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

QDEt je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

3.

QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

b)

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(5)

Platba na pokrytie nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy zohľadňujúcich alikvotnú časť nákladov na systémové služby NPtss sa vyúčtuje organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho kalendárneho mesiaca, a vypočíta sa podľa vzorca

N P t s s = T P S t s s t × Q S K S t p s ,

kde

a)

TPStsst je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny, a vypočíta sa podľa vzorca

T P S t s s t = N P t s s t Q P K S t p s t ,

kde

1.

NPtsst sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na systémové služby zohľadnené v nákladoch na prevádzkovanie systému v eurách na rok t,

2.

QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

b)

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

§ 15

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 17 a § 16 až 21 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy a vykonáva sa určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny

a)

a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

b)

a tarify za poskytovanie systémových služieb,

c)

za poskytovanie podporných služieb.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú:

a)

návrh cien, alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, návrh parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných 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, suma zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v MW,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa § 16 až 19 týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných služieb a systémových služieb,

e)

podklady predkladané v termínoch podľa prílohy č. 6,

f)

údaje o plánovaných nákladoch a skutočných nákladoch podľa § 4 ods. 1 písm. o) projektu výskumu a vývoja podľa prílohy č. 5,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.25) Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 6 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia, podľa § 17 ods. 1 a 2 zákona o regulácii.

(5)

Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t-1 tieto údaje:

a)

skutočne vynaložené náklady na nákup podporných služieb v roku t-2,

b)

skutočne vynaložené náklady na poskytovanie systémových služieb v roku t-2,

c)

skutočné výnosy z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil v roku t-2 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,

d)

skutočné investície v roku t-2,

e)

skutočné výnosy z medzinárodnej prevádzky v roku t-2,

f)

skutočné náklady na medzinárodnú prevádzku v roku t-2,

g)

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

(6)

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

a)

fakturovanej prenesenej elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,

b)

celkového maximálneho pohotového výkonu v MW elektroenergetických zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny a elektroenergetických zariadení na uskladňovanie elektriny prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,

c)

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy dodanej zo zariadení jednotlivých výrobcov elektriny v jednotkách množstva elektriny,

d)

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia v jednotkách množstva elektriny.

(7)

Tarify za rezervovanú kapacitu a za prenesenú elektrinu sa určia tak, že plánovaný výnos z týchto taríf je najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 16 ods. 1 a plánovaného priemerného množstva prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, výrobcami elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy QPPt.

(8)

Platba za prístup do prenosovej sústavy, ktorá sa určí ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity v odovzdávacích miestach, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity v odovzdávacích miestach výrobcov elektriny a v odberných a odovzdávacích miestach prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy v odovzdávacom mieste je väčšia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy v odbernom mieste, a tarify za rezervovanú kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy výrobcom elektriny a prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny pripojenými do prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorých elektroenergetické zariadenia slúžia výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW a pre prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny, ak majú certifikované zariadenie na poskytovanie podporných služieb a doložia možnosť poskytovania služieb výkonovej rovnováhy.

(9)

Rezervovaná kapacita sa v odovzdávacích miestach neobjednáva. Hodnota rezervovanej kapacity sa určí z hodnoty kapacity pripojenia v odovzdávacom mieste dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.

(10)

Ak je odberné a odovzdávacie miesto v jednom mieste pripojenia, platba za prístup do prenosovej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy len za tú časť rezervovanej kapacity, ktorá je vyššia. Ak je vyššia rezervovaná kapacita pre dodávku do sústavy, uplatní sa platba za prístup do prenosovej sústavy podľa odsekov 8 a 9. Ak je vyššia rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy, uplatní sa platba za prístup do prenosovej sústavy podľa odseku 14.

(11)

Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny a prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny sa určí tak, že plánované platby, ktoré výrobcovia elektriny pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovatelia zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy je v odovzdávacom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy v odbernom mieste, ktorú uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v roku t, sú najviac v sume výnosu určeného ako súčin 0,5 eura na jednotku množstva elektriny a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny alebo prevádzkovateľmi zariadení na uskladňovanie elektriny pripojenými do prenosovej sústavy.

(12)

Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa počítajú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do prenosovej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa vydaného cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si sám určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Pri prenose elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za prenos elektriny sa určí vo výške 100 % z tarify za prenos elektriny; ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie tým nie sú dotknuté. Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.

(13)

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.26)

(14)

Pri odbere elektriny z prenosovej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste v jednom mieste pripojenia do sústavy sa výrobcom elektriny prevádzkujúcich aj zariadenia na uskladňovanie elektriny a prevádzkovateľom zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí odberajú elektrinu z prenosovej sústavy výlučne na účely uskladňovania elektriny, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita podľa cenového rozhodnutia úradu.

(15)

Ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny, ktorých rezervovaná kapacita pre dodávku elektriny do sústavy v odovzdávacom mieste je väčšia ako rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy, v odbernom mieste pripojenom do miestnej distribučnej sústavy, sa platba za prístup do prenosovej sústavy uhrádza prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, do ktorej je jeho miestna distribučná sústava pripojená, vo výške podľa odseku 8 a podľa platného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy; to neplatí pre výrobcu elektriny alebo prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorého elektroenergetické 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.

(16)

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa platba za prístup do prenosovej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny takto:

a)

výrobcom elektriny alebo prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny vo výške podľa odseku 8 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny alebo prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojený do prenosovej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,

b)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo ako prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie elektriny, alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

(17)

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

§ 16

(1)

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

kde

a)

PNt sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou, nákladov a odpisov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb, a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

POOPEX sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady v eurách vo východiskovom roku regulačného obdobia vypočítané ako priemer skutočných prevádzkových nákladov za obdobia 2019, 2020 a 2021 prevádzkovateľa prenosovej sústavy súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov a osobných nákladov,

2.

