Úradné zdrojeslov-lex.sk · EUR-Lex
Europaius
Slovenčina
ČeštinaDeutschFrançaisEspañolPolskiItalianoNederlandsÖsterreichBelgiquePortuguêsSvenskaDanskSuomiIrelandMagyarEestiLietuviųLatviešuSlovenščinaHrvatskiΚύπροςMaltiRomânăΕλληνικάLuxembourgБългарски
Slovenčina

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

lov-lex Táto stránka je zabezpečená Buďte pozorní a vždy sa uistite, že zdieľate informácie iba cez zabezpečenú webovú stránku verejnej správy SR. Zabezpečená stránka vždy začína https:// pred názvom

§ 8

až 10 týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

  1. d)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane, 2. nedoplatky poistného na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  2. e)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)Podklady podľa odseku 2 písm.
  1. a)a
  2. c)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených dokladov podľa osobitného predpisu.27)
(6)Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov použitého na výrobu tepla a elektriny.
(7)Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije iba jeden zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa § 9 a 10.
(8)S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá
  1. a)osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,28)
  2. b)právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti uskutočneniu drobnej stavby nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou stavbou,
  3. c)doklad o vykonaní funkčnej skúšky29) alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu30) zariadenia výrobcu elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od sústavy Slovenskej republiky, vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,31) a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,32)
  4. d)jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,33)
  5. e)kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy,
  6. f)list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy spojenej so zemou pevným základom evidovanej v katastri nehnuteľností,34) na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,
  7. g)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane, 2. nedoplatky poistného na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  8. h)zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora, na meranie vlastnej spotreby, na meranie ostatnej vlastnej spotreby, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla, o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom úradného overenia.
(9)S návrhom ceny pre existujúce zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované
  1. a)daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane,
  2. b)nedoplatky poistného na zdravotné poistenie,
  3. c)nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie.
(10)Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny, a to
  1. a)údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky a podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1 1. o celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby, 2. o množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny,35) 3. o množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,36) 4. o množstve vyrobenej elektriny dodanej prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je zariadenie výrobcu elektriny pripojené, za cenu elektriny na straty,37)
  2. b)údaje o 1. spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny a meraní vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, 2. plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu, 3. podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny a informáciu o poskytnutí podpory použitej na realizáciu opatrení pre zabezpečenie plnenia emisných limitov zariadenia na výrobu elektriny, 4. hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú časť stavby zariadenia na výrobu elektriny, 5. percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu38) pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zoznamu odberateľov tepla s množstvom dodaného tepla, kópií faktúr za dodané teplo alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet prevádzkových hodín za rok a pre nových výrobcov elektriny percentuálne posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu39) na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložené znaleckým posudkom,
  3. c)údaje o 1. výhrevnosti40) a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny a údaje o kvalite paliva podľa osobitného predpisu,41) 2. množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce, 3. výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu.42)
(11)S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj tieto doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny:
  1. a)projekt a zmluva o dielo,
  2. b)popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
  3. c)faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
  4. d)celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
  5. e)znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie,43) v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu alebo modernizáciu.
(12)Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie sa určí na rok t podľa § 9 a 10 okrem zariadenia výrobcu elektriny využívajúceho ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane a znižuje sa podľa osobitného predpisu.44)
(13)Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, ktoré využíva ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, sa určí na rok t podľa § 9 a 10 a zníži sa v závislosti od rozsahu investičných nákladov na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v porovnaní s referenčnými investičnými nákladmi na obstaranie novej porovnateľnej celej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny zverejnených úradom podľa odseku 16 na rok t takto:
  1. a)rozsah investičných nákladov do 20 % vrátane, o 100 %,
  2. b)rozsah investičných nákladov od 20 % do 40 % vrátane, o 35 %,
  3. c)rozsah investičných nákladov od 40 % do 50 % vrátane, o 30 %,
  4. d)rozsah investičných nákladov od 50 % do 70 % vrátane, o 20 %,
  5. e)rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %,
