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

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

kde

1.

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

2.

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

c)

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

(3)

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

kde

a)

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

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

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 vypočítaných 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, ktorá sa rovná hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2010 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

RABHN,2005 je hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu na napäťovej úrovni v eurách, ktorá sa rovná schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31. decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku57) podľa znaleckých posudkov vyhotovených na podnet úradu, a to znaleckého posudku č. 26/2006 pre regulovaný subjekt Západoslovenská distribučná, a. s., znaleckého posudku č. 38/2006 pre regulovaný subjekt Stredoslovenská energetika – 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 na 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 § 5 ods. 2 a 3,

h)

KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od 0,90 do 1,00,

i)

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

j)

DVHN,t sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity a za skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny;60) 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 sa vypočíta 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 sa po prvýkrát uplatní na rok 2014 podľa vzorca

kde

1.

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

2.

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

3.

PEt-2 je cena za prenesenú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2 uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,

4.

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

5.

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

(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

kde

a)

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

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 vzorca

kde

1.

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

(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 na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

kde

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

§ 28

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

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

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

kde

a)

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

b)

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

(3)

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

kde

a)

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

b)

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

kde

1.

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

2.

kt je koeficient na rok t v percentách, ktorého hodnota je 10 % na rok 2013, 9 % na rok 2014, 8 % na rok 2015 a 7 % na rok 2016,

3.

Ot sú schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát podľa osobitného predpisu61) na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie rozdielov je určená vo výške určenej ceny na nákup elektriny na krytie strát v príslušnej sústave na príslušné obdobie na rok t.

(4)

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

kde

a)

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

b)

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

c)

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

(5)

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

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

§ 29

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 30 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)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

c)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

d)

výpočty a údaje podľa § 29 a 30 týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie sústavy,

e)

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

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

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

f)

podklady podľa prílohy č. 5,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

(4)

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

(5)

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.

(6)

Ak regulovaný subjekt nepoužije prevzaté tarify podľa odseku 5, maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny na rok t sa určia podľa § 30 na základe vlastného návrhu ceny.

(7)

Návrh ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa odseku 5 obsahuje identifikačné údaje regulovaného subjektu, identifikačné údaje prevádzkovateľa distribučnej sústavy, ktorého tarify preberá, a prevzaté tarify, ktoré bude regulovaný subjekt uplatňovať jednotlivým skupinám odberateľov elektriny, vrátane podmienok priznania jednotlivých taríf a údaje podľa prílohy č. 5 tabuľky č. 8.

(8)

Maximálna cena At určená podľa § 30 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 sa skladá z tarify za rezervovaný výkon a z tarify za distribuovanú elektrinu. V návrhu taríf týchto sadzieb sa zohľadní napäťová úroveň sadzby.

(9)

Za regulovaný subjekt, ktorý predložil vlastný návrh ceny, sa najneskôr do 30. apríla roku 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.

(10)

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.

(11)

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.

(12)

V prípade odberu elektriny z miestnej distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny s výnimkou výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z miestnej distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu (mesačná, trojmesačná, dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).

(13)

Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške 30 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Výrobcovia elektriny si neobjednávajú rezervovanú kapacitu. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

(14)

Ak je miestna distribučná sústava pripojená do prenosovej sústavy, tak platba za prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa § 19 ods. 8 z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky inštalovaného činného výkonu zariadenia na výrobu elektriny; ak pre zariadenie na výrobu elektriny nie je uzatvorená zmluva o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do distribučnej sústavy vo výške tarify za rezervovanú kapacitu podľa účinného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená. Výrobcovia elektriny si neobjednávajú rezervovanú kapacitu. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

(15)

Ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa kalkulujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením v zmysle technických podmienok prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy určí vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si určí sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Iba v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do miestnej distribučnej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za distribúciu elektriny sa stanoví vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom ceny za prístup do miestnej distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardnú distribúciu elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k miestnej distribučnej sústave zaslučkovaním.

