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

VYHLÁŠKA

Úradu pre reguláciu sieťových odvetví

z 12. júna 2024,

Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (ďalej len „úrad“) podľa § 40 ods. 1 písm. a) až i) a l) až n) zákona č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach v znení neskorších predpisov (ďalej len „zákon o regulácii“) a § 19 ods. 2 písm. c), d), i), j), l) a m) zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o zmene a doplnení niektorých zákonov (ďalej len „zákon o podpore“) ustanovuje:

§ 1

Základné pojmy

Na účely tejto vyhlášky sa rozumie

a)

regulačným obdobím 6. regulačné obdobie od 1. januára 2023,

b)

regulačným rokom kalendárny rok,

c)

rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,

d)

rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,

e)

rokom t-n n-tý rok predchádzajúci roku t,

f)

východiskovým rokom rok 2021,

g)

jednotkou množstva elektriny 1 MWh,

h)

ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,

i)

technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických častí zariadenia na výrobu elektriny nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriaci jeden technologický celok pozostávajúci najmä zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja energie, zariadenia na úpravu primárneho zdroja energie, zariadenia, v ktorom sa vykonáva premena formy primárnej energie na elektrinu, zariadenia vykonávajúceho kvalitatívnu úpravu elektriny, meracieho zariadenia, riadiaceho zariadenia, kontrolného zariadenia a zariadenia na ochranu životného prostredia,

j)

výstavbou zariadenia na výrobu elektriny výstavba nového zariadenia na výrobu elektriny na základe stavebného povolenia alebo ohlásenia stavebnému úradu o realizácii drobnej stavby alebo stavebných úprav,

k)

nadradenou sústavou prenosová sústava alebo regionálna distribučná sústava, do ktorej je pripojená miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, alebo miestna distribučná sústava, do ktorej je pripojená iná miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny,

l)

opravou odstránenie čiastočného fyzického opotrebovania alebo poškodenia na účely uvedenia do predchádzajúceho stavu alebo prevádzkyschopného stavu; uvedením do prevádzkyschopného stavu sa rozumie vykonanie opravy aj s použitím iných než pôvodných materiálov, náhradných dielov, súčastí alebo technológií, ak nedôjde k zmene technických parametrov alebo zvýšeniu výkonnosti majetku a ani k zmene účelu použitia,

m)

údržbou súhrn činností zabezpečujúcich technickú spôsobilosť a hospodárnosť prevádzky zariadenia, pri ktorých sa spomaľuje fyzické opotrebenie, predchádza sa jeho následkom a odstraňujú sa drobnejšie vady, spravidla bez demontáže dielov a bez výmeny súčiastok,

n)

modernizáciou rozšírenie vybavenosti alebo použiteľnosti hmotného majetku a nehmotného majetku o také súčasti, ktoré pôvodný majetok neobsahoval, pričom tvoria neoddeliteľnú súčasť majetku; za neoddeliteľnú súčasť tohto majetku sa považujú samostatné veci, ktoré sú určené na spoločné použitie s hlavnou vecou a spolu s ňou tvoria jeden majetkový celok,

o)

rekonštrukciou také zásahy do hmotného majetku, ktoré majú za následok zmenu jeho účelu použitia, kvalitatívnu zmenu jeho výkonnosti alebo technických parametrov; za zmenu technických parametrov nemožno považovať zámenu použitého materiálu pri dodržaní jeho porovnateľných vlastností,

p)

výlučným poskytovaním podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy

1.

poskytovanie disponibility podporných služieb,

2.

dodávka regulačnej elektriny,

3.

výroba elektriny počas certifikačných testov a skúšok alebo pred certifikačnými testami a skúškami v rámci procesu certifikácie zariadení na poskytovanie podporných služieb, pričom výroba elektriny podľa tohto bodu v zariadení na výroby elektriny počas technických skúšok zariadenia nepresiahne 3 % hodinového časového fondu príslušného mesiaca; tieto činnosti možno vzájomne kombinovať.

§ 2

Rozsah cenovej regulácie

(1)

Cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike sa vzťahuje na

a)

pripojenie do sústavy,

b)

prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

c)

prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,

d)

poskytovanie podporných služieb,

e)

poskytovanie systémových služieb,

f)

výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

g)

určenie tarify za prevádzkovanie systému.

(2)

Cenová regulácia v oblasti dodávky elektriny sa vzťahuje na

a)

dodávku elektriny zraniteľným odberateľom elektriny, ktorí uzatvorili zmluvu o združenej dodávke elektriny za cenu regulovanú úradom,

b)

dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie.

(3)

Cenová regulácia v oblasti podpory výroby elektriny sa vzťahuje na

a)

výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

b)

výkon činnosti výkupcu elektriny.