  6. f)rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %,
  7. g)rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.
(14)Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, cena elektriny sa zníži podľa osobitného predpisu.45)
(15)Cena elektriny sa určí pre obvyklú mieru návratnosti investície 12 rokov a príslušnú technológiu obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby, pričom pri jej určení sa zohľadňuje
  1. a)priemerný inštalovaný výkon technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,
  2. b)množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,
  3. c)investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,
  4. d)predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru 10 rokov,
  5. e)primeraný zisk,
  6. f)rovnomerné odpisy,
  7. g)osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.
(16)Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií výroby elektriny podľa osobitného predpisu46) a spôsob výpočtu príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roka.
(17)Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu47) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie48) s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom na príplatok podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,49) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.
(18)Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu47) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 s výnimkou výrobcov elektriny, s nárokom na príplatok podľa § 8 ods. 1 písm. b), ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak doterajší výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.
(19)Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov sa uplatní na množstvo elektriny určené podľa odseku 5 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou. Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.
(20)Ak dôjde k zmene výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny, s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o prevode zariadenia výrobcu elektriny z doterajšieho výrobcu elektriny na nového výrobcu elektriny, ktorým je najmä kúpna zmluva alebo nájomná zmluva. § 8 Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t pre výrobcu elektriny, ktorý má na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku
(1)Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSDi,jt sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca je menej ako nula, potom CEPSDti,j = CEPSDZi,j kde
  1. a)CEPSDi,jZ je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok Z predchádzajúci roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,
  2. b)Pznit je príplatok50) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaný v hodnote podľa tabuľky č. 1; Pznit sa vypočíta podľa odseku 3,
  3. c)rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie. Tabuľka č. 1 Technológia výroby elektriny Primárne palivo Príplatok Pznit v eur/MWh 2012 2013 2014 z obnoviteľných zdrojov energie Biomasa Biokvapalina – rastlinný olej 17,75 bioplyn biometán vysoko účinnou kombinovanou výrobou zemný plyn 3,77 vykurovací olej 4,64 4,28 hnedé uhlie 0,67 čierne uhlie energeticky využiteľné plyny vznikajúce pri hutníckej výrobe ocele
(2)Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku CEPSDi,jZ a ak si uplatňuje na rok t cenu elektriny pre stanovenie doplatku na základe rekonštrukcie alebo modernizácie, táto cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí podľa § 7 ods. 12 alebo 13.
(3)Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny s primárnymi palivami podľa tabuľky č. 1 zohľadňujúci vývoj ceny primárneho paliva i-tej technológie na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vývoj ceny primárneho paliva z neobnoviteľného zdroja energie i-tej technológie na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca Pznit = NCPPit-1 x QPPi1MWh, t-1 - NCPPit-2 x QPPi1MWh, t-2, kde kde
  1. a)NCPPit-1 je úradom určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-1,
  2. b)QPPi1 MWh,t-1 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-1,
  3. c)VPPit-1 je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-1,
  4. d)NCPPit-2 je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-2,
  5. e)QPPi1 MWh,t-2 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-2,
  6. f)VPPit-2 je úradom určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.
(4)Pznit sa uplatní na jeden rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh,t-2 určených podľa odseku
  1. § 9 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované pred
  2. januárom 2013, uvedené do prevádzky pred
  3. januárom 2013 alebo uvedené do prevádzky od
  4. januára 2013 do
  5. decembra 2013
(1)Cena elektriny pre stanovenie doplatku sa pre zariadenia výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované pred
  1. januárom 2013 alebo uvedené do prevádzky pred
  2. januárom 2013 a ktoré nemá ešte schválenú cenu cenovým rozhodnutím úradu určuje ako súčin ceny elektriny rovnocennej technológie zariadenia výrobcu elektriny podľa odsekov 2 a 3 a koeficientu podľa tabuľky Rok uvedenia do prevádzky alebo rok ukončenia rekonštrukcie alebo modernizácie zariadenia výrobcu elektriny 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 Koeficient 1,0000 0,9938 0,9876 0,9833 0,9624 0,9581 0,9537 0,9376 0,9265 0,9000 0,8793 0,8519 0,8277 0,8013 0,7683
(2)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
  1. a)z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny 1. do 1 MW vrátane 109,80 eura/MWh, 2. nad 1 MW do 5 MW vrátane 97,98 eura/MWh, 3. nad 5 MW 61,72 eura/MWh,
  2. b)zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 100 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom 119,11 eura/MWh,
  3. c)z veternej energie 79,29 eura/MWh,
  4. d)z geotermálnej energie 190,51 eura/MWh,
  5. e)zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou 1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy 112,24 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy 122,64 eura/MWh, 3. obilnej slamy 154,27 eura/MWh, 4. biokvapaliny 115,01 eura/MWh,
  6. f)zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,51) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou 123,27 eura/MWh,
