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

VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

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

kde

4.1.

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

4.2.

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

(5)

Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t vypočítaná podľa vzorca

a)

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

VVPHN,t = CPEHN + 1,t x VystETRHN + 1,t ,

kde

1.

CPEHN+1,t – je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne,

2.

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

b)

VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa odseku 4 písm. b) štvrtého bodu.

(6)

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny CPEVVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon, prenesenú elektrinu a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené úradom na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

a)

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

b)

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

c)

VystETRVVN+1,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia regulovaného subjektu z prenosovej sústavy,

d)

PEt – je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

e)

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

§ 24

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

(1)

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

a)

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

b)

VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t, vypočítané podľa vzorca VystEHN,t = VystEOHN,t + VystETRHN,t ,

kde

1.

VystEOHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom elektriny v roku t,

2.

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

(2)

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

VVSDHN,t = CSDHN + 1,t x VxstERTHN + 1,t + CSHDHN,t x VystEHN,t ,

kde

a)

CSDHN+1,t – je tarifa za straty pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne; na distribučnej napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia sa tarifa za straty na vyššej napäťovej úrovni v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t CSDVVN+1,t rovná nule,

b)

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

(3)

Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

a)

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

b)

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

, ak hodnota PCSES2012 vypočítaná podľa vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, PCSES2012 sa rovná 62,80 eura/MWh,

kde

1.

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 12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny na rok t,

3.

Ot – sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiace s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri distribúcii elektriny.

(4)

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

a)

VstEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne v roku t cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne, zo všetkých zdrojov elektriny pripojených na príslušnú napäťovú úroveň, z prítokov elektriny zo susedných distribučných sústav, z dovozov elektriny zo susedných elektrizačných sústav a z prítokov elektriny prepravenej cez miestne distribučné sústavy pripojené do distribučnej sústavy regulovaného subjektu,

b)

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

c)

XSHN,n– je faktor efektivity strát elektriny na príslušnej napäťovej úrovni; XSHN,n sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa určí podľa odseku 5.

(5)

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

	ZSE Distribúcia, a. s.	Stredoslovenská energetika - Distribúcia, a.s.	Východoslovenská distribučná, a. s.
	PPSCHN	PPSCHN	PPSCHN	XSHN,n
VV	0,895 %	0,795 %	0,945 %	0,1 %
VN	3,708 %	3,613 %	3,756 %	1,0 %
NN	12,655 %	12,203 %	12,655 %	2,0 %

§ 25

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

(1)

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

a)

TSSt – je tarifa za systémové služby určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QKt – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktoré odoberú koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, z distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,

c)

je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobraté koncovými odberateľmi elektriny pripojenými do distribučnej 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 je podiel celkového ročného distribuovaného množstva elektriny v roku t-2 a zmluvne dohodnutej hodnoty štvrťhodinového výkonu,

d)

QZt^do – je celkové plánované množstvo elektriny distribuované prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej koncovým odberateľom elektriny v rámci miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

e)

QVt^do – je celkové plánované množstvo elektriny vyrobené v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodané koncovým odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebované pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

f)

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

(2)

Maximálny povolený výnos v eurách, ktorý regulovaný subjekt dosiahne uplatnením taríf za prevádzkovanie systému STPSDt v eurách v roku t, sa vypočíta podľa vzorca

a)

TPSt – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QKt – je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú koncoví odberatelia elektriny a prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,

c)

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

d)

QVt^do – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

e)

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

(3)

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

a)

TPSt-2– je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,

b)

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,

c)

SQKt-2 – je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratý prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t,

d)

QKt-2 – je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t-2,

e)

je celkový skutočný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

f)

– je celkový skutočný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

– je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

h)

– je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.

(4)

Pri výpočte korekcie v eurách na rok t KRDSt sa pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v rokoch 2010 a 2011.

§ 26

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 3.

§ 27

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa § 27 až 29 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre domácnosti.

(2)

Pre odberateľov elektriny v domácnosti sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac osem sadzieb:

a)

DD1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

DD2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

c)

DD3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní aspoň tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

d)

DD4 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

e)

DD5 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)

DD6 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)

DD7 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatku 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

h)

DD8 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.

