Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike

SQSTRprek^i,jt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; SQSTRprek^i,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t skutočného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, SQSTRprek^i,jt-2 sa rovná nule,

8.

PQSTRprek^i,jt-2 – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; PQSTRprek^i,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu; ak je tento rozdiel kladný, PQSTRprek^i,jt-2 sa rovná nule,

9.

SCETRH^jt-2 – je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t v j-tej hodine roku t-2; SCETRH^jt-2 sa rovná pre každú hodinu roka t-2 cene elektriny príslušnej hodiny roka t-2 na dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,

10.

PCETRH^jt-2 – je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v j-tej hodine roku t-2; PCETRH^jt-2 sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t-2 ako aritmetický priemer cien elektriny príslušných hodín dní v období od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; na účely výpočtu parametra KDD2012 sa pre regulovaný subjekt uplatní parameter PCETRH^j2010 pre každú hodinu roku 2010 v hodnote rovnajúcej sa hodnote parametra PCEPTRH2010 uvedeného v cenovom rozhodnutí pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy o cenách za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike a za prevádzkovanie systému na rok 2010,

g)

NODt – sú plánované náklady v eurách na rok t súvisiace s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítané podľa vzorca

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t,

2.

r – je počet štvrťhodín v roku t, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t v megawatthodinách a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

3.

PQOD^jt – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

4.

PZCOD^jt – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t stanovená zúčtovateľom odchýlok,

5.

PVNt – sú plánované viacnáklady v eurách na rok t uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

6.

PVODt – je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

7.

PCQODt – je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca

kde

– je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t v j-tej štvrťhodine roku t súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

8.

PQSZt – je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

h)

KNODt – je korekčný faktor nákladov v eurách na rok t súvisiacich s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; KNODt sa vypočíta podľa vzorca

1.

n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2,

2.

s – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a skutočnej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

3.

SQODt-2^j – je skutočná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,

4.

SZCODt-2^j – je skutočná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,

5.

SVNt-2 – sú skutočné viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

6.

SVODt-2 – je skutočný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

7.

SCQODt-2 – je skutočná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca

kde

– je absolútna hodnota skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

8.

SQSZt-2 – je skutočné množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

9.

r – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

10.

PQOD^jt-2 – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku,

11.

PZCOD^jt-2 – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok,

12.

PVNt-2 – sú plánované viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

13.

PVODt-2 – je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

14.

PCQODt-2 – je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca

kde

– je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,

15.

PQSZt-2 – je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(2)

Množstvo nakúpenej elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktoré prevyšuje diagram strát prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Ak má prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy prenesenú zodpovednosť za odchýlku, uvedené množstvo nakúpenej elektriny sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy subjektu zúčtovania, ktorý prevzal za neho zodpovednosť za odchýlku.

(3)

Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou PNOZEKVt podľa odseku 1 sa upraví o rozdiel vyplateného doplatku a doplatku, ktorý zodpovedá množstvu elektriny podľa potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za uplynulé obdobie podľa osobitného predpisu.40)

§ 15

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa § 15 až 21 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh, a vykonáva sa

a)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

b)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,

c)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.

(2)

Do 30. apríla roku t sa regulovaným subjektom predkladajú tieto údaje:

a)

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

b)

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

c)

výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,

d)

výška skutočných výnosov z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-1,

e)

výška skutočných investícií v roku t-1,

f)

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

g)

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

h)

skutočnú výšku výnosov z uplatnenia ceny za pripojenie do prenosovej sústavy v roku t-1.

(3)

Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka t-1 plánované množstvo v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t

a)

fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení na prenosovú sústavu a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,

b)

fakturovanej celkovej koncovej spotreby elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny od prevádzkovateľov distribučnej sústavy vrátane koncovej spotreby elektriny odberateľov pripojených do distribučnej sústavy v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,

c)

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

d)

elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,

e)

elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zahraničia.

(4)

Tarify za rezervovaný výkon a za prenos plánovaného množstva elektriny QPPt sa určia tak, aby výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 16 ods. 1 a plánovaného množstva elektriny QPPt.

(5)

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, možno zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.41)

§ 16

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

(1)

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

a)

PNvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,

b)

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

c)

X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,

d)

Ovych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných z RABvych na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,

e)

POt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítaných na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

f)

RABvych ˜^– je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k 1. januáru 2011,

g)

WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,

h)

KSK – je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality; KSK sa na roky 2012 až 2015 rovná jednej a na rok 2016 sa určí úradom na základe dosiahnutej úrovne vybraných štandardov kvality v roku 2014 v intervale od 0,98 do 1,00,

i)

KDZ – je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícii súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí úradom v intervale od 0,99 do 1,00,

j)

FINVPt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt na rok 2012 sa rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

FINVPt = SOt-2 - POt-2,

kde

1.