PPEREX sú schválené alebo určené ročné osobné náklady v eurách vo východiskovom roku regulačného obdobia určené ako skutočné osobné náklady za rok 2021 prevádzkovateľa prenosovej sústavy súvisiace s regulovanou činnosťou,

3.

IRMn aritmetický priemer indexov nominálnej mzdy v hospodárstve zverejnených štatistickým úradom, vyjadrených v percentách za obdobie od 3. kvartálu roku n-2 do 2. kvartálu roku n-1,

4.

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

5.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 2,0 %; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0 %, na výpočet maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0 %,

b)

Ot je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

O2021 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku 2021 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, nevyhnutne využívaného na regulovanú činnosť v roku 2021 bez dispečerskej činnosti,

2.

SOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku n-2,

3.

VOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, vyradeného z užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku n-2,

c)

POt je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku t-1,

d)

KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na 6. regulačné obdobie určuje v intervale od 0,90 do 1,02, nezohľadňuje investície, ktoré sú financované zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a vypočíta sa podľa vzorca

pričom, ak je výsledok podielu

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak KDZ = 1,02

menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak KDZ = 1,01,

menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak KDZ = 1,00,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak KDZ = 0,98,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak KDZ = 0,96,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak KDZ = 0,94,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak KDZ = 0,92,

menší ako 0,1, tak KDZ = 0,90,

kde

1.

INVt-2 je skutočná hodnota investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2 v eurách, ktorá nezahŕňa majetok, ktorý je financovaný zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a ktorá nezahŕňa majetok financovaný z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

2.

DispZdrt-2 je súčet schválených alebo určených odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2 v eurách, ktorý nezahŕňa odpisy majetku, ktorý je financovaný zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a ktorý nezahŕňa odpisy majetku financovaného z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy, nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť a zisku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

2a.

RABST,t-2, je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2 a rovná sa hodnote majetku využívaného na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy bez dispečerskej činnosti, okrem majetku, ktorý vznikne z investícií do aktív odsúhlasených úradom podľa § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania,

2b.

SOOPROt-2 je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných odvetviach v roku t-2, ustanovená podľa osobitného predpisu,27)

2c.

WACCt-2 je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5, vzťahujúca sa na rok t-2,

2d.

WACC^+t-2 je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 5, vzťahujúca sa na rok t-2,

e)

RABST,t, je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t a rovná sa hodnote majetku28) využívaného na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy bez dispečerskej činnosti, okrem majetku, ktorý vznikne z investícií do aktív odsúhlasených úradom podľa § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania, a vypočíta sa podľa vzorca

1.

pre rok t = 2023

R A B S T , t = R A B 2021 - M 2021 ,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky

kde

2a.

RAB2021 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, vychádzajúca zo zostatkovej účtovnej hodnoty majetku k 31. decembru 2021, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, nevyhnutne využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti,

2b.

M2021 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB2021 v eurách, ktorá je financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

2c.

RABn je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku n-2 v eurách okrem majetku zaradeného do RAB^+ n,

2d.

SOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku n-2,

2e.

Mn je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABn v eurách , ktorá je financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

f)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5,

g)

RAB^+t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív bez vplyvu precenenia v eurách, schválená úradom na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v súlade s § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania, pričom

1.

pre rok t = 2023 má hodnotu 0,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

RAB^+n je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku, bez vplyvu precenenia od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku t-2 v eurách, odsúhlasená úradom podľa § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania,

2b.

M^+n je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB^+n v eurách, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, a z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

h)

WACC+ je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 5,

i)

FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t, pričom

1.

pre roky t = 2023 a t = 2024 má hodnotu 0,

2.

pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

FINVPt = SOt–1 – POt–2,

kde

2a.

SOt-1 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku t-3,

2b.

POt-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku t-3,

j)

CPITCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z ITC mechanizmu v eurách zahrnutá do ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

CPITCt = ITCplt–1 × mt × (1 – mstrt),

kde

1.

ITCplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

mt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1. Pre rok t = 2023 je rovný 0,

3.

mstrt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

k)

CPVAt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1, a vypočíta sa podľa vzorca

CPVAt = VAplt–1 × nt × (1 – nstrt – ntsst),

kde

1.

VAplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

nt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

3.

nstrt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

4.

ntsst je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za systémové služby určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

l)

KCPt je faktor ITC a aukcií prenosovej kapacity v eurách na rok t, ktorý sa pre roky t = 2023 a t = 2024 rovná 0 a pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

KCPt = ITCskt–2 – ITCplt–2 + VAskt–2 – VAplt–2,

kde

1.

ITCskt-2 je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-2,

2.

ITCplt-2 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-2,

3.

VAskt-2 je celkový rozdiel skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v roku t-2,

4.