§ 30

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

(1)

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

kde

a)

EONVt sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny a plánovaných nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

f)

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

kde

1.

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

2.

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

g)

PVD t-2 je celkový skutočný objem výnosov v eurách v roku t-1 nesúvisiacich s vykonávaním regulovanej činnosti využívaním prevádzkových aktív nevyhnutne využívaných na distribúciu elektriny, ktoré sa zohľadnia pri návrhu ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v roku t; PVDt-2 sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,

h)

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

kde

1.

SEONVt-2 sú skutočné schválené alebo určené oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

2.

EONVt-2 sú plánované schválené alebo určené ekonomicky oprávnené náklady v eurách na distribúciu elektriny v roku t-2 okrem nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny a ekonomicky oprávnených nákladov na distribúciu elektriny od prevádzkovateľa sústavy, do ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

3.

SEONEt-2 sú skutočné schválené alebo určené ekonomicky 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 ktorého sústavy je regulovaný subjekt pripojený,

4.

EONEt-2 sú plánované schválené alebo určené ekonomicky 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 ktorého sústavy 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 elektriny pri distribúcii elektriny CSDHN,t v eurách na jednotku množstva elektriny sa v roku t vypočíta postupným výpočtom na jednotlivých napäťových úrovniach začínajúcim od napäťovej úrovne, do ktorej je distribučná sústava regulovaného subjektu pripojená, sa vypočíta podľa vzorca

kde

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

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

kde

a)

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

b)

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

(4)

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

kde

a)

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

kde

1.

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

2.

kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 12 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri 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 súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri distribúcii elektriny,

b)

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

(5)

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

kde

a)

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

b)

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

1.

ak je sústava pripojená na úrovni veľmi vysokého napätia,

1a.

0,1 % na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

1b.

2,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

1c.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

2.

ak je sústava pripojená na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2a.

0,2 % na napäťovej úrovni vysokého napätia,

2b.

5 % na napäťovej úrovni nízkeho napätia,

3.

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

(6)

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

§ 31

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a § 32 sa vzťahuje na dodávateľa elektriny v domácnosti.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

c)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

d)

výpočty a údaje podľa § 32 týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti,

e)

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

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

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

f)

podklady podľa prílohy č. 6,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

(4)

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

(5)

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 piatka 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.

(6)

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

§ 32

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

kde

a)

CEPXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny 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 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 pre regulované subjekty na rok t podľa § 28 ods. 3.

(2)

Jednopásmové sadzby podľa § 31 ods. 5 sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

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 odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

4.

i je číselný znak jednopásmovej sadzby.

(3)

Dvojpásmové sadzby podľa § 31 ods. 5 sú zložené z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

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 odseku 6, 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

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 odseku 6, 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 uvedú 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 odberateľ elektriny v domácnosti pripojený.

(6)

Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, je maximálne 8 % z ceny elektriny CEt bez odchýlky určenej podľa odseku 1, najviac však 3 eurá/MWh.

§ 33

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a § 34 a 35 sa vzťahuje na regulovaný subjekt, ktorý dodáva elektrinu malému podniku.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny malému podniku vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

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

c)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

d)

výpočty a údaje podľa § 34 a 35 týkajúce sa dodávky elektriny malému podniku,

e)

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

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

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

f)

podklady podľa prílohy č. 7,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

(4)

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

(5)

Malý podnik je koncový odberateľ elektriny s ročnou spotrebou elektriny za všetky jeho odberné miesta najviac 30 000 kWh za rok, ktorý predchádza roku predkladania návrhu ceny. Rokom na zaradenie do kategórie malý podnik sa na účely tejto vyhlášky rozumie rok t-2.

(6)

Cena za dodávku elektriny malému podniku v jednotlivých zložkách sadzieb je určená ako maximálna cena. Maximálna cena sa skladá z dvoch zložiek, a to z mesačnej platby za jedno odberné miesto a z ceny za jednu MWh odobratej elektriny v príslušnom pásme.