§ 3

Spôsoby vykonávania cenovej regulácie

(1)

Cenová regulácia podľa § 2 ods. 1 sa vykonáva

a)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,

b)

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

c)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,

d)

určením maximálnej ceny alebo spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,

e)

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

f)

určením spôsobu výpočtu pevnej ceny a tarify za prevádzkovanie systému a výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

g)

priamym určením tarify a určením spôsobu výpočtu tarify alebo rozdelením nákladov podľa osobitných predpisov.1)

(2)

Cenová regulácia podľa § 2 ods. 2 sa vykonáva určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny.

(3)

Cenová regulácia podľa § 2 ods. 3 sa vykonáva

a)

priamym určením pevnej ceny za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

b)

určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za výkon činnosti výkupcu elektriny,

c)

určením spôsobu výpočtu ceny elektriny na účel predĺženia podpory so zníženou cenou elektriny podľa § 3d zákona o podpore.

§ 4

Rozsah, štruktúra a výška ekonomicky oprávnených nákladov

(1)

Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú náklady preukázateľne a v nevyhnutnom rozsahu vynaložené na vykonávanie regulovanej činnosti, ktorými sú

a)

náklady na obstaranie regulačnej elektriny,2)

b)

náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny a distribúcii elektriny,

c)

náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky zraniteľným odberateľom pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom určené úradom,

d)

náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny odberateľom v režime dodávky poslednej inštancie vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky odberateľom elektriny pri dodávke elektriny dodávateľom poslednej inštancie určené úradom,

e)

výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické hmoty,

f)

osobné náklady,3)

g)

náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,4) pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu5) a pri skleníkových plynoch len náklady najviac do výšky 100 % na nákup emisných kvót nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti; pri skleníkových plynoch sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady na nákup emisných kvót vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO2, vynásobené cenou určenou ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX na jej webovom sídle, za produkt EU Emission Allowances – Spot Market v eur/t CO2 za obdobie šiestich kalendárnych mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo konanie o cenovej regulácii (ďalej len „cenové konanie“) podľa § 14 ods. 1 zákona o regulácii,

h)

odpisy majetku; pre rok t = 2025 pri hmotnom majetku rovnomerné odpisovanie hmotného majetku využívaného len na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku ročný odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny nehmotného majetku využívaného len na výkon regulovanej činnosti, a pre rok t = 2026 a nasledujúce roky rovnomerné odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti zohľadňujúce dobu technickej životnosti majetku podľa prílohy č. 1,

i)

časti splátok za finančný prenájom hmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti podľa zmlúv o finančnom prenájme najviac vo výške odpisov podľa písmena h) pre regulovanú činnosť podľa § 2 ods. 1,

j)

nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý sa využíva len na výkon regulovanej činnosti vo výške odpisov podľa písmena h),

k)

náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,6)

l)

úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky7) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť najviac do hodnoty úroku rovnajúceho sa aritmetickému priemeru hodnôt mesačných priemerov ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných 12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové konanie podľa § 14 ods. 1 zákona o regulácii, zverejnených na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti „Euribor rates“,

m)

úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa osobitného predpisu8) maximálne do výšky hodnoty úroku rovnajúceho sa hodnote ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných 12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové konanie podľa § 14 ods. 1 zákona o regulácii, zverejnených na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti „Euribor rates“.

(2)

Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú

a)

sankcie,

b)

náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,

c)

odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,9)

d)

odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie, ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,

e)

platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,

f)

príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie10) platené zamestnávateľom okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku 1 písm. g), príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca,

g)

odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú v § 76 a 76a Zákonníka práce,

h)

príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený v § 152 Zákonníka práce,

i)

cestovné náhrady nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,11)

j)

tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,12)

k)

náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,13)

l)

dobrovoľné poistenie osôb,

m)

manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie zásob,

n)

náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve, duplicitne účtované náklady,

o)

náklady na reprezentáciu a dary,

p)

odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,

q)

náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia nad rozsah podľa osobitných predpisov,14)

r)

príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,15)

s)

náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení a iných zariadení, ktoré nesúvisia s regulovanou činnosťou,

t)

náklady vynaložené na obstaranie materiálu, služieb na činnosti nesúvisiace s výkonom regulovanej činnosti,

u)

daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,

v)

štipendiá poskytnuté žiakom stredných škôl a študentom,

w)

odpis nedobytnej pohľadávky,

x)

tvorba rezerv nad rozsah podľa osobitného predpisu,16)

y)

rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,17)

z)

tvorba opravných položiek,

aa)

náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,

ab)

náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,

ac)

straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,

ad)

zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,

ae)

náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych a zábavných podujatí a iných činností,

af)

spotreba pohonných látok nad rozsah podľa osobitného predpisu,18)

ag)

náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe overovania primeranosti nákladov podľa § 31 ods. 3 písm. d) zákona o regulácii, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,19)

ah)

straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,

ai)

náklady na náhradu škody, ktorá vznikla v dôsledku protiprávneho konania regulovaného subjektu,

aj)

vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,20)

ak)

náklady na konzultácie, poradenstvo a štúdie,

al)

iné náklady, ktoré nie sú výslovne uvedené v odseku 1.

