eurách,
3.
VREIGplt-1 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-1
v eurách,
4.
NREIGplt-1 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-1
v eurách,
5.
VREEPplt-1 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych
platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-1 v eurách,
6.
NREEPplt-1 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z
európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku
t-1 v eurách,
7.
ut je koeficient zahrnutia IGCC do tarify za systémové služby určený úradom vo výške
0,8,
j)
KIGCCt je korekcia plánovaných a skutočných čistých výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na regulačnú elektrinu obstaranú v rámci systému IGCC a plánovaných a skutočných
čistých výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu
z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v
eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
VIGCCskt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho
informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so
susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,
2.
NIGCCskt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho
informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so
susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,
3.
VREIGskt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2 v eurách,
4.
NREIGskt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2
v eurách,
5.
NREEPskt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z európskych
platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách,
6.
VREEPskt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych
platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách,
7.
VIGCCplt-2 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho
informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so
susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,
8.
NIGCCplt-2 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny prostredníctvom riadiaceho
informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so
susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému IGCC v roku t-2 v eurách,
9.
VREIGplt-2 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2
v eurách,
10.
NREIGplt-2 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2
v eurách,
11.
NREEPplt-2 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z
európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku
t-2 v eurách,
12.
VREEPplt-2 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych
platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách.
(7)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa
za systémové služby TSSt len za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy.
(8)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSSt len za elektrinu odobratú z distribučnej sústavy.
(9)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSSt len za všetku elektrinu odobratú zo sústavy.
(10)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia
prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa tarifa za systémové služby TSSt neuplatňuje.
(11)
Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje za
a)
vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej
sústavy,
b)
ostatnú vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nebola odobratá zo
sústavy,
c)
elektrinu uskladnenú v zariadení na uskladňovanie elektriny, odobratú zo sústavy,
ku ktorej je zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojené, alebo odobratú od výrobcu
elektriny bez použitia sústavy, ktorá je následne po uskladnení dodaná do sústavy,
d)
straty elektriny v sústave,
e)
vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,
f)
elektrinu exportovanú zo sústavy v rámci prevádzky medzinárodne prepojených sústav,
g)
spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny
alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto
skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy,
h)
spotrebovanú elektrinu vyrobenú v zariadení na výrobu elektriny, ktoré nie je pripojené
do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy.
(12)
Individuálna sadzba tarify za systémové služby na rok t v eurách na jednotku množstva
elektriny, v súlade s § 12 ods. 6 zákona o regulácii, sa uplatňuje vo výške TSS4,t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
TSS4,t = (1 – Kistsst) × TSS1,t,
kde
a)
TSS4,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú
zo sústavy, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby v skupine 4 odberných
miest koncových odberateľov elektriny podľa odseku 3 písm. d) v eurách na jednotku
množstva elektriny v roku t,
b)
Kistsst je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v roku t najviac vo
výške 0,95,
c)
TSS1,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú
zo sústavy, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby v skupine 1 odberných
miest koncových odberateľov elektriny podľa odseku 3 písm. d) v eurách na jednotku
množstva elektriny v roku t.
§20
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolí pre svoje odberné miesto alebo odovzdávacie miesto
režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za systémové služby
účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné miesto alebo odovzdávacie miesto
prevezme zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevezme zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto
alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania,
uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho
prevezme zodpovednosť za odchýlku.
§21
(1)
Platby na pokrytie nákladov na systémové služby pre j-ty subjekt zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku v eurách NSSszj sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou subjektom zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca
v eurách a vypočítajú sa podľa vzorca
N
S
S
s
z
j
=
∑
i
=
1
k
T
S
S
i
,
t
×
Q
S
K
S
t
s
s
s
z
i
j
kde
a)
NSSszj sú schválené alebo určené náklady na systémové služby pre j-ty subjekt zúčtovania
s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách
b)
TSSi,t je sadzba tarify za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny v roku
t, uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy v i-tej skupine odberných
miest koncových odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku
t,
c)
QSKStssszi je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v
i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny j-tého subjektu zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku, v jednotkách množstva elektriny, na ktoré sa uplatňujú
tarify za systémové služby.
(2)
Platby na pokrytie nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými
službami NSSps sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne
vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca
N
S
S
p
s
=
∑
i
=
1
k
T
S
S
i
,
t
×
Q
S
K
S
t
s
s
i
kde
a)
TSSi,t je sadzba tarify za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny v roku
t uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných
miest koncových odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku
t,
b)
QSKStsst je celkové skutočné množstvo koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v i-tej
skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny, na
ktoré sa uplatňuje tarifa za systémové služby,
c)
k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t podľa § 19 ods. 3.
§22
Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré
podmienky vykonávania regulovaných činností
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 14 a § 23 až 26 sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa uplatňujú pre účastníkov trhu s elektrinou
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje nevyhnutné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie
elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, sumu zmluvných
technických maxím a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v MW,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na roky t až t+2,
d)
e)
podklady podľa prílohy č. 8,
f)
údaje o odberných miestach vo vzťahu k maximálnej rezervovanej kapacite podľa § 31 ods. 5, v rozsahu podľa tabuľky č. 2 v prílohe č. 9,
g)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku
2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe elektronickým podaním
do elektronickej schránky. Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 8 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť
tabuľkového editora.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia
podľa § 17 ods. 1 a 2 zákona o regulácii.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované
množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého kalendárneho mesiaca skutočné alebo
prepočítané množstvá v závislosti od typu merania v predchádzajúcom kalendárnom mesiaci
roku t elektriny odobratej z príslušnej distribučnej sústavy
a)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny
odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny
v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky,
b)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky
preukázateľne oddelenej od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky.
(6)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje
osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako
vážený priemer jednotlivých taríf.
(7)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do týchto sadzieb pre odberateľov elektriny
mimo domácnosti:
a)
C1 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, s nižšou spotrebou elektriny,
b)
C2 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, so strednou spotrebou elektriny,
c)
C3 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, s vyššou spotrebou elektriny,
d)
C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
e)
C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
f)
C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
g)
C7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne
s blokovaním priamo-výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
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,
i)
C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
j)
C10 je sadzba na spotrebu elektriny pre verejné osvetlenie,
k)
C11 je sadzba na spotrebu elektriny pre dočasné odbery elektriny,
l)
C12 je sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,
m)
C13 je sadzba pre odberné miesto len s batériovým úložiskom.
(8)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do týchto sadzieb pre odberateľov
elektriny v domácnosti:
a)
D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
D3 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne
s fixne určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme a aspoň jeden interval sa
poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov
nie je povinné; informácia o fixnom čase trvania intervalu v nepretržitom trvaní času
prevádzky v nízkom pásme minimálne tri hodiny sa zverejňuje na webovom sídle prevádzkovateľa
distribučnej sústavy,
d)
D4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne
s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
e)
D5 je dvojpásmová sadzba pre výhrevné elektrické vykurovanie, pričom nízke pásmo
sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov
v čase vysokého pásma,
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,
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 sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel.
(9)
Na napäťovej úrovni vysokého napätia a veľmi vysokého napätia sa určená maximálna
cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta minimálne
do troch z nižšie uvedených sadzieb pre odberateľov elektriny, pričom
a)
X1 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny
na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,
b)
X2 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny
na napäťovej úrovni vysokého napätia,
c)
X2-N je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu
elektriny na napäťovej úrovni vysokého napätia pre odberné miesto len s pripojenou
nabíjacou stanicou elektrických vozidiel.
(10)
Pri sadzbách uplatňovaných podľa odsekov 7 a 8 sa
a)
tarifa za prístup do distribučnej sústavy uplatňuje za rezervovanú kapacitu alebo
odberné miesto a pri odberných miestach na napäťovej úrovni nízkeho napätia vybavených
určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže
byť dohodnutá rezervovaná kapacita nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej
hodnote hlavného ističa,
b)
tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny sa uplatňuje za nameraný
odber elektriny z distribučnej sústavy určeným meradlom prevádzkovateľa distribučnej
sústavy.
(11)
Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovanej
ceny a tarify spolu s vyhodnotením dopadov na odberateľa elektriny.
(12)
Na reguláciu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová
úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň
vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi vysokého
napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu nízkeho
napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.
(13)
Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za
straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t oproti roku t-1 spôsobí na napäťovej
úrovni nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia ekonomicky
oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát
elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za
straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom,
aby bola percentuálna zmena ceny distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na
všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej
inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2
do júna roku t-1 a X je faktor efektivity určený podľa § 25 ods. 3 písm. a) tretieho bodu.
(14)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do
distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri
distribúcii elektriny sa určuje maximálne vo výške 0,7. Medziročná zmena podielu výnosov
z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny
na rok t sa ustanovuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu výnosov
z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny
v roku t-1.
§23
(1)
Na určenie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni
veľmi vysokého napätia a vysokého napätia sa použije osobitný predpis.34) Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu
maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy
tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt.
(2)
Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej
úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu,
ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny v zmluve o prístupe
do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve.
Hodnota rezervovanej kapacity v odbernom mieste nemôže prekročiť hodnotu maximálnej
rezervovanej kapacity v odbernom mieste a nemôže byť nižšia ako minimálna rezervovaná
kapacita. Minimálnou rezervovanou kapacitou je 50 % z hodnoty maximálnej rezervovanej
kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou
rezervovanou kapacitou 5 % z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej
kapacity v odbernom mieste počas trvania platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity
nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste je možné meniť
v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene
typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú je rezervovaná kapacita
dohodnutá. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste
a táto zmena má za následok, že dohodnutá hodnota rezervovanej kapacity v odbernom
mieste je nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity, potom na základe zmeny
dohodnutej hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste je nová hodnota
rezervovanej kapacity rovnaká ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. To neplatí,
ak odberateľ elektriny požiada prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zvýšenie dohodnutej
rezervovanej kapacity v odbernom mieste. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej
kapacity, odberateľ elektriny môže požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy o
súčasné zvýšenie dohodnutej rezervovanej kapacity v intervale hodnôt maximálnej a
minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity v odbernom mieste; dohodnutý typ a dohodnuté
trvanie platnosti rezervovanej kapacity v odbernom mieste týmto zvýšením dohodnutej
hodnoty rezervovanej kapacity nie sú dotknuté.
(3)
Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na
napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu
A alebo priebehovým meraním typu B trvajúci najmenej jeden mesiac a najviac sedem
mesiacov v kalendárnom roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej
počas sezónneho odberu elektriny tvorí najmenej 80 % z množstva elektriny odobratej
za príslušný kalendárny rok. Pre sezónny odber elektriny je možné zmeniť rezervovanú
kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity.
Splnenie podmienok sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnocuje prevádzkovateľom
distribučnej sústavy po ukončení kalendárneho roka a vyúčtovacia faktúra sa odberateľovi
elektriny zasiela do konca februára nasledujúceho kalendárneho roka. Ak odberné miesto
nesplní podmienky pridelenia sezónneho odberu elektriny, odberateľovi elektriny sa
za obdobie mimo sezóny uplatní platba za rezervovanú kapacitu, a to uplatnením mesačnej
rezervovanej kapacity s rezervovanou kapacitou 50 % z maximálnej rezervovanej kapacity
alebo nameranej hodnoty maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania
tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 50 % z maximálnej rezervovanej
kapacity v odbernom mieste a platba za prácu v sadzbe, na ktorú má užívateľ sústavy
právo. Zistený rozdiel v platbe v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify
sezónneho odberu sa uhrádza odberateľom elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.
(4)
Rezervovaná kapacita v odbernom mieste sa dohodne takto:
a)
mesačná na jeden kalendárny mesiac,
b)
trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace,
c)
dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov.
(5)
Ak odberateľ elektriny zvyšuje hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste bez
zmeny typu rezervovanej kapacity, na dodržanie minimálneho času použitia daného typu
rezervovanej kapacity podľa tohto odseku sa neprihliada. Zmena rezervovanej kapacity
v odbernom mieste sa vykoná vždy k prvému dňu v mesiaci podľa platných pravidiel na
zmenu rezervovanej kapacity príslušného prevádzkovateľa distribučnej sústavy. O zmenu
rezervovanej kapacity v odbernom mieste môže odberateľ elektriny, ktorého odberné
miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia,
a ktorý má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny,
požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z
a)
dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú
kapacitu alebo mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia
dvanásťmesačnej kapacity,
b)
trojmesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na mesačnú rezervovanú kapacitu
alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia
trojmesačnej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát
počas kalendárneho roka,
c)
mesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú kapacitu
alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca odo dňa uplatnenia
mesačnej rezervovanej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná
jedenkrát počas kalendárneho roka.
(6)
Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať
o zmenu rezervovanej kapacity v odbernom mieste podľa odseku 5 prostredníctvom svojho
dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny v odbernom
mieste sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom
elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.
(7)
Hodnota a trvanie rezervovanej kapacity v odbernom mieste platí ďalej na príslušné
nasledujúce obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná
kapacita platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace,
dvanásťmesačná platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity v odbernom
mieste na nasledujúce obdobie môže odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny
alebo prevádzkovateľa distribučnej sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr posledný pracovný
deň posledného mesiaca obdobia, na ktoré je rezervovaná kapacita dohodnutá. Rezervovaná
kapacita sa účtuje mesačne.
(8)
Rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna
rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou hlavného ističa pred elektromerom
alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na hodnotu
elektrického prúdu v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy
alebo určená v pripojovacích podmienkach; pre odberné miesta odberateľov elektriny
mimo domácnosti vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu
s mesačným odpočtom je minimálnou rezervovanou kapacitou 50 % z hodnoty maximálnej
rezervovanej kapacity.
(9)
Odberateľ elektriny v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia môže požiadať
o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od poslednej zmeny rezervovanej
kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie alebo zvýšenie rezervovanej
kapacity do maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom
s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej
správy nevyžaduje. Podmienkou na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné
miesto nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie
revíznej správy o výmene ističa.
(10)
Pri zvýšení rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia
sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy.
(11)
Užívateľom regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za prístup do distribučnej
sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia
do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy
za rezervovanú kapacitu, ak je
a)
dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita
v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu
v odbernom mieste podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy na mesačnej báze a platbu za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na
mesačnej báze,
b)
dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste menšia ako rezervovaná kapacita
v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu
v odovzdávacom mieste určená podľa odseku 14 písm. a) alebo odseku 14 písm. b) prvého
bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia
úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a platba za distribuovanú elektrinu
v odbernom mieste na mesačnej báze.
(12)
Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste
súčasne v jednom mieste pripojenia do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkuje
zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do
1 MW, prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň, alebo prevádzkuje certifikované
zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb prevádzkovateľovi prenosovej
sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny, neuhrádza prevádzkovateľovi
regionálnej distribučnej sústavy platbu za prístup do distribučnej sústavy podľa odseku
11, ak predloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy potvrdenie o poskytnutí
podporných služieb za predchádzajúci mesiac vydané prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
najneskôr do piateho pracovného dňa nasledujúceho mesiaca, a to do maximálnej výšky
výkonu elektroenergetického zariadenia určeného na poskytovanie podporných služieb.
Potvrdenie prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb obsahuje
obdobie poskytovania podporných služieb a identifikačné číslo EIC odberného miesta
alebo odovzdávacieho miesta zazmluvneného u prevádzkovateľa distribučnej sústavy,
u ktorého je žiadané neuhrádzanie platby za prístup do distribučnej sústavy, a to
podľa toho, cez ktoré identifikačné číslo EIC boli poskytované podporné služby a zazmluvnený
výkon určený na poskytovanie podporných služieb. Ak užívateľ regionálnej distribučnej
sústavy nepredloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy potvrdenie o
poskytnutí podporných služieb v lehote podľa prvej vety, vyfakturuje sa užívateľovi
regionálnej distribučnej sústavy dohodnutá rezervovaná kapacita za príslušný mesiac.
(13)
Maximálna rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste je ustanovená v osobitnom predpise.35)
(14)
Rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste v distribučnej sústave sa užívateľmi sústavy
neobjednáva a je 20 % z
a)
maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení elektroenergetického
zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo
b)
hodnoty celkového inštalovaného výkonu elektroenergetického zariadenia, ak
1.
elektroenergetické zariadenie nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení elektroenergetického
zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo
2.
elektroenergetické zariadenie pripojené do miestnej distribučnej sústavy pripojenej
do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých
miestnych distribučných sústav.
(15)
Užívateľom regionálnej distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste sa uhrádza platba
za prístup do distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy
za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste, určenej podľa odseku 14 písm. a) alebo
odseku 14 písm. b) prvého bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu
podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(16)
Ak je odberné miesto a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste
pripojenia pripojené do miestnej distribučnej sústavy, prevádzkovateľom miestnej distribučnej
sústavy, do ktorého miestnej distribučnej sústavy je odovzdávacie miesto užívateľa
sústavy alebo odberné a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste
pripojenia pripojené, sa platba za prístup do distribučnej sústavy za rezervovanú
kapacitu v odovzdávacom mieste alebo odbernom mieste užívateľa sústavy uhrádza prevádzkovateľovi
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho
miestna distribučná sústava pripojená alebo je odovzdávacie miesto užívateľa sústav
pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej
sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav podľa
odseku 11.
(17)
Ak užívateľ sústavy v odovzdávacom mieste alebo v odbernom mieste a odovzdávacom
mieste užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste pripojenia pripojeného do miestnej
distribučnej sústavy, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie
s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, alebo dodáva elektrinu do sústavy pri prevádzke
dopravných prostriedkov elektrickej trakcie, alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú
elektráreň, alebo prevádzkuje certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných
služieb prevádzkovateľovi prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber
regulačnej elektriny, a predloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy
potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb za
predchádzajúci mesiac, najneskôr do piateho pracovného dňa nasledujúceho mesiaca,
neuhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej
distribučnej sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená alebo je pripojená
do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych
distribučných sústav, platbu za prístup do distribučnej sústavy za rezervovanú kapacitu
v odovzdávacom mieste alebo v odbernom a odovzdávacom mieste užívateľa sústavy v jednom
mieste pripojenia určenú podľa odseku 16. Ak potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej
sústavy o poskytnutí podporných služieb za predchádzajúci mesiac prevádzkovateľovi
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená,
užívateľ regionálnej distribučnej sústavy nepredloží v uvedenej lehote, prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy sa vyfakturuje dohodnutá rezervovanú kapacitu za
príslušný mesiac prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy.