SOt-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

2.

POt-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

k)

MPt – je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca

MPt = (ITCt + VAt) x (1 - m),

kde

1.

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

2.

VAt – je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odčítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na hraničných profiloch prenosovej sústavy,

3.

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

l)

DVt – sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do sústavy; DVt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,

m)

QPPt – je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t, vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

n)

ZDt – je faktor neočakávaných zmien zohľadňujúci dodatočné náklady na prenos elektriny z dôvodu zmeny právnych predpisov v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t; ZDt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

kde

NDt-2 – sú schválené alebo určené neočakávané oprávnené náklady vyvolané zmenou právnych predpisov súvisiace s regulovanou činnosťou, ktoré možno zahrnúť do ceny, v eurách v roku t-2.

(2)

Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určí ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov, a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením na tri desatinné miesta.

(3)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,6. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,4.

(4)

Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu.

§ 17

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

(1)

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

a)

VstEPS,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy na rok t vrátane tokov zahraničia,

b)

PPSCPS,t– je percento plánovaných strát pri prenose elektriny prenosovou sústavou na rok t vypočítané podľa vzorca

1.

SQPLt-3 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-3,

2.

SQPLt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

3.

SVstEPS,t-3 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-3 vrátane tokov zahraničia,

4.

SVstEPS,t-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-2 vrátane tokov zahraničia.

(2)

Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt, výnos z týchto platieb sa nezahŕňa do výnosu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca

a)

QPLt – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t podľa odseku 1,

b)

PLEt – je úradom schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

1.

CEEEX,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, produktu EEX Phelix Baseload Year Futures Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,

2.

kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 15 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na rok t,

3.

Ot – sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t na odchýlku súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri prenose elektriny; tieto náklady sa stanovia pomerne k skutočným nákladom za obdobie január až jún t-1,

c)

QPLprenost – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t,

d)

FPSt – je faktor strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

1.

PSstratyt-2 – je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2,

2.

QPLprenost-2 – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

3.

QSKprenost-2 – je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

4.

PLEt-2 – je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

5.

QPLt-2 – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose na rok t-2,

6.

QSKt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny nakúpenej v roku t-2.

§ 18

Uplatnenie tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(1)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje pre prevádzkovateľov distribučnej sústavy a koncových odberateľov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, pričom schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos PCNOTt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PCNOTt = PNOTt - KPSt,

kde

a)

PNOTt – je alikvotná časť nákladov v eurách na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t určených podľa § 43 ods. 2 písm. b),

b)

KPSt – je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 podľa odseku 2.

(2)

Tarify za prevádzkovanie systému TPSt a TPS^it v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určia tak, aby výnos z uplatnenia týchto taríf neprekročil maximálny plánovaný výnos PCNOTt určený podľa odseku 1; tieto tarify sa vypočítajú z nasledujúceho vzorca

a)

TPSt – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QKt^po – je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny na rok t,

c)

QZt^po – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobený vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy a dodaný odberateľom elektriny v rámci miestným distribučnej sústavy a spotrebovaný pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,

d)

QVt^po – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení výrobcov elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výroby elektriny okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,

e)

Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,

f)

– je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

g)

TPSt^i – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

h)

QKt^i – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý všetkými koncovými odberateľmi elektriny z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny na rok t,

i)

d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,

(3)

Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca

a)

TPSt-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,

b)

– je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

c)

– je celkové skutočné množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

d)

– je celkové skutočné množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

e)

TPS^it-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

f)

SQK^it-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

g)

d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,

h)

– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

i)

– je celkové plánované množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

j)

– je celkové plánované množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

k)

Kvdt-2 – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t-2 určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,

l)

je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5,

m)

– je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5,

n)

QK^it-2 – je celkové plánované množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

o)

– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na rok t-2.

(4)

Korekcia v eurách na rok t KPSt pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v rokoch 2010 a 2011.

§ 19

Cena za poskytovanie podporných služieb v elektroenergetike a regulačnej elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

(1)

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

(2)

Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa priamym určením ustanovuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu a maximálny ročný náklad na zabezpečenie poskytovania diaľkovej regulácie napätia a jalového výkonu a štartu z tmy v eurách a maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny alebo minimálna cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii predmetného druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných služieb prevádzkovateľom prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva podľa osobitného predpisu.43)

(3)

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

a)

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

b)

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

(4)

V každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení sa osobitne vyhodnocuje kladná regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy.