(3)

Na účely § 45 ods. 3 písm. c) ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú ani náklady na obstaranie alebo opravu oplotenia, prevádzkové náklady, náklady na úpravu areálu, náklady na zabezpečenie strážnej služby, náklady na obstaranie alebo opravu kamerového systému, náklady na obstaranie alebo opravu osvetlenia areálu, náklady na výmenu fotovoltických panelov iného druhu a inštalovaného výkonu, náklady na výmenu a úpravu nosných konštrukcií fotovoltických panelov a priehradného múru. Náklady na opravu spojené s odstraňovaním havarijných stavov vzťahujúcich sa na opravu priehradného múru a nosných konštrukcií fotovoltických panelov sú ekonomicky oprávnenými nákladmi, len ak by nevykonaním opravy bola ohrozená funkčnosť elektroenergetického zariadenia na výrobu elektriny.

(4)

Ak regulovaný subjekt vykonáva súčasne regulované činnosti aj neregulované činnosti alebo vykonáva súčasne viacero regulovaných činností, do ekonomicky oprávnených nákladov na regulovanú činnosť sa zahrnú len úradom schválené alebo určené preukázateľné náklady.

§ 5

Spôsob určenia miery výnosnosti regulačnej bázy aktív

(1)

Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív sa určuje na regulačné obdobie a zohľadňuje

a)

návratnosť prevádzkových aktív používaných výhradne na zabezpečenie regulovanej činnosti,

b)

rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobo spoľahlivej, bezpečnej a udržateľnej prevádzky aktív používaných pri výkone regulovanej činnosti.

(2)

Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie sa vyjadruje ako vážený priemer nákladov na kapitál WACC pred zdanením, určený v percentuálnej hodnote, matematicky zaokrúhlenej na dve desatinné miesta, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

a)

Ke sú náklady na vlastný kapitál v percentách určené podľa odseku 3,

b)

Kd sú náklady na cudzí kapitál v percentách, vo výške 2,77 %,

c)

E E + D je podiel vlastného majetku na celkovom majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie vo výške 40 %,

d)

D E + D je podiel cudzieho majetku na celkovom majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie vo výške 60 %,

e)

T je sadzba dane z príjmov právnických osôb v roku t v percentách.

(3)

Náklady na vlastný kapitál Ke sa vypočítajú podľa vzorca

K e = R f + β l e v e r e d × M R P ,

kde

a)

Rf je bezriziková výnosová miera, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške 1,11 %,

b)

βlevered je vážený beta koeficient vyjadrujúci systematické riziko, citlivosť konkrétneho odvetvia na zmenu trhu, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

βunlevered je nevážený beta koeficient bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov; pre regulačné obdobie sa ustanovuje vo výške 0,49,

2.

D/E je pomer cudzích zdrojov k vlastnému majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie vo výške 1,5,

c)

MRP je trhová riziková prirážka, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške 5,84 %.

(4)

Hodnota WACC na rok 2025 sa ustanovuje vo výške 5,39 % s platnosťou do konca regulačného obdobia. Ak sa určí nová hodnota WACC na rok t podľa odseku 5, hodnota WACC podľa prvej vety sa na rok t a zvyšok regulačného obdobia nepoužije.

(5)

Ak odchýlka medzi rokmi t-2 a t-1 v niektorom z parametrov vstupujúcich do výpočtu WACC, podrobne ustanovených v prílohe č. 2, v priebehu regulačného obdobia bude vyššia ako 20 %, určí sa nová hodnota WACC na rok t a na zvyšok regulačného obdobia, ktorá sa zverejňuje na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna roku t-1. Zmena vyjadrená ako hodnota pomeru medzi aktuálnou číselnou hodnotou WACC a novou číselnou hodnotou WACC nepresiahne 10 %, teda pomer nepresiahne hodnoty uzavretého matematického intervalu <0,9 – 1,1>.

§ 6

(1)

Peňažné hodnoty sa na výpočet ceny matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto alebo odovzdávacie miesto sa zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.

(2)

Ceny podľa tejto vyhlášky sa uvádzajú bez dane z pridanej hodnoty.

(3)

Pri zmene ceny sa ustanovenia o spôsobe výpočtu ceny a hodnoty vstupujúce do výpočtu cien použijú primerane podľa zodpovedajúceho roku regulačného obdobia, v ktorom nastala zmena ceny.

