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

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

Obsah (4)§ 7§ 23§ 26§ 32

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

v elektroenergetike § 2 § 3 § 4

(1)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)
  8. h)
  9. i)
  10. j)
  11. k)
  12. l)
  13. m)
  14. n)o)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)
  8. h)
  9. i)
  10. j)
  11. k)
  12. l)
  13. m)
  14. n)
  15. o)
  16. p)
  17. q)
  18. r)
  19. s)
  20. t)
  21. u)
  22. v)
  23. w)
  24. x)
  25. y)
  26. z)
  27. aa)
  28. ab)
  29. ac)
  30. ad)
  31. ae)
  32. af)
  33. ag)
  34. ah)
  35. ai)
  36. aj)
  37. ak)
  38. al)am)
(3)
(4)§ 5
(1)
(2)
(3)§ 6
(1)
(2)Cenová regulácia výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky

§ 7(1) (2) a) b) c) d) 1.

  2. e)

(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)g)
(10)
  1. a)1. 2. 3. 4. 5.
  2. b)1. 2. 3. 4. 5.
  3. c)1. 2. 3.
(11)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)e)
(12)
(13)
(14)
(15)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)g)
(16)
(17)
(18)
(19)
(20)§ 8
(1)
(2)
(3)§ 9
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)a) b)
(8)§ 10
(1)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)1. 2. 3.
  7. g)h)
(3)
(4)
(5)
(6)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)1. 2. 3. 4. 5. 6.
  5. e)
  6. f)
  7. g)
  8. h)
  9. i)
  10. j)
  11. k)
  12. l)Cenová regulácia výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a spôsob úhrady osobitných nákladov § 11
(1)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)1. 2. 3.
  7. g)h)
(3)
(4)§ 12
(1)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(2)
  1. a)1. 2. 3. 4. 4a. 4b. 4c. 4d. 4e. 4ea. 4eb. 4ec. 4ed.
  2. b)1. 2. 3.
(3)a)
  4. 4a. 4b. 4c. 4d. b)
(4)a) c)
(5)a)
  3. 3a. 3b. 3c. b)
(6)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)1. 2. 3.
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
  1. a)
  2. b)§ 13
(1)a) b)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)1. 2.
  4. d)§ 14
(1)
  1. a)
  2. b)1. 2.
  3. c)
  4. d)1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
(2)
  1. a)
  2. b)c)
(3)
  1. a)
  2. b)c)
(4)
(5)
(6)§ 15
(1)
  1. a)
  2. b)c)
(2)
  1. a)1. 2. 3. 4.
  2. b)1. 2. 3. 4.
  3. c)
  4. d)e)
(3)Cenová regulácia prístupu do prenosovej sústavy, prenosu elektriny, systémových služieb a podporných služieb a spôsob a podmienky uplatnenia cien § 16
(1)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)1. 2. 3.
  6. f)g)
(3)
(4)
(5)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)g)
(6)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(7)
(8)a) b)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)§ 17
(1)
  1. a)
  2. b)1. 2. 3.
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)h)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)h)
(3)
(4)a) b)
(5)§ 18
(1)
(2)§ 19
(1)
(2)
(3)a) b)
(4)§ 20
(1)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)
  8. h)i)
(3)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)1. 2. 3. 4. 5. 6.
  6. f)1. 2. 3. 4.
  7. g)h)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)§ 21
(1)
(2)
(3)
  1. a)
  2. b)
  3. c)§ 22
(1)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(2)
(3)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky

§ 23(1) (2) a) b) c) d) e) 1.

  2. f) g)

(3)
(4)
(5)a) b)
(6)
(7)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)
  8. h)
  9. i)j)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
  1. a)
  2. b)c)
(15)
  1. a)
  2. b)c)
(16)
(17)
(18)
(19)
(20)a) b)
(21)
(22)
(23)
(24)
(25)
(26)
(27)
  1. a)
  2. b)c)
(28)
(29)
(30)
(31)
(32)
(33)
(34)a) b)
(35)
(36)
(37)
(38)§ 24
(1)a) b)
(2)
  1. a)1. 2.
  2. b)1. 2.
  3. c)d)
(3)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)1. 2.
  8. h)
  9. i)
  10. j)
  11. k)l)
(4)
(5)
  1. a)1. 2.
  2. b)1. 2.
(6)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)1. 2.
(7)§ 25
(1)
  1. a)
  2. b)1. 2.
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(3)
  1. a)
  2. b)1. 2. 3.
(4)
  1. a)
  2. b)c)
(5)Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky

§ 26(1) (2) a) b) c) d) e) 1.

  2. f) g)

(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)e)
(10)
(11)
(12)
(13)a) b)
(14)
(15)
(16)
(17)§ 27
(1)
  1. a)1. 2. 2a. 2b. 2c. 2d. 2e. 2f. 2g. 2ga. 2gb. 2h. 2i. 2j. 3. 3a. 3b. 3c. 3d. 3e. 3f. 3g. 3h. 3i.
  2. b)
  3. c)d)
(2)
  1. a)
  2. b)1. 2.
(3)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(4)a)
  3. b)
(5)
  1. a)
  2. b)1. 1a. 1b. 1c. 2. 2a. 2b. 3.
(6)Cenová regulácia dodávky elektriny zraniteľným odberateľom a postup a podmienky uplatňovania cien § 28
(1)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)1. 2. 3.
  6. f)g)
(3)
(4)
(5)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)
  6. f)
  7. g)
  8. h)
  9. i)j)
(6)
(7)
(8)§ 29
(1)
  1. a)
  2. b)c)
(2)
  1. a)
  2. b)1. 2. 3. 4.
(3)
  1. a)
  2. b)1. 2. 3. 4.
  3. c)1. 2. 3. 4.
(4)
  1. a)
  2. b)1. 2. 3. 4.
  3. c)1. 2. 3. 4.
  4. d)1. 2. 3. 4.
(5)
(6)
(7)
(8)Cenová regulácia dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie, postup a podmienky uplatňovania cien § 30
(1)
(2)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)1. 2. 3. e)
(3)
(4)§ 31
(1)
(2)
  1. a)
  2. b)1. 2. 3.
(3)Cenová regulácia pripojenia do sústavy, postup a spôsob rozdelenia nákladov za pripojenie a niektoré podmienky

§ 32(1) (2) a) b) c) d) 1.

  2. e)

(3)
(4)§ 33
(1)
(2)a) b)
(3)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)e)
(4)§ 34
(1)
(2)
(3)
(4)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)
  5. e)§ 35
(1)
(2)
(3)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)e)
(4)
(5)
(6)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(7)
(8)
(9)
(10)§ 36
(1)
  1. a)
  2. b)
  3. c)d)
(2)
  1. a)
  2. b)c)
(3)1. 2.
(4)
(5)
(6)
(7)§ 37
(1)
  1. a)
  2. b)
  3. c)
  4. d)1. 2. 3. 4. 4a. 4b. 4c. 4d. 4e. 4f. 4g. e)
(2)
(3)§ 38
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)Prechodné a záverečné ustanovenia § 39 Prechodné ustanovenia
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)§ 40 Zrušovacie ustanovenie § 41 Účinnosť Poznámky Prílohy Otvoriť všetky Informácie o predpise Číslo predpisu: 260/2016 Z. z. Názov: Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky

v elektroenergetike Typ: Vyhláška Dátum schválenia: 19.09.2016 Dátum vyhlásenia: 30.09.2016 Autor: Úrad pre reguláciu sieťových odvetví Právna oblasť: Energetika a priemysel Vzťahy predpisu Predpis vykonáva 309/2009 Z. z. Zákon o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o zmene a doplnení niektorých zákonov 250/2012 Z. z. Zákon o regulácii v sieťových odvetviach Predpis ruší 221/2013 Z. z. Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike Predpis je zrušený 18/2017 Z. z. Vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky

v elektroenergetike 260 VYHLÁŠKA Úradu pre reguláciu sieťových odvetví z 19. septembra 2016, ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky

v elektroenergetike Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (ďalej len „úrad“) podľa § 40 ods. 1 písm.

  1. a)až
  2. i)a
  3. l)až
  4. n)zákona č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach a § 19 ods. 2 písm. c), d),
  5. i)a
  6. j)zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o zmene a doplnení niektorých zákonov ustanovuje: § 1 Základné pojmy Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
  7. a)regulačným obdobím obdobie od roku 2017 do roku 2021,
  8. b)regulačným rokom kalendárny rok,
  9. c)rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,
  10. d)rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
  11. e)rokom t-n n-tý rok predchádzajúci roku t,
  12. f)jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
  13. 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 činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou; tarifa sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny,
  14. h)tarifou 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,
  15. i)miestom pripojenia zariadenia výrobcu elektriny miesto fyzického pripojenia zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy na základe zmlúv o pripojení do sústavy a s inštalovaným určeným meradlom,
  16. j)ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
  17. k)elektroenergetickým zariadením zariadenie určené na výrobu, pripojenie, prenos, distribúciu, prepravu alebo dodávku elektriny,
  18. l)technologické zariadenie na výrobu elektriny súbor jednotlivých technologických častí nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriaci jeden technologický celok pozostávajúci zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja energie, zariadení na úpravu primárneho zdroja energie zariadení, v ktorých sa vykonáva premena formy primárnej energie na elektrickú energiu, zariadení vykonávajúcich kvalitatívnu úpravu elektrickej energie, meracích, riadiacich, kontrolných zariadení a zariadení na ochranu životného prostredia,
  19. m)výstavbou zariadenia na výrobu elektriny výstavba nového zariadenia na výrobu elektriny na základe stavebného povolenia alebo ohlásenia stavebnému úradu o realizácii drobnej stavby, alebo stavebných úprav,1)
  20. n)modernizáciou úprava, pri ktorej sa zvýši vybavenosť, úžitkové vlastnosti a rozšíri sa použiteľnosť zariadenia,
  21. o)rekonštrukciou úprava, ktorou sa zmení účel použitia, technické parametre alebo nastáva kvalitatívna zmena výkonnosti zariadenia; za zmenu technických parametrov nemožno považovať zámenu použitého materiálu pri dodržaní porovnateľných vlastností zariadenia,
  22. p)nameraným výkonom najvyššia hodnota štvrťhodinového činného elektrického výkonu nameraného počas kalendárneho mesiaca 24 hodín denne,
  23. q)nadradenou sústavou je prenosová sústava alebo regionálna distribučná sústava, do ktorej je pripojená miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, alebo miestna distribučná sústava, do ktorej je pripojená iná miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny. Všeobecné ustanovenia o cenovej regulácii a niektoré podmienky

v elektroenergetike § 2 Cenová regulácia v elektroenergetike sa vzťahuje na

  1. a)výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
  2. b)výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme,
  3. c)pripojenie do sústavy,
  4. d)prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
  5. e)prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
  6. f)dodávku elektriny zraniteľným odberateľom, ktorými sú odberateľ elektriny v domácnosti a malý podnik,
  7. g)poskytovanie podporných služieb,
  8. h)poskytovanie systémových služieb,
  9. i)výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
  10. j)dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie. § 3 Cenová regulácia v elektroenergetike sa vykonáva
  11. a)priamym určením pevnej ceny za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
  12. b)určením spôsobu výpočtu pevnej ceny za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
  13. c)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,
  14. d)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
  15. e)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
  16. f)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny zraniteľným odberateľom,
  17. g)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,
  18. h)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
  19. i)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
  20. j)určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie. § 4

(1)Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú:
  1. a)náklady na obstaranie elektriny pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky spôsobenej zraniteľnými odberateľmi pri dodávke elektriny zraniteľným odberateľom,
  2. b)náklady na obstaranie regulačnej elektriny,2)
  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 náklady a prevádzkové náklady zahrnujúce primerané náklady na energie, suroviny a technologické hmoty,
  5. e)osobné náklady;3) za ekonomicky 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 zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za mesiace júl až december roku t-2 a január až jún roku t-1 zverejnených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“) v časti „Jadrová a čistá inflácia oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,
  6. f)náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,4) pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia poplatky za znečisťujúce látky vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu5) a pri skleníkových plynoch náklady najviac do výšky 100 % na nákup emisných kvót potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti; pri skleníkových plynoch sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady na nákup emisných kvót, vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO2 krát cena určená ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien (settlement price) oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX (European Energy Exchange) na jej webovom sídle, za produkt EU Emission Allowances – Spot Market v eurách na tony CO2 za kalendárny mesiac, v ktorom sa nákup emisných kvót realizoval,
  7. g)odpisy majetku; pri hmotnom, ako aj nehmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie majetku využívaného výhradne na výkon regulovanej činnosti, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú uvedené v prílohe č. 1 tabuľke č. 2,
  8. h)nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť najviac vo výške odpisov podľa písmena g),
  9. i)náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti v primeranej výške okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,6)
  10. j)úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky7) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa používa výhradne na regulovanú činnosť,
  11. k)úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku8) najviac vo výške ročnej sadzby 2,5 %,
  12. l)úrok z dlhopisu vydaného regulovaným subjektom najviac do výšky úroku 2,5 % ročne na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku,8)
  13. m)náklady na projekty spoločného záujmu podľa osobitného predpisu,9)
  14. n)náklady na nákup energií, tovarov a služieb bezprostredne súvisiacich s výkonom regulovaných činností,
  15. o)náklady na zabezpečenie neuhradených platieb, ktoré dodávateľ elektriny musel vyplatiť ostatným účastníkom trhu a ktoré vznikli na základe zmluvných záväzkov s týmito účastníkmi trhu, ale nie sú kryté príjmami dodávateľa elektriny, najviac však vo výške referenčnej úrokovej sadzby 12-mesačného EURIBOR z neuhradených platieb.
(2)Ekonomicky 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 iných orgánov regulovaného subjektu 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 regulovaného subjektu,
  6. f)príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie,11) príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku 1 písm. f),
  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 ustanovený osobitným predpisom,14)
  10. j)tvorba sociálneho fondu nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,15)
  11. k)náklady na poskytovanie osobných 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 vzdelávacích a rekreačných zariadení,
  20. t)náklady vynaložené na obstaranie materiálu, služieb a na činnosti nesúvisiace s výkonom regulovaných činností,
  21. u)daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
  22. v)štipendiá poskytnuté študentom vysokých škôl a žiakom,
  23. w)odpis nedobytnej pohľadávky,
  24. x)tvorba rezerv nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,19)
  25. y)rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)
  26. z)tvorba opravných položiek,
  27. aa)náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
  28. ab)náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
  29. ac)straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
  30. ad)zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
  31. ae)náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych a zábavných podujatí a iných činností,
  32. af)spotreba pohonných látok nad rozsah ustanovený osobitným predpisom,21)
  33. ag)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)
  34. ah)straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,
  35. ai)úrazové dávky poskytované podľa osobitného predpisu,24)
  36. aj)vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,25)
  37. ak)náklady vynaložené na obstaranie materiálov, služieb a na činnosti súvisiace s prevádzkovaním, údržbou a rozvojom sústavy vynaložené v rozpore s osobitným predpisom,26)
  38. al)náklady, vynaložením ktorých sa nezabezpečí udržanie alebo zlepšenie energetickej efektívnosti,27)
  39. am)ostatné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.
(3)Opravou sa rozumie súhrn činností, ktorými sa odstraňujú následky poškodenia, opotrebenia celku, skupín alebo dielcov za účelom uvedenia zariadenia do prevádzkyschopného stavu,
(4)Údržbou sa rozumie súhrn činností zabezpečujúcich technickú spôsobilosť a hospodárnosť prevádzky zariadenia, ktorými sa spomaľuje fyzické opotrebenie, predchádza sa jeho následkom a odstraňujú sa drobnejšie chyby, zvyčajne bez demontáže dielov a bez výmeny súčiastok. § 5
(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 v percentách je určená ako miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie, kde WACC je reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie vypočítaná podľa vzorca
(3)Reálna miera výnosnosti regulačnej bázy aktív (WACC) je určená konštantne na celé regulačné obdobie vo výške 6,47 %. Ak bude odchýlka v jednotlivých parametroch vyššia ako 10 %, miera výnosnosti regulačných aktív sa zverejní na webovom sídle úradu do 30. júna kalendárneho roku. § 6
(1)Peňažné hodnoty sa na účely výpočtu ceny matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto sa zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.
(2)Ceny podľa tejto vyhlášky sú bez dane z pridanej hodnoty. Cenová regulácia výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z domáceho uhlia, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky

§ 7

(1)Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 21 a § 8 a 9 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou.
(2)Súčasťou návrhu ceny elektriny a s ňou súvisiacich regulovaných činností (ďalej len „návrh ceny“) sú tieto podklady:
  1. a)navrhovaná cena za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
  2. b)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
  3. c)výpočty a údaje podľa § 8 a 9 týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
  4. d)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky,28) 2. nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  5. e)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)Podklady podľa odseku 2 písm.
  1. a)až
  2. c)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Podkladom podľa odseku 2 je aj záznam o inštalácii určeného meradla na účely merania vyrobenej elektriny na svorkách inštalovaného generátora v zariadení na výrobu elektriny a ostatnej vlastnej spotreby elektriny.
(5)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(6)Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva sa množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určuje percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu, alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených dokladov podľa osobitného predpisu.29)
(7)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.
(8)Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije len jeden zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa § 8 a 9.
(9)S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa okrem podkladov podľa odseku 2 predkladajú aj
  1. a)osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia,30)
  2. b)právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti uskutočneniu drobnej stavby alebo stavebných úprav nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou stavbou alebo ide o stavebné úpravy,
  3. c)doklad o vykonaní funkčnej skúšky,31) alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu32) o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od distribučnej alebo prenosovej sústavy vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu,33) a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu,34)
  4. d)jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu,35)
  5. e)kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy,
  6. f)list vlastníctva budovy spojenej so zemou pevným základom evidovanej v katastri nehnuteľností,36) na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,
  7. g)zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora, na meranie vlastnej spotreby elektriny, na meranie ostatnej vlastnej spotreby elektriny, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla, o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom overenia.
(10)Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny sú údaje o každom zariadení výrobcu elektriny, a to:
  1. a)údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky a podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 1 údaje o 1. celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby, 2. množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny37) spotrebovanej na výrobu elektriny, 3. množstve ostatnej vlastnej spotreby elektriny, 4. množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok,38) 5. množstve vyrobenej elektriny dodanej prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je zariadenie výrobcu elektriny pripojené, za cenu elektriny na straty,39)
  2. b)údaje o 1. spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny, meraní vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny a ostatnej vlastnej spotreby 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, pri vynaložení ktorých by bolo zariadenie postavené a uvedené do prevádzky ku dňu predloženia návrhu ceny, a informácii o poskytnutí podpory použitej na realizáciu opatrení na 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 technologické zariadenie a stavebnú časť zariadenia na výrobu elektriny, 5. percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitných predpisov40) pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zmlúv o dodávke tepla a daňových dokladov za dodané teplo a pre nových výrobcov elektriny percentuálne posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu40) na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložený znaleckým posudkom vypracovaným znalcom z odboru energetika zapísaným v zozname znalcov, tlmočníkov a prekladateľov,41)
  3. c)údaje o 1. výhrevnosti42) a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny a údaje o kvalite paliva podľa osobitného predpisu,43) 2. množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce, 3. výpočte úspor primárnej energie a celkovej účinnosti vysoko účinnej kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu.44)
(11)S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj doklady, ktoré preukazujú uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny, a to:
  1. a)projekt a zmluva o dielo,
  2. b)popis rekonštrukcie alebo modernizácie,
  3. c)faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,
  4. d)celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,
  5. e)znalecký posudok vypracovaný znalcom z odboru energetika preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie,45) v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu alebo modernizáciu.
(12)Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny, ktorého modernizácia alebo rekonštrukcia bola ukončená v roku t-1, sa určí na rok t-1 vo výške ceny, ktorá sa uplatňovala v roku t-1 na výrobu elektriny na zariadeniach výrobcu elektriny a je upravená podľa osobitného predpisu.46)
(13)Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t jednotlivých technológií výroby elektriny podľa osobitného predpisu47) sa zverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.
(14)Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, na výpočet ceny elektriny sa uplatní aj osobitný predpis.46)
(15)Cena elektriny sa určí na dobu 15 rokov pre príslušný druh technológie obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby, pričom pri jej určení sa zohľadňuje
  1. a)priemerný inštalovaný výkon príslušnej technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,
  2. b)množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa 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 desať rokov,
  5. e)primeraný zisk,
  6. f)rovnomerné odpisy podľa tabuľky č. 2 prílohy č. 1,
  7. g)prevádzkové náklady v primeranej výške.
(16)Pre výrobcov elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, ktorí majú na rok t-1 schválenú cenu, sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie na rok t schváli alebo určí na obdobie celej dĺžky podpory výroby elektriny doplatkom podľa osobitného predpisu8) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie48) okrem výrobcov elektriny s nárokom na príplatok podľa § 8, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roku t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu,49) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny46) na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny právo, keby mu bolo vydané cenové rozhodnutie na rok t-1.
(17)Pre výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorí majú na rok t-1 schválenú cenu, sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t schváli alebo určí na obdobie celej dĺžky podpory výroby elektriny doplatkom podľa osobitného predpisu38) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 okrem výrobcov elektriny, s nárokom na príplatok podľa § 8, ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roku t, sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny právo, keby mu bolo vydané cenové rozhodnutie na rok t-1.
(18)Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie sa uplatní na množstvo elektriny určené podľa odseku 6 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou. Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.
(19)Ak dôjde k zmene výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny, s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o prevode zariadenia výrobcu elektriny z existujúceho výrobcu elektriny na nového výrobcu elektriny, ktorým je najmä kúpna zmluva alebo nájomná zmluva, pričom dĺžka podpory výroby elektriny sa počíta od prvého uvedenia zariadenia na výrobu elektriny do prevádzky alebo od roku rekonštrukcie, alebo modernizácie technologickej časti zariadenia.
(20)Cena elektriny pre výrobcu elektriny, ktorá je významne ovplyvňovaná cenou primárneho zdroja energie – primárneho paliva na rok t, je súčtom ceny schválenej alebo určenej na rok t-1 a príplatku Pznit zohľadňujúceho vývoj ceny primárneho paliva. § 8
(1)Príplatok Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny 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
(2)Pznit sa uplatní na rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 5 % zo súčinu nákupnej ceny NCPPit-2 a množstva primárneho paliva QPPi1 MWh,t-2 určených podľa odseku 1.
(3)Hodnoty Pznit v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny zohľadňujúce 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 zverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1. § 9
(1)Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:
  1. a)z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny 1. do 100 kW vrátane 111,25 eura/MWh, 2. od 101 kW do 200 kW vrátane 109,15 eura/MWh, 3. od 201 kW do 500 kW vrátane 106,80 eura/MWh, 4. od 501 kW do 1 MW vrátane 105,11 eura/MWh, 5. od 1 MW do 5 MW vrátane 97,95 eura/MWh,
  2. b)zo slnečnej energie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 30 kW, ktoré je umiestnené na strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti jednej budovy spojenej so zemou pevným základom 84,98 eura/MWh,
  3. c)z veternej energie 44,18 eura/MWh,
  4. d)z geotermálnej energie 108,71 eura/MWh,
  5. e)zo spaľovania alebo spoluspaľovania kombinovanou výrobou 1. cielene pestovanej biomasy okrem obilnej slamy 70,31 eura/MWh, 2. odpadnej biomasy ostatnej okrem obilnej slamy 74,30 eura/MWh, 3. obilnej slamy 92,17 eura/MWh, 4. biokvapaliny 80,86 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,48) cena sa uplatní bez podmienky výroby elektriny kombinovanou výrobou 74,83 eura/MWh,
  7. g)zo spaľovania 1. skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd 58,66 eura/MWh, 2. biometánu získaného z bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 1 MW vrátane 95,95 eura/MWh, 3. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia do 250 kW vrátane 102,00 eura/MWh, 4. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 251 kW do 500 kW vrátane 95,89 eur/MWh, 5. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia od 501 kW do 750 kW vrátane 91,61 eura/MWh, 6. bioplynu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou s celkovým výkonom zariadenia nad 751 kW 90,02 eura/MWh, 7. plynu vyrobeného termochemickým splyňovaním biomasy v splyňovacom generátore 84,72 eura/MWh, 8. fermentovanej zmesi vyrobenej aeróbnou fermentáciou biologicky rozložiteľného odpadu 78,42 eura/MWh.
(2)Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách za megawatthodinu takto:
  1. a)v spaľovacej turbíne s kombinovaným cyklom 74,10 eura/MWh,
  2. b)v spaľovacej turbíne s regeneráciou tepla 74,05 eura/MWh,
  3. c)v spaľovacom motore s palivom 1. zemný plyn 75,04 eura/MWh, 2. vykurovací olej 73,67 eura/MWh, 3. zmes vzduchu a metánu 68,90 eura/MWh, 4. z katalyticky spracovaného odpadu 92,63 eura/MWh, 5. z termického štiepenia odpadov a jeho produktov 85,11 eura/MWh,
  4. d)v protitlakovej parnej turbíne alebo v kondenzačnej parnej turbíne s odberom tepla s palivom 1. zemný plyn 67,90 eura/MWh, 2. vykurovací olej 67,10 eura/MWh, 3. hnedé uhlie 68,29 eura/MWh, 4. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny do 50 MW vrátane 62,81 eura/MWh, 5. čierne uhlie s celkovým inštalovaným výkonom zariadenia výrobcu elektriny nad 50 MW 59,26 eura/MWh, 6. komunálny odpad 62,51 eura/MWh, 7. plyn vyrobený termochemickým splyňovaním odpadu v splyňovacom generátore alebo termickým štiepením odpadu 73,75 eura/MWh,
  5. e)spaľovanie energeticky využiteľných plynov vznikajúcich pri hutníckej výrobe ocele 80,02 eura/MWh,
  6. f)v Rankinovom organickom cykle 98,31 eura/MWh.
(3)Cena elektriny podľa odsekov 1 alebo 2 platí pre jedno zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny obsahujúce stavebnú časť a technologické zariadenie, v ktorých sa vykonáva celý proces premeny primárnej energie na elektrickú energiu. Ak zariadenie podľa odseku 1 písm. a) pozostáva z dvoch alebo viacerých technologických zariadení, ktoré majú spoločnú stavebnú časť, platí cena pre každé technologické zariadenie samostatne.
(4)Ak zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou obsahuje súbor technologických zariadení, ktoré môžu byť prevádzkované samostatne, na účely doplatku sa použije technológia s nižšou cenou podľa odsekov 1 a 2. Pre zariadenia podľa odseku 1 písm. a), ktoré môžu byť prevádzkované samostatne, sa cena určí pre každé technologické zariadenie samostatne.
(5)Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t a pre ktoré nebola určená cena na rok t-1, sa cena podľa odsekov 1 a 2 zníži o súčin ceny určenej podľa odsekov 1 a 2 a koeficientu objektivizácie ko podľa odseku 7.
(6)Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t a pre ktoré bola určená cena na rok t-1, sa cena podľa odsekov 1 a 2 zníži o súčin ceny určenej podľa odsekov 1 a 2 a koeficientu objektivizácie ko podľa odseku 7.
(7)Koeficient objektivizácie sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)PPR je percentuálny podiel rekonštruovaných častí zariadenia na výrobu elektriny ustanovený podľa osobitného predpisu,50)
  2. b)r je doba prevádzky zariadenia na výrobu elektriny od dátumu jeho prvého uvedenia do prevádzky alebo predchádzajúceho vykonania modernizácie alebo rekonštrukcie podľa osobitného predpisu46) v rokoch zaokrúhlená na dve desatinné miesta.
(8)Pre rekonštruované alebo modernizované zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, ktorého doba prevádzky zariadenia na výrobu elektriny od dátumu jeho prvého uvedenia do prevádzky alebo predchádzajúceho vykonania modernizácie alebo rekonštrukcie podľa osobitného predpisu46) je dlhšia ako 40 rokov, sa cena podľa odsekov 1 a 2 neznižuje. § 10
(1)Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 7 sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(2)Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:
  1. a)navrhovaná cena alebo tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane jej štruktúry pre rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok jej pridelenia,
  2. b)údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,
  3. c)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t až t+4,
  4. d)výpočty a údaje podľa tohto paragrafu týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,
  5. e)doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva, alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti, alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
  6. f)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky,28) 2. nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  7. g)údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu elektriny z domáceho uhlia,
  8. h)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)Podklady podľa odseku 2 písm. a),
  1. b)a
  2. d)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)Ak výrobca elektriny vyrába elektrinu z domáceho uhlia podľa rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme, cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia sa vypočíta podľa odseku 6.
(6)Pevná cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia do objemu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme sa vypočíta podľa vzorca CVHZ = (CHUt × 1,1 × kZC + NPt − OVHZ × CEt × kzce − OPPS × CPSt × kzcps ) , kde
  1. a)CHUt je cena hnedého uhlia vypočítaná ako súčin hodnoty množstva hnedého uhlia do objemu vyrobenej elektriny určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme pri dodržaní projektovanej účinnosti výroby na technologickom zariadení výrobcu elektriny a priemeru cien hnedého uhlia za predchádzajúcich 12 mesiacov,
  2. b)kzc je koeficient zmeny ceny uhlia, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kzc = CHUt/CHUz; ak je kzc v intervale , potom kzc = 1,
  3. c)CHUz je zmenená cena hnedého uhlia vypočítaná ako súčin hodnoty množstva hnedého uhlia zodpovedajúci objemu vyrobenej elektriny určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme pri dodržaní projektovanej účinnosti výroby na technologickom zariadení výrobcu elektriny a priemeru cien za predchádzajúcich 12 mesiacov,
  4. d)NPt sú náklady prevádzky, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca NPt = O2015 + Ot-2 + 2 ×Mt + NEK,t + RAB2015 × WACC, kde 1. RAB2015 je hodnota majetku využívaného na výrobu elektriny z domáceho uhlia vypočítaná k 31. decembru 2015, 2. WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3, 3. O2015 sú odpisy majetku uvedené k 31. decembru 2015 na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a reálnej životnosti aktív predstavujúcu skutočnú dobu prevádzky, 4. Ot-2 sú odpisy majetku zaradeného do používania v roku t-2 a súvisiaceho výhradne s výrobou elektriny z domáceho uhlia uvedené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2, na rok 2017 sa parameter Ot-2 rovná nule, 5. Mt sú mzdové náklady obsluhy zariadení súvisiacich výhradne s výrobou elektriny z domáceho uhlia, 6. NEK,t sú ekonomicky oprávnené plánované náklady na nákup emisných kvót,
  5. e)CEt je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1,
  6. f)kzce je koeficient zmeny ceny elektriny na burze, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kzc = CEt/CEz; ak je kzce v intervale , potom kzce = 1,
  7. g)CPSt je cena za podpornú službu podľa cenového rozhodnutia,
  8. h)kzcps je koeficient zmeny ceny podpornej služby, ktorý sa vypočíta podľa vzorca kzpcs = CPSt/CPSz,
  9. i)CPSz je zmenená cena podpornej služby podľa aktuálneho rozhodnutia,
  10. j)CEz je hodnota CEt , ktorá je použitá na výpočet CVHZ na rok 2017,
  11. k)OVHZ je množstvo elektriny v GWh, ktoré výrobca elektriny z domáceho uhlia dodáva do sústavy do objemu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme,
  12. l)OPPS sú podporné služby vo forme sekundárnej regulácie frekvencie a výkonu počas celého roka do rozsahu určeného rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme poskytované výrobcom elektriny z domáceho uhlia. Cenová regulácia výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a spôsob úhrady osobitných nákladov § 11
(1)Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a § 12 až 15 sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:
  1. a)navrhovaná cena alebo tarifa za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, vrátane jej štruktúry, na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok jej pridelenia,
  2. b)údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2,
  3. c)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 a reálnej životnosti aktív predstavujúcu skutočnú dobu prevádzky,
  4. d)výpočty a údaje podľa § 12 ods. 11 až 13 a § 13 až 15 týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
  5. e)doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva, alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti, alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
  6. f)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky,28) 2. nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  7. g)podklady podľa prílohy č. 2,
  8. h)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)Podklady podľa odseku 2 písm. a),
  1. b)a
  2. d)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia. § 12
(1)Tarifa za prevádzkovanie systému je zložená z
  1. a)tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,
  2. b)tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,
  3. c)tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia,
  4. d)tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie TOZEt pre rok t sa určí podľa vzorca kde
  1. a)NOZEit sú náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa určia podľa vzorca kde 1. PVCOZEi,jt je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktoré je pripojené do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na ktorej vymedzenom území sa nachádza, 2. CEt je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1, 3. QVOZEi,jt je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, pre ktoré prevádzkovateľ i-tej regionálnej distribučnej sústavy zabezpečuje podporu doplatkom, v jednotkách množstva elektriny, 4. KPRDSit je korekcia nákladov spojených s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, pri výpočte NOZEit pre roky 2019 a nasledujúce sa KPRDSit rovná nule a pri výpočte NOZEit pre roky 2017 a 2018 sa KPRDSit určí podľa vzorca KPRDSit = (SNPRDSit-2 − PNPRDSit-2) − (SVTPSdsit-2 − PVTPSdsit-2), kde 4a. SNPRDSit-2 sú skutočné náklady spojené s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou z určených meradiel, 4b. PNPRDSit-2 sú plánované náklady spojené s podporou výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, 4c. SVTPSdsit-2 sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, 4d. PVTPSdsit-2 sú plánované výnosy z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, 4e. KOZEit je korekcia nákladov na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a výnosov z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, pri výpočte NOZEit pre roky 2017 a 2018 sa KOZEit rovná nule a pri výpočte NOZEit pre roky 2019 a nasledujúce sa KOZEit určí podľa vzorca KOZEit = (SNOZEit-2 − PNOZEit-2) − (SVTOZEdsit-2 − PVTOZEdsit-2), kde 4ea. SNOZEit-2 sú skutočné náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny z obnoviteľných zdrojov energie z určených meradiel, 4eb. PNOZEit-2 sú plánované náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, 4ec. SVTOZEdsit-2 sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, 4ed. PVTOZEdsit-2 sú plánované výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,
  2. b)QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t, ktoré sa určí podľa vzorca QSPt = QPKSt − QPvdt ×Kvdt , kde 1. QPKSt je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, 2. QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, ktorý sa predkladá prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t, 3. Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(3)Tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou TKVt pre rok t sa určí podľa vzorca kde
  1. a)NKVit sú náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, ktoré sa určia podľa vzorca 1. PVCKVi,jt je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre j-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktoré je pripojené do i-tej regionálnej distribučnej sústavy alebo na ktorej vymedzenom území sa nachádza, 2. CEt je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t Settlement price v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2017 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a na roky 2018 až 2021 za obdobie od 1. júla roku t-2 do 30. júna roku t-1, 3. QVKVi,jt je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v j-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, pre ktoré prevádzkovateľ i-tej regionálnej distribučnej sústavy zabezpečuje podporu doplatkom, v jednotkách množstva elektriny, 4. KKVit je korekcia nákladov na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložených prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 a výnosov z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, pri výpočte NKVit pre roky 2017 a 2018 sa KKVit rovná nule a pri výpočte NKVit pre roky 2019 a nasledujúce sa KKVit určí podľa vzorca KKVit = (SNKVit-2 − PNKVit-2) − (SVTKVdsit-2 − PVTKVdsit-2), kde 4a. SNKVit-2 sú skutočné náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou vynaložené prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2 na základe skutočných nameraných údajov o výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou z určených meradiel, 4b. PNKVit-2 sú plánované náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, 4c. SVTKVdsit-2 sú skutočné výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určenej pre prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2, 4d. PVTKVdsit-2 sú plánované výnosy z platieb na základe tarify na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určenej prevádzkovateľom i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t-2,
  2. b)QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.
(4)Tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia TVHZt pre rok t sa určí podľa vzorca kde
  1. a)CVHZt je pevná cena za výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t určená podľa § 10,
  2. c)QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.
(5)Tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou TOKTEt pre rok t sa určí podľa vzorca kde
  1. a)PPOKTEt je maximálny výnos organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca PPOKTEt = PNOKTE2015 + OOKTE2015 + PVAt + SOOKTE,t-2 , kde 1. PNOKTE2015 sú schválené alebo určené priemerné prevádzkové náklady za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 súvisiace s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou pre subjekty zúčtovania v eurách v roku t, 2. OOKTE2015 sú odpisy majetku súvisiaceho s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov určené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 k 31. decembru 2015, 3. PVAt je primeraný zisk v roku t v eurách určený podľa vzorca PVAt = RAB2015 × WACC , kde 3a. RAB2015 je hodnota aktív využívaných s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru 2015, 3b. WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3, 3c. SOOKTE,t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s činnosťami centrálnej evidencie údajov o prevádzke a meraniach elektriny v elektrizačnej sústave, centrálnou fakturáciou poplatkov súvisiacich s prevádzkou sústavy a súvisiacich činností a správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov roku t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2, na rok 2017 sa parameter SOOKTEt-2 rovná nule.
  2. b)QSPt je plánované množstvo elektriny spotrebovanej na vymedzenom území v roku t.
(6)Platba na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, na podporu výroby elektriny z domáceho uhlia a na ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou PTt uhrádzaná účastníkom trhu s elektrinou, ktorý si zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku51) účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku, sa určí podľa vzorca PTt = (TOZEt + TKVt + TVHZt + TOKTEt) × QSKStoomt , kde
  1. a)TOZEt je tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie pre rok t,
  2. b)TKVt je tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou pre rok t,
  3. c)TVHZt je tarifa za podporu výroby elektriny z domáceho uhlia pre rok t,
  4. d)TOKTEt je tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou pre rok t,
  5. e)QSKStoomt je skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za podporu výroby elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, ktorá sa určí podľa vzorca QSKSoomt = QSKSoomt − QSKSoomt × Kvdt , kde 1. QSKSoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, 2. QSvdoomt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej na odbernom alebo odovzdávacom mieste koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, 3. Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(7)Ak účastník trhu s elektrinou, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou nie je subjektom zúčtovania, platba PTt patrí účastníkovi trhu s elektrinou, do ktorého bilančnej skupiny sú tieto odberné a odovzdávacie miesta priradené.
(8)Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny za spotrebovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(9)Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou za spotrebovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(10)Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou za spotrebovanú elektrinu 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 ostatnú vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a okrem elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(11)Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje aj pri odbere elektriny odberateľom elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, ak nejde o vzájomnú sústavu prevádzok, ktoré sú preukázateľne oddelené od elektrizačnej sústavy na vymedzenom území. Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje aj u odberateľa elektriny alebo výrobcu elektriny účastníkom trhu s elektrinou, ktorý prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné miesto odberateľa elektriny alebo odberné miesto výrobcu elektriny v mieste pripojenia do sústavy.
(12)Tarifa za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarifa za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarifa za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, na vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, na vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy, a na spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.
(13)Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú podľa prílohy č. 7 údaje
  1. a)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 prevádzkovateľmi distribučných sústav a výrobcami elektriny,
  2. b)o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, vysoko účinnou kombinovanou výrobou, z domáceho uhlia a za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-1 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav a organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou. § 13
(1)Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená v cenovom rozhodnutí na rok t pre organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa uplatňuje voči subjektom zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu s elektrinou a sú tak účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou. Tarifa TOTEt sa určí podľa vzorca kde
  1. a)PVOTEt je schválená alebo určená výška oprávnených nákladov, ktoré možno započítať do ceny, a výška primeraného zisku organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z činnosti organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,
  2. b)QOTEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t, s ktorou budú účastníci krátkodobého trhu s elektrinou obchodovať.
(2)Výška oprávnených nákladov, ktoré možno započítať do ceny, a výška primeraného zisku organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z činnosti organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou PVOTEt v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca PVOTEt = PNOTE2015 + POOTE2015 + PVAt + SOote,t-2 , kde
  1. a)PNOTE2015 sú schválené alebo určené priemerné prevádzkové náklady za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,
  2. b)POOTE2015 sú odpisy majetku súvisiaceho s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou určené na základe životnosti majetku využívaného na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 k 31. decembru 2015,
  3. c)PVAt je primeraný zisk za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca PVAt = RAB2015 × WACC , kde 1. RAB2015 je hodnota aktív využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru 2015, 2. WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
  4. d)SOote,t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2, na rok 2017 je parameter SOote,t-2 rovný nule. § 14
(1)Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca PPZOt = PNZOt + PVAt + PNZOt − KZOt , kde
  1. a)PNZOt sú plánované prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
  2. b)PVAt je primeraný zisk za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v eurách vypočítaný podľa vzorca PVAt = RAB2015 × WACC , kde 1. RAB2015 je hodnota aktív využívaných v súvislosti so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok k 31. decembru 2015, 2. WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
  3. c)POZOt sú plánované odpisy v roku t majetku súvisiaceho výhradne s výkonom zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok,
  4. d)KZOt je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa vypočíta podľa vzorca KZOt = PZOt-2 × (SQSZt-2 + SQPZt-2 − QSZt-2 − QPZt-2 ) + TZOt-2 × (SQDDt-2 + SQREt-2 − QDDt-2 − QREt-2 ) , kde 1. PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok v eurách v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, 2. SQSZt-2 je skutočný počet subjektov zúčtovania v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, 3. SQPZt-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, 4. QSZt-2 je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, 5. QPZt-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, 6. TZOt-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, 7. SQDDt-2 je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 8. SQREt-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 9. QDDt-2 je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, 10. QREt-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,
  2. b)QSZt je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky,
  3. c)QPZt je predpokladaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.
(3)Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)PPZOt je maximálny povolený výnos v eurách za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t,
  2. b)QDDt je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t,
  3. c)QREt je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t.
(4)Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, a pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt podľa odseku 2 v eurách v roku t.
(5)Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní odchýlky, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov v roku t.
(6)Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t. § 15
(1)Náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, podporu výroby elektriny vysoko účinnou vysoko účinnou kombinovanou výrobou, podporu výroby elektriny z domáceho uhlia a náklady za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou NPSszti uhrádzané subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou vo výške pre rok t vypočítanej podľa vzorca NPSszti = (TOZEt + TKVt + TVHZt + TOKTEt) × (QSKSszti − QSvdszti × Kvdt ), kde
  1. a)QSKSszti je skutočná celková koncová spotreba elektriny na odberných a odovzdávacích miestach priradených do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
  2. b)QSvdszti je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny na odberných a odovzdávacích miestach priradených do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  3. c)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(2)Náklady spojené s podporou vyrobenej elektriny NPSdsti úhrádzané v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou prevádzkovateľovi i-tej regionálnej distribučnej sústavy, ktorý zabezpečuje pre výrobcov elektriny podporu doplatkom, pre rok t sa vypočítajú podľa vzorca NPSdsit = (TOZEdsit + TKVdsit) × (QSKSt − QSvdt × Kvdt ) , kde
  1. a)TOZEdsit je tarifa na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca kde 1. NOZEit sú celkové plánované náklady na podporu výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, 2. QPKSt je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, 3. QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, 4. Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
  2. b)TKVdsit je tarifa na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca kde 1. NKVit sú celkové plánované náklady na podporu výroby elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou prevádzkovateľa i-tej regionálnej distribučnej sústavy v roku t, 2. QPKSt je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, 3. QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, 4. Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
  3. c)QSKSt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t; skutočná koncová spotreba elektriny je určená v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
  4. d)QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t spotrebovanej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t–2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  5. e)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(3)Náklady NPSvt spojené s výrobou elektriny z domáceho uhlia podľa rozhodnutia ministerstva hospodárstva vo všeobecnom hospodárskom záujme NPSvt uhrádzané v súlade s prevádzkovým poriadkom organizátora krátkodobého trhu s elektrinou výrobcovi elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, pre rok t sa vypočítajú podľa vzorca NPSvt = TVHZt × (QSKSt − QSvdt × Kvdt ) , kde TVHZt je tarifa za výrobu elektriny z domáceho uhlia. Cenová regulácia prístupu do prenosovej sústavy, prenosu elektriny, systémových služieb a podporných služieb a spôsob a podmienky uplatnenia cien § 16
(1)Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 14 a § 17 až 22 sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy.
(2)Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:
  1. a)navrhovaná cena alebo sadzba za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, návrh parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
  2. b)údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny, počet odberných miest, výška rezervovaných kapacít v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
  3. c)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť podľa desaťročného plánu rozvoja sústavy na regulačné obdobie,
  4. d)výpočty a údaje podľa § 17, 18 a 20 týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania systémových služieb a podporných služieb,
  5. e)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky,28) 2. nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  6. f)podklady podľa prílohy č. 3,
  7. g)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)Podklady podľa odseku 2 písm. a),
  1. b)a
  2. d)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t tieto údaje:
  1. a)výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,
  2. b)výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných 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 investícií v roku t-1,
  5. e)výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,
  6. f)výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,
  7. g)skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.
(6)Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 31. júla roku t-1 údaje o plánovanom množstve v roku t a do 20. dňa kalendárneho mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t
  1. a)fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,
  2. b)celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,
  3. c)elektriny odobratej do prenosovej sústavy od jednotlivých výrobcov elektriny,
  4. d)elektriny vstupujúcej do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.
(7)Na účely určenia ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa hodnota rezervovanej kapacity odberu elektriny užívateľa prenosovej sústavy určí ako súčet kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odberných miestach užívateľa prenosovej sústavy uvedených v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy okrem kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach výrobcu elektriny, v odberných miestach výrobcu elektriny, v ktorých je odber elektriny z prenosovej sústavy výlučne za účelom čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach a v odberných miestach výrobcu elektriny, v ktorých je odber elektriny výlučne za účelom vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny. Ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené žiadne odberné miesta užívateľa prenosovej sústavy alebo sú v nej uvedené len odberné miesta užívateľa prenosovej sústavy, ktoré sú z výpočtu rezervovanej kapacity odberu elektriny vylúčené, je hodnota rezervovanej kapacity odberu elektriny tohto užívateľa prenosovej sústavy rovná 0.
(8)Na účely určenia ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa hodnota rezervovanej kapacity dodávky elektriny užívateľa prenosovej sústavy určí ako súčet kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej sústavy uvedených v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy okrem kapacít pripojenia do prenosovej sústavy v odovzdávacích miestach
  1. a)výrobcu elektriny, cez ktoré nie sú do prenosovej sústavy pripojené iné zariadenia na výrobu elektriny okrem zariadení na výrobu elektriny v prečerpávacích vodných elektrárňach a zariadení na výrobu elektriny slúžiacich výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny,
  2. b)miestnej distribučnej sústavy, do ktorej nie sú pripojené iné zariadenia na výrobu elektriny okrem zariadení na výrobu elektriny v prečerpávacích vodných elektrárňach a zariadení na výrobu elektriny slúžiacich výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny; ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené žiadne odovzdávacie miesta užívateľa prenosovej sústavy alebo sú v nej uvedené len odovzdávacie miesta užívateľa prenosovej sústavy, ktoré sú z výpočtu rezervovanej kapacity dodávky elektriny vylúčené, je hodnota rezervovanej kapacity dodávky elektriny tohto užívateľa prenosovej sústavy rovná 0.
(9)Ak v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy nie sú uvedené kapacity pripojenia do prenosovej sústavy v odberných a odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej sústavy, použijú sa pri výpočte hodnôt rezervovaných kapacít odberu a dodávky elektriny užívateľa prenosovej sústavy podľa odsekov 7 a 8 údaje o maximálnom rezervovanom výkone alebo údaje o maximálnej rezervovanej kapacite v odberných a odovzdávacích miestach užívateľa prenosovej sústavy, ktoré sú uvedené v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy.
(10)Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny kalkulovaná na rezervovanú kapacitu odberu elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia ako 10 % z jeho rezervovanej kapacity dodávky elektriny.
(11)Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny kalkulovaná na rezervovanú kapacitu dodávky elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je nižšia alebo sa rovná 10 % z jeho rezervovanej kapacity dodávky elektriny.
(12)Platba za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny, a to osobitne za každý mesiac, v ktorom bolo skutočné mesačné maximum štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy vyššie od rezervovanej kapacity odberu elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia ako 10 % z jeho rezervovanej kapacity dodávky elektriny.
(13)Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa uplatňujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným hlavným napájacím vedením v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Cena za prístup do prenosovej sústavy sa určí vo výške 15 % zo súčinu tarify hradenej užívateľom prenosovej sústavy podľa cenového rozhodnutia na rok t a rezervovanej kapacity, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie pri pripojení užívateľa sústavy s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia. Cena za prístup do prenosovej sústavy sa určí vo výške 100 % zo súčinu tarify hradenej užívateľom prenosovej sústavy podľa cenového rozhodnutia na rok t a rezervovanej kapacity, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté, pri prenose elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci. Za štandardný prenos elektriny sa považuje aj pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.
(14)Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom.21) § 17
(1)Maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny CPt okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách za megawatt rezervovanej kapacity na rok t sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)PNt sú ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v roku t na regulovanú činnosť okrem nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb vypočítané podľa odseku 2,
  2. b)MPt je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky zahrnutá do maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca MPt = ITCt + (1−
  3. m)× VAt, 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 celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy, 3. m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,
  4. c)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 prenosovej sústavy,
  5. d)PKt sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia platieb za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny užívateľmi prenosovej sústavy,
  6. e)PVdodt je plánovaný výnos v eurách v roku t určený ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy,
  7. f)NPSZt sú náklady na projekty spoločného záujmu, ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t,
  8. g)CACMt sú schválené náklady na projekty prideľovania kapacity a riadenia preťaženia sústavy, ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t,
  9. h)QPKodbt je celkové plánované množstvo rezervovanej kapacity odberu elektriny v megawattoch na rok t fakturovanej užívateľom prenosovej sústavy.
(2)Ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady PNt v roku t na regulovanú činnosť okrem nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb sa vypočítajú podľa vzorca kde
  1. a)PN2015 sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové priemerné ročné náklady v eurách za obdobie rokov 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť za rok 2016 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 zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
  3. c)X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,
  4. d)O2015 je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách vztiahnutých na RAB2015 a vypočítaná na základe údajov z účtovníctva regulovaného subjektu,
  5. e)RAB2015 je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2015,
  6. f)WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
  7. g)KDZ,t je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; KDZt na rok 2017 sa rovná jednej a na roky 2018 až 2021 sa určuje v intervale od 0,90 do 1,00,
  8. h)SOt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do regulovaných aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s výkonom regulovanej činnosti v roku t-2, pričom životnosti jednotlivých tried majetku sú v prílohe č. 1 tabuľke č. 2; na rok 2017 je parameter SOt-2 rovný nule.
(3)Mesačná tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodbPS,t sa uplatňuje mesačne voči užívateľom prenosovej sústavy, ktorých rezervovaná kapacita odberu elektriny v roku t je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny v roku t. Výška mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodbPS,t v eurách na megawatt rezervovanej kapacity odberu elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca kde CPt je maximálna cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny okrem strát elektriny pri prenose elektriny v eurách za megawatt na rok t vypočítaná podľa odseku 1.
(4)Mesačná tarifa za rezervovanú kapacitu dodávky elektriny TKdodPS,t sa uplatňuje mesačne voči užívateľom prenosovej sústavy, ktorých rezervovaná kapacita odberu elektriny v roku t nie je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny. Výška mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu dodávky elektriny TKdodPS,t v eurách na megawatt rezervovanej kapacity dodávky elektriny v roku t sa vypočíta podľa vzorca kde
  1. a)PVdodt je plánovaný výnos v eurách v roku t určený ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy,
  2. b)QPKdodt je celkové plánované množstvo rezervovanej kapacity dodávky elektriny v megawattoch na rok t fakturovanej užívateľom prenosovej sústavy.
(5)Cena za prekročenie rezervovanej kapacity odberu elektriny vypočítaná ako štvornásobok súčinu mesačnej tarify za rezervovanú kapacitu odberu elektriny TKodbPS,t a rozdielu medzi skutočným mesačným maximom štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy a rezervovanou kapacitou odberu elektriny z prenosovej sústavy, a to osobitne za každý mesiac, v ktorom bolo skutočné mesačné maximum štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy vyššie od rezervovanej kapacity odberu elektriny sa uplatní voči užívateľovi prenosovej sústavy, ktorého rezervovaná kapacita odberu elektriny je vyššia ako 10 % rezervovanej kapacity dodávky elektriny. § 18
(1)Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPLt v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca
(2)Tarifa za straty elektriny pri prenose elektriny PSstratyt sa uplatňuje voči užívateľovi prenosovej sústavy. 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 § 19
(1)Na účely určenia ceny sa celkové plánované náklady v eurách na nákup všetkých druhov podporných služieb PPSt od výrobcov elektriny a ostatných poskytovateľov podporných služieb určujú na základe dohodnutého a schváleného technického rozsahu jednotlivých druhov podporných služieb prevádzkovateľovi prenosovej sústavy.
(2)Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa priamym určením určuje 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, maximálny ročný náklad na zabezpečenie poskytovania sekundárnej regulácie napätia, štartu z tmy v eurách, maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny a minimálna cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii príslušného 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 hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme.
(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)Na účely určenia ceny podľa odseku 3 sa v každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení 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
(1)Tarifa za systémové služby TSSt sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených o primeraný zisk na systémové služby podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca kde
  1. a)NPSSt sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,
  2. b)QPKStsst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify sa systémové služby,
  3. c)QPvdt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3; splnenie podmienok zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazuje znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,
  4. d)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95.
(2)Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca kde
  1. a)PPSt sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t, od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného predpisu52) v eurách,
  2. b)PNDisp2015 sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové priemerné ročné náklady v eurách v rokoch 2012 až 2015 a očakávaná skutočnosť 2016 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,
  3. c)JPIn je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,
  4. d)X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPIn a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPIn a X rovná 0,
  5. e)ODisp2015 je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu v eurách vztiahnutých na RABDisp2015 a vypočítaných na základe údajov z účtovníctva regulovaného subjektu,
  6. f)RABDisp2015 je schválená alebo určená východisková hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou činnosťou k 31. decembru 2015,
  7. g)WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie určená podľa § 5 ods. 2 a 3,
  8. h)SODispt-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa prílohy č. 1 tabuľky č. 2 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-2 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,
  9. i)KS t je faktor vyrovnania v eurách v roku t.
(3)Faktor vyrovnania KSt v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca KSt = NSSSt-2 − NPSSt-2 − (1−s)×(SPSt-2 −PPSt-2) − Naukct-2 − CVt-2 + 0,7×GCCt-2 , kde
  1. a)s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu 0,4 až 0,6,
  2. b)SPSt-2 sú celkové skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
  3. c)PPSt-2 sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,
  4. d)Naukct-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na aukcie potrebné na dovoz podporných služieb zo zahraničia v roku t-2,
  5. e)CVt-2 je skutočný dopad z cezhraničných výmen elektriny v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca CVt-2 = NOcvt-2 − VOcvt-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 cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2, 2. VOcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2, 3. NREcvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2, 4. VREcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2, 5. Ncvt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2, 6. Vcvt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2,
  6. f)GCCt-2 je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách v roku t-2; GCCt-2 sa na regulačné obdobie vypočíta podľa vzorca GCCt-2 = VGCCt-2 − NGCCt-2 + VREGCCt-2 − NREGCCt-2 , kde 1. VGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2, 2. NGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciou regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2, 3. VREGCCt-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2, 4. NREGCCt-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,
  7. g)NSSSt-2 sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t-2,
  8. h)NPSSt-2 sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.
(4)Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(5)Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.
(6)Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na ostatnú vlastnú spotrebu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy.
(7)Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSSt na množstvo takto odobratej elektriny.
(8)Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach. § 21
(1)Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, patrí platba za poskytovanie systémových služieb účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(2)Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, patrí platba za poskytovanie systémových služieb účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť za odchýlku.
(3)Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste QUKStssoomt, na ktorú sa uplatňuje tarifa za systémové služby, sa vypočíta podľa vzorca QUKStssoomt = QSKStssoomt − QSvdoomt × Kvdt , kde
  1. a)QSKStssoomt je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
  2. b)QSvdoomt je celkový plánovaný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  3. c)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95. § 22
(1)Náklady na systémové služby NSSszi sa uplatňujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou voči všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca NSSszi = TSSt ×(QSKStssszi − QSvdi × Kvdt) , kde
  1. a)QSKStssszi je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
  2. b)QSvdi je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  3. c)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
  4. d)TSSt tarifa za systémové služby pre rok t.
(2)Náklady na systémové služby sa neuplatňujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani voči výrobcom elektriny z malého zdroja, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu.53)
(3)Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps sa uplatňujú voči organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca NSSps = TSSt × (QSKStsst − QSvdt × Kvdt) , kde
  1. a)QSKStsst je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,
  2. b)QSvdt je celkový skutočný objem elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a aritmetického priemeru mesačných maxím štvrťhodinového výkonu odobratého z prenosovej sústavy za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,
  3. c)Kvdt je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je 0,95,
  4. d)TSSt tarifa za systémové služby pre rok t. Cenová regulácia prístupu do distribučnej sústavy a distribúcie elektriny prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy, postup a podmienky uplatňovania cien a niektoré podmienky

§ 23

(1)Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 34 a § 24 a 25 sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
(2)Súčasťou návrhu ceny sú tieto podklady:
  1. a)navrhovaná cena alebo tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny, vrátane jej štruktúry na rok t, ktorá sa bude uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok jej pridelenia,
  2. b)údaje potrebné na preverenie ceny za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,
  3. c)plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť na regulačné obdobie,
  4. d)výpočty a údaje podľa § 24 a 25, týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a uplatňovania tarify za systémové služby, tarify za výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie, tarify za výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou, tarify za výrobu elektriny z domáceho uhlia a tarify za ostatné činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
  5. e)potvrdenie nie staršie ako tri mesiace preukazujúce, že voči regulovanému subjektu nie sú evidované 1. daňové nedoplatky,28) 2. nedoplatky na poistnom na zdravotné poistenie, 3. nedoplatky na poistnom na sociálne poistenie a povinných príspevkoch na starobné dôchodkové sporenie,
  6. f)podklady podľa prílohy č. 4,
  7. g)ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)Podklady podľa odseku 2 písm. a),
  1. b)a
  2. d)sa predkladajú aj v elektronickej podobe.
(4)Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)Na účely cenovej regulácie sa oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané množstvá v závislosti na type merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej z príslušnej distribučnej sústavy
  1. a)prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od distribučnej alebo prenosovej sústavy na vymedzenom území,
  2. b)prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od distribučnej alebo prenosovej sústavy na vymedzenom území.
(6)Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako vážený priemer jednotlivých taríf.
(7)Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do týchto sadzieb pre odberateľov elektriny takto:
  1. a)C1 je jednopásmová sadzba,
  2. b)C2 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne,
  3. c)C3 je dvojpásmová sadzba; nízke pásmo sa poskytuje najmenej 20 hodín denne s blokovaním priamo výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; táto sadzba je aj pre tepelné čerpadlá,
  4. d)C4 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,
  5. e)C5 je dvojpásmová sadzba, nízke pásmo sa poskytuje najmenej 8 hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,
  6. f)C6 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,
  7. g)C7 je sadzba pre verejné osvetlenie,
  8. h)C8 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,
  9. i)C9 je jednopásmová sadzba pre odberateľov elektriny, ktorí majú nainštalované inteligentné meracie systémy,
  10. j)C10 je sadzba pre nabíjacie zariadenia elektromobilov.
(8)Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných cien a taríf.
(9)Na účely regulácie ceny za prís

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