(3)

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

§ 28

Spôsob výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre domácnosti

(1)

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

, ak hodnota CE2012 vypočítaná podľa tohto vzorca je viac ako 62,80 eura/MWh, CE2012 sa rovná 62,80 eura/MWh,

kde

a)

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,

b)

kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 12 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,

c)

Ot – sú úradom schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny domácnostiam v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených alebo určených úradom pre regulované subjekty na rok t podľa § 24 ods. 3.

(2)

Jednopásmové sadzby podľa § 27 ods. 2 sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,70 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

CEDi=KJPDi x CEt+PZt

kde

1.

KJPDi – je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 4,

2.

CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,

3.

PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i – je číselný znak jednopásmovej sadzby.

(3)

Dvojpásmové sadzby podľa § 27 ods. 2 sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške 0,70 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

CEVTDi=KVTDi x CEt + PZt,

kde

1.

KVTDi – je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,

2.

CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,

3.

PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i – je číselný znak dvojpásmovej sadzby,

c)

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

CENTDi=KNTDi x CEt + PZt,

kde

1.

KNTDi – je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,

2.

CEt – je cena elektriny určená podľa odseku 1,

3.

PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa § 3 ods. 4, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i –je číselný znak dvojpásmovej sadzby.

(4)

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPDi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTDi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTDi sa stanovia v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku PZt všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CEt podľa odseku 1.

(5)

K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je domácnosť pripojená.

§ 29

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za dodávku elektriny pre domácnosti sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 4.

§ 30

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa § 30 až 33 sa vzťahuje na prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny.

(2)

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

(3)

Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 2, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny na rok t sa určia podľa § 31 na základe vlastného návrhu ceny.

(4)

Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku 2 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. 8.

(5)

Maximálna cena At určená podľa § 31 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 At. Sadzba pozostáva z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.

(6)

Za regulovaný subjekt, ktorý predložil vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla roka t oznamuje

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

skutočné náklady za distribúciu elektriny v roku t-1.

(7)

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.

(8)

Podiel výnosov z platieb za rezervovaný výkon a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny je maximálne do výšky 0,60.

§ 31

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

(1)

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

a)

EONVt – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) na množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby, tarify za prevádzkovanie systému a efektívnej sadzby45) započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,

b)

EONEt – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny vrátane strát elektriny pri distribúcii elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,

c)

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

d)

QSt – je plánované množstvo elektriny spotrebované regulovaným subjektom okrem vlastnej spotreby pri distribúcii elektriny a vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t,

e)

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

f)

PZt – je plánovaný maximálny primeraný zisk na rok t vo výške najviac 6,23 eura na jednotku množstva distribuovanej elektriny vypočítaný podľa vzorca

1.

ZZt – je schválená alebo určená základná výška zisku v rozsahu 0 až 2,77 eura na jednotku množstva elektriny,

2.

MEt – je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-1,

g)

PVD t-1 – je celkový skutočný objem výnosov v eurách v roku t-1 nesúvisiacich s vykonávaním regulovanej činnosti využívaním prevádzkových aktív nevyhnutne využívaných pre distribúciu elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v roku t; PVD t-1 sa pre rok 2012 rovná nule,

h)

KAt – je faktor vyrovnania maximálnej ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t zohľadňujúci skutočnosť za rok t-2, KAt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

1.

SEONVt-2 – sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,

2.

EONVt-2 – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 vrátane nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom nadradenej distribučnej sústavy na celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny a oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený; celkové množstvo elektriny na straty miestnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, ktoré možno do výpočtu nákladov z uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému započítať, je najviac súčet strát na jednotlivých napäťových úrovniach PMSEHN,t určených podľa odseku 5,

3.

SEONEt-2 – sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,

4.

EONEt-2 – sú plánované schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2, ktoré zahŕňajú náklady na distribúciu elektriny a straty elektriny pri distribúcii od prevádzkovateľa sústavy, do sústavy ktorého je regulovaný subjekt pripojený,

5.