§ 20

Uplatnenie tarify za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(1)

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

a)

PPSt – sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách,

b)

PNDispvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,

c)

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

d)

X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,

e)

ODispvych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vzťahujúcich sa na RABDispvych a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,

f)

PODispt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách súvisiace s dispečerskou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre dispečerskú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

g)

RABDispvych – je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou činnosťou, precenenej k 1. januáru roka 2011,

h)

WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,

i)

FINVDispt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDispt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

FINVDispt = SODispt-2 - PODispt-2,

kde

1.

SODispt-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

2.

PODispt-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre dispečerskú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

j)

KS t – je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 2.

(2)

Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca

KSt = TSSt-2 - SSTt-2 - (1 - s) x (SPSt-2 - PPSt-2) - Naukct-2 - CVt-2 ,

kde

a)

TSSt-2 – je celkový skutočný výnos v eurách v roku t-2 z platieb za systémové služby vybratý od prevádzkovateľov distribučnej sústavy a od koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy,

b)

SSTt-2 – je schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos z platieb za systémové služby v eurách v roku t-2,

c)

s – je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a odberateľov elektriny, ktorí sú pripojení na prenosovú sústavu, určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,

d)

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

e)

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

f)

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

g)

CVt-2 – je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

CVt -2 = NOcvt -2 - COcvt -2 - VVcvt -2 + NREcvt -2 - VREcvt -2 + Ncvt -2 - Vcvt -2 ,

kde

1.

NOcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

2.

VOcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

3.

NVcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

4.

VVcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2,

5.

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

6.

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

7.

Ncvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,

8.

Vcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.

(3)

Tarifa za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určí tak, aby výnos z uplatnenia tejto tarify neprekročil maximálny plánovaný výnos SSTt určený podľa odseku 1; tarifa TSSt sa vypočíta z nasledujúceho vzorca

a)

TSSt – je tarifa v eurách na jednotku množstva elektriny za poskytovanie systémových služieb určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy priamo pripojených do prenosovej sústavy a pre koncových odberateľov elektriny pripojených do distribučnej sústavy,

b)

QKt^po – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t,

c)

QZt^po – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom výrobnom zariadení na výrobu elektriny pripojených do miestnej distribučnej sústavy, a dodanej koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

d)

QVt^po – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej koncovým odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

e)

Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,

f)

– je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

g)

QK^it – je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t,

h)

– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny, pripojených do miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

– je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených do regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

j)

d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy.

§ 21

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa predkladajú aj podklady podľa prílohy č. 2.

§ 22

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa § 22 až 27 sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny.

(2)

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

a)

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,

b)

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky.

(3)

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.

(4)

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

a)

C1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

C2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,

c)

C3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

d)

C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

e)

C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

f)

C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

g)

C7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

h)

C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

i)

C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

j)

C10 je sadzba pre verejné osvetlenie,

k)

C11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny.

(5)

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do ôsmich sadzieb pre odberateľov elektriny v domácnostiach takto:

a)

D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

c)

D3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme, pričom aspoň jeden interval sa poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje. Prevádzkovateľ distribučnej sústavy zverejní informáciu o fixnom čase trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri hodiny odberateľovi elektriny,

d)

D4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

e)

D5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

f)

D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma,

g)

D7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatku 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,

h)

D8 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov.

(6)

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

(7)

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.

(8)

Na účely uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa poskytujú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky a skutočné údaje o množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a to vždy za príslušný mesiac do ôsmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

(9)

Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za straty pri distribúcii elektriny v roku t oproti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia oprávnených nákladov za straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom, aby bola percentuálna zmena cien distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity.

(10)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny sa určuje maximálne do výšky 0,65. Medziročná zmena podielu výnosov z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je najviac 1 %.

(11)

Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dojednaná v zmluve o pripojení alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Nameraný štvrťhodinový výkon na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je najvyššia hodnota výkonu nameraného počas kalendárneho mesiaca v dňoch pondelok až nedeľa 24 hodín denne. Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt.

(12)

Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny zmluvou o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo rámcovou distribučnou zmluvou. Hodnota rezervovanej kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity maximálne 5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá.

(13)

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 tri mesiace a najviac sedem mesiacov v kalendárnom roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu elektriny tvorí najmenej 90 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny rok.

(14)

Rezervovaná kapacita sa dohodne takto:

a)

mesačná na jeden kalendárny mesiac,

b)

trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace na rovnakú hodnotu,

c)

dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov na rovnakú hodnotu.

(15)

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

a)

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

b)

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

c)

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

(16)

Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 14 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

(17)

Hodnota a doba trvania rezervovanej kapacity platí ďalej na príslušné nasledujúce obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná kapacita platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace, dvanásťmesačná platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity na nasledujúce obdobie môže odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa distribučnej sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr do 20. dňa posledného mesiaca obdobia, na ktoré je kapacita dohodnutá. Rezervovaná kapacita sa účtuje mesačne.

