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

(3)§ 3 Spôsob určenia výšky primeraného zisku

(4)§ 5

(2)Výroba elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia § 6 Všeobecné ustanovenia

(1)a) b)

(14)§ 7 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)a) b)

(4)§ 8 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované pred

1. januárom 2010, uvedené do prevádzky pred
2. januárom 2010 alebo uvedené do prevádzky v roku 2010

(3)§ 9 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011

(3)§ 10 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011

(2)§ 11 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2012

(3)§ 12 Výroba elektriny z domáceho uhlia

(9)§ 14 Spôsob výpočtu alikvotnej časti nákladov vynaložených na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému

(3)Prístup do prenosovej sústavy, prenos elektriny, podporné služby a systémové služby v elektroenergetike § 15 Všeobecné ustanovenia

(5)§ 16 Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

(4)§ 17 Spôsob výpočtu tarify za straty pri prenose elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

(1)a) b)

(4)§ 19 Cena za poskytovanie podporných služieb v elektroenergetike a regulačnej elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

(3)a) b)

(4)§ 20 Uplatnenie tarify za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(2)a) b)

(19)a) b)

(20)§ 23 Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny regionálnou distribučnou sústavou

(5)a)

2. b)

(2)a) b)

(5)§ 25 Uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy

(4)§ 26 Ostatné podklady návrhu ceny Dodávka elektriny pre domácnosti § 27 Všeobecné ustanovenia

(3)§ 28 Spôsob výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny pre domácnosti

(5)§ 29 Ostatné podklady návrhu ceny Prístup do distribučnej sústavy a distribúcia elektriny prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a uplatnenie tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému § 30 Všeobecné ustanovenia

(8)§ 31 Cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a tarifa za straty pri distribúcii elektriny

(3)a) b)

(4)a)

3. b)

(2)§ 33 Ostatné podklady návrhu ceny Pripojenie do sústavy a pripojenie nových výrobcov elektriny do sústavy § 34 Všeobecné ustanovenie § 35 Pripojenie prevádzkovateľa distribučnej sústavy do prenosovej sústavy

(2)a) b)

(4)§ 36 Pripojenie koncového odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy

(5)§ 37 Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy

(9)§ 38 Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do distribučnej sústavy do napäťovej úrovne 110 kV

(2)§ 40 Pripojenie odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny do napäťovej úrovne do 1 kV

(2)Výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou § 41 Všeobecné ustanovenie § 42 Postup určenia tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok

(6)§ 43 Postup určenia cien za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou

(3)§ 47

(3)§ 48 Prechodné ustanovenie § 49 Zrušovacie ustanovenie § 50 Účinnosť Prílohy Poznámky Otvoriť všetky Informácie o predpise Číslo predpisu: 225/2011 Z. z. Názov: Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike Typ: Vyhláška Dátum schválenia: 11.07.2011 Dátum vyhlásenia: 20.07.2011 Autor: Úrad pre reguláciu sieťových odvetví Právna oblasť: Štátna hospodárska politika Nachádza sa v čiastke: 72/2011 Vzťahy predpisu Predpis je menený 438/2011 Z. z. Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa mení a dopĺňa vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 225/2011 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike 184/2012 Z. z. Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa mení a dopĺňa vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 225/2011 Z. z., ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike v znení vyhlášky č. 438/2011 Z. z. 225 VYHLÁŠKA Úradu pre reguláciu sieťových odvetví z 11. júla 2011, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (ďalej len „úrad“) podľa § 12 ods. 9 a 10 a § 14 ods. 3 písm.

1. c)zákona č. 276/2001 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov a § 18 ods. 2, § 19 ods. 2 písm. c),
2. d)a
3. j)zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o zmene a doplnení niektorých zákonov v znení neskorších predpisov ustanovuje: § 1 Základné pojmy Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
4. a)regulačným obdobím obdobie od roku 2012 do roku 2016,
5. b)regulačným rokom kalendárny rok,
6. c)rokom t regulačný rok, pre ktorý sa určuje cena,
7. d)rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
8. e)rokom t–n n-tý rok predchádzajúci roku t,
9. f)jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
10. g)tarifou za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny z domáceho uhlia, na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
11. h)tarifa za systémové služby v eurách na jednotku množstva elektriny pevná cena viažuca sa na technickú jednotku, ktorá zohľadňuje povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb a iné povolené náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
12. i)spoločným miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny je miesto pripojenia zariadenia výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy na základe zmlúv o pripojení viažucich sa k areálu výrobcu elektriny,
13. j)ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
14. k)technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriacich jeden technologický celok,
15. l)výstavbou zariadenia na výrobu elektriny realizácia nového zariadenia na výrobu elektriny alebo úprava existujúceho zariadenia na výrobu elektriny. § 2 Rozsah, štruktúra a výška oprávnených nákladov

(1)Oprávnenými nákladmi sú primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom1) preukázateľne a v nevyhnutnom rozsahu vynaložené na vykonávanie regulovanej činnosti,2) a to

1. a)náklady na obstaranie elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky odberateľov elektriny v domácnosti pri dodávke elektriny odberateľom v domácnosti,
2. b)náklady na obstaranie regulačnej elektriny,3)
3. c)náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny a distribúcii elektriny,
4. d)výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické hmoty,
5. e)osobné náklady;4) za oprávnené náklady sa považujú aj priemerné osobné náklady na jedného zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického priemeru hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december roku t-2 a január až jún roku t-1 zverejnených Štatistickým úradom Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia zmena oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,
6. f)náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,5)
7. g)odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku;6) pri hmotnom majetku sa za oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie hmotného majetku7) využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku sa za oprávnené náklady považuje ročný odpis vo výške 25 % z obstarávacej ceny nehmotného majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti, ak táto vyhláška neustanovuje inak,
8. h)nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť vo výške odpisov podľa písmena g), priamo súvisiacich a preukázaných nákladov,
9. i)náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,8)
10. j)úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky9) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť.