  7. g)zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 84,89 eura/MWh, 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane, okrem plynu podľa bodu 1 134,08 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW, okrem plynu podľa bodu 1 118,13 eura/MWh, 4. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 149,87 eura/MWh, 5. fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu 144,88 eura/MWh.
(3)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2013 do 31. decembra 2013 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
  1. a)v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 83,06 eura/MWh,
  2. b)v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 80,99 eura/MWh,
  3. c)v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 91,70 eura/MWh, 2. vykurovací olej 87,66 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 75,52 eura/MWh, 4. z katalyticky spracovaného odpadu 149,00 eur/MWh, 5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov 140,00 eur/MWh,
  4. d)v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom 1. zemný plyn 81,71 eura/MWh, 2. vykurovací olej 87,73 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 89,30 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 83,16 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW 79,81eura/MWh, 6. komunálny odpad 80,00 eur/MWh, 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu 114,71 eura/MWh,
  5. e)v Rankinovom organickom cykle 123,24 eura/MWh.
(4)Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(5)Cena elektriny podľa odseku 1 písm.
  1. e)až
  2. g)sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v biomase na elektrinu.
(6)Cena elektriny podľa odseku 2 písm.
  1. a)tretieho bodu sa uplatní pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky do 28. februára 2013 a cena elektriny podľa odseku 2 písm.
  2. b)sa uplatní pre zariadenie výrobcu elektriny s inštalovaným výkonom nad 30 kW uvedené do prevádzky do 30. júna 2013. § 10 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2014
(1)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2014 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
  1. a)z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny 1. do 100 kW vrátane 111,27 eura/MWh, 2. nad 100 kW do 200 kW vrátane 109,17 eura/MWh, 3. nad 200 kW do 500 kW vrátane 106,84 eura/MWh, 4. nad 500 kW do 1 MW vrátane 105,15 eura/MWh, 5. nad 1 MW do 5 MW vrátane 97,98 eura/MWh,
  2. b)zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom 98,94 eura/MWh,
  3. c)z veternej energie 70,30 eura/MWh,
  4. d)z geotermálnej energie 155,13 eura/MWh,
  5. e)zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou 1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy 92,09 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy 100,63 eura/MWh, 3. obilnej slamy 126,10 eura/MWh, 4. biokvapaliny 94,36 eura/MWh,
  6. f)zo spoluspaľovania biologicky rozložiteľných zložiek komunálneho odpadu s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou; ak podiel biologicky rozložiteľnej zložky v komunálnom odpade je podľa osobitného predpisu,49) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou 100,49 eura/MWh,
  7. g)zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 70,34 eura/MWh, 2. biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 107,53 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 250 kW vrátane 125,29 eura/MWh, 4. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 250 kW do 500 kW vrátane 119,41 eura/MWh, 5. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 500 kW do 750 kW vrátane 110,62 eura/MWh, 6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 750 kW 107,26 eura/MWh, 7. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 122,62 eura/MWh, 8. fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu 118,88 eura/MWh.
(2)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2014 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
  1. a)v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 74,75 eura/MWh,
  2. b)v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 72,89 eura/MWh,
  3. c)v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 82,53 eura/MWh, 2. vykurovací olej 78,89 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 74,39 eura/MWh, 4. z katalyticky spracovaného odpadu 120,69 eura/MWh, 5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov 113,40 eura/MWh,
  4. d)v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom 1. zemný plyn 80,97 eura/MWh, 2. vykurovací olej 78,96 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 80,37 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 74,84 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW 71,83 eura/MWh, 6. komunálny odpad 77,60 eura/MWh, 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu 103,24 eura/MWh,
  5. e)spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele 80,02 eura/MWh,
  6. f)v Rankinovom organickom cykle 118,31 eura/MWh.
(3)Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.
(4)Cena elektriny podľa odseku 1 písm.
  1. e)až
  2. g)sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v biomase na elektrinu.
(5)Výrobca elektriny technológiou podľa odseku 2 písm.
  1. c)štvrtého a piateho bodu, technológiou podľa odseku 2 písm.
  2. d)siedmeho bodu a technológiou podľa odseku 2 písm.
  3. e)predkladá spolu so žiadosťou o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysokoúčinnou kombinovanou výrobou potvrdenie o pôvode paliva, kde uvedie názov výrobcu, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšanú v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu.52)
(6)Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní len v prípade, že elektrina je vyrábaná výhradne na tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu. § 11 Výroba elektriny z domáceho uhlia
(1)Súčasťou návrhu ceny sú
  1. a)návrh cien alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane ich štruktúry pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
  2. b)údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,
  3. c)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, d)