(18)

Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná kapacita stanovená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení a určená v pripojovacích podmienkach; pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dojednaná a môže byť nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie rezervovanej kapacity alebo zvýšenie hodnoty rezervovanej kapacity do výšky maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej správy nevyžaduje. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesta nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu sa odberateľom elektriny preukazuje zníženie menovitej hodnoty ističa predložením revíznej správy o výmene ističa. Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy. Ak o zníženie rezervovanej kapacity požiadal odberateľ elektriny pripojený do sústavy po 31. decembri 2004, po predložení žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od zníženia hodnoty rezervovanej kapacity na žiadosť odberateľa elektriny sa mu pri pridelení tejto kapacity neuplatňuje cena za pripojenie.

(19)

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

a)

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

b)

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

(20)

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.41)

§ 23

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

(1)

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

CDHN,t = CDEHN,t + CPDHN,t + ZDHN,t,

kde

a)

CDEHN,t – je schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny podľa odseku 2,

b)

CPDHN,t – je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t podľa odseku 4,

c)

ZDHN,t – je faktor neočakávaných zmien na napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci dodatočné náklady na distribúciu elektriny z dôvodu zmeny právnych predpisov; ZDHN,t sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

1.

NDHN,t-2 – sú schválené alebo určené neočakávané oprávnené náklady vyvolané zmenou právnych predpisov súvisiace s regulovanou činnosťou, ktoré možno zahrnúť do ceny, v eurách v roku t-2,

2.

QPDHN,t – je plánované priemerné množstvo distribuovanej elektriny odobratej z distribučnej sústavy na napäťovej úrovni koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do distribučnej sústavy regulovaného subjektu v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1.

(2)

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

a)

VystEHN,t– je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca

VystEHN,t=VystEOHN,t+VystETRHN,t ,

1.

VystEOHN,t – plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

2.

VystETRHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

b)

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

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

1.

CDEHN+1,t – je zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na vyššej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny; CDEVVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne VVN je rovné nule,

2.

VystETRHN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z vyššej napäťovej úrovne HN+1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

c)

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

(3)

Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca

a)

PNHN,vych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,

b)

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

c)

X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,

d)

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

e)

POHN,t – sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

f)

RABHN,vych – je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni v eurách rovnajúca sa hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2010 a vypočíta sa podľa vzorca

RABHN,vych= RABHN,2005+INVHN,2006-2010-OHN,2006-2010,

kde

1.

RABHN,2005 – je hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu na napäťovej úrovni v eurách rovnajúca sa schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31. decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku42) podľa znaleckých posudkov vyhotovených z podnetu úradu, a to znaleckého posudku č. 26/2006 pre regulovaný subjekt ZSE Distribúcia, a. s., znaleckého posudku č. 38/2006 pre regulovaný subjekt SSE Distribúcia, a. s., a znaleckého posudku č. 49/2006 pre regulovaný subjekt Východoslovenská distribučná, a. s.,

2.

INVHN,2006-2010 – je schválená alebo určená hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v rokoch 2006 až 2010,

3.

OHN,2006-2010 – sú schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách súvisiace s regulovanou činnosťou v období rokov 2006 až 2010 a vypočítané na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,

g)

WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,

h)

KSK – je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality uplatnený na základe dosiahnutej úrovne vybraných štandardov kvality; KSK sa na roky 2012 až 2015 rovná jeden; KSK sa na rok 2016 určí v intervale od 0,98 do 1,00,

i)

KDZ – je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jeden a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od 0,99 do 1,00,

j)

FINVPHN,t – je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVPHN,t sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

FINVPHN,t = SOHN,t-2 - POHN,t-2,

kde

1.

SOHN,t-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

2.

POHN,t-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,

k)

DVHN,t – sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie dohodnutej kapacity a za neoprávnený odber elektriny;44)DVHN,t sa na roky 2012 a 2013 rovná nule.

(4)

Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPDHN,t súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa vypočíta podľa vzorca

CPDHN,t=CPEHN,t+KPHN,t,

kde

a)

CPEHN,t – je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t a vypočíta sa podľa odseku 5,

b)

KPHN,t – je faktor vyrovnania zložky ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t a po prvýkrát sa uplatní na rok 2014 podľa vzorca

1.

SVystETRHN+1,t-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,

2.

VystETRHN+1,t-2 –je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t-2,

3.

CPEHN+1,t-2 – je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie elektriny v roku t-2, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne HN; hodnota CPEVVN+1,t-2 sa stanoví primerane podľa odseku 6,

4.