Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike 225/2011 účinný od 01.07.2012

§ 1
Základné pojmy

Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím obdobie od roku 2012 do roku 2016,
b)
regulačným rokom kalendárny rok,
c)
rokom t regulačný rok, pre ktorý sa určuje cena,
d)
rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
e)
rokom t–n n-tý rok predchádzajúci roku t,
f)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
g)
tarifou za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny z domáceho uhlia, na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
h)
tarifa za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb a iné povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
i)
spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy na základe zmlúv o pripojení viažucich sa k areálu výrobcu elektriny,
j)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
k)
technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok,
l)
výstavbou zariadenia na výrobu elektriny realizácia nového zariadenia na výrobu elektriny alebo úprava existujúceho zariadenia na výrobu elektriny,
m)
areálom výrobcu elektriny územie, na ktorom sú vzájomne galvanicky prepojené elektroenergetické zariadenia výrobcu elektriny za odbernými miestami výrobcu elektriny.

§ 2
Rozsah, štruktúra a výška oprávnených nákladov

(1)
Oprávnenými nákladmi sú primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom1) preukázateľne a v nevyhnutnom rozsahu vynaložené na vykonávanie regulovanej činnosti,2) a to
a)
náklady na obstaranie elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky odberateľov elektriny v domácnosti pri dodávke elektriny odberateľom v domácnosti,
b)
náklady na obstaranie regulačnej elektriny,3)
c)
náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny a distribúcii elektriny,
d)
výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické hmoty,
e)
osobné náklady;4) za oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického priemeru hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december roku t-2 a január až jún roku t-1 zverejnených Štatistickým úradom Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia zmena oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,
f)
náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,5) v prípade poplatkov za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu5a) a v prípade skleníkových plynov len náklady maximálne do výšky 50 % na nákup emisných kvót nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti,
g)
odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku;6) pri hmotnom majetku sa za oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie hmotného majetku7) využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku sa za oprávnené náklady považuje ročný odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti, ak táto vyhláška neustanovuje inak,
h)
nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť vo výške odpisov podľa písmena g), priamo súvisiacich a preukázaných nákladov,
i)
náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,8)
j)
úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky9) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť.
(2)
Oprávnenými nákladmi nie sú
a)
sankcie,
b)
náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
c)
odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,10)
d)
odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie, ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,
e)
platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych orgánov a členmi iných orgánov spoločnosti,
f)
príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,11) príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom,
g)
odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,12)
h)
príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,13)
i)
cestovné náhrady nad rozsah určený osobitným predpisom,14)
j)
tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,15)
k)
náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,16)
l)
dobrovoľné poistenie osôb,
m)
manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie zásob,
n)
náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve, duplicitne účtované náklady,
o)
náklady na reprezentáciu a dary,
p)
odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
q)
náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,17)
r)
príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,18)
s)
náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení,
t)
daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
u)
štipendiá poskytnuté študentom a učňom,
v)
odpis nedobytnej pohľadávky,
w)
tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,19)
x)
rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)
y)
tvorba opravných položiek,
z)
náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
aa)
náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
ab)
straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
ac)
zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
ad)
náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou sponzorovania športových, kultúrnych a zábavných podujatí,
ae)
spotreba pohonných látok nad normu spotreby pohonných látok,21)
af)
náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe overovania primeranosti nákladov podľa osobitného predpisu,22) ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,23)
ag)
straty z obchodov s finančnými a komoditnými derivátmi,
ah)
úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,24)
ai)
ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.
(3)
Do oprávnených nákladov je možné zahrnúť režijné náklady s maximálnou prípustnou mierou medziročného rastu vo výške JPI – X, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity v percentách určený na regulačné obdobie, ktorého hodnota je  3,5 %, ak je JPI < X , potom sa JPI – X = 0 (ďalej len „faktor efektivity“). Ak je JPI < X, potom sa zahrnú do oprávnených nákladov v roku t režijné náklady najviac vo výške režijných nákladov roku t-1.

§ 6
Všeobecné ustanovenia

(1)
Cenová regulácia podľa § 6 až 11 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, a podľa § 12 na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo“) o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme a vykonáva sa
a)
priamym určením pevnej ceny elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou elektriny a tepla,
b)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia.
(2)
Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny.
(3)
Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov použitého na výrobu tepla a elektriny.
(4)
Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije iba jeden zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa § 8 až 11.
(5)
S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá
a)
osvedčenie podľa osobitného predpisu,27)
b)
právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti uskutočneniu drobnej stavby nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou stavbou,
c)
doklad o vykonaní funkčnej skúšky28) alebo čestné vyhlásenie výrobcu elektriny o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,29)
d)
jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu,
e)
kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy,
f)
list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy evidovanej v katastri nehnuteľností30) spojenej so zemou pevným základom, na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti ktorej je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu.
(6)
Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny, a to
a)
údaje podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1,
b)
údaje o
1.
spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny,
2.
plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu,
3.
podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny a či bola alebo nebola poskytnutá podpora použitá na realizáciu opatrení pre zabezpečenie plnenia emisných limitov zariadenia na výrobu elektriny,
4.
hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú časť stavby zariadenia na výrobu elektriny,
c)
údaje o
1.
výhrevnosti31) a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny,
2.
množstve využiteľného tepla alebo vykonanej mechanickej práce,
3.
spôsobe využitia využiteľného tepla alebo mechanickej práce vyrobených spoločne s elektrinou,
5.
výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu.32)
(7)
S návrhom ceny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny:
a)
projekt a zmluva o dielo,
b)
popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
c)
faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
d)
celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
e)
znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie.32a)
(8)
Cena elektriny sa pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, okrem zariadenia výrobcu elektriny využívajúce ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, určí na rok t podľa § 8 ods. 2 a 3, § 9 ods. 1 a 2, § 10 ods. 1 a 2, § 11, 11a alebo § 11b a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny zverejnených úradom podľa odseku 12 na rok t takto:
a)
rozsah investičných nákladov do 50 % vrátane, o 100 %,
b)
rozsah investičných nákladov viac ako 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,
c)
rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,
d)
rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,
e)
rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.
(9)
Cena elektriny sa pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, ktoré využíva ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, určí na rok t podľa „§ 8 ods. 2 a 3, § 9 ods. 1 a 2, § 10 ods. 1 a 2, § 11, 11a alebo § 11b a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny zverejnených úradom podľa odseku 12 na rok t takto:
a)
rozsah investičných nákladov do 20 % vrátane, o 100 %,
b)
rozsah investičných nákladov od 20 % do 40 % vrátane, o 35 %,
c)
rozsah investičných nákladov od 40 % do 50 % vrátane, o 30 %,
d)
rozsah investičných nákladov od 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,
e)
rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,
f)
rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,
g)
rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.
(10)
Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, cena elektriny sa zníži podľa osobitného predpisu.33)
(11)
Ceny elektriny zohľadňujú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov a oprávnené náklady a sú ustanovené v súlade s osobitným predpisom34) a na základe metodiky výpočtu, ktorá zohľadňuje
a)
priemerný inštalovaný výkon technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,
b)
množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,
c)
investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,
d)
predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru 10 rokov,
e)
primeraný zisk,
f)
odpisy,
g)
osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.
(12)
Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií výroby elektriny a spôsob výpočtu príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu.
(13)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie sa na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe cenového rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie.35) Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,36) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t.
(14)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe cenového rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2. Pre nových výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t, sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t.
(15)
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 2 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou. Ak sa na 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.
(16)
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.