tohto paragrafu, týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,

  1. e)znaleckým posudkom potvrdené údaje preukazujúce inštalovaný výkon zariadení na výrobu elektriny, ktoré môžu vyrábať elektrinu spaľovaním domáceho uhlia s uvedením potenciálneho množstva elektriny, ktorú je možné na tomto zariadení vyrobiť,
  2. f)doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
  3. g)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane, 2. nedoplatky poistného na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  4. h)údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu elektriny z domáceho uhlia,
  5. i)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(2)Podklady podľa odseku 1 písm. a),
  1. b)a
  2. d)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(3)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(4)Na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia sa u výrobcu elektriny uplatní za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená z domáceho uhlia, pevná cena DOPt v eurách za megawatthodinu vypočítaná podľa vzorca kde
  1. a)VNt sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; VNt sa vypočítajú podľa vzorca VNt = Nhu ,t + NEK , t + NOVN ,t, kde 1. NHU,t sú len ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup domáceho hnedého uhlia a náklady na obstaranie mazutu, ktoré zodpovedajú množstvu mazutu, ktorého energetický obsah zodpovedá najviac 1 % energetického obsahu domáceho hnedého uhlia určeného na základe jeho skutočnej výhrevnosti, 2. NEK,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup emisných kvót, 3. NOVN,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady v súlade s § 4 ods. 1 písm. d),
  2. b)FNt sú plánované schválené alebo určené fixné náklady bez odpisov nových zariadení na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; najviac vo výške podľa vzorca kde 1. FNvych je schválená alebo určená východisková hodnota fixných nákladov maximálne do 37 300 000 eur, 2. JPIt je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1, zverejnených štatistickým úradom, 3. X je faktor efektivity v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIt a X nižšia ako 0, na účely výpočtu pevnej ceny na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0, 4. kvyužitia je koeficient, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kde Qvt je plánované množstvo elektriny vyrobené z hnedého uhlia na základe plnenia povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme, Qp je projektované množstvo elektriny, ktoré môže zdroj vyrobiť z hnedého uhlia,
  3. c)ONZt sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t v eurách; faktor ONZt sa na rok 2012 rovná nule,
  4. d)PZt je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t určený podľa vzorca PZt = (VNt + FNt + ONZt) x WACC, kde WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
  5. e)VEt sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t vypočítané podľa vzorca VEt = (QVt - QTt - QREt ,KL) x CEt + QREt ,KL x CREt ,KL + QREt ,ZA x CREt ,ZA, kde 1. QVt je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t, 2. QTt je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t, 3. QREt,KL je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t, 4. CEt je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny, minimálne však vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,53) okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, 5. CREt,KL je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, 6. QREt,ZA je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t, 7. CREt,ZA je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
  6. f)VPSt je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t,
  7. g)QDEt je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom elektriny podľa odseku 1,
  8. h)KDUt je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného subjektu v eurách na rok t vypočítaný podľa odseku 5.
(5)Faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia KDUt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca KDUt = SVNt-2 - VNt-2 + SFNt-2 - FNt-2 + SONZt-2 - ONZt-2 + SPZt-2 - PZt-2 -(SVEt-2 - VEt-2) - (SVPSt-2 - VPSt-2) - KTPSvt kde
  1. a)SVNt-2 sú skutočné schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
  2. b)VNt-2 sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
  3. c)SFNt-2 sú skutočné schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
  4. d)FNt-2 sú plánované schválené alebo určené fixné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2,
  5. e)SONZt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách; SONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
  6. f)ONZt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy nových zariadení na rok t-2 v eurách; ONZt-2 sa na účely výpočtu KDUt na roky t = 2012, 2013 a 2014 rovná nule,
  7. g)SPZt-2 je skutočný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa vzorca SPZt-2 = (SVNt-2 + SFNt-2 +SONZt-2) x WACC, kde WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
  8. h)PZt-2 je plánovaný primeraný zisk regulovaného subjektu v eurách na rok t-2 určený podľa vzorca PZt-2 = (VNt-2 + FNt-2 + ONZt-2) x WACC,
  9. i)SVEt-2 sú skutočné výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2 vypočítané podľa vzorca SVEt-2 = (SQVt-2 - SQTt-2 - SQREt-2,KL) x SCEt-2 + SQREt-2,KL x SCREt-2,KL + SQREt-2,ZA X SCREt-2,ZA, kde 1. SQVt-2 je skutočné množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 2. SQTt-2 je skutočné množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 3. SQREt-2,KL je skutočné množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 4. SCEt-2 je skutočná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,52) 5. SCREt-2,KL je skutočná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, 6. SQREt-2,ZA je skutočné množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 7. SCREt-2,ZA je skutočná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