(18)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny
pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej
sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných
sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu
elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom
jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, v lehote do 30 dní odo dňa
doručenia žiadosti o pripojenie prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy sa
o tom informuje prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy príslušným prevádzkovateľom
miestnej distribučnej sústavy, pričom prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy
a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná
sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve
o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej
sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú
kapacitu v súlade s osobitným predpisom,36) ktorá je prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy písomne odsúhlasená.
(19)
Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo iného užívateľa sústavy do regionálnej
distribučnej sústavy v existujúcom odovzdávacom mieste alebo v odovzdávacom mieste
sa tarifa za prístup do regionálnej distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu
takto:
a)
prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za rezervovanú
kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny
v odovzdávacom mieste alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odbernom mieste podľa toho,
ktorá rezervovaná kapacita je vyššia, v súlade s odsekom 11,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy uhrádza platba za rezervovanú kapacitu podľa odseku 11 v odovzdávacom mieste
zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojeného
do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie
na uskladňovanie elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej
distribučnej sústavy, ktorá má úradom vydané platné povolenie alebo splnené povinnosti
vyplývajúce z osobitných predpisov, alebo platba za rezervovanú kapacitu odbernom
mieste miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy uhrádza platba za rezervovanú kapacitu podľa odseku 11 v odovzdávacom mieste
zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré
prevádzkuje ako výrobca elektriny alebo prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie
elektriny, ktorý má úradom vydané platné povolenie alebo splnené povinnosti vyplývajúce
z osobitných predpisov, alebo platba za rezervovanú kapacitu odbernom mieste miestnej
distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.
(20)
Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi vysokého
napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených
viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo priebehovým meraním typu B,
ich odber elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané
dopravné prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej
sústavy na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných
miest, rezervovaná kapacita na vyhodnotenie a určenie ceny za rezervovanú kapacitu
pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov výkonov nameraných v odberných miestach
v čase, keď je tento súčet v príslušnom mesiaci najvyšší. Prekročenie maximálnej rezervovanej
kapacity v odbernom mieste podľa tohto odseku o viac ako 10 % sa nefakturuje, ak o
to vlastník odberného miesta požiada a súčasne preukáže v lehote do dvoch pracovných
dní od posledného dňa kalendárneho mesiaca, v ktorom k prekročeniu došlo, že dôvodom
prekročenia je existencia prekážky podľa § 374 Obchodného zákonníka.
(21)
Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 20 neobjednáva u prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné
miesta podľa odseku 20 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej
kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 20 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za
každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky
jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 20 vyhodnocuje
a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.
§24
(1)
Odberné miesto podľa § 23 ods. 20 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradí len do jednej bilančnej skupiny.
(2)
Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa za odberné miesto, ktoré spĺňa
podmienky podľa § 23 ods. 20, fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej
kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov
za odberné miesto, ktoré spĺňa podmienky podľa § 23 ods. 20, za príslušný kalendárny mesiac.
(3)
Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za odberné
miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa § 23 ods. 20, pre každú napäťovú úroveň osobitne nedosiahne 50 % zo súčtu maximálnej rezervovanej
kapacity pre každú napäťovú úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej
sústavy sa fakturuje pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej
kapacity vo výške 50 % zo súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.
(4)
Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa § 23 ods. 20 aj odberné miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými
nie sú napájané len dopravné prostriedky elektrickej trakcie, za tieto odberné miesta
sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, rezervovaná kapacita vo výške 100 % z hodnoty maximálnej
rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu podľa technických podmienok
a obchodných podmienok prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(5)
Pri vykonávaní cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny,
ktoré vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne
a)
veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny
vystupujúceho na strane vysokého napätia,
b)
vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho
na strane nízkeho napätia.
(6)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, možno zahrnúť len primerané náklady, ktorých
výška je ustanovená osobitným predpisom.19)
(7)
Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za prístup
do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení pripojenia
užívateľa sústavy štandardným pripojením.
(8)
Za štandardné pripojenie odberateľa elektriny sa považuje pripojenie jedným napájacím
vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Pri pripojení
odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny,
napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do distribučnej sústavy
určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie
napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ elektriny si určuje,
ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie, a to na
obdobie kalendárneho roka.
(9)
Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa
elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo
výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie
napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo výške 100
% z tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie
vedenie pripojené; cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
za štandardné pripojenie tým nie je dotknutá.
(10)
Ak sa odber elektriny vykonáva cez štandardné napájacie vedenie, nie je možné súčasne
vykonávať odber elektriny cez ďalšie napájacie vedenie.
(11)
Ak má odberateľ elektriny určenú rovnakú hodnotu rezervovanej kapacity a maximálnej
rezervovanej kapacity na napäťovej úrovni nízkeho napätia v odbernom mieste, za prekročenie
rezervovanej kapacity odberateľom elektriny sa uplatní len prekročenie maximálnej
rezervovanej kapacity. Ak odberateľ elektriny okrem odberateľa elektriny v domácnosti
má na napäťovej úrovni nízkeho napätia v odbernom mieste nižšiu rezervovanú kapacitu
ako je amperická hodnota hlavného ističa pred elektromerom, pri prekročení rezervovanej
kapacity sa uplatnia tarify za prekročenie rezervovanej kapacity. Výrobcovi elektriny
pripojeného na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa pri prekročení maximálnej rezervovanej
kapacity na dodávku elektriny do distribučnej sústavy účtujú tarify za prekročenie
maximálnej rezervovanej kapacity.
(12)
Odberateľovi elektriny, ktorý neoprávnene využíva sadzbu za distribúciu elektriny,
sa určí nová sadzba za distribúciu elektriny na základe histórie odberu elektriny
v odbernom mieste a takto určená nová sadzba za distribúciu elektriny sa oznámi príslušnému
dodávateľovi elektriny.
(13)
Ak prevádzkovateľ distribučnej sústavy nameria dodávku elektriny alebo odber jalovej
elektriny a nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka, uplatnia sa tarify za dodávku
alebo odber jalovej elektriny a tarify za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka;
to neplatí pre zraniteľného odberateľa elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia.
Nedodržanie účinníka cos fí za odber elektriny z distribučnej sústavy na odbernom
mieste výrobcu elektriny pripojeného do distribučnej sústavy, ak výrobca elektriny
odoberie na odbernom mieste za mesiac množstvo elektriny nižšie ako 5 % z hodnoty
rezervovanej kapacity pre odber elektriny vynásobenej 720 hodinami, sa nevyhodnocuje.
(14)
Na napäťovej úrovni vysokého napätia sa cena za prístup do distribučnej sústavy a
distribúciu elektriny pre odberateľov elektriny s odberným miestom, na ktorom je pripojená
výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel uplatňuje tarifa za rezervovanú kapacitu
a tarifa za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, určená na základe
§ 22 ods. 9 písm. c), ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 15 je vyššia ako 0,3.
(15)
Miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená výlučne
nabíjacia stanica elektrických vozidiel MVRK za predchádzajúci kalendárny rok sa vypočíta
podľa vzorca
M
V
R
K
=
Q
R
K
×
365
×
24
kde
a)
Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste v kWh, na ktorom je pripojená
výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny rok,
b)
RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta v kW, na ktorom je pripojená
výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel, určená ako priemer zmluvne dohodnutej
rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny rok.
(16)
Pri uvedení nabíjacej stanice elektrických vozidiel pripojenej na napäťovej úrovni
vysokého napätia do prevádzky sa postupuje podľa odseku 14. Prvé vyhodnotenie miery
využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená výlučne nabíjacia
stanica elektrických vozidiel na napäťovej úrovni vysokého napätia sa vykoná po ukončení
prvého uceleného kalendárneho roka prevádzky a MVRK sa vypočíta podľa vzorca
M
V
R
K
=
Q
R
K
×
d
+
365
×
24
kde
a)
MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená
výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny rok,
b)
Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste, na ktorom je pripojená
výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny rok v
kWh,
c)
RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta v kW, na ktorom je pripojená
výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel určená ako priemer zmluvne dohodnutej
rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny rok,
d)
d je počet dní od začiatku prevádzky nabíjacej stanice elektrických vozidiel do konca
kalendárneho roka od uvedenia do prevádzky.
(17)
Rozdiel v cene za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny zistený
na základe miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je výlučne
pripojená nabíjacia stanica elektrických vozidiel MVRK vyhodnotenej za predchádzajúci
kalendárny rok sa vyúčtuje odberateľovi elektriny podľa odseku 14.
(18)
Pri odbere elektriny i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy zo susednej
regionálnej distribučnej sústavy sa zaplatí i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej
sústavy priemerný náklad na prenos elektriny vypočítaný podľa § 25 ods. 5 susedného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, od ktorého elektrinu
odoberal, za každú odobratú jednotku množstva elektriny v príslušnom kalendárnom mesiaci.
(19)
Pri preprave elektriny z príslušnej časti vymedzeného územia na napäťovej úrovni
veľmi vysokého napätia a vysokého napätia na časť územia Európskej únie alebo na časť
územia tretích štátov a ktoré nespája prenosovú sústavu s prenosovou sústavou členského
štátu alebo s prenosovou sústavou tretích štátov v súlade s osobitným predpisom37) a v súlade s úradom schváleným prepravným poriadkom, sa prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy účtuje príslušnému susednému prevádzkovateľovi sústavy na území
Európskej únie alebo na území tretích štátov ceny za prístup do distribučnej sústavy
vo výške tarify za jednomesačnú rezervovanú kapacitu vynásobenú najvyšším nameraným
maximom za daný kalendárny mesiac, tarifu za distribúciu elektriny a tarifu za straty
pri distribúcii elektriny určené alebo schválené v príslušných rozhodnutiach úradu
podľa príslušnej napäťovej úrovne.
§25
(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 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 elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni 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
C
D
E
H
N
,
t
=
V
V
D
H
N
+
1
,
t
+
V
V
D
H
N
,
t
V
y
s
t
E
H
N
,
t
kde
a)
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 na rok t v
eurách priradených z vyššej napäťovej úrovne a vypočíta sa 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; pri napäťovej
úrovni veľmi vysokého napätia sa CDEHN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia rovná 0,
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 na rok t v eurách na príslušnej napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti
povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej
úrovne, vypočítané podľa odseku 3.
(3)
Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny na rok t v eurách na príslušnej napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti
povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej
úrovne VVDHN,t sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PNHN,t sú schválené alebo určené prevádzkové náklady pre rok t v eurách na príslušnej napäťovej
úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou a vypočítajú sa podľa vzorca
kde
1.
POPEX sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady v eurách, vypočítané
ako súčet skutočných osobných nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy
v roku 2023 súvisiacich s regulovanou činnosťou a priemeru skutočných prevádzkových
nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy za roky 2021, 2022 a 2023
na príslušnej napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,
2.
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1, uvedených na webovom sídle Štatistického
úradu Slovenskej republiky – http://datacube.statistics.sk v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných
štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá
inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého
roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,
3.
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0
%, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na výpočet maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a
distribúciu elektriny na rok t sa hodnota daného rozdielu rovná 0 %,
b)
OHN,t je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy na rok t v eurách, ktorá
1.
pre rok t = 2025 zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v roku 2023 z majetku uvažovaného v RABHN,2023, podľa § 25 písmena e) prvého bodu podbodu 1a., najmenej však na úrovni účtovných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v roku 2021,
2.
pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy z majetku uvažovaného v RABHN,2024, podľa písmena e) druhého bodu podbodu 2a., určená na základe prílohy č. 1,
3.
pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
kde
3a.
OHN,2024 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v roku 2024 z majetku uvažovaného v RABHN,2024, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe prílohy č. 1,
3b.
SOHN,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v roku n-1 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť
v roku n-2 na príslušnej napäťovej úrovni, určená na základe prílohy č. 1,
3c.
VOHN,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v eurách, zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v roku n-2 z majetku vyradeného z užívania na regulovanú činnosť
v roku n-2 na príslušnej napäťovej úrovni, určená na základe prílohy č. 1,
c)
POHN,t je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá plánovaným regulačným odpisom prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v roku t z majetku s plánovaným
zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku t-1, určená na základe prílohy č. 1,
d)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou, ktorý sa určuje v intervale od 0,80 do 1,00 a vypočíta sa podľa vzorca
kde
ak je výsledok podielu
vyšší alebo sa rovná 0,7, tak KDZ = 1,00,
menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak KDZ = 0,97,
menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak KDZ = 0,94,
menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak KDZ = 0,91,
menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak KDZ = 0,88,
menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak KDZ = 0,85,
menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak KDZ = 0,82,
menší ako 0,1, tak KDZ = 0,80,
kde
1.
INVt-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách,
2.
PDSziskt-2 je regulovaný zisk prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy po zdanení v
roku t-2 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
PDSziskt–2 = (RABST,t–2 × WACCt–2) × (1 – SOOPROt–2) × (1 – daň z príjmovt–2),
kde
2a.
RABST,t-2 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2,
2b.
WACCt-2 je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená na rok t-2
podľa § 5,
2c.
SOOPROt-2 je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných
odvetviach v roku t-2, ustanovenej podľa osobitného predpisu,24)
2d.
daň z príjmovt-2 je hodnota sadzby dane z príjmov právnických osôb v roku t-2,
3.
PDSodpisyt-2 je hodnota regulovaných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy
v roku t-2 v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
PDSodpisyt–2 = Ot–2 + POt–2 + FINVPt–2 – DVt–2,
kde
3a.
Ot-2 je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu za regulovanú činnosť
v eurách na rok t-2,
3b.
POt-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v eurách v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú
činnosť v roku t-3,
3c.
FINVPt-2 je faktor investícií v eurách na rok t-2,
3d.
DVt-2 sú skutočné dodatočné výnosy v roku t-4 v eurách, ktoré sú zložené z celkových skutočných
výnosov,
4.
INVAEG,t-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách, ktoré boli financované zo zdrojov Európskej
únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,
e)
RABHN,ST,t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v eurách a rovná sa hodnote majetku
využívaného nevyhnutne na výkon regulovaných činností na rok t a vypočíta sa
1.
pre rok t = 2025 podľa vzorca
RABHN,ST,t = RABHN,2023 – MHN,2023,
kde
1a.
RABHN,2023 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy k 31. decembru 2023 na príslušnej
napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích
hodnotách bez vplyvu precenenia,
1b.
MHN,2023 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,2023 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a
štátnych podpôr,
2.
pre rok t = 2026 podľa vzorca,
RABHN,ST,t = RABHN,2024 – MHN,2024,
kde
2a.
RABHN,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy k 31. decembru 2024 na príslušnej napäťovej úrovni využívaného
na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom
zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným
predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
2b.
MHN,2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,2024 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a
štátnych podpôr,
3.
pre rok t = 2027 a nasledujúce roky podľa vzorca
kde
3a.
RABHN,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy k 31. decembru 2024 na príslušnej napäťovej úrovni využívaného
na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom
zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným
predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
3b.
MHN,2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,2024 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a
štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,
3c.
RABHN,n je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy na príslušnej napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť
zaradeného do užívania v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách
bez vplyvu precenenia,
3d.
MHN,n je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,n v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a
štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,
3e.
SOHN,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy v roku n-1 z majetku na príslušnej napäťovej úrovni zaradeného
do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2, určená na základe prílohy č. 1,
f)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5,
g)
FINVPHN,t je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t a vypočíta sa podľa vzorca
FINVPHN,t = SOHN,t–1 – POHN,t–1,
kde
1.
SOHN,t-1 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy na príslušnej napäťovej úrovni v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných
odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 z majetku zaradeného
na regulovanú činnosť v roku t-3 na príslušnej napäťovej úrovni, určená na základe
prílohy č. 1,
2.
POHN,t-1 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy v eurách na príslušnej napäťovej úrovni, ktorá zodpovedá výške plánovaných
regulačných odpisov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 z
majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku t-3, určená
na základe prílohy č. 1,
h)
DVHN,t sú skutočné dodatočné výnosy na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2 v eurách,
ktoré sú zložené z celkových skutočných výnosov
1.
z uplatnenia ceny za pripojenie do distribučnej sústavy sa zohľadnia vo výške 100
%; ak žiadateľ predčasne ukončí zmluvu o pripojení do distribučnej sústavy a prevádzkovateľ
regionálnej distribučnej sústavy nevynaloží na rozvoj distribučnej sústavy žiadne
náklady, cena za pripojenie do distribučnej sústavy sa žiadateľovi vráti vo výške
90 %, pričom maximálna výška časti ceny za pripojenie do distribučnej sústavy, ktorá
sa nevráti žiadateľovi o pripojenie, je 30 000 eur,
2.
zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity sa zohľadnia vo výške 100 %,
3.
z platieb za rezervovanú kapacitu a distribúciu jalovej kapacitnej elektriny za nedodržanie
účinníka na príslušnej napäťovej úrovni účtované užívateľom distribučnej sústavy na
základe cenového rozhodnutia úradu sa zohľadnia vo výške 100 %,
4.
z výnosov cenníka služieb za distribúciu elektriny, podľa prílohy č. 9, sa zohľadnia vo výške 50 % pre roky t = 2026 a nasledujúce roky,
5.
100 % z rozdielu výnosov neuplatnenia zníženia maximálnej rezervovanej kapacity v
odberných miestach podľa § 31 ods. 5, ktoré sa zohľadní pre rok
t = 2027 a nasledujúce roky,
t = 2027 a nasledujúce roky,
6.