§ 7
Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t pre výrobcu elektriny, ktorý má na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku

(1)
Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSDti,j sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca

kde
a)
CEPSDi,jZ –je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok Z predchádzajúci roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
Pznit – je príplatok37) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaný v hodnote podľa tabuľky č. 1; Pznit sa vypočíta podľa odseku 3,
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 z obnoviteľných zdrojov energie biomasa 0 0 biokvapalina – rastlinný olej 17,75 0 bioplyn 0 0 biometán 0 0 vysoko účinnou kombinovanou výrobou zemný plyn 3,77 0 vykurovací olej 4,64 0 hnedé uhlie 0 0 čierne uhlie 0 0
(2)
Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku vzorec a ak si uplatňuje na rok t cenu elektriny pre stanovenie doplatku na základe rekonštrukcie alebo modernizácie, táto cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa stanoví podľa § 6 ods. 8 alebo ods. 9.
(3)
Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-tú technológiu výroby elektriny s primárnymi palivami podľa tabuľky č. 1 zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva i-tej technológie na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj ceny primárneho paliva z neobnoviteľného zdroja energie i-tej technológie na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca

kde

kde
a)
NCPPt-1i – je úradom určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-1,
b)
QPPi1 MWh, t-1 – je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-1,
c)
VPPit-1 – je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-1,
d)
NCPPit-2 – je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-2,
e)
QPPi1 MWh, t-2 – je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-2,
f)
VPPit-2 – je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.
(4)
PZNit sa uplatní na jeden rok, ak je jeho hodnota kladná a väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh, t-2 určených podľa odseku 3.

§ 11
Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2012 do 30. júna 2012

(1)
Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 do 30. júna 2012 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
a) z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny 1. do 1 MW vrátane 109,80 eura/MWh, 2. od 1 MW do 5 MW vrátane 97,98 eura/MWh, 3. nad 5 MW 61,72 eura/MWh, b) zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 100 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom 194,54 eura/MWh, c) z veternej energie 79,29 eura/MWh, d) z geotermálnej energie 190,51 eura/MWh, e) zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou 1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy 112,24 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy 122,64 eura/MWh, 3. obilnej slamy 171,00 eura/MWh, 4. biokvapaliny 115,01 eura/MWh, f) zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,39) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou 123,27 eura/MWh, g) zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 93,08 eura/MWh, 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 136,33 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW 118,13 eura/MWh, 4. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 149,87 eura/MWh. 5. fermetovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu 144,88 eura/MWh.
(2)
Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 do 30. júna 2012 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
a) v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 83,06 eura/MWh, b) v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 80,99 eura/MWh, c) v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 85,52 eura/MWh, 2. vykurovací olej 87,66 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 75,52 eura/MWh, 4. z katalyticky spracovaného odpadu 149,00 eur/MWh, 5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov 140,00 eur/MWh, d) v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom 1. zemný plyn 81,71 eura/MWh, 2. vykurovací olej 87,73 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 89,30 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 83,16 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektrny nad 50 MW 79,81 eura/MWh, 6. komunálny odpad 80,00 eur/MWh, 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu 114,71 eura/MWh, e) v Rankinovom organickom cykle 123,24 eura/MWh.
(3)
Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(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.

§ 14
Spôsob výpočtu alikvotnej časti nákladov vynaložených na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému

(1)
Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách vynaložených na podporu výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a kombinovanou výrobou PNOZEKVt zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PNOZEKVt = NSTRt + KSTRt + NDOPt + KDOPt + NDDt + KDDt + NODt + KNODt,
kde
a)
NSTRt – sú náklady súvisiace s odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
PCQSTRit – je plánované množstvo strát elektriny v sústave i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t,
3.
ACESTRZPt – je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny základného pásma na obdobie od 1. januára do 31. decembra roku t na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sú schválené alebo určené úradom v cenovom konaní za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
4.
CESTRit – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
b)
KSTRt – je korekčný faktor nákladov súvisiacich s odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v eurách v roku t, ktorý sa na roky 2013 a 2014 vypočíta podľa vzorca; na rok t nasledujúci po roku 2014 sa KSTRt vypočíta podľa vzorca
kde
6.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
7.
PCQSTRit-2 – je plánované množstvo strát elektriny v sústave i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
8.
SCQSTRit-2 – je skutočné množstvo strát elektriny v sústave i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
9.
ACESTRZPt-2 – je určená cena elektriny na straty základného pásma na obdobie od 1. januára do 31. decembra roku t-2, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 sú schválené alebo určené úradom v rámci cenového konania za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
10.
CESTRit-2 – je cena elektriny na účely pokrytia strát i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
c)
NDOPt – sú náklady súvisiace s doplatkom v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v roku t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú,
3.
r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú,
4.
PQVOZEjt – je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny,
5.
PQTOZEjt – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny,
6.
DOPOZEjt – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPOZEjt = CEPSDOZEjt- ACESTRt ,
ak je CEPSDOZEjt- ACESTRZPt ≤ 0, potom DOPOZEit sa rovná nule,
kde
CEPSDOZEjt – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
7.
PQVKVjt – je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t,
8.
PQTKVjt – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t,
9.
DOPKVjt – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPKVtj= CEPSDKVtj - ACESTRZPt ,
ak je CEPSDKVtj - ACESTRZPt ≤ 0, potom DOPKVit sa rovná nule,
kde
CEPSDKVjt – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
d)
KDOPt – je korekčný faktor súvisiaci s nákladmi na doplatok v eurách v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
2.
p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v roku t-2,
3.
r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v roku t-2,
4.
PQVOZEjt-2 – je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
5.
PQTOZEjt-2 – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
6.
SQVOZEjt-2 – je skutočné množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
7.
SQTOZEjt-2 – je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
8.
DOPOZEjt-2 – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPOZEjt-2 = CEPSDOZEjt-2 - ACESTRt-2,
kde
CEPSDOZEjt-2 – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
9.
PQVKVjt-2 – je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
10.
PQTKVjt-2 – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
11.
SQVKVjt-2 – je skutočné množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
12.
SQTKVjt-2 – je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
13.
DOPKVjt-2 – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
DOPKVjt-2 = CEPSDKVjt-2 - ACESTRt-2,
kde
CEPSDKVjt-2 - je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
pri výpočte KDOPt sa na roky 2013 a 2014 zohľadní hodnota ceny elektriny na straty určená na roky 2011 a 2012,
e)
NDDt – je plánovaná alikvotná časť nákladov na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj prekúpeného množstva elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
p – je počet hodín roku t,
3.
PQSTRdokti,j – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave; vzorec sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elktriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, vzorec sa rovná nule,
4.
CEDDit – je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
5.
CESTRit – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
6.
PQSTRprekti,j – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; PQSTRprekti,j sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRprekti,j sa rovná nule,
7.
PCETRHjt – je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t v j-tej hodine roku t; PCETRHjt sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t ako aritmetický priemer cien elektriny príslušných hodín v dňoch v období od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
8.
ACESTRZPt – je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny základného pásma na obdobie od 1. januára do 31. decembra roku t na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sú schválené alebo určené úradom v cenovom konaní za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
f)
KDDt – je korekčný faktor súvisiaci s alikvotnou časťou nákladov na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj prekúpeného množstva elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
2.
p – je počet hodín roku t,
3.
SQSTRdoki,jt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej distribučnej sústave; SQSTRdoki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 skutočného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, SQSTRdoki,jt-2 sa rovná nule,
4.
PQSTRdoki,jt-2 – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej distribučnej sústave; PQSTRdoki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, PQSTRdoki,jt-2 sa rovná nule,
5.
CEDDit-2 – je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
6.
CESTRit-2 – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
7.
SQSTRpreki,jt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; SQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t skutočného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, SQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
8.
PQSTRpreki,jt-2 – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; PQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu; ak je tento rozdiel kladný, PQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
9.
SCETRHjt-2 – je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v j-tej hodine roku t-2; SCETRHjt-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 SQSTRpreki,jt-2; 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,
10.
PCETRHjt-2 – je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v j-tej hodine roku t-2; PCETRHjt-2 sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t-2 ako aritmetický priemer cien elektriny príslušných hodín dní v období od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; na účely výpočtu parametra KDD2012 sa pre regulovaný subjekt uplatní parameter PCETRHj2010 pre každú hodinu roku 2010 v hodnote rovnajúcej sa hodnote parametra PCEPTRH2010 uvedeného v cenovom rozhodnutí pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy o cenách za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike a za prevádzkovanie systému na rok 2010,
11.
ACESTRZPt-2 – je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny základného pásma na obdobie od 1. januára do 31. decembra roku t-2 na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny základného pásma na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 sú schválené alebo určené úradom v cenovom konaní za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
g)
NODt – sú plánované náklady v eurách na rok t súvisiace s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítané podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
2.
r – je počet štvrťhodín v roku t,
3.
PQODtj – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
4.
PZCODtj – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t; PZCODtj sa rovná na obdobie január až september roku t hodnotám za obdobie január až september roku t-1 a na obdobie október až december roku t sa primerane použijú hodnoty z obdobia október až december roku t-2,
5.
kzpo – je plánovaný určený koeficient zápornej platby za odchýlku na rok t,
6.
KL – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQODtj a PZCODtj kladný alebo rovný nule,
7.
ZA – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQODtj a PZCODtj záporný,
h)
KNODt – je korekčný faktor nákladov v eurách na rok t súvisiacich s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; KNODt sa na rok t = 2013 vypočíta podľa vzorca
kde
1.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
2.
s – je počet štvrťhodín v roku t-2,
3.
SQODt-2j – je skutočná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,
4.
SZCODt-2j – je skutočná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,
5.
SVNt-2 – sú skutočné viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
6.
SVODt-2 – je skutočný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
7.
SCQODt-2 – je skutočná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca
kde
– je absolútna hodnota skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
8.
SQSZt-2 – je skutočné množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
9.
r – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
10.
PQODt-2j – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,
11.
PZCODt-2j – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,
12.
PVNt-2 – sú plánované viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
13.
PVODt-2 – je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
14.
PCQODt-2 – je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca
kde
– je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
15.
PQSZt-2 – je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy; a na rok t nasledujúci po roku 2013 sa KNODt vypočíta podľa vzorca
kde
16.
n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,
17.
r – je počet štvrťhodín v roku t,
18.
SQODt-2j – je skutočná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
19.
SZCODt-2j – je skutočná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2,
20.
PQODt-2j – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
21.
PZCODt-2j – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 použitá na výpočet NOD na rok t-2,
22.
skzpo – je skutočný určený koeficient zápornej platby za odchýlku za rok t-2, ktorý sa určí ako aritmetický priemer mesačných koeficientov zápornej platby za odchýlku na konečný prepočet vyhodnotenia odchýlky použitých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
23.
KL – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQODt-2j a PZCODt-2j kladný alebo rovný nule,
24.
ZA – je parameter označujúci tie štvrťhodiny, v ktorých je súčin PQODt-2j a PZCODt-2j záporný.
(2)
Množstvo nakúpenej elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktoré prevyšuje diagram strát prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Ak má prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy prenesenú zodpovednosť za odchýlku, uvedené množstvo nakúpenej elektriny sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy subjektu zúčtovania, ktorý prevzal za neho zodpovednosť za odchýlku.
(3)
Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou PNOZEKVt podľa odseku 1 sa upraví o rozdiel vyplateného doplatku a doplatku, ktorý zodpovedá množstvu elektriny podľa potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za uplynulé obdobie podľa osobitného predpisu.40)

