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

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.

RABST,t-2 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách na rok t-2,

2b.

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

2c.

SOOPROt-2 je 12-násobok hodnoty mesačnej sadzby osobitného odvodu z podnikania v regulovaných odvetviach v roku t-2, ustanovenej podľa osobitného predpisu,24)

2d.

daň z príjmovt-2 je hodnota sadzby dane z príjmov právnických osôb v roku t-2,

3.

PPSodpisyt-2 je hodnota regulovaných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 v eurách, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

PPSodpisyt–2 = Ot–2 + POt–2 + FINVPt–2 – DVt–2,

kde

3a.

Ot-2 je schválená alebo určená hodnota odpisov regulovaného subjektu za regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v eurách na rok t-2,

3b.

POt-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti v roku t-3,

3c.

FINVPt-2 je faktor investícií v eurách na rok t-2,

3d.

DVt-2 sú skutočné výnosy v roku t-4 v eurách z uplatnenia úhrad nákladov užívateľov prenosovej sústavy za pripojenie do sústavy,

4.

INVAEG,t-2 je skutočná hodnota investičných výdavkov na regulovanú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy bez dispečerskej činnosti v roku t-2 v eurách, ktoré boli financované z výnosov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy, zo zdrojov Európskej únie alebo iných grantov a štátnych podpôr,

e)

RABST,t, je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t, ktorá je rovná hodnote majetku využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti a vypočíta sa

1.

pre rok t = 2025 podľa vzorca

RABST,t = RAB2023 – M2023,

kde

1a.

RAB2023 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy k 31. decembru 2023 využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

1b.

M2023 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB2023 v eurách, 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,

2.

pre rok t = 2026 podľa vzorca,

RABST,t = RAB2024 – M2024,

kde

2a.

RAB2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy k 31. decembru 2024 využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

2b.

M2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RAB2024 v eurách, 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,

3.

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

kde

3a.

RAB2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy k 31. decembru 2024, využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3b.

M2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABn v eurách, ktorá bola 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,

3c.

RABn je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy využívaného na regulovanú činnosť bez dispečerskej činnosti zaradeného do užívania v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3d.

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,

3e.

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,

f)

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

g)

FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t a vypočíta sa

FINVPt = SOt–1 – POt–2,

kde

1.

SOt-1 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku zaradeného do užívania na regulovanú činnosť v roku t-3 bez dispečerskej činnosti, určená na základe prílohy č. 1,

2.

POt-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na regulovanú činnosť v roku t-3 bez dispečerskej činnosti, určená na základe prílohy č. 1,

h)

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 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 na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

mstrt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

i)

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, 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 na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

nstrt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

4.

ntsst je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za systémové služby určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

j)

KCPt je faktor ITC a aukcií prenosovej kapacity v eurách, ktorý 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,

k)

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

l)

QPPt je plánované priemerné množstvo 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 na rok t,

m)

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

n)

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,

o)

SOGLt sú schválené náklady na projekty súvisiace s implementáciou povinností prevádzkovateľa prenosovej sústavy podľa osobitného predpisu26) na rok t v eurách,

p)

NOCACMt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese prideľovania prenosových kapacít podľa osobitného predpisu27) na rok t v eurách,

q)

NOSOGLt sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese riadenia prevádzky prenosovej sústavy na zabezpečenie spoľahlivosti a bezpečnosti dodávok elektriny podľa osobitného predpisu28) na rok t v eurách,

r)

EBGLt sú schválené náklady na zriadenie, zmenu a prevádzkovanie európskych platforiem podľa osobitného predpisu29) na rok t v eurách.

(2)

Súčet koeficientov nstrt a ntsst, ktoré sú ustanovené v odseku 1 písm. i) v treťom a štvrtom bode, 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 kumulatívne za všetky odberné miesta odberateľa elektriny 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 elektriny 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 rezervovanú kapacitu sa z celkových výnosov z platieb za rezervovanú kapacitu a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom do 0,7. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,3.

(6)

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf za rezervovanú kapacitu v MW a za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy. Navrhované tarify zohľadňujú 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, a to ak

a)

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)

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)

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.

§ 17

(1)

Užívateľom prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt, pričom 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)

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 EEX-PXE Slovakian Power Futures Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre rok t = 2025 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1 a pre rok t = 2026 a nasledujúce roky je toto obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1,

2.

kt je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 6 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na rok t,

3.