(4)

Ustanovenia o návrhu ceny a podklady k návrhu ceny sa vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

§ 7

Tarifa za prevádzkovanie systému

(1)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje v eurách na jednotku množstva elektriny na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny.

(2)

Tarifa za prevádzkovanie systému môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TPSi,t, ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny odberných miest koncových odberateľov elektriny, pričom pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do príslušnej skupiny sa vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy za rok t-1 na všetkých odberných miestach koncového odberateľa elektriny.

(3)

Skupiny odberných miest koncových odberateľov elektriny sú

a)

skupina 1, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok t-1 do 1 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených v skupine 4,

b)

skupina 2, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok t-1 nad 1 GWh do 100 GWh vrátane, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených v skupine 4,

c)

skupina 3, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok t-1 nad 100 GWh, okrem odberných miest koncových odberateľov elektriny zaradených v skupine 4,

d)

skupina 4, a to odberné miesta koncových odberateľov elektriny, ktorým bola pre rok t určená individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému podľa § 8.

(4)

Pre tarifu za prevádzkovanie systému platí

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

kde

a)

TPSi,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QPKStpsi,t je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

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

d)

NPSt sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

N P S t = N o z e k v t + P N O T t + N o k t e t + D N P S t + K V P T P S t ,

kde

1.

Nozekvt sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 5,

2.

PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,

3.

Noktet sú schválené alebo určené náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa § 13 ods. 1,

4.

DNPSt sú schválené dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 8,

5.

KVPTPSt je korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 9.

(5)

Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t sa vypočítajú podľa vzorca

Nozekvt = PNDt + PNPt + PNVEt – PFPt – PVzpt – PVzat + Kozekvt ,

kde

a)

PNDt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

PQDt^i je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,

2.

CEPSDt^i je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre i-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

3.

PCVEt je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

4.

n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

b)

PNPt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

PQPt^i je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť príplatok, vyrobenej v roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,

2.

CEPSPt^i je cena elektriny pre stanovenie príplatku pre i-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

3.

PCVEt je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

4.

n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

c)

PNVEt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

P N V E t = ∑ i = 1 n ( P Q E v t i × P U C V E t i ) ,

kde

1.

PQEvt^i je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vykúpenej i-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v jednotkách množstva elektriny v roku t,

2.

PUCVEt^i je plánovaná úhrada za činnosť i-tého výkupcu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

d)

PFPt je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t Ministerstvom hospodárstva Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t v eurách,

e)

PVzpt je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t v eurách,

f)

PVzat je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t v eurách,

g)

Kozekvt je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 4.

(6)

Na účely cenovej regulácie do 30. apríla roku t sa predkladajú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 odobratej koncovým odberateľom elektriny, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.

(7)

Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t Kozekvt sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

SNozekvt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách, ktoré sa pre výpočet Kozekvt sa vypočítajú podľa vzorca

SNozekvt–2 = SNDt–2 + SNPt–2 + SNVEt–2 – SFPt–2 – SVzpt–2 – SVzat–2,

kde

1.

SNDt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách,

2.

SNPt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách,

3.

SNVEt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,

4.

SFPt-2 je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-2 v eurách,

5.

SVzpt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa SVzpt-2 rovná nule,

6.

SVzat-2 sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa SVzat-2 rovná nule,

b)

PNozekvt-2 sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PNozekvt–2 = PNDt–2 + PNPt–2 + PNVEt–2 – PFPt–2 – PVzpt–2 – PVzat–2,

kde

1.

PNDt-2 sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,

2.

PNPt-2 sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,

3.

PNVEt-2 sú určené alebo schválené plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-2 v eurách,

4.

PFPt-2 je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-2 v eurách,

5.

PVzpt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzpt-2 rovná nule,

6.

PVzat-2 sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzat-2 rovná nule,

c)

PVozekvt-2 sú určené alebo schválené plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PVozekvt–2 = Nozekvt–2,

kde

Nozekvt-2 sú celkové určené alebo schválené plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-2,

d)

SVozekvt-2 sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

Nozekvt-2 sú celkové určené alebo schválené plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-2,

2.

QSKStpst-2 je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému,

3.

QPKStpst-2 je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému,

e)

ONozekvt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

ONozekvt–1 = ONDt–1 + ONPt–1 + ONVEt–1 – OFPt–1 – OVzpt–1 – OVzat–1,

kde

1.

ONDt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách,

2.

ONPt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách,

3.

ONVEt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,

4.

OFPt-1 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,

5.

OVzpt-1 sú očakávané výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa OVzpt-1 rovná nule,

6.