§ 15
Všeobecné ustanovenia

(1)
Cenová regulácia podľa § 15 až 21 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh, a vykonáva sa
a)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
b)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
c)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.
(2)
Do 30. apríla roku t sa regulovaným subjektom predkladajú tieto údaje:
a)
výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,
b)
výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,
c)
výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,
d)
výška skutočných výnosov z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-1,
e)
výška skutočných investícií v roku t-1,
f)
výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
g)
výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
h)
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.
(3)
Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka t-1 plánované množstvo v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t
a)
fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení na prenosovú sústavu a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,
b)
fakturovanej celkovej koncovej spotreby elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny od prevádzkovateľov distribučnej sústavy vrátane koncovej spotreby elektriny odberateľov pripojených do distribučnej sústavy v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
c)
celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
d)
elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,
e)
elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zahraničia.
(4)
Tarify za rezervovaný výkon a za prenos plánovaného množstva elektriny QPPt sa určia tak, aby výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 16 ods. 1 a plánovaného množstva elektriny QPPt.
(5)
Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, možno zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.41)

§ 16
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

(1)
Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CPt okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
PNvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,
b)
JPIn – je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
c)
X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
d)
Ovych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných z RABvych na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
e)
POt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou 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 majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k 1. januáru 2011,
g)
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
h)
KSK – je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality; KSK sa na roky 2012 až 2015 rovná jednej a na rok 2016 sa určí úradom na základe dosiahnutej úrovne vybraných štandardov kvality v roku 2014 v intervale od 0,98 do 1,00,
i)
KDZ – je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícii súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí úradom v intervale od 0,99 do 1,00,
j)
FINVPt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt 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,
k)
MPt – je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca
MPt = (ITCt + VAt) x (1 - m),
kde
1.
ITCt – je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,
2.
VAt – je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odčítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na hraničných profiloch prenosovej sústavy,
3.
m – je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
l)
DVt – sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do sústavy; DVt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,
m)
QPPt – je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t, vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1.
(2)
Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určí ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov, a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením na tri desatinné miesta.
(3)
Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,8. 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.

§ 17
Spôsob výpočtu tarify za straty pri prenose elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

(1)
Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPLt v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
VstEPS,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy na rok t vrátane tokov zahraničia,
b)
PPSCPS,t– je percento plánovaných strát pri prenose elektriny prenosovou sústavou na rok t vypočítané podľa vzorca
kde
1.
SQPLt-3 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-3,
2.
SQPLt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
3.
SVstEPS,t-3 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-3 vrátane tokov zahraničia,
4.
SVstEPS,t-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-2 vrátane tokov zahraničia.
(2)
Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt, výnos z týchto platieb sa nezahŕňa do výnosu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
QPLt – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t podľa odseku 1,
b)
PLEt – je úradom schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEPXE,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE CZ 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 úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t na odchýlku súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri prenose elektriny; tieto náklady sa stanovia pomerne k skutočným nákladom za obdobie január až jún t-1,
c)
QPLprenost – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t,
d)
FPSt – je faktor strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
PSstratyt-2 – je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2,
2.
QPLprenost-2 – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
3.
QSKprenost-2 – je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
4.
PLEt-2 – je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5.
QPLt-2 – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose na rok t-2,
6.
QSKt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny nakúpenej v roku t-2.

§ 18
Uplatnenie tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje pre prevádzkovateľov distribučnej sústavy a koncových odberateľov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, pričom schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos PCNOTt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PCNOTt = PNOTt - KPSt,
kde
a)
PNOTt – je alikvotná časť nákladov v eurách na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t určených podľa § 43 ods. 2 písm. b),
b)
KPSt – je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 podľa odseku 2.
(2)
Tarify za prevádzkovanie systému TPSt a TPSit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určia tak, aby výnos z uplatnenia týchto taríf neprekročil maximálny plánovaný výnos PCNOTt určený podľa odseku 1; tieto tarify sa vypočítajú z nasledujúceho vzorca

kde
a)
TPSt – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QKtpo – je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
c)
QZtpo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobený vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy a dodaný odberateľom elektriny v rámci miestným distribučnej sústavy a spotrebovaný pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
d)
QVtpo – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení výrobcov elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výroby elektriny okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
e)
Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t ktorého hodnota je 0,95,
f)
– je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; 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,
g)
TPSti – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
h)
QKti – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý všetkými koncovými odberateľmi elektriny z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny na rok t,
i)
d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,
(3)
Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
TPSt-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,
b)
– je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
c)
– je celkové skutočné množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
d)
– je celkové skutočné množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
e)
TPSit-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
f)
SQKit-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
g)
d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,
h)
– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
i)
– je celkové plánované množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
j)
– je celkové plánované množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
k)
Kvdt-2 – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t-2 určený cenovým rozhodnutím,
l)
je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; 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,
m)
– je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; 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,
n)
QKit-2 – je celkové plánované množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
o)
– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na rok t-2.
(4)
Korekcia v eurách na rok t KPSt pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v rokoch 2010 a 2011.

§ 20
Uplatnenie tarify za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(1)
Prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy sa uplatňujú tarify za systémové služby, kde schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos SSTt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
PPSt – sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách,
b)
PNDispvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,
c)
JPIn – je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom; na za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
d)
X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
e)
ODispvych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vzťahujúcich sa na RABDispvych a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
f)
PODispt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách 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 majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou činnosťou, precenenej k 1. januáru roka 2011,
h)
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
i)
FINVDispt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDispt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVDispt = SODispt-2 – PODispt-2 ,
kde
1.
SODispt-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách 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 2.
(2)
Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca
KSt=SVSTt-2– SSTt-2 – (1– s) × (SPSt-2 – PPSt–2) – Naukct–2– CVt–2+ 0,5 × GCCt–2
kde
a)
SVSTt-2 – je celkový skutočný výnos v eurách v roku t-2 z platieb za systémové služby vybratý od prevádzkovateľov distribučnej sústavy a od koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy,
b)
SSTt-2 – je schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos z platieb za systémové služby v eurách v roku t-2,
c)
s – je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a odberateľov elektriny, ktorí sú pripojení na prenosovú sústavu, určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
d)
SPSt-2 – sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
e)
PPSt-2 – sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
f)
Naukct-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
g)
CVt-2 – je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
CVt -2 = NOcvt -2 - COcvt -2 - VVcvt -2 + NREcvt -2 - VREcvt -2 + Ncvt -2 - Vcvt -2 ,
kde
1.
NOcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
2.
VOcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
3.
NVcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
4.
VVcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,
5.
NREcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
6.
VREcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2,
7.
Ncvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,
8.
Vcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.
h)
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.
(3)
Tarifa za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určí tak, aby výnos z uplatnenia tejto tarify neprekročil maximálny plánovaný výnos SSTt určený podľa odseku 1; tarifa TSSt sa vypočíta z nasledujúceho vzorca

kde
a)
TSSt – je tarifa v eurách na jednotku množstva elektriny za poskytovanie systémových služieb určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy priamo pripojených do prenosovej sústavy a pre koncových odberateľov elektriny pripojených do distribučnej sústavy,
b)
QKtpo – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t,
c)
QZtpo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom výrobnom zariadení na výrobu elektriny pripojených do miestnej distribučnej sústavy, a dodanej koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
d)
QVtpo – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej koncovým odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
e)
Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t , ktorého hodnota je 0,95,
f)
– je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; 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,
g)
QKit – je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t,
h)
– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny, pripojených do miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
i) Vzorec
– je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
j)
d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy.