  10. j)VEt-2 sú plánované výnosy z dodávky vyrobenej elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t-2 vypočítané podľa vzorca VEt-2 = (QVt-2 -QTt-2 - QREt-2,KL) x CEt-2 + QREt-2,KL x CREt-2,KL + QREt-2,ZA x CREt-2ZA, kde 1. QVt-2 je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 2. QTt-2 je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 3. QREt-2,KL je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 4. CEt-2 je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, od obdobia t-2 rovný roku 2014 minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu,52) 5. CREt-2,KL je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, 6. QREt-2,ZA je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 7. CREt-2,ZA je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
  11. k)SVPSt-2 je skutočný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,
  12. l)VPSt-2 je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t-2,
  13. m)KTPSvt je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia v eurách v roku t-2; pre roky 2013 až 2015 sa rovná nule a pre roky 2016 a nasledujúce sa vypočíta podľa vzorca kde 1. TPSvt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, vypočítaná podľa § 18 ods. 4, 2. QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, 3. QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5, 4. Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého hodnota je 0,95, 5. QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, 6. QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5. Tarifa za prevádzkovanie systému § 12 Spôsob výpočtu tarify za prevádzkovanie systému, postup a podmienky uplatňovania tarify
(1)Tarifa za prevádzkovanie systému TPSt sa určí ako podiel plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému vypočítaných podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území,54) na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, a vypočíta sa podľa vzorca kde
  1. a)NPSt sú plánované náklady na prevádzkovanie systému,
  2. b)QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  3. c)QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krákodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,
  4. d)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(2)Plánované náklady na prevádzkovanie systému sa vypočítajú podľa vzorca NPSt = DOPt x QDEt + Nozekvt + PNOTt + Noktet - KPSt, kde
  1. a)DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu,
  2. b)QDEt je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom elektriny,
  3. c)Nozekvt sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t,
  4. d)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,
  5. e)Noktet sú náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,
  6. f)KPSt je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2.
(3)Celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa sústavy v roku t sa vypočítajú podľa vzorca kde
  1. a)NDOPti sú plánované náklady na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t,
  2. b)Vpprektit je plánovaný výnos za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t,
  3. c)Ktpsit-2 je korekcia nákladov vynaložených na nákup elektriny od výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
  4. d)Krdsit-2 je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav v roku t-2,
  5. e)K2012,2013 je korekcia nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy súvisiacich s prevzatím zodpovednosti za odchýlku za zariadenia na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby elektriny a tepla, nákladov súvisiacich s dokupom elektriny, nákladov a výnosov súvisiacich s tarifou za prevádzkovanie systému fakturovanej odberateľom a samovýrobcom za roky 2012 a 2013, pre ostatné roky je rovná 0 kde
  6. f)PQDOPjt je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny,
  7. g)CEPSDOPjt je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
  8. h)CESTRit je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t kde
  9. i)PQSTRpreki,jt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát elektriny v distribučnej sústave; PQSTRpreki,jt sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát elekriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRpreki,jt sa rovná nule,
  10. j)PCTRHjt je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t v j-tej hodine roku t; PCTRHjt sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t ako aritmetický priemer cien elektriny príslušných hodín v dňoch v období od 1. apríla roku t-1 do 30. septembra roku t-1 pri dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; od 1. marca 2013 je táto cena minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu.55)
(4)Korekcia nákladov vynaložených na prevádzkovanie systému v roku t kde
  1. a)KDOPit-2 je korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,
  2. b)Kpprekit-2 je korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2.
(5)Korekcia nákladov na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t: kde
  1. a)SQDOPi,jt-2 je skutočné množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  2. b)PQDOPi,jt-2 je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  3. c)CEPSDOPi,jt-2 je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
  4. d)CESTRt-2 je cena elektriny na účely pokrytia strát i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane nákladov na odchýlku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2.
(6)Korekcia výnosu získaného za predaj elektriny prevyšujúcej potreby pokrytia strát i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v roku t sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)SQSTRpreki,jt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; SQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t skutočného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a skutočného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, SQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
  2. b)PQSTRpreki,jt-2 je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 prekúpené i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy; PQSTRpreki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t plánovaného diagramu na pokrytie strát v i-tej regionálnej distribučnej sústave a plánovaného diagramu odberu elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel kladný, PQSTRpreki,jt-2 sa rovná nule,