Ot sú určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy 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,

b)

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

c)

FPSt je faktor strát pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

FPSt = PSstratyt–2 × (QPLprenost–2 – QSKprenost–2) + PLEt–2 × (QSKt–2 – QPLt–2),

kde

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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,

5.

QSKt-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,

6.

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

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 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 na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

mstrt je koeficient zahrnutia ITC mechanizmu do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 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 a vypočíta sa podľa vzorca

STRVAt = VAplt–1 × nt × nstrt,

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 na rok t určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

nstrt je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny určený úradom do 31. decembra roku t-1 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

QPLt = VstEt × PPSTRt,

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 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 od poskytovateľov podporných služieb.

(2)

Pri určení maximálnych ekonomicky oprávnených nákladov na rok t podľa odseku 1 sa prihliada 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, alebo spôsob výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie disponibility jednotlivých druhov regulačných služieb,

b)

maximálny oprávnený ročný náklad na nákup nefrekvenčných podporných služieb alebo maximálna cena 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)

Cena za obstaranú regulačnú elektrinu v eurách na jednotku množstva elektriny sa do doby pripojenia prevádzkovateľa k európskym platformám na výmenu regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie podľa osobitného predpisu určuje na základe ponukových cien využitých elektroenergetických zariadení a odberných elektrických zariadení poskytovateľov regulačných služieb ako

a)

najvyššia ponúkaná cena regulačnej elektriny z elektroenergetického zariadenia alebo z odberného elektrického zariadenia poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny,

b)

najnižšia ponúkaná cena regulačnej elektriny z elektroenergetického zariadenia alebo z 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.

(5)

Po pripojení prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie podľa osobitého predpisu30) sa cena regulačnej elektriny pri štandardných produktoch určuje podľa pravidiel európskych platforiem na výmenu regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie. Pri úradom schválených osobitných produktoch sa cena regulačnej elektriny určuje podľa pravidiel schválených rozhodnutím úradu, v súlade s osobitným predpisom.31)

(6)

Do doby pripojenia prevádzkovateľa prenosovej sústavy k európskym platformám na výmenu regulačnej elektriny z rezerv na obnovenie frekvencie štandardných produktov pre regulačnú elektrinu,32) sa cena regulačnej elektriny pri osobitných produktoch určuje podľa odseku 4.

§ 19

(1)

Tarifa za systémové služby na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny.

(2)

Tarifa za systémové služby môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TSSi,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 systémové služby 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 systémové služby 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 systémové služby 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 priamo pripojených do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 6 800 hodín alebo vyššou a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania 0,025 alebo menšou; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny z prenosovej sústavy v roku t-2 a rezervovanej kapacity v roku t-2 určenej ako aritmetický priemer ročných hodnôt skutočného ročného maxima štvrťhodinového výkonu za roky t-4 až t-6, pričom 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.

(4)

Pre tarifu za systémové služby platí

∑ 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 na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy v i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QPKStssi,t je celkové plánované množstvo koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest koncových 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,

d)

NPSSt sú plánované maximálne oprávnené náklady na poskytovanie systémových služieb so zahrnutím primeraného zisku na rok t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 5,

(5)

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 predpisu,33)

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, ktorých hodnota

1.

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

2.

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

kde

2a.

PNDis,2024 sú schválené alebo určené prevádzkové náklady v eurách na rok 2024 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie poskytovania systémových služieb okrem odpisov,

2b.

JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1, 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 %, pričom 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 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 RABDis,2023 podľa písmena e) prvého bodu podbodu 1a.,

2.

pre rok t = 2026 zodpovedá výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy z majetku uvažovaného v RABDis,2024, 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.

ODis,2024 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 RABDis,2024, podľa písmena e) tretieho bodu podbodu 3a., určená na základe prílohy č. 1,

3b.

SODis,n 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 dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na základe prílohy č. 1,

3c.

VODis,n 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 dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na základe prílohy č. 1,

d)

PODis,t 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 dispečerskú činnosť v roku t-1, a určená na základe prílohy č. 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 a vypočíta sa

1.

pre rok t = 2025 podľa vzorca

RABDis,ST,t = RABDis,2023 – MDis,2023,

kde

1a.