SMEt-2 – je skutočná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3,

6.

MEt-2 – je očakávaná účtovná zostatková cena dlhodobého majetku v eurách používaného výhradne na distribúciu elektriny k 31. decembru roku t-3.

(2)

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

a)

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

b)

VystEHN,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

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

kde

1.

VystEOHN,t – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a pre vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy46) regulovaného subjektu a ostatnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy47) regulovaného subjektu,

2.

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

(3)

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

VVSDHN,t = CSDHN+1,t x VystETRHN+1,t +

• CSHDHN,t x VystEHN,t

kde

a)

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

b)

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

(4)

Cena za straty pri distribúcii elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CSHDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca

a)

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

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 12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri distribúcii elektriny na rok t,

3.

Ot – sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri distribúcii elektriny,

b)

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

(5)

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

a)

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

b)

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

1.

ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,

1.1.

0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

1.2.

2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

1.3.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

2.

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2.1.

0,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2.2.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

3.

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

§ 32

Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy užívateľom sústavy pripojeným do miestnej distribučnej sústavy

(1)

Tarifa za poskytovanie systémových služieb TSSt a tarifa za prevádzkovanie systému TPSt schválené alebo určené cenovým rozhodnutím pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je regulovaný subjekt pripojený priamo alebo cez inú miestnu distribučnú sústavu, sa uplatňujú za všetku distribuovanú elektrinu do odberných miest odberateľov elektriny pripojených do distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy okrem spotreby elektriny pri výrobe elektriny vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny.

(2)

Na účely uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému sa regulovaným subjektom poskytujú prevádzkovateľovi nadradenej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava regulovaného subjektu pripojená, údaje o skutočnom množstve elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, a to vždy za príslušný mesiac do siedmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

§ 33

Ostatné podklady návrhu ceny

S návrhom ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 5.

§ 34

Všeobecné ustanovenie

Cenová regulácia podľa § 35 až 40 sa vzťahuje na pripojenie užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy.

§ 35

Pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy do prenosovej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky prenosovej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami prenosovej sústavy a zariadeniami distribučnej sústavy sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy.

(2)

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:

a)

podiel prevádzkovateľa prenosovej sústavy je 60 % nákladov,

b)

podiel prevádzkovateľa distribučnej sústavy je 40 % nákladov.

(3)

Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú

a)

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

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

d)

náklady na montáž,

e)

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

(4)

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. Elektroenergetické zariadenie patriace k prenosovej sústave sa vybuduje prevádzkovateľom prenosovej sústavy v súlade s technickými podmienkami. Elektroenergetické zariadenia patriace k distribučnej sústave sa vybudujú prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami.

§ 36

Pripojenie koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie výrobcu elektriny alebo koncového odberateľa elektriny je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky prenosovej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami prenosovej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny, ktorý žiada o pripojenie, sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy.

(2)

Všetky skutočne preukázané náklady vyvolané u prevádzkovateľa prenosovej sústavy žiadosťou koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny o pripojenie, zabezpečenie požadovaného príkonu nových elektroenergetických zariadení alebo úpravy existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa prenosovej sústavy sa uhradia koncovým odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny.

(3)

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.

(4)

Náklady podľa odseku 2 zahŕňajú

a)

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

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

d)

náklady na montáž,

e)

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

(5)

Elektroenergetické zariadenie patriace do prenosovej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom prenosovej sústavy alebo podnikateľom48) po dohode a podľa požiadaviek koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v súlade s technickými požiadavkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy.

§ 37

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie účastníka trhu s elektrinou je možné pripojiť do distribučnej sústavy po splnení technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy tak, aby bola zachovaná bezpečnosť, spoľahlivosť a stabilita prevádzky distribučnej sústavy. Deliace miesto medzi technologickými zariadeniami distribučnej sústavy a elektroenergetickými zariadeniami žiadateľa, ktorým je odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, sa určí prevádzkovateľom distribučnej sústavy. Ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov alebo kombinovanou výrobou, na určenie deliaceho miesta sa vzťahuje osobitný predpis.49)

(2)

Náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na zabezpečenie maximálnej rezervovanej kapacity budovaním nových elektroenergetických zariadení alebo úpravou existujúcich elektroenergetických zariadení prevádzkovateľa distribučnej sústavy, vyvolané pripojením žiadateľa, sa uhradia žiadateľom.