VAplt-2 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v roku t-2,

m)

DVt sú skutočné výnosy v roku t-2 v eurách z uplatnenia úhrad nákladov užívateľov prenosovej sústavy za pripojenie do sústavy,

n)

QPPt je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, výrobcami elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané ako priemer ročných hodnôt 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,

o)

NPSZt sú náklady na projekty spoločného záujmu na rok t v eurách,

p)

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

q)

SOGLt sú schválené náklady na projekty súvisiace s implementáciou povinností prevádzkovateľa prenosovej sústavy podľa osobitného predpisu29) na rok t v eurách,

r)

NOCACMt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese prideľovania prenosových kapacít podľa osobitného predpisu30) na rok t v eurách,

s)

NOSOGLt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese riadenia prevádzky prenosovej sústavy na zabezpečenie spoľahlivosti a bezpečnosti dodávok elektriny podľa osobitného predpisu31) na rok t v eurách,

t)

EBGLt sú schválené náklady na zriadenie, zmenu a prevádzkovanie európskych platforiem podľa osobitného predpisu32) na rok t v eurách,

u)

FTt sú schválené mimoriadne náklady, ktoré vznikli až počas regulačného obdobia na rok t v eurách.

(2)

Súčet koeficientov nstrt a ntsst, ktoré sú ustanovené v odseku 1 písm. k) bodoch 3. a 4, je menší alebo sa rovná 1.

(3)

Na účely platby za prístup do prenosovej sústavy sa dohodnutá rezervovaná kapacita v MW v roku t v každom odbernom mieste určuje ako aritmetický priemer ročných hodnôt skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za roky t-2 až t-4. Hodnoty výkonov sa určujú v MW s rozlíšením na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny určená podľa § 15 ods. 8 až 10 a 15.

(4)

Ak nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny v roku t-4, použije sa aritmetický priemer z rokov t-2 a t-3. Ak nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny v rokoch t-4 a t-3, použije sa hodnota skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za rok t-2. Ak nie je do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny v rokoch t-4, t-3 a t-2, rezervovaná kapacita pre odber zo sústavy užívateľa prenosovej sústavy a výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do prenosovej sústavy výlučne na odber elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorého zariadenie na uskladňovanie elektriny je pripojené do prenosovej sústavy výlučne na odber elektriny sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy mesačne na základe nameraného mesačného maxima štvrťhodinového činného výkonu. Hodnoty výkonov sa určujú v MW s rozlíšením na tri desatinné miesta. Takto určená rezervovaná kapacita nesmie byť vyššia ako kapacita pripojenia uvedená v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy.

(5)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom do 0,8. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom najmenej 0,2.

(6)

Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf za rezervovanú kapacitu v MW a za prenesenú elektrinu. Návrh taríf zohľadňuje plánované výnosy v roku t v eurách z platieb za rezervovanú kapacitu pri výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, prevádzkovateľov zariadení na uskladňovanie elektriny a charakter odberu elektriny koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy, ich spotrebu elektriny a rezervovanú kapacitu pripojených užívateľov prenosovej sústavy takto:

a)

ak rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 150 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 75 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 75 % z tarify za prenesenú elektrinu,

b)

ak rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 je viac ako 1,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 50 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 50 % z tarify za prenesenú elektrinu,

c)

ak rezervovaná kapacita na rok t v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 je viac ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 25 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 25 % z tarify za prenesenú elektrinu,

d)

ak celoročné využitie rezervovanej kapacity za rok t-2 v odbernom mieste koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 80 %, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny podľa písmen a) až c) násobené koeficientom 0,8,

e)

priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity odberného miesta odberateľa elektriny za rok t-2 v percentách sa na účely odseku 6 písm. d) vypočíta podľa vzorca

kde

1.

OPS,t-2 je skutočné odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy za rok t-2 v jednotkách množstva elektriny,

2.

RKt-2 je hodnota rezervovanej kapacity v odbernom mieste odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy za rok t-2 v MW.

(7)

Do faktora trhu FTt je možné zahrnúť mimoriadne náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených ekonomicky oprávnených ročných prevádzkových nákladov PNvych súvisiacich s regulovanou činnosťou. Týmito nákladmi sú najmä náklady súvisiace so zmenou právnych predpisov, zmenou právne záväzných aktov Európske únie, vývojom situácie na trhu alebo náklady, ktoré vzniknú pri likvidácii živelných pohrôm, ktoré nie sú pokryté poistením a preukázateľné náklady regulovaného subjektu na vedu a výskum podľa § 4 ods. 1 písm. o), a to po schválení úradom.

(8)

Návrh na schválenie mimoriadnych nákladov vstupujúcich do faktora trhu FTt pre príslušný rok možno podať aj samostatne mimo predkladaného návrhu na určenie ceny. V odôvodnených prípadoch na predchádzanie významným medziročným zmenám regulovaných cien, sa určí, že schválené mimoriadne náklady sú do faktora trhu FTt zahrnuté rozložene na viac rokov regulačného obdobia alebo sú pre nasledujúce regulačné obdobie zahrnuté do uznaných oprávnených nákladov vstupujúcich do základného výpočtu oprávnených výnosov pre jednotlivé roky nasledujúceho regulačného obdobia.

§ 17

(1)

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

kde

a)

QPLt je plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t určené podľa odseku 2,

b)

PLEt je určená cena elektriny na pokrytie strát elektriny pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách, a vypočíta sa podľa vzorca

P L E t = C E P X E , t × 1 + k t 100 % + O t ,

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. Pre roky t = 2023 a t = 2024 je obdobie od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 a pre rok t = 2025 a nasledujúce roky je toto obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,

2.

kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 7 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na rok t,

3.

Ot sú určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s diagramom strát elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách podľa metodiky výpočtu nákladov na odchýlku, ktorá je uvedená v prílohe č. 7,

c)

FPSt je faktor strát pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách

1.

pre roky t = 2023, t = 2024 a t = 2025 sa vypočta podľa vzorca

2.

pre rok t = 2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

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

2b.

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

2c.

QSKprenost je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t,

2d.