RABDis,2023 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorá zodpovedá zostatkovej účtovnej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy k 31. decembru 2023, využívaného na dispečerskú činnosť, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

1b.

MDis,2023 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,2023 v eurách, 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,

2.

pre rok t = 2026 podľa vzorca

RABDis,ST,t = RABDis,2024 – MDis,2024,

kde

2a.

RABDis,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorá zodpovedá zostatkovej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy k 31. decembru 2024, využívaného na dispečerskú činnosť, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

2b.

MDis,2024 je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,2024 v eurách, 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,

3.

pre rok t = 2027 a nasledujúce roky podľa vzorca

kde

3a.

RABDis,2024 je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá zostatkovej hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy k 31. decembru 2024, využívaného na dispečerskú činnosť, určenej na základe znaleckého posudku vypracovaného znalcom zapísaným v zozname znalcov v odbore Ekonomika a riadenie podnikov v súlade s osobitným predpisom,25) vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3b.

MDis,2024 je schválená alebo určená hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,2024 v eurách, 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,

3c.

RABDis,n je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá hodnote majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy využívaného na dispečerskú činnosť zaradeného do užívania v roku n-2, vrátane pozemkov v pôvodných obstarávacích hodnotách bez vplyvu precenenia,

3d.

MDis,n je hodnota tej časti regulačnej bázy aktív RABDis,n v eurách, 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,

3e.

SODis,n je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku n-1 z majetku RABDis,n, zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku n-2, určená na základe prílohy č. 1,

f)

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

g)

FINVDis,t je faktor investícií súvisiacich s dispečerskou činnosťou na rok t v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

FINVDis,t = SODis,t–1 – PODis,t–2,

kde

1.

SODis,t-1 je schválená alebo určená hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, zodpovedajúca výške regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku zaradeného do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-3, určená na základe prílohy č. 1,

2.

PODis,t-2 je schválená alebo určená plánovaná hodnota odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách, ktorá zodpovedá výške plánovaných regulačných odpisov prevádzkovateľa prenosovej sústavy v roku t-2 z majetku s plánovaným zaradením do užívania na dispečerskú činnosť v roku t-3, určená na základe prílohy č. 1,

h)

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,

i)

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 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 úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

3.

ntsst je koeficient zahrnutia aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy do tarify za systémové služby určený úradom do 31. decembra roku t-1 v rozsahu 0 až 1,

j)

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

(6)

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

kde

a)

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

b)

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

c)

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,

d)

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

e)

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,

f)

SVTPStsst-2 sú 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, ktoré sa pre rok t = 2027 a nasledujúce roky rovnajú nule,

g)

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

h)

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,

i)

IGCCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu obstaranú v rámci systému IGCC a na regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu 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

kde

1.

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

5.

VREEPplt-1 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-1 v eurách,

6.

NREEPplt-1 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-1 v eurách,

7.

ut je koeficient zahrnutia IGCC do tarify za systémové služby určený úradom vo výške 0,8,

j)

KIGCCt je korekcia plánovaných a skutočných čistých výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu obstaranú v rámci systému IGCC a plánovaných a skutočných čistých výnosov a nákladov prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

1.

VIGCCskt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny 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,

2.

NIGCCskt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny 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,

3.

VREIGskt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2 v eurách,

4.

NREIGskt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2 v eurách,

5.

NREEPskt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách,

6.

VREEPskt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách,

7.

VIGCCplt-2 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny 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,

8.

NIGCCplt-2 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny 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,

9.

VREIGplt-2 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2 v eurách,

10.

NREIGplt-2 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme IGCC v roku t-2 v eurách,

11.

NREEPplt-2 sú očakávané náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách,

12.

VREEPplt-2 sú očakávané výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za regulačnú elektrinu z európskych platforiem na výmenu štandardných produktov pre regulačnú elektrinu v roku t-2 v eurách.

(7)

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt len za elektrinu odobratú z prenosovej sústavy.

(8)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt len za elektrinu odobratú z distribučnej sústavy.

(9)

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt len za všetku elektrinu odobratú zo sústavy.

(10)

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

(11)

Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje za

a)

vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej 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 zariadenia na uskladňovanie elektriny v zariadení 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.