(3)

Náklady Nc na pripojenie elektroenergetického zariadenia žiadateľa do distribučnej sústavy zahŕňajú

a)

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

b)

náklady súvisiace s obstaraním automatických hasiacich zariadení,

c)

náklady súvisiace s obstaraním riadiaceho systému,

d)

náklady na montáž,

e)

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.

(4)

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

(5)

Ak sa pridelená maximálna rezervovaná kapacita po uplynutí dvoch rokov od zmluvne dohodnutého termínu nevyužíva, zníži sa na skutočnú hodnotu využívania, najviac však na 50 % pôvodne dohodnutej maximálnej rezervovanej kapacity, ak sa žiadateľ s prevádzkovateľom sústavy nedohodne inak. Na základe žiadosti žiadateľa o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity sa táto kapacita opätovne žiadateľovi bezodplatne pridelí. Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenia maximálnej rezervovanej kapacity je predloženie žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od zníženia maximálnej rezervovanej kapacity podľa prvej vety.

(6)

Úhrada za pripojenie sa od odberateľa elektriny nevyžaduje pri

a)

zmene dodávateľa elektriny bez zvýšenia existujúcej maximálnej rezervovanej kapacity,

b)

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

c)

opätovnom pridelení pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity odbernému elektrickému zariadeniu so zohľadnením podmienok podľa odsekov 5 a 7; na úrovni nízkeho napätia, ak bolo odberné elektrické zariadenie odberateľa elektriny pripojené do sústavy po 31. decembri 2004.

(7)

Ak odberateľ elektriny požiadal o zníženie hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, pri opätovnom požiadaní o zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity do výšky pôvodnej hodnoty sa neuplatňuje cena za pripojenie za zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, ak odberateľ elektriny predložil žiadosť o opätovné pridelenie pôvodnej maximálnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od požiadaného zníženia hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity.

(8)

Cena za pripojenie pre krátkodobé odbery elektriny sa určuje prevádzkovateľom distribučnej sústavy vo výške skutočne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa distribučnej sústavy pre pripojenie odberateľa elektriny.

(9)

Elektroenergetické zariadenie patriace do distribučnej sústavy sa vybuduje prevádzkovateľom distribučnej sústavy alebo podnikateľom48) po dohode s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa sústavy.

§ 38

Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy do napäťovej úrovne 110 kV

(1)

Maximálna cena za pripojenie NO pri pripojení do 110 kV distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v 110 kV distribučnej sústave zahrňuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v 110 kV distribučnej sústave a v prenosovej sústave a vypočíta sa podľa vzorca

a)

Nc – sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy na výstavbu pripojenia a súvisiace úpravy v distribučnej sústave a prenosovej sústave v eurách,

b)

PMRK – je maximálna rezervovaná kapacita pripojenia žiadateľa v megawattoch,

c)

PD – je disponibilná kapacita pre pripojenie vytvorená nevyhnutnými úpravami energetických zariadení v distribučnej sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy súvisiacimi s pripojením žiadateľa do distribučnej sústavy v megawattoch,

d)

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; ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou, ko sa rovná 0,98.

(2)

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

a)

Nc je celkový náklad prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiaci s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni 110 kV za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,

b)

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 110 kV do distribučnej sústavy za predchádzajúcich päť kalendárnych rokov,

c)

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 37 ods. 4.