50 % výnosov z uplatnenia cien prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny,
v súlade s platným rozhodnutím úradu, z prepravy elektriny príslušnému susednému prevádzkovateľovi
sústavy na území Európskej únie alebo na území tretích štátov, v súlade s podmienkami
prepravy schválených úradom.
(4)
Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
v eurách na jednotku množstva elektriny CPDHN,t súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa rovná priemernej zložke
ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty
elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni CPEHN,t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
C
P
E
H
N
,
t
=
V
V
P
H
N
,
t
V
y
s
t
E
H
N
,
t
kde
a)
VVPHN,t sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
nákladov na straty pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v eurách v
roku t vypočítané podľa vzorca
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, vypočítané
ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a
t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva
za rok t,
b)
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, vypočítané ako
ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2,
očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za
rok t.
(5)
Priemerná cena za prenos elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy na rok t v eurách na jednotku množstva CPit sa uplatňuje na jednotku množstva elektriny odobratej z distribučnej sústavy i-tého
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy iným prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy za mesiac na všetkých napäťových úrovniach a vypočíta sa podľa
vzorca
C
P
t
i
=
R
K
P
t
x
C
R
K
t
V
y
s
t
E
T
R
V
V
N
+
1
,
t
+
P
E
t
+
P
S
s
t
r
a
t
y
t
kde
a)
RKPt je rezervovaná kapacita v MW na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
b)
CRKt je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na MW na rok t uplatňovaná pre
príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy 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
pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom
prenosovej sústavy,
e)
PSstratyt je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy.
(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 a prenesenú elektrinu
v roku t, určené na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny na rok t, vypočítaná podľa vzorca
C
P
E
V
V
N
+
1
,
t
=
R
K
P
t
×
C
R
K
t
+
K
P
t
+
O
P
N
P
t
V
y
s
t
E
T
R
V
V
N
+
1
,
t
+
P
E
t
+
P
S
s
t
r
a
t
y
t
kde
a)
RKPt je rezervovaná kapacita v MW na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
b)
CRKt je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na MW na rok t uplatňovaná pre príslušného
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy 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
pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom
prenosovej sústavy,
e)
OPNPt sú ostatné plánované náklady prenosu súvisiace s odberom elektriny zo susednej regionálnej
distribučnej sústavy v eurách na rok t,
f)
PSstratyt je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
g)
KPt je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách
pre rok t, 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 – VystETRVVN+1,t–2) × (PEt–2 + PSstratyt–2) + OSNPt–2,
kde
1a.
SVystETRVVN+1 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej
napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
1b.
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 pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom
prenosovej sústavy,
1d.
PSstratyt-2 je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny v roku t-2 uplatňovaná pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
1e.
OSNPt-2 sú ostatné skutočné náklady na prenos elektriny za rok t-2, ktoré predstavujú platbu
za odber elektriny z inej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, ktoré sa vypočítajú
podľa vzorca
kde
1ea.
CPi,t-2 je priemerná cena za prenos i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy
na rok t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny,
1eb.
SVstEPDSi,t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 vstupujúce
do distribučnej sústavy regulovaného subjektu zo susednej regionálnej distribučnej
sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
1ec.
OPNPt sú ostatné plánované náklady prenosu súvisiace s odberom elektriny zo susednej regionálnej
distribučnej sústavy v eurách na rok t,
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,
2c.
CPDHN,t-2 je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny bez
strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t-2, vypočítaná ako aritmetický priemer ceny za prístup do
prenosovej sústavy a prenos elektriny bez strát pri prenose v roku t-2.
§26
(1)
Tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny CSDHN,t pre rok t sa uplatňuje za nameraný odber elektriny z distribučnej sústavy určeným
meradlom prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny
a vypočíta sa postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim
od napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia podľa vzorca
C
S
D
H
N
,
t
=
V
V
S
D
H
N
,
t
V
y
s
t
E
H
N
,
t
kde
a)
VVSDHN,t sú náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny pre rok t 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 elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej
úrovni VVSDHN,t pre rok t v eurách pozostávajúce z alikvotnej časti nákladov za straty elektriny
pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty
elektriny 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)
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)
CSDHN+1,t pre rok 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 napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa
za straty na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny CSDVVN+1,t rovná 0,
c)
CSHDHN,t je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t určená podľa odseku 3.
(3)
Cena za straty elektriny 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
+
F
D
S
H
N
,
t
V
y
s
t
E
H
N
,
t
kde
a)
PMSEHN,t je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva
elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t určené podľa odseku 4,
b)
PCSESt je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách
na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
P
C
S
E
S
t
=
C
E
P
X
E
,
t
×
1
+
k
t
100
%
+
O
t
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu EEX-PXE Slovakian
Power Futures Baseload Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre rok t =
2025 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1 a pre roky t = 2026 a nasledujúce
roky za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je najviac 6 %,
3.
Ot sú určené plánované náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na odchýlku
súvisiace s diagramom strát elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku
t, podľa metodiky výpočtu nákladov na odchýlku, ktorá je uvedená v prílohe č. 7,
c)
FDSHN,t je faktor strát pri distribúcii elektriny na jednotku množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni na rok t v eurách, ktorý sa prvýkrát uplatní v roku t = 2026 a vypočíta
podľa vzorca
kde
1.
CSHDHN,t-2 je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,
2.
VystEHN,t-2 je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,
3.
VystESHN,t-2 je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,
4.
PCSESt-2 je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách
na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
PMSEHN,t-2 je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva
elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2,
6.
PMSESHN,t-2 je skutočné množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t-2,
(4)
Povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
PlMSEHN,t je celkové plánované množstvo strát elektriny pri distribúcii elektriny v jednotkách
množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t, vypočítané ako ročný aritmetický
priemer súčtu skutočného množstva strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni za roky t-3 a t-2 a očakávaného množstva strát elektriny pri distribúcii
elektriny na príslušnej napäťovej úrovni za rok t-1,
b)
XSHN,t je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v percentách;
na roky t = 2023 až t = 2027 sa určí podľa odseku 5.
(5)
Hodnota faktora efektívnosti strát XSHN,t na príslušnej napäťovej úrovni v percentách sa pre regionálne distribučné sústavy
určuje takto:
| Pre napäťovú úroveň: | XSHN,t |
| veľmi vysokého napätia | 0,01 % |
| vysokého napätia | 1,0 % |
| nízkeho napätia | 2,0 % |
§27
Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom
miestnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky
vykonávania regulovaných činností
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 20 a § 28 sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré
sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje nevyhnutné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie
elektriny, počet odberných miest v členení podľa jednotlivých sadzieb,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na rok t až t+2,
d)
výpočty a údaje podľa odsekov 3 až 20 a § 28 týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa
miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za
prevádzkovanie sústavy,
e)
podklady podľa prílohy č. 10,
f)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny,
g)
zoznam prevádzok, pre ktoré má návrh ceny platiť, v súlade s platným povolením na
podnikanie v energetike.
(3)
Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku
2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.
Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 10 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť
tabuľkového editora.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia
podľa § 17 ods. 1 a 2 zákona o regulácii.
(5)
V roku t môže regulovaný subjekt použiť tarify za distribúciu elektriny prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, do ktorej je pripojený, vrátane podmienok pridelenia jednotlivých
taríf (ďalej len „prevzaté tarify“). Ak regulovaný subjekt nepoužije v roku t-1 prevzaté
tarify za distribúciu elektriny, môže použiť prevzaté tarify v roku t len vtedy, ak
preukáže, že za roky t-2 a t-1 mu nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny
alebo, že prebytok výnosov vysporiadal užívateľom pripojeným do jeho distribučnej
sústavy.
(6)
Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify od príslušného prevádzkovateľa regionálnej
distribučnej sústavy, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny a tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny na rok t sa určí
podľa § 28.
(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, prevzaté tarify, ktoré regulovaný subjekt
uplatňuje jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania
jednotlivých taríf a údaje podľa prílohy č. 10 tabuľky č. 8.
(8)
Za regulovaný subjekt, ktorý predloží vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla
roku t oznamuje
a)
množstvo elektriny distribuovanej odberateľom elektriny v domácnosti, odberateľom
elektriny mimo domácnosti, ako aj prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy,
pripojených do príslušnej miestnej distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny
v roku t-1,
b)
množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného
územia z vlastnej výroby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1,
c)
množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej
priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy
iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku
t-1,
d)
vlastná spotreba elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, zníženej
o objem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny
v roku t-1,
e)
skutočné náklady za distribúciu elektriny v eurách v roku t-1.
(9)
Na reguláciu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová
úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň
vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi vysokého
napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu nízkeho
napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.
(10)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do
distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri
distribúcii elektriny sa určuje maximálne vo výške 0,7. Medziročná zmena podielu výnosov
z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny
na rok t sa určuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu výnosov z platieb
za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t-1.
(11)
Užívateľom miestnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za prístup do distribučnej
sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia
do miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy za
rezervovanú kapacitu, pričom ak je
a)
dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita
v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu
v odbernom mieste podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa miestnej distribučnej
sústavy na mesačnej báze a platba za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na
mesačnej báze,
b)
dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste menšia ako rezervovaná kapacita
v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom
mieste určená podľa odseku 14 písm. a) alebo odseku 14 písm. b) prvého bodu, vo výške
tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená
a platba za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na mesačnej báze.
(12)
Ak užívateľ miestnej distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste
súčasne v jednom mieste pripojenia do miestnej distribučnej sústavy odoberá a dodáva
elektrinu do sústavy pri prevádzke dopravných prostriedkov elektrickej trakcie, alebo
prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným
výkonom do 1 MW, alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň, alebo prevádzkuje
certifikované zariadenia výlučne na poskytovanie podporných služieb prevádzkovateľovi
prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny a preukáže
poskytovanie podporných služieb, neuhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej
sústavy platbu za prístup do distribučnej sústavy podľa odseku 15, ak predloží prevádzkovateľovi
miestnej distribučnej sústavy potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí
podporných služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do piateho dňa nasledujúceho
mesiaca. Ak toto potvrdenie prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy užívateľ
regionálnej distribučnej sústavy v uvedenej lehote nepredloží, prevádzkovateľom miestnej
distribučnej sústavy sa vyfakturuje dohodnutá rezervovaná kapacita za príslušný mesiac.
(13)
Maximálna rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste je ustanovená v osobitnom predpise.35)
(14)
Rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste v miestnej distribučnej sústave sa užívateľmi
sústavy neobjednáva a je 20 % z
a)
maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení elektroenergetického
zariadenia do distribučnej sústavy alebo
b)
hodnoty celkového inštalovaného výkonu elektroenergetického zariadenia, ak elektroenergetické
zariadenie nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení elektroenergetického zariadenia do regionálnej
distribučnej sústavy.
(15)
Užívateľom sústavy sa uhrádza platba za prístup do distribučnej sústavy za odovzdávacie
miesto v distribučnej sústave prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy za rezervovanú
kapacitu v odovzdávacom mieste, určená podľa odseku 14 písm. a) alebo písm. b), vo
výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia
úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného
prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Výrobca elektriny si neobjednáva rezervovanú
kapacitu.
(16)
Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, platba za prístup
do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom
elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa § 15 ods. 8 z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia
na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného
výkonu zariadenia na výrobu elektriny; ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je
uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy,
platba za prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza vo výške tarify za rezervovanú
kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy, do ktorej je miestna
distribučná sústava pripojená. Výrobca elektriny si neobjednáva rezervovanú kapacitu.
(17)
Rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna
rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou hlavného ističa pred elektromerom
alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na hodnotu
elektrického prúdu 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.
(18)
Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za
prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení
pripojenia odberateľa elektriny štandardným pripojením.
(19)
Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím
vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy.
Pri pripojení odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie
elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do miestnej
distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá
je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ
elektriny sústavy si určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie
napájacie vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka.
(20)
Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa
elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy
určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej
je ďalšie napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo
výške 100 % z tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie
napájacie vedenie pripojené a cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny za štandardné pripojenie tým nie je dotknutá. Za nadštandardnú distribúciu
elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave
zaslučkovaním.
§28
(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
kde
a)
EONVt sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny
v roku t v eurách okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny
pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa
sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
b)
EONEt sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny
v roku t v eurách, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát elektriny
pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný
subjekt pripojený,
c)
PVDt-2 je celkový skutočný objem výnosov v roku t-2 v eurách nesúvisiacich s vykonávaním
regulovanej činnosti využívaním prevádzkových aktív nevyhnutne využívaných na distribúciu
elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a
distribúciu elektriny v roku t,
d)
QDt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
e)
QSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej
spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny
vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
f)
QSDSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa
vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva
elektriny v roku t,
g)
PZt je plánovaný maximálny primeraný zisk na rok t v eurách vo výške najviac 3,00 eura
na jednotku množstva distribuovanej elektriny vypočítaný podľa vzorca
P
Z
t
=
R
A
B
H
N
,
S
T
,
t
×
W
A
C
C
×
K
D
Z
Q
D
t
+
Q
S
t
+
Q
S
D
S
t
kde
1.
RABHN,ST,t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni
v eurách a sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s
regulovanou činnosťou na rok t a vypočíta sa
1a.
pre rok t = 2025 podľa vzorca
RABHN,ST,t = RABHN,2023 – MHN,2023,
kde
1aa.
RABHN,2023 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu v eurách,
ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku regulovaného subjektu k 31. decembru
2023 na príslušnej napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť, vrátane pozemkov
v pôvodných obstarávacích hodnotách,
1ab.
MHN,2023 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,2023 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr,
1b.
pre rok t = 2026 podľa vzorca,
RABHN,ST,t = RABHN,2024 – MHN,2024,
kde
1ba.
RABHN,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu v eurách,
ktorá zodpovedá hodnote majetku regulovaného subjektu k 31. decembru 2024 na príslušnej
napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého
posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie
podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách,
1bb.
MHN,2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,2024 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr,
1c.
pre rok t = 2027 a nasledujúce roky podľa vzorca
kde
1ca.
RABHN,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu v eurách,
ktorá zodpovedá hodnote majetku regulovaného subjektu k 31. decembru 2024 na príslušnej
napäťovej úrovni využívaného na regulovanú činnosť, určenej na základe znaleckého
posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie
podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,
1cb.
MHN,2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,2024 v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,
1cc.
RABHN,n je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu, ktorá
zodpovedá hodnote majetku, na príslušnej napäťovej úrovni v eurách, zaradená do užívania
na regulovanú činnosť v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách
bez vplyvu precenenia,
1cd.
MHN,n je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív na príslušnej napäťovej úrovni RABHN,n v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, alebo iných grantov a
štátnych podpôr, nevyhnutne využívaná na regulovanú činnosť,
1ce.
SOHN,n je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách, ktorá zodpovedá
výške regulačných odpisov regulovaného subjektu v roku n-1 z majetku na príslušnej
napäťovej úrovni zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2, určená na
základe prílohy č. 1,
2.
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa
§ 5,
3.
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou, ktorý sa určuje v intervale od 0,80 do 1,00 a vypočíta sa podľa vzorca
kde
ak je výsledok podielu
vyšší alebo sa rovná 0,7, tak KDZ = 1,00,
menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak KDZ = 0,97,
menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak KDZ = 0,94,
menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak KDZ = 0,91,
menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak KDZ = 0,88,
menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak KDZ = 0,85,
menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak KDZ = 0,82,
menší ako 0,1, tak KDZ = 0,80,
kde
3a.
INVt-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť regulovaného subjektu
v roku t-2 v eurách,
3b.
PRSziskt-2 je regulovaný zisk regulovaného subjektu po zdanení v roku t-2 v eurách, ktorý sa
vypočíta podľa vzorca
PRSziskt–2 = (RABST,t–2 × WACCt–2) × (1 – SOOPROt–2) × (1 – daň z príjmovt–2),
kde
3ba.
RABST,t-2 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2,
3bb.
WACCt-2 je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená na rok t-2
podľa § 5,
3bc.
SOOPROt-2 je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných
odvetviach v roku t-2, ustanovenej podľa osobitného predpisu,24)
3bd.
daň z príjmovt-2 je hodnota sadzby dane z príjmov právnických osôb v roku t-2,
3c.
PRSodpisyt-2 je hodnota regulovaných odpisov regulovaného subjektu v roku t-2 v eurách, ktorá
sa vypočíta podľa vzorca
PRSodpisyt–2 = Ot–2 + POt–2 + FINVPt–2,
kde
3ca.
Ot-2 je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu za regulovanú činnosť
v eurách na rok t-2,
3cb.
POt-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách
v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku
t-3,
3cc.
FINVPt-2 je faktor investícií v eurách na rok t-2,
3d.
INVAEG,t-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť regulovaného subjektu
v roku t-2 v eurách, ktoré boli financované zo zdrojov Európskej únie alebo iných
grantov a štátnych podpôr,
4.
QDt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
5.
QSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej
spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny
vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
6.
QSDSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa
vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva
elektriny v roku t,
h)
KAt je faktor vyrovnania maximálnej ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci
skutočnosť za rok t-2 a vypočíta sa podľa vzorca
kde
1.
STRDt-2 sú skutočné výnosy za distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách okrem nákladov na
obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny,
2.
TRDt-2 sú schválené výnosy za distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách okrem nákladov na
obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny,
3.
SEONVt-2 sú skutočné 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,
4.
EONVt-2 sú schválené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách
okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny
a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy,
do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
5.
SEONEt-2 sú skutočné ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách,
ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii
od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
6.
EONEt-2 sú schválené ekonomicky oprávnené náklady na distribúciu elektriny v roku t-2 v eurách,
ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii
od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,
7.
QDt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
8.
QSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej
spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny
vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
9.
QSDSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa
vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva
elektriny v roku t.