§ 23
Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny regionálnou distribučnou sústavou

(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDHN,t zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny, prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca
CDHN,t = CDEHN,t + CPDHN,t
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
VystEHN,t=VystEOHN,t+VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,t – plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
2.
VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
b)
VVDHN+1,t– je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny v eurách na rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne podľa vzorca
VVDHN+1,t = CDEHN+1,t x VystETRHN+1,t ,
kde
1.
CDEHN+1,t – je zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na vyššej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny; CDEVVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne VVN je rovné nule,
2.
VystETRHN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z vyššej napäťovej úrovne HN+1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
c)
VVDHN,t – sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané podľa odseku 3.
(3)
Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca

kde
a)
PNHN,vych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,
b)
JPIn – aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-2,
c)
X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
d)
OHN,vych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RABHN,ych na napäťovej úrovni a vypočítaná na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
e)
POHN,t – sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
f)
RABHN,vych – je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni v eurách rovnajúca sa hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2010 a vypočíta sa podľa vzorca
RABHN,vych= RABHN,2005+INVHN,2006-2010-OHN,2006-2010,
kde
1.
RABHN,2005 – je hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu na napäťovej úrovni v eurách rovnajúca sa schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31. decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku42) podľa znaleckých posudkov vyhotovených z podnetu úradu, a to znaleckého posudku č. 26/2006 pre regulovaný subjekt ZSE Distribúcia, a. s., znaleckého posudku č. 38/2006 pre regulovaný subjekt SSE Distribúcia, a. s., a znaleckého posudku č. 49/2006 pre regulovaný subjekt Východoslovenská distribučná, a. s.,
2.
INVHN,2006-2010 – je schválená alebo určená hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v rokoch 2006 až 2010,
3.
OHN,2006-2010 – sú schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách súvisiace s regulovanou činnosťou v období rokov 2006 až 2010 a vypočítané na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
g)
WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
h)
KSK – je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality uplatnený na základe dosiahnutej úrovne vybraných štandardov kvality; KSK sa na roky 2012 až 2015 rovná jeden; KSK sa na rok 2016 určí v intervale od 0,98 do 1,00,
i)
KDZ – je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jeden a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od 0,99 do 1,00,
j)
FINVPHN,t – je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVPHN,t sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
FINVPHN,t = SOHN,t-2 - POHN,t-2,
kde
1.
SOHN,t-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
2.
POHN,t-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
k)
DVHN,t – sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie dohodnutej kapacity a za neoprávnený odber elektriny;44)DVHN,t sa na roky 2012 a 2013 rovná nule.
(4)
Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPDHN,t súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa vypočíta podľa vzorca
CPDHN,t=CPEHN,t+KPHN,t,
kde
a)
CPEHN,t – je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t a vypočíta sa podľa odseku 5,
b)
KPHN,t – je faktor vyrovnania zložky ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t a po prvýkrát sa uplatní na rok 2014 podľa vzorca
kde
1.
SVystETRHN+1,t-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
2.
VystETRHN+1,t-2 –je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,
3.
CPEHN+1,t-2 – je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie elektriny v roku t-2, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne HN; hodnota CPEVVN+1,t-2 sa stanoví primerane podľa odseku 6,
4.
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
4.1.
VystEOHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,
4.2.
VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.
(5)
Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t vypočítaná podľa vzorca

kde
a)
VVPHN,t – sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose elektriny v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca
VVPHN,t = CPEHN + 1,t x VystETRHN + 1,t ,
kde
1.
CPEHN+1,t – je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne,
2.
VystETRHN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t,
b)
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa odseku 4 písm. b) štvrtého bodu.
(6)
Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny CPEVVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon, prenesenú elektrinu a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené úradom na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

kde
a)
RKPt – je rezervovaná kapacita v megawattoch na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
b)
CRKt – je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na megawatt na rok uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
c)
VystETRVVN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia regulovaného subjektu z prenosovej sústavy,
d)
PEt – je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,
e)
PSstratyt – je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy.

§ 24
Spôsob výpočtu tarify za straty pri distribúcii elektriny regionálnou distribučnou sústavou, postup a podmienky uplatňovania cien

(1)
Tarifa za straty pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia podľa vzorca

kde
a)
VVSDHN,t – sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 2,
b)
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t, vypočítané podľa vzorca VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom elektriny v roku t,
2.
VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.
(2)
Náklady za straty pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni VVSDHN,t v eurách v roku t sú zložené z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri distribúcii elektriny vlastnej napäťovej úrovne a vypočítajú sa podľa vzorca
VVSDHN,t = CSDHN + 1,t x VxstERTHN + 1,t + CSHDHN,t x VystEHN,t ,
kde
a)
CSDHN+1,t – je tarifa za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa za straty na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSDVVN+1,t rovná nule,
b)
CSHDHN,t – je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t.
(3)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
PMSEHN,t – je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t podľa odseku 4,
b)
PCSESt – je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
, ak hodnota PCSES2012 vypočítaná podľa vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, PCSES2012 sa rovná 62,80 eura/MWh,
kde
1.
CEPXE,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE CZ 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, ktorého hodnota je 10 % na rok 2013, 9 % na rok 2014, 8 % na rok 2015 a 7 % na rok 2016,
3.
Ot – sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiace s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri distribúcii elektriny.
(4)
Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
VstEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne v roku t cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na príslušnú napäťovú úroveň, z prítokov elektriny zo susedných distribučných sústav, z dovozov elektriny zo susedných elektrizačných sústav a z prítokov elektriny prepravenej cez miestne distribučné sústavy pripojené do distribučnej sústavy regulovaného subjektu,
b)
PPSCHN,t – je hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni určená podľa odseku 5,
c)
XSHN,n– je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni; XSHN,n sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa určí podľa odseku 5.
(5)
Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSCHN na príslušnej napäťovej úrovni a hodnota faktora efektívnosti strát XSHN,n je určená takto:

Regionálna distribučná sústava PPSCHN XSHN,n VVN 0,878 % 0,1 % VN 3,692 % 1,5 % NN 12,504 % 5,0 %

§ 25
Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy

(1)
Maximálny povolený výnos v eurách, ktorý regulovaný subjekt dosiahne za poskytovanie systémových služieb SSDt v eurách v roku t, sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
TSSt – je tarifa za systémové služby určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QKt – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktoré odoberú koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, z distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,
c)
QZtdo– je celkové plánované množstvo elektriny distribuované prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
d)
QVtdo – je celkové plánované množstvo elektriny vyrobené v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodané koncovým odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebované pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t.
(2)
Maximálny povolený výnos v eurách, ktorý regulovaný subjekt dosiahne uplatnením taríf za prevádzkovanie systému STPSDt v eurách v roku t, sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
TPSt – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QKt – je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,
c)
QZtdo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
d)
QVtdo – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
e)
TPSit – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t.
(3)
Korekcia KRDSt regulovaného subjektu v eurách zohľadňujúca náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
TPSt-2– je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,
b)
TPSit-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
c)
SQKt-2 – je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratý prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,
d)
QKt-2 – je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t-2,
e)
je celkový skutočný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
f)
– je celkový skutočný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
g) Vzorec
– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
h)
– je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(4)
Pri výpočte korekcie v eurách na rok t KRDSt sa pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v rokoch 2010 a 2011.

§ 28
Spôsob výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre domácnosti

(1)
Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny pre domácnosti schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca
, ak hodnota CE2012 vypočítaná podľa tohto vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, CE2012 sa rovná 62,80 eura/MWh,
kde
a)
CEPXE,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL) na jej webovom sídle, produktu F PXE CZ BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,
b)
kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 12 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,
c)
Ot – sú úradom schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny domácnostiam v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených alebo určených úradom pre regulované subjekty na rok t podľa § 24 ods. 3.
(2)
Jednopásmové sadzby podľa § 27 ods. 2 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEDi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEDi=KJPDi x CEt+PZt
kde
1.
KJPDi – je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 4,
2.
CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i – je číselný znak jednopásmovej sadzby.
(3)
Dvojpásmové sadzby podľa § 27 ods. 2 sú zložené z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
ceny za elektrinu CEVTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEVTDi=KVTDi x CEt + PZt,
kde
1.
KVTDi – je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,
2.
CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i – je číselný znak dvojpásmovej sadzby,
c)
ceny za elektrinu CENTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CENTDi=KNTDi x CEt + PZt,
kde
1.
KNTDi – je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,
2.
CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,
4.
i –je číselný znak dvojpásmovej sadzby.
(4)
Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPDi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTDi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTDi sa stanovia v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku PZt všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CEt podľa odseku 1.
(5)
K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je domácnosť pripojená.

§ 31
Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny

(1)
Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny At v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t okrem strát pri distribúcii elektriny sa pre regulovaný subjekt, ktorý predkladá vlastný návrh ceny, vypočíta podľa vzorca

kde
a)
EONVt – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) na množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,
b)
EONEt – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,
c)
QDt – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,
d)
QSt – je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,
e)
QSDSt – je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny v roku t,
f)
PZt – je plánovaný maximálny primeraný zisk na rok t vo výške najviac 6,23 eura na jednotku množstva distribuovanej elektriny vypočítaný podľa vzorca
kde
1.
ZZt – je schválená alebo určená základná výška zisku v rozsahu 0 až 2,77 eura na jednotku množstva elektriny,
2.
MEt – je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-1,
g)
PVD t-2 – je celkový skutočný objem výnosov v eurách v roku t-1 nesúvisiacich s vykonávaním regulovanej činnosti využívaním prevádzkových aktív nevyhnutne využívaných pre distribúciu elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v roku t; PVD t-2 sa pre roky 2012 a 2013 rovná nule,
h)
KAt – je faktor vyrovnania maximálnej ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci skutočnosť za rok t-2, KAt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
SEONVt-2 – sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,
2.
EONVt-2 – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,
3.
SEONEt-2 – sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,
4.
EONEt-2 – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,
5.
SMEt-2 – je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3,
6.
MEt-2 – je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3.
(2)
Tarifa za straty pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne, do ktorej je distribučná sústava regulovaného subjektu pripojená, a vypočíta sa podľa vzorca

kde
a)
VVSDHN,t – sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 3,
b)
VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca
VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,
kde
1.
VystEOHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a pre vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy46) regulovaného subjektu a ostatnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy47) regulovaného subjektu,
2.
VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň.
(3)
Náklady za straty pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni VVSDHN,t v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri distribúcii vlastnej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca
VVSDHN,t = CSDHN+1,t x VystETRHN+1,t +
+ CSHDHN,t x VystEHN,t
kde
a)
CSDHN+1,t – je tarifa za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, je tarifa za straty na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSDHN+1,t rovná nule,
b)
CSHDHN,t – je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t podľa odseku 4.
(4)
Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
PCSESt – je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca
kde
1.
CEPXE,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE CZ 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 distribúcii elektriny na rok t,
3.
Ot – sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri distribúcii elektriny,
b)
PMSEHN,t – je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t vypočítané podľa odseku 5.
(5)
Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
VstEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne v roku t z nadradenej distribučnej sústavy, cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na danú napäťovú úroveň, z prítokov elektriny z iných miestnych distribučných sústav,
b)
PPSCHN – je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy a je najviac,
1.
ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,
1.1.
0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,
1.2.
2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
1.3.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
2.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2.1.
0,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,
2.2.
5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,
3.
ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, 1 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia.
(6)
Hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni PPSCHN sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je rozlohou porovnateľná s regionálnou distribučnou sústavou, určí individuálne.