(2)Oprávnenými nákladmi nie sú

1. a)sankcie,
2. b)náklady spojené s nevyužitými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
3. c)odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,10)
4. d)odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie, ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,
5. e)platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych orgánov a členmi iných orgánov spoločnosti,
6. f)príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,11) príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom,
7. g)odstupné a odchodné presahujúce výšku ustanovenú osobitným predpisom,12)
8. h)príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,13)
9. i)cestovné náhrady nad rozsah určený osobitným predpisom,14)
10. j)tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,15)
11. k)náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,16)
12. l)dobrovoľné poistenie osôb,
13. m)manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie zásob,
14. n)náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve, duplicitne účtované náklady,
15. o)náklady na reprezentáciu a dary,
16. p)odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
17. q)náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,17)
18. r)príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,18)
19. s)náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení,
20. t)daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
21. u)štipendiá poskytnuté študentom a učňom,
22. v)odpis nedobytnej pohľadávky,
23. w)tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,19)
24. x)rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)
25. y)tvorba opravných položiek,
26. z)náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
27. aa)náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
28. ab)straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
29. ac)zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
30. ad)náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou sponzorovania športových, kultúrnych a zábavných podujatí,
31. ae)spotreba pohonných látok nad normu spotreby pohonných látok,21)
32. af)náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe overovania primeranosti nákladov podľa osobitného predpisu,22) ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,23)
33. ag)straty z obchodov s finančnými a komoditnými derivátmi,
34. ah)úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,24)
35. ai)ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.

(3)Do oprávnených nákladov je možné zahrnúť režijné náklady s maximálnou prípustnou mierou medziročného rastu vo výške JPI – X, kde JPI je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku t-2 do júna roku t-1 a X je faktor efektivity v percentách určený na regulačné obdobie, ktorého hodnota je 3,5 %, ak je JPI § 3 Spôsob určenia výšky primeraného zisku

(1)Primeraný zisk zohľadňuje rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej spoľahlivej, bezpečnej a efektívnej prevádzky sústavy, primeranú návratnosť prevádzkových aktív a stimuláciu stabilného dlhodobého podnikania.

(2)Výška primeraného zisku za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny prevádzkovateľom prenosovej sústavy a za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy je určená ako súčin miery výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením WACC a hodnoty regulačnej bázy aktív. WACC je úradom určená miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie vypočítaná podľa vzorca ; na rok 2012 je WACC určená vo výške 6,04 %; kde

1. a)T – je sadzba dane z príjmov na rok t,
2. b)E – je vlastné imanie v eurách k 31. decembru 2010,
3. c)D – sú cudzie zdroje v eurách k 31. decembru 2010,
4. d)RE – je reálna cena vlastného kapitálu a vlastných zdrojov vypočítaná podľa vzorca RE = RF + βLEV x (RM - RF), kde 1. RF – je výnosnosť bezrizikového aktíva, prepočítaný priemerný výnos päťročných a viacročných štátnych dlhopisov emitovaných na slovenskom trhu za roky 2007 až 2011 na rok 2012 vo výške 4,01 %, 2. βLEV – je vážený koeficient β, ktorý definuje citlivosť akcie spoločnosti na riziko trhu so zohľadnením sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov vypočítaný podľa vzorca kde 2.1. βUNLEV – je nevážený koeficient β bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov na rok 2012 vo výške 0,30; pre ďalšie roky určený úradom v intervale od 0,30 do 0,65, 2.2. D/E – je pomer cudzích zdrojov ku vlastnému imaniu; na rok 2012 určený vo výške 60 % v prospech cudzieho kapitálu, 3. RM – je výkonnosť trhového portfólia určená úradom na rok 2012 vo výške 7,01 %, 4. (RM – RF) – je celková riziková prémia pre rok 2012 určená úradom vo výške 3,00 %; pre ďalšie roky určená úradom v intervale od 3 % do 6 %,
5. e)RD – je reálna cena cudzích zdrojov, prepočítaná priemerná výška úverov poskytnutých nefinančným spoločnostiam na obdobie päť a viac rokov s výškou úveru nad 1 000 000 eur, na rok 2012 vo výške 5,13 %.

(3)Hodnoty parametrov na roky 2013 až 2016, ktoré slúžia pre výpočet miery výnosnosti regulačnej bázy aktív WACC, sa zverejnia na webovom sídle úradu do 30. júna kalendárneho roku.

(4)Najvyššia miera primeraného zisku pri dodávke elektriny pre domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre domácnosti, je maximálne 8 % z ceny elektriny CEt bez odchýlky určenej podľa § 28 ods. 1, najviac však 3 eurá/MWh.

(5)Najvyššia miera primeraného zisku, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne

1. a)12 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa § 46 ods. 1, najviac však 6 eur/MWh pre odberateľov elektriny v domácnosti,
2. b)16 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa § 46 ods. 1, najviac však 10 eur/MWh pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnosti. § 4 Návrh ceny

(1)Návrh ceny sa predkladá za každú regulovanú činnosť samostatne.

(2)Súčasťou návrhu ceny sú

1. a)návrh cien alebo sadzieb, vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou za jednotlivé tovary, služby a regulované činnosti, vrátane podmienok ich pridelenia,
2. b)údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny, distribúcie elektriny alebo dodávky elektriny v jednotlivých sadzbách, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
3. c)účtovná závierka25) za rok t-2 pozostávajúca zo súvahy a výkazu ziskov a strát v plnom rozsahu; to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
4. d)výročná správa25) a správa audítora k účtovnej závierke za rok t-2 podľa osobitného predpisu,26) ak má regulovaný subjekt povinnosť auditu; to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
5. e)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
6. f)spôsob rozvrhnutia aktív a pasív, nákladov a výnosov a pravidlá pre odpisovanie za jednotlivé regulované činnosti, to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
7. g)výpočty a údaje podľa 1. § 6 až 12, týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia, 2. § 15 až 21, týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných služieb a systémových služieb, 3. § 22 až 26, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie sústavy, 4. § 27 až 29, týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, 5. § 30 až 33, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie sústavy, 6. § 34 až 40, týkajúce sa pripojenia účastníkov trhu s elektrinou do sústavy, 7. § 41 až 44, týkajúce sa regulovanej činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v elektroenergetike, 8. § 45 a 46, týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,
8. h)ďalšie podklady, ak tak ustanovuje táto vyhláška.