  3. c)SCTRHjt-2 je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v j-tej hodine roku t-2; SCTRHjt-2 sa rovná pre každú hodinu roka t-2 váženému priemeru cien elektriny príslušnej hodiny roka t-2, za ktoré boli odpredané jednotlivé časti množstva SQSTRprekjt-2 na obdobie roku t-2, od 1. marca 2013 je táto cena minimálne vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu;55) prekúpené množstvo elektriny SQSTRpreki,jt-2 i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy v súvislosti s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu na účely pokrytia strát distribučnej sústavy sa umožňuje odpredať na ročnej báze vo forme štandardného produktu ročného základného pásma s rovnakou hodnotou množstva elektriny v každej hodine roka t-2 a v dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou.
(7)Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre roky 2014 a 2015 vypočíta podľa vzorca Krdsit-2 = (TPSt-2 + TPSit-2) x (SQKit-2 - QKit-2) + TPSt-2 x (SQZdot-2 + SQVdot-2 -QZdot-2 - QVdot-2), kde
  1. a)TPSt-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú pripojení do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,
  2. b)TPSit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
  3. c)SQKit-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratý prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t-2,
  4. d)QKit-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorý odoberú prevádzkovatelia miestnej distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v roku t-2,
  5. e)SQZdot-2 je celkový skutočný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  6. f)SQVdot-2 je celkový skutočný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  7. g)QZdot-2 je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do distribučnej sústavy regulovaného subjektu, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a dodanej odberateľom elektriny v tejto miestnej distribučnej sústave alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu v tejto miestnej distribučnej sústave okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  8. h)QVdot-2 je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny pripojených priamo do regionálnej distribučnej sústavy regulovaného subjektu a dodanej týmito výrobcami elektriny odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy alebo spotrebovanej pre vlastnú spotrebu týchto výrobcov elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(8)Korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 sa pre rok 2016 a nasledujúce vypočíta podľa vzorca Krdsit-2 = TPSdsit-2 x [(QSKStpst-2 - QSvdt-2 x Kvdt-2) - (QPKStpst-2 - QPvdt-2 x Kvdt-2)], kde
  1. a)TPSdsit-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
  2. b)QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  3. c)QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5,
  4. d)Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého hodnota je 0,95,
  5. e)QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  6. f)QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5.
(9)Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca KPSt = VtpsPPSt-2 - NtpsPPSt-2 + KPSPPSt-2, kde
  1. a)VtpsPPSt-2 sú celkové výnosy z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,
  2. b)NtpsPPSt-2 sú celkové náklady z platieb na základe taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2,
  3. c)KPSPPSt-2 je korekcia v eurách na rok t-2 KPSt-2 zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-4.
(10)Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(11)Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(12)Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy.
(13)Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto odberateľovi elektriny tarifa za prevádzkovanie systému TPSt na celé množstvo takto odobratej elektriny. Ak výrobca nie je subjektom zúčtovania, uhradia sa platby uplatnené u odberateľa elektriny účastníkovi trhu, ktorý za výrobcu prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(14)Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(15)Na účely cenovej regulácie sa do
  1. apríla roku t predkladajú prevádzkovateľmi prenosovej sústavy a distribučných sústav a výrobcami elektriny údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom elektriny vrátane údajov o množstve elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny, v inom zariadení na výrobu elektriny a údaje o spotrebe takto vyrobenej elektriny spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny, dodanej odberateľom elektriny bez použitia prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy, vlastnej spotrebe elektriny pri výrobe elektriny, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-
  2. § 13
(1)Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné 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 prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(2)Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(3)Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QSKStpsoomt, na ktorú sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému, sa určí podľa vzorca QSKStpsoomt = QSKStpsoomt - QSvdoomt x Kvdt, kde
  1. a)QSKStpsoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  2. b)QSvdoomt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  3. c)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95. Výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou § 14 Všeobecné ustanovenia
(1)Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 15 až 17 sa vzťahuje za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)Súčasťou návrhu ceny sú
  1. a)návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
  2. b)údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2, najmä za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok, za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,
  3. c)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, d)