(12)

Individuálna sadzba tarify za systémové služby na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny, v súlade s § 12 ods. 6 zákona o regulácii, sa uplatňuje vo výške TSS4,t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

TSS4,t = (1 – Kistsst) × TSS1,t,

kde

a)

TSS4,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby v skupine 4 odberných miest koncových odberateľov elektriny podľa odseku 3 písm. d) v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

Kistsst je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby v roku t najviac vo výške 0,90,

c)

TSS1,t je sadzba tarify za systémové služby uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby v skupine 1 odberných miest koncových odberateľov elektriny podľa odseku 3 písm. d) v eurách na jednotku množstva elektriny v roku 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 pre j-ty subjekt zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách NSSsz^j 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)

NSSsz^j sú schválené alebo určené náklady na systémové služby pre j-ty subjekt zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách

b)

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

c)

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

(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 v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t uplatnená na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest koncových odberateľov elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,

b)

QSKStsst je celkové skutočné množstvo koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny, na ktoré sa uplatňuje tarifa za systémové služby,

c)

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t podľa § 19 ods. 3.

§ 22

Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností

(1)

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 14 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 nevyhnutné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, sumu zmluvných technických maxím 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 distribúcie elektriny,

e)

podklady podľa prílohy č. 8, do 31. júla v každom roku regulačného obdobia,

f)

údaje o odberných miestach vo vzťahu k maximálnej rezervovanej kapacite podľa § 31 ods. 5, v rozsahu podľa tabuľky č. 2 v prílohe č. 9,

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 elektronickým podaním do elektronickej schránky. 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,

e)

C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

f)

C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne,

g)

C7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamo-výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

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,

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 sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

m)

C13 je sadzba pre odberné miesto len s batériovým úložiskom.

(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,

d)

D4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma,

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,

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,

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 sadzba pre odberné miesto len s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel.

(9)

Na napäťovej úrovni vysokého napätia a veľmi vysokého napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta minimálne do troch z nižšie uvedených sadzieb pre odberateľov elektriny, pričom

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)

X2-N je jednopásmová sadzba s tarifou za rezervovaný výkon a tarifou za spotrebu elektriny na napäťovej úrovni vysokého napätia pre odberné miesto len s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel.

(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 napäťovej 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 elektriny sa uplatňuje za nameraný odber elektriny z distribučnej sústavy určeným meradlom prevádzkovateľa distribučnej sústavy.

(11)

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

(12)

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.

(13)

Ak cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny alebo tarifa za straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t oproti roku t-1 spôsobí na napäťovej úrovni nízkeho napätia väčšiu zmenu, ako je násobok JPI-X, uplatní sa alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát elektriny pri prenose elektriny alebo alokácia ekonomicky oprávnených nákladov za straty elektriny pri distribúcii elektriny medzi napäťovými úrovňami takým spôsobom, aby bola percentuálna zmena ceny distribúcie a strát pri distribúcii elektriny na všetkých napäťových úrovniach rovnaká, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity určený podľa § 25 ods. 3 písm. a) tretieho bodu.

(14)

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny sa určuje maximálne vo výške 0,7. Medziročná zmena podielu výnosov z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny na rok t sa ustanovuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t-1.

§ 23

(1)

Na určenie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia sa použije osobitný predpis.34) Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt.

(2)

Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny v zmluve o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve. Hodnota rezervovanej kapacity v odbernom mieste nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste a nemôže byť nižšia ako minimálna rezervovaná kapacita. Minimálnou rezervovanou kapacitou je 50 % z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou rezervovanou kapacitou 5 % z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste počas trvania platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú je rezervovaná kapacita dohodnutá. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste a táto zmena má za následok, že dohodnutá hodnota rezervovanej kapacity v odbernom mieste je nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity, potom na základe zmeny dohodnutej hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste je nová hodnota rezervovanej kapacity rovnaká ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. To neplatí, ak odberateľ elektriny požiada prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zvýšenie dohodnutej rezervovanej kapacity v odbernom mieste. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity, odberateľ elektriny môže požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy o súčasné zvýšenie dohodnutej rezervovanej kapacity v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity v odbernom mieste; dohodnutý typ a dohodnuté trvanie platnosti rezervovanej kapacity v odbernom mieste týmto zvýšením dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity nie sú dotknuté.