(3)Podklady podľa odseku 2 písm. a), b),

1. e)a
2. f)sa predkladajú aj elektronicky.

(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia. § 5

(1)Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu cien matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta.

(2)Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty. Výroba elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia § 6 Všeobecné ustanovenia

(1)Cenová regulácia podľa § 6 až 11 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, a podľa § 12 na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo“) o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme a vykonáva sa a) priamym určením pevnej ceny elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou elektriny a tepla, b) určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia.

(2)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 alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny.

(3)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.

(4)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 § 8 až 11.

(5)S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa predkladá

1. a)osvedčenie podľa osobitného predpisu,27)
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 skúšky28) alebo čestné vyhlásenie výrobcu elektriny o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,29)
4. d)jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu,
5. e)kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny na priame vedenie, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy,
6. f)kópia zmluvy o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo o prístupe do prenosovej sústavy a prenose elektriny,
7. g)list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy evidovanej v katastri nehnuteľností30) spojenej so zemou pevným základom, na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti ktorej je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu.

(6)Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny, a to

1. a)údaje podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1,
2. b)údaje o 1. spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora 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 či bola alebo nebola poskytnutá podpora použitá 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,
3. c)údaje o 1. výhrevnosti31) a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny, 2. množstve využiteľného tepla alebo vykonanej mechanickej práce, 3. spôsobe využitia využiteľného tepla alebo mechanickej práce vyrobených spoločne s elektrinou, 5. výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu.32)

(7)S návrhom ceny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny: a) projekt a zmluva o dielo, b) popis rekonštrukcie alebo modernizácie, c) faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie, d) celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu.

(8)Cena elektriny sa pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie, okrem zariadenia výrobcu elektriny využívajúce ako zdroj vodnú energiu s celkovým inštalovaným výkonom do 2 MW vrátane, určí na rok t podľa § 8 ods. 2 a 3, § 9 ods. 1 a 2, § 10 ods. 1 a 2 alebo § 11 ods. 1 a 2 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 12 na rok t takto: a) rozsah investičných nákladov do 50 % vrátane, o 100 %, b) rozsah investičných nákladov viac ako 50 % do 70 % vrátane, o 20 %, c) rozsah investičných nákladov od 70 % do 90 % vrátane, o 10 %, d) rozsah investičných nákladov od 90 % do 95 % vrátane, o 5 %, e) rozsah investičných nákladov viac ako 95 %, o 0 %.

(9)Cena elektriny sa 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, určí na rok t podľa § 8 ods. 2 a 3, § 9 ods. 1 a 2, § 10 ods. 1 a 2 alebo § 11 ods. 1 a 2 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 12 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 %.

(10)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.33)

(11)Ceny elektriny zohľadňujú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov a oprávnené náklady a sú ustanovené v súlade s osobitným predpisom34) a na základe metodiky výpočtu, ktorá 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)odpisy,
7. g)osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady.

(12)Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií výroby elektriny a spôsob výpočtu príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva sa uverejňujú na webovom sídle úradu.

(13)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie sa na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe cenového rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie.35) 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,36) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t.

(14)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t uplatní na základe cenového rozhodnutia a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za predchádzajúci kalendárny rok. Pre nových výrobcov elektriny 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. § 7 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 vzorec sa pre výrobcu elektriny, ktorý mal na rok predchádzajúci roku t úradom určenú alebo schválenú cenu, vypočíta podľa vzorca CEPSDti,j = CEPSDzi,j + Pznti,ak Pznti je menej ako nula, potom CEPSDti,j = CEPSDzi,j, kde

1. a)CEPSDzi,j – je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok 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 príplatok37)v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaný v hodnote podľa tabuľky č. 1; Pznit sa vypočíta podľa odseku 3. Tabuľka č. 1 Technológia výroby elektriny Primárne palivo Príplatok Pznitv eur/MWh z obnoviteľných zdrojov energie biomasa 0 biokvapalina – rastlinný olej 17,75 bioplyn 0 biometán 0 vysoko účinnou kombinovanou výrobou zemný plyn 3,77 vykurovací olej 4,64 hnedé uhlie 0 čierne uhlie 0

(2)Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku vzorec 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 stanoví podľa § 6 ods. 8 alebo ods. 9.

(3)Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-tú technológiu 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 kde kde

1. a)NCPPt-1i – 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 jeho hodnota kladná a väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh, t-2 určených podľa odseku

1. § 8 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované pred
2. januárom 2010, uvedené do prevádzky pred
3. januárom 2010 alebo uvedené do prevádzky v roku 2010

(1)Cena elektriny pre stanovenie doplatku sa pre zariadenia výrobcu elektriny rekonštruované alebo modernizované pred

1. januárom 2010 alebo uvedené do prevádzky pred
2. januárom 2010 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 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 Koeficient 1,00 1,00 0,9789 0,9744 0,9579 0,9466 0,9195 0,8984 0,8704 0,8456 0,8187 0,7850 0,7731

(2)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky v roku 2010 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 109,08 eura/MWh, 2. od 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 1. do 100 kW vrátane 430,72 eura/MWh, 2. nad 100 kW 425,12 eura/MWh,
3. c)z veternej energie 80,91 eura/MWh,
4. d)z geotermálnej energie 195,84 eura/MWh,
5. e)zo spaľovania 1. cielene pestovanej biomasy 113,10 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej 125,98 eura/MWh,
6. f)zo spoluspaľovania biomasy alebo odpadov s fosílnymi palivami 126,14 eura/MWh,
7. g)zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 96,36 eura/MWh, 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 148,72 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW 131,45 eura/MWh, 4. termochemickým splyňovaním v splyňovacom generátore 159,85 eura/MWh.