§ 15

až 17, týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

  1. e)doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
  2. f)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane, 2. nedoplatky poistného na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  3. g)podklady podľa prílohy č. 2,
  4. h)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)Podklady podľa odseku 2 písm. a),
  1. b)a
  2. d)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia. § 15 Postup určenia tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok
(1)Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca PPZOt = PNZOt + PVAt + INVZOt - KZOt, kde
  1. a)PNZOt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
  2. b)PVAt je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca PVAt = AR x 0,065 kde AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru roku t-1,
  3. c)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 schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2, 2. POzot-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,
  4. d)KZOt je fakor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa vypočíta sa podľa vzorca KZOt = PZOt-2 x (SQSZt-2 + SQPZt-2 - QSZt-2 - QPZt-2) + TZOt-2 x (SQDDt-2 + SQREt-2 - QDDt-2 - QREt-2), kde
  5. a)PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok v eurách v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil 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,
  6. b)SQSZt-2 je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
  7. c)SQPZt-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
  8. d)QSZt-2 je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
  9. e)QPZt-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
  10. f)TZOt-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil 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,
  11. g)SQDDt-2 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 majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  12. h)SQREt-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  13. i)QDDt-2 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 zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  14. j)QREt-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú 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 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, sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,
  2. b)QtSZ je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
  3. c)QtPZ je predpokladaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.
(3)Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil 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, sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,
  2. b)QtDD 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 a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t,
  3. c)QtRE je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale 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 a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt podľa odseku 2 v eurách v roku t.
(5)Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov v roku t.
(6)Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t. § 16 Postup určenia cien za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou
(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, pričom úradom schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca VOTEt = PNOTEt + PVAt + INVOTEt - KOTEt, kde
  1. a)PNOTEt sú schválené alebo určené plánované prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,
  2. b)PVAt je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca PVAt = AR x 0,065 kde AR sú schválené alebo určené regulované aktíva využívané v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
  3. c)INVOTEt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca INVOTEt = SOotet-2 - POotet-2, kde 1. SOotet-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2, 2. POotet-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
  4. d)KOTEt je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odsekov 3 a 4.
(2)Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)VOTEt je schválený alebo určený maximálny výnos podľa odseku 1,
  2. b)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; PNOTt sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému,
  3. c)FPOTEt je schválená alebo určená ročná fixná platba v eurách určená na rok t cenovým rozhodnutím uplatneným subjektu zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
  4. d)Qtote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,
  5. 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 eurách v roku t sa na roky 2014 až 2015 vypočíta podľa vzorca KOTEt = (SQotet-2 - Qotet-2) x FPOTEt-2 + (SQOTEt-2 - QOTEt-2) x TOTEt-2 + (SQKpot-2 - QKpot-2) x TPSotet-2, kde
  1. a)SQotet-2 je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
  2. b)Qotet-2 je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
  3. c)FPOTEt-2 je ročná fixná platba v eurách určená na rok t-2 cenovým rozhodnutím pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
  4. d)SQOTEt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,
  5. e)QOTEt-2 je plánované schválené množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
  6. f)TOTEt-2 je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
  7. g)SQKpot-2 je skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
  8. h)QKpot-2 je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2,
  9. i)TPSotet-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na rok t-2.
(4)Faktor vyrovnania KOTEt v eurách v roku t sa od roku 2016 vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  2. b)QSvdt-2 je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5,
  3. c)Kvdt-2 je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t-2, ktorého hodnota je 0,95,
  4. d)QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  5. e)QPvdt-2 je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-4 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-4 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-6 až február roku t-5,
  6. f)PNOTt-2 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-2. § 17 Zohľadnenie nákladov za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou
(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 + RABt x WACC x KDZ + FINVPt - KOTt, kde
  1. a)PNt, sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov a s centrálnou fakturáciou taríf vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,
  2. b)POt sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
  3. c)RABt je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf vykonávanou organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