(2)
Maximálna cena At určená podľa odseku 1 sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny tak, že vážený priemer taríf týchto sadzieb neprekročí
maximálnu cenu At. Sadzba za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa skladá z tarify
za rezervovanú kapacitu a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto
sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.
(3)
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, podľa vzorca
C
S
D
H
N
,
t
=
V
V
S
D
H
N
,
t
V
y
s
t
E
H
N
,
t
kde
a)
VVSDHN,t sú náklady za straty elektriny 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
V
y
s
t
E
H
N
,
t
=
V
y
s
t
E
O
H
N
,
t
+
V
y
s
t
E
T
R
H
N
,
t
kde
1.
VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované
na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny, 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.
(4)
Náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej
úrovni VVSDHN,t v roku t v eurách zložené 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 0,
b)
VystETRHN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň,
c)
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.
(5)
Cena za straty elektriny 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
+
F
D
S
H
N
,
t
V
y
s
t
E
H
N
,
t
kde
a)
PCSESt je určená cena elektriny na pokrytie 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
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu EEX-PXE Slovakian
Power Futures Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre roky t = 2025 za
obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1 a pre rok t = 2026 a nasledujúce
roky za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac
6 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny
na rok t,
3.
Ot sú určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s diagramom
strát elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, určené ako aritmetický
priemer určených plánovaných nákladov na odchýlku súvisiace s diagramom strát elektriny
na rok t prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav, v eurách na jednotku
množstva elektriny,
b)
PMSEHN,t je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni v roku t a vypočíta sa podľa vzorca
P
M
S
E
H
N
,
t
=
V
s
t
E
H
N
,
t
×
P
P
S
C
H
N
100
%
kde
1.
VstEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce
do príslušnej napäťovej úrovne v roku t z nadradenej distribučnej sústavy, cez transformáciu
z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na danú napäťovú
úroveň, z prítokov elektriny z iných miestnych distribučných sústav,
2.
PPSCHN je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni
v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy, pričom,
2a.
ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia, je najviac
2aa.
0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,
2ab.
2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2ac.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
2b.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia, je najviac
2ba.
2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2bb.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
2c.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, je najviac 1 % na napäťovej
úrovni nízkeho napätia.
c)
FDSHN,t je faktor strát pri distribúcii elektriny na jednotku množstva elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni na rok t v eurách, ktorý sa prvýkrát uplatní v roku t = 2026 a vypočíta
podľa vzorca
kde
1.
CSHDHN,t-2 je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,
2.
VystEHN,t-2 je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,
3.
VystESHN,t-2 je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t-2,
4.
PCSESt-2 je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách
na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
PMSEHN,t-2 je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva
elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t-2,
d)
VystEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne v roku t.
(6)
Hodnota percenta strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej
úrovni PPSCHN sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je z pohľadu množstva strát elektriny pri
distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni alebo z pohľadu množstva distribuovanej
elektriny na príslušnej napäťovej úrovni 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
KAt v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci skutočnosť za rok t-2
sa rovná nule.
§29
Cenová regulácia pripojenia do sústavy a niektoré podmienky vykonávania regulovaných
činností
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 30 až 35 sa vzťahuje na pripojenie odberného miesta a odovzdávacieho miesta do sústavy.
(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 na rok t až t+2,
c)
výpočty a údaje podľa § 30 až 35, ktoré sa týkajú pripojenia odberných a odovzdávacích miest účastníkov trhu s elektrinou
do sústavy,
d)
údaje nevyhnutné na určenie ceny za pripojenie podľa prílohy č. 11,
e)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku
2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.
Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 11 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť
tabuľkového editora.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia
podľa § 17 ods. 1 a 2 zákona o regulácii.
§30 Cenová regulácia pripojenia do prenosovej sústavy
(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 elektroenergetickými 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 o pripojenie do prenosovej sústavy sa rozdelia medzi príslušných prevádzkovateľov
sústav takto:
a)
podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 50 % nákladov,
b)
podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 50 % nákladov.
(3)
Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy, na základe žiadosti prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, ktoré nie je prevádzkované v základnom zapojení sústavy, sú
považované za náklady na pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy s osobitnými
nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny a sú v plnej sume hradené prevádzkovateľom
distribučnej sústavy.
(4)
Náklady podľa odsekov 2 a 3 zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej
sústavy potrebných pre pripojenie žiadateľa vrátane jeho dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho informačného systému, elektrických ochrán,
telekomunikačných, prenosových, meracích a regulačných zariadení, monitorovacích a
informačných systémov technológie a zariadení vlastnej spotreby,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetických
zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vyvolanými úpravami elektroenergetických
zariadení prenosovej sústavy vrátane súvisiacich stavebných objektov.
(5)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe
nákladov podľa odseku 4, 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
podľa technických podmienok. Elektroenergetické zariadenia patriace k distribučnej
sústave sa vybudujú prevádzkovateľom distribučnej sústavy podľa technických podmienok.
(6)
Elektroenergetické zariadenie alebo odberné elektrické zariadenie výrobcu elektriny,
prevádzkovateľa zariadenie na uskladňovanie elektriny alebo koncového odberateľa elektriny
(ďalej len „žiadateľ“) 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 odbernými elektrickými
zariadeniami alebo elektroenergetickými zariadeniami žiadateľa sa určuje prevádzkovateľom
prenosovej sústavy.
(7)
Preukázané skutočné náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy žiadosťou
žiadateľa o pripojenie, zabezpečenie požadovaného príkonu nových elektroenergetických
zariadení alebo úpravy existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa
prenosovej sústavy sa uhrádzajú žiadateľom.
(8)
Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe
nákladov podľa odseku 4 od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení alebo
odberných elektrických zariadení žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej
sústavy až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave.
(9)
Elektroenergetické zariadenie patriace do prenosovej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom
prenosovej sústavy podľa technických podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy.
(10)
Na cenovú reguláciu pripojenia do prenosovej sústavy sa za nové pripojenie odberného
miesta alebo odovzdávacieho miesta do prenosovej sústavy nepovažuje odpojenie odberného
miesta alebo odovzdávacieho miesta od prenosovej sústavy a jeho opätovné pripojenie
do prenosovej sústavy počas platnosti zmluvy o pripojení z dôvodu modernizácie alebo
úpravy elektroenergetických zariadení používaných na prenos elektriny do tohto odberného
miesta alebo odovzdávacieho miesta. Výpočet ceny za opätovné pripojenie odberného
miesta alebo odovzdávacieho miesta do prenosovej sústavy sa použije primerane a môže
zohľadňovať len zvýšenie technického dimenzovania pripojenia odberného miesta alebo
odovzdávacieho miesta.
(11)
Na účely cenovej regulácie pripojenia do prenosovej sústavy sa odpojenie odberného
miesta alebo odovzdávacieho miesta od prenosovej sústavy po skončení platnosti zmluvy
o pripojení a jeho opätovné pripojenie do prenosovej sústavy považuje za nové pripojenie
odberného miesta alebo odovzdávacieho miesta do prenosovej sústavy.
(12)
Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do prenosovej sústavy pri zmene existujúceho užívateľa
prenosovej sústavy bez zvýšenia technického dimenzovania pripojenia sa cena za pripojenie
alebo náklady za pripojenie neúčtujú. Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do prenosovej
sústavy pri zmene existujúceho užívateľa prenosovej sústavy so zvýšením technického
dimenzovania pripojenia sa cena za pripojenie alebo náklady za pripojenie uhrádzajú
len za rozdiel medzi pôvodnou a požadovanou hodnotou technického dimenzovania pripojenia.
§31 Cenová regulácia pripojenia do distribučnej sústavy
(1)
Elektroenergetické zariadenie alebo odberné elektrické zariadenie žiadateľa alebo
prevádzkovateľa pripojovanej distribučnej sústavy k distribučnej sústave je možné
pripojiť do distribučnej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných podmienok
prevádzkovateľa distribučnej sústavy tak, že je zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť
a stabilita prevádzky distribučnej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami
distribučnej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami alebo odbernými elektrickými
zariadeniami žiadateľa sa určí prevádzkovateľom distribučnej sústavy.
(2)
Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie maximálnej rezervovanej
kapacity budovaním nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich
elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyvolané pripojením
zariadení žiadateľa, sa zahrnú do výpočtu ceny za pripojenie uhrádzanej žiadateľom
pre pripojenie na napäťovej úrovni
a)
od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane podľa § 33 ods. 1,
b)
od 1 kV vrátane do 52 kV podľa § 34 ods. 1,
c)
do 1 kV podľa § 35 ods. 1.
(3)
Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie požadovanej maximálnej
rezervovanej kapacity na pripojenie elektroenergetického zariadenia alebo odberného
elektrického zariadenia žiadateľa prostredníctvom odberného miesta alebo odovzdávacieho
miesta do distribučnej sústavy zahŕňajú
a)
náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej
sústavy potrebných pre pripojenie žiadateľa vrátane ich dopravy na určené miesto,
b)
náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,
c)
náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho informačného systému, inteligentného meracieho
systému, elektrických ochrán, telekomunikačných, distribučných, meracích a regulačných
zariadení, monitorovacích a informačných systémov technológie a zariadení vlastnej
spotreby,
d)
náklady na montáž,
e)
iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním, výstavbou a pripojením elektroenergetických
zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane súvisiacich stavebných objektov
a náklady od prevádzkovateľa sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený.
(4)
Ak žiadateľ požaduje zvýšenie existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom
alebo odovzdávacom mieste, cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej
kapacity odberného alebo odovzdávacieho miesta sa vypočíta z rozdielu požadovanej
a existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom alebo odovzdávacom mieste.
(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 distribučnej sústavy nedohodne
inak. Ak sa znížená maximálna rezervovaná kapacita nevyužíva odberateľom elektriny
ani ďalších 12 mesiacov po jej znížení prevádzkovateľom distribučnej sústavy, jednostranne
sa zníži na skutočne využívanú hodnotu za posledných 12 mesiacov, ak prevádzkovateľ
distribučnej sústavy o zmene informuje odberateľa elektriny najneskôr 15 dní vopred,
pričom za skutočne využívanú hodnotu sa považuje aj nulová hodnota odberu elektriny.
Na základe žiadosti odberateľa elektriny, ktorému bola znížená maximálna rezervovaná
kapacita, o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity sa táto
kapacita opätovne odberateľovi elektriny, ktorému bola znížená maximálna rezervovaná
kapacita, bezodplatne pridelí. Podmienkou na bezodplatné opätovné pridelenie maximálnej
rezervovanej kapacity je predloženie žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej
rezervovanej kapacity odberateľom elektriny do 12 mesiacov od zníženia maximálnej
rezervovanej kapacity podľa prvej vety, ak prevádzkovateľ distribučnej sústavy disponuje
dostatočnou kapacitou. Ak prevádzkovateľ distribučnej sústavy nedisponuje dostatočnou
kapacitou na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, odberateľ elektriny uhrádza
cenu za pripojenie. Ak žiadateľ o pripojenie nezačne odoberať elektrinu z distribučnej
sústavy počas 12 mesiacov, odkedy má možnosť pripojiť sa do distribučnej sústavy,
zníži sa maximálna rezervovaná kapacita na úroveň 0 kW. Odberateľ elektriny môže požiadať
prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zníženie maximálnej rezervovanej kapacity.
Tejto žiadosti sa vyhovie, ak sú splnené technické podmienky vydané prevádzkovateľom
distribučnej sústavy odberateľovi elektriny, ktoré súvisia výhradne s úpravou fakturačného
merania; táto zmena sa nespoplatňuje. Ak odberateľ elektriny požiadal prevádzkovateľa
distribučnej sústavy o zníženie maximálnej rezervovanej kapacity, pri žiadosti o jej
opätovné zvýšenie sa uplatní cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej
kapacity, ak sa nepostupuje podľa nasledujúcej vety. Odberateľ elektriny pripojený
do regionálnej distribučnej sústavy na napäťovej úrovni vysokého napätia alebo veľmi
vysokého napätia, ktorý požiada prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy o
zníženie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste po 30. júni 2024, môže
najneskôr do 31. decembra 2025 jedenkrát požiadať prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy o bezplatné zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, maximálne však do výšky
pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity. Skutočnosť, že prevádzkovateľ distribučnej
sústavy nedisponuje dostatočnou kapacitou na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity,
sa preukazuje úradu výpisom zmluvne dohodnutého výkonu v zmluvách o pripojení do distribučnej
sústavy a skutočnou spotrebou elektriny za kalendárny rok t-1 v príslušnom bode pripojenia
do distribučnej sústavy.
(6)
Úhrada ceny za pripojenie sa od žiadateľa nevyžaduje pri
a)
zmene dodávateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity,
b)
zmene existujúceho užívateľa distribučnej sústavy bez zvýšenia existujúcej maximálnej
rezervovanej kapacity,
c)
opätovnom pridelení pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity odbernému elektrickému
zariadeniu so zohľadnením podmienok podľa odsekov 5,
d)
prevode zariadenia žiadateľa alebo jeho časti na iný subjekt, ak toto zariadenie
je súčasťou sústavy pôvodného vlastníka zariadenia.
(7)
Ak žiadateľ požiada o zníženie hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, pri požiadaní
o jej zvýšenie sa uplatní cena za pripojenie za navýšenie 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 iným subjektom po dohode s prevádzkovateľom distribučnej
sústavy v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa distribučnej sústavy.
(10)
Cena za pripojenie sa neuplatní, ak je užívateľ sústavy už pripojený do distribučnej
sústavy a táto distribučná sústava je prevzatá iným prevádzkovateľom distribučnej
sústavy alebo ak užívateľ sústavy žiada o pripojenie elektroenergetického zariadenia
alebo odberného elektrického zariadenia bez zvýšenia hodnoty maximálnej rezervovanej
kapacity v existujúcom odbernom alebo odovzdávacom mieste pripojenom do distribučnej
sústavy.
(11)
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. Nadštandardné pripojenie užívateľa sústavy znamená, že elektroenergetické
zariadenie alebo odberné elektrické 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.
(12)
Na účely cenovej regulácie pripojenia do distribučnej sústavy sa odpojenie odberného
miesta alebo odovzdávacieho miesta od distribučnej sústavy po skončení platnosti zmluvy
o pripojení a jeho opätovné pripojenie do distribučnej sústavy považuje za nové pripojenie
odberného miesta alebo odovzdávacieho miesta do distribučnej sústavy s povinnosťou
úhrady ceny za pripojenie do distribučnej sústavy. Na účely cenovej regulácie pripojenia
do distribučnej sústavy sa za nové pripojenie odberného miesta alebo odovzdávacieho
miesta do distribučnej sústavy nepovažuje odpojenie existujúceho odberného miesta
alebo odovzdávacieho 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 alebo odovzdávacieho miesta.
Výpočet ceny za opätovné pripojenie odberného miesta alebo odovzdávacieho miesta do
distribučnej sústavy sa použije primerane a môže zohľadňovať len zvýšenie maximálnej
rezervovanej kapacity odberného miesta alebo odovzdávacieho miesta.
(13)
Pri pripojení zariadenia na uskladňovanie elektriny v novom odbernom mieste a odovzdávacom
mieste sa cena za pripojenie uplatní len za vyššiu z hodnôt maximálnej rezervovanej
kapacity pre odber elektriny z distribučnej sústavy a pre dodávku elektriny do distribučnej
sústavy. Pri pripojení zariadenia na uskladňovanie elektriny v existujúcom odbernom
mieste alebo odovzdávacom mieste sa cena za pripojenie uplatní, len ak požadovaná
maximálna rezervovaná kapacita odberu elektriny z distribučnej sústavy alebo dodávku
elektriny do distribučnej sústavy je vyššia ako existujúca maximálna rezervovaná kapacita
na odber elektriny z distribučnej sústavy alebo dodávku elektriny do distribučnej
sústavy. Cena za pripojenie sa vypočíta z rozdielu požadovanej a existujúcej maximálnej
rezervovanej kapacity v odbernom alebo odovzdávacom mieste.
§32
(1)
Maximálna cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny žiadateľa o pripojenie do distribučnej sústavy, ktorý uzatvorí zmluvu o
pripojení do distribučnej sústavy s prevádzkovateľom distribučnej sústavy po nadobudnutí
účinnosti tejto vyhlášky, najneskôr však do 31. decembra 2025 vrátane, a preukáže
pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny
úspešnou funkčnou skúškou najneskôr do dvoch rokov od uzatvorenia zmluvy o pripojení
do distribučnej sústavy, a je určená na hodnotu
a)
30 % maximálnej ceny za pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV
vrátane vypočítanej podľa § 33,
b)
30 % maximálnej ceny za pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV vypočítanej
podľa § 34,
c)
30 % maximálnej ceny za pripojenie na napäťovej úrovni do 1 kV, vypočítanej podľa
§ 35.
(2)
Žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny do distribučnej sústavy spĺňajúcim podmienku uzatvorenia zmluvy o pripojení
s prevádzkovateľom distribučnej sústavy najneskôr do 31. decembra 2025 sa uhradí cena
za pripojenie do distribučnej sústavy určená podľa § 33 až 35. Po splnení podmienky preukázania pripojenia zariadenia na výrobu elektriny alebo
zariadenia na uskladňovanie elektriny do distribučnej sústavy úspešnou funkčnou skúškou
najneskôr do dvoch rokov od uzatvorenia zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy,
sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy vráti časť uhradenej ceny za pripojenie žiadateľovi
o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny
najneskôr do 30 dní od vykonania úspešnej funkčnej skúšky tak, aby konečná cena za
pripojenie žiadateľa o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia
na uskladňovanie elektriny do distribučnej sústavy bola v súlade s odsekom 1 písm.
a) až c).
(3)
Maximálna cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny žiadateľa o pripojenie do distribučnej sústavy, ktorý uzatvorí zmluvu o
pripojení s prevádzkovateľom distribučnej sústavy po 31. decembri 2025, alebo ktorý
požiada o pripojenie do distribučnej sústavy po 31. decembri 2025, sa určuje podľa
§ 33 až 35.