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

2e.

pt-2 je koeficient nákupu elektriny na krytie strát na rok t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

ak výsledok výpočtu Q F V t - 2 Q P L t - 2 je väčší ako 1, tak pt-2 sa rovná 1,

ak výsledok výpočtu Q F V t - 2 Q P L t - 2 je menší ako 0,5, tak pt-2 sa rovná 0,5,

kde

2ea.

QFVt-2 na výpočet FPS2026 je množstvo zmluvne dohodnutej a obstaranej elektriny v roku t-3 na krytie strát elektriny pri prenose elektriny v roku t-2 v jednotkách množstva elektriny,

2eb.

QFVt-2 na výpočet FPS2027 a nasledujúce roky je množstvo zmluvne dohodnutej a obstaranej elektriny v rokoch t-4 a t-3 na krytie strát elektriny pri prenose elektriny v roku t-2 v jednotkách množstva elektriny,

2f.

QPLt-2 je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny na rok t-2 v jednotkách množstva elektriny,

2g.

CEi,t-2 je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v i-tej štvrťhodine roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny,

2h.

Ot-2 sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s diagramom strát elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

2i.

QSKi,t-2 je skutočné čisté množstvo elektriny obstaranej na krytie strát elektriny pri prenose elektriny v i-tej štvrťhodine roku t-2, po odpočítaní množstva predanej prebytočnej elektriny v jednotkách množstva elektriny,

2j.

n je počet hodín v roku t-2,

d)

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

e)

STRITCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z ITC mechanizmu v eurách zahrnutá do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

STRITCt = ITCplt–1 × mt × mstrt,

kde

1.

ITCplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci ITC mechanizmu za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

mt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1. Pre rok t = 2023 sa rovná 0,

3.

mstrt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

f)

STRVAt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

S T R V A t = V A p l t - 1 × n t × n s t r t ,

kde

1.

VAplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

nt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

3.

nstrt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

g)

TPSpst-2^SEPS je korekcia nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri prenose elektriny za rok t-2 v eurách zahrnutá do tarify za prevádzkovanie systému,

h)

FTSt sú úradom schválené mimoriadne náklady alebo výnosy v eurách na rok t, zohľadňujúce neočakávaný vývoj na trhu s elektrinou s dopadom na náklady alebo výnosy pri nákupe elektriny na straty, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených ekonomicky oprávnených nákladov a výnosov regulovaného subjektu,

i)

kNPSt je koeficient zahrnutia nákladov na straty pri prenose elektriny zahrnutých do tarify za prevádzkovanie systému na rok t = 2023 s hodnotou 1 a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky v rozsahu 0 až 1.

(2)

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

Q P L t = V s t E t × P P S T R t ,

kde

a)

VstEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúce do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia,

b)

PPSTRt je percento plánovaných strát elektriny pri prenose elektriny prenosovou sústavou v percentách na rok t a vypočíta sa podľa vzorca

kde

1.

SQPLt je súčet skutočného množstva strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v rokoch t-3 a t-2, očakávaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1 a plánovaného množstva strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t,

2.

SVstEt je súčet skutočného množstva elektriny v jednotkách množstva elektriny v rokoch t-3 a t-2 vstupujúceho do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia, očakávaného množstva elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-1 vstupujúceho do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia a plánovaného množstva elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vstupujúceho do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia,

3.

XSPS je faktor efektivity strát elektriny pri prenose elektriny v percentách, ktorý je určený vo výške 2 %.

§ 18

(1)

Na základe schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy určujú celkové plánované maximálne ekonomicky oprávnené náklady na rok t v eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb PPSt od poskytovateľov podporných služieb.

(2)

Pri určení maximálnych ekonomicky oprávnených nákladov na rok t podľa odseku 1 sa prihliada okrem iného aj na aktuálnu situáciu na trhu s elektrinou, dosahované ceny podporných služieb na vymedzenom území a v okolitých krajinách a osobitosti poskytovania podporných služieb na vymedzenom území. Plánované maximálne ekonomicky oprávnené náklady sa určia v takej výške, aby prevádzkovateľ prenosovej sústavy bol pri dodržiavaní princípov hospodárnosti a pri transparentom a nediskriminačnom spôsobe obstarávania podporných služieb schopný zabezpečiť schválený technický rozsah jednotlivých druhov podporných služieb na zabezpečenie poskytovania systémových služieb.

(3)

V cenovom rozhodnutí úradu sa určuje priamym určením na rok t

a)

maximálna cena za poskytovanie disponibility jednotlivých druhov regulačných služieb v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu,

b)

maximálny oprávnený ročný náklad na nákup nefrekvenčných podporných služieb alebo maximálna cenu za poskytovanie jednotlivých druhov nefrekvenčných podporných služieb v eurách na jednotku elektrického činného alebo jalového výkonu,

c)

maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny a minimálna cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii predmetného druhu regulačnej služby.

(4)

V cenových rozhodnutiach možno priamym určením určiť na rok t maximálnu cenu za poskytovanie jednotlivých druhov regulačných služieb v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu podľa odseku 3 písm. a) pre jednotlivé druhy obstarávania disponibility štandardných a úradom schválených osobitných produktov.

(5)

V cenových rozhodnutiach možno určiť spôsob dynamického výpočtu a určenia maximálnych cien jednotlivých druhov podporných služieb, na účely nákupu podporných služieb tak, aby boli rešpektované a zohľadnené zásady transparentnosti a trhové princípy, v súlade s osobitným predpisom,33) ako sú najmä

a)

vývoj cien elektriny na trhu s elektrinou,

b)

náklady na výrobu, spotrebu a uskladňovanie elektriny v elektroenergetických a odberných zariadeniach poskytovateľov podporných služieb,

c)

stratenú príležitosť poskytovateľov podporných služieb z predaja elektriny.