OVzat-1 sú očakávané výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa OVzat-1 rovná nule,

f)

PNozekvt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PNozekvt–1 = PNDt–1 + PNPt–1 + PNVEt–1 – PFPt–1 – PVzpt–1 – PVzat–1,

kde

1.

PNDt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách,

2.

PNPt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách,

3.

PNVEt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,

4.

PFPt-1 je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,

5.

PVzpt-1 sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzpt-1 rovná nule,

6.

PVzat-1 sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-1 v eurách; pre výpočet Kozekvt pre roky 2025 a 2026 sa PVzat-1 rovná nule,

g)

PVozekvt-1 sú plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PVozekvt–1 = Nozekvt–1 – KOKTEt–1,

kde

1.

Nozekvt-1 sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,

2.

KOKTEt-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,

h)

OVozekvt-1 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

1.

Nozekvt-1 sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,

2.

KOKTEt-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,

3.

QOKStpst-1 je celková očakávaná skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

4.

QPKStpst-1 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(8)

Dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t DNPSt sa vypočítajú podľa vzorca

D N P S t = P F N t + K D N P S t ^,

kde

a)

PFNt sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,

b)

KDNPSt je korekcia dodatočných nákladov na prevádzkovanie systému na rok t v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

SFNt-2 sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

2.

PFNt-2 sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

3.

DNPSt-2 sú dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t-2,

4.

QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

5.

QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(9)

Korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t KVPTPSt sa vypočíta podľa vzorca

KVPTPSt = OVPTPSt–2 – SVPTPSt–2 + PVPTPSt–1 – OVPTPSt–1,

kde

a)

OVPTPSt-2 je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

OVPTPSt–2 = OVTPSt–2 – ONPSt–2,

kde

1.

OVTPSt-2 sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

2.

ONPSt-2 sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

b)

SVPTPSt-2 je skutočný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

SVPTPSt–2 = SVTPSt–2 – SNPSt–2,

kde

1.

SVTPSt-2 sú skutočné výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

2.

SNPSt-2 sú skutočné náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,

c)

PVPTPSt-1 je plánovaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

PVPTPSt–1 = PVTPSt–1 – PNPSt–1,

kde

1.

PVTPSt-1 sú plánované výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

2.

PNPSt-1 sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

d)

OVPTPSt-1 je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

OVPTPSt–1 = OVTPSt–1 – ONPSt–1,

kde

1.

OVTPSt-1 sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,

2.

ONPSt-1 sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách.

(10)

Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za

a)

vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy,

b)

ostatnú vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nebola odobratá zo sústavy,

c)

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

d)

straty elektriny v sústave,

e)

vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,

f)

elektrinu exportovanú zo sústavy v rámci prevádzky medzinárodne prepojených sústav,

g)

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

h)

vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny v zariadení na výrobu elektriny alebo prevádzkovateľa zariadení na uskladňovanie elektriny v zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike,

i)

spotrebu elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny, ktoré nie je pripojené do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy,

j)

elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na výrobu tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, podľa § 3 ods. 16 zákona o podpore,

k)

elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja, podľa § 4b ods. 19 zákona o podpore.

(11)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy.

(12)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú z distribučnej sústavy.

(13)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému len za elektrinu odobratú zo sústavy.

(14)

Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa tarifa za prevádzkovanie systému neuplatňuje.

§ 8

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému

(1)

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny sa uplatňuje vo výške TPS4,t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

TPS4,t = (1 – Kistpst) × TPS1,t,

kde

a)

Kistpst je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t najviac vo výške 0,90,

b)

TPS1,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy skupiny 1 koncových odberateľov elektriny, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t.

(2)

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 1 sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému koncového odberateľa elektriny, ktorý predloží úradu správu podľa § 12 ods. 8 zákona o regulácii a preukáže, že najmenej 80 % jeho koncovej spotreby elektriny zodpovedá niektorému z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností21) uvedených v zozname podľa prílohy č. 3 a zároveň jeho elektroenergetická náročnosť podľa odseku 3 sa rovná alebo je väčšia ako elektroenergetická náročnosť podľa odseku 7.

(3)

Elektroenergetická náročnosť podniku v percentách sa vypočíta podľa vzorca

E E N = E × C H P H × 100 ,

kde

a)

E je spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorá sa určí podľa odseku 4,

b)

C je cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa určí podľa odseku 5,

c)

HPH je hrubá pridaná hodnota podniku v eurách, ktorá sa určí ako aritmetický priemer hodnôt hrubej pridanej hodnoty podniku za posledné tri kalendárne roky vypočítaných podľa odseku 6.

(4)

Spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny E v jednotkách množstva elektriny sa určuje ako aritmetický priemer hodnôt koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa elektriny za posledné tri kalendárne roky.