(3)

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

a)

PMRK – je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 37 ods. 4,

b)

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

§ 39

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

(1)

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

a)

NVN – sú celkové náklady prevádzkovateľa distribučnej sústavy v eurách súvisiace s pripojením žiadateľov na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV v roku t-1,

b)

PD – je celkový disponibilný výkon v kilowattoch vytvorený nevyhnutnými úpravami elektroenergetických zariadení v sústave prevádzkovateľa distribučnej sústavy na základe žiadostí žiadateľov o pripojenie na napäťovej úrovni od 1 kV vrátane do 110 kV do distribučnej sústavy v roku t-1,

c)

PMRK – je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,

d)

ko – je koeficient výšky spoluúčasti žiadateľa o pripojenie; ak je žiadateľom odberateľ elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná 0,5; ak je žiadateľom výrobca elektriny, hodnota koeficientu ko sa rovná jednej; ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou, ko sa rovná 0,98.

(2)

Maximálna cena za pripojenie Cp určená podľa odseku 1 v eurách na kilowatt na rok t-1 a na rok t sa oznamuje úradu najneskôr do konca februára roku t.

§ 40

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

(1)

Maximálna cena za pripojenie odberateľa elektriny pri pripojení do distribučnej sústavy do 1 kV alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity v distribučnej sústave do 1 kV zohľadňuje hodnotu príkonu odberného elektroenergetického zariadenia, výšku nákladov na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v miestnej distribučnej sústave alebo v regionálnej distribučnej sústave a je určená pre amperickú hodnotu hlavného istiaceho prvku pred elektromerom cenovým rozhodnutím. Cena za pripojenie na rok t sa zvyšuje v porovnaní s cenou za pripojenie na rok t-1 o aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie JPIt za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1.

(2)

Cena za pripojenie výrobcu elektriny sa vypočíta ako súčin ceny za pripojenie určenej podľa odseku 1 a koeficientu k. Hodnota koeficientu k sa rovná 5; ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou, koeficient k sa rovná 4,9.

§ 41

Všeobecné ustanovenie

Cenová regulácia podľa § 42 až 44 sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.

§ 42

Postup určenia tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

(1)

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

PPZOt=PNZOt+PVAt+INVZOt+KZOt,

kde

a)

PNZOt– sú úradom schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,

b)

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

PVAt = AR x 0,065,

kde

AR – sú úradom schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru roku t-1,

c)

INVZOt – je faktor investícií v roku t, ktorým je objem finančných prostriedkov v eurách, a slúži zúčtovateľovi odchýlok na vyrovnanie nedostatku alebo prebytku investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok v roku t-1, ktorého hodnota v roku 2012 sa rovná nule a pre roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

INVZOt=[INVZOSKt-2 - INVZOPLt-2 ] x 0,1, ak INVZOSKt-2 < (0,8 x INVZOPLt-2),

INVZOt=0, ak (1,2 x INVZOPLt-2) ≥ INVZOSKt-2 ≥ (0,8 x INVZOPLt-2)

INVZOt= [INVZOSKt-2 - INVZOPLt-2] x 0,1, ak INVZOSKt-2 > (1,2 x INVZOPLt-2 ),

kde

1.

INVZOSKt-2 – je skutočný objem investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok uskutočnený zúčtovateľom odchýlok v roku t-2 v eurách,

2.

INVZOPLt-2 – je celkový plánovaný objem investícií súvisiacich so zúčtovaním odchýlok v roku t-2 v eurách,

d)

KZOt – je fakor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a vypočíta sa podľa vzorca

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

f)

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

g)

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

h)

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

i)

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

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

(2)

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

a)

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

b)

Qt^SZ – je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

c)

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

(3)

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

a)

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

b)

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

c)

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

(4)

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

(5)

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

(6)

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

§ 43

Postup určenia cien za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou

(1)

Pre subjekty zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu s elektrinou, sa uplatňujú tarify za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou, pričom úradom schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

VOTEt = PNOTEt + PVAt + INVOTEt - KOTEt ,

kde

a)

PNOTEt – sú úradom schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,

b)

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

PVAt = AR x 0,065,

kde

AR – sú úradom schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,

c)

INVOTEt – je faktor investícií v eurách v roku t, ktorý predstavuje objem finančných prostriedkov a slúži organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou na vyrovnanie nedostatku investícií alebo prebytku investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 a ktorého hodnota je na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

INVOTEt = [INVOTESKt-2 - INVOTEPLt-2] x 0,1, ak INVOTESKt-2 < 0,8 x INVOTEPLt-2,

INVOTEt = 0, ak (1,2 x INVZOTEPLt-2) ≥ INVOTESKt-2 ≥ (0,8 x INVZOTEPLt-2),

INVZOTEt = [INVZOTESKt-2 - INVZOTEPLt-2] x 0,1, ak INVZOTESKt-2 > (1,2 x INVZOTEPLt-2)

kde

1.