(6)

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

a)

najvyššia cena elektroenergetického zariadenia a odberného elektrického zariadenia, ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny,

b)

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

(7)

Po pripojení prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu podľa osobitého predpisu34) sa cena regulačnej elektriny pri štandardných produktoch určuje podľa pravidiel týchto platforiem. Pri schválených osobitných produktoch sa cena regulačnej elektriny určuje podľa pravidiel úradu, v súlade s osobitným predpisom.35)

(8)

Do doby pripojenia prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu,36) sa cena regulačnej elektriny pri osobitných produktoch určuje podľa odseku 4.

§ 19

(1)

Tarifa za systémové služby sa uplatňuje pre rok 2023 na koncovú spotrebu elektriny na vymedzenom území a pre rok 2024 a nasledujúce na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy. Tarifa za systémové služby môže byť pre rok 2024 a nasledujúce diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TSSi,t, ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny koncových odberateľov elektriny. Tarifa za systémové služby sa vyhodnocuje súhrnne pre rok 2023 za celkovú koncovú spotrebu elektriny odberateľa elektriny v odbernom mieste a pre rok 2024 a nasledujúce za celkový odber elektriny zo sústavy za všetky odberné miesta koncového odberateľa elektriny. Pre sadzby tarify za systémové služby platí, že

∑ i = 1 k T S S i , t × Q P K S t s s i , t = N P S S t ,

kde

a)

TSSi,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená pre rok 2023 na koncovú spotrebu elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny a pre rok 2024 a nasledujúce na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QPKStssi,t je pre rok 2023 celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny a pre roky 2024 a nasledujúce celková plánovaná koncová spotreba elektriny odobratá zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

c)

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t,

kde

1.

pre rok t = 2023 sú skupiny odberných miest odberateľov elektriny ustanovené ako

1a.

skupina 1, sú odberatelia elektriny, ktorých celková očakávaná koncová spotreba elektriny za rok t-1 je väčšia ako 0 GWh, okrem odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy spadajúcich do skupiny 2,

1b.

skupina 2, sú koncoví odberatelia elektriny priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 6 800 hodín a vyššou a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania 0,025 alebo menšou; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer hodnôt mesačných priemerov štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3. Podmienky zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazujú znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,

2.

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sú skupiny odberných miest odberateľov elektriny ustanovené ako

2a.

skupina 1, sú odberatelia elektriny zo sústavy, ktorých celkový odber elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 je do 1 GWh vrátane, okrem odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy spadajúcich do skupiny 3,

2b.

skupina 2, sú odberatelia elektriny zo sústavy, ktorých celkový odber elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 je nad 1 GWh a do 100 GWh vrátane, okrem odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy spadajúcich do skupiny 3,

2c.

skupina 3, sú odberatelia elektriny zo sústavy, ktorých celkový odber elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 je nad 100 GWh a koncoví odberatelia elektriny priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 6 800 hodín a vyššou a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania 0,025 alebo menšou; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity pre rok t = 2024 určenej ako aritmetický priemer hodnôt mesačných priemerov štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3 a pre nasledujúce roky rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer ročných hodnôt skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za roky t-4 až t-6. Podmienky zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazujú znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,

d)

NPSSt sú plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím primeraného zisku na rok t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 2.

(2)

Plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím primeraného zisku NPSSt v eurách na rok t sa vypočítajú podľa vzorca

kde

a)

PPSt sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v eurách v roku t od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného predpisu37) v eurách uplatnené v tarife za systémové služby,

b)

PNDis,t sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok t na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb okrem odpisov a vypočítajú sa podľa vzorca

kde

1.

POOPEX sú schválené alebo určené priemerné ročné prevádzkové náklady vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách vypočítané ako priemer skutočných prevádzkových nákladov za obdobia 2019, 2020 a 2021 súvisiace s dispečerskou činnosťou prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb okrem odpisov a osobných nákladov,

2.

PPEREX sú schválené alebo určené ročné osobné náklady vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách určené ako skutočné osobné náklady v roku 2021 súvisiace s dispečerskou činnosťou prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb,

3.

IRMn je aritmetický priemer indexov nominálnej mzdy zverejnených štatistickým úradom vyjadrených v percentách za obdobie od 3. kvartálu roku n-2 do 2. kvartálu roku n-1,

4.

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

5.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 2,0 %; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0 %, na výpočet plánovaných nákladov na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0 %,

c)

ODis,t je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

ODis,2021 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku 2021 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, nevyhnutne využívaného na dispečerskú činnosť,

2.

SODis,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2,

3.

VODis,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, vyradeného z užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2,

d)

PODis,t je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-1,

e)

RABDis,ST,t, je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na rok t v eurách, ktorá je rovná hodnote majetku využívaného na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy okrem majetku, ktorý vznikol z investícií do aktív odsúhlasených úradom podľa § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania, a vypočíta sa podľa vzorca

1.

pre rok t = 2023

RABDis,ST,t = RABDis,2021 – MDis,2021,

2.

pre roky t = 2024 a nasledujúce

kde

2a.

RABDis,2021 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku k 31. decembru 2021, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, využívanej na dispečerskú činnosť ,

2b.

MDis,2021 je zostatková účtovná hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,2021 v eurách, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, prípadne iných grantov a štátnych podpôr alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

2c.