§ 34

Sadzby za dodávku elektriny malému podniku

Pre malý podnik sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac jedenásť sadzieb:

a)

DMP1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

DMP2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,

c)

DMP3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

d)

DMP4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

e)

DMP5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

f)

DMP6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

g)

DMP7 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

h)

DMP8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo; nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

i)

DMP9 je sadzba pre nemerané odbery,

j)

DMP10 je sadzba pre verejné osvetlenie,

k)

DMP11 je sadzba pre dočasné odbery.

§ 35

Spôsob výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny malému podniku

(1)

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

kde

a)

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

b)

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

c)

Ot sú schválené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny malému podniku v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t; ak je regulovaným subjektom dodávateľ elektriny, ktorý je súčasne prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a nie je subjektom zúčtovania, hodnota Ot je maximálne vo výške aritmetickej priemernej hodnoty povolených odchýlok schválených alebo určených pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav na rok t.

(2)

Jednopásmové sadzby podľa § 34 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 do ceny započítať najviac vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

kde

(3)

Dvojpásmové sadzby podľa § 34 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 do ceny započítať najviac vo výške 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

kde

c)

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

kde

(4)

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPMPi, koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTMPi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTMPi sa určia 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 malý podnik pripojený.

§ 36

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 37 sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

c)

výpočty a údaje podľa § 37 týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,

d)

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

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

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

e)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

(4)

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

§ 37

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

(1)

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

(2)

Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z

a)

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDOt, kde NDOt sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 0,65 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

b)

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

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, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne

3a.

10 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 5 eur/MWh pre odberateľov elektriny v domácnosti,

3b.

14 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 8 eur/MWh pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v 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.

§ 38

Všeobecné ustanovenia

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 39 až 44 sa vzťahuje na pripojenie užívateľov sústavy do sústavy vrátane nových výrobcov elektriny.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien za pripojenie pri pripojení do distribučnej sústavy vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

c)

výpočty a údaje podľa § 39 až 44 týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy,

d)

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

1.

daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,

2.

nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,

3.

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

e)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

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

(4)

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

§ 39

Pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy do prenosovej sústavy

(1)

Elektroenergetické zariadenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy je možné pripojiť do prenosovej sústavy po splnení technických podmienok a obchodných 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.

§ 40

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 a obchodných 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)

Preukázané skutočné 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 podnikateľom62) po dohode a podľa požiadaviek koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy.

§ 41

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 a obchodných 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 vysoko účinnou kombinovanou výrobou, na určenie deliaceho miesta sa vzťahuje osobitný predpis.63)

(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 bezplatne pridelí. Podmienkou na bezplatné opätovné pridelenie 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,

d)

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

(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 podnikateľom61) po dohode s prevádzkovateľom distribučnej sústavy v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa sústavy.

(10)

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

(11)

Nadštandardné pripojenie užívateľa sústavy je, ak elektroenergetické zariadenie žiadateľa je už pripojené do distribučnej sústavy a žiadateľ má zabezpečenú požadovanú maximálnu rezervovanú kapacitu a žiada o pripojenie s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia. Nadštandardné pripojenie sa poskytuje z napäťovej úrovne vysokého napätia a veľmi vysokého napätia. Cena za nadštandardné pripojenia sa určí podľa spôsobu výpočtu pre štandardné pripojenie.

§ 42

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 zahrnuje 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

kde

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 na 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 a ak je žiadateľom výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou 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 § 41 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

1.

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita určená podľa § 41 ods. 4,

2.