(3)

Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu A alebo priebehovým meraním typu B trvajúci najmenej jeden mesiac a najviac sedem mesiacov v kalendárnom roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu elektriny tvorí najmenej 80 % z množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny rok. Pre sezónny odber elektriny je možné zmeniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Splnenie podmienok sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnocuje prevádzkovateľom distribučnej sústavy po ukončení kalendárneho roka a vyúčtovacia faktúra sa odberateľovi elektriny zasiela do konca februára nasledujúceho kalendárneho roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia sezónneho odberu elektriny, odberateľovi elektriny sa za obdobie mimo sezóny uplatní platba za rezervovanú kapacitu, a to uplatnením mesačnej rezervovanej kapacity s rezervovanou kapacitou 50 % z maximálnej rezervovanej kapacity alebo nameranej hodnoty maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 50 % z maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste a platba za prácu v sadzbe, na ktorú má užívateľ sústavy právo. Zistený rozdiel v platbe v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhrádza odberateľom elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.

(4)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste sa dohodne takto:

a)

mesačná na jeden kalendárny mesiac,

b)

trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace,

c)

dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov.

(5)

Ak odberateľ elektriny zvyšuje hodnotu rezervovanej kapacity v odbernom mieste bez zmeny typu rezervovanej kapacity, na dodržanie minimálneho času použitia daného typu rezervovanej kapacity podľa tohto odseku sa neprihliada. Zmena rezervovanej kapacity v odbernom mieste sa vykoná vždy k prvému dňu v mesiaci podľa platných pravidiel na zmenu rezervovanej kapacity príslušného prevádzkovateľa distribučnej sústavy. O zmenu rezervovanej kapacity v odbernom mieste môže odberateľ elektriny, ktorého odberné miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia, a ktorý má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny, požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z

a)

dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia dvanásťmesačnej kapacity,

b)

trojmesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov odo dňa uplatnenia trojmesačnej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka,

c)

mesačnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca odo dňa uplatnenia mesačnej rezervovanej kapacity; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka.

(6)

Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať o zmenu rezervovanej kapacity v odbernom mieste podľa odseku 5 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny v odbernom mieste sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

(7)

Hodnota a trvanie rezervovanej kapacity v odbernom mieste platí ďalej na príslušné nasledujúce obdobie, ak odberateľ elektriny nepožiada o ich zmenu. Mesačná rezervovaná kapacita platí ďalší mesiac, trojmesačná rezervovaná kapacita platí ďalšie tri mesiace, dvanásťmesačná platí ďalších 12 mesiacov. O zmenu rezervovanej kapacity v odbernom mieste na nasledujúce obdobie môže odberateľ elektriny požiadať dodávateľa elektriny alebo prevádzkovateľa distribučnej sústavy podľa zmluvy alebo najneskôr posledný pracovný deň posledného mesiaca obdobia, na ktoré je rezervovaná kapacita dohodnutá. Rezervovaná kapacita sa účtuje mesačne.

(8)

Rezervovaná kapacita v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou hlavného ističa pred elektromerom alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na hodnotu elektrického prúdu v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach; pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dohodnutá a môže byť nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa.

(9)

Odberateľ elektriny v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie alebo zvýšenie rezervovanej kapacity do maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej správy nevyžaduje. Podmienkou na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesto nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie revíznej správy o výmene ističa.

(10)

Pri zvýšení rezervovanej kapacity v odbernom mieste na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy.

(11)

Užívateľom regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za prístup do distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia do regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy za rezervovanú kapacitu, ak je

a)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste vyššia ako rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu v odbernom mieste podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na mesačnej báze a platbu za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na mesačnej báze,

b)

dohodnutá rezervovaná kapacita v odbernom mieste menšia ako rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste, užívateľom sa uhrádza platba za dohodnutú rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste určená podľa odseku 14 písm. a) alebo odseku 14 písm. b) prvého bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a platba za distribuovanú elektrinu v odbernom mieste na mesačnej báze.

(12)

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy v odbernom mieste a odovzdávacom mieste súčasne v jednom mieste pripojenia do regionálnej distribučnej sústavy 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 prevádzkovateľovi prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny, neuhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy platbu za prístup do distribučnej sústavy podľa odseku 11, ak predloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do piateho dňa nasledujúceho mesiaca. Ak toto potvrdenie prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy užívateľ regionálnej distribučnej sústavy v uvedenej lehote nepredloží, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa vyfakturuje užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy dohodnutá rezervovaná kapacita za príslušný mesiac.

