221/2013 Z. z.
Časová verzia predpisu účinná od 30.07.2013 do 30.06.2014
Obsah zobrazeného právneho predpisu má informatívny charakter.
221
VYHLÁŠKA
Úradu pre reguláciu sieťových odvetví
z 11. júla 2013,
ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike
Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (ďalej len „úrad“) podľa § 40 ods. 1 písm. a) až e), g) až i) a l) až n) zákona č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach a § 19 ods. 2 písm. c), d) a j) zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o
zmene a doplnení niektorých zákonov ustanovuje:
§ 1
Základné pojmy
Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím obdobie od roku 2012 do roku 2016,
b)
regulačným rokom kalendárny rok,
c)
rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,
d)
rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
e)
rokom t–n n-tý rok predchádzajúci roku t,
f)
východiskovým rokom rok 2012,
g)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
h)
tarifou za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena
viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje alikvotnú časť nákladov na výrobu
elektriny z domáceho uhlia, na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a
vysoko účinnou kombinovanou výrobou a na činnosti organizátora krátkodobého trhu s
elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
i)
tarifou za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca
sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na nákup podporných služieb a iné povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na zabezpečenie systémových služieb; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu
elektriny,
j)
spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia
výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej
sústavy na základe zmlúv o pripojení do sústavy viažucich sa k areálu výrobcu elektriny,
k)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie
národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
l)
technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických
častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok,
m)
výstavbou zariadenia na výrobu elektriny realizácia nového zariadenia na výrobu elektriny
alebo úprava existujúceho zariadenia na výrobu elektriny,
n)
areálom výrobcu elektriny územie, na ktorom sú vzájomne galvanicky prepojené elektroenergetické
zariadenia výrobcu elektriny za odbernými miestami výrobcu elektriny.
§ 2
Rozsah cenovej regulácie
Cenová regulácia v elektroenergetike sa vzťahuje na
a)
výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektrinu vyrobenej vysoko
účinnou kombinovanou výrobou,
b)
výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva
Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme,
c)
pripojenie do sústavy,
d)
prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
e)
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
f)
dodávku elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými sú odberateľ elektriny v domácnosti
a malý podnik,
g)
poskytovanie podporných služieb,
h)
poskytovanie systémových služieb,
i)
výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
j)
dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie.
§ 3
Spôsob vykonávania cenovej regulácie
Cenová regulácia v elektroenergetike sa vykonáva
a)
priamym určením pevnej ceny za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a
výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
b)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
c)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,
d)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos
elektriny,
e)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny,
f)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom,
g)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,
h)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
i)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za výkon činnosti organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou,
j)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej
inštancie.
§ 4
Rozsah, štruktúra a výška ekonomicky oprávnených nákladov
(1)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú
a)
náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými
sú odberatelia elektriny v domácnosti a malé podniky, vrátane nákladov na vyrovnanie
odchýlky zraniteľným odberateľom pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom,
b)
náklady na obstaranie regulačnej elektriny,1)
c)
náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny
a distribúcii elektriny,
d)
výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické
hmoty,
e)
osobné náklady;2) za ekonomicky oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného
zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického
priemeru zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december
roku t-2 a január až jún roku t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej
republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia oproti
rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,
f)
náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,3) v prípade poplatkov za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky
vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu4) a v prípade skleníkových plynov len náklady maximálne do výšky 100 % na nákup emisných
kvót nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej
činnosti a v prípade skleníkových plynov sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady
na nákup emisných kvót, vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO2 krát cena určená ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien (settlement price)
oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX na jej webovom sídle, za produkt
EU Emission Allowances - Spot Market v eurách na tony CO2 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
g)
odpisy majetku;5) pri hmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie
hmotného majetku6) využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku sa za
ekonomicky oprávnené náklady považuje ročný odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny
nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti okrem prípadov
uvedených v § 20 ods. 1 písm. d), e) a i), § 23 ods. 2 písm. e), f) a i) a § 27 ods. 3 písm. d) až f),
h)
nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý
sa používa výhradne na regulovanú činnosť vo výške odpisov podľa písmena g), priamo
súvisiacich a preukázaných nákladov,
i)
náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti
v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na
technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,7)
j)
úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky8) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne
na regulovanú činnosť,
k)
úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace
s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku podľa osobitných predpisov,9) najviac však vo výške ročnej sadzby EURIBOR,
l)
režijné náklady.
(2)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú
a)
sankcie,
b)
náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
c)
odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku
a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,10)
d)
odmeny členov štatutárnych orgánov a 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 sporenie,11) príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom,
g)
odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,12)
h)
príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,13)
i)
cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,14)
j)
tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,15)
k)
náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený
osobitným predpisom,16)
l)
dobrovoľné poistenie osôb,
m)
manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie
zásob,
n)
náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve,
duplicitne účtované náklady,
o)
náklady na reprezentáciu a dary,
p)
odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
q)
náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia
nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,17)
r)
príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť
ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,18)
s)
náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení,
t)
daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
u)
štipendiá poskytnuté študentom a učňom,
v)
odpis nedobytnej pohľadávky,
w)
tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,19)
x)
rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)
y)
tvorba opravných položiek,
z)
náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
aa)
náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
ab)
straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
ac)
zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
ad)
náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych
a zábavných podujatí a iných činností,
ae)
spotreba pohonných látok nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,21)
af)
náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe
overovania primeranosti nákladov podľa osobitného predpisu,22) ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo
subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,23)
ag)
straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,
ah)
úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,24)
ai)
vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,25)
aj)
ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.
§ 5
Spôsob určenia výšky primeraného zisku
(1)
Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej,
spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových
aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.
(2)
Výška primeraného zisku za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny prevádzkovateľom
prenosovej sústavy a za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy pre regulovaný subjekt, ktorý distribuuje elektrinu
distribučnou sústavou v roku t, do ktorej je v roku t-1 pripojených viac ako 100 000
odberných miest, je určená ako miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením
na regulačné obdobie,
kde
WACC je určená reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné
obdobie vypočítaná podľa vzorca
pre východiskový rok je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív WACC 6,04 %,
kde
T je sadzba dane z príjmov na rok t,
E je vlastné imanie v eurách k 31. decembru 2010,
D sú cudzie zdroje v eurách k 31. decembru 2010,
RD je reálna cena cudzích zdrojov; na východiskový rok je vo výške 5,13 % pri prepočítanej
priemernej výške úverov poskytnutých nefinančným spoločnostiam na obdobie piatich
a viac rokov s výškou úveru nad jeden milión eur,
RE je reálna cena vlastného kapitálu a vlastných zdrojov vypočítaná podľa vzorca
RE = RF + βLEV x (RM - RF),
kde
RF je výnosnosť bezrizikového aktíva; na východiskový rok je vo výške 4,01 % pri prepočítanom
priemernom výnose päťročných a viacročných štátnych dlhopisov emitovaných na slovenskom
trhu za roky 2007 až 2011,
βLEV je vážený koeficient ß, ktorý definuje citlivosť akcie spoločnosti na riziko trhu
so zohľadnením sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov, vypočítaný podľa vzorca
kde
βUNLEV je nevážený koeficient ß bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov
na východiskový rok vo výške 0,30; pre ďalšie roky sa určuje v intervale od 0,30 do
0,65,
T je sadzba dane z príjmov na rok t,
D/E je pomer cudzích zdrojov k vlastnému imaniu; na východiskový rok je určený vo
výške 60 % v prospech cudzieho kapitálu,
RM je výkonnosť trhového portfólia; na východiskový rok sa určuje vo výške 7,01 %,
(RM – RF) je celková riziková prémia pre východiskový rok určená vo výške 3 %; pre ďalšie
roky sa určuje v intervale od 3 % do 6 %.
(3)
Hodnoty parametrov pre ďalšie roky, ktoré slúžia na výpočet miery výnosnosti regulačnej
bázy aktív WACC sa zverejnia na webovom sídle do 30. júna kalendárneho roku.
§ 6
(1)
Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu cien matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné
miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto sa zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.
(2)
Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty.
Výroba elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou
a z domáceho uhlia
§ 7
Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 20 a § 8 až 10 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a podľa § 11 na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva
o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(2)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu
elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sú
a)
návrh cien výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou
kombinovanou výrobou, návrh ceny alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, to neplatí
pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou
kombinovanou výrobou,
c)
výpočty a údaje podľa § 8 až 10 týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou
kombinovanou výrobou,
d)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
e)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových
vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných
zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového
plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom
množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených
dokladov podľa osobitného predpisu.27)
(6)
Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej
z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky
rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov
použitého na výrobu tepla a elektriny.