(5)

Cena elektriny C v eurách na jednotkách množstva elektriny sa určuje ako aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Štatistickým úradom Európskej únie (ďalej len „Eurostat“) pre Slovenskú republiku.

(6)

Hrubá pridaná hodnota podniku v kalendárnom roku HPH sa vypočíta podľa vzorca

HPH = TVVT + AHNIM + OPV + ZSZ – NTS – CDV,

kde

a)

TVVT sú tržby za vlastné výkony a tovar v eurách za kalendárny rok,

b)

AHNIM je aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku v eurách za kalendárny rok,

c)

OPV sú ostatné prevádzkové výnosy bez výnosov z odpísaných pohľadávok, výnosov z predaja pohľadávok, výnosov z postúpených pohľadávok a výnosov z faktoringu v eurách za kalendárny rok,

d)

ZSZ je zmena stavu zásob v eurách za kalendárny rok,

e)

NTS sú náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb bez nákladov na personálny lízing a nákladov na operatívny lízing v eurách za kalendárny rok,

f)

CDV sú clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné v eurách za kalendárny rok.

(7)

Minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému EENpt v percentách, ktorá sa pre rok 2020 určuje vo výške 100 % a pre nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

EENpt = EENpt–1 × kzcet,

kde

a)

EENpt-1 je minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v percentách,

b)

kzcet je koeficient zmeny cien elektriny pre rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

CEeurostat,t-2 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,

2.

CEeurostat,t-3 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-3 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku.

(8)

Na výpočty podľa odsekov 2 až 6 sa použijú aritmetické priemery údajov koncového odberateľa elektriny za obdobie posledných troch kalendárnych rokov v štruktúre podľa prílohy č. 4. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako tri kalendárne roky, použijú sa aritmetické priemery údajov za dva kalendárne roky, za ktoré sú údaje k dispozícii. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako dva kalendárne roky, použijú sa údaje za kalendárny rok, za ktorý sú údaje k dispozícii.

(9)

Správa, ktorú vypracúva koncový odberateľ elektriny na účely priznania individuálnej tarify za prevádzkovanie systému obsahuje

a)

pri právnickej osobe obchodné meno, sídlo a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené, a pri fyzickej osobe – podnikateľovi meno a priezvisko, miesto podnikania a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené,

b)

potvrdenie alebo vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny koncového odberateľa elektriny v jednotkách množstva elektriny, pričom ak koncový odberateľ elektriny

1.

je subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vyhotovené organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,

2.

nie je subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vystavené dodávateľom elektriny, ktorý za odberné miesta koncového odberateľa elektriny prevzal zodpovednosť za odchýlku,

3.

je výrobcom elektriny a vyrobenú elektrinu spotrebúva pre vlastnú spotrebu, vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny vypracované koncovým spotrebiteľom,

4.

spĺňa viacero kritérií uvedených v prvom až treťom bode a na preukázanie splnenia podmienky podľa § 12 ods. 7 písm. a) zákona o regulácii nepostačuje jedno potvrdenie alebo vyhlásenie, súčasťou správy sú aj príslušné potvrdenia alebo vyhlásenia podľa prvého až tretieho bodu,

c)

elektroenergetickú náročnosť podniku v percentách vypočítanú podľa odseku 3,

d)

údaje nevyhnutné na výpočet elektroenergetickej náročnosti podniku podľa prílohy č. 4 tabuľky č. 3, a to

1.

hrubú pridanú hodnotu podniku,

2.

aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,

3.

koncovú spotrebu elektriny podniku v jednotkách množstva elektriny,

e)

údaje nevyhnutné na výpočet hrubej pridanej hodnoty podniku vypočítanej podľa odseku 6 a prílohy č. 4 tabuľky č. 1, a to

1.

tržby za vlastné výkony a tovar v eurách,

2.

aktiváciu hmotného investičného majetku a nehmotného investičného majetku v eurách,

3.

ostatné prevádzkové výnosy v eurách,

4.

výnosy z odpísaných pohľadávok, výnosy z predaja pohľadávok, výnosy z postúpených pohľadávok, výnosy z faktoringu a ďalšie výnosy súvisiace s postúpením pohľadávok v eurách,

5.

zmenu stavu zásob v eurách,

6.

náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb, vrátane nákladov na personálny lízing a operatívny lízing v eurách,

7.

náklady na personálny lízing v eurách,

8.

náklady na operatívny lízing v eurách,

9.

clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné v eurách,

10.

hrubú pridanú hodnotu podniku v eurách,

f)

ostatné údaje na posúdenie nároku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému podľa prílohy č. 4 tabuľky č. 2, a to

1.

koncovú spotrebu elektriny zodpovedajúcu jednotlivým kódom činnosti podniku podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v prílohe č. 3 v jednotkách množstva elektriny,

2.

podiel súčtu koncovej spotreby elektriny podniku podľa prvého bodu a koncovej spotreby elektriny podniku podľa písmena d) tretieho bodu v percentách,

g)

potvrdenie preukazujúce správnosť výpočtu podľa písmena f) druhého bodu vyhotovené znalcom v odbore Elektrotechnika – Elektroenergetické stroje a zariadenia alebo Energetika – Regulácia a riadenie sieťových odvetví.