(3)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky v roku 2010 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

1. a)v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 81,87 eura/MWh,
2. b)v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 75,59 eura/MWh,
3. c)v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 85,89 eura/MWh, 2. vykurovací olej 85,89 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 73,94 eura/MWh, 4. z katalyticky spracovaného odpadu 149,00 eur/MWh,
4. d)v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom 1. zemný plyn 83,65 eura/MWh, 2. vykurovací olej 83,65 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 88,72 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 82,15 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW 78,87 eura/MWh, 6. komunálny odpad 80,00 eur/MWh,
5. e)v Rankinovom organickom cykle 123,24 eura/MWh. § 9 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011

(1)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011 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 109,08 eura/MWh, 2. od 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 1. do 100 kW vrátane umiestneného na budove 387,65 eura/MWh, 2. do 100 kW vrátane neumiestneného na budove 387,65 eura/MWh, 3. od 100 kW do 1 MW vrátane 382,61 eura/MWh, 4. od 1 MW do 4 MW 382,61 eura/MWh, 5. od 4 MW vrátane a viac 382,61 eura/MWh,
3. c)z veternej energie 80,91 eura/MWh,
4. d)z geotermálnej energie 195,84 eura/MWh,
5. e)zo spaľovania kombinovanou výrobou 1. cielene pestovanej biomasy 113,10 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej 127,98 eura/MWh,
6. f)zo spoluspaľovania biomasy alebo biologicky rozložiteľných zložiek odpadov s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou 126,14 eura/MWh,
7. g)zo spaľovania fermentovanej biomasy 144,88 eura/MWh,
8. h)zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 96,36 eura/MWh, 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 148,72 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW 132,45 eura/MWh, 4. plynu alebo kvapaliny vyrobenej termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 159,85 eur/MWh.

(2)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2011 do 30. júna 2011 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

1. a)v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 81,87 eura/MWh,
2. b)v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 75,59 eura/MWh,
3. c)v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 85,89 eura/MWh, 2. vykurovací olej 85,89 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 73,94 eura/MWh, 4. z katalyticky spracovaného odpadu 149,00 eur/MWh,
4. d)v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom 1. zemný plyn 83,65 eura/MWh, 2. vykurovací olej 83,65 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 88,72 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 82,15 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW 78,87 eura/MWh, 6. komunálny odpad 80,00 eur/MWh, 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore 114,71 eura/MWh,
5. e)v Rankinovom organickom cykle 123,24 eura/MWh.

(3)Ceny elektriny podľa odseku 1 písm. b) druhého až piateho bodu je možné v konaní o cenovej regulácii schváliť alebo určiť, ak sú splnené podmienky podľa osobitného predpisu.38) § 10 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011

(1)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011 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 109,08 eura/MWh, 2. od 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 259,17 eura/MWh,
3. c)z veternej energie 79,29 eura/MWh,
4. d)z geotermálnej energie 195,84 eura/MWh,
5. e)zo spaľovania kombinovanou výrobou 1. cielene pestovanej biomasy 112,24 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej 122,64 eura/MWh, 3. zo spaľovania fermentovanej biomasy 144,88 eura/MWh, 4. biokvapaliny 115,00 eur/MWh,
6. f)zo spoluspaľovania biomasy alebo biologicky rozložiteľných zložiek odpadov s fosílnymi palivami kombinovanou výrobou 123,27 eura/MWh,
7. g)zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 93,08 eura/MWh, 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 145,00 eur/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW 129,44 eura/MWh, 4. plynu alebo kvapaliny vyrobenej termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 159,85 eura/MWh.

(2)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. júla 2011 do 31. decembra 2011 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

1. a)v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 81,87 eura/MWh,
2. b)v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 75,59 eura/MWh,
3. c)v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 85,89 eura/MWh, 2. vykurovací olej 85,89 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 73,94 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 83,65 eura/MWh, 2. vykurovací olej 83,65 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 88,72 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 82,15 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW 78,87 eura/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. § 11 Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny uvedené do prevádzky od 1. januára 2012

(1)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 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. od 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 194,54 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 112,24 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej 122,64 eura/MWh, 3. zo spaľovania fermentovanej biomasy 144,88 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,39) 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 93,08 eura/MWh, 2. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 136,33 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 1 MW 118,13 eura/MWh, 4. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 139,87 eura/MWh.

(2)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2012 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 85,52 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 elektrny nad 50 MW 79,81 eura/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.

(3)Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny. § 12 Výroba elektriny z domáceho uhlia

(1)Elektrina vyrobená z domáceho uhlia sa dodáva dodávateľom elektriny, ktorého dodávka elektriny do odberných miest koncovým odberateľom elektriny v roku t-2 bola vyššia ako 2 500 000 MWh, na základe rozhodnutia ministerstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.

(2)Výrobca elektriny na základe rozhodnutia ministerstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia uplatňuje za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená z domáceho uhlia, pevnú cenu DOPt v eurách za megawatthodinu vypočítanú podľa vzorca kde

1. a)VNt – sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t,
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; FNt sú vo výške najviac 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 podľa § 2 ods. 3,
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 § 3 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 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. e)VPSt – je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t,
7. f)QDEt – je elektrina vyrobená z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny dodaná dodávateľom elektriny podľa odseku 1,
8. g)KDUt – je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného subjektu v eurách na rok t vypočítaná podľa odseku 3.