(7)
(8)
S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá
a)
osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,28)
b)
právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti
uskutočneniu drobnej stavby nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou
stavbou,
c)
doklad o vykonaní funkčnej skúšky29) alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu30) zariadenia výrobcu elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy o tom, že zariadenie
výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od sústavy Slovenskej
republiky, vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky
účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,31) a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,32)
d)
jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického
výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,33)
e)
kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej
sústavy alebo do prenosovej sústavy,
f)
list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy spojenej so zemou pevným základom
evidovanej v katastri nehnuteľností,34) na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu
elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,
g)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
h)
zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora, na meranie vlastnej
spotreby, na meranie ostatnej vlastnej spotreby, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa
distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla,
o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej
súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu
aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom úradného overenia.
(9)
S návrhom ceny pre existujúce zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá potvrdenie
nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované
a)
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
b)
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
c)
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie.
(10)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny,
a to
a)
údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky
a podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1
1.
o celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby,
2.
o množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny,35)
3.
o množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,36)
4.
o množstve vyrobenej elektriny dodanej prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy, do ktorej je zariadenie výrobcu elektriny pripojené, za cenu elektriny na
straty,37)
b)
údaje o
1.
spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny a meraní
vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,
2.
plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca
elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu
a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina
vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu,
3.
podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových
obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny a informáciu o poskytnutí
podpory použitej na realizáciu opatrení pre zabezpečenie plnenia emisných limitov
zariadenia na výrobu elektriny,
4.
hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny,
ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú
časť stavby zariadenia na výrobu elektriny,
5.
percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za
predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu38) pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zoznamu odberateľov tepla s množstvom
dodaného tepla, kópií faktúr za dodané teplo alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného
tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických
parametrov a počet prevádzkových hodín za rok a pre nových výrobcov elektriny percentuálne
posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci
kalendárny rok podľa osobitného predpisu39) na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného
tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických
parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložené znaleckým posudkom,
c)
údaje o
1.
2.
množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce,
3.
výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa
osobitného predpisu.42)
(11)
S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie
sa predkladajú aj tieto doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie
a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu
elektriny:
a)
projekt a zmluva o dielo,
b)
popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
c)
faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
d)
celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
e)
znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie,43) v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu
alebo modernizáciu.
(12)
Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie
podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie sa určí na rok t podľa § 9 a 10 okrem zariadenia výrobcu elektriny využívajúceho ako zdroj vodnú energiu s celkovým
inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane a znižuje sa podľa osobitného predpisu.44)
(13)
Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie
podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, ktoré využíva ako zdroj vodnú energiu
s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, sa určí na rok t podľa § 9 a 10 a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu
technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými
nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu
elektriny zverejnených úradom podľa odseku 16 na rok t takto:
a)
rozsah investičných nákladov do 20 % vrátane, o 100 %,
b)
rozsah investičných nákladov od 20 % do 40 % vrátane, o 35 %,
c)
rozsah investičných nákladov od 40 % do 50 % vrátane, o 30 %,
d)
rozsah investičných nákladov od 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,
e)
rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,
f)
rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,
g)
rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.
(14)
Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných
programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, cena elektriny sa zníži
podľa osobitného predpisu.45)
(15)
Cena elektriny sa určí pre obvyklú mieru návratnosti investície 12 rokov a príslušnú
technológiu obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby, pričom
pri jej určení sa zohľadňuje
a)
priemerný inštalovaný výkon technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu
elektriny,
b)
množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa
druhu zariadenia výrobcu elektriny,
c)
investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,
d)
predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru 10 rokov,
e)
primeraný zisk,
f)
rovnomerné odpisy,
g)
osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.
(16)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej
časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií
výroby elektriny podľa osobitného predpisu46) a spôsob výpočtu príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu
najneskôr do 30. júna kalendárneho roka.
(17)
Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie
na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t
určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu47) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie48) s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom na príplatok podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok
t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,49) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok
t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena
elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca
elektriny v roku t-1 právo.
(18)
Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou
výrobou na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na
rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu47) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom
na príplatok podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej
vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t,
ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t sa cena elektriny podľa prvej
vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak doterajší výrobca elektriny
nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku
na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.
(19)
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.
(20)
Ak dôjde k zmene výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny,
s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o prevode zariadenia výrobcu elektriny z doterajšieho
výrobcu elektriny na nového výrobcu elektriny, ktorým je najmä kúpna zmluva alebo
nájomná zmluva.
§ 8
Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t pre výrobcu elektriny, ktorý má na
rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku
(1)
Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny
za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSDi,jt sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca
je menej ako nula, potom CEPSDti,j = CEPSDZi,jkde
a)
CEPSDi,jZ je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok Z predchádzajúci
roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe
roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej
rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
Pznit je príplatok50) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaný v hodnote podľa tabuľky
č. 1; Pznit sa vypočíta podľa odseku 3,
c)
rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej
uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.
Tabuľka č. 1
| Technológia výroby elektriny |
Primárne palivo | Príplatok Pznit v eur/MWh | ||||
| 2012 | 2013 | 2014 | ||||
| z obnoviteľných zdrojov energie |
Biomasa | |||||
| Biokvapalina – rastlinný olej |
17,75 | |||||
| bioplyn | ||||||
| biometán | ||||||
| vysoko účinnou kombinovanou výrobou |
zemný plyn | 3,77 | ||||
| vykurovací olej | 4,64 | 4,28 | ||||
| hnedé uhlie | 0,67 | |||||
| čierne uhlie | ||||||
| energeticky využiteľné plyny vznikajúce pri hutníckej výrobe ocele |
||||||
(2)
Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu
elektriny pre stanovenie doplatku CEPSDi,jZ a ak si uplatňuje na rok t cenu elektriny pre stanovenie doplatku na základe rekonštrukcie
alebo modernizácie, táto cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí podľa
§ 7 ods. 12 alebo 13.
(3)
Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny
s primárnymi palivami podľa tabuľky č. 1 zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva
i-tej technológie na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj
ceny primárneho paliva z neobnoviteľného zdroja energie i-tej technológie na výrobu
elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca
Pznit = NCPPit-1 x QPPi1MWh, t-1 - NCPPit-2 x QPPi1MWh, t-2,
kde
kde
a)
NCPPit-1 je úradom určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny
v eurách na jednotku množstva v roku t-1,
b)
QPPi1 MWh,t-1 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny
v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-1,
c)
VPPit-1 je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny
v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-1,
d)
NCPPit-2 je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách
na jednotku množstva v roku t-2,
e)
QPPi1 MWh,t-2 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny
v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-2,
f)
VPPit-2 je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny
v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.
(4)
Pznit sa uplatní na jeden rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny
NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh,t-2 určených podľa odseku 3.
§ 9
Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované
pred 1. januárom 2013, uvedené do prevádzky pred 1. januárom 2013 alebo uvedené do
prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013
(1)
Cena elektriny pre stanovenie doplatku sa pre zariadenia výrobcu elektriny rekonštruované
alebo modernizované pred 1. januárom 2013 alebo uvedené do prevádzky pred 1. januárom
2013 a ktoré nemá ešte schválenú cenu cenovým rozhodnutím úradu určuje ako súčin ceny
elektriny rovnocennej technológie zariadenia výrobcu elektriny podľa odsekov 2 a 3
a koeficientu podľa tabuľky
| Rok uvedenia do prevádzky alebo rok ukončenia rekonštrukcie alebo modernizácie zariadenia výrobcu elektriny |
2012 | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 | 2004 | 2003 | 2002 | 2001 | 2000 | 1999 | 1998 |
| Koeficient | 1,0000 | 0,9938 | 0,9876 | 0,9833 | 0,9624 | 0,9581 | 0,9537 | 0,9376 | 0,9265 | 0,9000 | 0,8793 | 0,8519 | 0,8277 | 0,8013 | 0,7683 |
(2)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje priamym určením
pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | ||
| 1. | do 1 MW vrátane | 109,80 eura/MWh, | |
| 2. | nad 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| 3. | nad 5 MW | 61,72 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do
100 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom |
119,11 eura/MWh, | |
| c) | z veternej energie | 79,29 eura/MWh, | |
| d) | z geotermálnej energie | 190,51 eura/MWh, | |
| e) | zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | ||
| 1. | cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy | 112,24 eura/MWh, | |
| 2. | odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy | 122,64 eura/MWh, | |
| 3. | obilnej slamy | 154,27 eura/MWh, | |
| 4. | biokvapaliny | 115,01 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi
palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,51) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou |
123,27 eura/MWh, | |
| g) | zo spaľovania | ||
| 1. | skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 84,89 eura/MWh, | |
| 2. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
do 1 MW vrátane, okrem plynu podľa bodu 1 |
134,08 eura/MWh, | |
| 3. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 1 MW, okrem plynu podľa bodu 1 |
118,13 eura/MWh, | |
| 4. | plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 149,87 eura/MWh, | |
| 5. | fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu | 144,88 eura/MWh. | |
(3)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje
priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 83,06 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 80,99 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 91,70 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 87,66 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 75,52 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 149,00 eur/MWh, | |
| 5. | z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 140,00 eur/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 81,71 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 87,73 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 89,30 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 83,16 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 79,81eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 80,00 eur/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým
štiepením odpadu |
114,71 eura/MWh, | |
| e) | v Rankinovom organickom cykle | 123,24 eura/MWh. | |
(4)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného
výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(5)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny
a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti
zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej
v biomase na elektrinu.