(13)

Maximálna rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste je ustanovená v osobitnom predpise.35)

(14)

Rezervovaná kapacita v odovzdávacom mieste v distribučnej sústave sa užívateľmi sústavy neobjednáva a je 20 % z

a)

maximálnej rezervovanej kapacity dohodnutej v zmluve o pripojení elektroenergetického zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo

b)

hodnoty celkového inštalovaného výkonu elektroenergetického zariadenia, ak

1.

elektroenergetické zariadenie nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení elektroenergetického zariadenia do regionálnej distribučnej sústavy alebo

2.

elektroenergetické zariadenie pripojené do miestnej distribučnej sústavy pripojenej do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav.

(15)

Užívateľom regionálnej distribučnej sústavy v odovzdávacom mieste sa uhrádza platba za prístup do distribučnej sústavy prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste, určenej podľa odseku 14 písm. a) alebo odseku 14 písm. b) prvého bodu, vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre príslušného prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(16)

Ak je odberné miesto a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste pripojenia pripojené do miestnej distribučnej sústavy, prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej sústavy je odovzdávacie miesto užívateľa sústavy alebo odberné a odovzdávacie miesto užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste pripojenia pripojené, sa platba za prístup do distribučnej sústavy za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste alebo odbernom mieste užívateľa sústavy uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená alebo je odovzdávacie miesto užívateľa sústav pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav podľa odseku 11.

(17)

Ak užívateľ sústavy v odovzdávacom mieste alebo v odbernom mieste a odovzdávacom mieste užívateľa sústavy súčasne v jednom mieste pripojenia pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, alebo dodáva elektrinu do sústavy pri prevádzke dopravných prostriedkov elektrickej trakcie, alebo prevádzkuje prečerpávaciu vodnú elektráreň, alebo prevádzkuje certifikované zariadenie výlučne na poskytovanie podporných služieb prevádzkovateľovi prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku alebo odber regulačnej elektriny, a predloží prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb za predchádzajúci mesiac, najneskôr do piateho dňa nasledujúceho mesiaca, neuhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená alebo je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, platbu za prístup do distribučnej sústavy za rezervovanú kapacitu v odovzdávacom mieste alebo v odbernom a odovzdávacom mieste užívateľa sústavy v jednom mieste pripojenia určenú podľa odseku 16. Ak potvrdenie od prevádzkovateľa prenosovej sústavy o poskytnutí podporných služieb za predchádzajúci mesiac prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava pripojená, užívateľ regionálnej distribučnej sústavy nepredloží v uvedenej lehote, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa vyfakturuje dohodnutá rezervovanú kapacitu za príslušný mesiac prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy.

(18)

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenie na uskladňovanie elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, v lehote do 30 dní odo dňa doručenia žiadosti o pripojenie prevádzkovateľovi miestnej distribučnej sústavy sa o tom informuje prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy príslušným prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, pričom prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu v súlade s osobitným predpisom,36) ktorá je prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy písomne odsúhlasená.

(19)

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo iného užívateľa sústavy do regionálnej distribučnej sústavy v existujúcom odovzdávacom mieste alebo v odovzdávacom mieste sa tarifa za prístup do regionálnej distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu takto:

a)

prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza platba za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny v odovzdávacom mieste alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odbernom mieste podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia, v súlade s odsekom 11,

b)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza platba za rezervovanú kapacitu podľa odseku 11 v odovzdávacom mieste 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, ktorá má úradom vydané platné povolenie alebo splnené povinnosti vyplývajúce z osobitných predpisov, alebo platba za rezervovanú kapacitu odbernom mieste miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,

c)

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza platba za rezervovanú kapacitu podľa odseku 11 v odovzdávacom mieste zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny alebo prevádzkovateľ zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorý má úradom vydané platné povolenie alebo splnené povinnosti vyplývajúce z osobitných predpisov, alebo platba za rezervovanú kapacitu odbernom mieste miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

(20)