RABDis,n je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2 okrem majetku zaradeného do RAB^+Dis,n,

2d.

SODis,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2,

2e.

MDis,n je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,n v eurách, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie, prípadne iných grantov a štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

f)

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5,

g)

RAB^+Dis,t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku využívaného na dispečerskú činnosť, bez vplyvu precenenia od 1. januára 2017, schváleného úradom v súlade s § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania, pričom

1.

pre rok t = 2023 má hodnotu 0,

2.

pre roky t = 2024 a nasledujúce sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

RAB^+Dis,n je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca hodnote majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradená do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, odsúhlasená úradom v súlade s § 5 ods. 1 písm. c) a d) v rámci cenového konania,

2b.

M^+Dis,n je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB^+Dis,n v eurách, bez vplyvu precenenia majetku využívajúceho na dispečerskú činnosť, ktorá bola financovaná zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr, alebo z investícií do aktív financovaných z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

h)

WACC^+ je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 5,

i)

FINVDis,t je faktor investícií súvisiacich s dispečerskou činnosťou na rok t v eurách, pričom

1.

na roky t = 2023 a t = 2024 má hodnotu 0,

2.

na roky t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

SODis,t-1 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-3,

2b.

PODis,t-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku, bez vplyvu precenenia majetku od 1. januára 2017, s plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-3,

j)

DPpS,t sú skutočné dodatočné výnosy alebo náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z uplatnených sankcií z príslušných zmlúv o poskytovaní podporných služieb, pričom

1.

pre roky t = 2023 a t = 2024 má hodnotu 0,

2.

pre roky t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

DPpS,t = DVPpS,t – DNPpS,t,

kde

2a.

DVPpS,t sú skutočné dodatočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách zo sankcií uplatnených prevádzkovateľom prenosovej sústavy voči poskytovateľom podporných služieb za neplnenie zmluvných podmienok v príslušnej zmluve o poskytovaní podporných služieb,

2b.

DNPpS,t sú skutočné dodatočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách, spôsobené úhradou sankcií prevádzkovateľom prenosovej sústavy poskytovateľovi podporných služieb, z dôvodu odstúpenia od príslušných zmlúv o poskytovaní podporných služieb, len za účelom zvýšenia ekonomickej efektivity využívania schválených nákladov na podporné služby, bez ohrozenia bezpečnosti prevádzky elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky, pričom nevyhnutnou podmienkou uplatnenia dodatočného nákladu DNPpS,t je zaslanie žiadosti o schválenie úradom, najneskôr 30 dní pred plánovaným odstúpením od príslušnej zmluvy o poskytovaní podporných služieb, ktorá obsahuje

2ba.

druh podpornej služby, ktorý je uvedený v príslušnej zmluve o poskytovaní podporných služieb,

2bb.

objem druhu podpornej služby, ktorý je uvedený v príslušnej zmluve o poskytovaní podporných služieb v jednotkách množstva elektriny a v MW na hodinu,

2bc.

predpokladaný dátum odstúpenia od zmluvy o poskytovaní podporných služieb,

2bd.

dôvod odstúpenia od zmluvy o poskytovaní podporných služieb,

2be.

jednoznačné preukázanie predpokladanej úspory nákladov v eurách, z dôvodu predčasného odstúpenia od zmlúv o poskytovaní podporných služieb,

2bf.

prehlásenie o zachovaní bezpečnosti a spoľahlivosti prevádzky elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky, v súvislosti s odstúpením od zmlúv o poskytovaní podporných služieb,

k)

TSSVAt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za systémové služby na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

TSSVAt = VAplt–1 × nt × ntsst,

kde

1.

VAplt-1 je celkový rozdiel očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v roku t-1, ktorý sa určí ako súčet

1a.

celkového rozdielu skutočných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy za všetky účtovne uzavreté mesiace roku t-1 v dobe vypracovania cenového návrhu a

1b.

celkového rozdielu očakávaných výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách fakturovaných v rámci aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy za tie mesiace roku t-1, ktoré v dobe vypracovania cenového návrhu nie sú účtovne uzavreté,

2.

nt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do taríf určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

3.

ntsst je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za systémové služby určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1,

l)

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

(3)

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

kde

a)

st je koeficient zahrnutia rozdielu medzi skutočnými a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1,

b)

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

c)

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

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 eurách 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 eurách v roku t-2,

3.

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

4.

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

5.

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

6.

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

7.

NFSkart-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy zo systému Fskar v eurách v roku t-2,

8.

VFSkart-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy zo systému Fskar v eurách v roku t-2,

d)

IGCCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z nákupu regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému IGCC v eurách zahrnutá do tarify za systémové služby na rok t, o ktorej úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1 a vypočíta sa podľa vzorca

IGCCt = (VIGCCplt–1 – NIGCCplt–1 + VREIGplt–1 – NREIGplt–1) × ut,

kde

1.

VIGCCplt-1 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu 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 IGCC v roku t-1 v eurách,

2.

NIGCCplt-1 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu 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 IGCC v roku t-1 v eurách,

3.

VREIGplt-1 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-1 v eurách,

4.

NREIGplt-1 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-1 v eurách,

5.

ut je koeficient zahrnutia IGCC do tarify za systémové služby určený cenovým rozhodnutím úradu na rok t v rozsahu 0 až 1, o ktorom úrad rozhodne do 31. decembra roku t-1; pre rok t = 2023 sa rovná 0,

e)

KIGCCt je faktor IGCC v eurách na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

1.

pre roky t = 2023 a t = 2024

KIGCCt = (VIGCCskt–2 – NIGCCskt–2 + VREIGskt–2 – NREIGskt–2) × 0,7,

2.

pre roky t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

2a.