(6)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. a) tretieho bodu sa uplatní pre zariadenie výrobcu
elektriny uvedené do prevádzky do 28. februára 2013 a cena elektriny podľa odseku
2 písm. b) sa uplatní pre zariadenie výrobcu elektriny s inštalovaným výkonom nad
30 kW uvedené do prevádzky do 30. júna 2013.
§ 10
Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára
2014
(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny
uvedeného do prevádzky od 1. januára 2014 sa určuje priamym určením pevnej ceny v
eurách na megawatthodinu takto:
| a) | z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny | ||
| 1. | do 100 kW vrátane | 111,27 eura/MWh, | |
| 2. | nad 100 kW do 200 kW vrátane | 109,17 eura/MWh, | |
| 3. | nad 200 kW do 500 kW vrátane | 106,84 eura/MWh, | |
| 4. | nad 500 kW do 1 MW vrátane | 105,15 eura/MWh, | |
| 5. | nad 1 MW do 5 MW vrátane | 97,98 eura/MWh, | |
| b) | zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do
30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom |
98,94 eura/MWh, | |
| c) | z veternej energie | 70,30 eura/MWh, | |
| d) | z geotermálnej energie | 155,13 eura/MWh, | |
| e) | zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou | ||
| 1. | cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy | 92,09 eura/MWh, | |
| 2. | odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy | 100,63 eura/MWh, | |
| 3. | obilnej slamy | 126,10 eura/MWh, | |
| 4. | biokvapaliny | 94,36 eura/MWh, | |
| f) | zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi
palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,49) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou |
100,49 eura/MWh, | |
| g) | zo spaľovania | ||
| 1. | skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd | 70,34 eura/MWh, | |
| 2. | biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým
výkonom zariadenia do 1 MW vrátane |
107,53 eura/MWh, | |
| 3. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
do 250 kW vrátane |
125,29 eura/MWh, | |
| 4. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 250 kW do 500 kW vrátane |
119,41 eura/MWh, | |
| 5. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 500 kW do 750 kW vrátane |
110,62 eura/MWh, | |
| 6. | bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia
nad 750 kW |
107,26 eura/MWh, | |
| 7. | plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore | 122,62 eura/MWh, | |
| 8. | fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu | 118,88 eura/MWh. | |
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu
elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2014 sa určuje priamym určením pevnej
ceny v eurách na megawatthodinu takto:
| a) | v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom | 74,75 eura/MWh, | |
| b) | v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla | 72,89 eura/MWh, | |
| c) | v spaľovacom motore s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 82,53 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 78,89 eura/MWh, | |
| 3. | zmes vzduchu a metánu | 74,39 eura/MWh, | |
| 4. | z katalyticky spracovaného odpadu | 120,69 eura/MWh, | |
| 5. | z termického štiepenia odpadov a jeho produktov | 113,40 eura/MWh, | |
| d) | v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom | ||
| 1. | zemný plyn | 80,97 eura/MWh, | |
| 2. | vykurovací olej | 78,96 eura/MWh, | |
| 3. | hnedé uhlie | 80,37 eura/MWh, | |
| 4. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane | 74,84 eura/MWh, | |
| 5. | čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW | 71,83 eura/MWh, | |
| 6. | komunálny odpad | 77,60 eura/MWh, | |
| 7. | plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu |
103,24 eura/MWh, | |
| e) | spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele | 80,02 eura/MWh, | |
| f) | v Rankinovom organickom cykle | 118,31 eura/MWh. | |
(3)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného
výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(4)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny
a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti
zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej
v biomase na elektrinu.
(5)
Výrobca elektriny technológiou podľa odseku 2 písm. c) štvrtého a piateho bodu, technológiou
podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológiou podľa odseku 2 písm. e) predkladá
spolu so žiadosťou o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysokoúčinnou
kombinovanou výrobou potvrdenie o pôvode paliva, kde uvedie názov výrobcu, chemické
zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšanú v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného
predpisu.52)
(6)
Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní len v prípade, že elektrina je
vyrábaná výhradne na 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
Výroba elektriny z domáceho uhlia
(1)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane ich štruktúry
pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok
ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa tohto paragrafu, týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,
e)
znaleckým posudkom potvrdené údaje preukazujúce inštalovaný výkon zariadení na výrobu
elektriny, ktoré môžu vyrábať elektrinu spaľovaním domáceho uhlia s uvedením potenciálneho
množstva elektriny, ktorú je možné na tomto zariadení vyrobiť,
f)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti
alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi
komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
g)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
h)
údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu
elektriny z domáceho uhlia,
i)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(2)
Podklady podľa odseku 1 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(3)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(4)
Na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia sa u výrobcu elektriny uplatní
za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená
z domáceho uhlia, pevná cena DOPt v eurách za megawatthodinu vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
VNt sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t; VNt sa vypočítajú podľa vzorca
VNt = Nhu ,t + NEK , t + NOVN ,t,
kde
1.
NHU,t sú len ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup domáceho hnedého uhlia a náklady
na obstaranie mazutu, ktoré zodpovedajú množstvu mazutu, ktorého energetický obsah
zodpovedá najviac 1 % energetického obsahu domáceho hnedého uhlia určeného na základe
jeho skutočnej výhrevnosti,
2.
NEK,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup emisných kvót,
3.
NOVN,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady v súlade s § 4 ods. 1 písm. d),
b)
FNt sú plánované schválené alebo určené fixné náklady bez odpisov nových zariadení na
výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; najviac vo výške podľa vzorca
kde
1.
FNvych je schválená alebo určená východisková hodnota fixných nákladov maximálne
do 37 300 000 eur,
2.
JPIt je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie za obdobie od júla roku t-2 do júna
roku t-1, zverejnených štatistickým úradom,
3.
X je faktor efektivity v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je 3,5;
ak je hodnota rozdielu JPIt a X nižšia ako 0, na účely výpočtu pevnej ceny na výrobu elektriny z domáceho uhlia
na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,
4.
kvyužitia je koeficient, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
Qvt je plánované množstvo elektriny vyrobené z hnedého uhlia na základe plnenia povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme,
Qp je projektované množstvo elektriny, ktoré môže zdroj vyrobiť z hnedého uhlia,
c)
ONZt sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t v eurách; faktor
ONZt sa na rok 2012 rovná nule,
d)
PZt je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t určený podľa
vzorca
PZt = (VNt + FNt + ONZt) x WACC,
kde
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
e)
VEt sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok
t vypočítané podľa vzorca
VEt = (QVt - QTt - QREt ,KL) x CEt + QREt ,KL x CREt ,KL + QREt ,ZA x CREt ,ZA,
kde
1.
QVt je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva
elektriny na rok t,
2.
QTt je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho
uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
3.
QREt,KL je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia
v jednotkách množstva elektriny na rok t,
4.
CEt je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny, minimálne však vo
výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,53) okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t,
5.
CREt,KL je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej
z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
6.
QREt,ZA je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením
na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
7.
CREt,ZA je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej
zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t,
f)
VPSt je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu
elektriny z domáceho uhlia na rok t,
g)
QDEt je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom
elektriny podľa odseku 1,
h)
KDUt je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného
subjektu v eurách na rok t vypočítaný podľa odseku 5.