§33
(1)
Maximálna cena za pripojenie CpVVN pri pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110
kV vrátane alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave
na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane zahŕňa náklady na výstavbu
požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy
a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave na
napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV vrátane a v prenosovej sústave na zabezpečenie
požadovanej maximálnej rezervovanej kapacity v eurách, a vypočíta sa podľa vzorca
C
p
V
V
N
=
N
V
V
N
×
k
o
P
D
×
P
M
R
K
kde
a)
NVVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiace s výstavbou elektroenergetických
zariadení na zabezpečenie požadovanej maximálnej rezervovanej kapacity žiadateľov
a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave za predchádzajúcich
päť kalendárnych rokov v eurách,
b)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kW,
c)
PD je disponibilná kapacita na pripojenie v kW vytvorená výstavbou a nevyhnutnými úpravami
elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej
sústavy a podiele na výstavbe a nevyhnutných úpravách elektroenergetických zariadení
v prenosovej sústave na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie do distribučnej sústavy
za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,
d)
ko je koeficient spoluúčasti žiadateľa o pripojenie do distribučnej sústavy, ktorý je
v hodnote 0,5.
(2)
Pri požiadavke na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho užívateľa
sústavy sa cena za pripojenie vypočíta podľa odseku 1 a uplatní sa na rozdiel požadovanej a existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity
podľa § 31 ods. 4 alebo ods. 13 druhej a tretej vety.
(3)
Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili pripojenia nových
užívateľov sústavy, použije sa na určenie maximálnej ceny za pripojenie výpočet podľa
odseku 1, kde
a)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kW,
b)
NVVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na navýšenie maximálnej rezervovanej
kapacity pripojenia existujúcich užívateľov sústavy a súvisiace úpravy v distribučnej
sústave a prenosovej sústave v eurách.
(4)
Ak sa elektroenergetické zariadenie alebo odberné elektrické zariadenie žiadateľa
pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej
kapacity existujúceho užívateľa sústavy v miestnej distribučnej sústave, maximálna
cena za pripojenie zahŕňa náklady na pripojenie požadovaného elektroenergetického
zariadenia alebo odberného elektrického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej
sústavy, maximálnu cenu za pripojenie určenú podľa odseku 1 a vyvolané náklady na
pripojenie v prenosovej sústave. Maximálna cena za pripojenie do miestnej distribučnej
sústavy, do ktorej je elektroenergetické zariadenie užívateľa sústavy pripojené, sa
uhrádza užívateľom sústavy alebo žiadateľom prevádzkovateľovi miestnej distribučnej
sústavy.
(5)
Ak žiadateľ o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny, do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV
vrátane, ktorého zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny sa pripája do sústavy cez existujúce odberné miesto, cena za pripojenie
tohto zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny sa
vypočíta podľa odseku 1 a hodnota maximálnej rezervovanej kapacity žiadateľa o pripojenie
PMRK, na ktorú sa uplatňuje maximálna cena za pripojenie sa rovná rozdielu medzi požadovanou
maximálnou rezervovanou kapacitou zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia
na uskladňovanie elektriny a hodnotou súčasnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho
odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia
na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny je menšia alebo rovná
hodnote doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta,
hodnota maximálnej rezervovanej kapacity PMRK, na ktorú sa uplatňuje cena za pripojenie, je 0.
(6)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny,
ktoré dodáva elektrinu do miestnej distribučnej sústavy, 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 pripojeného do miestnej distribučnej
sústavy alebo maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na uskladňovanie
elektriny pre dodávku elektriny 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 určenú podľa osobitného
predpisu.36)
(7)
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 žiadateľa pripája.
Maximálna cena za pripojenie sa vypočíta podľa odseku 1.
(8)
Maximálna cena za pripojenie do distribučnej sústavy CpVVN 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 do distribučnej sústavy CpVVN 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.
(9)
Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od
52 kV vrátane do 110 kV vrátane pri zmene existujúceho užívateľa distribučnej sústavy
bez zvýšenia maximálnej rezervovanej kapacity sa cena za pripojenie neúčtuje. Pri
uzatváraní zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 52 kV
vrátane do 110 kV vrátane pri zmene existujúceho užívateľa distribučnej sústavy so
zvýšením maximálnej rezervovanej kapacity sa cena za pripojenie uhrádza len za rozdiel
medzi pôvodnou a požadovanou hodnotou maximálnej rezervovanej kapacity.
§34
(1)
Maximálna cena za pripojenie CpVN pri pripojení elektroenergetického zariadenia alebo odberného elektrického zariadenia
žiadateľa do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV alebo
pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave na napäťovej úrovni
od 1 kV vrátane do 52 kV zahŕňa náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického
zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických
zariadení v distribučnej sústave na zabezpečenie požadovanej maximálnej rezervovanej
kapacity v eurách, a vypočíta sa podľa vzorca
C
p
V
N
=
N
V
N
×
k
o
P
D
×
P
M
R
K
kde
a)
NVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiace s pripojením žiadateľov
do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV v roku t-1 v
eurách, ak neboli realizované pripojenia v miestnej distribučnej sústave v roku t-1,
na výpočet sa použijú skutočné hodnoty celkových nákladov prevádzkovateľa distribučnej
sústavy súvisiace s pripojením žiadateľov do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni
od 1 kV vrátane do 52 kV v roku t,
b)
PD je celkový disponibilný výkon v kW vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy, na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV do distribučnej sústavy
v roku t-1, ak neboli realizované pripojenia v miestnej distribučnej sústave v roku
t-1, na výpočet sa použijú skutočné hodnoty celkového disponibilného výkonu v kilowattoch
v roku t,
c)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kW,
d)
ko je koeficient spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorý je v hodnote 0,5.
(2)
Maximálna cena za pripojenie CpVN určená podľa odseku 1 v eurách na kW 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 CpVN v eurách na kW 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. Vo výpočte maximálnej ceny za pripojenie CpVN sa môžu znížiť vstupné parametre na zachovanie stability cien v prospech jednotlivých
užívateľov sústavy.
(3)
V roku t sa môže pri pripojení do miestnej distribučnej sústavy použiť maximálna
cena CpVN za pripojenie odberateľa elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie
elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane
do 52 kV prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná
sústava pripojená. Cena za pripojenie na rok t sa zvyšuje v porovnaní s cenou za pripojenie
na rok t-1 o index JPIt za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1.
(4)
Ak žiadateľ o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny, do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV, ktorého
zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny sa pripája
do sústavy cez existujúce odberné miesto, cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu
elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny sa vypočíta podľa odseku 1 a
hodnota maximálnej rezervovanej kapacity žiadateľa o pripojenie PMRK, na ktorú sa uplatňuje maximálna cena za pripojenie sa rovná rozdielu medzi požadovanou
maximálnou rezervovanou kapacitou zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia
na uskladňovanie elektriny a hodnotou súčasnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho
odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia
na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny je menšia alebo rovná
hodnote doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta,
hodnota maximálnej rezervovanej kapacity PMRK, na ktorú sa uplatňuje cena za pripojenie, je 0 MW.
(5)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie
elektriny, ktoré dodáva elektrinu do miestnej distribučnej sústavy, 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 alebo maximálna rezervovaná
kapacita existujúceho zariadenia na uskladňovanie elektriny pre dodávku elektriny
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 určenú podľa osobitného predpisu.36) Maximálna cena za pripojenie sa určuje podľa odseku 1.
(6)
Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od
1 kV vrátane do 52 kV pri zmene existujúceho užívateľa distribučnej sústavy bez zvýšenia
maximálnej rezervovanej kapacity sa cena za pripojenie neúčtuje. Pri uzatváraní zmluvy
o pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV pri
zmene existujúceho užívateľa distribučnej sústavy so zvýšením maximálnej rezervovanej
kapacity sa cena za pripojenie uhrádza len za rozdiel medzi pôvodnou a požadovanou
hodnotou maximálnej rezervovanej kapacity.
§35
(1)
Maximálna cena za pripojenie odberného elektrického zariadenia odberateľa elektriny
alebo odberného elektrického zariadenia a elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa
zariadenia na uskladňovanie elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej
úrovni do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave
na napäťovej úrovni do 1 kV zohľadňuje hodnotu príkonu odberného elektrického zariadenia
alebo 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 index 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 a prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny
pri pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni 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 CpNN odberateľa elektriny alebo prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny
pri pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni do 1 kV alebo pri zvýšení
maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave na napäťovej úrovni do 1 kV
na rok t sa určí alebo schváli na základe vlastného návrhu ceny prevádzkovateľa miestnej
distribučnej sústavy. Maximálna cena za pripojenie CpNN odberateľa elektriny alebo prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie 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 na napäťovej úrovni do 1 kV sa vypočíta
podľa vzorca
C
p
N
N
=
N
N
N
×
k
o
P
D
×
P
M
R
K
kde
a)
NNN sú celkové reálne vynaložené investičné náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy
súvisiace s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni do 1 kV ku dňu predloženia návrhu
ceny v eurách,
b)
PD je celkový disponibilný výkon v kW vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických
zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov
o pripojenie na napäťovej úrovni do 1 kV do distribučnej sústavy,
c)
PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kW,
d)
ko je koeficient spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorý je v hodnota 0,5.
(2)
Vo výpočte maximálnej ceny za pripojenie CpNN sa môžu znížiť vstupné parametre na zachovanie stability cien v prospech jednotlivých
užívateľov sústavy.
(3)
Cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny bez existujúceho odberného miesta sa vypočíta podľa odseku 1.
(4)
Ak žiadateľ o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie
elektriny, do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni do 1 kV, ktorého zariadenie
na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny sa pripája do sústavy
cez existujúce odberné miesto, cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny
alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny sa vypočíta podľa odseku 1 a hodnota maximálnej
rezervovanej kapacity žiadateľa o pripojenie PMRK, na ktorú sa uplatňuje maximálna cena za pripojenie sa rovná rozdielu medzi požadovanou
maximálnou rezervovanou kapacitou zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia
na uskladňovanie elektriny a hodnotou doterajšej maximálnej rezervovanej kapacity
existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity
zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny je menšia
alebo rovná hodnote súčasnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného
miesta, hodnota maximálnej rezervovanej kapacity PMRK, na ktorú sa uplatňuje cena za pripojenie, je nula.
(5)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie
elektriny, ktoré dodáva elektrinu do miestnej distribučnej sústavy, 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 alebo maximálna rezervovaná
kapacita existujúceho zariadenia na uskladňovanie elektriny pre dodávku elektriny
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 určenú podľa osobitného predpisu.36) Maximálna cena za pripojenie sa určuje vo výške určenej podľa cenového rozhodnutia
pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na rok t podľa odseku 1. Ak požadovaná
hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia
na uskladňovanie elektriny je menšia alebo rovná hodnote súčasnej maximálnej rezervovanej
kapacity existujúceho odberného miesta, hodnota maximálnej rezervovanej kapacity PMRK,
na ktorú sa uplatňuje cena za pripojenie, je nula.
(6)
Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni do
1 kV pri zmene existujúceho užívateľa distribučnej sústavy bez navýšenia maximálnej
rezervovanej kapacity sa cena za pripojenie neúčtuje, ak nový užívateľ distribučnej
sústavy doručí prevádzkovateľovi distribučnej sústavy úplnú žiadosť o pripojenie,
vrátane EIC kódu predchádzajúceho odberného miesta, do 24 mesiacov od zániku zmluvy
o pripojení do distribučnej sústavy uzatvorenej s predchádzajúcim užívateľom distribučnej
sústavy, ak zmluva o pripojení zanikla z podnetu predchádzajúceho užívateľa distribučnej
sústavy.
(7)
Pri uzatváraní zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy na napäťovej úrovni do
1 kV pri zmene existujúceho užívateľa distribučnej sústavy so zvýšením maximálnej
rezervovanej kapacity sa cena za pripojenie uhrádza len za tú časť maximálnej rezervovanej
kapacity, ktorá je rozdielom medzi pôvodnou a požadovanou maximálnou rezervovanou
kapacitou, ak nový užívateľ distribučnej sústavy doručí prevádzkovateľovi distribučnej
sústavy úplnú žiadosť o pripojenie, vrátane EIC kódu predchádzajúceho odberného miesta,
do 24 mesiacov od zániku zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy uzatvorenej s
predchádzajúcim užívateľom, z podnetu užívateľa distribučnej sústavy.
(8)
Ak nový užívateľ distribučnej sústavy, s ktorým prevádzkovateľ distribučnej sústavy
uzatvára zmluvu o pripojení podľa odsekov 6 a 7, doručí prevádzkovateľovi distribučnej
sústavy úplnú žiadosť o pripojenie, vrátane EIC kódu predchádzajúceho odberného miesta,
po uplynutí 24 mesiacov od zániku zmluvy o pripojení do distribučnej sústavy uzatvorenej
s predchádzajúcim užívateľom distribučnej sústavy, alebo ak zmluva o pripojení do
distribučnej sústavy uzatvorená s predchádzajúcim užívateľom distribučnej sústavy
zanikne z podnetu prevádzkovateľa distribučnej sústavy z dôvodu neoprávneného odberu
elektriny zo sústavy, neoprávnenej dodávky elektriny do sústavy, porušenia technických
podmienok pripojenia do distribučnej sústavy alebo z dôvodov ustanovených v osobitnom
predpise, cena za pripojenie sa uhrádza za celú maximálnu rezervovanú kapacitu požadovanú
novým užívateľom distribučnej sústavy.
§36
(1)
Ak správca bytového domu alebo spoločenstvo vlastníkov bytov a nebytových priestorov
priamo prevádzkovateľovi distribučnej sústavy alebo prostredníctvom dodávateľa elektriny
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 zraniteľnými odberateľmi elektriny v domácnosti, 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 zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti; rovnako sa postupuje aj v bytovom dome, v ktorom
sa nachádzajú telekomunikačné zariadenia poskytovateľov elektronických komunikačných
služieb poskytujúcich služby výlučne pre užívateľov bytového domu alebo technologické
zariadenia na výrobu tepla.
(2)
Ak je časť nebytového priestoru alebo časť spoločných častí a spoločných zariadení
bytového domu využívaná na podnikanie, pre ostatné časti spoločných častí a spoločných
zariadení bytového domu sa priznáva sadzba pre domácnosti, ak časť nebytového priestoru
alebo časť spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu využívaná na podnikanie
tvorí odberné miesto priamo pripojené do distribučnej sústavy, ktoré je vybavené určeným
meradlom a s uzavretou samostatnou zmluvou o dodávke elektriny alebo združenej dodávke
elektriny.
§37
Cenová regulácia dodávky elektriny zraniteľným odberateľom elektriny v domácnosti
a postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 5 a § 38 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny, ktorý dodáva elektrinu zraniteľným odberateľom
elektriny v domácnosti v roku t.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
ceny a sadzby za dodávku elektriny vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú
uplatňovať pre zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti vrátane podmienok ich
pridelenia a podmienok uplatnenia cien a sadzieb,
b)
údaje nevyhnutné na preverenie cien na rok t, t-1 a za rok t-2, najmä predpokladaný
a 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 vzťahujúce sa k výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre
zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti podľa § 38,
e)
podklady podľa prílohy č. 12,
f)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Návrh ceny sa predkladá v listinnej podobe alebo v elektronickej podobe elektronickým
podaním do elektronickej schránky, pričom podklady podľa odseku 2 písm. a), b), d)
a e) sa predkladajú vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora.
(4)
Za dodávku elektriny zraniteľným 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 môže použiť 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 môže použiť 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 môže použiť 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 dynamická sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím
systémom na základe údajov denného trhu v hodinových intervaloch zverejnených spoločnosťou
OKTE, a.s. na svojom webovom sídle.
(5)
Ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých
zložkách sadzieb sú maximálnymi cenami. Dynamická sadzba je zložená z mesačnej platby
za jedno odberné miesto NDOt podľa § 38 ods. 7 a z ceny elektriny. Ceny elektriny pri dynamickej sadzbe pre odberné
miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom sa dodávateľom elektriny uplatňujú
tak, aby vážený priemer cien za elektrinu v jednotlivých pásmach na jednotku množstva
elektriny neprekročil vo vyúčtovaní za dodávku elektriny maximálnu cenu za dodávku
elektriny vypočítanú ako súčet maximálnej ceny elektriny podľa § 38 ods. 1 a najvyššej miery primeraného zisku podľa § 38 ods. 6.
§38
(1)
Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti na
jednotku množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
C
E
t
=
C
K
t
×
1
+
k
t
100
%
+
O
t
kde
a)
CKt je referenčná cena elektriny na rok t, pričom
1.
na rok t = 2025 sa určuje vo výške 61 eur/MWh,
2.
na rok t = 2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
CKt = CK2025 × kckt,
kde
2a.
CK2025 je referenčná cena elektriny určená pre rok 2025 vo výške 61 eur/MWh,
2b.
kckt je koeficient zmeny ceny elektriny určený úradom, ktorý sa zverejní na webovom sídle
úradu do 31. júla roku t-1, ak absolútna hodnota percentuálnej zmeny ceny elektriny
CPXE za obdobie od 1. januára do 30. júna v rokoch t-2 a t-1 vypočítaných ako aritmetický
priemer denných cien zverejnených burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej
webovom sídle, v časti EEX – PXE Slovakian Power Futures, produktu Baseload, Year,
Settlement Price Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, presiahne rozdiel
20 %; hodnota kckt sa uplatní na rok t ak je absolútna hodnota percentuálnej zmeny ceny elektriny CPXE
za obdobie od 1. januára do 30. júna v rokoch t-2 a t-1 vypočítaných ako aritmetický
priemer denných cien zverejnených burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej
webovom sídle, v časti EEX – PXE Slovakian Power Futures, produktu Baseload, Year,
Settlement Price Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny od poslednej uplatnenej
korekcie koeficientu kckt kumulatívne väčšia ako 20 %; ak absolútna hodnota percentuálnej zmeny ceny elektriny
CPXE nepresiahne 20 % alebo kumulatívne 20 % pre rok t, kckt sa rovná hodnote koeficientu kckt naposledy zverejnenej úradom na webovom sídle úradu, alebo 1, ak dovtedy koeficient
nebol zverejnený,
b)
kt je koeficient na rok t v percentách zohľadňujúci diagram dodávky elektriny pre zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti v rozsahu najviac 8 %,
c)
Ot sú určené náklady na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny zraniteľným odberateľom
elektriny v domácnostiach v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t vo výške
80 % z priemeru nákladov na odchýlku prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav
vypočítanej podľa prílohy č. 7, najviac však 5,21 eura/MWh.