Užívateľovi regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, ktorý má na jednej z napäťových úrovní veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia jedného prevádzkovateľa distribučnej sústavy pripojených viac odberných miest s priebehovým meraním typu A alebo priebehovým meraním typu B, ich odber elektriny je prepojený vlastnou elektrickou sústavou a ktorými sú napájané dopravné prostriedky elektrickej trakcie, sa určí prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na základe žiadosti užívateľa distribučnej sústavy s uvedením EIC kódov odberných miest, rezervovaná kapacita na vyhodnotenie a určenie ceny za rezervovanú kapacitu pre každú napäťovú úroveň osobitne zo súčtov výkonov nameraných v odberných miestach v čase, keď je tento súčet v príslušnom mesiaci najvyšší. Prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste podľa tohto odseku o viac ako 10 % sa nefakturuje, ak o to vlastník odberného miesta požiada a súčasne preukáže v lehote do dvoch pracovných dní od posledného dňa kalendárneho mesiaca, v ktorom k prekročeniu došlo, že dôvodom prekročenia je existencia prekážky podľa § 374 Obchodného zákonníka.

(21)

Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 20 neobjednáva u prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 20 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 20 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 20 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.

§ 24

(1)

Odberné miesto podľa § 23 ods. 20 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradí len do jednej bilančnej skupiny.

(2)

Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa za odberné miesto, ktoré spĺňa podmienky podľa § 23 ods. 20, fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za odberné miesto, ktoré spĺňa podmienky podľa § 23 ods. 20, za príslušný kalendárny mesiac.

(3)

Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa § 23 ods. 20, pre každú napäťovú úroveň osobitne nedosiahne 50 % zo súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa fakturuje pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity vo výške 50 % zo súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.

(4)

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa § 23 ods. 20 aj odberné miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú napájané len dopravné prostriedky elektrickej trakcie, za tieto odberné miesta sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, rezervovaná kapacita vo výške 100 % z hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu podľa technických podmienok a obchodných podmienok prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(5)

Pri vykonávaní cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne

a)

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

b)

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

(6)

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, možno zahrnúť len primerané náklady, ktorých výška je ustanovená osobitným predpisom.19)

(7)

Ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa určujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením.

(8)

Za štandardné pripojenie odberateľa elektriny sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Pri pripojení odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenie, sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ elektriny si určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka.

(9)

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

(10)

Ak sa odber elektriny vykonáva cez štandardné napájacie vedenie, nie je možné súčasne vykonávať odber elektriny cez ďalšie napájacie vedenie.

(11)

Ak má odberateľ elektriny určenú rovnakú hodnotu rezervovanej kapacity a maximálnej rezervovanej kapacity na napäťovej úrovni nízkeho napätia v odbernom mieste, za prekročenie rezervovanej kapacity odberateľom elektriny sa uplatní len prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity.

(12)

Odberateľovi elektriny, ktorý neoprávnene využíva sadzbu za distribúciu elektriny, sa určí nová sadzba za distribúciu elektriny na základe histórie odberu elektriny v odbernom mieste a takto určená nová sadzba za distribúciu elektriny sa oznámi príslušnému dodávateľovi elektriny.

(13)

Ak prevádzkovateľ distribučnej sústavy nameria dodávku elektriny alebo odber jalovej elektriny a nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka, uplatnia sa tarify za dodávku alebo odber jalovej elektriny a tarify za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka; to neplatí pre zraniteľného odberateľa elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia. Nedodržanie účinníka cos fí za odber elektriny z distribučnej sústavy na odbernom mieste výrobcu elektriny pripojeného do distribučnej sústavy, ak výrobca elektriny odoberie na odbernom mieste za mesiac množstvo elektriny nižšie ako 5 % z hodnoty rezervovanej kapacity pre odber elektriny vynásobenej 720 hodinami, sa nevyhodnocuje.

(14)

Na napäťovej úrovni vysokého napätia sa cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre odberateľov elektriny s odberným miestom, na ktorom je pripojená výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel uplatňuje tarifa za rezervovanú kapacitu a tarifa za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, určená na základe § 22 ods. 9 písm. c), ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 15 je vyššia ako 0,3.

(15)

Miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta, na ktorom je pripojená výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel MVRK za predchádzajúci kalendárny rok sa vypočíta podľa vzorca

M V R K = Q R K × 365 × 24 ,

kde

a)

Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste v kWh, na ktorom je pripojená výlučne nabíjacia stanica elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,

b)