INVOTESKt-2 – je skutočný objem investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

2.

INVOTEPLt-2 – je celkový plánovaný objem investícií súvisiacich s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

d)

KOTEt – je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 3.

(2)

Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca

a)

VOTEt – je schválený alebo určený maximálny výnos podľa odseku 1,

b)

PNOTt – sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t; PNOTt sa uplatňujú u prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

TPSt^ote – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na rok t,

2.

QKt^po– 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 na rok t,

c)

FPOTEt – je schválená alebo určená ročná fixná platba v eurách určená na rok t cenovým rozhodnutím uplatneným subjektu zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,

d)

Qt^ote– je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,

e)

QOTEt – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t nakúpenej a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.

(3)

Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t; KOTEt sa na rok 2012 rovná nule a na roky 2013 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca

a)

– je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

b)

– je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

c)

FPOTEt-2 – je ročná fixná platba v eurách určená na rok t-2 cenovým rozhodnutím pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,

d)

SQOTEt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,

e)

QOTEt-2 – je plánované schválené množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,

f)

TOTEt-2 – je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,

g)

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

h)

– je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,

i)

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

§ 44

Ostatné podklady k návrhu ceny

S návrhom ceny za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa predkladajú ostatné podklady podľa prílohy č. 6

§ 45

Všeobecné ustanovenie

Cenová regulácia podľa § 46 sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny.

§ 46

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

(1)

Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny CEm,t sa určí cenovým rozhodnutím. Pri určení ceny CEm,t sa vychádza z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, produktu EEX Phelix Baseload Month Futures na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie. CEm,t sa určí tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o15 % z dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.

(2)

Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt, kde NDOt sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,70 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

CEDt = CEm,t + Ot+ PZt,

kde

1.

CEm,t – je cena elektriny určená podľa odseku 1,

2.

Ot – sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v cenovom konaní regulovaného subjektu vo veci dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,

3.

PZt – je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny určený podľa § 3 ods. 5 písm. a) pre odberateľov elektriny v domácnosti a podľa § 3 ods. 5 písm. b) pre odberateľov elektriny mimo domácnosti.

(3)

Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny, k sadzbám podľa odseku 2 sa dodávateľom elektriny poslednej inštancie pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny, straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.

§ 47

(1)

Ak nebude návrh ceny na rok t v konaní o cenovej regulácii úradom schválený do 31. decembra roku t-1, do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu sa na rok t uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na rok t-1; rovnako sa postupuje, ak nebude cena úradom určená. Uvedené neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou.

(2)

Ustanovením podľa odseku 1 nie je dotknutá povinnosť predkladať návrh ceny v termínoch podľa osobitného predpisu.50)

(3)

Ak správca bytového domu alebo spoločenstvo vlastníkov bytov a nebytových priestorov dodávateľovi elektriny alebo prevádzkovateľovi distribučnej sústavy preukáže, že užívanie spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu je spojené výlučne s užívaním bytov, nebytových priestorov alebo spoločných častí a spoločných zariadení iba domácnosťami, distribúcia elektriny a dodávka elektriny do odberných miest spoločných častí a spoločných zariadení bytového domu sa považuje za distribúciu elektriny pre domácnosti a dodávku elektriny pre domácnosti.

§ 48

Prechodné ustanovenie

Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje v konaniach o cenovej regulácii na rok 2012.

§ 50

Účinnosť

Táto vyhláška nadobúda účinnosť 20. júla 2011 okrem § 49, ktorý nadobúda účinnosť 1. januára 2012.

Jozef Holjenčík v. r.