Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike

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

(5)

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

(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.

§ 15

(1)

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

NPSszt^i = (TOZEt + TKVt + TVHZt + TOKTEt) × (QSKSszt^i − QSvdszt^i × Kvdt ),

kde

a)

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

b)

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

c)

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

(2)

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

NPSds^it = (TOZEds^it + TKVds^it) × (QSKSt − QSvdt × Kvdt ) ,

kde

a)

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

kde

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

b)

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

kde

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

c)

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

d)

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

e)

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

(3)

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

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

kde

TVHZt je tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia.

§ 16

(1)

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

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

1.

daňové nedoplatky,28)

2.

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

3.

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

f)

podklady podľa prílohy č. 3,

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)

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

a)

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

b)

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

c)

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

d)

výška skutočných investícií v roku t-1,

e)

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

f)

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

g)

skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.

(6)

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

a)

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

b)

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

c)

elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,

d)

elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.

(7)

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

(8)

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

a)

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

b)

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

(9)

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

(10)

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

(11)

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

(12)

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

(13)

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

(14)

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

§ 17

(1)

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

kde

a)

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

b)

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

MPt = ITCt + (1−m) × VAt,

kde

1.

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

2.

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

3.

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

c)

DVt sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy,

d)

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

e)

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

f)

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

g)

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

h)

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

(2)

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

kde

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

f)

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

g)

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

h)

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

(3)

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

kde

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

(4)

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

kde

a)

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

b)

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

(5)

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

§ 18

(1)

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

(2)

Tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt sa uplatňuje voči užívateľovi prenosovej sústavy. Výška tarify za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca

§ 19

(1)

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

(2)

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

(3)

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

a)

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

b)

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

(4)

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

§ 20

(1)

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

kde

a)

NPSSt sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,

b)

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

c)

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

d)

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

(2)

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

kde

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

f)

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

g)

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

h)

SODispt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-2 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

i)

KS t je faktor vyrovnania v eurách v roku t.

(3)

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

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

kde

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

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

kde

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

5.

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

6.

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

f)

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

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

kde

1.

VGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2,

2.

NGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2,

3.

VREGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,

4.

NREGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,

g)

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

h)

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

(4)

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

(5)

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

(6)

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

(7)

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

(8)

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

§ 21

(1)

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

(2)

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

(3)

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

QUKStssoomt = QSKStssoomt − QSvdoomt × Kvdt ,

kde

a)

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

b)

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

c)

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

§ 22

(1)

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

NSSsz^i = TSSt ×(QSKStsssz^i − QSvd^i × Kvdt) ,

kde

a)

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

b)

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

c)

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

d)

TSSt tarifa za systémové služby pre rok t.

(2)

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

(3)

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

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

kde

a)

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

b)

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

c)

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

d)

TSSt tarifa za systémové služby pre rok t.

§ 23

(1)

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

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

1.

daňové nedoplatky,28)

2.

nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie,

3.

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

f)

podklady podľa prílohy č. 4,

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)

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

a)

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

b)

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

(6)

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

(7)

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

a)

C1 je jednopásmová sadzba,

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

f)

C6 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

g)

C7 je sadzba pre verejné osvetlenie,

h)

C8 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,

i)

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

j)

C10 je sadzba pre nabíjacie zariadenia elektromobilov.

(8)

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

(9)

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

(10)

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

(11)

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

(12)

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

(13)

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

(14)

Na účely cenovej regulácie sa rozumie

a)

mesačnou rezervovanou kapacitou rezervovaná kapacita na kalendárny mesiac,

b)

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

c)

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

(15)

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

a)

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

b)

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

c)

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

(16)

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

(17)

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

(18)

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

(19)

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

(20)

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

a)

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

b)

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

(21)

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

(22)

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

(23)

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

(24)

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

(25)

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

(26)

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

(27)

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

a)

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

b)

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

c)

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

(28)

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

(29)

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

(30)

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

(31)

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

(32)

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

(33)

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

(34)

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

a)

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

b)

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

(35)

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

(36)

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

(37)

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

(38)

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

§ 24

(1)

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

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

kde

a)

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

b)

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

(2)

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

kde

a)

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

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

kde

1.

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

2.

VystETRHN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-4 až t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za rok t,

b)

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

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

kde

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

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 časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne, vypočítané podľa odseku 3,

d)

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

(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 VVDHN,t sa vypočítajú podľa vzorca

kde

a)

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

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

d)

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

e)

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

f)

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

g)

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

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

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

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

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

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

menší ako 0,1, tak KDZ = 0,50,

kde

1.

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

2.

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

h)

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

i)

DVHN,t sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2 z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy, zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity a za skutočne zaplatené výnosy za neoprávnený odber elektriny,56)

j)

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

k)