  4. d)WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2014 až 2016 určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
  5. e)KDZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ je na roky 2012 až 2014 rovný jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí v intervale od 0,90 do 1,00,
  6. f)FINVPt je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt sa na rok 2014 a 2015 rovná nule a na rok 2016 sa vypočíta podľa vzorca FINVPt = SOt-2 - POt-2 kde 1. SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2, 2. POt-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,
  7. g)KOTt je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 3.
(2)Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činnosti 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 kde
  1. a)QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  2. b)QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  3. c)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(3)Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca KOTt = SVTPSostt-2 - PVTPSostt-2, kde
  1. a)SVTPSostt-2 sú skutočné výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,
  2. b)PVTPSostt-2 sú plánované výnosy z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2. § 18 Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému účastníkmi trhu s elektrinou
(1)Náklady na prevádzkovanie systému NPSsz sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtujú všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku55) daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a sú vypočítané podľa vzorca NPSszi = TPSt x (QSKStpsszi - QSvdit x Kvdt), kde
  1. a)QSKStpsszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  2. b)QSvdti je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  3. c)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(2)Náklady na prevádzkovanie systému sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.56)
(3)Ak prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej sú pripojení jednotliví výrobcovia elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a od ktorých prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy nakupuje elektrinu na krytie strát a ktorým vypláca doplatok k cene elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, vyúčtujú sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca náklady spojené s nákupom elektriny od týchto výrobcov elektriny NPSdsi podľa vzorca NPSdsi = TPSdsit x (QSKStpst - QSvdt x Kvdt), kde
  1. a)TPSdsit je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca kde 1. Nozekvit sú celkové plánované náklady na nákup elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou i-tého prevádzkovateľa sústavy v roku t, 2. QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, 3. QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, 4. Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
  2. b)QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  3. c)QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  4. d)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(4)Ak výrobca elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, vyúčtuje sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca platba NPSv podľa vzorca NPSv= TPSvt x (QSKStpst - Qsvdt x Kvdt), kde
  1. a)TPSvt je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca kde 1. DOPt je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu pre rok t, 2. QDEt je objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t, 3. QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, 4. QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, 5. Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
  2. b)QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  3. c)QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  4. d)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(5)Náklady spojené s korekciou prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie systému NKPSpps zohľadňujúce náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie systému za rok t-2 sa vyúčtujú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca NKPSpps = TPSppst x (QSKStpst - QSvdt x Kvdt), kde
  1. a)TPSppst je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca kde 1. KPSt je korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2, 2. QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, 3. QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, 4. Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
  2. b)QSKStpst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
  3. c)QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  4. d)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95. Prístup do prenosovej sústavy, prenos elektriny, podporné služby a systémové služby § 19 Všeobecné ustanovenia
(1)Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a § 20 až 22 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh a vykonáva sa určením
  1. a)spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
  2. b)spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
  3. c)spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.
(2)Súčasťou návrhu ceny sú
  1. a)návrh cien alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, za poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných služieb, vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
  2. b)údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výška zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
  3. c)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, d)

§ 20

až 22, týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných služieb a systémových služieb,

  1. e)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky podľa osobitného predpisu26) správcom dane, 2. nedoplatky poistného na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  2. f)podklady podľa prílohy č. 3,
  3. g)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

(3)Podklady podľa odseku 2 písm. a),
  1. b)a
  2. d)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)Do 30. apríla roku t sa regulovaným subjektom predkladajú tieto údaje
  1. a)výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,
  2. b)výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,
  3. c)výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,
  4. d)výška skutočných výnosov z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-1,
  5. e)výška skutočných investícií v roku t-1,
  6. f)výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
  7. g)výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
  8. h)skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.
(6)Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka t-1 plánované množstvo v roku

AI výklad z oficiálneho znenia zákona. Orientačný, nenahrádza právne poradenstvo.