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 37 ods. 4 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt podľa odseku 7,
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 určený podľa odseku
6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 37 ods. 4 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt podľa odseku 7,
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 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 určený 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 odobranej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta
podľa vzorca
CENTDi = KNTDi × CEt + PZt,
kde
1.
KNTDi je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme 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 určený 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 20 % v porovnaní s hodnotou koeficientu KNTDi.
(5)
K sadzbám za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti
sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny
a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny
podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do
distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy,
do ktorej je odberné miesto zraniteľného odberateľa elektriny v domácnosti pripojené,
tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému.
(6)
Na určenie primeraného zisku pri dodávke elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny
v domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti, sa použije nižšia z hodnôt 3 eurá/MWh alebo 8
% z ceny elektriny CEt určenej podľa odseku 1.
(7)
Náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac NDOt, ktoré možno zahrnúť do sadzieb za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov
elektriny v domácnosti sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
NDOt-1 sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do sadzieb za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti
v roku t-1, najviac vo výške 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
JPIn je aritmetický priemer zverejnených hodnôt ukazovateľa „Jadrová inflácia“ za obdobie
od 1.januára roka t-1 do 30. júna roka t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického
úradu Slovenskej republiky – http://datacube.statistics.sk v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných
štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá
inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého
roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,
c)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0
%, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným
odberateľom v domácnosti na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0.
§39
Cenová regulácia dodávky elektriny zraniteľným odberateľom okrem zraniteľných odberateľov
elektriny v domácnosti a postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 5 a § 40 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny, ktorý dodáva elektrinu zraniteľným odberateľom
elektriny okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti v roku t.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
ceny a sadzby za dodávku elektriny vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú
uplatňovať pre zraniteľných odberateľov elektriny okrem zraniteľných odberateľov elektriny
v domácnosti vrátane podmienok ich pridelenia a podmienok uplatnenia cien a sadzieb,
b)
údaje nevyhnutné na preverenie cien na rok t, t-1 a za rok t-2, najmä predpokladaný
a skutočný objem dodávky elektriny zraniteľným odberateľom elektriny okrem zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti, 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 § 40 týkajúce sa dodávky elektriny zraniteľným odberateľom elektriny okrem zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti,
e)
podklady podľa prílohy č. 13,
f)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Návrh ceny sa predkladá v listinnej podobe alebo v elektronickej podobe elektronickým
podaním do elektronickej schránky, pričom podklady podľa odseku 2 písm. a), b), d)
a e) sa predkladajú vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora.
(4)
V návrhu ceny pre zraniteľných odberateľov elektriny okrem zraniteľných odberateľov
elektriny v domácnosti sa uvedú osobitne skupiny zraniteľných odberateľov elektriny
okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti v členení podľa § 2 písm. k) tretieho, piateho a ôsmeho bodu zákona o regulácii.
(5)
Za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom okrem zraniteľných odberateľov elektriny
v domácnosti 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 priamo výhrevných 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 20 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.
(6)
Ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny okrem zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých zložkách sadzieb sú maximálnymi
cenami. Dynamická sadzba je zložená z mesačnej platby za jedno odberné miesto NDMDt podľa § 40 ods. 8 a z ceny elektriny. Ceny elektriny pri dynamickej sadzbe pre odberné miesto s nainštalovaným
inteligentným meracím systémom sa dodávateľom elektriny uplatňujú tak, aby vážený
priemer cien za elektrinu v jednotlivých pásmach na jednotku množstva elektriny neprekročil
vo vyúčtovaní za dodávku elektriny maximálnu cenu za dodávku elektriny vypočítanú
ako súčet maximálnej ceny elektriny podľa § 40 ods. 1 a najvyššej miery primeraného zisku podľa § 40 ods. 5.
(7)
Pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom elektriny okrem zraniteľných odberateľov
elektriny v domácnosti sa dodávateľom elektriny pre jednotlivé odberné miesta uplatní
vhodná sadzba, ktorá zodpovedá charakteru odberu daného odberného miesta, zohľadňujúca
účel odberu elektriny zraniteľnými odberateľmi elektriny okrem zraniteľných odberateľov
elektriny v domácnosti a je v súlade s distribučnými sadzbami uplatňovanými prevádzkovateľom
distribučnej sústavy, do ktorej je dané odberné miesto pripojené.
§40
(1)
Maximálna cena za elektrinu CEMDt na účely dodávky elektriny zraniteľným odberateľom elektriny okrem zraniteľných odberateľov
elektriny v domácnosti na jednotku množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
C
E
M
D
t
=
C
E
P
X
E
,
t
1
+
k
t
100
%
+
O
t
kde
a)
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien zverejnených burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL
EUROPE) na jej webovom sídle, v časti EEX – PXE Slovakian Power Futures, produktu
Baseload, Year Settlement Price Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny a
1.
na rok 2025 sa vypočíta podľa vzorca,
CEPXE,t = 0,5 × CEPXE,t–2 + 0,5 × CEPXEt–1,
kde
1a.
CEPXE,t-2 je aritmetický priemer denných cien zverejnených burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL
EUROPE) na jej webovom sídle, v časti EEX – PXE Slovakian Power Futures, produktu
Baseload, Year, Settlement Price Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny za
obdobie od 1. októbra roku t-2 do 31. marca roku t-1 okrem posledných dvoch dní roku
t-2, v ktorých sa obchoduje na burze,
1b.
CEPXE,t-1 je aritmetický priemer denných cien zverejnených burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL
EUROPE) na jej webovom sídle, v časti EEX – PXE Slovakian Power Futures, produktu
Baseload, Year, Settlement Price Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny za
obdobie od 1. apríla roku t-1 do 30. júna roku t-1,
2.
na rok 2026 a nasledujúce roky za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku
t-1,
b)
kt je koeficient na rok t v percentách zohľadňujúci diagram dodávky elektriny pre zraniteľných
odberateľov elektriny okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti v rozsahu
najviac 8 %,
c)
Ot sú určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny
zraniteľným odberateľom elektriny okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti
v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t vo výške 80 % z priemeru nákladov
na odchýlku prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav vypočítanej podľa prílohy č. 7, najviac však 5,21 eura/MWh.
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 39 ods. 5 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDMDt podľa odseku 8,
b)
ceny za elektrinu CEMDi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
C
E
M
D
i
=
K
J
P
M
D
i
×
C
E
M
D
t
+
P
Z
t
kde
1.
KJPMDi je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 4,
2.
CEMDt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny dodanej zraniteľnému
odberateľovi elektriny okrem zraniteľného odberateľa elektriny v domácnosti určený
podľa odseku 5,
4.
i je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 39 ods. 5 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDMDt podľa odseku 8,
b)
ceny za elektrinu CEVTMDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta
podľa vzorca
C
E
V
T
M
D
i
=
K
V
T
M
D
i
×
C
E
M
D
t
+
P
Z
t
kde
1.
KVTMDi je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme určený podľa odseku 4,
2.
CEMDt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny dodanej zraniteľnému
odberateľovi elektriny okrem zraniteľného odberateľa elektriny v domácnosti určený
podľa odseku 5,
4.
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CENTMDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta
podľa vzorca
C
E
N
T
M
D
i
=
K
N
T
M
D
i
×
C
E
M
D
t
+
P
Z
t
kde
1.
KNTMDi je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme určený podľa odseku 4,
2.
CEMDt je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny dodanej zraniteľnému
odberateľovi elektriny okrem zraniteľného odberateľa elektriny v domácnosti určený
podľa odseku 5,
4.
i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.
(4)
Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPMDi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTMDi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTMDi 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 CEMDt podľa odseku 1, pričom pre koeficienty KVTMDi a KNTMDi platí, že hodnota koeficientu KVTMDi je vyššia o viac ako 20 % v porovnaní s hodnotou koeficientu KNTMDi.
(5)
Na určenie najvyššej miery primeraného zisku pri dodávke elektriny pre zraniteľných
odberateľov elektriny okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti, ktorý
je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny
okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti, sa použije nižšia z hodnôt
8 eur/MWh alebo 16 % z ceny elektriny CEMDt určenej podľa odseku 1.
(6)
K sadzbám za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom elektriny okrem zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu
elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty
elektriny pri distribúcii elektriny podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené
alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, do ktorej je odberné miesto zraniteľného odberateľa elektriny
okrem zraniteľného odberateľa elektriny v domácnosti pripojené, tarifa za systémové
služby a tarifa za prevádzkovanie systému.
(7)
Ak sa preukáže neočakávaný výrazný nárast zraniteľných odberateľov elektriny okrem
zraniteľných 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 zraniteľných odberateľov elektriny
okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti.
(8)
Náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac NDMDt, ktoré možno zahrnúť do sadzieb za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov
elektriny okrem zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti sa vypočítajú podľa
vzorca
kde
a)
NDMDt-1 sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do sadzieb za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov elektriny okrem zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti v roku t-1, pričom určená výška NDMDt-1 na rok 2024 je najviac 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
JPIn je aritmetický priemer zverejnených hodnôt ukazovateľa „Jadrová inflácia“ za obdobie
od 1. januára roka t-1 do 30. júna roka t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického
úradu Slovenskej republiky – http://datacube.statistics.sk v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných
štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá
inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého
roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,
c)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0
%, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným
odberateľom v domácnosti na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0.
§41
Cenová regulácia dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie a postup a podmienky
uplatňovania cien
(1)
Cenová regulácia dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie sa vzťahuje na
dodávku elektriny uskutočnenú dodávateľom poslednej inštancie podľa osobitného predpisu38) do odberných miest koncových odberateľov elektriny.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie vrátane ich štruktúry,
ktoré sa budú uplatňovať pre odberateľov elektriny vrátane podmienok ich pridelenia
a podmienok uplatnenia cien,
b)
výpočty a údaje podľa § 42 týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,
c)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Návrh ceny sa predkladá v listinnej podobe alebo v elektronickej podobe elektronickým
podaním do elektronickej schránky, pričom podklady podľa odseku 2 písm. a) a b) sa
predkladajú vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora.
§42
(1)
Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku
množstva elektriny CEDPIm,t sa vypočíta podľa vzorca
C
E
D
P
I
m
,
t
=
C
E
P
X
E
m
,
t
×
1
+
k
1
t
+
k
2
t
100
%
kde
a)
CEPXEm,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, v časti EEX – PXE Slovakian
Power Futures, produktu Baseload, Month, Settlement Price Cal-t v eurách na jednotku
množstva elektriny 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,
b)
k1t je koeficient na rok t v percentách zohľadňujúci diagram dodávky elektriny dodávateľom
poslednej inštancie pre odberateľov elektriny podľa osobitného predpisu39) v rozsahu najviac 10 %,
c)
k2t je koeficient na rok t v percentách zohľadňujúci obmedzenia rizika súvisiaceho s
dodávkou poslednej inštancie, ktorého výška je v rozsahu najviac 10 %.
(2)
V cenovom rozhodnutí pre dodávateľa poslednej inštancie sa určí cena za dodávku elektriny
dodávateľom poslednej inštancie alebo spôsob jej výpočtu a podmienky uplatnenia ceny
na rok t. Ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v jednotlivých
zložkách sadzieb sú maximálnymi cenami. Sadzby za dodávku elektriny dodávateľom poslednej
inštancie sa dodávateľom poslednej inštancie ustanovia podľa cenového rozhodnutia
pre zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny okrem
zraniteľných odberateľov elektriny v domácnosti.
(3)
Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDPIt podľa odseku 6,
b)
maximálnej ceny za elektrinu CEDPIt v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
C
E
D
P
I
,
t
=
C
E
D
P
I
m
,
t
+
O
t
+
P
Z
t
kde
1.
CEDPIm,t je cena elektriny určená podľa odseku 1,
2.
Ot sú určené náklady na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny dodávateľom poslednej
inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t vo výške najviac 5,21 eur,
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, maximálne 10
% z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 5 eur/MWh.
(4)
K sadzbám podľa odseku 3 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.
(5)
Ak je pre zraniteľného odberateľa elektriny v domácnosti uplatňovaná cena elektriny
za dodávku elektriny pri dodávke poslednej inštancie vyššia od maximálnej ceny elektriny
pri najdrahšej sadzbe regulovanej ceny za štandardnú dodávku elektriny pre zraniteľných
odberateľov elektriny v domácnosti podľa cenníka dodávateľa elektriny, ktorý poskytuje
dodávku poslednej inštancie najviac o 30 %, dodávateľ poslednej inštancie túto cenu
za dodávku poslednej inštancie uplatní pre zraniteľného odberateľa elektriny v domácnosti
v celom rozsahu.
(6)
Náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné miesto
za mesiac NDPIt, ktoré možno zahrnúť do sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie
sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
NDPIt-1 sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť
do sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v roku t-1, pričom
určená výška NDPIt-1 na rok 2024 je najviac 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
JPIn je aritmetický priemer zverejnených hodnôt ukazovateľa „Jadrová inflácia“ za obdobie
od 1. januára roka t-1 do 30. júna roka t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického
úradu Slovenskej republiky – http://datacube.statistics.sk v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných
štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá
inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého
roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,
c)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0
%, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným
odberateľom v domácnosti na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0.
§43
Cenová regulácia výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výroby elektriny
vysoko účinnou kombinovanou výrobou a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky
vykonávania regulovaných činností
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 20 a podľa § 44 až 47 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou (ďalej len „výrobca elektriny“).
(2)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú
a)
návrh ceny výrobcu elektriny,
b)
výpočty a údaje podľa § 44 až 47 týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou
kombinovanou výrobou,
c)
ďalšie podklady nevyhnutné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a na vyžiadanie aj v elektronickej
podobe elektronickým podaním do elektronickej schránky.
(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, bioplynu alebo biometánu v celkovom množstve
tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených dokladov
podľa osobitného predpisu.40)
(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)
Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný
zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije len jeden
zo spôsobov určenia ceny elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore a podľa § 47.
(8)
S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa okrem podkladov podľa odseku
2 predkladá aj
a)
osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,41) ak bolo pri výstavbe zariadenia potrebné,
b)
právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti
uskutočneniu drobnej stavby alebo stavebných úprav nemá námietky, ak je zariadenie
výrobcu elektriny drobnou stavbou alebo ide o stavebné úpravy,
c)
doklad o vykonaní funkčnej skúšky podľa § 5 ods. 7 zákona o podpore,
d)
jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického
výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,42)
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 § 40 ods. 1 zákona o regulácii.
(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 údaje podľa prílohy č. 14 o
1.
celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny,
2.
množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny podľa § 2 ods. 3 písm. a) zákona o podpore,
3.
množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok podľa § 4 ods. 1 písm. c) zákona o podpore,
4.
množstve vyrobenej elektriny dodanej výkupcovi elektriny na základe zmluvy o povinnom
výkupe elektriny podľa § 4 ods. 1 písm. b) zákona o podpore,
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,
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.
druhu zdroja výroby elektriny alebo tepla,
6.
spôsobe využitia tepla.
(10)
S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie
technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny sa okrem podkladov podľa odseku
2 predkladajú aj tieto doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie
technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny a náklady na rekonštrukciu alebo
modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny
a)
popis rekonštrukcie alebo modernizácie technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny,
b)
faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie technologickej časti zariadenia
výrobcu elektriny,
c)
celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti
zariadenia výrobcu elektriny,
d)
znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie
technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny podľa § 3c ods. 1 zákona o podpore, v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených
na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny
a dátum, kedy bola rekonštrukcia alebo modernizácia technologickej časti zariadenia
výrobcu elektriny ukončená, ak sa kolaudácia stavby nevyžaduje,
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,
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 § 40 ods. 1 zákona o regulácii,
f)
doklady preukazujúce poskytnutie podpory z prostriedkov štátneho rozpočtu na rekonštrukciu
alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia na výrobu elektriny alebo vyhlásenie
o tom, že podpora z prostriedkov štátneho rozpočtu nebola poskytnutá.
(11)
Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie
technologickej časti zariadenia na výrobu elektriny podľa termínu rekonštrukcie alebo
modernizácie technologickej časti zariadenia na výrobu elektriny sa určí na rok t
podľa § 10 a znižuje sa podľa § 6 ods. 8 zákona o podpore.
(12)
Ak pri výstavbe, rekonštrukcii alebo modernizácii technologickej časti zariadenia
výrobcu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov
štátneho rozpočtu podľa § 6 ods. 11 zákona o podpore, pri výpočte ceny elektriny sa investičné náklady znižujú o výšku poskytnutej
podpory z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu.
(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 50 % investičného úveru so splatnosťou úveru do 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)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej
časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií
výroby elektriny podľa § 2 ods. 1 písm. a) a ods. 2 písm. a) zákona o podpore sa zverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 31. októbra roka t-1.
(15)
Pre doterajších výrobcov elektriny 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 § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny
z obnoviteľných zdrojov energie podľa § 7 zákona o podpore okrem výrobcov elektriny s nárokom na korekciu podľa § 44 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 § 7 ods. 3 písm. b) zákona o podpore, 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 podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore na rok t sa určí vo výške,
na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.
(16)
Pre doterajších výrobcov elektriny 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 § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore 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 korekciu podľa § 44 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 podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1
právo.
(17)
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.
(18)
Ak sa zmení výrobca elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny, s
návrhom ceny sa predkladá aj kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny
k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy.
(19)
Odo dňa skončenia podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore pre zariadenie výrobcu elektriny sa neuplatňuje spôsob výpočtu ceny vykupovanej
elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien podľa § 48.
§44 Určenie korekcie zohľadňujúcej vývoj ceny primárneho paliva
(1)
Cena elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú
i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny 
sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca
C
E
P
S
D
t
i
,
j
C
E
P
S
D
t
i
,
j
=
C
E
P
S
D
Z
i
,
j
+
∑
Z
t
P
z
n
t
i
kde
a)
C
E
P
S
D
Z
i
,
j
b)
Pznit je korekcia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná podľa odseku
4 a na základe výpočtu podľa odseku 3,
c)
rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej
uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie technologickej časti zariadenia na výrobu
elektriny.
(2)
Cena elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. d) zákona o podpore na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú
i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny 
sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca
C
E
P
S
P
t
i
,
j
C
E
P
S
P
t
i
,
j
=
C
E
P
S
P
Z
i
,
j
+
∑
Z
t
P
z
n
t
i
kde
a)
C
E
P
S
P
Z
i
,
j
b)
Pznit je korekcia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná v hodnote
podľa odseku 4 a na základe výpočtu podľa odseku 3,
c)
rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej
uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie technologickej časti zariadenia na výrobu
elektriny.
(3)
Korekcia Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny
s primárnymi palivami podľa odseku 5 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
a)
pre rok t = 2025
kde
1.
N
C
P
P
t
i
2.
Q
P
P
1
M
W
h
,
t
-
1
i
kde
V
P
P
t
-
1
i
3.
N
C
P
P
t
-
n
-
1
i
4.
Q
P
P
1
M
W
h
,
t
-
n
-
1
i
Q
P
P
1
M
W
h
,
t
-
n
-
1
i
=
1
V
P
P
t
-
n
-
1
i
kde
V
P
P
t
-
n
-
1
i
5.
N
C
P
P
2023
i
6.
Q
P
P
1
M
W
h
,
2023
i
Q
P
P
1
M
W
h
,
2023
i
=
1
V
P
P
2023
i
kde
V
P
P
2023
i
7.
N
C
P
P
2022
i
8.
Q
P
P
1
M
W
h
,
2022
i
Q
P
P
1
M
W
h
,
2022
i
=
1
V
P
P
2022
i
kde
V
P
P
2022
i
9.
n je počet rokov medzi rokom t a rokom, na ktorý bola naposledy uplatnená korekcia
Pznit,
10.
r
t
i
b)
pre rok t = 2026
kde
N
C
P
P
t
-
n
i
c)
pre rok 2027 a nasledujúce roky
Pznit = NCPPit × QPPi1MWh,t–1 – NCPPit–n × QPPi1MWh,t–n–1,
(4)
Korekcia Pznit vypočítaná podľa odseku 3 sa uplatní na rok t, ak je hodnota zmeny väčšia ako 10
% zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-n a množstva primárneho paliva QPPi1MWh, t-n-1 určených podľa odseku 3.
(5)
Hodnota korekcie Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny vypočítaná podľa odseku 3 písm. b) a c) pre
i-té technológie výroby elektriny sa zverejňuje každoročne na webovom sídle úradu
najneskôr do 31. júla roku t-1.
(6)
Ak má výrobca elektriny na rok t-1 určenú alebo schválenú cenu elektriny CEPSDi,jz a zároveň si uplatňuje na rok t cenu elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore na základe rekonštrukcie alebo modernizácie technologickej časti zariadenia
na výrobu elektriny, táto cena elektriny sa na rok t určí podľa § 6 ods. 11 zákona o podpore.
(7)
Výrobcovi elektriny, ktorému uplynie doba podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore pred rokom 2026, sa korekcia Pznit vypočíta v cenovom konaní primerane podľa § 44 ods. 3 tak, aby zohľadňovala zostávajúcu dobu trvania podpory a jej vplyv na určenie korekcie
Pznit.
§45 Výpočet predĺženej podpory so zníženou cenou elektriny
(1)
Cena elektriny pre stanovenie hodnoty podpory v eurách na jednotku množstva elektriny
za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie pri predĺžení podpory doplatkom
podľa § 3d zákona o podpore sa vypočíta podľa vzorca
V
C
N
R
=
D
P
O
N
R
Q
E
S
R
kde
a)
VCNR je výkupná cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny s predĺženou podporou podľa
§ 3d zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
DPONR je plánovaný objem podpory pre zariadenie výrobcu elektriny v eurách počas prvého
roka trvania predĺženej podpory podľa § 3d zákona o podpore; DPONR sa vypočíta podľa odseku 2,
c)
QESR je množstvo vyrobenej elektriny s nárokom na podporu doplatkom a prevzatím zodpovednosti
za odchýlku v jednotkách množstva elektriny 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 § 3d zákona o podpore.
(2)
Plánovaný objem podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore pre zariadenie výrobcu elektriny v eurách počas prvého roku trvania predĺženej
podpory doplatkom podľa § 3d zákona o podpore DPONR sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
NPVNR je čistá súčasná hodnota podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie s predĺžením
podpory podľa § 3d zákona o podpore; NPVNR sa vypočíta podľa odseku 3,
b)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív vyjadrená v percentách, a vypočíta
sa podľa § 5,
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 0 %,
d)
z je zostávajúca doba predĺženej podpory podľa § 3d zákona o podpore, zaokrúhlená na šesť desatinných miest, pričom
z
=
n
+
p
kde
1.
n je zostávajúca doba trvania súčasného režimu podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vyjadrená
v rokoch zaokrúhlená na tri desatinné miesta, ktorá začína prvým dňom kalendárneho
roka nasledujúceho po kalendárnom roku, v ktorom sa rozhoduje o znížení ceny elektriny
a končí dňom dátumu uplatnenia nároku na podporu u zúčtovateľa podpory navýšenej o
15 rokov, najneskôr však do 31. decembra 2033,
2.
p je doba predĺženia podpory podľa § 3d zákona o podpore rovnajúca sa piatim rokom, ak je podporu možné predĺžiť najneskôr do 31.
decembra 2033.
(3)
Čistá súčasná hodnota podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie s predĺžením
podpory podľa § 3d zákona o podpore NPVNR sa vypočíta podľa vzorca
N
P
V
N
R
=
N
P
V
S
R
×
k
+
N
A
K
L
kde
a)
NPVSR je čistá súčasná hodnota podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie v súčasnom
režime podpory, ktorá sa vypočíta podľa odseku 4,
b)
k je koeficient zohľadňujúci rok vstupu zariadenia výrobcu elektriny do predĺženej
podpory podľa § 3d zákona o podpore, ktorý sa na roky 2021 a 2022 ustanovuje vo výške 1,02 a na rok 2023 a
nasledujúce roky sa ustanovuje vo výške 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
podľa § 3d zákona o podpore, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
N
A
K
L
=
∑
i
=
1
p
N
A
K
L
U
P
R
i
kde
1.
NAKL
UPR
i
N
A
K
L
U
P
R
i
≤
S
×
I
N
V
kde
1a.
S je hodnota investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej
časti zariadenia výrobcu elektriny najviac vo výške 15 %,
1b.
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 20. augusta kalendárneho roka.
(4)
Čistá súčasná hodnota podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie v zostávajúcej
časti súčasného režimu podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore a v dobe predĺženia podpory podľa § 3d zákona o podpore NPVSR sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VC je cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, ktorá je určená alebo
schválená úradom v súčasnom režime podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
Q je množstvo vyrobenej elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v jednotkách množstva elektriny
za rok, ktoré sa vypočíta ako aritmetický priemer za posledných päť ucelených rokov
prevádzky zariadenia výrobcu elektriny pred rokom vstupu do predĺženej podpory podľa
§ 3d zákona o podpore,
c)
TC je trhová cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny vypočítaná ako
aritmetický priemer cien ročných forwardov elektriny F PXE SK BL na najbližšie tri
ucelené kalendárne roky predĺženej podpory podľa § 3d zákona o podpore, zobchodovaných na burze PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) za obdobie
posledných 12 kalendárnych mesiacov pred začatím konania o cenovej regulácii, ktorá
sa každoročne zverejňuje pre nasledujúci kalendárny rok na webovom sídle úradu do
20. augusta kalendárneho roka,
d)
k je počet zostávajúcich rokov trvania súčasného režimu podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorý
začína kalendárnym rokom nasledujúcim po kalendárnom roku, v ktorom sa rozhoduje o
znížení ceny elektriny, zaokrúhlený na celé čísla nadol,
e)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy vyjadrená v percentách, a vypočíta sa podľa
§ 5,
f)
Zcdkp1 je pomerná časť kalendárného roka, v ktorom končí súčasný režim podpory doplatkom
podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore, začínajúca prvým dňom tohto kalendárneho roka a končiaca dňom skončenia
súčasnej doby podpory, v pomere oproti celému kalendárnému roku, v ktorom končí súčasný
režim podpory,
g)
Zcdkp2 je pomerná časť kalendárného roka, v ktorom končí súčasný režim podpory doplatkom
podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore, začínajúca dňom nasledujúcom po dni skončenia súčasnej doby podpory a
končiaca 31. decembra tohto roka, v pomere oproti celému kalendárnému roku, v ktorom
končí súčasný režim podpory, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
Zcdkp2 = 1 – Zcdkp1.
Zcdkp2 = 1 – Zcdkp1.
(5)
Ak pri preverení skutočne vynaložených nákladov na nevyhnutnú opravu alebo úpravu
technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v eurách na účel predĺženia jeho
prevádzkyschopnosti počas zostávajúcej podpory doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore a predĺženej doby podpory podľa § 3d zákona o podpore, ktoré mali byť vynaložené najneskôr v prvých piatich rokoch po roku vstupu
do predĺženej podpory podľa § 3d zákona o podpore, nedôjde k ich investovaniu vo výške podľa cenového rozhodnutia, na základe
kontrolných zistení sa určí výška nákladov, ktoré sa vracajú zúčtovateľovi podpory;
oprávnenosť nákladov podľa § 4 ods. 3 a ich výška na nevyhnutnú opravu alebo úpravu technologickej časti zariadenia výrobcu
elektriny v eurách na účel predĺženia jeho prevádzkyschopnosti počas zostávajúcej
podpory doplatkom sa preukazuje znaleckým posudkom vypracovaným znalcom v odbore Elektrotechnika
a Energetika zapísaným v zozname znalcov v súlade s osobitným predpisom.25)
(6)
Pri určení ceny elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore pri predĺžení podpory doplatkom so zníženou cenou elektriny podľa § 3d zákona o podpore na kalendárny rok nasledujúci po kalendárnom roku, v ktorom sa rozhoduje
o znížení ceny elektriny, sa zohľadnia hodnoty podľa odsekov 3 a 4 zverejnené na webovom
sídle úradu v roku t-1.
(7)
Pri určení ceny elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore pre výrobcu elektriny, ktorému sa skončí podpora výkupom elektriny výkupcom elektriny
za cenu vykupovanej elektriny § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a podpora prevzatím zodpovednosti za odchýlku výkupcom elektriny § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore pred uplynutím predĺženej podpory doplatkom so zníženou cenou elektriny
podľa § 3d zákona o podpore sa odseky 1 až 6 použijú primerane.
(8)
Cena elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore pri predĺžení podpory doplatkom podľa § 3d zákona o podpore určená alebo schválená úradom pre zariadenie výrobcu elektriny podľa odsekov
1 až 6 je nižšia ako pôvodná cena elektriny.
(9)
Ak výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie žiada o predĺženie podpory doplatkom
podľa § 3d zákona o podpore, súčasťou návrhu ceny alebo návrhu na zmenu cenového rozhodnutia sú aj
a)
údaje podľa prílohy č. 15,
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,
c)
znalecký posudok preukazujúci oprávnenosť a výšku vynaložených nákladov v súlade
s § 4 ods. 3, vypracovaný znalcom v odbore Elektrotechnika a Energetika zapísaným v zozname znalcov
v súlade s osobitným predpisom.25)
§46 Výpočet rozsahu podpory doplatkom a príplatkom
(1)
Doplatok Di v eurách na jednotku množstva elektriny za základný časový úsek podľa § 9 ods. 2 zákona o podpore pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom podľa
§ 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore sa vypočíta podľa vzorca
D
i
=
max
C
E
i
-
V
P
C
V
E
d
i
;
0
kde
a)
CEi je cena elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore,
b)
VPCVEdi je vážený priemer cien vykupovanej elektriny pre i-té zariadenie výrobcu elektriny
s nárokom na podporu doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore za základný časový úsek v eurách na jednotku množstva elektriny vypočítaný
podľa vzorca
VPCVEd
i
=
∑
j=1
n
(
QVd
i,j
x
CVE
j,t
)
∑
j=1
n
QVd
i,j
kde
1.
QVdi,j je množstvo elektriny vyrobené i-tým zariadením výrobcu elektriny s nárokom na podporu
doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v j-tej hodine základného časového úseku v jednotkách množstva elektriny,
2.
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách na
jednotku množstva elektriny podľa § 48 ods. 2,
3.
n je počet hodín základného časového úseku.
(2)
Doplatok za elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu
doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore za základný časový úsek PDi v eurách uhrádzaný výrobcovi elektriny organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
sa vypočíta podľa vzorca
P
D
i
=
Q
D
i
×
D
i
kde
a)
QDi je množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok v i-tom zariadení výrobcu
elektriny s nárokom na podporu doplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podporeza základný časový úsek určené podľa § 4 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v jednotkách množstva elektriny,
b)
Di je doplatok pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom
podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore vypočítaný podľa odseku 1 v eurách na jednotku množstva elektriny.
(3)
Príplatok Pi v eurách na jednotku množstva elektriny za základný časový úsek podľa § 9 ods. 3 zákona o podpore pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom podľa
§ 3 ods. 1 písm. e) zákona o podpore sa vypočíta podľa vzorca
P
i
=
max
P
C
E
i
-
V
P
C
V
E
p
i
;
0
kde
a)
PCEi je ponúknutá cena elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. d) zákona o podpore,
b)
VPCVEpi je vážený priemer cien vykupovanej elektriny pre i-té zariadenie výrobcu elektriny
s nárokom na podporu príplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. e) zákona o podpore za základný časový úsek v eurách na jednotku množstva elektriny vypočítaný
podľa vzorca
VPCVEp
i
=
∑
j=1
n
(
QVp
i,j
×
CVE
j,t
)
∑
j=1
n
QVp
i,j
kde
1.
QVpi,j je množstvo elektriny vyrobenej i-tým zariadením výrobcu elektriny s nárokom na podporu
príplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. e) zákona o podpore v j-tej hodine základného časového úseku v jednotkách množstva elektriny,
2.
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách na
jednotku množstva elektriny podľa § 48 ods. 2,
3.
n je počet hodín základného časového úseku.
(4)
Príplatok za elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na
podporu príplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. e) zákona o podpore za základný časový úsek PPi v eurách uhrádzaný výrobcovi elektriny organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
sa vypočíta podľa vzorca
P
P
i
=
Q
P
i
×
P
i
kde
a)
QPi je množstvo elektriny určené podľa § 4 ods. 1 písm. c) zákona o podpore v jednotkách množstva elektriny, na ktoré je možné uplatniť príplatok v
i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom podľa § 3 ods. 1 písm. e) zákona o podpore za základný časový úsek,
b)
Pi je príplatok pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom
podľa § 3 ods. 1 písm. e) zákona o podpore vypočítaný podľa odseku 3 v eurách na jednotku množstva elektriny.
§47
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedenom do prevádzky v období od 1. januára 2020 do 30. septembra 2023 sa určuje
priamym určením ceny elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny takto:
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW vrátane uvedenom do prevádzky v
období od 1. januára 2020 do 30. septembra 2023 alebo v zariadení výrobcu elektriny,
ktoré prešlo rekonštrukciou alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu
elektriny podľa § 3c zákona o podpore, sa určuje priamym určením ceny elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny takto:
(3)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedenom do prevádzky v období od 1. októbra 2023 do 30. júna 2024 sa určuje priamym
určením ceny elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny takto:
(4)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW vrátane uvedenom do prevádzky v
období od 1. októbra 2023 do 30. júna 2024 alebo v zariadení výrobcu elektriny, ktoré
prešlo rekonštrukciou alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu
elektriny podľa § 3c zákona o podpore, sa určuje priamym určením ceny elektriny v
eurách na jednotku množstva elektriny takto:
(5)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedenom do prevádzky v období od 1. júla 2024 sa určuje priamym určením ceny elektriny
v eurách na jednotku množstva elektriny takto:
(6)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW vrátane uvedenom do prevádzky v
období od 1. júla 2024 alebo v zariadení výrobcu elektriny, ktoré prešlo rekonštrukciou
alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny podľa § 3c zákona
o podpore, sa určuje priamym určením ceny elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny takto:
(7)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou spaľovaním biometánu
v zariadení výrobcu elektriny s celkovým inštalovaným výkonom do 125 MW vrátane je
vo výške 128,78 eura na MWh, pričom sa nezohľadňuje čas uvedenia zariadenia výrobcu
elektriny do prevádzky.
(8)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. c) až e), odseku 3 písm. c) a d) a odseku 5 písm.
c) až e) 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 odseku 7, ak je biometán
distribuovaný distribučnou sieťou a množstvo biometánu na výrobu elektriny zodpovedá
zmluvnému množstvu biometánu dohodnutému podľa § 10 ods. 2 písm. b) zákona o podpore.
(9)
Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii
podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu, technológii podľa odseku 2 písm. e), technológii
podľa odseku 4 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, odseku 6 písm. c) štvrtého bodu
a piateho bodu, technológii podľa odseku 6 písm. d) štvrtého bodu a technológii podľa
odseku 6 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, ktoré je preskúšané v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného
predpisu.45)
(10)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f), odseku 4 písm. f) a odseku 6 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.
(11)
Cena elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny v spaľovacom motore s palivom
zemný plyn, ktoré nie je pripojené do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy a bolo
uvedené do prevádzky do 31. júla 2019, je vo výške 127,41 eura/MWh.
§48 Spôsob výpočtu ceny vykupovanej elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 7 a § 49 sa vzťahuje na výkup elektriny a činnosť výkupcu elektriny.
(2)
Cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine roku t v eurách na jednotku množstva elektriny
CVEj,t sa vypočíta podľa vzorca
CVEj,t = ZCVEj,t – k,
kde
a)
ZCVEj,t je základ pre výpočet ceny vykupovanej elektriny v j-tej hodine roku t v eurách na
jednotku množstva elektriny vypočítaný podľa odseku 3,
b)
k je koeficient podľa odsekov 4 a 5 v eurách na jednotku množstva elektriny.
(3)
Základ pre výpočet ceny vykupovanej elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. b) zákona o podpore v j-tej hodine roku t v eurách na jednotku množstva elektriny sa vypočíta
podľa vzorca
Z
C
V
E
j
,
t
=
C
D
T
j
,
t
+
k
kde
a)
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 na jednotku množstva
elektriny,
b)
k je koeficient podľa odsekov 4 a 5 v eurách na jednotku množstva elektriny a rovná
sa výške úhrady za činnosť výkupcu elektriny, určenej podľa § 49 ods. 2 alebo ods. 3.
(4)
Po uplynutí základného časového úseku podľa § 9 ods. 1 zákona o podpore sa pre i-té zariadenie výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu
výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore, vypočíta vážený priemer cien vykupovanej elektriny VPCVEvi v eurách na jednotku množstva elektriny za základný časový úsek podľa vzorca
V
P
C
V
E
v
i
=
∑
j
=
1
n
(
Q
E
i
,
j
×
C
V
E
j
,
t
)
∑
j
=
1
n
Q
E
i
,
j
kde
a)
QEi,j je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny
v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného časového úseku
v jednotkách množstva elektriny,
b)
CVEj,tje cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách na
jednotku množstva elektriny vypočítaná podľa odseku 2,
c)
n je počet hodín základného časového úseku.
(5)
Ak je vážený priemer cien vykupovanej elektriny VPCVEvi nižší alebo sa rovná cene elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore, výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu
elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore, za základný časový úsek PVEi v eurách sa vypočíta podľa vzorca
P
V
E
i
=
∑
j
=
1
n
(
Q
E
i
,
j
×
C
V
E
j
,
t
)
kde
a)
QEi,j je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny
v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného časového úseku
v jednotkách množstva elektriny,
b)
CVEj,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách na
jednotku množstva elektriny vypočítaná podľa odseku 2,
c)
n je počet hodín základného časového úseku.
(6)
Ak je vážený priemer cien vykupovanej elektriny VPCVEvi vyšší ako cena elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore, výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu
elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore, za základný časový úsek PVEi v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QEij je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore, vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny
v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného časového úseku
v jednotkách množstva elektriny,
b)
CEi je cena elektriny podľa § 6 ods. 1 písm. a) zákona o podpore,
c)
n je počet hodín základného časového úseku.
(7)
Ak výrobca elektriny využil pre i-té zariadenie výrobcu elektriny právo na podporu
výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore, a zároveň si neuplatňuje právo na podporu prevzatím zodpovednosti za odchýlku
podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore, výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu
elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore, za základný časový úsek PVEi v eurách sa vypočíta podľa vzorca
P
V
E
i
=
∑
j
=
1
n
(
Q
E
i
,
j
×
C
V
E
j
,
t
)
kde
a)
QEij je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore, vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny
v j-tej hodine základného časového úseku v jednotkách množstva elektriny,
b)
CVEj,tje cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách na
jednotku množstva elektriny vypočítaná podľa odseku 2,
c)
n je počet hodín základného časového úseku.
§49 Cenová regulácia výkonu činnosti výkupcu elektriny
(1)
Odmena k-tého výkupcu elektriny v eurách za základný časový úsek podľa § 9 ods. 2 zákona o podpore QVEk sa vypočíta podľa vzorca
QVEk = (QEvk × UCVEk) – NVEk,
kde
a)
QEvk je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vykúpenej k-tym výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za
odchýlku v základnom časovom úseku v jednotkách množstva elektriny,
b)
UCVEk je úhrada za činnosť k-tého výkupcu elektriny za základný časový úsek v eurách na
jednotku množstva elektriny vo výške koeficientu určeného podľa odsekov 2 a 3,
c)
NVEk sú nadvýnosy k-tého výkupcu elektriny z vykúpenej elektriny v základnom časovom úseku
podľa § 9 ods. 2 zákona o podpore v eurách, ktorých výška sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
QEvi,j,k je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej k-tým výkupcom
elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného
časového úseku v jednotkách množstva elektriny,
2.
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 na
jednotku množstva elektriny,
3.
PVEi,k je platba za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý
využil právo na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore k-tým výkupcom elektriny za základný časový úsek v eurách vypočítaná podľa
§ 48 ods. 7,
4.
m je počet zariadení výrobcu elektriny, pre ktoré výrobca elektriny využil právo
na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore, z ktorých vykupuje elektrinu k-tý výkupca elektriny, ktoré sú zahrnuté
do vyhodnotenia podľa tohto odseku za príslušný základný časový úsek,
5.
n je počet hodín základného časového úseku.
(2)
Ak bol výkupca elektriny vybratý ministerstvom hospodárstva formou aukcie, UCVEk v odseku 1 sa pre rok t rovná výške úhrady za činnosť výkupcu elektriny požadovanej
výkupcom elektriny v aukcii vyhlásenej ministerstvom hospodárstva podľa § 19 ods. 1 písm. n) zákona o podpore.
(3)
Ak bol výkupca elektriny určený ministerstvom hospodárstva46) alebo ak činnosť výkupcu elektriny vykonáva dodávateľ poslednej inštancie,47) UCVEk v odseku 1 v eurách na jednotku množstva elektriny sa pre rok t vypočíta podľa vzorca
U
C
V
E
k
,
t
=
O
t
+
V
t
+
P
Z
t
+
K
U
C
V
E
t
kde
a)
Ot sú určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s výkupom elektriny
od výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t. Pre rok 2025 a pre nasledujúce roky sa náklady regulovaného
subjektu na odchýlku vypočítajú podľa prílohy č. 7,
b)
Vt sú schválené alebo určené prevádzkové náklady regulovaného subjektu na obsluhu výrobcov
elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona
o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t a vypočítajú sa podľa vzorca
V
t
=
P
OPEX
×
∏
n=2025
t
1+
JPI
n
-X
100
%
kde
1.
POPEX sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady regulovaného subjektu
súvisiace s výkupom elektriny od výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny
podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v eurách vypočítané ako priemer skutočných prevádzkových nákladov za obdobie
rokov 2021, 2022 a 2023, vrátane osobných nákladov podľa § 4 ods. 1 písm. b), určených ako skutočné osobné náklady za rok 2023 súvisiace s regulovanou činnosťou,
a bez odpisov podľa § 4 ods. 1 písm. d); ak regulovaný subjekt vykonáva činnosť menej ako tri roky, použijú sa aritmetické
priemery údajov za dva roky, za ktoré sú údaje k dispozícii, ak regulovaný subjekt
vykonáva činnosť menej ako dva kalendárne roky, použijú sa údaje za jeden kalendárny
rok alebo ak regulovaný subjekt nevykonával regulovanú činnost, použijú sa priemerné
ročné prevádzkové náklady,
2.
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
3.
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0
%, pričom ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0 %, na výpočet úhrady za činnosť výkupcu elektriny na rok t sa hodnota
rozdielu JPIn a X rovná 0 %,
c)
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, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
PZt = Vt × WACCt,
kde
WACCt je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5,
d)
KUCVEt je korekcia úhrady za činnosť k-tého výkupcu elektriny za obdobie t-2 v eurách na
jednotku množstva elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v roku t,
ktorá sa vypočíta podľa vzorca
KUCVE
t
=
(QEpl
t-2
-
Qesk
t-2
)
×
(O
t-2
+
V
t-2
+
PZ
t-2
+
KUCVE
t-2
)
Qepl
t
+
KO
t-2
×
Qesk
t-2
Qepl
t
kde
1.
Qeplt je schválené alebo určené množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny
podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vykúpenej k-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za
odchýlku v roku t v jednotkách množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t,
2.
Qeplt-2 je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vykúpenej k-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za
odchýlku v roku t-2 v jednotkách množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej
zodpovednosti za odchýlku v roku t-2,
3.
Qeskt-2 je skutočné množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vykúpenej k-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za
odchýlku v roku t-2 v jednotkách množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej
zodpovednosti za odchýlku v roku t-2,
4.
KOt-2 je korekcia nákladov regulovaného subjektu na odchýlku súvisiaca s výkupom elektriny
od výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t-2,
KOt–2 = SkOt–2 – Ot–2,
kde
4a.
SkOt-2 sú skutočné náklady regulovaného subjektu v roku t-2 na odchýlku súvisiace s výkupom
elektriny od výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t-2,
4b.
Ot-2 sú určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku v roku t-2 súvisiace s výkupom
elektriny od výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t-2,
5.
Vt-2 sú schválené alebo určené prevádzkové náklady regulovaného subjektu v roku t-2 na
obsluhu výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t,
6.
PZt-2 je schválený alebo určený primeraný zisk regulovaného subjektu v roku t-2 na obsluhu
výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti
za odchýlku v roku t,
7.
KUCVEt-2 je korekcia korekcie úhrady za činnosť k-tého výkupcu elektriny za obdobie roku t-2
v eurách na jednotku množstva elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku
v roku t, ktorú je možné zahrnúť do úhrady za činnosť výkupcu elektriny v roku t =
2027 a pre nasledujúce roky.
§49a Podrobnosti k výpočtu čistých nákladov povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme
(1)
Úprava podrobností k výpočtu čistých nákladov povinnosti vo všeobecnom hospodárskom
záujme sa vzťahuje na regulovaný subjekt pri poskytovaní povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme podľa § 24d ods. 1 zákona o energetike.
(2)
Žiadosť o potvrdenie o výške čistých nákladov povinnosti vo všeobecnom hospodárskom
záujme, alebo, ak sa poskytuje náhrada podľa § 24c ods. 1 zákona o energetike žiadosť o potvrdenie o predpokladanej výške čistých nákladov povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme (ďalej len „potvrdenie o výške nákladov“) sa predkladá úradu podľa
vzoru uvedeného v prílohe č. 16. Súčasťou žiadosti o vydanie potvrdenia o výške nákladov sú aj ďalšie údaje a podklady
nevyhnutné na posúdenie žiadosti o vydanie potvrdenia o výške nákladov.
(3)
Pri výpočte čistých nákladov povinnosti uloženej vo všeobecnom hospodárskom záujme
úrad prihliada aj na nákladovú efektívnosť poskytovania povinnosti vo všeobecnom hospodárskom
záujme a primeraný zisk vo výške podľa tejto vyhlášky v závislosti od vykonávanej
regulovanej činnosti. Čisté náklady povinnosti uloženej vo všeobecnom hospodárskom
záujme CNP sa vypočítajú podľa vzorca
CNP = CNBVHZ – CNVHZ ,
kde
a)
CNBVHZ sú čisté náklady poskytovateľa povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme, ak by
povinnosť uloženú vo všeobecnom hospodárskom záujme neposkytoval,
b)
CNVHZ sú čisté náklady poskytovateľa povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme pri plnení
povinnosti uloženej vo všeobecnom hospodárskom záujme.
Prechodné a záverečné ustanovenia
§50
(1)
Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok
2025.
(2)
Na posúdenie návrhu ceny alebo návrhu na zmenu cenového rozhodnutia na rok 2024 sa
použijú:
a)
vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 107/2023 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia dodávky elektriny,
b)
vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 246/2023 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike
a niektoré podmienky vykonávania vybraných regulovaných činností v elektroenergetike,
c)
vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 370/2023 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v oblasti podpory výroby elektriny a niektoré
súvisiace podmienky vykonávania regulovaných činností.
§51
Zrušujú sa:
1.
vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 107/2023 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia dodávky elektriny,
2.
vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 246/2023 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike
a niektoré podmienky vykonávania vybraných regulovaných činností v elektroenergetike,
3.
vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 370/2023 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v oblasti podpory výroby elektriny a niektoré
súvisiace podmienky vykonávania regulovaných činností.
§52
Táto vyhláška nadobúda účinnosť 1. júla 2024 okrem § 51, ktorý nadobúda účinnosť 1.
januára 2025.
Jozef Holjenčík v. r.
Príloha č. 1 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 2 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 3 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Zoznam oprávnených priemyselných odvetví pre posúdenie nároku na určenie individuálnej
sadzby tarify za prevádzkovanie systému pre koncových odberateľov elektriny
| Kód NACE | Opis |
| 2013 | Výroba ostatných základných anorganických chemikálií |
| 2015 | Výroba priemyselných hnojív a dusíkatých zlúčenín |
| 2016 | Výroba plastov v primárnej forme |
| 2410 | Výroba surového železa a ocele a ferozliatin |
| 2420 | Výroba rúr, rúrok, dutých profilov a súvisiaceho príslušenstva z ocele |
| 2442 | Výroba hliníka |
Príloha č. 4 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 5 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 6 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 7 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 8 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 9 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 10 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 11 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 12 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 13 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 14 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 15 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
Príloha č. 16 k vyhláške č. 154/2024 Z. z.
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) v platnom znení.
2)
§ 2 písm. b) bod 21. zákona č. 251/2012 Z. z. o energetike a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení zákona č. 256/2022 Z.
z.
3)
§ 66 opatrenia Ministerstva financií Slovenskej republiky zo 16. decembra 2002 č.
23054/2002-92, ktorým sa ustanovujú podrobnosti o postupoch účtovania a rámcovej účtovej
osnove pre podnikateľov účtujúcich v sústave podvojného účtovníctva (oznámenie č.
740/2002 Z. z.) v znení neskorších predpisov.
4)
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 predpisov, 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, zákon č. 251/2012 Z. z. v znení neskorších predpisov.
5)
Zákon č. 137/2010 Z. z. o ovzduší v znení neskorších predpisov.
6)
§ 29 zákona č. 595/2003 Z. z. o dani z príjmov 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 neskorších predpisov.
8)
§ 37 ods. 4 zákona č. 251/2012 Z. z. v znení neskorších predpisov.
9)
§ 23 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
10)
Zákon č. 650/2004 Z. z. v znení neskorších predpisov.
11)
Zákon č. 283/2002 Z. z. o cestovných náhradách v znení neskorších predpisov.
12)
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 v znení neskorších predpisov.
13)
Nariadenie vlády Slovenskej republiky č. 395/2006 Z. z. o minimálnych požiadavkách na poskytovanie a používanie osobných ochranných pracovných
prostriedkov v znení nariadenia vlády Slovenskej republiky č. 400/2021 Z. z.
14)
Napríklad 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.
15)
Zákon č. 124/2006 Z. z. o bezpečnosti a ochrane zdravia pri práci a o zmene a doplnení niektorých zákonov
v znení neskorších predpisov.
16)
§ 20 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
17)
§ 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.).
18)
§ 19 ods. 2 písm. l) zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
20)
Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 236/2016 Z. z., ktorou sa ustanovujú štandardy kvality prenosu elektriny, distribúcie elektriny
a dodávky elektriny.
21)
Vyhláška Štatistického úradu Slovenskej republiky č. 306/2007 Z. z., ktorou sa vydáva Štatistická klasifikácia ekonomických činností.
22)
§ 3 písm. l) a § 11 zákona č. 305/2013 Z. z. o elektronickej podobe výkonu pôsobnosti orgánov verejnej moci a o zmene a doplnení
niektorých zákonov (zákon o e-Governmente) v znení neskorších predpisov.
23)
§ 19 ods. 2 zákona č. 595/2003 Z. z. v znení neskorších predpisov.
24)
§ 6 a § 14 zákona č. 235/2012 Z. z. o osobitnom odvode z podnikania v regulovaných odvetviach a o zmene a doplnení niektorých
zákonov v znení neskorších predpisov.
25)
Zákon č. 382/2004 Z. z. o znalcoch, tlmočníkoch a prekladateľoch a o zmene a doplnení niektorých zákonov
v znení neskorších predpisov.
26)
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)
v platnom znení.
27)
Čl. 25 nariadenia (EÚ) 2015/1222 v platnom znení.
28)
Čl. 20 nariadenia (EÚ) 2017/1485 v platnom znení.
29)
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) v platnom znení.
30)
Nariadenie 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) v
platnom znení.
Nariadenie (EÚ) 2019/943 v platnom znení.
Nariadenie (EÚ) 2019/943 v platnom znení.
31)
Čl. 6 ods. 4 nariadenia (EÚ) 2019/943 v platnom znení.
32)
Napríklad nariadenie (EÚ) 2017/2195 v platnom znení, čl. 20 a 21 nariadenia (EÚ)
2019/943 v platnom znení.
33)
§ 13 vyhlášky Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 207/2023 Z. z., ktorou sa ustanovujú pravidlá pre fungovanie vnútorného trhu s elektrinou, obsahové
náležitosti prevádzkového poriadku prevádzkovateľa sústavy, organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou a rozsah obchodných podmienok, ktoré sú súčasťou prevádzkového poriadku
prevádzkovateľa sústavy.
37)
§ 31 ods. 9 zákona č. 251/2012 Z. z. v znení zákona č. 526/2022 Z. z.
38)
§ 18 zákona č. 251/2012 Z. z. v znení neskorších predpisov.
39)
§ 18 zákona č. 251/2012 Z. z. v znení neskorších predpisov.
40)
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.
41)
§ 12 ods. 2 zákona č. 251/2012 Z. z. v znení neskorších predpisov.
42)
Zákon č. 157/2018 Z. z. o metrológii a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov.
43)
§ 6 ods. 2 písm. a) zákona č. 251/2012 Z. z. v znení zákona č. 256/2022 Z. z.
44)
§ 6 ods. 6 zákona č. 251/2012 Z. z. v znení zákona č. 256/2022 Z. z.
45)
Zákon č. 53/2023 Z. z. o akreditácii orgánov posudzovania zhody.