(3)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) 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; faktor 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; faktor 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 § 3 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, 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 – 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-2,ZA, 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, 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. Tarifa za prevádzkovanie systému § 13 Spôsob výpočtu tarify za prevádzkovanie systému, postup a podmienky uplatňovania tarify

(1)Výnos za prevádzkovanie systému na rok t VPSt v eurách, ktorý je uplatňovaný prostredníctvom tarify za prevádzkovanie systému TPSt v eurách na jednotku množstva elektriny, sa vypočíta podľa vzorca kde

1. a)PNOZEKVt – sú plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov výrobcov elektriny na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a technológiami kombinovanej výroby vrátane nákladov súvisiacich s nákupom zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v roku t, určené podľa § 14,
2. b)PNNhut – sú plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny z domáceho uhlia v roku t určené ako súčin tarify DOPt podľa § 12 ods. 2 a množstva elektriny vykúpenej podľa § 12 ods. 1,
3. c)n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2 na vymedzenom území,
4. d)KRDSti – je korekcia i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2 určená podľa § 25 ods. 3.
5. e)PNOTt – sú plánované náklady v eurách na rok t zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou PNOTt v roku t určené podľa § 43 ods. 2 písm. b),
6. f)KPSt – je korekcia prevádzkovateľa prenosovej sústavy KPSt v eurách, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 určená podľa § 18 ods. 2.

(2)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.

(3)Pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPSit prepočítaná na spotrebu elektriny na časti vymedzeného územia príslušného i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, ktorá predstavuje spolu s uplatnením TPSt alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, alikvotnú časť nákladov na výrobu elektriny z domáceho uhlia v roku t upravených o korekciu KRDSti, ktorá zohľadňuje náklady a výnosy z platieb z taríf za prevádzkovanie systému v roku t-2.

(4)Korekcia zohľadňujúca náklady a výnosy súvisiace s uplatnením tarify za prevádzkovanie systému za rok t-2 sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy zohľadní vo výške jeho výnosu PCNOTt z uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v roku t.

(5)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.

(6)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.

(7)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.

(8)Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

(9)Na účely cenovej regulácie sa do

1. apríla roku t predkladajú prevádzkovateľmi prenosovej 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. § 14 Spôsob výpočtu alikvotnej časti nákladov vynaložených na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému

(1)Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách vynaložených na podporu výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a kombinovanou výrobou PNOZEKVt zohľadnených v tarife za prevádzkovanie systému v roku t sa vypočíta podľa vzorca PNOZEKVt = NSTRt + KSTRt + NDOPt + KDOPt + NDDt + KDDt + NODt + KNODt, kde