VIGCCskt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z predaja regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu 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 IGCC v roku t-2 v eurách,

2b.

NIGCCskt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu 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 IGCC v roku t-2 v eurách,

2c.

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

2d.

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

f)

NSSSt-2 sú skutočné výnosy z poskytovania systémových služieb vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej sústavy v eurách v roku t-2,

g)

NPSSt-2 sú plánované výnosy z poskytovania systémových služieb v eurách na rok t-2 so zohľadnením primeraného zisku,

h)

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

i)

PPSt-2 sú celkové schválené alebo určené plánované maximálne oprávnené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2 uplatnené v tarife za systémové služby,

j)

SVTPStsst-2 skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách v roku t-2 z tarify za prevádzkovanie systému, v ktorej bola prevádzkovateľovi prenosovej sústavy zohľadnená pomerná časť nákladov na nákup podporných služieb.

(4)

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa v roku t = 2023 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 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 a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt len za prenesenú elektrinu.

(5)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa v roku t = 2023 uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na 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 a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt len za distribuovanú elektrinu.

(6)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa v roku t = 2023 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 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 a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt len za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy.

(7)

Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa v roku t = 2023 výrobcom elektriny uplatňuje pre tohto odberateľa elektriny tarifa za systémové služby TSSt na celé množstvo takto odobratej elektriny a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy tarifa za systémové služby TSSt neuplatňuje.

(8)

Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje za

a)

vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy,

b)

elektrinu uskladnenú v zariadení na uskladňovanie elektriny, odobratú z prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, ku ktorej je zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojené, alebo odobratú od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, ktorá je následne po uskladnení dodaná do prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy,

c)

straty elektriny v sústave,

d)

vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,

e)

elektrinu exportovanú zo sústavy v rámci prevádzky medzinárodne prepojených sústav,

f)

spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy,

g)

vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny v zariadení na výrobu elektriny a prevádzkovateľa zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike, s inštalovaným výkonom do 11 kW,

h)

elektrinu dodanú priamym vedením odberateľovi elektriny výrobcom elektriny v zariadení na výrobu elektriny a prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike,

i)

spotrebovanú elektrinu vyrobenú v zariadení na výrobu elektriny, ktoré nie je pripojené do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy.

(9)

Individuálna sadzba tarify za systémové služby TSS2,t na rok t = 2023 sa vypočíta podľa vzorca

TSS2,t = (1 – Kistsst) × TSS1,t,

kde

a)

TSS2,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby v skupine 2 podľa odseku 1 písm. b) prvého bodu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

Kistsst je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v roku t, ktorého hodnotu určí úrad vo výške maximálne 0,95,

c)

TSS1,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby v skupine 1 podľa odseku 1 písm. a) prvého bodu v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t.

(10)

Individuálna sadzba tarify za systémové služby na rok t = 2024 a nasledujúce roky sa uplatňuje vo výške TSS3,t.

§ 20

(1)

Ak účastník trhu s elektrinou zvolí pre svoje odberné miesto alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné miesto alebo odovzdávacie miesto prevezme zodpovednosť za odchýlku.

(2)

Ak účastník trhu s elektrinou prevezme zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevezme zodpovednosť za odchýlku.

§ 21

(1)

Platby na pokrytie nákladov na systémové služby sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca v eurách a vypočítajú sa podľa vzorca

N S S s z j = ∑ i = 1 k T S S i , t × Q S K S t s s s z i j ,

kde

a)

TSSi,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená pre rok t = 2023 na koncovú spotrebu elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QSKStsssz^ji je skutočná celková koncová spotreba elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny j-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku pre rok t = 2023 a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny j-tým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

c)

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t, určený podľa § 19 ods. 1 písm. c).

(2)

Platby na pokrytie nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca

N S S p s = ∑ i = 1 k T S S i , t × Q S K S t s s i ,

kde

a)

TSSi,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená pre rok t = 2023 na koncovú spotrebu elektriny v odbernom mieste a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QSKStssi je celková skutočná koncová spotreba elektriny pre rok t = 2023 v odbernom mieste a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky celková skutočná koncová potreba elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

c)

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t, ustanovený v súlade § 19 ods. 1 písm. c).

§ 22

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 23 až 26 sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú:

a)

návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny, vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa uplatňujú 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, sumu zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v MW,

c)

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na roky t až t+2,

d)

výpočty a údaje podľa § 25 a 26 týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarify za prevádzkovanie systému,

e)

podklady podľa prílohy č. 8,

f)

údaje o plánovaných nákladoch a skutočných nákladoch podľa § 4 ods. 1 písm. o) projektu výskumu a vývoja podľa prílohy č. 5,

g)

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)

Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe elektronickým podaním do elektronickej schránky.37) Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 8 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia, podľa § 17 ods. 1 a 2 zákona o regulácii.