§ 39
Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne od 1 kV vrátane do 110 kV

(1)
Maximálna cena za pripojenie Cp pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy od 1 kV vrátane do 110 kV, alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave od 1 kV vrátane do 110 kV, zahrňuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca

kde
a)
NVN – sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV v roku t-1,
b)
PD – je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy v roku t-1,
c)
PMRK – je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,
d)
ko – je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná
1.
0,5, ak je žiadateľom o pripojenie odberateľ elektriny,
2.
1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny okrem výrobcu elektriny podľa tretieho bodu,
3.
0,98, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou,
4.
0,50, ak je žiadateľom o pripojenie osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, pričom požadovaná maximálna rezervovaná kapacita pripojenia je rozdielom medzi dohodnutou maximálnou rezervovanou kapacitou pripojenia odberného miesta a skutočne využitou maximálnou rezervovanou kapacitou pripojenia, a v mieste pripojenia existujúceho odberného miesta do distribučnej sústavy je v distribučnej sústave k dispozícii požadovaná maximálna rezervovaná kapacita pre zariadenie na výrobu elektriny tak, aby nedošlo k ohrozeniu stability a bezpečnosti prevádzky distribučnej sústavy. Za skutočne využitú maximálnu rezervovanú kapacitu pripojenia sa považuje najvyššia nameraná hodnota príkonu za obdobie maximálne dvoch predchádzajúcich rokov. Ak požadovaná maximálna kapacita pripojenia pre zariadenie na výrobu elektriny prekročí maximálnu rezervovanú kapacitu dohodnutú v zmluve pre existujúce odberné zariadenie, na výpočet ceny za pripojenie pripadajúcej na rozdiel maximálnej rezervovanej kapacity pred pripojením a po pripojení zariadenia na výrobu elektriny sa použije koeficient ko podľa druhého bodu alebo tretieho bodu.
(2)
Maximálna cena za pripojenie Cp určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na rok t-1 a na rok t sa oznamuje úradu najneskôr do konca februára roku t.

§ 40
Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne do 1 kV

(1)
Maximálna cena za pripojenie odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave do 1 kV zohľadňuje hodnotu príkonu odberného elektroenergetického zariadenia, výšku nákladov na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v miestnej distribučnej sústave alebo v regionálnej distribučnej sústave a je určená pre amperickú hodnotu hlavného istiaceho prvku pred elektromerom cenovým rozhodnutím. Cena za pripojenie na rok t sa zvyšuje v porovnaní s cenou za pripojenie na rok t-1 o aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie JPIt za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1.
(2)
Cena za pripojenie výrobcu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny za pripojenie určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 5; ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.
(3)
Koeficient k sa rovná 0,50, ak je žiadateľom o pripojenie osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, pričom požadovaná maximálna rezervovaná kapacita pripojenia je rozdielom medzi dohodnutou maximálnou rezervovanou kapacitou pripojenia odberného miesta a skutočne využitou maximálnou rezervovanou kapacitou pripojenia, a v mieste pripojenia existujúceho odberného miesta do distribučnej sústavy je v distribučnej sústave k dispozícii požadovaná maximálna rezervovaná kapacita pre zariadenie na výrobu elektriny tak, aby nedošlo k ohrozeniu stability a bezpečnosti prevádzky distribučnej sústavy. Za skutočne využitú maximálnu rezervovanú kapacitu pripojenia sa považuje najvyššia nameraná hodnota príkonu za obdobie maximálne dvoch predchádzajúcich rokov. Ak požadovaná maximálna kapacita pripojenia pre zariadenie na výrobu elektriny prekročí maximálnu rezervovanú kapacitu dohodnutú v zmluve pre existujúce odberné zariadenie, na výpočet ceny za pripojenie pripadajúcej na rozdiel maximálnej rezervovanej kapacity pred pripojením a po pripojení zariadenia na výrobu elektriny sa použije koeficient k podľa odseku 2.

§ 46
Cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, postup a podmienky uplatňovania ceny

(1)
Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny CEm,t sa určí cenovým rozhodnutím. Pri určení ceny CEm,t sa vychádza z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE CZ BL M na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie. CEm,t sa určí tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o15 % z dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.
(2)
Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z
a)
mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt, kde NDOt sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,
b)
maximálnej ceny za elektrinu CEDt v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca
CEDt = CEm,t + Ot+ PZt,
kde
1.
CEm,t – je cena elektriny určená podľa odseku 1,
2.
Ot – sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v cenovom konaní regulovaného subjektu vo veci dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,
3.
PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny určený podľa § 3 ods. 5 písm. a) pre odberateľov elektriny v domácnosti a podľa § 3 ods. 5 písm. b) pre odberateľov elektriny mimo domácnosti.
(3)
Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny, k sadzbám podľa odseku 2 sa dodávateľom elektriny poslednej inštancie pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny, straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.

Príloha č. 2 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.


OSTATNÉ PODKLADY K NÁVRHU CENY ZA PRÍSTUP DO PRENOSOVEJ SÚSTAVY A PRENOS ELEKTRINY PREDKLADANÉ PREVÁDZKOVATEĽOM PRENOSOVEJ SÚSTAVY
Vysvetlivky k tabuľke

1.

VIV-E-PS rok t-3 rok t-2 rok t-1 rok t rok t+1 rok t+2 rok t+3 rok t+4 tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur 1 Prenos elektriny                 2  z toho vedenia                 3  z toho transformátorové stanice                 4  z toho dispečing                 5  z toho ostatné                 6 Investície do regulovaných činností celkom                

V riadku 5 „z toho ostatné“ sa uvádzajú údaje o investícii, ktorá súvisí s prenosom elektriny a nie je uvedená v riadkoch 2, 3 alebo 4.
2.

Elektrina na vstupe MWh   a b 1 výrobca elektriny/prenosová sústava   2 regionálna distribučná sústava/prenosová sústava   3 miestna distribučná sústava/prenosová sústava   4 zahraničie/prenosová sústava   5 celkom  

Objem elektriny na vstupe
a)
dodávka elektriny do prenosovej sústavy na rozhraní výrobcu elektriny a prenosovej sústavy; hodnoty sa vyplnia pre tých výrobcov elektriny, ktorí sú do prenosovej sústavy regulovaného subjektu pripojení priamo a nie prostredníctvom distribučnej sústavy (riadok 1),

b)
dodávka elektriny do prenosovej sústavy na rozhraní s regionálnou distribučnou sústavou (riadok 2),

c)
dodávka elektriny do prenosovej sústavy na rozhraní s miestnou distribučnou sústavou (riadok 3),

d)
dodávka elektriny do prenosovej sústavy na rozhraní prenosovej sústavy a zahraničnej prenosovej alebo zahraničnej distribučnej sústavy (riadok 4),

e)
celková dodávka elektriny do prenosovej sústavy; súčet riadkov 1 až 4 (riadok 5).