1. a)NSTRt – sú náklady súvisiace s odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t, 2. PQSTRit – je plánované množstvo elektriny odobratej i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na straty od výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v jednotkách množstva elektriny v roku t, 3. ACESTRt – je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav sú schválené alebo určené úradom v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, 4. CESTRit – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez 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. b)KSTRt – je korekčný faktor nákladov súvisiacich s odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách v eurách v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2, 2. PQSTRit-2 – je plánované množstvo elektriny odobratej i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na straty od výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 3. SQSTRit-2 – je skutočné množstvo elektriny odobratej i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na straty od výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 4. ACESTRt-2 – je určená cena elektriny na straty, ktorou je aritmetický priemer cien elektriny na účely pokrytia strát všetkých prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav bez nákladov na odchýlku; ceny elektriny na účely pokrytia strát pre prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav sú schválené alebo určené úradom v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, 5. CESTRit-2 – je cena elektriny na účely pokrytia strát i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez 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,
3. c)NDOPt – sú náklady súvisiace s doplatkom v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t, 2. p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v roku t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, 3. r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, 4. PQVOZEjt – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny, 5. PQTOZEjt – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny, 6. DOPOZEjt – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca DOPOZEjt = CEPSDOZEjt- ACESTRt , ak je CEPSDOZEjt- ACESTRt ≤ 0, potom DOPOZEit sa rovná nule, kde CEPSDOZEjt – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, 7. PQVKVjt – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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, 8. PQTKVjt – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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, 9. DOPKVjt – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca DOPKVtj= CEPSDKVtj - ACESTRt , ak je CEPSDKVtj - ACESTRt ≤ 0, potom DOPKVit sa rovná nule, kde CEPSDKVjt – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
4. d)KDOPt – je korekčný faktor súvisiaci s nákladmi na doplatok v eurách v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2, 2. p – je počet zariadení výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v roku t-2, 3. r – je počet zariadení výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú v roku t-2, 4. PQVOZEjt-2 – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 5. PQTOZEjt-2 – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 6. SQVOZEjt-2 – je skutočné množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 7. SQTOZEjt-2 – je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 8. DOPOZEjt-2 – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca DOPOZEjt-2 = CEPSDOZEjt-2 - ACESTRt-2, kde CEPSDOZEjt-2 – je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, 9. PQVKVjt-2 – je plánované množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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, 10. PQTKVjt-2 – je plánované množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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, 11. SQVKVjt-2 – je skutočné množstvo elektriny vyrobenej v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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, 12. SQTKVjt-2 – je skutočné množstvo technologickej vlastnej spotreby elektriny v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny 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, 13. DOPKVjt-2 – je doplatok pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí sú pripojení do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na vymedzenom území ktorej sa nachádzajú, v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca DOPKVjt-2 = CEPSDKVjt-2 - ACESTRt-2, kde CEPSDKVjt-2 - je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,
5. e)NDDt – je plánovaná alikvotná časť nákladov na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj prekúpeného množstva elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t, 2. p – je počet hodín roku t, 3. PQSTRdokti,j – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave; vzorec 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 elktriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny s právom na podporu, ak je tento rozdiel záporný, vzorec sa rovná nule, 4. CEDDit – je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, 5. CESTRit – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez 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, 6. PQSTRprekti,j – 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 distribučnej sústavy; PQSTRprekti,j 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, PQSTRprekti,j sa rovná nule, 7. PCETRHjt – je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t v j-tej hodine roku t; PCETRHjt 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,
6. f)KDDt – je korekčný faktor súvisiaci s alikvotnou časťou nákladov na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách a predaj prekúpeného množstva elektriny v súvislosti s odberom elektriny na straty v eurách na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2, 2. p – je počet hodín roku t, 3. SQSTRdoki,jt-2 – je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej distribučnej sústave; SQSTRdoki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 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 záporný, SQSTRdoki,jt-2 sa rovná nule, 4. PQSTRdoki,jt-2 – je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v j-tej hodine roku t-2 na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i–tej regionálnej distribučnej sústave; PQSTRdoki,jt-2 sa vypočíta ako rozdiel v j-tej hodine roku t-2 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 záporný, PQSTRdoki,jt-2 sa rovná nule, 5. CEDDit-2 – je schválená alebo určená cena elektriny na dokúpenie zvyškového diagramu na pokrytie strát elektriny v i-tej regionálnej distribučnej sústave bez nákladov na odchýlku v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, 6. CESTRit-2 – je cena elektriny na straty i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy bez 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, 7. 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, 8. 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, 9. SCETRHjt-2 – je skutočná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t v j-tej hodine roku t-2; SCETRHjt-2 sa rovná pre každú hodinu roka t-2 cene elektriny príslušnej hodiny roka t-2 na dennom obchodovaní v obchodnej oblasti, v rámci ktorej je denný trh s elektrinou organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou, 10. PCETRHjt-2 – je plánovaná určená cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2 v j-tej hodine roku t-2; PCETRHjt-2 sa vypočíta pre každú hodinu každého dňa na rok t-2 ako aritmetický priemer cien elektriny príslušných hodín dní 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 organizovaný organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou; na účely výpočtu parametra KDD2012 sa pre regulovaný subjekt uplatní parameter PCETRHj2010 pre každú hodinu roku 2010 v hodnote rovnajúcej sa hodnote parametra PCEPTRH2010 uvedeného v cenovom rozhodnutí pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy o cenách za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike a za prevádzkovanie systému na rok 2010,
7. g)NODt – sú plánované náklady v eurách na rok t súvisiace s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítané podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t, 2. r – je počet štvrťhodín v roku t, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t v megawatthodinách a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 3. PQODjt – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 4. PZCODjt – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t stanovená zúčtovateľom odchýlok, 5. PVNt – sú plánované viacnáklady v eurách na rok t uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 6. PVODt – je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 7. PCQODt – je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca kde – je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t v j-tej štvrťhodine roku t súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 8. PQSZt – je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy,
8. h)KNODt – je korekčný faktor nákladov v eurách na rok t súvisiacich s odchýlkou spôsobenou odberom elektriny na účel pokrytia strát elektriny v regionálnych distribučných sústavách zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; KNODt sa vypočíta podľa vzorca kde 1. n – je počet regionálnych distribučných sústav v roku t-2, 2. s – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a skutočnej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 3. SQODt-2j – je skutočná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, 4. SZCODt-2j – je skutočná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok, 5. SVNt-2 – sú skutočné viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 6. SVODt-2 – je skutočný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 7. SCQODt-2 – je skutočná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca kde – je absolútna hodnota skutočnej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 8. SQSZt-2 – je skutočné množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 9. r – je počet štvrťhodín v roku t-2, počas ktorých je súčin plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v j-tej štvťhodine roku t-2 v MWh a plánovanej zúčtovacej ceny odchýlky určenej zúčtovateľom odchýlok v j-tej štvťhodine roku t-2 kladný; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 10. PQODjt-2 – je plánovaná schválená alebo určená odchýlka subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, 11. PZCODjt-2 – je plánovaná schválená alebo určená zúčtovacia cena odchýlky v eurách na jednotku množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 stanovená zúčtovateľom odchýlok, 12. PVNt-2 – sú plánované viacnáklady v eurách na rok t-2 uplatnené zúčtovateľom odchýlok subjektu zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 13. PVODt-2 – je plánovaný celkový výnos za odchýlku v eurách na rok t-2 uplatnený subjektom zúčtovania zúčtovateľovi odchýlok; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 14. PCQODt-2 – je plánovaná celková odchýlka v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 súvisiaca s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku, vypočítaná podľa vzorca kde – je absolútna hodnota plánovanej odchýlky subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny v j-tej štvrťhodine roku t-2 súvisiacej s odberom elektriny i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy zo zariadení výrobcov elektriny, ktorí majú právo na uplatnenie podpory prevzatím zodpovednosti za odchýlku; subjektom zúčtovania je subjekt, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, 15. PQSZt-2 – je plánované množstvo dodávky elektriny subjektu zúčtovania v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 pozostávajúce zo súčtu absolútnych hodnôt dodanej a odobratej elektriny týmto subjektom zúčtovania, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

(2)Množstvo nakúpenej elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktoré prevyšuje diagram strát prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy, sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Ak má prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy prenesenú zodpovednosť za odchýlku, uvedené množstvo nakúpenej elektriny sa predáva prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy subjektu zúčtovania, ktorý prevzal za neho zodpovednosť za odchýlku.

(3)Plánovaná alikvotná časť nákladov v eurách na výrobu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou PNOZEKVt podľa odseku 1 sa upraví o rozdiel vyplateného doplatku a doplatku, ktorý zodpovedá množstvu elektriny podľa potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za uplynulé obdobie podľa osobitného predpisu.40) Prístup do prenosovej sústavy, prenos elektriny, podporné služby a systémové služby v elektroenergetike § 15 Všeobecné ustanovenia

(1)Cenová regulácia podľa § 15 až 21 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh, a vykonáva sa

1. a)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
2. b)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
3. c)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.

(2)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)skutočnú výšku výnosov z uplatnenia ceny za pripojenie do prenosovej sústavy v roku t-1.

(3)Na účely cenovej regulácie sa oznamuje úradu najneskôr päť mesiacov pred koncom roka t-1 plánované množstvo v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t

1. a)fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení na prenosovú sústavu a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,
2. b)fakturovanej celkovej koncovej spotreby elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny od prevádzkovateľov distribučnej sústavy vrátane koncovej spotreby elektriny odberateľov pripojených do distribučnej sústavy v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky,
3. c)celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
4. d)elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,
5. e)elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zahraničia.

(4)Tarify za rezervovaný výkon a za prenos plánovaného množstva elektriny QPPt sa určia tak, aby výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa § 16 ods. 1 a plánovaného množstva elektriny QPPt.

(5)Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, možno zarátať len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.41) § 16 Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

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

1. a)PNvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,
2. b)JPIn – je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
3. c)X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
4. d)Ovych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných z RABvych na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
5. e)POt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítaných na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
6. f)RABvych ˜– je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k 1. januáru 2011,
7. g)WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
8. h)KSK – je koeficient dosiahnutého plnenia štandardov kvality; KSK sa na roky 2012 až 2015 rovná jednej a na rok 2016 sa určí úradom na základe dosiahnutej úrovne vybraných štandardov kvality v roku 2014 v intervale od 0,98 do 1,00,
9. i)KDZ – je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícii súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZ sa na roky 2012 až 2014 rovná jednej a na roky 2015 a 2016 sa určí úradom v intervale od 0,99 do 1,00,
10. j)FINVPt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVPt na rok 2012 sa rovná nule a na roky 2013 až 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 investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3, 2. POt-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
11. k)MPt – je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca MPt = (ITCt + VAt) x (1 - m), kde 1. ITCt – je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu, 2. VAt – je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odčítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na hraničných profiloch prenosovej sústavy, 3. m – je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
12. l)DVt – sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do sústavy; DVt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule,
13. m)QPPt – je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t, vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,
14. n)ZDt – je faktor neočakávaných zmien zohľadňujúci dodatočné náklady na prenos elektriny z dôvodu zmeny právnych predpisov v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t; ZDt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca kde NDt-2 – sú schválené alebo určené neočakávané oprávnené náklady vyvolané zmenou právnych predpisov súvisiace s regulovanou činnosťou, ktoré možno zahrnúť do ceny, v eurách v roku t-2.

(2)Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určí ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov, a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením na tri desatinné miesta.

(3)Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,6. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,4.

(4)Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu. § 17 Spôsob výpočtu tarify za straty pri prenose elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

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

1. a)VstEPS,t – je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy na rok t vrátane tokov zahraničia,
2. b)PPSCPS,t– je percento plánovaných strát pri prenose elektriny prenosovou sústavou na rok t vypočítané podľa vzorca kde 1. SQPLt-3 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-3, 2. SQPLt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 3. SVstEPS,t-3 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-3 vrátane tokov zahraničia, 4. SVstEPS,t-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do prenosovej sústavy v roku t-2 vrátane tokov zahraničia.

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

1. a)QPLt – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t podľa odseku 1,
2. b)PLEt – je úradom schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca kde 1. CEEEX,t – je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, produktu EEX Phelix Baseload Year Futures Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1, 2. kt – je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím v rozsahu najviac 15 % v závislosti od plánovaného diagramu strát elektriny pri prenose elektriny na rok t, 3. Ot – sú úradom schválené alebo určené plánované náklady regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t na odchýlku súvisiacu s plánovaným diagramom strát elektriny na rok t pri prenose elektriny; tieto náklady sa stanovia pomerne k skutočným nákladom za obdobie január až jún t-1,
3. c)QPLprenost – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t,
4. d)FPSt – je faktor strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kde 1. PSstratyt-2 – je tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej z prenosovej sústavy v roku t-2, 2. QPLprenost-2 – je plánované množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, 3. QSKprenost-2 – je skutočné množstvo elektriny odobratej z prenosovej sústavy v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 4. PLEt-2 – je schválená alebo určená cena elektriny na účely pokrytia strát elektriny pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2, 5. QPLt-2 – je povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose na rok t-2, 6. QSKt-2 – je skutočné množstvo strát elektriny pri prenose elektriny nakúpenej v roku t-2. § 18 Uplatnenie tarify za prevádzkovanie systému prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(1)Tarifa za prevádzkovanie systému sa uplatňuje pre prevádzkovateľov distribučnej sústavy a koncových odberateľov elektriny pripojených do prenosovej sústavy, pričom schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos PCNOTt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca PCNOTt = PNOTt - KPSt, kde

1. a)PNOTt – je alikvotná časť nákladov v eurách na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t určených podľa § 43 ods. 2 písm. b),
2. b)KPSt – je korekcia v eurách na rok t zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 podľa odseku 2.

(2)Tarify za prevádzkovanie systému TPSt a TPSit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určia tak, aby výnos z uplatnenia týchto taríf neprekročil maximálny plánovaný výnos PCNOTt určený podľa odseku 1; tieto tarify sa vypočítajú z nasledujúceho vzorca kde

1. a)TPSt – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
2. b)QKtpo – je celkový plánovaný objem elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
3. c)QZtpo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobený vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy a dodaný odberateľom elektriny v rámci miestným distribučnej sústavy a spotrebovaný pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy, okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
4. d)QVtpo – je celkový plánovaný objem elektriny vyrobenej v zariadení výrobcov elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výroby elektriny okrem elektriny spotrebovanej pre vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny na rok t,
5. e)Kvdt – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,
6. f)– 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 0,022; 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,
7. g)TPSti – je tarifa za prevádzkovanie systému určená cenovým rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
8. h)QKti – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý všetkými koncovými odberateľmi elektriny z regionálnej distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny na rok t,
9. i)d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,

(3)Korekcia v eurách na rok t KPSt zohľadňujúca náklady a výnosy regulovaného subjektu z platieb za prevádzkovanie systému v roku t-2 sa vypočíta podľa vzorca kde

1. a)TPSt-2 – je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy pripojených priamo do prenosovej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t-2,
2. b)– je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
3. c)– je celkové skutočné množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
4. d)– je celkové skutočné množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
5. e)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,
6. f)SQKit-2 – je celkové skutočné množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
7. g)d – je počet prevádzkovateľov regionálnej distribučnej sústavy,
8. h)– je celkové plánované množstvo elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
9. i)– je celkové plánované množstvo elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy, vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojenom do miestnej distribučnej sústavy dodané odberateľom elektriny v rámci tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebované pre vlastnú spotrebu v rámci miestnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
10. j)– je celkové plánované množstvo elektriny vyrobenej v zariadeniach na výrobu elektriny pripojených priamo do prenosovej sústavy a dodanej odberateľom elektriny priamym vedením a spotrebovanej pre vlastnú spotrebu výrobcu elektriny v mieste umiestnenia zariadenia na výrobu elektriny okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
11. k)Kvdt-2 – je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu na rok t-2 určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0 až 0,8,
12. l)je celkové skutočné množstvo 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 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; 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,
13. m)– je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–4 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,022; 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,
14. n)QKit-2 – je celkové plánované množstvo elektriny odobratej všetkými koncovými odberateľmi elektriny z distribučnej sústavy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy vrátane odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
15. o)– je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na rok t-2.

(4)Korekcia v eurách na rok t KPSt pre roky 2012 a 2013 zohľadní spôsob uplatnenia tarify za prevádzkovanie systému v rokoch 2010 a 2011. § 19 Cena za poskytovanie podporných služieb v elektroenergetike a regulačnej elektriny, postup a podmienky uplatňovania cien

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

(2)Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa priamym určením ustanovuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu a maximálny ročný náklad na zabezpečenie poskytovania diaľkovej regulácie napätia a jalového výkonu a štartu z tmy v eurách a maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny alebo minimálna cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii predmetného druhu podpornej služby. Na prednostné využívanie podporných služieb prevádzkovateľom prenosovej sústavy zo zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z domáceho uhlia, sa vzťahuje rozhodnutie ministerstva podľa osobitného predpisu.43)

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

1. a)najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny,
2. b)najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny.

(4)V každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení sa osobitne vyhodnocuje kladná regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy. § 20 Uplatnenie tarify za poskytovanie systémových služieb v elektroenergetike prevádzkovateľom prenosovej sústavy

(1)Prevádzkovateľom distribučnej sústavy a koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy sa uplatňujú tarify za systémové služby, kde schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos SSTt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca kde

1. a)PPSt – sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách,
2. b)PNDispvych – sú schválené alebo určené skutočné oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,
3. c)JPIn – je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom; na za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
4. d)X – je faktor efektivity podľa § 2 ods. 3,
5. e)ODispvych – je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vzťahujúcich sa na RABDispvych a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2,
6. f)PODispt – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách súvisiace s dispečerskou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre dispečerskú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
7. g)RABDispvych – je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku42) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou činnosťou, precenenej k 1. januáru roka 2011,
8. h)WACC – je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2012 až 2016 určená podľa § 3 ods. 2 a 3,
9. i)FINVDispt – je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDispt sa na roky 2012 a 2013 rovná nule a na roky 2014 až 2016 sa vypočíta podľa vzorca FINVDispt = SODispt-2 - PODispt-2, kde 1. SODispt-2 – sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3, 2. PODispt-2 – sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícii v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre dispečerskú činnosť v období roku t-2 vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 3,
10. j)KS t – je faktor vyrovnania v eurách v roku t vypočítaný podľa odseku 2.

(2)Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca KSt = TSSt-2 - SSTt-2 - (1 -

1. s)x (SPSt-2 - PPSt-2) - Naukct-2 - CVt-2 , kde
2. a)TSSt-2 – je celkový skutočný výnos v eurách v roku t-2 z platieb za systémové služby vybratý od prevádzkovateľov distribučnej sústavy a od koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy,
3. b)SSTt-2 – je schválený alebo určený maximálny plánovaný výnos z platieb za systémové služby v eurách v roku t-2,
4. c)s – je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a odberateľov elektriny, ktorí sú pripojení na prenosovú sústavu, určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
5. d)SPSt-2 – sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
6. e)PPSt-2 – sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
7. f)Naukct-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
8. g)CVt-2 – je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca CVt -2 = NOcvt -2 - COcvt -2 - VVcvt -2 + NREcvt -2 - VREcvt -2 + Ncvt -2 - Vcvt -2 , kde 1. NOcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2, 2. VOcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2, 3. NVcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2, 4. VVcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za viacnáklady súvisiace s cezhraničnou výpomocou v roku t-2, 5. NREcvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2, 6. VREcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z cezhraničnej výpomoci v roku t-2, 7. Ncvt-2 – sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2, 8. Vcvt-2 – sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za cezhraničnú výpomoc poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.

(3)Tarifa za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t sa určí tak, aby výnos z uplatnenia tejto tarify neprekročil maximálny plánovaný výnos SSTt určený podľa odseku 1; tarifa TSSt sa vypočíta z nasledujúceho vzorca kde

1. a)TSSt – je tarifa v eurách na jednotku množstva elektriny za poskytovanie systémových služieb určená cenovým rozhodnutím pre koncových odberateľov elektriny a prevádzkovateľov miestnej distribučnej sústavy priamo pripojených do prenosovej sústavy a pre koncových odberateľov elektriny pripojených do distribučnej sústavy,
2. b)QKtpo – je celkový plánovaný objem elektriny odobratý z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny a prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, v jednotkách množstva elektriny v roku t,
3. c)QZtpo – je celkový plánovaný objem elektriny distribuovanej prevádzkovateľmi miestnej distribučnej sústavy, ktorá je priamo pripojená do prenosovej sústavy vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy alebo v inom výrobnom zariadení na výrobu elektriny pripoj