§ 9

(1)

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

§ 10

Cenová regulácia výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a spôsob úhrady osobitných nákladov

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 11 až 14 sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.

(2)

Súčasťou návrhu ceny sú

a)

návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa uplatňujú pre účastníka trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

b)

údaje nevyhnutné na preverenie taríf za rok t-2 v členení za

1.

zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,

2.

organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,

3.

ostatné činnosti vykonávané organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,

c)

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

d)

výpočty a údaje podľa § 11 až 13 týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

e)

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

f)

podklady podľa prílohy č. 5 predkladané v termínoch v nej uvedených,

g)

ďalšie podklady nevyhnutné 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.22) Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 5 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.

§ 11

(1)

Pre subjekt zúčtovania sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde najväčší výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PPOt = PNZOt + POZOt + ZIt × WACC × kZIt + INVZOt – KZOt,

kde

a)

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

b)

POZOt sú schválené alebo určené plánované odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

c)

ZIt je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,

d)

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

e)

kZIt je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,

f)

INVZOt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

INVZOt = SOzot–2 – POzot–2,

kde

1.

SOzot-2 sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív v eurách nevyhnutne využívaných na zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t-2,

2.

POzot-2 sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty regulačnej bázy aktív v eurách nevyhnutne využívaných na zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t-2,

g)

KZOt je faktor vyrovnania v eurách na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

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

2.

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

3.

SQt-2^PZ je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, a zároveň majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

4.

Qt-2^SZ je plánovaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si mali zvoliť režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré mali mať uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

5.

Qt-2^PZ je plánovaný počet subjektov v roku t-2, ktoré mali poskytovať podporné služby, a zároveň mali mať prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

6.

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

7.

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

8.

SQt-2^RE je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré poskytovali podporné služby, a zároveň mali prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

9.

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

10.

Qt-2^RE je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektami, ktoré mali poskytovať podporné služby, a zároveň mali prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.

(2)

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

P Z O t = 0,5 × P P Z O t Q t S Z + Q t P Z ,

kde

a)

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

b)

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

c)

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

(3)

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

T Z O t = 0,5 × P P Z O t Q t D D + Q t R E ,

kde

a)

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

b)

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

c)

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

(4)

Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, a zároveň 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 roku t v eurách.

(5)

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

(6)

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

§ 12

(1)

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

VOTEt = PNOTEt + POOTEt + ZIt × WACC × kZIt + INVOTEt – KOTEt,

kde

a)

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

b)

POOTEt sú schválené alebo určené plánované odpisy na rok t v eurách súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

c)

ZIt je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,

d)

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

e)

kZIt je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,

f)

INVOTEt je faktor investícií v roku t v eurách, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

INVOTEt = SOotet–2 – POotet–2,

kde

1.

SOotet-2 sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

2.

POotet-2 sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

g)

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

(2)

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

kde

a)

VOTEt je schválený alebo určený maximálny výnos v eurách na rok t, určený podľa odseku 1,

b)

Tarifa za prevádzkovanie systému a alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou TPS^otet v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

T P S t o t e = P N O T t Q P K S t p s t ,

kde

1.

PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t v eurách,

2.

QPKStpst je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

c)

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

d)

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

e)

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

(3)

Faktor vyrovnania KOTEt v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

a)

SQt-2^ote je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

b)

Qt-2^ote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

c)

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

d)

SQOTEt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej a predanej na krátkodobom trhu s elektrinou,

e)

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

f)

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

g)

SVTPSt-2^ote sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

h)

PVTPSt-2^ote sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách.

§ 13

(1)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t Noktet sa vypočítajú podľa vzorca

Noktet = PNt + POt + ZIt × WACC × kZIt + INVostt – KOTt,

kde

a)

PNt sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu elektriny, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,

b)

POt sú schválené alebo určené plánované odpisy na rok t v eurách súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu elektriny, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

c)

ZIt je hodnota základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou k dátumu podania cenového návrhu v eurách, ktorá sa zohľadní pre rok t,

d)

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

e)

kZIt je koeficient zahrnutia hodnoty základného imania organizátora krátkodobého trhu s elektrinou určený úradom vo výške 0 až 1 pre rok t,

f)

INVostt je faktor investícií na rok t v eurách; ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

INVostt = SOt–2 – POt–2,

kde

1.