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

(4)

Ak sa elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy alebo pri zvýšení maximálnej rezervovanej kapacity existujúceho odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny v miestnej distribučnej sústave a pripojenie vyvolá náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave a v prenosovej sústave, maximálna cena za pripojenie zahrnuje náklady na pripojenie požadovaného elektroenergetického zariadenia u prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a vyvolané náklady na pripojenie v regionálnej distribučnej sústave a v prenosovej sústave. Maximálna cena za pripojenie do miestnej distribučnej sústavy, do ktorej je elektroenergetické zariadenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny pripojené, sa uhrádza odberateľom elektriny alebo výrobcom elektriny prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy.

(5)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy.

(6)

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

§ 43

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 zahrnuje náklady na výstavbu požadovaného elektroenergetického zariadenia prevádzkovateľa distribučnej sústavy a všetky nevyhnutné úpravy elektroenergetických zariadení v distribučnej sústave a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

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

b)

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

c)

PMRK je maximálna rezervovaná kapacita žiadateľa o pripojenie v kilowattoch,

d)

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

1.

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

2.

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

3.

0,98, ak je žiadateľom o pripojenie výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo kombinovanou výrobou,

4.

ak je žiadateľom o pripojenie zariadenia na výrobu elektriny do napäťovej úrovne od 1 kV vrátane do 110 kV osoba, ktorej zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do sústavy cez existujúce odberné miesto a ak je zároveň jeho odberné miesto vybavené určeným meradlom s meraním výkonu, tak na účely určenia ceny za pripojenie zariadenia na výrobu elektriny sa postupuje podľa vzorca

kde

e)

NVN a PD – skutočné hodnoty celkových nákladov a celkového disponibilného výkonu v roku t v prípade, že neboli realizované pripojenia v miestnej distribučnej sústave v roku t-1.

(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.

(3)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena za pripojenie sa určí vo výške preukázateľne vyvolaných nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na zvýšenie maximálnej rezervovanej kapacity, najviac však do výšky určenej podľa odseku 1.

§ 44

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

(3)

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

(4)

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

(5)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy uzatvára s prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, zmluvu o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy s maximálnou rezervovanou kapacitou vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy. Maximálna cena za pripojenie sa určí vo výške určenej podľa cenového rozhodnutia pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy pre rok t podľa odseku 1.

§ 45

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.

§ 46

Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému výrobcom elektriny

(1)

Tarifa za poskytovanie systémových služieb a tarifa za prevádzkovanie systému schválené alebo určené cenovým rozhodnutím pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je výrobca elektriny, ktorý je aj dodávateľom elektriny, pripojený, sa uplatňujú týmto výrobcom elektriny na všetku elektrinu ním vyrobenú a elektrinu týmto výrobcom elektriny dodanú do odberných miest odberateľov elektriny pripojených priamym vedením. Ak je výrobca elektriny pripojený do miestnej distribučnej sústavy, uplatňuje tarifu za poskytovanie systémových služieb a tarifu za prevádzkovanie systému schválenú alebo určenú pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je táto miestna distribučná sústava pripojená.

(2)

Na účely uplatnenia tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému výrobca elektriny, ktorý je aj dodávateľom elektriny, poskytuje prevádzkovateľovi sústavy, do ktorej je tento výrobca elektriny pripojený, údaje o skutočnom množstve elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny tohto výrobcu elektriny a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením alebo spotrebovanej týmto výrobcom elektriny okrem elektriny spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, a to vždy za príslušný mesiac do siedmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

§ 47

Prechodné ustanovenia

(1)

Podľa tejto vyhlášky sa prvýkrát postupuje pri vykonávaní cenovej regulácie na rok 2014.

(2)

Ak sa cena na rok 2014 v konaní o cenovej regulácii neschváli do 31. decembra 2013, do dňa doručenia cenového rozhodnutia regulovanému subjektu okrem výrobcu elektriny, na rok 2014 sa uplatní cena schválená cenovým rozhodnutím na rok 2013; rovnako sa postupuje, ak cena nebude určená.

§ 48

Účinnosť

Táto vyhláška nadobúda účinnosť 30. júla 2013.

Jozef Holjenčík v. r.