Objem elektriny na výstupe
a)
odber elektriny z prenosovej sústavy na rozhraní prenosovej sústavy a regionálnej distribučnej sústavy (riadok 1),

b)
odber elektriny z prenosovej sústavy na rozhraní prenosovej sústavy a miestnej distribučnej sústavy (riadok 2),

c)
odber elektriny z prenosovej sústavy na rozhraní prenosovej sústavy a výrobcu elektriny; hodnoty sa vyplnia pre tých výrobcov elektriny, ktorí sú do prenosovej sústavy regulovaného subjektu pripojení priamo a nie prostredníctvom distribučnej sústavy (riadok 3),

d)
odber elektriny z prenosovej sústavy na rozhraní prenosovej sústavy a odberateľa elektriny; sú to odberatelia, ktorí sú do prenosovej sústavy regulovaného subjektu pripojení priamo a nie prostredníctvom distribučnej sústavy (riadok 4),

e)
odber elektriny z prenosovej sústavy na rozhraní prenosovej sústavy a zahraničnej prenosovej alebo zahraničnej distribučnej sústavy (riadok 5),

f)
celkový odber elektriny z prenosovej sústavy, súčet riadkov 1 až 5 (riadok 6).


Vlastná spotreba a straty
3.

Uplatňované údaje Technická jednotka – popis Technická jednotka – množstvo tisíc eur   a b c d  1 Počet odovzdávacích miest  x   x  2 Položka 1        3 Položka 2        4 Položka 3        5 Položka 4        6 Položka 5        7 Položka 6        8 Položka 7        9 Položka 8       10 Položka 9       11 Položka 10       12 Celkom x x  

V riadku 1 sa vo výkaze uvádza počet odovzdávacích (odberných) miest. V ďalších riadkoch sa v stĺpci a uvádzajú položky, na ktorých základe je určovaná cena za prenos elektriny (napríklad stála platba, prenesená elektrina, rezervovaná kapacita), v stĺpci b sa uvádzajú technické jednotky, ktoré k týmto položkám patria (napríklad MWh, MW), v stĺpci c sa uvádza množstvo takto spoplatnených položiek (počet prenesených MWh, počet rezervovaných MW) a v stĺpci d sa uvádzajú výnosy z jednotlivých položiek. Vo výkaze sa rovnako uvádzajú systémové služby a náklady za prevádzkovanie systému. Vo výkaze sa uvádzajú aj prirážky za nedodržanie zmluvných hodnôt. Ak je viac prenosových sadzieb, výkaz sa vyplňuje pre jednotlivé sadzby osobitne.
4.

Vybrané náklady/výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy tisíc eur 1. Náklady na nákup elektriny na krytie strát 2. Náklady na nákup elektriny na vlastnú spotrebu Nakúpené podporné služby tisíc eur 1. Primárna regulácia 2. Sekundárna regulácia 3. 30-minútová terciárna regulácia kladná 4. 30-minútová terciárna regulácia záporná 5. 3-minútová terciárna regulácia kladná 6. 3-minútová terciárna regulácia záporná 7. 10-minútová terciárna regulácia kladná 8. 10-minútová terciárna regulácia záporná 9. Zníženie odberu elektriny 10. Zvýšenie odberu elektriny 11. Regulácia napätia a jalového výkonu 12. Štart z tmy 13. Iné 14. Celkom

5.

VPpS Primárna regulácia Sekundárna regulácia 30-minútová terciárna regulácia kladná 30-minútová terciárna regulácia záporná 3-minútová terciárna regulácia kladná 3-minútová terciárna regulácia záporná Dátum a čas Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena MW euro/MW MW euro/MW MW euro/MW MW euro/MW MW euro/MW MW euro/MW dd.mm.hh dd.mm.hh VPpS 10-minútová terciárna regulácia kladná 10-minútová terciárna regulácia záporná Zníženie odberu elektriny Zvýšenie odberu elektriny Dátum a čas Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena Objem Priemerná cena MW euro/MW MW euro/MW MW euro/MW MW euro/MW dd.mm.hh dd.mm.hh

dd.mm.hh znamená deň, mesiac, hodina Vo výkaze podporných služieb sa uvádzajú nakúpené objemy (MW) a priemerné ceny (euro/MW) pre jednotlivé typy podporných služieb v jednotlivých hodinách mesiaca. Priemerná cena sa vypočíta ako priemerná cena nakúpených podporných služieb pre danú hodinu.
6.

VEreg Regulačná elektrina +   Regulačná elektrina –   Dátum a čas Objem Cena Objem Cena   MWh euro/MWh MWh euro/MWh dd.mm.hh         dd.mm.hh        

dd.mm.hh znamená deň, mesiac, hodina

Vo výkaze regulačnej elektriny sa uvádzajú nakúpené objemy (MWh) a priemerné ceny (euro/MWh) kladnej regulačnej elektriny a zápornej regulačnej elektriny v jednotlivých hodinách mesiaca. Priemerná cena sa vypočíta ako priemerná cena nakúpenej regulačnej elektriny pre danú hodinu.

Príloha č. 6 k vyhláške č. 225/2011 Z. z.


OSTATNÉ PODKLADY K NÁVRHU CENY ORGANIZÁTORA KRÁTKODOBÉHO TRHU S ELEKTRINOU

Číslo Názov výkazu Za obdobie Termín predloženia 1 Výkaz investičných výdavkov plán na regulačné obdobie do 31. marca roka t-1     skutočnosť t-2 do 31. októbra roka t-1 2 Výkaz výdavkov plán na regulačné obdobie do 31. marca roka t-1     skutočnosť t-2 do 31. októbra roka t-1 3 Výkaz vybraných nákladov/výnosov skutočnosť t-2 do 31. mája roka t-1     očakávaná skutočnosť t-1 do 31. októbra roka t-1     predpoklad t do 31. októbra roka t-1

Vysvetlivky k tabuľke
1.

VIV-EO rok t-3 rok t-2 rok t-1 rok t rok t+1 rok t+2 rok t+3 rok t+4     tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur 1 Zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok                 2 Organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou                 3 Investície do regulovaných činností celkom                

Výkaz investičných výdavkov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou VIV-EO zahŕňa prehľad skutočných výdavkov na investície za predchádzajúce dva roky „t-3 a t-2”, predpokladané výdavky na investície v roku predloženia výkazu „t-1” a plán investícií na päť rokov dopredu, to znamená za roky t až t+4.
2.

VV-EO rok t-3 rok t-2 rok t-1 rok t rok t+1 rok t+2 rok t+3 rok t+4     tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur tisíc eur 1 Zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok                 2 Organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou                 3 Odpisy regulovaných činností celkom                

3.

Vybrané náklady/výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou tisíc eur 1 Náklady za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok 2 Náklady za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou 3 Náklady na organizovanie trhu hradené v TPS 4 Výnosy za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok 5 Výnosy za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou