Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike 260/2016 účinný od 30.09.2016 do 31.12.2016

Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú:

náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky spôsobenej zraniteľnými odberateľmi pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom,

náklady na obstaranie regulačnej elektriny,2)

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,

výrobné náklady a prevádzkové náklady zahrnujúce primerané náklady na energie, suroviny a technologické hmoty,

osobné náklady;3) za ekonomicky oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického priemeru zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december roku t-2 a január až jún roku t-1 zverejnených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,

náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,4) pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia poplatky za znečisťujúce látky vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu5) a pri skleníkových plynoch náklady najviac do výšky 100 % na nákup emisných kvót potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti; pri skleníkových plynoch sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady na nákup emisných kvót, vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO2 krát cena určená ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien (settlement price) oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, za produkt EU Emission Allowances – Spot Market v eurách na tony CO2 za kalendárny mesiac, v ktorom sa nákup emisných kvót realizoval,

odpisy majetku; pri hmotnom, ako aj nehmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú uvedené v prílohe č. 1 tabuľke č. 2,

nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť najviac vo výške odpisov podľa písmena g),

náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti v primeranej výške okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,6)

úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky7) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť,

úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku8) najviac vo výške ročnej sadzby 2,5 %,

úrok z dlhopisu vydaného regulovaným subjektom najviac do výšky úroku 2,5 % ročne na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku,8)

náklady na projekty spoločného záujmu podľa osobitného predpisu,9)

náklady na nákup energií, tovarov a služieb bezprostredne súvisiacich s výkonom regulovaných činností,

náklady na zabezpečenie neuhradených platieb, ktoré dodávateľ elektriny musel vyplatiť ostatným účastníkom trhu a ktoré vznikli na základe zmluvných záväzkov s týmito účastníkmi trhu, ale nie sú kryté príjmami dodávateľa elektriny, najviac však vo výške referenčnej úrokovej sadzby 12-mesačného EURIBOR z neuhradených platieb.

Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú:

sankcie,

náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,

odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,10)

odmeny členov štatutárnych orgánov a iných orgánov regulovaného subjektu za výkon funkcie, ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,

platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,

príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,11) príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku 1 písm. f),

odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,12)

príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,13)

cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,14)

tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,15)

náklady na poskytovanie osobných ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,16)

dobrovoľné poistenie osôb,

manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie zásob,

náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve, duplicitne účtované náklady,

náklady na reprezentáciu a dary,

odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,

náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,17)

príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,18)

náklady na údržbu a prevádzku vzdelávacích a rekreačných zariadení,

náklady vynaložené na obstaranie materiálu, služieb a na činnosti nesúvisiace s výkonom regulovaných činností,

daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,

štipendiá poskytnuté študentom vysokých škôl a žiakom,

odpis nedobytnej pohľadávky,

tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,19)

rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)

tvorba opravných položiek,

náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,

náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,

straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,

zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,

náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych a zábavných podujatí a iných činností,

spotreba pohonných látok nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,21)

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)

straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,

úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,24)

vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,25)

náklady vynaložené na obstaranie materiálov, služieb a na činnosti súvisiace s prevádzkovaním, údržbou a rozvojom sústavy vynaložené v rozpore s osobitným predpisom,26)

náklady, vynaložením ktorých sa nezabezpečí udržanie alebo zlepšenie energetickej efektívnosti,27)

ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.

Opravou sa rozumie súhrn činností, ktorými sa odstraňujú následky poškodenia, opotrebenia celku, skupín alebo dielcov za účelom uvedenia zariadenia do prevádzkyschopného stavu,

Údržbou sa rozumie súhrn činností zabezpečujúcich technickú spôsobilosť a hospodárnosť prevádzky zariadenia, ktorými sa spomaľuje fyzické opotrebenie, predchádza sa jeho následkom a odstraňujú sa drobnejšie chyby, zvyčajne bez demontáže dielov a bez výmeny súčiastok.

Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.

Výška primeraného zisku v percentách je určená ako miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie, kde

WACC je reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie vypočítaná podľa vzorca

Reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív (WACC) je určená konštantne na celé regulačné obdobie vo výške 6,47 %. Ak bude odchýlka v jednotlivých parametroch vyššia ako 10 %, miera výnosnosti regulačných aktív sa zverejní na webovom sídle úradu do 30. júna kalendárneho roku.

Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu ceny matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto sa zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.

Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 21 a § 8 a 9 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou.

Súčasťou návrhu ceny elektriny a s ňou súvisiacich regulovaných činností (ďalej len „návrh ceny“) sú tieto podklady:

navrhovaná cena za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,

výpočty a údaje podľa § 8 a 9 týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a) až c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Podkladom podľa odseku 2 je aj záznam o inštalácii určeného meradla na účely merania vyrobenej elektriny na svorkách inštalovaného generátora v zariadení na výrobu elektriny a ostatnej vlastnej spotreby elektriny.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva sa množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určuje percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu, alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených dokladov podľa osobitného predpisu.29)

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.

Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije len jeden zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa § 8 a 9.

S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa okrem podkladov podľa odseku 2 predkladajú aj

osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,30)

právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti uskutočneniu drobnej stavby alebo stavebných úprav nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou stavbou alebo ide o stavebné úpravy,

doklad o vykonaní funkčnej skúšky,31) alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu32) o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od distribučnej alebo prenosovej sústavy vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,33) a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,34)

jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,35)

kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy,

list vlastníctva budovy spojenej so zemou pevným základom evidovanej v katastri nehnuteľností,36) na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,

zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora, na meranie vlastnej spotreby elektriny, na meranie ostatnej vlastnej spotreby elektriny, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla, o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom overenia.

Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny, a to:

údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky a podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1 údaje o

celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby,

množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny37) spotrebovanej na výrobu elektriny,

množstve ostatnej vlastnej spotreby elektriny,

množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,38)

množstve vyrobenej elektriny dodanej prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je zariadenie výrobcu elektriny pripojené, za cenu elektriny na straty,39)

údaje o

spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny, meraní vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny a ostatnej vlastnej spotreby elektriny,

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,

podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, pri vynaložení ktorých by bolo zariadenie postavené a uvedené do prevádzky ku dňu predloženia návrhu ceny, a informácii o poskytnutí podpory použitej na realizáciu opatrení na zabezpečenie plnenia emisných limitov zariadenia na výrobu elektriny,

hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na technologické zariadenie a stavebnú časť zariadenia na výrobu elektriny,

percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitných predpisov40) pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zmlúv o dodávke tepla a daňových dokladov za dodané teplo a pre nových výrobcov elektriny percentuálne posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu40) na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložený znaleckým posudkom vypracovaným znalcom z odboru energetika zapísaným v zozname znalcov, tlmočníkov a prekladateľov,41)

údaje o

výhrevnosti42) a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny a údaje o kvalite paliva podľa osobitného predpisu,43)

množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce,

výpočte úspor primárnej energie a celkovej účinnosti vysoko účinnej kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu.44)

S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj doklady, ktoré preukazujú uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny, a to:

projekt a zmluva o dielo,

popis rekonštrukcie alebo modernizácie,

faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,

celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,

znalecký posudok vypracovaný znalcom z odboru energetika preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie,45) v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu alebo modernizáciu.

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny, ktorého modernizácia alebo rekonštrukcia bola ukončená v roku t-1, sa určí na rok t-1 vo výške ceny, ktorá sa uplatňovala v roku t-1 na výrobu elektriny na zariadeniach výrobcu elektriny a je upravená podľa osobitného predpisu.46)

Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t jednotlivých technológií výroby elektriny podľa osobitného predpisu47) sa zverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.

Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, na výpočet ceny elektriny sa uplatní aj osobitný predpis.46)

Cena elektriny sa určí na dobu 15 rokov pre príslušný druh technológie obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby, pričom pri jej určení sa zohľadňuje

priemerný inštalovaný výkon príslušnej technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,

množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa zariadenia výrobcu elektriny,

investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,

predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru desať rokov,

primeraný zisk,

rovnomerné odpisy podľa tabuľky č. 2 prílohy č. 1,

prevádzkové náklady v primeranej výške.

Pre výrobcov elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí majú na rok t-1 schválenú cenu, sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie na rok t schváli alebo určí na obdobie celej dĺžky podpory výroby elektriny doplatkom podľa osobitného predpisu8) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie48) okrem výrobcov elektriny s nárokom na príplatok podľa § 8, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roku t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,49) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny46) na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny právo, keby mu bolo vydané cenové rozhodnutie na rok t-1.

Pre výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí majú na rok t-1 schválenú cenu, sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t schváli alebo určí na obdobie celej dĺžky podpory výroby elektriny doplatkom podľa osobitného predpisu38) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 okrem výrobcov elektriny, s nárokom na príplatok podľa § 8, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roku t, sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny právo, keby mu bolo vydané cenové rozhodnutie na rok t-1.

Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie sa uplatní na množstvo elektriny určené podľa odseku 6 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou. Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.

Ak dôjde k zmene výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny, s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o prevode zariadenia výrobcu elektriny z existujúceho výrobcu elektriny na nového výrobcu elektriny, ktorým je najmä kúpna zmluva alebo nájomná zmluva, pričom dĺžka podpory výroby elektriny sa počíta od prvého uvedenia zariadenia na výrobu elektriny do prevádzky alebo od roku rekonštrukcie, alebo modernizácie technologickej časti zariadenia.

Cena elektriny pre výrobcu elektriny, ktorá je významne ovplyvňovaná cenou primárneho zdroja energie – primárneho paliva na rok t, je súčtom ceny schválenej alebo určenej na rok t-1 a príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva.

Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva i-tej technológie na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj ceny primárneho paliva z neobnoviteľného zdroja energie i-tej technológie na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca

Pznit sa uplatní na rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 5 % zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh,t-2 určených podľa odseku 1.

Hodnoty Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny zohľadňujúce 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 zverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

a) z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny 1. do 100 kW vrátane 111,25 eura/MWh, 2. od 101 kW do 200 kW vrátane 109,15 eura/MWh, 3. od 201 kW do 500 kW vrátane 106,80 eura/MWh, 4. od 501 kW do 1 MW vrátane 105,11 eura/MWh, 5. od 1 MW do 5 MW vrátane 97,95 eura/MWh, b) zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom 84,98 eura/MWh, c) z veternej energie 44,18 eura/MWh, d) z geotermálnej energie 108,71 eura/MWh, e) zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou 1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy 70,31 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy 74,30 eura/MWh, 3. obilnej slamy 92,17 eura/MWh, 4. biokvapaliny 80,86 eura/MWh, f) zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,48) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou 74,83 eura/MWh, g) zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 58,66 eura/MWh, 2. biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 95,95 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 250 kW vrátane 102,00 eura/MWh, 4. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 251 kW do 500 kW vrátane 95,89 eur/MWh, 5. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 501 kW do 750 kW vrátane 91,61 eura/MWh, 6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 751 kW 90,02 eura/MWh, 7. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 84,72 eura/MWh, 8. fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu 78,42 eura/MWh.

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách za megawatthodinu takto:

a) v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 74,10 eura/MWh, b) v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 74,05 eura/MWh, c) v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 75,04 eura/MWh, 2. vykurovací olej 73,67 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 68,90 eura/MWh, 4. z katalyticky spracovaného odpadu 92,63 eura/MWh, 5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov 85,11 eura/MWh, d) v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom 1. zemný plyn 67,90 eura/MWh, 2. vykurovací olej 67,10 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 68,29 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 62,81 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW 59,26 eura/MWh, 6. komunálny odpad 62,51 eura/MWh, 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu 73,75 eura/MWh, e) spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele 80,02 eura/MWh, f) v Rankinovom organickom cykle 98,31 eura/MWh.

Cena elektriny podľa odsekov 1 alebo 2 platí pre jedno zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny obsahujúce stavebnú časť a technologické zariadenie, v ktorých sa vykonáva celý proces premeny primárnej energie na elektrickú energiu. Ak zariadenie podľa odseku 1 písm. a) pozostáva z dvoch alebo viacerých technologických zariadení, ktoré majú spoločnú stavebnú časť, platí cena pre každé technologické zariadenie samostatne.

Ak zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou obsahuje súbor technologických zariadení, ktoré môžu byť prevádzkované samostatne, na účely doplatku sa použije technológia s nižšou cenou podľa odsekov 1 a 2. Pre zariadenia podľa odseku 1 písm. a), ktoré môžu byť prevádzkované samostatne, sa cena určí pre každé technologické zariadenie samostatne.

Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t a pre ktoré nebola určená cena na rok t-1, sa cena podľa odsekov 1 a 2 zníži o súčin ceny určenej podľa odsekov 1 a 2 a koeficientu objektivizácie ko podľa odseku 7.

Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t a pre ktoré bola určená cena na rok t-1, sa cena podľa odsekov 1 a 2 zníži o súčin ceny určenej podľa odsekov 1 a 2 a koeficientu objektivizácie ko podľa odseku 7.

Koeficient objektivizácie sa vypočíta podľa vzorca

kde

PPR je percentuálny podiel rekonštruovaných častí zariadenia na výrobu elektriny ustanovený podľa osobitného predpisu,50)

r je doba prevádzky zariadenia na výrobu elektriny od dátumu jeho prvého uvedenia do prevádzky alebo predchádzajúceho vykonania modernizácie alebo rekonštrukcie podľa osobitného predpisu46) v rokoch zaokrúhlená na dve desatinné miesta.

Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorého doba prevádzky zariadenia na výrobu elektriny od dátumu jeho prvého uvedenia do prevádzky alebo predchádzajúceho vykonania modernizácie alebo rekonštrukcie podľa osobitného predpisu46) je dlhšia ako 40 rokov, sa cena podľa odsekov 1 a 2 neznižuje.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 7 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena alebo tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane jej štruktúry pre rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok jej pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t až t+4,

výpočty a údaje podľa tohto paragrafu týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva, alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti, alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu elektriny z domáceho uhlia,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Ak výrobca elektriny vyrába elektrinu z domáceho uhlia podľa rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme, cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia sa vypočíta podľa odseku 6.

Pevná cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia do objemu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme sa vypočíta podľa vzorca

CVHZ = (CHUt × 1,1 × kZC + NPt − OVHZ × CEt × kzce − OPPS × CPSt × kzcps ) ,

kde

CHUt je cena hnedého uhlia vypočítaná ako súčin hodnoty množstva hnedého uhlia do objemu vyrobenej elektriny určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme pri dodržaní projektovanej účinnosti výroby na technologickom zariadení výrobcu elektriny a priemeru cien hnedého uhlia za predchádzajúcich 12 mesiacov,

kzc je koeficient zmeny ceny uhlia, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kzc = CHUt/CHUz; ak je kzc v intervale <0,9; 1,1>, potom kzc = 1,

CHUz je zmenená cena hnedého uhlia vypočítaná ako súčin hodnoty množstva hnedého uhlia zodpovedajúci objemu vyrobenej elektriny určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme pri dodržaní projektovanej účinnosti výroby na technologickom zariadení výrobcu elektriny a priemeru cien za predchádzajúcich 12 mesiacov,

NPt sú náklady prevádzky, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

NPt = O2015 + Ot-2 + 2 ×Mt + NEK,t + RAB2015 × WACC,

kde

RAB2015 je hodnota majetku využívaného na výrobu elektriny z domáceho uhlia vypočítaná k 31. decembru 2015,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

O2015 sú odpisy majetku uvedené k 31. decembru 2015 na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a reálnej životnosti aktív predstavujúcu skutočnú dobu prevádzky,

Ot-2 sú odpisy majetku zaradeného do používania v roku t-2 a súvisiaceho výhradne s výrobou elektriny z domáceho uhlia uvedené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2, na rok 2017 sa parameter Ot-2 rovná nule,

Mt sú mzdové náklady obsluhy zariadení súvisiacich výhradne s výrobou elektriny z domáceho uhlia,

NEK,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup emisných kvót,

CEt je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

kzce je koeficient zmeny ceny elektriny na burze, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kzc = CEt/CEz; ak je kzce v intervale <0,9; 1,1>, potom kzce = 1,

CPSt je cena za podpornú službu podľa cenového rozhodnutia,

kzcps je koeficient zmeny ceny podpornej služby, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kzpcs = CPSt/CPSz,

CPSz je zmenená cena podpornej služby podľa aktuálneho rozhodnutia,

CEz je hodnota CEt , ktorá je použitá na výpočet CVHZ na rok 2017,

OVHZ je množstvo elektriny v GWh, ktoré výrobca elektriny z domáceho uhlia dodáva do sústavy do objemu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme,

OPPS sú podporné služby vo forme sekundárnej regulácie frekvencie a výkonu počas celého roka do rozsahu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme poskytované výrobcom elektriny z domáceho uhlia.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 12 až 15 sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena alebo tarifa za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, vrátane jej štruktúry, na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok jej pridelenia,

údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a reálnej životnosti aktív predstavujúcu skutočnú dobu prevádzky,

výpočty a údaje podľa § 12 ods. 11 až 13 a § 13 až 15 týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva, alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti, alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

podklady podľa prílohy č. 2,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Tarifa za prevádzkovanie systému je zložená z

tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,

tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia,

tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.

Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie TOZEt pre rok t sa určí podľa vzorca

kde

NOZEit sú náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa určia podľa vzorca

kde

PVCOZEi,jt je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktoré je pripojené do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na ktorej vymedzenom území sa nachádza,

CEt je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

QVOZEi,jt je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, pre ktoré prevádzkovateľ i-tej regionálnej distribučnej sústavy zabezpečuje podporu doplatkom, v jednotkách množstva elektriny,

KPRDSit je korekcia nákladov spojených s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, pri výpočte NOZEit pre roky 2019 a nasledujúce sa KPRDSit rovná nule a pri výpočte NOZEit pre roky 2017 a 2018 sa KPRDSit určí podľa vzorca

KPRDSit = (SNPRDSit-2 − PNPRDSit-2) − (SVTPSdsit-2 − PVTPSdsit-2),

kde

SNPRDSit-2 sú skutočné náklady spojené s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou z určených meradiel,

PNPRDSit-2 sú plánované náklady spojené s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

SVTPSdsit-2 sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

PVTPSdsit-2 sú plánované výnosy z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

KOZEit je korekcia nákladov na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a výnosov z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, pri výpočte NOZEit pre roky 2017 a 2018 sa KOZEit rovná nule a pri výpočte NOZEit pre roky 2019 a nasledujúce sa KOZEit určí podľa vzorca

KOZEit = (SNOZEit-2 − PNOZEit-2) − (SVTOZEdsit-2 − PVTOZEdsit-2),

kde

SNOZEit-2 sú skutočné náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny z obnoviteľných zdrojov energie z určených meradiel,

PNOZEit-2 sú plánované náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

SVTOZEdsit-2 sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

PVTOZEdsit-2 sú plánované výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t, ktoré sa určí podľa vzorca

QSPt = QPKSt − QPvdt ×Kvdt ,

kde

QPKSt je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t,

QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.

Tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou TKVt pre rok t sa určí podľa vzorca

kde

NKVit sú náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa určia podľa vzorca

PVCKVi,jt je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktoré je pripojené do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na ktorej vymedzenom území sa nachádza,

CEt je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

QVKVi,jt je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, pre ktoré prevádzkovateľ i-tej regionálnej distribučnej sústavy zabezpečuje podporu doplatkom, v jednotkách množstva elektriny,

KKVit je korekcia nákladov na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a výnosov z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, pri výpočte NKVit pre roky 2017 a 2018 sa KKVit rovná nule a pri výpočte NKVit pre roky 2019 a nasledujúce sa KKVit určí podľa vzorca

KKVit = (SNKVit-2 − PNKVit-2) − (SVTKVdsit-2 − PVTKVdsit-2),

kde

SNKVit-2 sú skutočné náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou z určených meradiel,

PNKVit-2 sú plánované náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

SVTKVdsit-2 sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

PVTKVdsit-2 sú plánované výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určenej prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,

QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.

Tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia TVHZt pre rok t sa určí podľa vzorca

kde

CVHZt je pevná cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t určená podľa § 10,

QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.

Tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou TOKTEt pre rok t sa určí podľa vzorca

kde

PPOKTEt je maximálny výnos organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

PPOKTEt = PNOKTE2015 + OOKTE2015 + PVAt + SOOKTE,t-2 ,

kde

PNOKTE2015 sú schválené alebo určené priemerné prevádzkové náklady za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 súvisiace s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou pre subjekty zúčtovania v eurách v roku t,

OOKTE2015 sú odpisy majetku súvisiaceho s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov určené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 k 31. decembru 2015,

PVAt je primeraný zisk v roku t v eurách určený podľa vzorca

PVAt = RAB2015 × WACC ,

kde

RAB2015 je hodnota aktív využívaných s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru 2015,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

SOOKTE,t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov roku t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2, na rok 2017 sa parameter SOOKTEt-2 rovná nule.

QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.

Platba na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, na podporu výroby elektriny z domáceho uhlia a na ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou PTt uhrádzaná účastníkom trhu s elektrinou, ktorý si zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku51) účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku, sa určí podľa vzorca

PTt = (TOZEt + TKVt + TVHZt + TOKTEt) × QSKStoomt ,

kde

TOZEt je tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie pre rok t,

TKVt je tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou pre rok t,

TVHZt je tarifa za podporu výroby elektriny z domáceho uhlia pre rok t,

TOKTEt je tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou pre rok t,

QSKStoomt je skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za podporu výroby elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, ktorá sa určí podľa vzorca

QSKSoomt = QSKSoomt − QSKSoomt × Kvdt ,

kde

QSKSoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

QSvdoomt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej na odbernom alebo odovzdávacom mieste koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.

Ak účastník trhu s elektrinou, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou nie je subjektom zúčtovania, platba PTt patrí účastníkovi trhu s elektrinou, do ktorého bilančnej skupiny sú tieto odberné a odovzdávacie miesta priradené.

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny za spotrebovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou za spotrebovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou za spotrebovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje aj pri odbere elektriny odberateľom elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, ak nejde o vzájomnú sústavu prevádzok, ktoré sú preukázateľne oddelené od elektrizačnej sústavy na vymedzenom území. Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje aj u odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny účastníkom trhu s elektrinou, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto odberateľa elektriny alebo odberné miesto výrobcu elektriny v mieste pripojenia do sústavy.

Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, na vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, na vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a na spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú podľa prílohy č. 7 údaje

o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom elektriny vrátane údajov o množstve elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, v inom zariadení na výrobu elektriny a údaje o spotrebe takto vyrobenej elektriny spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny, dodanej odberateľom elektriny bez použitia prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy, vlastnej spotrebe elektriny pri výrobe elektriny prevádzkovateľmi distribučných sústav a výrobcami elektriny,

o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou, z domáceho uhlia a za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-1 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav a organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou.

Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená v cenovom rozhodnutí na rok t pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje voči subjektom zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu s elektrinou a sú tak účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou. Tarifa TOTEt sa určí podľa vzorca

kde

PVOTEt je schválená alebo určená výška oprávnených nákladov, ktoré možno započítať do ceny, a výška primeraného zisku organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z činnosti organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,

QOTEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t, s ktorou budú účastníci krátkodobého trhu s elektrinou obchodovať.

Výška oprávnených nákladov, ktoré možno započítať do ceny, a výška primeraného zisku organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z činnosti organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou PVOTEt v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PVOTEt = PNOTE2015 + POOTE2015 + PVAt + SOote,t-2 ,

kde

PNOTE2015 sú schválené alebo určené priemerné prevádzkové náklady za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,

POOTE2015 sú odpisy majetku súvisiaceho s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou určené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 k 31. decembru 2015,

PVAt je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca

PVAt = RAB2015 × WACC ,

kde

RAB2015 je hodnota aktív využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru 2015,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

SOote,t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2, na rok 2017 je parameter SOote,t-2 rovný nule.

Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PPZOt = PNZOt + PVAt + PNZOt − KZOt ,

kde

PNZOt sú plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,

PVAt je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca

PVAt = RAB2015 × WACC ,

kde

RAB2015 je hodnota aktív využívaných v súvislosti so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru 2015,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

POZOt sú plánované odpisy v roku t majetku súvisiaceho výhradne s výkonom zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok,

KZOt je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa vypočíta podľa vzorca

KZOt = PZOt-2 × (SQSZt-2 + SQPZt-2 − QSZt-2 − QPZt-2 ) + TZOt-2 × (SQDDt-2 + SQREt-2 − QDDt-2 − QREt-2 ) ,

kde

PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok v eurách v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

SQSZt-2 je skutočný počet subjektov zúčtovania v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,

SQPZt-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

QSZt-2 je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,

QPZt-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

TZOt-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

SQDDt-2 je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

SQREt-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

QDDt-2 je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

QREt-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.

Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca

kde

PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,

QSZt je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,

QPZt je predpokladaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.

Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca

kde

PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,

QDDt je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t,

QREt je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t.

Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt podľa odseku 2 v eurách v roku t.

Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov v roku t.

Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.

Náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, podporu výroby elektriny vysoko účinnou vysoko účinnou kombinovanou výrobou, podporu výroby elektriny z domáceho uhlia a náklady za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou NPSszti uhrádzané subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou vo výške pre rok t vypočítanej podľa vzorca

NPSszti = (TOZEt + TKVt + TVHZt + TOKTEt) × (QSKSszti − QSvdszti × Kvdt ),

kde

QSKSszti je skutočná celková koncová spotreba elektriny na odberných a odovzdávacích miestach priradených do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

QSvdszti je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny na odberných a odovzdávacích miestach priradených do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.

Náklady spojené s podporou vyrobenej elektriny NPSdsti úhrádzané v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou prevádzkovateľovi i-tej regionálnej distribučnej sústavy, ktorý zabezpečuje pre výrobcov elektriny podporu doplatkom, pre rok t sa vypočítajú podľa vzorca

NPSdsit = (TOZEdsit + TKVdsit) × (QSKSt − QSvdt × Kvdt ) ,

kde

TOZEdsit je tarifa na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

NOZEit sú celkové plánované náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t,

QPKSt je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t,

QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,

TKVdsit je tarifa na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

NKVit sú celkové plánované náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t,

QPKSt je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t,

QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,

QSKSt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.

Náklady NPSvt spojené s výrobou elektriny z domáceho uhlia podľa rozhodnutia ministerstva hospodárstva vo všeobecnom hospodárskom záujme NPSvt uhrádzané v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou výrobcovi elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, pre rok t sa vypočítajú podľa vzorca

NPSvt = TVHZt × (QSKSt − QSvdt × Kvdt ) ,

kde

TVHZt je tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 14 a § 17 až 22 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena alebo sadzba za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, návrh parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny, počet odberných miest, výška rezervovaných kapacít v jednotlivých sadzbách v megawattoch,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť podľa desaťročného plánu rozvoja sústavy na regulačné obdobie,

výpočty a údaje podľa § 17, 18 a 20 týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania systémových služieb a podporných služieb,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

podklady podľa prílohy č. 3,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t tieto údaje:

výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,

výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,

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,

výška skutočných investícií v roku t-1,

výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,

výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,

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.

Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 31. júla roku t-1 údaje o plánovanom množstve v roku t a do 20. dňa kalendárneho mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t

fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,

celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,

elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,

elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.

Na účely určenia ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa hodnota rezervovanej kapacity odberu elektriny užívateľa prenosovej sústavy určí ako súčet kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odberných miestach užívateľa prenosovej sústavy uvedených v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy okrem kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach výrobcu elektriny, v odberných miestach výrobcu elektriny, v ktorých je odber elektriny z prenosovej sústavy výlučne za účelom čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach a v odberných miestach výrobcu elektriny, v ktorých je odber elektriny výlučne za účelom vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny. Ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené žiadne odberné miesta užívateľa prenosovej sústavy alebo sú v nej uvedené len odberné miesta užívateľa prenosovej sústavy, ktoré sú z výpočtu rezervovanej kapacity odberu elektriny vylúčené, je hodnota rezervovanej kapacity odberu elektriny tohto užívateľa prenosovej sústavy rovná 0.

Na účely určenia ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa hodnota rezervovanej kapacity dodávky elektriny užívateľa prenosovej sústavy určí ako súčet kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej sústavy uvedených v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy okrem kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach

výrobcu elektriny, cez ktoré nie sú do prenosovej sústavy pripojené iné zariadenia na výrobu elektriny okrem zariadení na výrobu elektriny v prečerpávacích vodných elektrárňach a zariadení na výrobu elektriny slúžiacich výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny,

miestnej distribučnej sústavy, do ktorej nie sú pripojené iné zariadenia na výrobu elektriny okrem zariadení na výrobu elektriny v prečerpávacích vodných elektrárňach a zariadení na výrobu elektriny slúžiacich výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny; ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené žiadne odovzdávacie miesta užívateľa prenosovej sústavy alebo sú v nej uvedené len odovzdávacie miesta užívateľa prenosovej sústavy, ktoré sú z výpočtu rezervovanej kapacity dodávky elektriny vylúčené, je hodnota rezervovanej kapacity dodávky elektriny tohto užívateľa prenosovej sústavy rovná 0.

Ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené kapacity pripojenia do prenosovej sústavy v odberných a odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej sústavy, použijú sa pri výpočte hodnôt rezervovaných kapacít odberu a dodávky elektriny užívateľa prenosovej sústavy podľa odsekov 7 a 8 údaje o maximálnom rezervovanom výkone alebo údaje o maximálnej rezervovanej kapacite v odberných a odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej sústavy, ktoré sú uvedené v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy.

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny kalkulovaná na rezervovanú kapacitu odberu elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia ako 10 % z jeho rezervovanej kapacity dodávky elektriny.

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny kalkulovaná na rezervovanú kapacitu dodávky elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je nižšia alebo sa rovná 10 % z jeho rezervovanej kapacity dodávky elektriny.

Platba za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny, a to osobitne za každý mesiac, v ktorom bolo skutočné mesačné maximum štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy vyššie od rezervovanej kapacity odberu elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia ako 10 % z jeho rezervovanej kapacity dodávky elektriny.

Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa uplatňujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným hlavným napájacím vedením v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Cena za prístup do prenosovej sústavy sa určí vo výške 15 % zo súčinu tarify hradenej užívateľom prenosovej sústavy podľa cenového rozhodnutia na rok t a rezervovanej kapacity, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia. Cena za prístup do prenosovej sústavy sa určí vo výške 100 % zo súčinu tarify hradenej užívateľom prenosovej sústavy podľa cenového rozhodnutia na rok t a rezervovanej kapacity, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté, pri prenose elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci. Za štandardný prenos elektriny sa považuje aj pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.21)

Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CPt okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách za megawatt rezervovanej kapacity na rok t sa vypočíta podľa vzorca

kde

PNt sú ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v roku t na regulovanú činnosť okrem nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb vypočítané podľa odseku 2,

MPt je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky zahrnutá do maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca

MPt = ITCt + (1−m) × VAt,

kde

ITCt je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,

VAt je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,

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 prenosovej sústavy,

PKt sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia platieb za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny užívateľmi prenosovej sústavy,

PVdodt je plánovaný výnos v eurách v roku t určený ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy,

NPSZt sú náklady na projekty spoločného záujmu, ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t,

CACMt sú schválené náklady na projekty prideľovania kapacity a riadenia preťaženia sústavy, ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t,

QPKodbt je celkové plánované množstvo rezervovanej kapacity odberu elektriny v megawattoch na rok t fakturovanej užívateľom prenosovej sústavy.

Ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady PNt v roku t na regulovanú činnosť okrem nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb sa vypočítajú podľa vzorca

kde

PN2015 sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové priemerné ročné náklady v eurách za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,

JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,

O2015 je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách vztiahnutých na RAB2015 a vypočítaná na základe údajov z účtovníctva regulovaného subjektu,

RAB2015 je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2015,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

KDZ,t je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZt na rok 2017 sa rovná jednej a na roky 2018 až 2021 sa určuje v intervale od 0,90 do 1,00,

SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s výkonom regulovanej činnosti v roku t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2; na rok 2017 je parameter SOt-2 rovný nule.

Mesačná tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodbPS,t sa uplatňuje mesačne voči užívateľom prenosovej sústavy, ktorých rezervovaná kapacita odberu elektriny v roku t je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny v roku t. Výška mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodbPS,t v eurách na megawatt rezervovanej kapacity odberu elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

CPt je maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách za megawatt na rok t vypočítaná podľa odseku 1.

Mesačná tarifa za rezervovanú kapacitu dodávky elektriny TKdodPS,t sa uplatňuje mesačne voči užívateľom prenosovej sústavy, ktorých rezervovaná kapacita odberu elektriny v roku t nie je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny. Výška mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu dodávky elektriny TKdodPS,t v eurách na megawatt rezervovanej kapacity dodávky elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

PVdodt je plánovaný výnos v eurách v roku t určený ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy,

QPKdodt je celkové plánované množstvo rezervovanej kapacity dodávky elektriny v megawattoch na rok t fakturovanej užívateľom prenosovej sústavy.

Cena za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny vypočítaná ako štvornásobok súčinu mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodbPS,t a rozdielu medzi skutočným mesačným maximom štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy a rezervovanou kapacitou odberu elektriny z prenosovej sústavy, a to osobitne za každý mesiac, v ktorom bolo skutočné mesačné maximum štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy vyššie od rezervovanej kapacity odberu elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny.

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

Tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt sa uplatňuje voči užívateľovi prenosovej sústavy. 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

Na účely určenia ceny sa celkové plánované náklady v eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb PPSt od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb určujú na základe dohodnutého a schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb prevádzkovateľovi prenosovej sústavy.

Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa priamym určením určuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu, maximálny ročný náklad na zabezpečenie poskytovania sekundárnej regulácie napätia, štartu z tmy v eurách, maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny a minimálna cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii príslušného druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných služieb prevádzkovateľom prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.

Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení poskytovateľov podporných služieb ako

najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny,

najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny.

Na účely určenia ceny podľa odseku 3 sa v každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení osobitne vyhodnocuje kladná regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy.

Tarifa za systémové služby TSSt sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených o primeraný zisk na systémové služby podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

NPSSt sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,

QPKStsst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify sa systémové služby,

QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.

Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca

kde

PPSt sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t, od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného predpisu52) v eurách,

PNDisp2015 sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové priemerné ročné náklady v eurách v rokoch 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť 2016 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,

JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,

ODisp2015 je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách vztiahnutých na RABDisp2015 a vypočítaných na základe údajov z účtovníctva regulovaného subjektu,

RABDisp2015 je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou činnosťou k 31. decembru 2015,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

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. 2 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-2 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

KS t je faktor vyrovnania v eurách v roku t.

Faktor vyrovnania KSt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca

KSt = NSSSt-2 − NPSSt-2 − (1−s)×(SPSt-2 −PPSt-2) − Naukct-2 − CVt-2 + 0,7×GCCt-2 ,

kde

s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0,4 až 0,6,

SPSt-2 sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,

PPSt-2 sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,

Naukct-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,

CVt-2 je skutočný dopad z cezhraničných výmen elektriny v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

CVt-2 = NOcvt-2 − VOcvt-2 + NREcvt-2 − VREcvt-2 + Ncvt-2 − Vcvt-2 ,

kde

NOcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2,

VOcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2,

NREcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,

VREcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,

Ncvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,

Vcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2,

GCCt-2 je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách v roku t-2; GCCt-2 sa na regulačné obdobie vypočíta podľa vzorca

GCCt-2 = VGCCt-2 − NGCCt-2 + VREGCCt-2 − NREGCCt-2 ,

kde

VGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou 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,

NGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou 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,

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,

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,

NSSSt-2 sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t-2,

NPSSt-2 sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy.

Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt na množstvo takto odobratej elektriny.

Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, patrí platba za poskytovanie systémových služieb účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku.

Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, patrí platba za poskytovanie systémových služieb účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť za odchýlku.

Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QUKStssoomt, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby, sa vypočíta podľa vzorca

QUKStssoomt = QSKStssoomt − QSvdoomt × Kvdt ,

kde

QSKStssoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

QSvdoomt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.

Náklady na systémové služby NSSszi sa uplatňujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou voči všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca

NSSszi = TSSt ×(QSKStssszi − QSvdi × Kvdt) ,

kde

QSKStssszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

QSvdi je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,

TSSt tarifa za systémové služby pre rok t.

Náklady na systémové služby sa neuplatňujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani voči výrobcom elektriny z malého zdroja, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.53)

Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps sa uplatňujú voči organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca

NSSps = TSSt × (QSKStsst − QSvdt × Kvdt) ,

kde

QSKStsst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,

TSSt tarifa za systémové služby pre rok t.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 34 a § 24 a 25 sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena alebo tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny, vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok jej pridelenia,

údaje potrebné na preverenie ceny za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,

výpočty a údaje podľa § 24 a 25, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a uplatňovania tarify za systémové služby, tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

podklady podľa prílohy č. 4,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Na účely cenovej regulácie sa oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané množstvá v závislosti na type merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej z príslušnej distribučnej sústavy

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od distribučnej alebo prenosovej sústavy na vymedzenom území,

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od distribučnej alebo prenosovej sústavy na vymedzenom území.

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako vážený priemer jednotlivých taríf.

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do týchto sadzieb pre odberateľov elektriny takto:

C1 je jednopásmová sadzba,

C2 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne,

C3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje najmenej 20 hodín denne s blokovaním priamo výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; táto sadzba je aj pre tepelné čerpadlá,

C4 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,

C5 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,

C6 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

C7 je sadzba pre verejné osvetlenie,

C8 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,

C9 je jednopásmová sadzba pre odberateľov elektriny, ktorí majú nainštalované inteligentné meracie systémy,

C10 je sadzba pre nabíjacie zariadenia elektromobilov.

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných cien a taríf.

Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu nízkeho napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.

Podiel príjmov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových príjmov z platieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem príjmov z platieb za straty elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 0,80 na rok 2017. Na nasledujúce roky je medziročná zmena podielu príjmov z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových príjmov z platieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem príjmov z platieb za straty elektriny pri distribúcii elektriny najviac 1 %.

Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dohodnutá v zmluve o pripojení alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 21, 22 a 24. Hodnota maximálnej rezervovanej kapacity nemôže byť nižšia ako 1 kW a dohaduje sa na celé číslo v kW.

Dvanásťmesačná rezervovaná kapacita, trojmesačná rezervovaná kapacita a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny v zmluve o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve. Hodnota rezervovanej kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity najviac 5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá. Hodnotu rezervovanej kapacity je možné zvýšiť, ak na odbernom mieste bola zvýšená maximálna rezervovaná kapacita a odberateľ riadne uhradil určený pripojovací poplatok, a to do výšky navýšenej hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.

Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu A alebo B trvajúci najmenej mesiac a najviac sedem mesiacov v kalendárnom roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu elektriny tvorí najmenej 80 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny rok. Pre sezónny odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Po ukončení kalendárneho roka splnenie podmienok sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnotí vo vyúčtovacej faktúre zaslanej odberateľovi elektriny do konca februára nasledujúceho roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia sezónneho odberu, sa namiesto tarify sezónneho odberu uplatní mesačná rezervovaná kapacita (mesačná tarifa za mesačnú rezervovanú kapacitu) s hodnotou 5 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo s nameranou hodnotou maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 5 % maximálnej rezervovanej kapacity. Zistený rozdiel v platbe tarify za prácu a tarify za výkon v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhrádza prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.

Na účely cenovej regulácie sa rozumie

mesačnou rezervovanou kapacitou rezervovaná kapacita na kalendárny mesiac,

trojmesačnou rezervovanou kapacitou rezervovaná kapacita na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace,

dvanásťmesačnou rezervovanou kapacitou rezervovaná kapacita na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov.

O zmenu doby trvania rezervovanej kapacity môže odberateľ elektriny, ktorého odberné miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia a ktorý má uzatvorenú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny, požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z

dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo na mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná kapacita uplatňovaná,

trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka,

mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca, odkedy bola mesačná kapacita uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka.

Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzatvorenej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

Hodnota a doba trvania rezervovanej kapacity platí ďalej na nasledujúce príslušné obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa distribučnej sústavy o ich zmenu v súlade so zmluvou alebo najneskôr do 20. dňa posledného mesiaca obdobia, na ktoré je kapacita dohodnutá. Cena za rezervovanú kapacitu sa uplatňuje mesačne. Ak 20. deň pripadne na deň pracovného voľna alebo deň pracovného pokoja, posúva sa termín na prvý pracovný deň po 20. dni.

Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach, ak nie je zmluvne dohodnutá nižšia rezervovaná kapacita pri odberných miestach vybavených určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 20 až 25 a 27. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Podmienkou na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesto nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie revíznej správy o výmene ističa. Rezervovaná kapacita sa zníži alebo zvýši do výšky maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom aj bez revíznej správy. Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy. Ak po znížení rezervovanej kapacity požiadal odberateľ elektriny do 12 mesiacov o opätovné pridelenie pôvodnej rezervovanej kapacity, pre takéhoto odberateľa sa neuplatňuje cena za pripojenie.

Dohodnutá mesačná alebo dvanásťmesačná platba podľa cenového rozhodnutia úradu sa účtuje pri odbere elektriny z distribučnej sústavy výrobcom elektriny; to neplatí pre výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach.

Cena za prístup do distribučnej sústavy sa pre výrobcu elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy určí

vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v písomnej zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy vynásobenej tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, alebo

vo výške 30 % z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená písomná zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy vynásobenej tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

Cena podľa odseku 20 sa uplatní voči výrobcovi elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.

Ustanovenia odsekov 20 a 21 neplatia pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.

Ak je zariadenie na výrobu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy uhrádza sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená alebo je zariadenie na výrobu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určí vo výške 30 % z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny vynásobenej tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

Cena za prístup do distribučnej sústavy patrí prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy od prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa odseku 23 na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy.

Ustanovenia odsekov 23 a 24 neplatia pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy s prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, dohodne v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny, najviac do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do regionálnej distribučnej sústavy uplatňuje za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto:

voči výrobcovi elektriny tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odsekov 20 až 22 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,

voči prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odsekov 23 až 25 zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,

voči prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odsekov 23 až 25 zariadenia na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

Rezervovaná kapacita užívateľa regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo meraním typu B a ich odber elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané dopravné prostriedky elektrickej trakcie, sa na účely vyhodnotenia a určenia cien za rezervovanú kapacitu vypočíta prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov maximálnych výkonov nameraných v odberných miestach na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných miest rezervovaná kapacita na účely vyhodnotenia a určenia cien za rezervovanú kapacitu pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov maximálnych výkonov nameraných v odberných miestach v čase, kedy je tento súčet v danom mesiaci najvyšší.

Vyhodnocuje a fakturuje sa len prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity za odberné miesta podľa odseku 28, a to samostatne za každé odberné miesto. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 28 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.

Na účely cenovej regulácie sa odberné miesta podľa odseku 28 za každú napäťovú úroveň osobitne zaradia len do jednej bilančnej skupiny.

Za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 28, sa uplatňuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za príslušný kalendárny mesiac.

Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za všetky odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 28, pre každú napäťovú úroveň osobitne nedosiahne 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú úroveň osobitne, uplatňuje sa pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity vo výške 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa odseku 28 aj odberné miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú napájané výhradne dopravné prostriedky elektrickej trakcie, za tieto odberné miesta sa uplatňuje voči užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, rezervovaná kapacita vo výške 100 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity za celé obdobie, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu podľa pravidiel prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

Na účely cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne

veľmi vysokého napätia na úroveň vysokého napätia najviac 2 % z množstva elektriny vystupujúceho na strane vysokého napätia,

vysokého napätia na úroveň nízkeho napätia najviac 4 % z množstva elektriny vystupujúceho na strane nízkeho napätia.

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti možno zahrnúť len primerané náklady, ktoré sú v súlade s osobitným predpisom.54)

Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa uplatňujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným hlavným napájacím vedením v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Cena za prístup do distribučnej sústavy je vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny ďalším vedením, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá. Ak rezervovaná kapacita na ďalšom napájacom vedení je vyššia ako rezervovaná kapacita dohodnutá na štandardnom napájacom vedení, cena za prístup do distribučnej sústavy za ďalšie napájacie vedenie je 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu ďalšieho napájacieho vedenia. Ak sa odoberá elektrina cez štandardné napájacie vedenie a súčasne cez ďalšie napájacie vedenie cena za prístup do distribučnej sústavy za ďalšie napájacie vedenie je 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu ďalšieho napájacieho vedenia.

Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené a cena za distribúciu elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené; cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá.

Pri dohodnutej rezervovanej kapacite pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni vysokého napätia nad 10 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu a pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny; cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá. Pri dohodnutej rezervovanej kapacite pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia nad 100 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určí vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu a pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny; cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je týmto dotknutá.

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDHN,t zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom elektriny v roku t a vypočíta sa podľa vzorca

CDHN,t = CDEHN,t + CPEHN,t ,

kde

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,

CPEHN,t je priemerná zložka ceny súvisiacej s používaním prenosovej sústavy 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.

Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDEHN,t na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny sa vypočíta podľa vzorca

kde

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

VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-4 až t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za rok t,

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-4 až t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za rok t,

VVDHN+1,t je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny v eurách na rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítaná podľa vzorca

VVDHN+1,t = CDEHN+1,t × VystETRHN+1,t ,

kde

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; CDEHN+1,t sa na vstupe do napäťovej úrovne VVN rovná nule,

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-4 až t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za rok t,

VVDHN,t sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni, okrem alikvotnej časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne, vypočítané podľa odseku 3,

PNHN,t 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.

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 VVDHN,t sa vypočítajú podľa vzorca

kde

PNHN,2015 sú priemerné schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť 2016 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,

JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,

X je faktor efektivity, ustanovuje sa v každom roku regulačného obdobia vo výške 3,5 %; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,

OHN,2015 je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RABHN,2015 na napäťovej úrovní a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,

RABHN,2015 je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni v eurách a rovná sa hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2015; regulačná báza aktív pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, ktorý distribuuje elektrinu distribučnou sústavou, je hodnota aktív slúžiaca výhradne na vykonávanie regulovaných činností, ktorá sa určí na základe znaleckého posudku na stanovenie všeobecnej hodnoty zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy slúžiacich výhradne na výkon regulovanej činnosti k 31. decembru 2015 podľa osobitného predpisu,55)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ na regulačné obdobie sa určí podľa podielu

pričom, ak tento podiel je vyšší alebo rovný 0,5, tak KDZ = 1,00,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo rovný 0,4, tak KDZ = 0,90,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo rovný 0,3, tak KDZ = 0,80,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo rovný 0,2, tak KDZ = 0,70,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo rovný 0,1, tak KDZ = 0,60 alebo

menší ako 0,1, tak KDZ = 0,50,

kde

INVt-2 je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,

DispZdrt-2 je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB × WACC × (1 − daň z príjmov), pričom WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na obdobie t-2,

SOHN,t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-2 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2, na rok 2017 je parameter SOHN,t-2 rovný nule,

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 rezervovanej kapacity a za skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny,56)

SPEHN,t sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 za elektrinu distribuovanú distribučnou sústavou57) v režime prepravy,

SLAHN,t sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 zo zmlúv o poskytovaní služieb, prostredníctvom ktorých zabezpečuje vykonávanie regulovanej činnosti (SLA zmluvy)58); ide o výnosy, ktoré sú dosahované prostredníctvom majetku zahrnutého do RABHN,2015 a ľudských zdrojov financovaných prostredníctvom osobných nákladov zahrnutých v PNHN,2015,

STSHN,t sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 zo služieb poskytovaných tretím stranám; ide o výnosy, ktoré sú dosahované prostredníctvom majetku zahrnutého do RABHN,2015 a ľudských zdrojov financovaných prostredníctvom osobných nákladov zahrnutých v PNHN,2015.

Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPEHN,t súvisiaca s používaním prenosovej sústavy sa rovná súčtu nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny a strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni.

Zložka ceny za používanie prenosovej sústavy vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

VVPHN,t sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose elektriny v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca

VVPHN,t = CPEHN+1,t × VystETRHN+1,t ,

kde

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; cena za prístup do prenosovej sústavy na napäťovej hladine vvn CPEVVN,t sa určí podľa odseku 6,

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; plánované množstvo elektriny vstupujúce do napäťovej úrovne vvn VystETRVVN,t je rovné plánovanému množstvu elektriny odobratej z prenosovej sústavy,

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

VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,

VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny CPEVVN,t na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon, prenesenú elektrinu a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

kde

RKPt je rezervovaná kapacita v megawattoch na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

CRKt je cena za rezervovanú kapacitu v roku t v eurách na megawatt na rok uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

VystETRVVN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia regulovaného subjektu z prenosovej sústavy,

PSstratyt je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

KPt je faktor vyrovnania ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

KPt = KPnak,t − KPvyn,t ,

kde

KPnak,t je korekcia nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

KPnak,t = (SVystETRVVN,t-2 − VystETRVVN,t-2 ) × PSstratyt-2 ,

kde

SVystETRVVN,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,

VystETRVVN,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,

PSstratyt-2 je tarifa za straty pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

KPvyn,t je korekcia výnosov z účtovania ceny CPDHN,t-2, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

SVystEOHN,t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t-2,

VystEOHN,t-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny v roku t-2.

Pre regulované subjekty, ktoré vykonávajú prenos elektriny cezhraničnými vedeniami, sa pre určenie ceny za prístup do sústavy a prenos elektriny týmito vedeniami použijú primerane ustanovenia § 16 až 18.

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

kde

VVSDHN,t sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 2,

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

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,

VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.

Náklady za straty pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni VVSDHN,t v eurách v roku t sú zložené z alikvotnej časti nákladov za straty pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty pri distribúcii elektriny vlastnej napäťovej úrovne a vypočítajú sa podľa vzorca

VVSDHN,t = CSDHN+1,t × VystETRHN+1,t + CSHDHN,t × VystEHN,t ,

kde

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,t rovná nule,

CSHDHN,t je cena za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t,

VystETRHN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce z vyššej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t,

VystEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t.

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

PMSEHN,t je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t podľa odseku 4,

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

CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

kt je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota pre rok 2017 je 7 % a na roky 2018 až 2021 je 6 %,

Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu59) na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej sústave na príslušné obdobie na rok t.

Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

VstE HN,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,

PPSCHN,t je hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni určená podľa odseku 5,

XSHN,n je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni; XSHN,n na regulačné obdobie sa určí podľa odseku 5.

Hodnota počiatočného percenta celkových strát pri distribúcii elektriny PPSCHN na príslušnej napäťovej úrovni a hodnota faktora efektívnosti strát XSHN,n sa ustanovuje takto:

Regionálna distribučná sústava PPSCHN XSHN,n VVN 0,875 % 0,1 % VN 3,475 % 1,0 % NN 10,185 % 2,0 %

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 27 sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena alebo sadzba za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok jej pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,

výpočty a údaje podľa § 26 a 27 týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby, tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

podklady podľa prílohy č. 5; to neplatí pre postup podľa odseku 5,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

V roku t možno použiť tarify za distribúciu elektriny prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený vrátane podmienok pridelenia jednotlivých taríf (ďalej len „prevzaté tarify“). Ak regulovaný subjekt nepoužil v roku t-1 prevzaté tarify za distribúciu elektriny, možno použiť prevzaté tarify v roku t len vtedy, ak regulovaný subjekt preukáže, že za rok t-1 mu nevznikne prebytok príjmov za distribúciu elektriny.

Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 5, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny na rok t, sa vypočítajú v návrhu ceny podľa § 27 alebo schvália na základe návrhu ceny.

Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku 5 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá a prevzaté tarify, ktoré bude regulovaný subjekt uplatňovať jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania jednotlivých taríf a údaje podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 7.

Maximálna cena CMDSt určená podľa § 27 ods. 1 sa rozpočíta do taríf jednotlivých sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny tak, aby vážený priemer taríf týchto sadzieb neprekročil maximálnu cenu CMDSt. Sadzba sa skladá z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadňuje napäťová úroveň sadzby.

Na účely zúčtovania plánovaných a skutočných ekonomicky oprávnených nákladov sa za regulovaný subjekt, ktorý predložil návrh ceny vypočítanej podľa § 27, najneskôr do 30. apríla roku t oznamuje

množstvo elektriny distribuovanej oprávneným odberateľom vlastnou distribučnou sústavou v roku t-1,

množstvo elektriny dodanej odberateľom elektriny v domácnosti na vlastnej časti vymedzeného územia z vlastnej výroby elektriny v roku t-1,

množstvo elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a dodanej priamo odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy iného prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-1,

množstvo vlastnej spotreby elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, zníženej o objem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v roku t-1,

skutočné náklady za distribúciu elektriny v roku t-1.

Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa siete veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň vysokého napätia zahŕňa siete vysokého napätia a transformáciu veľmi vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa siete nízkeho napätia a transformáciu vysokého napätia na nízke napätie.

Podiel príjmov z platieb za rezervovaný výkon a celkových príjmov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem príjmov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 0,80.

Pri odbere elektriny z miestnej distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z miestnej distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita, teda platba za prístup do distribučnej sústavy podľa vydaného cenového rozhodnutia.

Cena za prístup do distribučnej sústavy sa pre výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy určí

vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v písomnej zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vynásobenej tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, alebo

vo výške 30 % z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená písomná zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vynásobenej tarifou za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená.

Cena podľa odseku 13 sa uplatní podľa príslušnej napäťovej úrovne miestnej distribučnej sústavy, do ktorej je výrobca elektriny pripojený, voči výrobcovi elektriny. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity, určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch.

Ustanovenia odsekov 13 a 14 neplatia pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.

Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, cena za prístup do prenosovej sústavy sa uplatní voči výrobcovi elektriny pripojenému do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa § 16 ods. 8 z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v písomnej zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy, ak nie je s prevádzkovateľom distribučnej sústavy uzatvorená písomná zmluva tak z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, a to vo výške tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. Ustanovenia tohto odseku neplatia pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny.

Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa uplatňujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným hlavným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy. Cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy sa určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa cenového rozhodnutia na rok t pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenia, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy hlavným napájacím vedením týmto nie je dotknutá. Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za distribúciu elektriny určí vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté. Ak rezervovaná kapacita na ďalšom napájacom vedení je vyššia ako rezervovaná kapacita dohodnutá na štandardnom napájacom vedení, cena za prístup do distribučnej sústavy za ďalšie napájacie vedenie je 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu ďalšieho napájacieho vedenia. Ak sa odoberá elektrina cez štandardné napájacie vedenie a súčasne cez ďalšie napájacie vedenie cena za prístup do distribučnej sústavy za ďalšie napájacie vedenie je 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu ďalšieho napájacieho vedenia. Za štandardnú distribúciu elektriny sa považuje pripojenie užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave zaslučkovaním.

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

CMDSt = PNMDSt / (QDt + QSt + QSDSt),

kde

PNMDSt sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni vrátane povolených nákladov za distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený, vypočítané podľa vzorca

PNMDSt = PNt + PNSN+1t – KAt,

kde

PNSN+1t sú plánované schválené alebo určené ekonomicky 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 ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

PNt schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t okrem povolených nákladov za distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený, vypočítané podľa vzorca

kde

PN2015 sú priemerné schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť 2016 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,

JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1,

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,

O2015 je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách vztiahnutá na RABHN,2015 na napäťovej úrovní a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,

RAB2015 je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni v eurách a rovná sa hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2015; regulačná báza aktív pre prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy, ktorý distribuuje elektrinu distribučnou sústavou, je hodnota aktív slúžiaca výhradne na vykonávanie regulovaných činností, a určí sa ako suma zostatkovej ceny hmotného a nehmotného majetku podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 10 a nájomného podľa § 4 ods. 1 písm. h), alebo na základe znaleckého posudku na stanovenie všeobecnej hodnoty zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy slúžiacich výhradne na výkon regulovanej činnosti k 31. decembru 2015 podľa osobitného predpisu,55)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,

KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ na regulačné obdobie sa určí podľa podielu

pričom, ak tento podiel je vyšší alebo rovný 0,5, tak KDZ = 1,00,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo rovný 0,4, tak KDZ = 0,90,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo rovný 0,3, tak KDZ = 0,80,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo rovný 0,2, tak KDZ = 0,70,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo rovný 0,1, tak KDZ = 0,60, alebo

menší ako 0,1, tak KDZ = 0,50,

kde

INVt-2 je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,

DispZdrt-2 je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB × WACC × (1 − daň z príjmov), pričom WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na obdobie t-2,

SOHN,t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-2 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2; na rok 2017 je parameter SOHN,t-2 rovný nule,

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 rezervovanej kapacity a za skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny,56)

SPEHN,t sú skutočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 za elektrinu prepravovanú distribučnou sústavou,55)

KAt je faktor vyrovnania ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený a ktorý sa vypočítava podľa vzorca

KAt = ((CMDSt-2 × (SQDt-2 + SQSt-2 + SQSDSt-2 )) − (CMDSt-2 × (QDt-2 + QSt-2 + QSDSt-2 ))) − (SNSN + 1t-2 − PNSN + 1t-2 ) ,

kde

CMDSt-2 je maximálna cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t okrem strát elektriny pri distribúcii elektriny,

SQDt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, odobratej z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

SQSt-2 je skutočné 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-2,

SQSDSt-2 je skutočné množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

QDt-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, odobratej z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

QSt-2 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-2,

QSDSt-2 je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

SNSN+1t-2 sú skutočné schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

PNSN+1t-2 sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

QDt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, odobratej z distribučnej sústavy regulovaného subjektu koncovými odberateľmi elektriny,

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,

QSDSt je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom, ktoré zahŕňa vlastnú spotrebu pri distribúcii elektriny regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny v roku t.

Tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne, do ktorej je distribučná sústava regulovaného subjektu pripojená, sa vypočíta podľa vzorca

kde

VVSDHN,t sú náklady za straty pri distribúcii elektriny v eurách priradené príslušnej napäťovej úrovni vypočítané podľa odseku 3,

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

VystEOHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a pre vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu a ostatnú vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy regulovaného subjektu,

VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň.

Náklady za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradené príslušnej napäťovej úrovni VVSDHN,t v eurách v roku t skladajúce sa z alikvotnej časti nákladov za straty elektriny pri distribúcii elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne a nákladov za straty elektriny pri distribúcii vlastnej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca

VVSDHN,t = CSDHN+1,t × VystETRHN+1,t + CSHDHN,t × VystEHN,t ,

kde

CSDHN+1,t je tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, sa tarifa za straty elektriny na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CMDSHN+1,t rovná nule,

CSHDHN,t je cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny príslušnej napäťovej úrovne v roku t podľa odseku 4,

VystETRHN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce z vyššej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t,

VystEHN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t.

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

PCSES,t 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

CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu na rok 2017 najviac 12 % a na roky 2018 až 2021 najviac 6 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny na rok t,

Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu59) na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej sústave na príslušné obdobie na rok t,

PMSEHN,t je povolené množstvo strát elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t vypočítané podľa odseku 5.

Povolené množstvo strát elektriny PMSEHN,t v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

VstE HN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne v roku t z nadradenej distribučnej sústavy cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na danú napäťovú úroveň, z prítokov elektriny z iných miestnych distribučných sústav,

PPSCHN je hodnota percenta strát pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni, v závislosti od napäťovej úrovne pripojenia miestnej distribučnej sústavy je najviac,

ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,

0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2,0 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni nízkeho napätia, 1 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia.

Hodnota percenta strát elektriny pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni PPSCHN sa pre miestnu distribučnú sústavu, ktorá je rozlohou porovnateľná s regionálnou distribučnou sústavou, určí individuálne v rozhodnutí.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 8 a § 29 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny, ktorý dodáva elektrinu zraniteľným odberateľom.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena alebo sadzba za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok jej pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,

výpočty a údaje podľa § 29 týkajúce sa dodávky elektriny pre zraniteľných odberateľov,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

podklady podľa prílohy č. 6,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Pre zraniteľných odberateľov elektriny sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac desať sadzieb

DD1 je jednopásmová sadzba,

DD2 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne s fixne určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní najmenej 3 hodín, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

DD3 je dvojpásmová sadzba pre priamo výhrevné elektrické vykurovanie, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 20 hodín denne s blokovaním priamo výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; táto sadzba je určená aj pre tepelné čerpadlá,

DD4 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

DD5 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,

DD6 je sadzba pre nemerané odbery,

DD7 je sadzba pre verejné osvetlenie,

DD8 je jednopásmová sadzba pre dočasné odbery,

DD9 je trojpásmová sadzba pre odberateľov elektriny, ktorí majú nainštalované inteligentné meracie systémy,

DD10 je sadzba pre nabíjacie zariadenia elektromobilov.

Ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov v jednotlivých zložkách sadzieb sú maximálnymi cenami.

Na účely tejto vyhlášky sa zraniteľným odberateľom elektriny rozumie odberateľ elektriny v domácnosti a malý podnik.

Malý podnik je koncový odberateľ elektriny mimo domácnosti s ročnou spotrebou elektriny za všetky jeho odberné miesta najviac 30 000 kWh za rok. Pri nových odberateľoch elektriny, ktorí majú históriu kratšiu ako za rok t-2, sa zaradenie vykoná podľa projektovanej plánovanej spotreby elektriny.

Maximálna cena za elektrinu CEt na účely dodávky elektriny zraniteľným odberateľom schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca

kde

CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu na rok 2017 najviac 12 % a na roky 2018 až 2021 najviac 8 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre zraniteľných odberateľov na rok t,

Ot sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny zraniteľným odberateľom 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 pre regulované subjekty na rok t podľa § 25 ods. 3.

Jednopásmové sadzby podľa § 28 ods. 5 sú zložené z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny najviac vo výške jedného eura na jedno odberné miesto a mesiac,

ceny za elektrinu CEDi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEDi = KJPDi × CEt + PZt ,

kde

KJPDi je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 5,

CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak jednopásmovej sadzby.

Dvojpásmové sadzby podľa § 28 ods. 5 sú zložené z

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 jedného eura na jedno odberné miesto a mesiac,

ceny za elektrinu CEVTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEVTDi = KVTDi × CEt + PZt ,

kde

KVTDi je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 5,

CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,

ceny za elektrinu CENTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CENTDi = KNTDi × CEt + PZt ,

kde

KNTDi je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 5,

CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.

Trojpásmová sadzba podľa § 28 ods. 5 je zložená z

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 jedného eura na jedno odberné miesto a mesiac,

ceny za elektrinu CEPTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v prvom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEPTDi = KPTDi × CEt + PZt ,

kde

KPTDi je koeficient ceny odberu elektriny v prvom pásme podľa odseku 5,

CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak trojpásmovej sadzby,

ceny za elektrinu CEDTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v druhom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEDTDi = KDTDi × CEt + PZt ,

kde

KDTDi je koeficient ceny odberu elektriny v druhom pásme podľa odseku 5,

CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak trojpásmovej sadzby,

ceny za elektrinu CETTDi v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v treťom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CETTDi = KTTDi × CEt + PZt ,

kde

KTTDi je koeficient ceny odberu elektriny v treťom pásme podľa odseku 5,

CEt je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 7, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak trojpásmovej sadzby.

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPDi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTDi, koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTDi, koeficienty ceny odberu elektriny v prvom pásme KPTDi, koeficienty ceny odberu elektriny v druhom pásme KDTDi a koeficienty ceny odberu elektriny v treťom pásme KTTDi sa uvedú v návrhu ceny tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku PZt všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CEt podľa odseku 1.

K sadzbám podľa odsekov 2 až 4 sa 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, tarifa za podporu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za podporu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je zraniteľný odberateľ elektriny pripojený.

Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre zraniteľných odberateľov, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre zraniteľných odberateľov, sa rovná najviac súčinu 8 % a ceny elektriny CEt, vrátane odchýlky určenej podľa odseku 1, najviac 3 eurá/MWh.

Ak odberateľ má inštalovaný inteligentný merací systém a rozhodne sa odoberať elektrinu za neregulované ceny pri združenej dodávke, k neregulovanej cene elektriny sa pripočítava cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose, cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je odberateľ elektriny pripojený, tarifa za systémové služby, tarifa za podporu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za podporu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou a tarifa za elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia podľa cenového rozhodnutia.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 31 sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena alebo sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok jej pridelenia,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,

výpočty a údaje podľa § 31 týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny CEm,t sa určí z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL M na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie. CEm,t sa vypočíta tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o 15 % z dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.

Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z

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 najviac jedno euro na jedno odberné miesto a mesiac,

maximálnej ceny za elektrinu CEDt v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEDt = CEm,t + Ot + PZt ,

kde

CEm,t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

Ot sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v konaní o cenovej regulácii regulovaného subjektu vo veci dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie na rok t,

PZt je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie a je najviac 10 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac 6 eur/MWh pre odberateľov elektriny.

Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny, k sadzbám podľa odseku 2 sa pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny, straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby, tarifa za podporu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za podporu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 33 až 38 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy a prevádzkovateľa distribučnej sústavy, ktorí pripájajú užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny.

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

navrhovaná cena za pripojenie pri pripojení do distribučnej sústavy vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok jej pridelenia,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,

výpočty a údaje podľa § 33 až 38 týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,

potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované

daňové nedoplatky,28)

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Podmienkou pripojenia elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy do prenosovej sústavy je splnenie technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky prenosovej sústavy, a určenie miesta rozdeľujúceho technologické zariadenie prenosovej sústavy a zariadenie distribučnej sústavy prevádzkovateľom prenosovej sústavy. Podmienkou pripojenia je aj, že elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa prenosovej sústavy patriace k prenosovej sústave je vybudované v súlade s technickými podmienkami a elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy patriace k distribučnej sústave je vybudované v súlade s technickými podmienkami.

Náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy pripojením elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy alebo zvýšením maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojeného do prenosovej sústavy alebo úpravou zariadení prenosovej sústavy na základe žiadosti prevádzkovateľa distribučnej sústavy sa rozdelia medzi príslušných prevádzkovateľov sústav takto:

podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 60 % nákladov,

podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 40 % nákladov.

Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy na určené miesto,

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

náklady na montáž zariadení uvedených v písmenách a) až c),

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.

Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe nákladov podľa odseku 3, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave.

Podmienkou pripojenia elektroenergetického zariadenia výrobcu elektriny alebo koncového odberateľa elektriny do prenosovej sústavy je splnenie technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky prenosovej sústavy, a určenie miesta rozdeľujúceho technologické zariadenie prenosovej sústavy a elektroenergetické zariadenie koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny prevádzkovateľom prenosovej sústavy.

Podmienkou pripojenia koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy prevádzkovateľa prenosovej sústavy je záväzok koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny, že uhradí preukázané skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené s pripojením koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny, zabezpečením požadovaného príkonu nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy.

Výška nákladov vyvolaných u prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa určuje na základe nákladov podľa odseku 4, a to od miesta pripojenia elektroenergetických zariadení žiadateľa k technologickým zariadeniam prenosovej sústavy až do miesta požadovaného dispozičného príkonu v prenosovej sústave.

Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia vrátane jeho dopravy na určené miesto,

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

náklady na montáž zariadení uvedených v písmenách a) až c),

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním a výstavbou elektroenergetického zariadenia a vyvolanými úpravami elektroenergetických zariadení prenosovej sústavy.