(5)

Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého kalendárneho mesiaca skutočné alebo prepočítané množstvá v závislosti od typu merania v predchádzajúcom kalendárnom 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 elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky,

b)

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

(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 mimo domácnosti:

a)

C1 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, s nižšou spotrebou elektriny,

b)

C2 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, so strednou spotrebou elektriny,

c)

C3 je jednopásmová sadzba na spotrebu elektriny, s vyššou spotrebou elektriny,

d)

C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

e)

C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

f)

C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

g)

C7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamo-výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba C7 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

h)

C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba C8 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

i)

C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

j)

C10 je sadzba na spotrebu elektriny pre verejné osvetlenie,

k)

C11 je sadzba na spotrebu elektriny pre dočasné odbery elektriny,

l)

C12 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba v nízkom pásme sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,

m)

C13 je štvorpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom s meraním typu A, pričom sa poskytujú štyri časové pásma v priebehu 24 hodín: veľmi vysoké pásmo (dve hodiny), vysoké pásmo (dve hodiny), nízke pásmo (18 hodín) a veľmi nízke pásmo (dve hodiny). Prevádzkovateľ distribučnej sústavy môže určiť minimálnu výšku rezervovanej kapacity, ktorú musí spĺňať odberné miesto s touto distribučnou sadzbou ako aj minimálnu výšku spotreby v jednotkách množstva elektriny za posledných 12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu odkedy o túto sadzbu požiadal; rámcové podmienky požiadania o pridelenie sadzby C13 sú ustanovené v odseku 11.

(8)

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

a)

D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

b)

D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

c)

D3 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme a aspoň jeden interval sa poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov nie je povinné; informácia o fixnom čase trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri hodiny sa zverejňuje na webovom sídle prevádzkovateľa distribučnej sústavy; táto sadzba sa použije aj pre odberné miesto s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

d)

D4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba D4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

e)

D5 je dvojpásmová sadzba pre výhrevné elektrické vykurovanie, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; táto sadzba sa použije aj pre odberné miesto s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

f)

D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma; sadzba D6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

g)

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

h)

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

i)

D9 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba v nízkom pásme sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,

j)

D10 je štvorpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom s meraním typu A, pričom sa poskytujú štyri časové pásma v priebehu 24 hodín: veľmi vysoké pásmo (dve hodiny), vysoké pásmo (dve hodiny), nízke pásmo (18 hodín) a veľmi nízke pásmo (dve hodiny). Prevádzkovateľ distribučnej sústavy môže určiť minimálnu výšku rezervovanej kapacity, ktorú musí spĺňať odberné miesto s touto distribučnou sadzbou ako aj minimálnu výšku spotreby v jednotkách množstva elektriny za posledných 12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu odkedy o túto sadzbu požiadal; rámcové podmienky požiadania o pridelenie sadzby D10 sú ustanovené v odseku 11.

(9)

Na napäťovej úrovni vysokého a veľmi vysokého napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta minimálne do dvoch sadzieb pre odberateľov elektriny

a)

X1 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia,

b)

X2 je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny na napäťovej úrovni vysokého napätia,

c)

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky platí, že ak je odberné miesto pripojené počas celého roka t-2 a jeho priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity za rok t-2 je viac ako 50 % (vrátane) a zároveň menej ako 80 %, koncový odberateľ elektriny v roku t uhrádza prevádzkovateľovi distribučnej sústavy za toto odberné miesto tarifu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa písmen a) a b), ktorej tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny bez strát elektriny pri distribúcii elektriny a prenose elektriny je znížená o 5 %,

d)

pre rok t = 2024 a nasledujúce roky platí, že ak je odberné miesto pripojené počas celého roka t-2 a jeho priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity za rok t-2 je viac ako 80 % vrátane, koncový odberateľ elektriny v roku t uhrádza prevádzkovateľovi distribučnej sústavy tarifu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny podľa písmen a) a b), ktorej tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny bez strát elektriny pri distribúcii a prenose elektriny je znížená o 10 %,

e)

priemerné celoročné využitie rezervovanej kapacity odberného miesta odberateľa elektriny za rok t-2 v percentách sa na účely písmena c) a d) vypočíta podľa vzorca

kde

1.

Ot-2 je skutočné odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste odberateľa elektriny z regionálnej distribučnej sústavy za rok t-2 v kWh,

2.

RKt-2 je aritmetický priemer z dvanásť mesačných hodnôt rezervovanej kapacity odberného miesta odberateľa elektriny za rok t-2 v kW.

(10)

Pri sadzbách uplatňovaných podľa odsekov 7 a 8 sa

a)

tarifa za prístup do distribučnej sústavy uplatňuje za rezervovanú kapacitu alebo odberné miesto a pri odberných miestach na úrovni nízkeho napätia vybavených určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže byť dohodnutá rezervovaná kapacita nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa,

b)

tarifa za distribúciu elektriny vrátane prenosu sa uplatňuje za nameraný odber elektriny z distribučnej sústavy určeným meradlom prevádzkovateľa distribučnej sústavy a pri sadzbách C13 a D10 je sadzba vo veľmi vysokom pásme minimálne o 30 % vyššia ako sadzba vo veľmi nízkom pásme.

(11)

Odberateľ elektriny, ktorý má na svojom odbernom mieste nainštalovaný inteligentný merací systém s meraním typu A môže najskôr od 1. januára 2024 požiadať o pridelenie sadzby C13 pri odberateľoch elektriny mimo domácnosti alebo D10 pri odberateľoch elektriny v domácnosti prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny. Odberatelia elektriny, ktorí na svojom odbernom mieste spĺňajú podmienky na pridelenie distribučnej sadzby C13 alebo D10 a požiadajú prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny o pridelenie tejto distribučnej sadzby najskôr od 1. januára 2024 budú mať pridelenú túto distribučnú sadzbu od 1. kalendárneho dňa mesiaca n+2, pričom mesiac n je mesiac, kedy bola žiadosť o pridelenie tejto sadzby doručená prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy od dodávateľa elektriny.

(12)

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovanej ceny a tarify spolu s vyhodnotením dopadov na odberateľa elektriny.

(13)

Na reguláciu 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.