SOt-2 sú skutočné odpisy v eurách z investícií zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,

2.

POt-2 sú schválené alebo určené plánované odpisy z investícií, plánovaných zaradiť do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,

g)

KOTt je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou zo správy, zberu a sprístupňovania nameraných údajov, z centrálnej fakturácie taríf, z organizovania a zúčtovania podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z evidencie, prevodov a organizovania trhu so zárukami pôvodu elektriny, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 3.

(2)

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t NOKTEt sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému. Alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

T P S t o s t = N O K T E t Q P K S t p s t ,

kde

a)

NOKTEt sú celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,

b)

QPKStpst je celkové množstvo plánovanej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v jednotke množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.

(3)

Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca

KOTt = (SVzpt–2 – PVzpt–2) + (SVzat–2 – PVzat–2) + (SVTPSostt–2 – PVTPSostt–2),

kde

a)

SVzpt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa SVzpt-2 rovná nule,

b)

PVzpt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu elektriny a za prevody záruk pôvodu elektriny v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa PVzpt-2 rovná nule,

c)

SVzat-2 sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa SVzat-2 rovná nule,

d)

PVzat-2 sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu elektriny vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách; pre výpočet KOTt pre roky 2027 a nasledujúce roky sa PVzat-2 rovná nule,

e)

SVTPSostt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,

f)

PVTPSostt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách.

§ 14

Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému

Platba na pokrytie nákladov na prevádzkovanie systému pre j-tý subjekt zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách NPSsz^j sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtuje subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca, a vypočíta sa podľa vzorca

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

kde

a)

TPSi,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny,

b)

QSKStpsszi^j je celkové množstvo skutočnej koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy j-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny, na ktoré sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

§ 15

Cenová regulácia prístupu do prenosovej sústavy, prenosu elektriny, systémových služieb a podporných služieb a spôsob a podmienky uplatnenia cien

(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 nevyhnutné 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)

ďalšie podklady nevyhnutné 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. Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 6 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora, do 31. júla v každom roku regulačného obdobia.

(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. dňa každého mesiaca skutočné množstvo za predchádzajúci mesiac 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 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.

(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 užívateľa prenosovej sústavy, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň alebo prevádzkuje certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny.

(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 určujú 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.23)

(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 užívateľa prenosovej sústavy, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň alebo prevádzkuje certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku a odber regulačnej elektriny.

(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 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, ktorých hodnota

1.

pre rok t = 2025 zodpovedá hodnote schválených alebo určených prevádzkových nákladov v eurách na rok 2024 súvisiacich s regulovanou činnosťou okrem odpisov, nákladov a odpisov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,

2.

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

kde

2a.

PN2024 sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok 2024 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov, nákladov a odpisov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,

2b.

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, uvedených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky – http://datacube.statistics.sk v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných štatistík“ v časti „Indexy spotrebiteľských cien (inflácia)“ v časti „Jadrová a čistá inflácia“ v priečinku „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách – mesačne [sp0008ms]“,

2c.

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,0 % a, pričom 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 prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t, ktorá

1.

pre rok t = 2025 zodpovedá výške účtovných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku 2023 z majetku uvažovaného v RAB2023, podľa písmena e) prvého bodu podbodu 1a.,

2.

pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy z majetku uvažovaného v RAB2024, podľa písmena e) druhého bodu podbodu 2a., určená na základe prílohy č. 1,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca

kde

3a.

O2024 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku 2024 z majetku uvažovaného v RAB2024, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe prílohy č. 1,

3b.

SOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej činnosti, určená na základe prílohy č. 1,

3c.

VOn je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-2 z majetku vyradeného z užívania na regulovanú činnosť v roku n-2 bez dispečerskej činnosti, určená na základe prílohy č. 1,

c)

POt je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku t-1 bez dispečerskej činnosti, určená na základe prílohy č. 1,

d)

KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou, ktorý sa určuje v intervale od 0,80 do 1,00 a vypočíta sa podľa vzorca

kde

ak je výsledok podielu

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak KDZ = 1,00,

menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak KDZ = 0,97,

menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak KDZ = 0,94,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak KDZ = 0,91,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak KDZ = 0,88,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak KDZ = 0,85,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak KDZ = 0,82,

menší ako 0,1, tak KDZ = 0,80,

kde

1.

INVt-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy bez dispečerskej činnosti v roku t-2 v eurách,

2.

PPSziskt-2 je regulovaný zisk prevádzkovateľa prenosovej sústavy po zdanení v roku t-2 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

PPSziskt–2 = (RABST,t–2 × WACCt–2) × (t – SOOPROt–2) × (1 – daň z príjmovt–2),

kde

2a.