Podmienkou pripojenia elektroenergetického zariadenia účastníka trhu s elektrinou do distribučnej sústavy je splnenie technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky distribučnej sústavy, a určenie miesta rozdeľujúceho technologické zariadenie distribučnej sústavy a elektroenergetické zariadenie žiadateľa, ktorým je odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, prevádzkovateľom distribučnej sústavy; ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, na určenie tohto miesta sa vzťahuje osobitný predpis.60)

Podmienkou pripojenia žiadateľa, ktorým je odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, je záväzok žiadateľa, že uhradí preukázané náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy spojené so zabezpečením maximálnej rezervovanej kapacity budovaním nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy.

Náklady na pripojenie elektroenergetického zariadenia žiadateľa do distribučnej sústavy zahŕňajú

náklady súvisiace s obstaraním elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane jeho dopravy na určené miesto,

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

náklady na montáž zariadení podľa písmen a) až c),

iné náklady súvisiace s prípravou, projektovaním, výstavbou a pripojením elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a náklady od prevádzkovateľa sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený.

Ak žiadateľ požaduje zvýšenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity, cena za pripojenie zvýšenej maximálnej rezervovanej kapacity sa vypočíta z rozdielu požadovanej a pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity.

Podmienkou pripojenia je záväzok odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny využívať maximálnu rezervovanú kapacitu aspoň raz za 12 po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov, inak po uplynutí uvedenej doby sa znižuje maximálna rezervovaná kapacita na výšku skutočnej hodnoty využívania maximálnej rezervovanej kapacity.

Úhrada za pripojenie sa od odberateľa elektriny nevyžaduje pri

zmene dodávateľa elektriny bez zvýšenia pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity,

zmene odberateľa elektriny bez zvýšenia pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity podľa schváleného prevádzkového poriadku prevádzkovateľa sústavy,

opätovnom pridelení maximálnej rezervovanej kapacity do výšky pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity odbernému elektrickému zariadeniu do 12 mesiacov po znížení maximálnej rezervovanej kapacity podľa odsekov 5 a 7,

prevode zariadenia na výrobu elektriny alebo jeho časti na iný právny subjekt, ak toto zariadenie na výrobu elektriny je súčasťou sústavy pôvodného vlastníka zariadenia.

Maximálnu rezervovanú kapacitu možno znížiť aj na žiadosť odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny.

Maximálna cena za pripojenie pre krátkodobé odbery elektriny sa vypočíta podľa skutočne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy pre pripojenie odberateľa elektriny.

Cena za pripojenie sa neuplatní, ak je odberateľ elektriny už pripojený do distribučnej sústavy a táto distribučná sústava bola prevzatá iným prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

Cena za pripojenie ďalších napájacích vedení sa určí podľa § 36 až 38 podľa toho, do ktorej napäťovej úrovne je napájacie vedenie pripojené.

Maximálna cena za pripojenie Cp pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy od 52 kV vrátane do 110 kV v distribučnej sústave alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity od 52 kV vrátane do 110 kV v distribučnej sústave zahrnuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky potrebné úpravy elektroenergetických zariadení v 110 kV distribučnej sústave a v prenosovej sústave a vypočíta sa podľa vzorca

kde

NVVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiace s výstavbou zariadení na pripojenie žiadateľov a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách,

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v megawattoch,

PD je disponibilná kapacita na pripojenie vytvorená nevyhnutnými úpravami energetických zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie do distribučnej sústavy v megawattoch,

ko je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; ak je žiadateľom odberateľ elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná 0,5, ak je žiadateľom výrobca elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná jednej, a ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ko sa rovná 0,95.

Ak sa zvýši maximálna rezervovaná kapacita existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny, potom pre výpočet podľa odseku 1 platí, že

NVVN je celkový náklad prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiaci s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,

PD je celkový disponibilný výkon v megawattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie na napäťovej úrovni od 52 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 35 ods. 4.

Ak sa za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov neuskutočnili nové pripojenia, použije sa na určenie ceny za pripojenie výpočet podľa odseku 1, kde

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 35 ods. 4,

NVVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách.

Maximálna cena za pripojenie Cp určená podľa odseku 1 v eurách na megawatt na rok t-1 sa oznamuje úradu najneskôr do konca februára roku t. Na základe údajov od prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav sa vypočíta aritmetický priemer maximálnych cien za pripojenie Cp troch prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav, ktorý sa zverejňuje na webovom sídle úradu najneskôr do konca marca roku t. Táto maximálna cenu za pripojenie Cp sa uplatní na pripojenie uskutočnené od 1. apríla roku t do 31. marca roku t+1.

Ak sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo ak sa zvyšuje maximálna rezervovaná kapacita existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v miestnej distribučnej sústave a pripojenie vyvolá náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave alebo v prenosovej sústave, maximálna cena za pripojenie zahrnuje náklady na pripojenie požadovaného elektroenergetického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vyvolané náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave alebo v prenosovej sústave.

Podmienkou pripojenia zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, je uzatvorenie zmluvy o pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny najviac do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.

Maximálna cena za pripojenie prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy, do ktorej sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripája a ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, sa vypočíta podľa odseku 1, pričom pre výpočet platí, že NVVN sú celkové preukázateľne vyvolané náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity pripojenia a súvisiace úpravy v prenosovej sústave v eurách.

Maximálna cena za pripojenie Cp pri pripojení odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy od 1 kV vrátane do 52 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave od 1 kV vrátane do 52 kV zahrnuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a na všetky potrebné úpravy elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca

kde

NVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s výstavbou zariadení na pripojenie žiadateľov a súvisiacich úprav na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV v roku t-1,

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 52 kV do distribučnej sústavy v roku t-1,

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,

ko je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná

0,5, ak je žiadateľom o pripojenie odberateľ elektriny,

1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny okrem výrobcu elektriny podľa tretieho bodu,

0,95, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou,

ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny do napäťovej úrovne od 1 kV vrátane do 52 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, a ak je zároveň jeho odberné miesto vybavené určeným meradlom s meraním výkonu, tak na účely určenia ceny za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny sa postupuje podľa vzorca

kde

P je cena za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny,

A je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia zariadenia na výrobu elektriny, ktorou je inštalovaný výkon zariadenia na výrobu elektriny, ktorý chce pripojiť žiadateľ o pripojenie alebo o ktorý chce zvýšiť už existujúci inštalovaný výkon zariadenia na výrobu elektriny (požadovaná maximálna rezervovaná kapacita),

C je skutočne využitá maximálna rezervovaná kapacita odberného zariadenia, ktorou je najvyššia nameraná hodnota príkonu za obdobie najviac dvoch predchádzajúcich rokov, ktorú určí prevádzkovateľ distribučnej sústavy a ktorou je skutočne využitá maximálna rezervovaná kapacita v existujúcom odbernom mieste,

NVN sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 52 kV v roku t-1,

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 52 kV do distribučnej sústavy v roku t-1,

ko1 je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná 1,0, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny (okrem výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou výrobcu elektriny), alebo 0,95, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

ko2 je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie, ktorého hodnota sa rovná 0,5, ak sa pripojí do 12 mesiacov odo dňa nadobudnutia právoplatnosti stavebného povolenia, inak hodnota koeficienta výšky spoluúčasti sa rovná, 1 a

NVN a PD sú skutočné hodnoty celkových nákladov a celkového disponibilného výkonu v roku t vtedy, ak neboli realizované pripojenia v miestnej distribučnej sústave v roku t-1.

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.

Podmienkou pripojenia zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, je uzatvorenie zmluvy o pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny najviac do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.

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 potrebné 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 vypočíta tak, aby bola percentuálna zmena amperickej hodnoty hlavného istiaceho prvku na všetkých ističových radoch rovnaká, pričom medziročne počas regulačného obdobia môže byť zvýšená najviac o 1 %. Cena za pripojenie na prvý rok regulačného obdobia sa rovná cene platnej pre posledný rok predchádzajúceho regulačného obdobia.

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 vysoko účinnou kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.

Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny okrem zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,5, ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacita zariadenia na výrobu elektriny je najviac vo výške pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny je väčšia ako hodnota pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta, koeficient k je 0,5 pre maximálnu rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny v rozsahu do hodnoty pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta a koeficient k sa rovná 5,0 pre hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny presahujúcu pôvodnú hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.

Ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou do napäťovej úrovne do 1 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto, cena za pripojenie tohto zariadenia na výrobu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 0,49, ak požadovaná maximálna rezervovaná kapacitu zariadenia na výrobu elektriny je najviac vo výške pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta. Ak požadovaná hodnota maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny je väčšia ako hodnota pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta, koeficient k je 0,49 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny do hodnoty pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta a koeficient k sa rovná 4,9 pre rozsah maximálnej rezervovanej kapacity zariadenia na výrobu elektriny presahujúci pôvodnú hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberného miesta.

Podmienkou pripojenia zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, je uzatvorenie zmluvy o pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu tohto zariadenia na výrobu elektriny najviac do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.

Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2017.

Ak sa cena na rok 2017 v konaní o cenovej regulácii neschváli do 31. decembra 2016, do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu sa na rok 2017 uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na roky 2014 až 2016; rovnako sa postupuje, ak cena nebude určená.

Návrhy cien na prvý rok regulačného obdobia podané podľa zákona č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach do účinnosti tejto vyhlášky sa považujú za návrhy cien podané podľa tejto vyhlášky a posúdia sa v súlade s touto vyhláškou.

Na obdobie od 1. januára 2017 do 31. marca 2017 sa uplatňuje maximálna cena za pripojenie podľa § 36 ods. 4 platná pre rok 2016.

Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok 2017 a hodnoty príplatku Pznit na rok 2017 sa zverejnia na webovom sídle úradu najneskôr do 5. októbra 2016.