(5)
Faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia KDUt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KDUt = SVNt-2 - VNt-2 + SFNt-2 - FNt-2 + SONZt-2 - ONZt-2 + SPZt-2 - PZt-2 -(SVEt-2 - VEt-2) - (SVPSt-2 - VPSt-2) - KTPSvt
kde
a)
SVNt-2 sú skutočné schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t-2,
b)
VNt-2 sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t-2,
c)
SFNt-2 sú skutočné schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia
v eurách na rok t-2,
d)
FNt-2 sú plánované schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho
uhlia v eurách na rok t-2,
e)
SONZt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách; SONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
f)
ONZt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách;
ONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
g)
SPZt-2 je skutočný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa
vzorca
SPZt-2 = (SVNt-2 + SFNt-2 +SONZt-2) x WACC,
kde
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
h)
PZt-2 je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa
vzorca
PZt-2 = (VNt-2 + FNt-2 + ONZt-2) x WACC,
i)
SVEt-2 sú skutočné výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok
t-2 vypočítané podľa vzorca
SVEt-2 = (SQVt-2 - SQTt-2 - SQREt-2,KL) x SCEt-2 + SQREt-2,KL x SCREt-2,KL + SQREt-2,ZA X SCREt-2,ZA,
kde
1.
SQVt-2 je skutočné množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny
na rok t-2,
2.
SQTt-2 je skutočné množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho
uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
SQREt-2,KL je skutočné množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia
v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
4.
SCEt-2 je skutočná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej
elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného
predpisu,52)
5.
SCREt-2,KL je skutočná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej
z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
SQREt-2,ZA je skutočné množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením
na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
7.
SCREt-2,ZA je skutočná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej
zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t-2,
j)
VEt-2 sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok
t-2 vypočítané podľa vzorca
VEt-2 = (QVt-2 -QTt-2 - QREt-2,KL) x CEt-2 + QREt-2,KL x CREt-2,KL + QREt-2,ZA x CREt-2ZA,
kde
1.
QVt-2 je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva
elektriny na rok t-2,
2.
QTt-2 je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho
uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
QREt-2,KL je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia
v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
4.
CEt-2 je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej
elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného
predpisu,52)
5.
CREt-2,KL je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej
z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
QREt-2,ZA je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením
na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
7.
CREt-2,ZA je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej
zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t-2,
k)
SVPSt-2 je skutočný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu
elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,
l)
VPSt-2 je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu
elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,
m)
KTPSvt je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému výrobcu
elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia v eurách
v roku t-2; pre roky 2013 až 2015 sa rovná nule a pre roky 2016 a nasledujúce sa vypočíta
podľa vzorca
kde
1.
TPSvt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny,
ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku
množstva elektriny na rok t-2, vypočítaná podľa § 18 ods. 4,
2.
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
3.
QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
4.
Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého
hodnota je 0,95,
5.
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
6.
QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-6 až február roku t-5.
Tarifa za prevádzkovanie systému
§ 12
Spôsob výpočtu tarify za prevádzkovanie systému, postup a podmienky uplatňovania tarify
(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému TPSt sa určí ako podiel plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému vypočítaných podľa
odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,54) na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NPSt sú plánované náklady na prevádzkovanie systému,
b)
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na
rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej
sústavy, organizátorovi krákodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými
odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia
týchto podmienok v roku t,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Plánované náklady na prevádzkovanie systému sa vypočítajú podľa vzorca
NPSt = DOPt x QDEt + Nozekvt + PNOTt + Noktet - KPSt,
kde
a)
DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu,
b)
QDEt je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom
elektriny,
c)
Nozekvt sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t,
d)
PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť
nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na
rok t,
e)
Noktet sú náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t,
f)
KPSt je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej
sústavy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2.
(3)
Celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t sa vypočítajú
podľa vzorca
kde
a)
NDOPti sú plánované náklady na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sú Vpprektistavy v roku t,
b)
je plánovaný výnos za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát i-tým
prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t,
c)
Ktpsit-2 je korekcia nákladov vynaložených na nákup elektriny od výrobcov elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľmi
regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
d)
Krdsit-2 je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľov
regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
e)
K2012,2013 je korekcia nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy súvisiacich
s prevzatím zodpovednosti za odchýlku za zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby elektriny a tepla, nákladov súvisiacich
s dokupom elektriny, nákladov a výnosov súvisiacich s tarifou za prevádzkovanie systému
fakturovanej odberateľom a samovýrobcom za roky 2012 a 2013, pre ostatné roky je rovná
0
kde
f)
PQDOPjt je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v
roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej
distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách
množstva elektriny,
g)
CEPSDOPjt je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov
elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v
eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
h)
CESTRit je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy
vrátane nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup
do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t
kde
i)
PQSTRpreki,jt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku
t prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s
odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení
výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát elektriny v distribučnej
sústave; PQSTRpreki,jt sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát
elekriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny
i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny
s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRpreki,jt sa rovná nule,
j)
PCTRHjt je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok
t v j-tej hodine roku t; PCTRHjt sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t ako aritmetický priemer cien elektriny
príslušných hodín v dňoch v období od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1
pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou
organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; od 1. marca 2013 je táto
cena minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu.55)
(4)
Korekcia nákladov vynaložených na prevádzkovanie systému v roku t
kde
a)
KDOPit-2 je korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy v roku t-2,
b)
Kpprekit-2 je korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát
i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2.
(5)
Korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie
a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy v roku t:
kde
a)
SQDOPi,jt-2 je skutočné množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom
zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou
kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy
alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v jednotkách množstva elektriny v roku
t-2,
b)
PQDOPi,jt-2 je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v
j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko
účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej
sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v jednotkách množstva elektriny
v roku t-2,
c)
CEPSDOPi,jt-2 je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t-2,
d)
CESTRt-2 je cena elektriny na účely pokrytia strát i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej
sústavy vrátane nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny na rok t-2.
(6)
Korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát
i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t sa vypočíta podľa
vzorca
kde
a)
SQSTRpreki,jt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku
t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti
s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení
výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy;
SQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t skutočného diagramu na pokrytie strát
v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s
právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, SQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
b)
PQSTRpreki,jt-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku
t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti
s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení
výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy;
PQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát
v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého
prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s
právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
c)
SCTRHjt-2 je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok
t-2 v j-tej hodine roku t-2; SCTRHjt-2 sa rovná pre každú hodinu roka t-2 váženému priemeru cien elektriny príslušnej hodiny
roka t-2, za ktoré boli odpredané jednotlivé časti množstva SQSTRprekjt-2 na obdobie roku t-2, od 1. marca 2013 je táto cena minimálne vo výške ceny elektriny
na straty podľa osobitného predpisu;55) prekúpené množstvo elektriny SQSTRpreki,jt-2 i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny
i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny
s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy sa umožňuje odpredať
na ročnej báze vo forme štandardného produktu ročného základného pásma s rovnakou
hodnotou množstva elektriny v každej hodine roka t-2 a v dennom obchodovaní v obchodnej
oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého
trhu s elektrinou.
(7)
Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre roky 2014 a 2015 vypočíta podľa
vzorca
Krdsit-2 = (TPSt-2 + TPSit-2) x (SQKit-2 - QKit-2) + TPSt-2 x (SQZdot-2 + SQVdot-2 -QZdot-2 - QVdot-2),
kde
a)
TPSt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov
elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do
regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, v eurách na jednotku množstva
elektriny v roku t-2,
b)
TPSit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
c)
SQKit-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratý prevádzkovateľmi
miestnej distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy
regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov
elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej
republiky v roku t-2,
d)
QKit-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú
prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej
sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy
a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy
Slovenskej republiky v roku t-2,
e)
SQZdot-2 je celkový skutočný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného
subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej
distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto
miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej
sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave
okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny
v roku t-2,
f)
SQVdot-2 je celkový skutočný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov
elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu
a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej
distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny
v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny
pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
g)
QZdot-2 je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu,
vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej
sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej
sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo
spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej
spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
QVdot-2 je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov
elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu
a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej
distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny
v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny
pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(8)
Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre rok 2016 a nasledujúce vypočíta
podľa vzorca
Krdsit-2 = TPSdsit-2 x [(QSKStpst-2 - QSvdt-2 x Kvdt-2) - (QPKStpst-2 - QPvdt-2 x Kvdt-2)],
kde
a)
TPSdsit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
b)
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
d)
Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého
hodnota je 0,95,
e)
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
f)
QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5.
(9)
Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca
KPSt = VtpsPPSt-2 - NtpsPPSt-2 + KPSPPSt-2,
kde
a)
VtpsPPSt-2 sú celkové výnosy z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,
b)
NtpsPPSt-2 sú celkové náklady z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,
c)
KPSPPSt-2 je korekcia v eurách na rok t-2 KPSt-2 zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému v roku t-4.KPS
(10)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa
za prevádzkovanie systému TPSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny
vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú
spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny
bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,
ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(11)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na
výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny
alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy
okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej
sústavy.
(12)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny
pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom
zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených
do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny
alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej
spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej
sústavy.
(13)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia
prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto
odberateľovi elektriny tarifa za prevádzkovanie systému TPSt na celé množstvo takto odobratej elektriny. Ak výrobca nie je subjektom zúčtovania,
uhradia sa platby uplatnené u odberateľa elektriny účastníkovi trhu, ktorý za výrobcu
prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(14)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za
vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu
elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy ani za
spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(15)
Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú prevádzkovateľmi prenosovej
sústavy a distribučných sústav a výrobcami elektriny údaje o skutočných množstvách
elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách
elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom elektriny vrátane údajov o množstve
elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, v inom zariadení na
výrobu elektriny a údaje o spotrebe takto vyrobenej elektriny spotrebovanej na vlastnú
spotrebu elektriny, dodanej odberateľom elektriny bez použitia prenosovej alebo regionálnej
distribučnej sústavy, vlastnej spotrebe elektriny pri výrobe elektriny, ako aj údaje
o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.
§ 13
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto
režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému
účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal
zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie
miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa
platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal
zodpovednosť za odchýlku.
(3)
Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QSKStpsoomt, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému, sa určí podľa vzorca
QSKStpsoomt = QSKStpsoomt - QSvdoomt x Kvdt,
kde
a)
QSKStpsoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste
v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QSvdoomt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
Výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
§ 14
Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 15 až 17 sa vzťahuje za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2, najmä za zúčtovanie, vyhodnotenie
a vysporiadanie odchýlok, za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 15 až 17, týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti
alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi
komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
f)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
g)
podklady podľa prílohy č. 2,
h)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
§ 15
Postup určenia tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok
(1)
Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PPZOt = PNZOt + PVAt + INVZOt - KZOt,
kde
a)
PNZOt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením
a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
b)
PVAt je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v
eurách vypočítaný podľa vzorca
PVAt = ARx 0,065,
kde
AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti so zúčtovaním,
s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru roku t-1,
c)
INVZOt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVZOt = SOzot-2 - POzot-2,
kde
1.
SOzot-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,
2.
POzot-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,
d)
KZOt je fakor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa vypočíta sa podľa vzorca
KZOt = PZOt-2 x (SQSZt-2 + SQPZt-2 - QSZt-2 - QPZt-2) + TZOt-2 x (SQDDt-2 + SQREt-2 - QDDt-2 - QREt-2),
kde
a)
PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok v eurách v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú
zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
b)
SQSZt-2 je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok,
c)
SQPZt-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú
prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
d)
QSZt-2 je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní,
vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
e)
QPZt-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale
majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
f)
TZOt-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku
množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil
režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú
zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
g)
SQDDt-2 je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma
zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných
skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti
za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
SQREt-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
i)
QDDt-2 je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako
suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov,
bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti
za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
j)
QREt-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)
Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania
odchýlok PZOt v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní
odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť
za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v roku t,
b)
QtSZ je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej
zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a
vysporiadaní odchýlok,
c)
QtPZ je predpokladaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú
prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.
(3)
Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok,
ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu
o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné
služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie
odchýlok v roku t,
b)
QtDD je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako
suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov
elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim
vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení
a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v
roku t,
c)
QtRE je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú
podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
v jednotkách množstva elektriny v roku t.
(4)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku
a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre
subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku
na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania,
vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt podľa odseku 2 v eurách v roku t.
(5)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku
a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa
uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných
skupín podľa denných diagramov v roku t.
(6)
Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za
odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie
a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny
určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.
§ 16
Postup určenia cien za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou
(1)
Pre subjekty zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu
s elektrinou, sa uplatňujú tarify za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu
s elektrinou, pričom úradom schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v
eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
VOTEt = PNOTEt + PVAt + INVOTEt - KOTEt,
kde
a)
PNOTEt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním
a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,
b)
PVAt je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou
v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca
PVAt = AR x 0,065
kde
AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti s organizovaním
a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
c)
INVOTEt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVOTEt = SOotet-2 - POotet-2,
kde
1.
SOotet-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
2.
POotet-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných
v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
d)
KOTEt je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odsekov 3 a 4.
(2)
Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách za jednotku množstva
elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta
podľa vzorca
kde
a)
VOTEt je schválený alebo určený maximálny výnos podľa odseku 1,
b)
PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť
nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na
rok t; PNOTt sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému,
c)
FPOTEt je schválená alebo určená ročná fixná platba v eurách určená na rok t cenovým rozhodnutím
uplatneným subjektu zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu
s elektrinou,
d)
Qtote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t,
e)
QOTEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t nakúpenej
a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.
(3)
Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t sa na roky 2014 až 2015 vypočíta podľa vzorca
KOTEt = (SQotet-2 - Qotet-2) x FPOTEt-2 + (SQOTEt-2 - QOTEt-2) x TOTEt-2 + (SQKpot-2 - QKpot-2) x TPSotet-2,
kde
a)
SQotet-2 je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
b)
Qotet-2 je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku
t-2,
c)
FPOTEt-2 je ročná fixná platba v eurách určená na rok t-2 cenovým rozhodnutím pre subjekt
zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
SQOTEt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej
a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
QOTEt-2 je plánované schválené množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok
t-2 nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
f)
TOTEt-2 je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená
alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách za jednotku množstva elektriny
nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
g)
SQKpot-2 je skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú
priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
QKpot-2 je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí
sú priamo pripojení do prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
i)
TPSotet-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou na rok t-2.
(4)
Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t sa od roku 2016 vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
c)
Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého
hodnota je 0,95,
d)
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
e)
QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako
aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku
t-6 až február roku t-5,
f)
PNOTt-2 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-2.
§ 17
Zohľadnenie nákladov za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s
elektrinou
(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 + RABt x WACC x KDZ + FINVPt - KOTt,
kde
a)
PNt, sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady
súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov a s centrálnou fakturáciou
taríf vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,
b)
POt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou
činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú
činnosť v roku t,
c)
RABt je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so
správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf
vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2014 až 2016 určená podľa
§ 5 ods. 2 a 3,
e)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; KDZ je na roky 2012 až 2014 rovný jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od
0,90 do 1,00,
f)
FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt sa na rok 2014 a 2015 rovná nule a na rok 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPt = SOt-2 - POt-2,
kde
1.
SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne
využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,
2.
POt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených
alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne
využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,
g)
KOTt je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách, ktorá sa vypočíta
podľa odseku 3.
(2)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činnosti organizátora krátkodobého
trhu s elektrinou v roku t Noktet sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému. Alikvotná časť tarify za prevádzkovanie
systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú
sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(3)
Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca
KOTt = SVTPSostt-2 - PVTPSostt-2,
kde
a)
SVTPSostt-2 sú skutočné výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie
ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,
b)
PVTPSostt-2 sú plánované výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie
ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.
§ 18
Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému účastníkmi trhu s elektrinou
(1)
Náklady na prevádzkovanie systému NPSsz sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
vyúčtujú všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku55) daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a sú vypočítané podľa vzorca
NPSszi = TPSt x (QSKStpsszi - QSvdit x Kvdt),
kde
a)
QSKStpsszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QSvdti je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými
odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania
s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Náklady na prevádzkovanie systému sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny
na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny,
ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.56)
(3)
Ak prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej sú pripojení jednotliví
výrobcovia elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou
výrobou a od ktorých prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy nakupuje elektrinu
na krytie strát a ktorým vypláca doplatok k cene elektriny vyrobenej z obnoviteľných
zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, vyúčtujú sa organizátorovi
krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca náklady
spojené s nákupom elektriny od týchto výrobcov elektriny NPSdsi podľa vzorca
NPSdsi = TPSdsit x (QSKStpst - QSvdt x Kvdt),
kde
a)
TPSdsit je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca
kde
1.
Nozekvit sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov
energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou i-tého prevádzkovateľa sústavy v roku
t,
2.
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
3.
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
4.
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
b)
QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(4)
Ak výrobca elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení
povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho
uhlia, vyúčtuje sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15.
dňu nasledujúceho mesiaca platba NPSv podľa vzorca
NPSv= TPSvt x (QSKStpst - Qsvdt x Kvdt),
kde
a)
TPSvt je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny,
ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom
hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku
množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca
kde
1.
DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu pre
rok t,
2.
QDEt je objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti
vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu
vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,
3.
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
4.
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
5.
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
b)
QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(5)
Náklady spojené s korekciou prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému NKPSpps zohľadňujúce náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z
platieb za prevádzkovanie systému za rok t-2 sa vyúčtujú organizátorovi krátkodobého
trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca
NKPSpps = TPSppst x (QSKStpst - QSvdt x Kvdt),
kde
a)
TPSppst je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta
sa podľa vzorca
kde
1.
KPSt je korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie
systému v roku t-2,
2.
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
3.
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
4.
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
b)
QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
Prístup do prenosovej sústavy, prenos elektriny, podporné služby a systémové služby
§ 19
Všeobecné ustanovenia
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 20 až 22 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku
t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh a vykonáva sa určením
a)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos
elektriny,
b)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
c)
spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, za
poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných služieb, vrátane ich
štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane
podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výška zmluvných a nameraných
technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 20 až 22, týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných
služieb a systémových služieb,
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 3,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Do 30. apríla roku t sa regulovaným subjektom predkladajú tieto údaje
a)
výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,
b)
výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,
c)
výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt
uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných
služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,
d)
výška skutočných výnosov z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-1,
e)
výška skutočných investícií v roku t-1,
f)
výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
g)
výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
h)
skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi
distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie
do prenosovej sústavy.
(6)
Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka
t-1 plánované množstvo v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné
množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t
a)
fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi
elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej
sústavy,
b)
fakturovanej celkovej koncovej spotreby elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými
odberateľmi elektriny od prevádzkovateľov distribučnej sústavy vrátane koncovej spotreby
elektriny odberateľov pripojených do distribučnej sústavy v rámci prevádzky preukázateľne
oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
c)
celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny,
ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
d)
elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,
e)
elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.
(7)
Tarify za rezervovanú kapacitu a za prenesenú elektrinu sa určia tak, aby plánovaný
výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny
za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 20 ods. 1 a plánovaného množstva elektriny QPPt.
(8)
Platba za prístup do prenosovej sústavy, ktorá sa stanoví ako súčin hodnoty rezervovanej
kapacity, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov a tarify za rezervovanú
kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy výrobcom elektriny pripojeným
do prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu
elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej
sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje
zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do
5 MW.
(9)
Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu neobjednávajú. Hodnota rezervovanej
kapacity sa určí z hodnoty dohodnutého technického dimenzovania pripojenia z výšky
dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy
alebo z výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak výrobca
elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej
sústavy alebo ak hodnota technického dimenzovania nie je ešte priamo uvedená v existujúcej
zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.
(10)
Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny sa určí tak, aby plánované
platby, ktoré výrobcovia elektriny pripojení do prenosovej sústavy uhrádzajú prevádzkovateľovi
prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v roku t boli najviac vo výške
výnosu určeného ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej
sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy.
(11)
Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa kalkulujú pri základnom
zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie
užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením v súlade s technickými
podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy so
zvláštnymi nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie
napájacie vedenia sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí 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 určí sám, ktoré napájacie vedenie
je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Iba v prípade prenosu elektriny
cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci
sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú
kapacitu a cena za prenos elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za prenos elektriny,
pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie
nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie
užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.
(12)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované
regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo
bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady,
ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.21)
(13)
V prípade odberu elektriny z prenosovej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov
elektriny, ktorí odberajú elektrinu z prenosovej sústavy výlučne na účely čerpania
v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba
za prístup do prenosovej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu.
(14)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej
sústavy, prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej
sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, sa uhrádza
prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, do ktorého prenosovej sústavy je jeho miestna
distribučná sústava pripojená, platba za prístup do prenosovej sústavy vo výške podľa
odseku 8 podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Platba za prístup
do prenosovej sústavy vo výške podľa predchádzajúcej vety sa uhrádza prevádzkovateľovi
prenosovej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy na základe faktúry
vystavenej prevádzkovateľom prenosovej sústavy, a to aj v prípade, ak takýto prevádzkovateľ
miestnej distribučnej sústavy nemá s prevádzkovateľom prenosovej sústavy uzatvorenú
zmluvu o pripojení alebo zmluvu o prístupe do prenosovej sústavy a prenos elektriny
pre zariadenie na výrobu elektriny. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie
na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny,
ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným
výkonom do 5 MW.
(15)
V prípade pripojenia miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej
sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do prenosovej sústavy
uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto:
a)
výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú
kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 8 alebo tarifa za rezervovanú
kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do prenosovej sústavy
cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy
uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu
elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu
elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy
uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu
elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny alebo tarifu za rezervovanú kapacitu
odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.
§ 20
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, postup a podmienky uplatňovania
cien
(1)
Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CPt okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
na rok t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
PNvych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady
v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s
regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej
sústavy na zabezpečenie systémových služieb,
b)
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým
úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
c)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5,
ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy
a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,
d)
Ovych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom
roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných
z RABvych na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných
pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
e)
POt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
f)
RABvych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá
sa rovná všeobecnej hodnote majetku57) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k
1. januáru 2011,
g)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
h)
KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou
činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí úradom v intervale
od 0,90 do 1,00,
i)
FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPt = SOt-2 – POt-2,
kde
1.
SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
2.
POt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,
j)
MPt je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t
vypočítaná podľa vzorca
MPt = (ITCt + VAt) x (1 - m),
kde
1.
ITCt je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných
regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,
2.
VAt je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítanie nákladov fakturovaných
regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej
sústavy,
3.
m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
k)
DVt sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi
distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie
do sústavy; DVt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,
l)
QPPt je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy
koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané
ako priemer ročných hodnôt skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a
t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva
za roky t a t+1.
(2)
Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určí
ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov,
a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch
s rozlíšením na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa
započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa § 19 ods. 8, 9, 10 a 15.
(3)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb
za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,8.
Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za
rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,2.
(4)
Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek
taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu. Návrh taríf
zohľadňuje plánované výnosy v eurách v roku t z platieb za rezervovanú kapacitu pri
výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy a charakter
odberu elektriny koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej
sústavy, ich spotrebu elektriny a výšku rezervovanej kapacity pripojených užívateľov
prenosovej sústavy takto:
a)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného
do prenosovej sústavy je viac ako 200 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového
odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac
ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy
v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej
sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity
a 70 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 70
% z tarify za prenesenú elektrinu,
b)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného
do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového
odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac
ako 2 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy
v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej
sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity
a 50 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 50
% z tarify za prenesenú elektrinu,
c)
ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného
do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového
odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac
ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy
v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej
sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity
a 30 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 30
% z tarify za prenesenú elektrinu.
§ 21
Spôsob výpočtu tarify za straty pri prenose elektriny, postup a podmienky uplatňovania
cien
(1)
Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPLt v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
VstEPS,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce
do prenosovej sústavy na rok t vrátane tokov zo zahraničia,
b)
PPSCPS,t je percento plánovaných strát elektriny pri prenose elektriny prenosovou sústavou
na rok t vypočítané podľa vzorca
ak výsledok výpočtu
je vačší ako 1, tak
je vačší ako 1, tak
PPSCPS,t sa rovná 1,
kde
1.
SQPLt je ročný priemer zo súčtu skutočného množstva strát elektriny pri prenose elektriny
za roky t-3 a t-2, očakávaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny za rok
t-1 a plánovaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny za roky t a t+1 v
jednotkách množstva elektriny,
2.
SVstEPS,t je ročný priemer zo súčtu skutočného množstva elektriny vstupujúceho do prenosovej
sústavy za roky t-3 a t-2 vrátane tokov zo zahraničia, očakávaného množstva elektriny
vstupujúceho do prenosovej sústavy za rok t-1 vrátane tokov zo zahraničia a plánovaného
množstva elektriny vstupujúceho do prenosovej sústavy za roky t a t+1 vrátane tokov
zo zahraničia v jednotkách množstva elektriny.
(2)
Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose
elektriny PSstratyt a výnos z týchto platieb sa nezahŕňa do výnosu za prístup do prenosovej sústavy a
prenos elektriny. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa
vypočíta podľa vzorca
kde
a)
QPLt je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách
množstva elektriny na rok t podľa odseku 1,
b)
PLEt je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou
PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t
v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna
roku t-1,
2.
kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac
12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na
rok t,
3.
Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu v eurách na jednotku
množstva elektriny na rok t na odchýlku súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny
na rok t pri prenose elektriny; tieto náklady sa stanovia pomerne k skutočným nákladom
za obdobie január až jún t-1,
c)
QPLprenost je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny na rok t,
d)
FPSt je faktor strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na
rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
PSstratyt-2 je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva
elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2,
2.
QPLprenost-2 je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny na rok t-2,
3.
QSKprenost-2 je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva
elektriny v roku t-2,
4.
PLEt-2 je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
QPLt-2 je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny na rok t-2,
6.
QSKt-2 je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v roku t-2.
§ 22
Cena za poskytovanie podporných služieb v elektroenergetike a regulačnej elektriny,
postup a podmienky uplatňovania cien
(1)
Na základe dohodnutého a schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných
služieb sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované náklady v
eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb PPSt od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb.
(2)
Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím
na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa
priamym určením určuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie
činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného
výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu a maximálny ročný náklad
na zabezpečenie poskytovania diaľkovej regulácie napätia a jalového výkonu a štartu
z tmy v eurách a maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny alebo minimálna
cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny
pri aktivácii predmetného druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných
služieb prevádzkovateľom prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov
elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva
hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(3)
Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa
určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení poskytovateľov
podporných služieb ako
a)
najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,
ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím
v eurách za jednotku množstva elektriny,
b)
najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení,
ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím
v eurách za jednotku množstva elektriny.
(4)
V každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení sa osobitne vyhodnocuje kladná
regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina
sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa
použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy.
§ 23
Určenie tarify za systémové služby v elektroenergetike
(1)
Tarifa za systémové služby sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených
o primeraný zisk na systémové služby stanovených podľa odseku 2 a celkovej plánovanej
koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,53) na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
NPSSt sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,
b)
QPKStsst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na
ktorú sa uplatňujú tarify sa systémové služby,
c)
QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na
rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej
sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými
odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia
týchto podmienok v roku t,
d)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95,
(2)
Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca
kde
a)
PPSt sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy
na nákup podporných služieb v roku t, od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného
predpisu58) v eurách,
b)
PNDispvych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady
v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na
zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,
c)
JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom
za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
d)
X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5:
ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov
na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná
0,
e)
ODispvych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom
roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vztiahnutých
na RABDispvych a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne
využívaných pre dispečerskú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
f)
PODispt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s dispečerskou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
g)
RABDispvych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá
sa rovná všeobecnej hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s
dispečerskou činnosťou precenenej k 1. januáru roka 2011,
h)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až
2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
i)
FINVDispt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDispt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVDispt = SODispt-2 - PODispt-2,
kde
1.
SODispt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
2.
PODispt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou
činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne
využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v
roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
j)
KS t je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 6.
(3)
Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KSt = NSSSt-2 - NPSSt-2 - (1 - s) X (SPSt-2 - PPSt-2) - Naukct-2 - CVt-2 + 0,5 x GCCt-2
kde
a)
s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi
na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty
zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jedna,
b)
SPSt-2 sú celkové skutocné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných
služieb od poskytovatelov podporných služieb v eurách v roku t-2,
c)
PPSt-2 sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy
na nákup podporných služieb v roku t od poskytovateľov podporných služieb v eurách
v roku t-2,
d)
Naukct-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz
podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
e)
CVt-2 je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta
podľa vzorca
KSt = NSSSt-2 - NPSSt-2 - (1 - s) x (SPSt-2 - PPSt-2) - Naukct-2 - CVt-2 + 0,5 x GCCt-2,
kde
1.
NOcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
2.
VOcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
3.
NVcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
4.
VVcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok
za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
5.
NREcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
6.
VREcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
7.
Ncvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú
ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,
8.
Vcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú
ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.
f)
GCCt-2 je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách
v roku t-2; GCCt-2 za rok 2011 sa rovná nule a za roky 2012 až 2014 sa vypočíta podľa vzorca
GCCt-2 = VGCCt-2 - NGCCt-2 + VREGCCt-2 - NREGCCt-2,
kde
1.
VGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie
výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa
prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v
rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
2.
NGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny
obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie
výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa
prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v
rámci systému GCC v eurách v roku t-2,
3.
VREGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny
typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v
systéme GCC v eurách v roku t-2,
4.
NREGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej
elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej
sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,
g)
NSSSt-2 sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej
sústavy v roku t-2,
h)
NPSSt-2 sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.
(4)
Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa
za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej
v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu
elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez
použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,
ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(5)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na
výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny
alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy
okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej
sústavy.
(6)
Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje
tarifa za systémové služby TSSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny
pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom
zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených
do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny
alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej
spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej
sústavy.
(7)
Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia
prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto
odberateľovi elektriny tarifa za systémové služby TSSt na celé množstvo takto odobratej elektriny.
(8)
Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú
spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny
pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy ani
za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
§ 24
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto
režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za systémové služby
účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal
zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie
miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa
platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť
za odchýlku.
(3)
Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QSKStssoomt, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby, sa určí podľa vzorca
QSKStssoomt = QSKStpsoomt - QSvdoomt x Kvdt,
kde
a)
QSKStpsoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste
v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdoomt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej
koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného
využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu
zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového
ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej
ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november
roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
§ 25
Podmienky uplatňovania tarify za systémové služby účastníkmi trhu s elektrinou
(1)
Náklady na systémové služby sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou
všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku55) daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca
NSSszi = TSSt x (QSKStssszi - QSvdit x Kvdt),
kde
a)
QSKStssszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou
zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými
odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania
s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
(2)
Náklady na systémové služby sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na
prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny,
ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.59)
(3)
Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps
sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu
nasledujúceho mesiaca podľa vzorca
NSSps = TSSt x (QSKStsst - QSvdt x Kvdt),
kde
a)
QSKStsst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie,
na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
b)
QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie
odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy
s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou
odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie
podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity
určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace
november roku t-4 až február roku t-3,
c)
Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových
odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota
je 0,95.
Prístup do distribučnej sústavy a distribúcia elektriny prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy
§ 26
Všeobecné ustanovenia
(1)
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú
a)
návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou,
vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny,
počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných
technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
e)
potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu
nie sú evidované
1.
daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
2.
nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
3.
nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné
dôchodkové sporenie,
f)
podklady podľa prílohy č. 4,
g)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované
množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané
množstvá v závislosti na type merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej
z príslušnej distribučnej sústavy
a)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny
odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny
v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
b)
prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky
preukázateľne oddelenej od 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 jedenástich sadzieb pre odberateľov elektriny
okrem odberateľov elektriny v domácnostiach takto:
a)
C1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
C2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,
c)
C3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
d)
C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, nízke pásmo sa poskytuje minimálne
osem hodín denne,
e)
C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje
minimálne osem hodín denne,
f)
C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne
osem hodín denne,
g)
C7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním
priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
h)
C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne
20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
i)
C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
j)
C10 je sadzba pre verejné osvetlenie,
k)
C11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny.
(8)
Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do ôsmich sadzieb pre odberateľov
elektriny v domácnostiach takto:
a)
D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,
b)
D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,
c)
D3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne
určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme, pričom aspoň jeden interval sa
poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov
sa nevyžaduje. Prevádzkovateľ distribučnej sústavy zverejní informáciu o fixnom čase
trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri
hodiny odberateľovi elektriny,
d)
D4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním
akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,
e)
D5 je dvojpásmová sadzba pre priamovyhrevné elektrické vykurovanie; nízke pásmo sa
poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov
v čase vysokého pásma,
f)
D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne
20 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého
pásma,
g)
D7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny
do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,
h)
D8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním
akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným
výkonom akumulačných spotrebičov.
(9)
Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných
cien a taríf.
(10)
Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová
úroveň vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi
vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu
nízkeho napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.
(11)
Na účely uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému
a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa poskytujú prevádzkovateľovi
prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny,
ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny
z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov distribučnej
sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej
od sústavy Slovenskej republiky, a skutočné údaje o množstve elektriny v jednotkách
množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví
odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu v rámci prevádzky
preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a to vždy za príslušný mesiac
do ôsmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.
(12)
Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za
straty pri distribúcii elektriny v roku t proti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni
nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia ekonomicky
oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát
elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za
straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom,
aby bola percentuálna zmena cien distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na
všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej
inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku
t-1 a X je faktor efektivity.
(13)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii
elektriny sa určuje maximálne do výšky 0,65. Medziročná zmena podielu výnosov z platieb
za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 1
%.
(14)
Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého
napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dojednaná v zmluve o pripojení
alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Nameraný štvrťhodinový
výkon na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je najvyššia hodnota
výkonu nameraného počas kalendárneho mesiaca v dňoch pondelok až nedeľa 24 hodín denne.
Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu
maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy
tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt. Do celkového objemu rezervovanej kapacity
sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov
23, 24 a 26.
(15)
Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi
vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na
príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny zmluvou o prístupe do distribučnej
sústavy a distribúcii elektriny alebo rámcovou distribučnou zmluvou. Hodnota rezervovanej
kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia
ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity
je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym
odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity maximálne
5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas
doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu
rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty
rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby,
na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá.
(16)
Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na
napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu
A alebo 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 90 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny
rok. Pre sezónny odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny
rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Po ukončení kalendárneho roka
prevádzkovateľ distribučnej sústavy vyhodnotí splnenie podmienok sezónneho odberu
za uplynulý kalendárny rok, a to zaslaním vyúčtovacej faktúry odberateľovi elektriny
do konca februára nasledujúceho roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia
sezónneho odberu, odberateľom elektriny sa uhrádza platba za prístup do distribučnej
sústavy a distribúciu elektriny takým spôsobom, že sa neprihliada na tarifu sezónneho
odberu, a to uplatnením mesačnej rezervovanej kapacity (mesačná tarifa za mesačnú
rezervovanú kapacitu) s hodnotou 5 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo s nameranou
hodnotou maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho
odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 5 % maximálnej rezervovanej kapacity. Zistený
rozdiel v platbe (tarify za prácu a tarify za výkon) v dôsledku nesplnenia podmienok
pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhradí odberateľom elektriny prevádzkovateľovi
distribučnej sústavy.
(17)
Rezervovaná kapacita sa dohodne takto:
a)
mesačná na jeden kalendárny mesiac,
b)
trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace na rovnakú hodnotu,
c)
dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov na rovnakú
hodnotu.
(18)
O zmenu rezervovanej kapacity môže odberateľ elektriny, ktorého odberné miesto je
pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia a ktorý
má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny, požiadať
prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z
a)
dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo mesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná kapacita
uplatňovaná,
b)
trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita
uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas
kalendárneho roka,
c)
mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú
rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca, odkedy bola mesačná kapacita uplatňovaná;
zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho
roka.
(19)
Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať
o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 17 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny.
Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej
zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.
(20)
Hodnota a doba trvania rezervovanej kapacity platí ďalej na príslušné nasledujúce
obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná kapacita
platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace, dvanásťmesačná
platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity na nasledujúce obdobie môže
odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa distribučnej
sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr do 20. dňa posledného mesiaca obdobia, na ktoré
je kapacita dohodnutá. Rezervovaná kapacita sa účtuje mesačne.
(21)
Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná
kapacita stanovená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná
kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá
v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy a určená v pripojovacích podmienkach;
pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu
s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dojednaná a môže byť nižšia,
ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa. Do celkového
objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu
elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni
nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov
od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie
rezervovanej kapacity alebo zvýšenie hodnoty rezervovanej kapacity do výšky maximálnej
rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového
činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej správy nevyžaduje. Pri
žiadosti odberateľa elektriny o zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné
miesta nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu sa odberateľom
elektriny preukazuje zníženie menovitej hodnoty ističa predložením revíznej správy
o výmene ističa. Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny podáva
žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy. Ak o zníženie rezervovanej
kapacity požiadal odberateľ elektriny pripojený do sústavy po 31. decembri 2004, po
predložení žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej rezervovanej kapacity do dvoch
rokov od zníženia hodnoty rezervovanej kapacity na žiadosť odberateľa elektriny sa
mu pri pridelení tejto kapacity neuplatňuje cena za pripojenie.
(22)
V prípade odberu elektriny z distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov
elektriny, ktorí odberajú elektrinu z distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania
v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba
za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu (mesačná, trojmesačná,
dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).
(23)
Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej
distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy
vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení
zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy alebo z hodnoty
výšky celkového inštalovaného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak zariadenie
na výrobu elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny
do regionálnej distribučnej sústavy vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú
kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
Výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi
regionálnej distribučnej sústavy platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške
podľa predchádzajúcej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej
distribučnej sústavy, a to aj v prípade, ak takýto výrobca elektriny nemá s prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy uzatvorenú zmluvu o pripojení alebo zmluvu o prístupe
do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny. Výrobcovia elektriny si rezervovanú
kapacitu neobjednávajú. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej
rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou
hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na
výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa
prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny,
ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným
výkonom do 5 MW.
(24)
Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej
sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej
sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, uhrádza sa
prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej
sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená, platba za prístup do distribučnej
sústavy vo výške 30 % z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu takéhoto zariadenia
na výrobu elektriny výrobcu elektriny vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú
kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej
distribučnej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa
predchádzajúcej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej
sústavy, a to aj v prípade, ak takýto prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy
nemá s prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy uzatvorenú zmluvu o pripojení
alebo zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny pre zariadenie
na výrobu elektriny. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu
elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej
sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý
prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným
výkonom do 5 MW.
(25)
Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej
sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna
rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny
pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej
sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom
regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa
miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej
sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu
takéhoto zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity,
ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.
(26)
V prípade pripojenia miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do regionálnej
distribučnej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do regionálnej
distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny
takto:
a)
výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhradí tarifa
za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 23 alebo
tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený
do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá
rezervovaná kapacita je vyššia,
b)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia
na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie
na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej
sústavy,
c)
prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej
sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia
na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú
kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita
je vyššia.
(27)
Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi vysokého
napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených
viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo meraním typu B, ich odber
elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané dopravné
prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej
sústavy na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných
miest rezervovaná kapacita na účely vyhodnotenia a stanovenia cien za rezervovanú
kapacitu pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov maximálnych výkonov nameraných
v odberných miestach v čase, keď je tento súčet v danom mesiaci najvyšší.
(28)
Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 27 neobjednáva u prevádzkovateľa
regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné
miesta podľa odseku 27 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej
kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za
každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky
jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje
a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.
(29)
Odberné miesta podľa odseku 27 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradia iba do
jednej bilančnej skupiny.
(30)
Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy za odberné miesta, ktoré spĺňajú
podmienky podľa odseku 27, sa fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne
tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových
činných výkonov za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, za príslušný
kalendárny mesiac.
(31)
Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za všetky
odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, pre každú napäťovú úroveň
osobitne nedosiahne 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú
úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa fakturuje pre
každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity vo výške 20 % súčtu
maximálnej rezervovanej kapacity.
(32)
Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa odseku 27 aj odberné
miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú
napájané výhradne dopravné prostriedky elektrickej trakcie, tak za tieto odberné miesta
sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej
sústavy na vymedzenom území, so spätnou platnosťou rezervovaná kapacita vo výške 100
% hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu
v zmysle pravidiel prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(33)
Na účely cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré
vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne
a)
veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny
vystupujúceho na strane vysokého napätia,
b)
vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho
na strane nízkeho napätia.
(34)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom,
iným ako regulovaným subjektom, alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne
integrovaného podniku, je možné zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v
súlade s osobitným predpisom.21)
(35)
Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa kalkulujú pri
základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné
pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením v zmysle
technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Pri pripojení užívateľa
sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad
cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške
15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie,
podľa cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si určí sám, ktoré napájacie
vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Iba v prípade distribúcie
elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom
mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za
rezervovanú kapacitu a cena za distribúciu elektriny sa stanoví vo výške 100 % tarify
za distribúciu elektriny, pričom ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardnú distribúciu
elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k distribučnej sústave zaslučkovaním.
§ 27
Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny regionálnou distribučnou
sústavou
(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej
napäťovej úrovni CDHN,t zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny vrátane strát pri prenose
elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom
elektriny v roku t a vypočíta sa podľa vzorca
CDHN ,t= CDEHN ,t + CPDHN ,t,
kde
a)
CDEHN,t je schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku
množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny
podľa odseku 2,
b)
CPDHN,t je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane
strát pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej
úrovni na rok t podľa odseku 4.
(2)
Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy
a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDEHN,t na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný
zisk vlastnej distribúcie elektriny vypočítaná podľa vzorca
kde
a)
VystEHN,t je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na
rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca
VzstEHN ,t = VzstEOHN ,t + VzstETRHN ,t,
kde
1.
VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované
na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej
distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného
množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1
a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
2.
VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané
ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a
t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva
za roky t a t+1,
b)
VVDHN+1,t je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny v eurách na
rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne podľa vzorca
VVdHN+1,t = CDEHN+1,t x VystETRHN+1,t,
kde
1.
CDEHN+1,t je zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny
na vyššej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny; CDEvvn+1,t sa na vstupe do napäťovej úrovne VVN rovná nule,
2.
VystETRHN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce
z vyššej napäťovej úrovne HN + 1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané
ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a
t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva
za roky t a t+1,
c)
VVDHN,t sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni, okrem alikvotnej časti povolených
nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne, vypočítané
podľa odseku 3.
(3)
Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu
elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených
nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané
podľa vzorca